1 2 3 4 A

Prefacio i
Índice vii
Introducción
SIPROTEC
Protección diferencial
7SD610
V4.2
Funciones
Montaje y puesta en marcha
Características técnicas
Anexo
Manual
Glosario
C53000–G1178–C145–1
1
2
3
4
A
Exclusión de responsabilidad
Copyright
Hemos verificado si el contenido de esta copia impresa
coincide con el hardware y software descritos. Sin
embargo no cabe excluir posibles diferencias y por tanto
no podemos asumir responsabilidad alguna por lo que
respecta a la plena coincidencia.
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.
4.20.06
Copyright © Siemens AG 2001; 2003. Todos los derechos reservados.
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
Siemens Sociedad Anónima Libro: Nr. C53000–G1178–C145–1
Prefacio
Objeto del manual
Este manual describe las aplicaciones, las funciones, el montaje y la puesta en
marcha del equipo. Incluye, en especial:
• Descripción de las funciones del equipo y posibilidades de ajuste → capítulo 2;
• Indicaciones para el montaje y puesta en marcha → capítulo 3;
• Resumen de los datos técnicos → capítulo 4;
• así como una recopilación de los datos más importantes, para usuarios más
experimentados, en el Anexo.
En el Manual del sistema SIPROTEC® 4 encontrará datos generales relativos al
manejo y configuración de los equipos SIPROTEC® 4 Manual del sistema (Nº de
pedido E50417–H1178–C151).
Público objetivo
Ingenieros de protección, ingenieros de puesta en marcha, personal cualificado que
realiza trabajos de ajuste, prueba y mantenimiento de equipos de protección
selectiva, automatismos y dispositivos de control, así como el personal de operación
en instalaciones eléctricas y en centrales eléctricas.
Ámbito de validez
del manual
Este manual es válido para: Protección diferencial SIPROTEC® 7SD610; Versión de
Firmware 4.2.
Indicaciones relativas a la conformidad
Este producto cumple las disposiciones de la Directiva del Consejo de la Comunidad
Europea (Directiva 89/336/CEE) sobre la aproximación de las legislaciones de los
Estados Miembros relativas a la compatibilidad electromagnética (CEM) y las
concernientes a equipos eléctricos para su aplicación dentro de unos límites de
tensión determinados (Directiva de baja tensión 73/23/CEE).
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 50081 y EN 61000-6-2 para la Directiva CEM y con la Norma
EN 60255–6 para la Directiva de baja tensión.
El producto cumple con la norma internacional de la serie IEC 60255 y con la norma
nacional VDE 0435.
Otras normas
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
IEEE C37.90.*
i
Prefacio
El producto cuenta con la homologación UL en el marco de los Datos técnicos
(capítulo 10.1) :
IND. CONT. EQ.
TIPO 1
69CA
IND. CONT. EQ.
TIPO 1
Soporte adicional
Si desea formular alguna consulta relacionada con el sistema SIPROTEC® 4 diríjase
al representante local de Siemens.
Cursos
Las ofertas de cursos individuales de formación puede verlas en nuestro Catálogo de
Cursos o puede consultar directamente a nuestro Centro de Formación en
Nuremberg.
Instrucciones y
Advertencias
Las instrucciones y advertencias contenidas en este manual deberán ser tenidas en
cuenta por su propia seguridad y para que el equipo tenga una vida útil apropiada.
Con esta finalidad se emplean los siguientes términos y definiciones:
PELIGRO
significa que pueden producirse la muerte, lesiones corporales graves o importantes
daños materiales si no se adoptan las precauciones apropiadas.
Advertencia
significa que podrían producirse la muerte, lesiones corporales graves o importantes
daños materiales si no se adoptan las precauciones apropiadas.
Cuidado
significa que pueden producirse ligeros daños personales o materiales, si no se
adoptan las precauciones apropiadas. Esto es aplicable, en particular, también a los
daños al propio equipo y a los daños derivados de éstos.
Observación
contiene una información importante sobre el producto o sobre una parte concreta del
Manual, sobre la que se desea llamar la atención de manera especial.
ii
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Prefacio
¡Advertencia!
Durante el funcionamiento de los equipos eléctricos determinadas partes de dichos
equipos están sometidas forzosamente a tensiones peligrosas. Por ello pueden
producirse graves daños personales o materiales si no se actúa con la debida
profesionalidad.
En este equipo o en las proximidades del mismo sólo debe trabajar personal
debidamente cualificado. Dicho personal debe estar perfectamente familiarizado con
todas las advertencias y medidas de mantenimiento según este Manual así como con
los reglamentos de seguridad aplicables.
El funcionamiento perfecto y seguro de este equipo presupone que el transporte haya
sido el apropiado, el almacenamiento, instalación y montaje del mismo por personal
cualificado así como un manejo y mantenimiento cuidadosos teniendo muy en cuenta
todas las advertencias y notas del Manual.
Deberán tenerse en cuenta, en particular, las normas generales de instalación y
seguridad para trabajos en instalaciones con corrientes fuertes (por ejemplo, DIN,
VDE, EN, IEC u otras normas nacionales e internacionales). Si no se tienen en cuenta
puede producirse como consecuencia la muerte, lesiones personales o importantes
daños materiales.
PERSONAL CUALIFICADO
En el sentido de este manual o de las instrucciones de advertencia en el propio
producto, se trata de personas familiarizadas con la instalación, montaje, puesta en
marcha y funcionamiento del equipo y que cuentan con las cualificaciones pertinentes
para el desempeño de su actividad, como por ejemplo:
• Formación e instrucción así como autorización para proceder a la conexión y
desconexión de equipos/sistemas según las normas de la técnica de seguridad,
ponerlos a tierra e identificarlos.
• Formación e instrucción de acuerdo con la norma sobre técnicas de seguridad para
el cuidado y utilización de equipos de seguridad apropiados.
• 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:
Nombre del parámetro, es decir, describe parámetros de configuración y de
función que aparecen literalmente en la pantalla del equipo o en la pantalla del
ordenador personal (con DIGSI®) aparecen en el texto con negrita en Monoschrift
(anchura regular de los carácteres). Esto mismo es aplicable a los encabezados de
los menús de selección.
Opciones de parámetros, es decir, ajustes posibles de parámetros de texto que
aparecen literamente en la pantalla del equipo o en la pantalla del ordenador personal
(con DIGSI®) y en el texto aparecen en cursiva. Esto mismo es aplicable a las
opciones en los menús de selección.
“Mensajes“, es decir, designan informaciones facilitadas por el equipo o que
necesitan otros equipos o medios de conmutación, que aparecen en el texto en letra
Monoschrift (anchura regular de carácteres) y además aparecen entre comillas.
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
iii
Prefacio
En los dibujos y en las tablas, en los que a partir de la propia representación se
deduce la clase de información, puede admitirse el que no se respeten estas
convenciones.
En los dibujos se emplean los siguientes símbolos:
Fall tierra
Señal de entrada lógica interna del equipo
Fall tierra
UL1–L2
Señal de salida lógica interna del equipo
Señal de entrada interna de una magnitud analógica
FNº
>Autorizac.
FNº
Equ. Desc.
Señal de entrada binaria externa con número de función FNº
(Introducción binaria, mensaje de entrada)
Señal de salida binaria externa con número de función FNº
(Mensaje del equipo)
Dirección de parámetro
Nombre del parámetro
1234 FUNCIÓN
Ejemplo de un conmutador de parámetro FUNCIÓN con la dirección
1234 y las posibles opciones conectada y desconectada
Conect.
Descon.
Opciones de parámetros
Además de éstos se utilizan en gran medida las señales de conexión según
IEC 60617–12 e IEC 60617–13 u otras similares. A continuación se reproducen
algunos de los símbolos más utilizados:
Magnitud de entrada analógica
≥1
Enlace OR de magnitudes de entrada
&
Enlace AND de magnitudes de entrada
Inversión de la señal
=1
OR exclusivo (antivalencia): Salida activa, si sólo está activa una
de las entradas
=
Coincidencia: Salida activa, si las dos entradas están activas
o inactivas al mismo tiempo
≥1
Señales de entrada dinámicas (controladas por flancos)
arriba con flanco positivo, abajo con flanco negativo
Formación de una señal de salida analógica
a partir de varias señales de salida analógicas
2610 Iph>>
Iph>
iv
Nivel de valor límite con dirección de parámetro y nombre del
parámetro
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Prefacio
2611 T Iph>>
T
0
0
T
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
T
S
Q
R
Q
Memoria estática (RS-Flipflop) con señal de entrada (S),
Entrada de reposición (R), salida (Q) y salida invertida (Q)
„
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
v
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
vi
Índice
Índice
Prefacio.................................................................................................................................................. i
Índice .................................................................................................................................................. vii
1
2
Introducción ......................................................................................................................................... 1
1.1
Función general...................................................................................................................... 2
1.2
Campos de aplicación ............................................................................................................ 5
1.3
Características........................................................................................................................ 7
Funciones........................................................................................................................................... 11
2.1
Generalidades ...................................................................................................................... 12
2.1.1
2.1.1.1
Configuración del volumen de funciones.............................................................................. 12
Resumen de parámetros ...................................................................................................... 15
2.1.2
2.1.2.1
Datos generales de la instalación (Datos de la instalación 1) .............................................. 16
Resumen de parámetros ...................................................................................................... 22
2.1.3
2.1.3.1
2.1.3.2
Grupos de ajuste .................................................................................................................. 23
Resumen de parámetros ..................................................................................................... 24
Resumen de informaciones ................................................................................................. 24
2.1.4
2.1.4.1
2.1.4.2
Datos generales de la protección (Datos de la instalación 2) .............................................. 24
Resumen de parámetros ...................................................................................................... 29
Resumen de informaciones ................................................................................................. 30
2.2
Protección diferencial ........................................................................................................... 32
2.2.1
Descripción del funcionamiento............................................................................................ 32
2.2.2
Ajuste de los parámetros de función .................................................................................... 41
2.2.3
Resumen de parámetros ...................................................................................................... 44
2.2.4
Resumen de informaciones ................................................................................................. 45
2.3
Arrastre de interruptor y disparo remoto............................................................................... 47
2.3.1
Descripción del funcionamiento............................................................................................ 47
2.3.2
Ajuste de los parámetros de función .................................................................................... 48
2.3.3
Resumen de parámetros ...................................................................................................... 49
2.3.4
Resumen de informaciones.................................................................................................. 50
2.4
Puntos de interfaz y topología de datos de protección......................................................... 51
2.4.1
Descripción del funcionamiento............................................................................................ 51
2.4.2
Ajuste de los parámetros de función .................................................................................... 55
2.4.3
Resumen de parámetros ...................................................................................................... 58
2.4.4
Resumen de informaciones.................................................................................................. 59
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
vii
Índice
viii
2.5
Disparo local exterior ............................................................................................................ 61
2.5.1
Descripción del funcionamiento............................................................................................ 61
2.5.2
Ajuste de los parámetros de función .................................................................................... 62
2.5.3
Resumen de parámetros ...................................................................................................... 62
2.5.4
Resumen de información...................................................................................................... 62
2.6
Transmisión de órdenes remotas (opcional) ........................................................................ 63
2.6.1
Resumen de informaciones .................................................................................................. 64
2.7
Desconexión rápida de alta intensidad................................................................................. 65
2.7.1
Descripción del funcionamiento............................................................................................ 65
2.7.2
Ajuste de los parámetros de función .................................................................................... 66
2.7.3
Resumen de parámetros ...................................................................................................... 68
2.7.4
Resumen de informaciones .................................................................................................. 69
2.8
Protección de sobreintensidad temporizada......................................................................... 70
2.8.1
Descripción del funcionamiento............................................................................................ 70
2.8.2
Ajuste de los parámetros de función .................................................................................... 76
2.8.3
Resumen de parámetros ...................................................................................................... 83
2.8.4
Resumen de informaciones .................................................................................................. 85
2.9
Automatismo de reenganche (opcional) ............................................................................... 86
2.9.1
Descripción del funcionamiento............................................................................................ 87
2.9.2
Ajuste de los parámetros de función .................................................................................. 102
2.9.3
Resumen de parámetros .................................................................................................... 110
2.9.4
Resumen de informaciones ................................................................................................ 113
2.10
Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional)............................................. 116
2.10.1
Descripción del funcionamiento.......................................................................................... 116
2.10.2
Ajuste de los parámetros de función .................................................................................. 129
2.10.3
Resumen de parámetros .................................................................................................... 132
2.10.4
Resumen de informaciones ............................................................................................... 133
2.11
Protección de sobrecarga térmica ...................................................................................... 134
2.11.1
Descripción del funcionamiento.......................................................................................... 134
2.11.2
Ajuste de los parámetros de función .................................................................................. 135
2.11.3
Resumen de parámetros .................................................................................................... 137
2.11.4
Resumen de informaciones ............................................................................................... 138
2.12
Funciones de supervisión ................................................................................................... 139
2.12.1
2.12.1.1
2.12.1.2
2.12.1.3
2.12.1.4
2.12.1.5
2.12.1.6
Descripción del funcionamiento.......................................................................................... 139
Supervisiones de hardware ................................................................................................ 139
Supervisiones de software.................................................................................................. 141
Supervisiones de los equipos de medida ........................................................................... 141
Supervisión del circuito de disparo ..................................................................................... 143
Reacciones de fallo ............................................................................................................ 146
Mensajes colectivos............................................................................................................ 147
2.12.2
Ajuste de los parámetros de función .................................................................................. 148
2.12.3
Resumen de parámetros .................................................................................................... 150
2.12.4
Resumen de información.................................................................................................... 151
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Índice
2.13
Control de funciones .......................................................................................................... 153
2.13.1
Identificación de cierre........................................................................................................ 153
2.13.2
Identificación del estado del interruptor de potencia .......................................................... 154
2.13.3
Lógica de excitación del conjunto del equipo ..................................................................... 157
2.13.4
Lógica de disparo del conjunto del equipo ......................................................................... 158
2.13.5
Prueba del interruptor de potencia ..................................................................................... 163
2.13.6
Ajuste de los parámetros de función .................................................................................. 164
2.13.7
Resumen de parámetros .................................................................................................... 165
2.13.8
Resumen de información.................................................................................................... 165
2.14
Ayudas para la puesta en marcha...................................................................................... 166
2.14.1
Descripción del funcionamiento.......................................................................................... 166
2.14.2
Ajuste de los parámetros de función .................................................................................. 166
2.14.3
Resumen de parámetros ................................................................................................... 167
2.15
Funciones adicionales ........................................................................................................ 168
2.15.1
2.15.1.1
2.15.1.2
2.15.1.3
2.15.1.4
2.15.1.5
2.15.1.6
Tratamiento de mensajes ................................................................................................... 168
Generalidades .................................................................................................................... 168
Mensajes de servicio .......................................................................................................... 170
Mensajes de caso de avería............................................................................................... 170
Mensajes espontáneos ...................................................................................................... 171
Consulta general ................................................................................................................ 171
Estadística de conmutaciones............................................................................................ 172
2.15.2
Medición de trabajo ............................................................................................................ 172
2.15.3
Almacenamiento de valores de fallo................................................................................... 176
2.15.4
Ajuste de los parámetros de función .................................................................................. 177
2.15.5
Resumen de parámetros .................................................................................................... 178
2.15.6
Resumen de información.................................................................................................... 178
2.16
Tratamiento de órdenes ..................................................................................................... 182
2.16.1
Tipos de órdenes................................................................................................................ 182
2.16.2
Desarrollo del curso de las órdenes ................................................................................... 183
2.16.3 Protección contra fallos de conmutación............................................................................ 184
2.16.3.1 Conexión con/sin enclavamiento ....................................................................................... 185
3
2.16.4
Confirmación de la protocolización de la/orden ................................................................. 187
2.16.5
Resumen de informaciones ............................................................................................... 188
Montaje y puesta en marcha........................................................................................................... 189
3.1
Montaje y conexión ............................................................................................................ 190
3.1.1
Montaje............................................................................................................................... 190
3.1.2
Variantes de conexión ........................................................................................................ 193
3.1.3
3.1.3.1
3.1.3.2
3.1.3.3
3.1.3.4
3.1.3.5
Adaptación del hardware.................................................................................................... 197
Generalidades .................................................................................................................... 197
Desmontaje del equipo....................................................................................................... 198
Elementos de conmutación en las tarjetas de circuitos...................................................... 201
Módulos de intefaz ............................................................................................................. 207
Montaje del equipo ............................................................................................................. 211
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
ix
Índice
4
x
3.2
Control de las conexiones .................................................................................................. 212
3.2.1
Control de la conexión de datos de los interfaces seriales................................................. 212
3.2.2
Control de la comunicación de la Protección diferencial .................................................... 214
3.2.3
Comprobación de las conexiones de la instalación........................................................... 215
3.3
Puesta en marcha............................................................................................................... 218
3.3.1
Régimen de prueba y conexión y desconexión del bloqueo de transmisión ...................... 219
3.3.2
Verificación del interfaz de sincronización de tiempo ......................................................... 219
3.3.3
Probar el interfaz del sistema ............................................................................................. 220
3.3.4
Verificar el estado de conmutación de las entradas/salidas binarias ................................. 222
3.3.5
Verificación de la topología de los datos de protección...................................................... 225
3.3.6
Verificar la protección contra fallo del interruptor de potencia............................................ 230
3.3.7
Verificar las conexiones del transformador de intensidad de un extremo de la línea......... 232
3.3.8
Verificar las conexiones del transformador de intensidad en ambos extremos de la línea.234
3.3.9
Disparo remoto, señales remotas, etc. ............................................................................... 242
3.3.10
Funciones a definir por el usuario....................................................................................... 242
3.3.11
Prueba de disparo y conexión del interruptor de potencia ................................................. 243
3.3.12
Prueba de la estabilidad y establecimiento de un listado de medida de ensayo................ 243
3.4
Preparación final del equipo ............................................................................................... 245
Características técnicas.................................................................................................................. 247
4.1
Datos generales del equipo ................................................................................................ 248
4.1.1
Entradas y salidas analógicas ............................................................................................ 248
4.1.2
Tensión auxiliar................................................................................................................... 248
4.1.3
Entradas y salidas binarias................................................................................................. 249
4.1.4
Interfaces de comunicación ................................................................................................ 250
4.1.5
Pruebas eléctricas .............................................................................................................. 254
4.1.6
Pruebas mecánicas ............................................................................................................ 256
4.1.7
Solicitaciones debidas al clima ........................................................................................... 257
4.1.8
Condiciones de utilización .................................................................................................. 258
4.1.9
Versiones constructivas...................................................................................................... 258
4.2
Protección diferencial ......................................................................................................... 259
4.3
Arrastre del interruptor, disparo directo y remoto externos ................................................ 261
4.4
Transmisión de órdenes remotas (opcional) ...................................................................... 261
4.5
Interfaces de activación y protección diferencial topología ................................................ 262
4.6
Protección de sobreintensidad diferida............................................................................... 263
4.7
Desconexión rápida de alta tensión.................................................................................... 268
4.8
Automatismo de reenganche (opcional) ............................................................................. 268
4.9
Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional)............................................. 270
4.10
Protección de sobrecarga térmica ...................................................................................... 271
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Índice
A
4.11
Supervisión de funciones ................................................................................................... 273
4.12
Funciones adicionales ........................................................................................................ 274
4.13
Dimensiones....................................................................................................................... 277
Anexo................................................................................................................................................ 279
A.1
Datos del pedido y accesorios ........................................................................................... 280
A.1.1
Accesorios .......................................................................................................................... 282
A.2
Planos de conjunto ............................................................................................................. 285
A.2.1
Bastidor para empotrar en panel de mandos y en armario ................................................ 285
A.2.2
Bastidor para montaje sobre panel de mandos.................................................................. 286
A.3
Ejemplos de conexión ........................................................................................................ 287
A.4
Preajustes .......................................................................................................................... 289
A.5
Funciones según el protocolo ............................................................................................ 292
A.6
Resumen de parámetros .................................................................................................... 293
A.7
Listas de información.......................................................................................................... 307
A.8
Lista de valores medidos.................................................................................................... 327
Glosario ............................................................................................................................................ 331
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
xi
Índice
xii
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
1
Introducción
En este capítulo presentamos el equipo SIPROTEC® 7SD610. Le ofrecemos una
visión global de los campos de aplicación, características y equipamiento completo
del 7SD610.
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
1.1
Función general
2
1.2
Campos de aplicación
5
1.3
Características
7
1
1 Introducción
1.1
Función general
La protección diferencial SIPROTEC® 7SD610 digital está equipada con un poderoso
sistema de microprocesador. De este modo se procesan todas las funciones desde la
determinación de los valores de medición hasta la salida de la orden a los
interruptores de potencia, como también el intercambio de datos de mediciones con
el extremo opuesto del intervalo de protección, de forma completamente digital. 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 corriente se
encargan de introducir las intensidades de fase y otra (I4) se puede utilizar para la
corriente con derivación a tierra (punto de estrella del transformador de corriente o
transformador de corriente con derivación a tierra independiente). Para cada tensión
EM
EA
AD
µC
Error
∩
IL1
EP
Run
IL2
IL3
Relés de
salida
(configurables)
I4
LEDs
en la
tapa frontal
(configurables)
UL1
UL2
µC
UL3
#
U4
Panel de maniobra
local
ESC
ENTER
7
4
1
.
8
5
2
0
9
6
3
+/-
Entradas binarias (configurab.)
SV
UH
Tensión auxiliar
Pantalla en el
panel frontal
Interfaz de
frontal
al
PC
Interfaz
frontal
PC/
Modem
Interfaz
frontal
Central
de
mando
p. ej.
DCF77
IRIG B
Sincronización
de tiempos
Interfaz de
activación 1
extremo
opuesto
Figura 1-1 Estructura de hardware de la protección diferencial digital 7SD610
2
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
1.1 Función general
fase-tierra está prevista una entrada de tensión. La protección diferencial no requiere
en principio tensiones de medida. Sin embargo, se pueden conectar tensiones que
luego permiten mostrar las tensiones y potencias y así mismo permiten medir la
tensión de la línea para el control del reenganche automático. Se puede utilizar una
entrada de tensión adicional (U4) para la tensión de desplazamiento (tensión e-n). Las
señales analógicas se retransmiten al grupo amplificador de entrada “EA”.
El grupo amplificador de entrada “EA” 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 transformador analógico/digital AD tiene un multiplexador, convertidores
analógicos/digitales y módulos de memoria para la transferencia de datos al
microprocesador.
Sistema
microprocesador
Además de controlar los valores de medición, el sistema microprocesador µC
procesa también las funciones de protección y control propiamente dichas. Esto
comprende en particular:
− Filtrado y acondicionamiento de los valores medidos,
− Supervisión continua de los valores medidos,
− Supervisión de las condiciones de excitación de cada función 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 el equipo del extremo opuesto,
− Consulta de los valores límites y de las secuencias de tiempo,
− Procesamiento de las señales para las funciones lógicas,
− Toma de decisiones de las órdenes de disparo y conmutación,
− Registro de mensajes, datos de los casos de avería y valores de avería para el
análisis de las averías,
− Gestión del sistema operativo y sus funciones tales como, p. ej. almacenamiento
de datos, reloj de hora real, comunicación, interfaces, etc.
Las informaciones son proporcionadas a través de amplificadores de salida AV.
Entradas y salidas
-binarias
A través de los módulos de entrada/salida (entradas y salidas) se conducen las
entradas y salidas binarias desde y hacia el ordenador. Desde aquí el sistema obtiene
informaciones sobre la instalación (p. ej. restablecimiento remoto) o sobre otros
equipos (p. ej. órdenes de bloqueo). Las salidas incluyen sobre todo las órdenes
dirigidas a los equipos de conmutación y los mensajes para la señalización remota de
acontecimientos y estados importantes.
Elementos
frontales
Los indicadores ópticos (LED) y un panel de visualización (LC–Display) en el panel
frontal informan sobre el estado funcional del equipo y comunican acontecimientos,
situaciones y valores medidos.
Las teclas integradas de control y numéricas en combinación con la pantalla-LC
facilitan la comunicación local con el equipo. A través de ellas se pueden consultar
todas las informaciones del equipo, como parámetros de configuración y de ajuste,
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
3
1 Introducción
mensajes de funcionamiento y de avería, valores medidos (véase también Manual del
sistema SIPROTEC®4, núm. de pedido E50417–H1178–C151) y se pueden modificar
los parámetros de ajuste (véase también capítulo 2).
Mediante control local se puede efectuar también el control de la instalación desde la
tapa frontal.
Interfaces seriales
A través del interfaz serial de maniobra situado en la tapa frontal se puede mantener
la comunicación con un ordenador personal utilizando el programa de maniobra
DIGSI®. De esta forma se pueden manejar con comodidad todas las funciones del
equipo..
A través del interfaz serial de servicio se puede establecer igualmente una
comunicación con el equipo mediante un PC, utilizando DIGSI®. Este interfaz es
apropiado especialmente para un cableado fijo del equipo con el PC o para maniobra
a través de módem.
Todos los datos del equipo se pueden transferir a un equipo central de evaluación o
a un punto de control a través del interfaz serial del sistema. Según la aplicación este
interfaz puede disponer de diferentes procedimientos de transmisión física y de
diferentes protocolos.
Está previsto otro interfaz para la sincronización de tiempo del reloj interno, por medio
de fuentes de sincronización exteriores.
Se pueden seleccionar otros protocolos de comunicación mediante módulos de
interfaz adicionales.
A través del interfaz de maniobra o de servicio se puede establecer una comunicación
con ambos equipos, a través de una red de comunicación y mediante un navegador
estándar, en el momento de la puesta en marcha, comprobación y también durante el
funcionamiento. Para ello se dispone de medios auxiliares del PC (“herramienta lBS“),
que han sido optimizados especialmente para el sistema de protección diferencial.
Interfaz de
activación
El interfaz de activación constituye un elemento especial. A través de éste se pueden
transferir los datos de los valores medidos de cada extremo del intervalo de
protección al extremo opuesto. A través del interfaz de activación se pueden transmitir
también al otro extremo otras informaciones tales como conmutación del interruptor
de potencia local, la respuesta de estabilización de la conexión, así como otras
órdenes o informaciones binarias acopladas exteriormente.
Fuente de
alimentación
Las unidades funcionales descritas están alimentadas por una fuente de alimentación
SV con la potencia necesaria para los diferentes niveles de tensión. Las
interrupciones breves de la tensión de alimentación que pueden aparecer durante un
cortocircuito en el sistema de alimentación de tensión auxiliar de la instalación son
absorbidas en general por un condensador acumulador (véanse también Datos
Técnicos, capítulo 4.1.2).
4
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
1.2 Campos de aplicación
1.2
Campos de aplicación
La Protección diferencial SIPROTEC® 7SD610 digital 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 manera, con
diferentes niveles de tensión. Como la comparación de los datos medidos se efectúa
por separado para cada fase se considera irrelevante el tratamiento del punto de
estrella de la red.
La alta sensibilidad y la supresión de la irrupción de conmutación permiten también la
aplicación del 7SD610, aunque se encuentre un transformador de potencia dentro del
intervalo de protección (variante de pedido), cuyo punto(s) de estrella 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
interrupción instantánea en el caso de un 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 protección diferencial requiere en cada extremo de la zona a proteger un
equipo 7SD610 así como un conjunto de transformadores de intensidad. No se
requieren transformadores de tensión si bien éstos pueden estar conectados con el
propósito de 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 activación a través de
enlaces de comunicación dedicados (generalmente cables de fibra óptica) o de una
red de comunicaciones. Por medio del 7SD610 se puede proteger un objeto con dos
extremos: cables, líneas aéreas o una combinación de ambos, también con un
transformador de potencia conectado en bloque (variante de pedido). En cada
extremo se instala un 7SD610.
La transferencia de datos sin errores es condición previa para el funcionamiento
adecuado del sistema de protección, que es supervisado internamente de manera
continua.
Funciones de
protección
La función básica del equipo es el reconocimiento de cortocircuitos en la zona de
protección — tanto de cortocircuito de alto como de bajo valor óhmico. También se
detectan con exactitud faltas complejas 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.
De interrumpirse la comunicación, los equipos pueden conmutar automáticamente a
funcionamiento de emergencia con una protección de sobreintensidad integrada
hasta que pueda restablecerse la comunicación. Ésta comprende tres niveles
independientes de la tensión (S/It.def.) y otro nivel dependiente de la intensidad
(S/It.idef.); para el nivel S/It.idef. se dispone de una serie de curvas características de
varios estándares. Alternativamente, la protección de sobreintensidad puede
utilizarse como protección de sobreintensidad de reserva, es decir, que actúa
independientemente y en paralelo a la protección diferencial en cada extremo.
La comunicación se puede utilizar para transmitir otras informaciones. Además de los
valores de medición también se pueden transmitir órdenes binarias u otras
informaciones (variante de pedido).
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
5
1 Introducción
Las funciones de protección contra cortocircuito — según la variante de pedido —
también pueden efectuar 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.
Aparte de las funciones de protección contra cortocircuito mencionadas, se ha
integrado una protección de sobrecarga térmica que protege particularmente los
cables y transformadores de potencia de un calentamiento excesivo por sobrecarga.
Una protección contra fallo del interruptor de potencia (variante de pedido) vigila la
reacción del interruptor de potencia después de una orden de disparo.
6
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
1.3 Características
1.3
Características
Características
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 transmisores de mediciones, módulos de entradas y salidas
binarias y convertidores de tensión continua o alterna.
• Maniobra sencilla utilizando el panel de mando integrado o mediante conexión a un
ordenador personal con un programa de guía del operario.
Protección
diferencial
• Sistema de protección diferencial para 2 extremos con trasmisión digital de datos
protegidos.
• Protección para todo tipo de cortocircuitos en redes con cualquier tratamiento del
punto de estrella.
• Distinción fiable entre relaciones de carga y relaciones de cortocircuito incluso en
el caso de faltas con elevado valor óhmico y corrientes débiles mediante
procedimientos de medida adaptados.
• Elevada sensibilidad funcionando a baja carga, máxima estabilidad contra saltos
de carga y oscilaciones de potencia.
• Medición selectiva de fases y en consecuencia sensibilidad de respuesta
independiente de la clase de fallo.
• Apropiado para transformadores en el intervalo de protección (variante de pedido).
• Detección de fallos de elevado valor óhmico, corrientes débiles debido a la alta
sensibilidad.
• Insensibilidad contra corrientes de conmutación y de carga — también para
transformadores en el intervalo de protección — y contra procesos de
compensación de altas frecuencias.
• Alta estabilidad también en caso de diferente comportamiento en la transmisión de
los transformadores de medida de intensidad.
• Estabilidad adaptable, derivada automáticamente de los valores medidos y de los
datos parametrizados de los transformadores de intensidad.
• También es posible la desconexión rápida, por fases, también en un extremo de
línea sin alimentación o con baja alimentación (interdisparo).
• Baja dependencia de la frecuencia debido al rastreo de frecuencia.
• Transmisión digital de datos protegidos; 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 RDSI o a través de un solo par de hilos
de cobre (hasta aprox. 8 km).
• Sincronización posible a través del GPS. De esta manera es posible compensar las
diferencias de tiempos de ejecución, lo que a su vez incrementa la sensibilidad.
7SD610 Manual
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7
1 Introducción
• 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.
• Posibilidad de disparo por fases (para funcionamiento con breve interrupción
monopolar o monopolar y tripolar) (variante de pedido).
Disparo directo y
remoto externos
• Disparo del extremo local de un equipo exterior a través de una entrada binaria.
Transmisión de
informaciones
• Transmisión de valores medidos desde ambos terminales del objeto protegido.
Protección diferida
de sobreintensidad
• Se puede utilizar como función de emergencia en caso de interrupción de la
comunicación de datos protegidos o como función de reserva o como ambas.
• Disparo del extremo remoto de las funciones de protección internas o de un equipo
exterior a través de una entrada binaria.
• Transmisión de hasta 4 órdenes o mensajes rápidos al extremo opuesto (variante
de pedido).
• Máximo tres niveles independientes (S/It.def.) y un nivel dependientede la
intensidad (S/It.idef.) para las intensidades de fase y para la corriente con
derivación a tierra.
• Para la protección del S/It.idef. se puede elegir entre diferentes curvas
características de diferentes estándares.
• Posibilidad de bloqueo, por ejemplo para bloqueo posterior con un nivel cualquiera.
• Es posible el disparo sin retardo al conectar sobre un cortocircuito en cualquier
nivel.
Desconexión
rápida de alta
intensidad
• Desconexión rápida para todos los fallos al 100 % del trayecto de la línea.
• Opción entre conexión manual o cualquier conexión del interruptor de potencia.
• Con detección de conexión integrada.
Reenganche
automático
(opcional)
• Para reenganche después de desconexión monopolar, tripolar o monopolar y
tripolar.
• Un solo reenganche o reenganche múltiple (hasta 8 intentos de reenganche).
• Con tiempos de actuación independientes para cada intento de reenganche,
opcionalmente también sin tiempos de activación.
• Con tiempos muertos independientes después de desconexión monopolar y
tripolar, independiente para los cuatro primeros intentos de reenganche.
• Con la opción de un tiempo muerto sin tensión adaptable: en este caso, el equipo
controla los ciclos de interrupción, mientras que en el otro extremo de la línea el
reenganche depende exclusivamente de este único equipo de control. Como
criterio se utiliza la medición de tensión y/o la orden de conexión retransmitida
(Inter-CONEC).
• Reenganche automático controlado opcionalmente por la excitación de protección
con tiempos muertos independientes según que la excitación sea monopolar,
bipolar o tripolar.
8
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
1.3 Características
Protección contra
fallo del interruptor
de potencia
(opcional)
• Con niveles de intensidad independientes para la supervisión del flujo de
intensidad a través de cada polo del interruptor de potencia.
• Con niveles de tiempo de supervisión independientes para disparo monopolar y
tripolar.
• Activación de la orden de disparo de cada función de protección integrada.
• Posibilidad de activar funciones de disparo exteriores.
• A un nivel o a dos niveles.
• Tiempos breves de recuperación y de reposición.
• Posibilidad de protección contra fallo en terminal y supervisión de la sincronía del
polo del interruptor.
Protección de
sobrecarga térmica
• Reproducción térmica de las pérdidas de calor de la corriente del objeto a proteger.
• Medición del valor efectivo real de las tres intensidades.
• Escalones de alarma térmica y de intensidad ajustables.
Funciones a definir
por el usuario
• Enlaces lógicos programables libremente entre señales internas y externas para
implementar las funciones lógicas que puede definir el usuario.
• Todas las funciones lógicas comunes.
• Retardos y consultas sobre valores límites.
Puesta en marcha;
funcionamiento;
mantenimiento
• Indicación de los valores locales y remotos medidos según magnitud y ángulo de
fase.
• Indicación de las corrientes diferenciales y de estabilización calculadas.
• Indicación de los valores medidos del enlace de comunicación, como tiempo de
transferencia y disponibilidad.
• Posibilidad de dar de baja un equipo del sistema de protección diferencial durante
los trabajos de mantenimiento en un extremo y de utilizar modos de prueba y de
puesta en marcha.
Funciones de
supervisión
• Supervisión de los circuitos internos de medida, de la alimentación de tensión
auxiliar y del hardware y software, asegurando así una mayor fiabilidad.
• Supervisión de los circuitos secundarios de los transformadores de intensidad y de
tensión mediante supervisiones de las sumas y de simetría.
• Supervisión de la comunicación con estadística del número de telegramas de
transmisión afectados de fallo.
• Verificación de la consistencia de los valores de ajuste en ambos extremos de la
línea: El sistema del procesador no marcha en caso de ajustes inconsistentes que
pudieran ocasionar un mal funcionamiento del sistema de protección diferencial;
• Posibilidad de supervisar el circuito de disparo.
• Control de los valores locales y remotos medidos y comparación de los mismos.
• Supervisión de la rotura de cables de los circuitos de intensidad secundarios con
bloqueo rápido selectivo por fases del sistema de protección diferencial para evitar
la sobrefunción.
7SD610 Manual
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9
1 Introducción
Otras funciones
• Batería soporte para el reloj, que se puede sincronizar a través de una señal de
sincronización (DCF77, IRIG B, GPS mediante receptor de satélite), entrada
binaria o interfaz de sistema.
• Sincronización automática de la hora entre los equipos en los extremos del objeto
a proteger a través de la comunicación protegida.
• Cálculo e indicación permanente de los valores medidos de funcionamiento en la
pantalla frontal. Indicación de los valores medidos del extremo remoto.
• Memoria de mensajes para las últimas 8 averías en la red (averías en la red), con
asignación de tiempo real (resolución 1 ms).
• Registro en memoria de los valores de avería y transmisión de datos para el listado
de averías para un intervalo de tiempo máximo total de aprox. 15 s, sincronizado a
través de los equipos de un sistema de protección diferencial.
• Estadística de conmutación: Recuento de órdenes de disparo y de conmutación
iniciadas por el equipo, así como registro de los 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 pepdido),
opcionalmente a través de cable de datos, módem o cable de fibra óptica.
• Ayudas de puesta en marcha tales como control de conexión y dirección, prueba
de los interfaces y del interruptor de potencia.
• Amplio apoyo para la prueba y la puesta en marcha del PC o del Laptop mediante
“herramienta PES“: representación gráfica en pantalla de la topología de la
comunicación del sistema de protección diferencial y de comunicación, de los
diagramas vectoriales de todas las corrientes y eventualmente tensiones en ambos
extremos del sistema de protección diferencial.
„
10
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2
Funciones
En este capítulo se explican las diferentes funciones del equipo SIPROTEC®
7SD610. Para cada función se muestran las posibilidades de ajuste, incluyendo
instrucciones para determinar los valores de ajuste y - en la medida necesaria - las
fórmulas.
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.1
Generalidades
12
2.2
Protección diferencial
33
2.3
Arrastre de interruptor y disparo remoto
48
2.4
Puntos de interfaz y topología de datos de protección
52
2.5
Disparo local exterior
63
2.6
Transmisión de órdenes remotas (opcional)
65
2.7
Desconexión rápida de alta intensidad
67
2.8
Protección de sobreintensidad temporizada
72
2.9
Automatismo de reenganche (opcional)
89
2.10
Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional)
119
2.11
Protección de sobrecarga térmica
138
2.12
Funciones de supervisión
143
2.13
Control de funciones
158
2.14
Ayudas para la puesta en marcha
172
2.15
Funciones adicionales
174
2.16
Procesamiento de comandos
181
11
2 Funciones
2.1
Generalidades
Unos pocos segundos después de encender el equipo en la pantalla aparece la
imagen inicial. En 7SD610 se representan los valores medidos.
La configuración (capítulo 2.1.1) se efectúa por medio de DIGSI® desde el ordenador
personal. La forma de proceder se describe detalladamente en el manual del sistema
SIPROTEC® 4, núm. de pedido E50417–H1178–C151. Para modificar el ajuste es
necesario introducir la contraseña núm. 7 (para el conjunto de parámetros). Sin la
contraseña se pueden leer los ajustes pero no modificarlos ni transmitirlos al equipo.
Los parámetros funcionales, esto es las opciones de función, valores límites, etc. se
pueden modificar a través del panel de mando situado en el panel frontal del equipo
o mediante los interfaces de mando y de servicio de un ordenador personal con la
ayuda del software DIGSI®. Se necesita la contraseña núm. 5 (para parámetros
individuales).
2.1.1
Configuración del volumen de funciones
Generalidades
El equipo 7SD610 dispone de una serie de funciones de protección y de funciones
adicionales. La capacidad del hardware y del firmware está adaptada a estas
funciones. Aparte de esto, las funciones de mando se pueden adaptar a las
condiciones de la instalación. Además, mediante la configuración se pueden activar
o desactivar funciones individuales o modificar la interacción de las funciones. De
este modo se pueden suprimir las funciones que no se necesitan en el 7SD610.
Ejemplo de configuración del volumen de funciones:
Los equipos 7SD610 deben emplearse en líneas aéreas y transformadores. La
protección de sobrecarga sólo se debe utilizar en los transformadores. Por ello para
las líneas aéreas esta función se "desconfigura", mientras que para los
transformadores deberá estar "disponible".
Las funciones de protección y adicionales disponibles se pueden configurar como
disponible o no disponible. En algunas funciones deberá también ser posible
seleccionar entre diferentes alternativas que se explican más adelante.
Las funciones que están configuradas como no disponible, no se procesan en el
7SD610: No existen mensajes 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 (ver detalles en el Anexo A.1).
12
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.1 Generalidades
Determinar el
volumen de
funciones
Los parámetros de configuración se pueden introducir por medio de un PC y el
programa de maniobra DIGSI® a través del interfaz de maniobra situado en la tapa
frontal del equipo o a través del interfaz de servicio de la cara posterior. La maniobra
se describe en el manual del sistema SIPROTEC® 4 (núm. de pedido E50417–
H1178–C151, capítulo 5.3).
Para modificar los parámetros de configuración en el equipo es necesario introducir
la contraseña núm. 7 (para el conjunto de parámetros). Sin la contraseña se pueden
leer los ajustes pero no modificarlos ni transmitirlos al equipo.
Particularidades
Muchos ajustes se explican por sí mismos. Las particularidades se aclaran a
continuación.
Si desea utilizar la función de conmutación de grupos de parámetros, ajuste la
dirección 103 CAMBIO GRUPO DE PARÁMETROS. como disponible. En este
caso se podrán ajustar hasta cuatro grupos diferentes de parámetros de función que
durante el funcionamiento se podrán conmutar de forma rápida y fácil (véase también
el capítulo 2.1.3). Si se ajusta no disponible sólo se podrá ajustar y utilizar un
grupo de parámetros de función.
La dirección 110 DISPARO solamente es válida para equipos que puedan disparar un
polo o tres polos. Ajuste mono/tripolar, aunque también se desee un disparo
monopolar, es decir cuando se trabaja con reenganche automático 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.
La protección diferencial PROTECCIÓN DIFERENCIAL (dirección 112) como función
principal del equipo deberá estar siempre disponible. Esto se refiere también a las
funciones adicionales de la protección diferencial tal como arrastre del interruptor .
El acoplamiento externo (dirección 122 ACOPLAMIENTO EXTERNO) se refiere al
acoplamiento de una orden de disparo del interruptor de potencia local procedente de
un equipo exterior.
Para la protección de sobreintensidad temporizada se puede ajustar bajo la dirección
126 PROTECCIÓN SOBREINTENSIDAD DE TIEMPO en función de qué grupo de
curvas características debe trabajar. En adición a la protección de sobreintensidad
temporizada (S/It.def.) independiente, se puede configurar una protección de
sobreintensidad temporizada dependiente de la intensidad, que trabaje o bien según
una curva característica IEC (S/It.def./idef. IEC) o según una curva
característica ANSI (S/It.def./idef. ANSI). Esto es válido independientemente
de que la protección de sobreintensidad temporizada deba trabajar como función de
emergencia (sólo en caso de fallo de la comunicación de protección) o como
protección de reserva autónoma. Las diferentes curvas características están
representadas en los datos técnicos (capítulo 4.6). Naturalmente se puede renunciar
también a la protección de sobreintensidad temporizada (no disponible).
Si el equipo dispone de reenganche automático, entonces son relevantes las
direcciones 133 y 134. Si en la derivación, para la cual se emplea el 7SD610 no se
desea reenganche, o si para el reenganche se emplea exclusivamente un equipo
exterior, se deberá ajustar la dirección 133 REENGANCHE AUTOMÁTICO (RE) para
7SD610 Manual
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13
2 Funciones
no disponible. El reenganche automático sólo está permitido en líneas aéreas. En
todos los demás casos está prohibido utilizarlo. Si el objeto protegido consta de una
mezcla de líneas aéreas y de otros equipos (p. ej. líneas aéreas en bloque con un
transformador o líneas aéreas/cable), se debe asegurar que el reenganche sólo
puede producirse en el caso de un fallo en la línea aérea.
En los demás casos, se ajustará allí el número de intentos de reenganche deseados.
También se puede ajustar 1 Ciclo RE hasta 8 Ciclos RE. También se puede
ajustar PTA (tiempo muerto adaptivo); en este caso, el comportamiento del
reenganche automático depende de los ciclos del extremo opuesto. Sin embargo es
preciso que en uno de los extremos de la línea se configure el número de ciclos y este
extremo debe disponer de una alimentación segura. El otro puede trabajar entonces
con tiempo muerto adaptivo. Las explicaciones detalladas figuran en el capítulo 2.9.1.
El Modo de función del RE bajo 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 imagen 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 DESCONECTADO ... (con orden de desconexión ..., preajuste) resulta
preferible, si están previstos y son posibles ciclos de interrupción monopolares o
mono/tripolares. En este caso puede haber (para cada ciclo de interrupción) tiempos
de pausa diferentes después de la desconexión monopolar, por una parte y después
de la desconexión tripolar, por otra. La función de protección de disparo determina el
tipo de disparo: 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 DISPARO = 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 es la situación de arranque de las funciones de protección en el
momento de desaparecer 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 ... con T.ACT.(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 ciclo de interrupción. Para más aclaraciones véase el capítulo 2.9.1.
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 T.ACT. (... sin tiempo de acción ).
En la supervisión del circuito de disparo se deberá indicar bajo la dirección 140
SUPERVISION CIRCUITO DE DISPARO cuántos relés de disparo se deben
supervisar: 1 Circuito, 2 Circuito o 3 Circuito.
Si el equipo está conectado a transformadores de medida de tensión, ésto se deberá
indicar bajo la dirección 144 TRANSFORMADOR DE TENSIÓN. Si el ajuste es
conectado, el equipo puede determinar las funciones dependientes de la tensión - en
este caso los valores medidos de la tensiones, potencia y factor de potencia -.
14
7SD610 Manual
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2.1 Generalidades
Si hay un transformador de potencia en la zona protegida, ésto se deberá indicar bajo
la dirección 145 TRANSFORMADOR EN EL CAMPO DE PROTECCIÓN (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 bajo el subtítulo “Datos topológicos para transformadores en el ámbito de
protección (opcional)“, página 26).
2.1.1.1
Resumen de parámetros
Observación: En función del tipo y variante del pedido pueden faltar algunas
direcciones o tener unos preajustes diferentes.
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
103
CAMBIO GRUPO
DE PARÁMETROS
no disponible
disponible
no disponible
Conmutación del grupo de
parámetros
110
DISPARO
sólo tripolar
mono/tripolar
sólo tripolar
Comportamiento al disparo
112
PROTECCIÓN
DIFERENCIAL
disponible
no disponible
disponible
Protección diferencial
118
SINCRONIZACIÓN
GPS
disponible
no disponible
no disponible
Sincronización GPS
122
ACOPLAMIENTO
EXTERNO
no disponible
disponible
no disponible
Acoplamiento exterior
124
DESCONEXIÓN
RÁPIDA
no disponible
disponible
no disponible
Desconexión rápida
126
PROTECCIÓN
SOBREINTENSIDAD DE TIEMPO
no disponible
S/It.def./idef. (curvas IEC)
S/It.def./idef. (curvas ANSI)
no disponible
Protección de sobreintensidad
temporizada
133
REENGANCHE
1 ciclo RE
AUTOMÁTICO (RE) 2 ciclos RE
3 ciclos RE
4 ciclos RE
5 ciclos RE
6 ciclos RE
7 ciclos RE
8 ciclos RE
ASP
no disponible
no disponible
Reenganche automático
134
MODO DE
FUNCIÓN DEL RE
Con excitación y tiempo de
activación
Con excitación sin tiempo de
activación
Con orden de disparo y tiempo
de activación
Con orden de disparo sin
tiempo de activación
Con orden de
disparo y tiempo
de activación
Clase de funcionamiento del
RE.AU.
139
FALLO
INTERRUPTOR
no disponible
disponible
no disponible
Protección contra fallo del
interruptor
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15
2 Funciones
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
140
SUPERVISIÓN
CIRCUITO DE
DISPARO
no disponible
1 circuito
2 circuitos
3 circuitos
no disponible
Supervisión del circuito de
disparo
142
PROTECCIÓN DE
SOBRECARGA
no disponible
disponible
no disponible
Protección de sobrecarga
144
TRANSFORMADOR DE TENSIÓN
no conectado
conectado
no conectado
Transformador de medida de
tensión
145
TRANSFORMADOR EN EL
CAMPO DE
PROTECCIÓN
No
Sí
No
Transformador en la zona
protegida
2.1.2
Datos generales de la instalación (Datos de la instalación 1)
Generalidades
El equipo requiere algunos datos de la red y de la instalación, para que sus funciones
se puedan adaptar a estos datos en función de la utilización. Entre ellos figuran, por
ejemplo, datos nominales de la instalación y de los transformadores de medida,
polaridad y conexión de los valores medidos, en su caso propiedades de los
interruptores de potencia y similares. Además existe una serie de parámetros de
función asociados a las funciones en su conjunto, esto es, no a una función concreta
de protección, control o supervisión. Estos datos de la instalación 1 sólo
se pueden modificar por medio del PC y DIGSI® se comentan en esta sección.
Polaridad de los
transformadores de
medida de
intensidad
La dirección 201 PUNTO ESTRELLA Transf. I pide la polaridad de los
transformadores de medida de intensidad, es decir, la posición del punto de estrella
del transformador de medida (figura 2-2). El ajuste determina el sentido de medida del
equipo (la corriente en el sentido de línea se define en ambos extremos de la línea
como positiva). La conmutación de este parámetro también provoca la inversión de
polaridad de la entrada de corriente a tierra IE.
Barras
colectoras
IL1
IL2
IL3
IE
IE
Línea
201 PUNTO ESTR.TRANSF.I
= Línea
Línea
Figura 2-1
IL1
IL2
IL3
201 PUNTO ESTR.TRANSF.I
= Barras colectoras
Figura 2-2 Polaridad de los transformadores de medida de intensidad
16
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2.1 Generalidades
Valores nominales
de los
transformadores de
medida
La protección diferencial está diseñada de tal forma que puede funcionar sin
tensiones de medida. Sin embargo, se pueden conectar las tensiones. Éstas permiten
visualizar y protocolizar las tensiones y calcular las potencias. Eventualmente
también pueden servir, en el caso de reenganche automático, para determinar la
tensión de la línea. Durante la configuración de las funciones del equipo (capítulo
2.1.1) se ha determinado si el equipo debe trabajar con o sin tensiones de medida.
En las direcciones 203 TRANSF. UN PRIM. y 204 TRANSF. UN SEC. se informa
al equipo sobre las intensidades de corriente nominales primarias y secundarias de
los transformadores de medida de tensión. Si no están conectados transformadores
de medida de tensión y no han sido configurados al determinar el volumen de
funciones según el capítulo 2.1.1, estos ajustes no se precisan.
En las direcciones 205 TRANSF. IN PRIM. y 206 IN-GER SEC. se informa al
equipo sobre las intensidades de corriente nominales primarias y secundarias de los
transformadores de medida de intensidad (fases).
La dirección 206 IN-GER SEC. debe coincidir con la intensidad de corriente nominal
del equipo, en caso contrario el sistema procesador no puede inicializarse. También
hay que asegurarse de que la intensidad de corriente nominal del transformador de
medida de intensidad secundaria coincide con la intensidad de corriente nominal del
equipo, ya que en caso contrario el equipo calcula datos erróneos del primario (véase
también el capítulo 3.1.3.3, bajo el subtítulo “Módulo de entrada/salida I/O-11”).
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
incluso un requisito indispensable para el funcionamiento correcto del equipo.
Conexión de la
tensión
Si el equipo se conecta a transformadores de medida de tensión hay disponibles
cuatro entradas de tensión de medida. Este capítulo no es relevante si no hay
tensiones conectadas.
Tres entradas de tensión se conectan al conjunto de transformadores de medida de
tensión. Para la cuarta entrada de tensión U4 hay diversas posibilidades:
• Conexión de la entrada U4 al arrollamiento e-n abierto del grupo de
transformadores de medida de tensión, véase también Anexo, figura A-6:
En este caso se ajusta la dirección 210: TRANSF.U4 = Transf.Uen.
En caso de conexión a los arrollamientos e–n del grupo de transformadores de
medida de tensión, la relación de transformación de tensión de los transformadores
es normalmente
UN prim
----------------3
UN
UN
sec
sec
- ⁄ --------------⁄ --------------3
3
Entonces deberá hacerse el factor Uph/Uen (tensión secundaria, dirección 211
TRANSF. Uph/Uen ) en 3/√3 = √3 ≈ 1,73. Para otras relaciones de
transformación, por ejemplo, para formar la tensión de desplazamiento a través del
conjunto de transformadores de medida intercalados, hay que corregir
debidamente el factor. Este factor es importante para las supervisiones de las
magnitudes de medida y para escalar los valores de medida y de fallo.
• Si no se precisa la entrada U4, entonces se ajusta:
dirección 210 TRANSF. U4 = no conectada..
También en este caso el factor TRANSF. Uph/Uen (dirección 211, véase más
arriba) es importante, puesto que es utilizado para la escala de los valores medidos
y los valores de fallo.
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17
2 Funciones
Conexión de
corriente
El equipo tiene cuatro entradas de intensidad, tres de las cuales se conectan a los
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
grupo de transformadores de medida de intensidad de la línea que se trata de
proteger (conexión normal, véase también Anexo, figura A-3):
En este caso se ajusta la dirección 220: TRANSF. I4 = línea propia y
dirección 221 TRANSF.I4/Iph = 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, véase también Anexo, figura A-4).
En este caso se ajusta la dirección 220: TRANSF. I4 = línea propia y
se ajusta la dirección 221 TRANSF. I4/Iph:
Relación Transformador de intensidad de falla a tierra
Transf ( I 4 ⁄ I ph ) = -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------Relac. transformador de medida de intensidad de fase
Ejemplo:
Transformador de medida de intensidad de fase 500 A/5 A
Transformador de medida de intensidad suma 60 A/1 A
60 ⁄ 1
Transf ( I 4 ⁄ I ph ) = ----------------- = 0, 600
500 ⁄ 5
• Si no se precisa la entrada I4 entonces se ajusta:
dirección 220 TRANSF. I4 = no conectada,
entonces la dirección 221 TRANSF.I4/Iph no es relevante.
Para las funciones de protección se calcula en este caso la corriente cero a partir
de la suma de las corrientes de las fases.
Frecuencia nominal
La frecuencia nominal de la red se ajusta en la dirección 230 FRECUENCIA
NOMINAL. El valor preajustado en fábrica según la variante de construcción sólo
deberá modificarse si el equipo va a ser utilizado para otro campo de aplicación
diferente al que dió lugar al pedido. Se pueden ajustar 50 Hz ó 60 Hz.
Duración de la
orden
En la dirección 240A se ajusta la duración mínima de la orden de disparo TIEMPO
MINIMO DE LA ORDEN DE DISPARO. 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 vía el equipo. Este parámetro
puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“.
En la dirección 241A se ajusta la duración máxima de la orden de enganche
DURACION MÁXIMA DE LA ORDEN DE CIERRE. Es válida para todas las órdenes
de enganche del equipo. También determina la duración de un impulso de cierre
durante la prueba del interruptor vía el equipo. Un tiempo demasiado largo no entraña
ningún riesgo ya que al producirse un nuevo disparo debido a una función de
protección se interrumpe en cualquier caso la orden de conexión. No hay riesgo si se
establece demasiado tiempo, 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 parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo
“Display additional settings“.
18
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2.1 Generalidades
Prueba del
interruptor de
potencia
7SD610 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 INTERRUPTOR : TIEMPO DE PAUSAdetermina
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 .
Curva
característica del
transformador de
medida de
intensidad
El principio básico de la protección diferencial parte de que todas las corrientes que
entran en un objeto protegido sin avería, suman cero. Si los transformadores de
medida de intensidad en los terminales de la línea tienen diferentes errores en la
transformación en el rango de sobreintensidad, la suma de las corrientes secundarias
puede alcanzar valores considerables debido a la saturación de los transformadores,
cuando altas corrientes de fallo fluyen a través de la línea. Las medidas incluidas en
el 7SD610 para prevenir un comportamiento erróneo en caso de saturación de los
transformadores de medida de intensidad trabajan óptimamente si la protección
conoce las características de transmisión de los transformadores de medida de
intensidad.
Para esto se ajustan los datos característicos de los transformadores de medida de
intensidad y de sus circuitos secundarios (véase también figura 2-7 en el capítulo
2.2.1). En muchos casos se pueden mantener los valores preajustados. Estos tienen
en cuenta los datos de los transformadores de medida de protección típicos.
El factor nominal n de sobreintensidad de los transformadores de medida de
intensidad y la potencia nominal PN figuran normalmente en la placa de
características de los transformadores de medida de intensidad. Estos datos están
referidos a las condiciones nominales (intensidad de corriente nominal, carga
nominal). Por ejemplo (según VDE 0414/Parte 1 o IEC 60044)
Transformador de medida de intensidad 10P10; 30 VA → n = 10; PN = 30 VA
Transformador de medida de intensidad 10P20; 20 VA → n = 20; PN = 20 VA
El factor de sobreintensidad de servicio n' se obtiene a partir de estos datos nominales
y de la carga efectiva del secundario P':
PN + Pi
n'
---- = -----------------n
P' + P i
siendo n' = factor de sobreintensidad de servicio (factor de sobreintensidad efectivo)
n = factor de sobreintensidad nominal de los transformadores de medida de
intensidad (cifra característica detrás de la P)
PN= carga nominal de los transformadores de medida de intensidad [VA] para
la intensidad de corriente nominal
Pi = carga inherente de los transformadores de medida de intensidad [VA]
para la corriente nominal
P'= carga real conectada (equipos + líneas secundarias) [VA] para
intensidad de corriente nominal
La carga inherente de los transformadores de medida de intensidad figura
normalmente en el protocolo de ensayo. Si se desconoce, se puede determinar por
aproximación a partir de la resistencia en 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 CIFRA I-RT SERVICIO
/ I-RT NOM.
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19
2 Funciones
El error del transformador de medida para la intensidad nominal se ajusta, además de
un factor de seguridad, bajo la dirección 253 ERRO CON CIFRA I-RT SERVICIO
/ I-RT NOM. Es igual a la “desviación de la medida de intensidad por relación de
intensidad primaria F1“, según VDE 0414/Parte 1 o IEC 60044.
El error del transformador de medida para el factor de sobreintensidad nominal, se
ajusta, además de un factor de seguridad, bajo la dirección 254 ERROR CON CIFRA
DE SOBREINTENSIDAD NOM.. Se obtiene por la cifra que va delante de la P de los
datos del transformador de medida.
La tabla 2-1 muestra una relación de los transformadores de medida de intensidad de
protección usuales con los datos característicos y las correspondientes
recomendaciones de ajuste.
Tabla 2-1
Clase
de
transfor
-mador
de
medida
Recomendaciones de ajuste para los datos de los transformadores de medida de intensidad
Errores para la corriente
nominal
Norma
Relación de
transformación
Ángulo
Errores para el
factor de
sobreintensida
d nominal
1,0 %
±60 mín
3,0 %
Recomendaciones de ajuste
Dirección
251
Dirección
253
Dirección
254
≤5 %
≤1,50 *)
3,0 %
10,0 %
—
≤10 %
≤1,50 *)
5,0 %
15,0 %
0,5 %
±30 mín
ε ≤10 %
≤1,50 *)
1,0 %
15,0 %
1,0 %
±30 mín
ε ≤10 %
≤1,50 *)
3,0 %
15,0 %
1,0 %
±180 mín
±18 mín
ε ≤10 %
(sólo I~)
≤1,50 *)
6,0 %
20,0 %
TPS
IEC
60044–1
BS: Clase
X
≤1,50 *)
3,0 %
10,0 %
C100
hasta
C800
ANSI
≤1,50 *)
5,0 %
15,0 %
5P
10P
IEC
60044–1
TPX
TPY
IEC
60044–1
TPZ
*) Si n’/n ≤ 1,50, ajuste = valor calculado; si n’/n > 1,50, ajuste = 1,50
Con estos datos, el equipo establece por aproximación la curva característica de error
del transformador de medida y a partir de ahí calcula la estabilización (véase también
el capítulo 2.2.1).
20
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2.1 Generalidades
Ejemplo de cálculo:
Transformador de medida de intensidad 5P10; 20 VA
Relación de transformación
600 A/5 A
Carga interna
2 VA
Líneas secundarias 4 mm2 Cu
Longitud
20 m
Equipo 7SD610
Carga a 5 A
IN = 5 A
0,3 VA
La resistencia de las líneas del secundario es (con la resistencia específica para
cobre ρCu = 0,0175 Ωmm2/m)
2
Ωmm
20 m
R l = 2 ⋅ 0,0175 ------------------ ⋅ ----------------- = 0,175 Ω
2
m
4 mm
Para esto se ha supuesto el caso más desfavorable, de que la corriente fluye en
ambos sentidos a través de las líneas secundarias (igual que en la avería monofásica)
(factor 2). Entonces la potencia a intensidad nominal IN = 5 A se calcula:
Pl = 0,175 Ω · (5 A)2 = 4,375 VA
La carga total conectada se compone de la carga de las acometidas y de la del
equipo:
P' = 4,375 VA + 0,3 VA = 4,675 VA
De ahí se obtiene para la relación de los factores de sobreintensidad:
PN + Pi
n'
20 VA + 2 VA ---- = ------------------ = ------------------------------------------= 3,30
n
4,675 VA + 2 VA
P' + P i
De acuerdo con la tabla anterior, la dirección 251 debe ajustarse a 1,5 si el valor
calculado es superior a 1,5. Resultan los siguientes valores de ajuste:
dirección 251 CIFRA I-RT SERVICIO / I-RT NOM. = 1,50
dirección 253 ERROR CON CIFRA I-RT SERVICIO / I-RT NOM. = 3,0
dirección 254 ERROR CON CIFRA DE SOBREINTENSIDAD NOM. = 10,0
Los valores preajustados corresponden a transformadores de medida de intensidad
10P con carga nominal.
Naturalmente sólo tienen sentido aquellos ajustes en los que la dirección 253 ERROR
CON CIFRA I-RT SERVICIO / I-RT NOM. está ajustada a un valor menor que
la dirección 254 ERROR CON CIFRA DE SOBREINTENSIDAD NOM..
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21
2 Funciones
Transformador con
regulación de
tensión
Si dentro del ámbito de protección hay un transformador de potencia con regulación
de tensión, hay que tener en cuenta que incluso en régimen estacionario resulta una
corriente diferencial que depende del valor de la intensidad y de la posición del
cambiador de tomas. Dado que se trata de un fallo proporcional a la intensidad, lo
mejor es tratarlo como un fallo adicional del transformador de medida de intensidad.
Calcule la corriente de fallo máximo en los límites del campo de regulación y súmela
(referida a la intensidad media del ámbito de regulación) a los errores del
transformador de medida determinados para las direcciones 253 y 254. Efectúe esta
corrección únicamente para aquel extremo próximo al lado regulado del
transformador.
Ejemplo de cálculo:
Transformador YNd5
35 MVA
110 kV/25 kV
regulado en el lado Y ±10 %
De ahí resultan:
Intensidad de corriente nominal a la tensión nominal IN = 184 A
Intensidad de corriente nominal para UN + 10 % Imín = 167 A
Intensidad de corriente nominal para UN – 10 % Imáx = 202 A
I mín + I máx
167 A + 202 A
Corriente Med. I med = --------------------------- = ------------------------------------- = 184,5 A
2
2
La desviación máxima respecto a esta corriente es
I máx – I med
202 A – 184,5 A
Desviación Máx. δ máx = ---------------------------- = ------------------------------------------ = 0,095 = 9,5 %
184,5 A
I med
Esta desviación máxima δmáx [en %] se debe sumar a los errores máximos del
transformador de medida determinados como antes 253 ERROR CON CIFRA I-RT
SERVICIO / I-RT NOM. y 254 ERROR CON CIFRA DE SOBREINTENSIDAD NOM.
Es preciso tener en cuenta que esta desviación debida a la regulación de tensión se
refiere a la intensidad de corriente media a la potencia aparente nominal y no a la
intensidad de corriente nominal a la tensión nominal. Hay que tener en cuenta la
correspondiente corrección de los valores de ajuste en el capítulo 2.1.4 bajo “Datos
topológicos para transformadores en el ámbito de protección (opcional)“ (página 26).
2.1.2.1
Resumen de parámetros
Observación: En la siguiente lista se indican los campos de ajuste y los preajustes
para una intensidad de corriente nominal secundaria IN = 1 A. Para una corriente
nominal secundaria de IN = 5 A estos valores deberán multiplicarse por 5.
El preajuste para la frecuencia nominal corresponde a la frecuencia nominal según la
designación de pedido del equipo.
22
7SD610 Manual
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2.1 Generalidades
Las direcciones que llevan como sufijo una “A" solamente se pueden modificar
mediante DIGSI® bajo “Display additional value“.
Dir.
Parámetro
Posibilidades de
ajuste
Preajuste
Explicación
201
PUNTO ESTRELLA
TRANS. I
Línea
Barras colectoras
Línea
El punto de estrella del transformador
de medida de intensidad está en
dirección
203
T-Un PRIMAR.
0.4..1200.0 kV
11.0 kV
Tensión nominal primaria del
transformador de medida
204
T-Un SECUND.
80..125 V
100 V
Tensión nominal secundaria del
transformador de medida
205
T-INOM PRIMAR
10..5000 A
400 A
Intensidad nominal primaria del
transformador de medida
206
INOM SECUN.EQUI
1A
5A
1A
Intensidad nom. del equipo, secund.
210
TRANSMED. U4
no conectado
Transformador de
medida Uen
no conectado
Transformador de medida U4,
conectado como
211
Trans. med. Uf/Uen
0.10..9.99
1.73
Factor de adaptación Uf / Uen
220
TRANS.MED. I4
no conectado
Ie, línea propia
no conectado
Transformador de medida I4,
conectado como
221
TRANS.MED.I4/Iph
0.010..5.000
1.000
Factor adaptación para transform. I4
(I4/Iph)
230
FRECUENCIA
NOMINAL
50 Hz
60 Hz
50 Hz
Frecuencia nominal
240A
T MÍN. ORDEN DISP.
0.02..30.00 s
0.10 s
Duración mínima de la orden de
disparo
241A
T MÁX. 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 IP: Tiempo de pausa
251
CIFRA I-RT
SERVICIO / I-RT
NOM.
1.00..10.00
1.00
Cifra Iü-servicio/cifra Iü-nominal
253
ERROR CON CIFRA
I-RT SERVICIO /
I-RT NOM.
0.5..50.0 %
5.0 %
Error con cifra Iü-servicio/cifra Iü-nom.
254
ERROR CON CIFRA 0.5..50.0 %
DE
SOBREINTENSIDAD
NOM.
15.0 %
Error con cifra de sobreintensidad
nom.
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23
2 Funciones
2.1.3
Grupos de ajuste
Finalidad de los
grupos de ajuste
Para el ajuste de las funciones del equipo se pueden ajustar hasta 4 grupos de
parámetros distintos. Estos se pueden conmutar localmente durante el
funcionamiento mediante el panel de mandos, a través de entradas binarias (si están
debidamente configuradas), a través del interfaz de maniobra y servicio de un
ordenador personal o a través del interfaz de sistema. Por razones de seguridad no
es posible efectuar la conmutación si hay una avería en la red.
Un grupo de ajuste incluye los valores de los parámetros de todas las funciones para
las que al configurar (capítulo 2.1.1), se haya elegido el ajuste disponible, o bien
otra opción activa. En el equipo 7SD610 se soportan 4 grupos de ajuste
independientes entre sí (grupos A a D). Éstos representan un volumen funcional
idéntico pero pueden incluir valores de ajuste distintos.
Los grupos de ajuste se utilizan para almacenar los ajustes funcionales
correspondientes a los distintos casos de aplicación y para que se puedan consultar
con rapidez en caso de necesidad. Todos los grupos de ajuste están archivados en
el equipo. No obstante, nunca está activo más de un grupo de ajuste.
Si no necesita cambiar de grupo le bastará con ajustar el grupo de ajuste A que está
preajustado. El resto de este capítulo no tiene mayor importancia.
Si desea hacer uso de la posibilidad de cambio de grupo, al configurar la capacidad
de la función deberá haber ajustado el cambio de grupo en CONMUT.PARÁMET. =
disponible (dirección 103). Al ajustar los parámetros de función, deberá
parametrizar sucesivamente cada uno de los grupos de ajuste necesarios A hasta D,
con un máximo de 4. El modo adecuado de proceder, la posibilidad de copiar los
grupos de ajuste o de restaurarlos al estado de suministro, así como el modo de
proceder para el cambio operativo de un grupo de ajuste a otro se explican en el
manual del sistema de SIPROTEC®, núm. de pedido E50417–H1178–C151.
La posibilidad de conmutar entre varios grupos de ajuste desde el exterior a través de
dos introducciones binarias, se describe en el capítulo 3.1.2 bajo el subtítulo “Grupos
de ajuste conmutación“, página 200.
2.1.3.1
Dir.
Resumen de parámetros
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
301
INDICACION DEL
PARÁMETRO
ACTIVO
Grupo de parámetros A
Grupo de parámetros B
Grupo de parámetros C
Grupo de parámetros D
Grupo de
parámetros A
Está activo
302
ACTIVACIÓN DEL
GRUPO DE
PARÁMETROS
Grupo de parámetros A
Grupo de parámetros B
Grupo de parámetros C
Grupo de parámetros D
a través de entrada binaria
a través de protocolo
Grupo de
parámetros A
Activación
24
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2.1 Generalidades
2.1.3.2
Resumen de informaciones
FNº
Mensaje
Explicación
00007 >Parám. Selección1
>Elecc. de grupo de parámetros (selección Bit 1)
00008 >Parám. Selección2
>Elecc. de grupo de parámetros (selección Bit 2)
2.1.4
Grupo de P. A
Grupo de parámetros A
Grupo de P. B
Grupo de parámetros B
Grupo de P. C
Grupo de parámetros C
Grupo de P. D
Grupo de parámetros D
Datos generales de la protección (Datos de la instalación 2)
Los datos generales de protección (DATOS INSTALACIÓN 2) incluyen aquellos
parámetros de función que son comunes a las funciones, es decir, que no están
asignados a una función concreta de protección, supervisión o mando. A diferencia
de los tratados en el capítulo 2.1.2 DATOS INSTALACIÓN 1, se pueden conmutar
con el grupo de ajuste y ajustar en el panel de mandos del equipo.
Para asegurar unos factores de conversión uniformes de los valores de medida para
PES y centros de mando, se deberían ajustar iguales todas las magnitudes nominales
de servicio de los grupos de parámetros en DATOS INSTALACIÓN 2.
Valores nominales
del objeto
protegido en las
líneas
Las indicaciones que figuran bajo este subtítulo solamente son aplicables si no hay
ningún transformador en el ámbito de protección del sistema protección diferencial
(variante de equipo sin opción de transformador o dirección145 Transf. = No
capítulo 2.1.1). En caso contrario se puede pasar por alto.
En la dirección 1103 UN-FUNC. PRIM se le facilitan al equipo datos relativos a la
tensión primaria nominal (fase-fase) del equipo a proteger. Este ajuste influye en la
visualización de los valores de servicio medidos en por ciento.
La intensidad de corriente nominal primaria (dirección 1104 EN SERV. PRIM.) es la
del medio de trabajo que se trata de proteger. En el caso de los cables se puede tomar
la capacidad de carga térmica permanente. En las líneas aéreas, por lo general, no
está definida una intensidad de corriente nominal. Aquí se deberá elegir
convenientemente la intensidad de corriente nominal de los transformadores de
medida de intensidad (como en la dirección 205 T-INOM PRIMAR, capítulo 2.1.2). Si
los transformadores de medida tienen intensidades nominales distintas en los
extremos del objeto a proteger, se deberá ajustar para ambos extremos la intensidad
de corriente nominal mayor.
Este ajuste no solamente influye en la visualización de los valores de servicio
medidos en tanto por ciento sino que ha de ser forzosamente igual para cada
extremo del objeto a proteger, ya que constituye la base para la comparación de
intensidades en los extremos.
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
25
2 Funciones
Datos topológicos
para
transformadores en
el ámbito de
protección
(opcional)
Los datos que figuran bajo este subtítulo solamente son aplicables si un
transformador se encuentra dentro de la zona protegida por el sistema de protección
diferencial (variante de equipo con opción de transformador y dirección 145 Transf.
= Sí ajustada, capítulo 2.1.1). En caso contrario se puede pasar por alto.
Los datos topológicos permiten referir todas las cantidades medidas a los datos
nominales del transformador de potencia.
En la dirección 1103 UN-FUNC. PRIM. se le facilitan al equipo datos relativos a la
tensión nominal primaria (fase-fase) del transformador. La tensión nominal de servicio
se necesita también para calcular los valores de referencia de intensidad de la
protección diferencial. Por lo tanto se deberá ajustar necesariamente la tensión
nominal correcta para cada extremo del objeto a proteger aunque no esté
conectada ninguna tensión al equipo.
En general, se deberá elegir la tensión nominal de aquel arrollamiento que esté
orientado hacia el equipo correspondiente. Pero si un arrollamiento tiene un rango de
regulación de tensión, no deberá utilizarse la tensión nominal del arrollamiento, sino
la tensión correspondiente a la intensidad de corriente media del campo de
regulación. De esta manera se reducen al mínimo las intensidades de corriente de
fallo debidas a la regulación.
Ejemplo de cálculo:
Transformador YNd5
35 MVA
110 kV/25 kV
regulado en el lado Y ±10 %
De ahí resulta para el arrollamiento regulado (110 kV):
tensión máxima
Umáx = 121 kV
tensión mínima
Umín = 99 kV
Tensión que se debe ajustar (dirección 1103)
2
2
UN–FUNC PRIMAR = --------------------------------- = ---------------------------------------- = 108,9 kV
1
1 1 - -------------1 ------------- + --------------------------+
U máx U mín
121 kV 99 kV
La POTENCIA DE REFER. (dirección 1106) es en los transformadores y otras
máquinas directamente la potencia aparente nominal primaria. Como potencia de
referencia hay que indicar necesariamente para cada extremo del objeto a
proteger un mismo valor ya que constituye la base para la comparación de
intensidades de corriente en los extremos.
La potencia se deberá introducir siempre como valor primario, aunque el equipo se
configure generalmente en valores secundarios. A partir de la potencia de referencia
el equipo calcula la intensidad de corriente nominal primaria del equipo que se trata
de proteger.
El GRUPO VECTOR I (dirección 1162) es el del transformador y siempre visto
desde el equipo. El equipo utilizado en el lado de referencia del transformador,
normalmente el del lado de la tensión superior, debe conservar la cifra 0 (valor
preajustado). Para el otro arrollamiento hay que indicar la correspondiente cifra de
grupo de conmutación.
26
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.1 Generalidades
Ejemplo:
Transformador Yd5
En el lado Y se ajusta:
en el lado d se ajusta:
GRUPO VECTOR I = 0,
GRUPO VECTOR I = 5.
Si se elige como arrollamiento de referencia el otro arrollamiento, es decir, el
arrollamiento d, ésto se deberá tener en cuenta debidamente:
En el lado Y se ajusta:
GRUPO VECTOR I = 7 (12 – 5),
en el lado d se ajusta:
GRUPO VECTOR I = 0 (5 – 5 = 0 = lado de
referencia).
La dirección 1161 GRUPO VECTOR U se ajusta normalmente exactamente igual que
la dirección 1162 GRUPO VECTOR I.
Si el grupo de conexión del transformador se adapta con medios exteriores, p.ej.
porque en el circuito de corriente de medida hay transformadores de medida de
adaptación que se deben seguir utilizando, se deberá ajustar para ambos extremos
GRUPO VECTOR I = 0. En este caso la protección diferencial opera sin un cálculo de
adaptación propio. Ahora bien, entonces las tensiones de medida no se adaptarían a
través del transformador y por lo tanto, no se calcularían y presentarían
correctamente. La dirección 1161 GRUPO VECTOR U sirve para corregir este defecto.
Indique aquí el grupo de conexión real del transformador de acuerdo con los criterios
anteriores.
La dirección 1162 GRUPO VECTOR I es por lo tanto relevante para la protección
diferencial, mientras que la dirección 1161 GRUPO VECTOR U sigue siendo válida
como base para calcular las tensiones de medida a través del transformador.
Bajo la dirección 1163 PUNTO ESTRELLA Transf. se ajusta si el punto de estrella
del transformador orientado hacia el equipo, está o no puesto a tierra. En caso de que
el punto de estrella esté conectado a tierra, el equipo elimina la corriente cero del lado
correspondiente, ya que en caso contrario ésta podría provocar errores de
funcionamiento en caso de cortocircuito con fallo a tierra fuera del ámbito de
protección.
Estado del
interruptor de
potencia
Diversas funciones de protección y auxiliares necesitan informaciones relativas a la
posición del interruptor de potencia para poder funcionar óptimamente. El equipo
dispone de una detección del estado del interruptor de potencia que no solamente
procesa la posición de los contactos auxiliares del interruptor de potencia sino que
también incluye una detección de desconexión y enganche mediante técnicas de
medida (véase también el capítulo 2.13).
En la dirección 1130A se ajusta la corriente residual I-RESIDUAL, que no se alcanza
con seguridad cuando está abierto el polo del interruptor de potencia. Aquí se puede
efectuar un ajuste con gran sensibilidad, siempre y cuando al estar desconectada la
línea se puedan excluir las corrientes parásitas (por ejemplo, debidas a inducción).
De no ser así, el valor se deberá incrementar correspondientemente. El preajuste
suele ser suficiente. Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo
“Display additional settings“.
El tiempo activo de conexión T. ACT.DETEC. CONEX. (dirección 1132A) determina
durante cuánto tiempo se autorizan las funciones de protección activas durante la
conexión de la línea (p. ej., el nivel de conexión superior en la protección diferencial),
si la detección interna de estado ha detectado la conexión del interruptor o si desde
el interruptor de potencia se comunica a través del contacto auxiliar del interruptor de
potencia y de una entrada binaria del equipo que se ha cerrado el interruptor de
potencia . Por lo tanto, este tiempo debería ser más largo que el tiempo propio del
interruptor al cerrar más el tiempo de comando de esta función de protección más el
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
27
2 Funciones
tiempo propio del interruptor al abrir. Este parámetro puede ser ajustado solo a través
de DIGSI bajo “Display additional settings“.
La dirección 1134 ESTADO IP determina con qué criterios debe trabajar la
identificación de estado integrada. En caso de ángulo sólo I< se evalúa el
rebasamiento de la intensidad de corriente residual según la dirección 1130A (IRESIDUAL, véase más arriba) como conexión del interruptor de potencia. En cambio
Cont.aux. IP y I< significa que para la identificación del estado se procesan las
intensidades de corriente y la posición de los contactos auxiliares del interruptor de
potencia. Por lo tanto, si los contactos auxiliares del interruptor de potencia están
presentes, conectados y configurados para las correspondientes entradas binarias,
se debería ajustar Cont.aux. IP y I< y en caso contrario sólo I<. Es preciso tener
en cuenta que el nivel >>> de la desconexión rápida (véase el capítulo 2.7) sólo puede
trabajar si en ambos equipos están conectados los contactos auxiliares en los
extremos del objeto a proteger.
Mientras que el tiempo T. ACT.DETEC. CONEX. (dirección 1132A, véase más arriba)
se activa cada vez que se conecta la línea, en cambio T ACTUACIÓN CIERRE
MANUAL (dirección 1150A) determina el tiempo durante el cual está activa, después
de una conexión, alguna posible influencia en las funciones de protección después
del cierre manual (manual, una eventual influencia sobre las funciones de protección
(p. ej., el nivel de conexión en la protección diferencial o la protección diferida de
sobreintensidad, véase allí). Este parámetro puede ser ajustado solo a través de
DIGSI bajo “Display additional settings“.
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. TRIPOLAR determina si cada orden de disparo
procedente de una excitación superior a monofásica ha de ser tripolar o si
únicamente cada orden de disparo multipolar da lugar a un disparo tripolar. Este
ajuste sólo es relevante para versiones con disparo monopolar y tripolar y sólo está
disponible en esa versión. Para la protección diferencial propiamente dicha por lo
general no repercute, porque en este caso la excitación y el disparo son equivalentes.
Sin embargo, la protección de sobreintensidad temporizada puede excitar, p.ej.,
también en caso de un cortocircuito situado fuera del objeto a proteger, sin que llegue
a disparar. Véanse también otras indicaciones relativas a esta función en el capítulo
2.13.3 Lógica de excitación del conjunto del equipo.
Efectuado el ajuste Con excitación, cada excitación multifásica provoca el
disparo tripolar, aunque en el ámbito de protección solamente exista un cortocircuito
con falta a tierra monofásico y se detecte otra avería exterior, por ejemplo, causada
por sobreintensidad. Aunque ya esté presente una orden de disparo monopolar, cada
nueva excitación provoca un acoplamiento tripolar.
En cambio, si se ajusta la dirección en Con orden de disparo (ajuste normal para
ángulo protección diferencial), sólo cada ángulo orden de disparo multipolar da lugar
a un disparo tripolar. Por lo tanto, si hay una avería monofásica dentro del ámbito de
protección y otra avería cualquiera exterior, puede haber un disparo monopolar.
También cualquier otra avería durante el disparo monopolar conduce a un
acoplamiento tripolar si se produce dentro del ámbito de protección.
Este parámetro es válido para todas la funciones de protección del 7SD610 que son
capaces de disparo monopolar. El ajuste estándar es Con orden de disparo.
La diferencia es apreciable con protección de sobreintensidad temporizada si
aparecen averías múltiples, es decir, averías casi simultáneas en distintos puntos de
la red.
28
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.1 Generalidades
Por ejemplo, si aparecen dos averías con falta a tierra monofásicas en líneas distintas
— p. ej. también líneas paralelas — (figura 2-3), los relés 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. TRIPOLAR Con orden de disparo. Cada uno de los cuatro
equipos reconoce una falta interna monofásica y por tanto es capaz de realizar un
disparo monopolar.
L1–E
L2–E
Figura 2-3 Avería 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 2-4). 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. TRIPOLAR Con excitación se
desconectan ambas líneas, ya que cada equipo detecta L1–L2–E al ser excitado, es
decir, una avería multifásica.
L1–E
~
L2–E
Figura 2-4 Avería múltiple próxima al generador en una línea doble
En la dirección 1156A DISP.2 P. FALTA se puede determinar que en caso de avería
bipolar aislada (sin contacto a tierra), las funciones de protección contra el
cortocircuito disparen únicamente monopolarmente, 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 fase adelantada (fase monopolar adelantada) o la fase retrasada
(fase monopolar retrasada). Este parámetro solamente está disponible en la
versión con disparo monopolar y tripolar.Este parámetro puede ser ajustado solo a
través de DIGSI bajo “Display additional settings“. Si se quiere hacer uso de esta
posibilidad hay que tener en cuenta que la elección de fases debe ser uniforme en
toda la red y ha de ser obligatoriamente uniforme en los extremos de una misma línea.
Véanse también otras indicaciones relativas a esta función en el capítulo 2.13.3
Lógica de excitación del conjunto del equipo. El preajuste tripolar es el caso
normal.
7SD610 Manual
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29
2 Funciones
2.1.4.1
Resumen de parámetros
Observación: En la siguiente lista se indican los campos de ajuste y los preajustes
para una intensidad de corriente nominal secundaria IN = 1 A. Para una corriente
nominal secundaria de IN = 5 A estos valores deberán multiplicarse por 5. Las
direcciones que llevan como sufijo una “A" solamente se pueden modificar mediante
DIGSI® bajo “Display additional values“.
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
1106
POTENCIA DE
REFER.
0.2..5000.0 MVA
7.6 MVA
Potencia de referencia primaria
(valor de normalización)
1161
GRUPO VECTOR.
U
0..11
0
Grupo vectorial U
1162
GRUPO VECTOR. I 0..11
0
Grupo vectorial I
1163
PUNTO ESTR.
TRANSF.
puesto a tierra
no puesto a tierra
puesto a tierra
Punto de estrella del
transformador
1103
UN-FUNC. PRIM.
0.4..1200.0 kV
11.0 kV
Tens. nom. de servicio de la
instalación primaria
1104
EN SERV. PRIM.
10..5000 A
400 A
Intensidad nominal de servicio
de la instalación primaria
1130A
I-RESIDUAL
0.05..1.00 A
0.10 A
I-Residual: Detección de línea
desconectada
1132A
T. ACT.DETEC.
CONEX.
0.01..30.00 s
0.10 s
Tiempo activo para detección de
conexión
1134
ESTADO IP
El valor no alcanza Iresidual
Cont.aux. IP abierto AND el
valor no alcanza I residual
El valor no alcanza Detección de estado del IP por
Iresidual
1150A
T ACTUACIÓN
CIERRE MANUAL
0.01..30.00 s
0.30 s
Tiempo activo para señal de
conexión manual
1155
ACOPL. TRIPOL.
Con excitación
Con orden de disparo
Con orden de
disparo
Acoplamiento tripolar (con
disparo monop)
1156A
DISP.2pol FALTA
Tripolar
monopolar, fase adelantada
monopolar, fase atrasada
Tripolar
Comportamiento de disparo en
caso de averías bipolares
2.1.4.2
Resumen de informaciones
FNº
Mensaje
Explicación
00301 Avería en la red
Avería en la red
00302 Perturbación
Perturbación
00351 >IP Pos.Con.L1
>Cont. aux. IP L1 (conectado)
00352 >IP Pos.con.L2
>Cont. aux. IP L2 (conectado)
00353 >IP Pos.Con.L3
>Cont. aux. IP L3 (conectado)
00356 >Conex. manual
>Conexión manual
00357 >Bloq.CONEX.
>Bloquear orden conexión desde el exterior
30
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2.1 Generalidades
FNº
Mensaje
Explicación
00361 >Aut.transfU
>Interruptor de protección del transformador de medida de tensión
desconectado
00366 >IP1 Pos. Con L1
>Contacto auxiliar L1 del IP1 conec (para RE.AU. prueba)
00367 >IP1 Pos. Con L2
>Contacto auxiliar L2 del IP1 conec (para RE.AU. prueba)
00368 >IP1 Pos. Con L3
>Contacto auxiliar L3 del IP1 conec (para RE.AU. prueba)
00371 >IP1 listo
>IP1 listo (para RE.AU. prueba)
00378 >Fallo IP
>Fallo IP (para la protección de fallo del interruptor)
00379 >IP Pos.Con. 3p
>Contacto auxiliar IP tripolar conectado
00380 >IP Pos.Disp. 3p
>Contacto auxiliar IP tripolar desconectado
00381 >DISP monopol
>El reenganche ext permite disparo monopolar
00382 >sólo monopol
>Reenganche exterior programado sólo monopolar
00383 >Autoriz. niveles RE
>Autorización de los niveles de reenganche del exterior
00385 >Poner LOCKOUT
>Poner función LOCKOUT
00386 >Reponer LOCKOUT
>Reponer función LOCKOUT
00410 >IP1 Pos. Con. 3p
>Contacto auxiliar IP1 tripolar conec (para RE.AU. prueba)
00411 >IP1 Pos. Des. 3p
>Contacto auxiliar IP1 tripolar desc. (para RE.AU. prueba)
00501 Exc. Equipo
Excitación (protección)
00503 Exc.Equ. L1
Protección (general) excitación L1
00504 Exc.Equ. L2
Protección (general) excitación L2
00505 Exc.Equ. L3
Protección (general) excitación L3
00506 Exc. gen. E
Protección (general) excitación E
00507 DISP. Gen L1
Protección (general) disparo L1
00508 DISP. Gen L2
Protección (general) disparo L2
00509 DISP. Gen L3
Protección (general) disparo L3
00510 Equipo ACTIVO
Equipo activo (general)
00511 Equipo DESCON
Desconexión del equipo (general)
00512 DESC.equ1polL1
Protección (general) disparo L1, sólo monopolar
00513 DISP.equ1polL2
Protección (general) disparo L2, sólo monopolar
00514 DISP.equ.monL3
Protección (general) disparo L3, sólo monopolar
00515 DISP.equ L123
Protección (general) disparo tripolar
00530 LOCKOUT
LOCKOUT activo
00533 IL1 =
Corriente de desconexión (primaria) L1
00534 IL2 =
Corriente de desconexión (primaria) L2
00535 IL3 =
Corriente de desconexión (primaria) L3
00536 defin. DESCONECTADO
Disparo definitivo
00545 T-Exc=
Tiempo transcurrido desde la excitación a la reposición
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2 Funciones
FNº
Mensaje
Explicación
00546 T-DISP=
Tiempo transcurrido desde la excitación al disparo
00560 acoplado tripol
Disparo monopolar acoplado en tripolar
00561 CONEXIÓN manual
Detección de conexión manual (impulso)
00563 Supr.Avis equ. IP
Supresión de aviso caída del interr.de pot.
32
7SD610 Manual
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2.2 Protección diferencial
2.2
Protección diferencial
La protección diferencial es la función principal del equipo. 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 los valores medidos vía enlaces de
comunicaciones En cada equipo se realiza la comparación de las intensidades y en
caso de un cortocircuito interno se dispara el interruptor de potencia correspondiente.
Con 7SD610 se pueden proteger no sólo las líneas normales sino también las que
tengan transformador conectado en bloque (variante de pedido). La zona protegida
se limita selectivamente en sus extremos por medio de los transformadores de
medida de intensidad.
2.2.1
Descripción del funcionamiento
Principio básico
La protección diferencial se basa en la comparación de intensidades. En ella se
aprovecha el hecho de que, p. ej., un tramo de conductor L (figura 2-5) 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 T1 y T2, 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 2-5, da lugar a que la protección pueda trabajar con seguridad.
i
i1
i2
L
i
Estación
Estación
T1
i1 + i2
I
I1
I
T2
I2
M
I1 + I2
Figura 2-5 Principio básico de la protección diferencial para una línea
7SD610 Manual
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33
2 Funciones
Transmisión de
valores medidos
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 ambos extremos de la línea en cada extremo de la
línea, es preciso que sean transmitidos de 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 7SD610 se codifican los valores medidos en telegramas digitales y se transmiten
a través de canales de comunicación. Para esto, cada equipo dispone de al menos
un interfaz de activación.
La figura 2-6 muestra esto para una línea. Cada equipo mide la intensidad de
corriente local y manda información sobre su intensidad y ángulo de fase al extremo
opuesto. El interfaz para esta comunicación de protección se denomina interfaz
activación. De esta manera, cada equipo puede sumar las intensidades de corriente
y continuar procesándolas.
1
2
i1
i2
I2
I1
I1 + I 2
7SD610
I1
I1
I2
I2
I 1 + I2
7SD610
Figura 2-6 Protección diferencial para una línea
Para más detalles sobre la topología de la comunicación entre equipos véase el
capítulo 2.4.
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. En cambio, si se trata de comparar las intensidades de
corriente de dos extremos de línea es necesario que todas las intensidades se
procesen con la misma base de tiempo.
Con cada telegrama, los dos equipos intercambian su estado de tiempo. El equipo
con el índice 1 actúa como “maestro de tiempo”, especificando por lo tanto el marco
de tiempo. El otro equipo puede calcular así el desfase en el tiempo debido a los
tiempos de transmisión y procesamiento, con relación al “maestro de tiempo". Con
esta “sincronización aproximada" se obtiene una igualdad de bases de tiempo de
±0,5 ms.
Para alcanzar un 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 en telegramas digitales, que permite afirmar en qué momento fueron
válidos los tiempos de intensidad de corriente transmitidos. De este modo, el quipo
receptor puede proceder a una sincronización de precisión a partir del sello de tiempo
recibido y de su propia administración de tiempo, es decir, que puede comparar las
intensidades de corriente medidas en un momento realmente igual (<5 µs tolerancia).
34
7SD610 Manual
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2.2 Protección diferencial
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. En estas condiciones, ambos equipos trabajan con la
frecuencia actual.
Estabilización
La hipótesis establecida para el principio básico de la protección diferencial, de que
en régimen no perturbado, la suma de las corrientes que entran en un objeto a
proteger es igual a cero, sólo es válida para el sistema primario, y aún ahí únicamente
mientras se puedan despreciar las corrientes transversales tales como las que se
producen, p. ej. por las capacidades de las líneas o las corrientes de magnetización
de los transformadores e impedancias transversales.
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.
Corrientes de carga
Como consecuencia de las capacidades de los tres conductores respecto a tierra y
entre sí, fluyen, incluso en régimen no perturbado, unas corrientes de carga que
provocan una diferencia de las intensidades de corriente en los extremos de la zona
protegida. Especialmente en el caso de los cables, las corrientes de carga capacitivas
pueden llegar a alcanzar valores considerables.
Las corrientes de carga son independientes de la magnitud de las corrientes medidas.
Para un régimen no perturbado se pueden considerar estacionariamente como
sensiblemente constantes, puesto que vienen determinadas únicamente por la
tensión y las capacidades de las líneas. Por lo tanto se pueden tener en cuenta al
ajustar la sensibilidad de la protección diferencial (véase también el capítulo 2.2.2 en
(“Valor de respuesta corriente diferencial“). Esto mismo es aplicable también a las
corrientes estables de magnetización ante las reactancias transversales. Para las
corrientes transitorias de conexión (irrupción de conexión), los equipos disponen de
una estabilización de conexión independiente (véase bajo el subtítulo “Estabilización
de conexión“).
Errores de los
transformadores de
medida de
intensidad
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Para tener en cuenta la influencia de los transformadores de medida de intensidad,
cada equipo calcula una magnitud de autoestabilización ∆I. 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 2-7). Las
características de los transformadores de medida se parametrizaron en los datos de
la instalación 1 (capítulo 2.1.2 bajo el subtítulo “Curva característica del transformador
de medida de intensidad”, página 19) y son válidos individualmente para cada
35
2 Funciones
equipo. Puesto que cada equipo le transmite al otro sus errores estimados, cada
equipo puede determinar también la suma de los posibles errores y con ello
estabilizarlos.
IError
IN
Aproximación
Errores de los transformadores de medida
n'/n
ITransformador de medida/IN
Figura 2-7 Aproximación de los errores de los transformadores de medida de intensidad
Otras influencias
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
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 se fija por definición en
la desviación máxima admisible. 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.
Las magnitudes de autoestabilización se calculan en cada equipo a partir de la suma
de las posibles desviaciones y se transmiten al otro equipo. Del mismo modo que en
la formación de las sumas de corriente (corrientes diferenciales) (véase más arriba en
“Transmisión de valores medidos“), cada equipo determina de este modo la suma de
las magnitudes de estabilización, estabilizando con ello 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
36
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.2 Protección diferencial
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, ya que los tiempos de recorrido
asimétricos del trayecto de comunicación se compensan por el cálculo exacto de los
tiempos de ida y retorno.
Estabilización de
conexión
Si la zona protegida incluye un transformador, hay que contar con 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 2-8 muestra un diagrama lógico simplificado. Las condiciones para la
estabilización de conexión se examinan en cada equipo en el que esta función haya
sido activada. La condición de bloqueo se transmite respectivamente al otro equipo,
para que sea efectiva en ambos extremos del objeto protegido.
2301 ESTABIL. SOBREVOLT.
Desconectado
“1“
Conectado
2º ARMONICO
ILx
2302
fN
&
2fN
PICO DE IRRUPC.ÓN MÁX 2305
Identificación
Lx = L1, L2, L3
según la fase
Figura 2-8 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 2-9.
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
37
2 Funciones
Extremo
Detección
Detección
Detección
T ACT. BLOQUEO MUTUO
≥1
Bloqueo
≥1
Bloqueo
≥1
Bloqueo
2310
2303 BLOQUEO MUTUO
“1“
No
≥1
T
&
Sí
Figura 2-9 Diagrama lógico de la función “bloqueo mutuo” para uno de los extremos
La función de “bloqueo mutuo“ repercute también en ambos equipos, ya que extiende
la estabilización de conexión a las tres fases.
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 de corriente diferencial a partir de la suma de los
vectores de intensidad que se miden en cada extremo del objeto a proteger y se
transmiten al otro extremo. Su magnitud se corresponde con la corriente de la avería
que “ve" el sistema de protección diferencial es decir, en el caso ideal, la corriente de
cortocircuito. En funcionamiento sin avería, es un valor pequeño, y en las líneas se
corresponde aproximadamente con la corriente de carga.
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. Para ello se multiplica el error
máximo de los transformadores de medida de intensidad en el rango nominal o en el
rango de corriente de cortocircuito, por la corriente instantánea que pasa por cada
extremo del objeto protegido, y se transmite al otro extremo junto con los errores
internos que se determinaron. 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 2-10) viene
dada por la curva característica de estabilización I dif = Iestab (línea de 45°), que está
cortada por debajo del valor de ajuste I-DIF>. Cumple la ecuación
Iestab = I-DIF> + Σ(corrientes de avería)
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 2-10).
38
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.2 Protección diferencial
Idif
Disparo
I-DIF>
Iestab
Figura 2-10 Curva característica de respuesta de la protección diferencial Inivel>dif.
Comparación
rápida de carga
La comparación de carga es un nivel diferencial superpuesto a la comparación de
corriente (= protección diferencial propiamente dicho). En el caso de averías de
intensidad elevada da lugar a unas decisiones de disparo muy rápidas.
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:
t2
Q =
∫ i(t) dt
t1
Con el intervalo de integración de t1 hasta t2, que en el 7SD610 se ha elegido como
/4 cuarto período.
1
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 ambos extremos del objeto protegido se suman de la misma manera
que los vectores de corriente en la protección diferencial, de manera que en ambos
extremos de la zona protegida está disponible la suma de las cargas.
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
7SD610 Manual
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39
2 Funciones
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 corrientes de carga
procedentes de líneas y las corrientes transversales de los transformadores
(estacionarias y transitorias), que también provocan una diferencia de cargas. Por eso
resulta adecuada, tal como ya se mencionó inicialmente, como complemento de la
protección diferencial para disparo rápido en el caso de cortocircuitos de alta
intensidad.
Bloqueo/
Interbloqueo
A través de una entrada binaria se puede bloquear la protección diferencial. El
bloqueo en uno de los extremos del objeto protegido repercute también en el otro a
través del enlace de comunicaciones (interbloqueo). En la medida en que la
protección diferencial de sobreintensidad está configurada como función de
emergencia, los dos equipos conmutan automáticamente a este régimen de
emergencia.
Excitación de la
protección
diferencial
La figura 2-11 muestra el diagrama lógico de la protección diferencial. Los niveles que
están correctamente en fase se resumen para formar informaciones de fase. Además
se comunica qué nivel ha respondido.
En cuanto la protección diferencial ha detectado con seguridad una avería dentro de
su campo de disparo, se genera además la señal “Exc Gen Dif“ (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).
40
7SD610 Manual
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2.2 Protección diferencial
FNº3525
>Bloqueo dif
Véase la Figura 2-12
Qestab L1
Qestab L2
Qestab L3
+
Dif>> L1
Dif>> L2
Dif>> L3
–
Q>
1233 I–DIF>>
&
FNº3137
Qdif L1
Qdif L2
Qdif L3
≥1
Q>
–
Iestab L1
Iestab L2
Iestab L3
+
FNº 3133
I>
&
≥1
1213 I-DIF> CONEX.
&
FNº3139
Dif Exc I>
Dif> L3
Dif> L2
Dif> L1
I>
Bloqueo
Bloqueo
Bloqueo
≥1
... 3135
Dif Exc L1
Dif Exc L2
Dif Exc L3
≥1
I>
1210 I–DIF>
Idif L1
Idif L2
Idif L3
Dif Exc I>>
véase la Figura 2-12
L1
L2
L3
Detección conexión
Figura 2-11 Diagrama lógico de la protección diferencial
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 2-12).
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 han sido procesadas de esta manera se combinan por medio de la
lógica de disparo del equipo para formar las señales de salida “Dif DISP-G“, “Dif
DISP 1pol L1“, “Dif DISP 1pol L2“, “Dif DISP 1pol L3“, “Dif DISP L123“.
En este caso, las informaciones monopolares significan que efectivamente sólo se
debe producir un disparo monopolar. La generación propiamente dicha de la orden
para los relés de disparo tiene lugar en la lógica de disparo del conjunto del equipo
(véase el capítulo 2.13.4).
7SD610 Manual
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41
2 Funciones
de la Figura2-11
Dif>> L1
FNº3141
Dif>> L2
Dif DISP gen
Dif>> L3
1218 T3I0 1FASE
FNº3142
L1
L2
=1
Dif DISP 1polL1
T
L3
FNº3143
Dif DISP 1polL2
1217 T-I-DIF>
L1
L2
L3
de laFigura2-11
Dif> L1
T
Lógica de
disparo
0
≥1
&
L1 L1
FNº3144
Dif DISP 1polL3
FNº3145
Dif DISP L123
&
Dif> L2
FNº3146
L2 L2
Dif DISP 1pol
&
Dif> L3
FNº3147
Dif DISP 3pol
L3 L3
Figura 2-12 Lógica de disparo de la protección diferencial
2.2.2
Ajuste de los parámetros de función
Generalidades
La protección diferencial se puede conectar o desconectar bajo la dirección 1201
PROT. DIF. Con o Desc. Si se desconecta un equipo en un extremo del objeto
protegido ya no hay posibilidad de formar un valor de medida. Entonces queda
bloqueado todo el sistema de protección diferencial de ambos extremos.
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.
Este valor de respuesta se debe ajustar de tal manera que sea superior a toda la
corriente transversal estacionaria del objeto protegido. 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 que se trata de determinar en A del 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
Teniendo en cuenta las oscilaciones de tensión y de frecuencia se debería ajustar por
lo menos del doble al triple de la corriente de carga determinada de este modo. El
valor de respuesta tampoco debería estar por debajo del 15 % de la intensidad de
corriente nominal operativa. La intensidad de corriente nominal operativa se deduce
42
7SD610 Manual
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2.2 Protección diferencial
o bien por la potencia aparente nominal de un transformador en la zona protegida, tal
como se describe en el capítulo 2.1.4 bajo el subtítulo “Datos topológicos para
transformadores en el ámbito de protección (opcional)“ (página 26) o a partir de la
dirección 1104 EN SERV. PRIM. según el capítulo 2.1.4 bajo el subtítulo “Valores
nominales del objeto protegido en las líneas“ (página 25). Debe ser igual en los dos
extremos del elemento protegido.
Al parametrizar mediante el ordenador personal y DIGSI® se pueden parametrizar
opcionalmente magnitudes primarias o secundarias. Al parametrizar 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 la red de 50 Hz, con las siguientes
características:
s (longitud)= 16 km
CB '
= 310 nF/km
Transformador de medida de intensidad 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 al doble, es decir:
Valor de ajuste I-DIF> = 200 A
Al efectuar el ajuste en valores secundarios es preciso convertir este valor a la
magnitud secundaria:
198 A⋅ 5 A = 1,65 A
Valor de ajuste I-DIF> =-------------600 A
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>.
Valor de respuesta
al conectar
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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 respuesta I-DIF>
CONEX. (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.
Ambos equipos se conmutan entonces a esta sensibilidad de conexión durante el
tiempo en que esté activa la conexión T. ACT.DETEC. CONEX., que se había
ajustado en los datos de protección generales bajo la dirección 1132A (capítulo
2.1.4). 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
43
2 Funciones
irrupción de conexión (véase bajo el subtítulo “Estabilización de conexión”, página
44).
Durante la puesta en marcha se procede a efectuar una comprobación de los
umbrales de respuesta (capítulo 3.3.11).
Retardos
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 1217A) se inicia cuando se ha
detectado una avería interna.Este parámetro puede ser ajustado solo a través de
DIGSI bajo “Display additional settings“.
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 la respuesta ante una falta a
tierra simple, mediante la dirección 1218A FASE 1 3I0. En redes compensadas
extensas se debería aumentar este tiempo. Al ajustar a ∞ se suprime totalmente la
excitación monofásica. Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI
bajo “Display additional settings“.
Valor de respuesta
Etapa de
comparación de
carga
El umbral de respuesta de la etapa de comparación de cargas se ajusta bajo la
dirección1233 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. Pero también aquí hay que tener en cuenta que el ajuste se
refiere a valores nominales de servicio, que han de ser iguales en el primario en
ambos extremos del objeto protegido.
Pero como esta etapa reacciona muy rápidamente es preciso impedir la respuesta
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.
En redes compensadas tampoco se debería bajar del valor de la corriente de
derivación a tierra no compensada. Esta se deduce de la totalidad de la corriente de
derivación a tierra capacitiva sin tener en cuenta la bobina de Petersen. Comoquiera
que la bobina de Petersen deberá compensar aproximadamente la totalidad de la
derivación a tierra capacitiva, también se puede tomar como base aproximadamente
su intensidad de corriente nominal.
En el caso de transformadores se puede ajustar como valor de primera aproximación
INTransfo/ukTransfo .
Durante la puesta en marcha se efectúa el control dinámico definitivo de los umbrales
de respuesta (capítulo 3.3.11).
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 untransformador. Se puede activar o desactivar bajo la dirección 2301
ESTABIL. SOBREVOLT.. Con. o Desc.
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
2º.ARMÓNICO I2fN/IfN 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
44
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.2 Protección diferencial
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 PICO DE IRRUPCIÓN MÁX, 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 los
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 “bloqueo cruzado“ se puede activar bajo la dirección 2303 BLOQUEO
CRUZADO o desactivar (Sí) (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 T ACT. BLOQUEO CRUZADO. Al ajustar ∞ está siempre activada la
función de “bloqueo cruzado” hasta que la producción de segundos armónicos haya
descendido en todas la fases por debajo del valor ajustado.
2.2.3
Resumen de parámetros
Observación: En la lista siguiente se indican los campos de ajuste y los preajustes
para una intensidad de corriente nominal secundaria de IN = 1 A. Para una corriente
nominal secundaria de IN = 5 A estos valores deberán multiplicarse por 5.
Las direcciones que llevan como sufijo una “A“ solamente se pueden modificar
mediante DIGSI® bajo “Display additonal settings“.
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
1201
PROT.DIF.
Desconectado
Conectado
Conectado
Protección diferencial
1210
I-DIF>
0.10..20.00 A
0.30 A
I-DIF>: Valor de respuesta
1213
I-DIF> CONEX.
0.10..20.00 A
0.30 A
I-DIF> Conexión: Valor de
respuesta
1217A
T-I-DIF>
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
T-I-DIF> : Temporización
1218A
T3I0 1FASE
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Retardo con 1 fase Excitación
(comp/aisl.)
1233
I-DIF>>
0.8..100.0 A; ∞
1.2 A
I-DIF>>: Valor de respuesta
2301
ESTABIL.
SOBREVOLT.
Desconectado
Conectado
Desconectado
Estabilización de sobrevoltaje
de conexión
2302
2º ARMONICO
10..45 %
15 %
Porcentaje del 2º armónico para
la detección de sobrevoltaje
2303
BLOQUEO
CRUZADO
No
Sí
No
Bloqueo mediante la función
bloqueo cruzado
2305
PICO DE
IRRUPCIÓN MÁX
1.1..25.0 A
15.0 A
Pico de irrupción máximo
2310
T ACT. BLOQUEO
CRUZADO
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Tiempo activo del bloqueo
cruzado
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45
2 Funciones
2.2.4
Resumen de informaciones
FNº
Mensaje
Explicación
03102 Irrupción Dif L1
Dif: Irrupción L1
03103 Irrupción Dif L2
Dif: Irrupción L2
03104 Irrupción Dif L3
Dif: Irrupción L3
03120 Dif activo
Dif activo
03132 Exc Gen Dif
Dif: Excitación general
03133 Dif Exc L1
Dif: Excitación L1
03134 Dif Exc L2
Dif: Excitación L2
03135 Dif Exc L3
Dif: Excitación L3
03136 Dif Exc Tier
Dif: Excitación tierra
03137 Dif Exc I>>
Dif: Excitación I-Dif>>
03139 Dif Exc I>
Dif: Excitación I-Dif>
03141 Dif DESC gen
Dif: Orden de desconexión general
03142 Dif DIS 1polL1
Dif: Orden de disparo L1, sólo monopolar
03143 Dif DIS 1polL2
Dif: Orden de disparo L2, sólo monopolar
03144 Dif DIS 1polL3
Dif: Orden de disparo L3, sólo monopolar
03145 Dif DESC L123
Dif: Orden de desconexión L123
03146 Dif DESC 1pol
Dif: Orden de desconexión monopolar
03147 Dif DIS 3pol
Dif: Orden de disparo tripolar
03148 Dif bloqueado
Dif bloqueado
03149 Dif DESC
Dif está desconectado
03176 Dif Exc sólo L1
Dif: Excitación sólo fase L1
03177 Dif Exc L1-E
Dif: Excitación L1-E
03178 Dif Exc sólo L2
Dif: Excitación sólo fase L2
03179 Dif Exc L2E
Dif: Excitación L2-E
03180 Dif Exc L12
Dif: Excitación L1-L2
03181 Dif Exc L12E
Dif: Excitación L1-L2-E
03182 Dif Exc sólo L3
Dif: Excitación sólo fase L3
03183 Dif Exc L3E
Dif: Excitación L3-E
03184 Dif Exc L31
Dif: Excitación L3-L1
03185 Dif Exc L31E
Dif: Excitación L3-L1-E
03186 Dif Exc L23
Dif: Excitación L2-L3
03187 Dif Exc L23E
Dif: Excitación L2-L3-E
03188 Dif Exc L123
Dif: Excitación L1-L2-L3
03189 Dif Exc L123E
Dif: Excitación L1-L2-L3-E
03190 Modo de prueba
Dif: Modo de prueba
46
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2.2 Protección diferencial
FNº
Mensaje
Explicación
03191 Modo PES
Dif: Modo de puesta en marcha
03192 Modo de prueba remoto
Dif: Modo de prueba activado remoto
03193 Modo PES activado
Dif: Modo de puesta en marcha activado
03194 >Modo de prueba
Dif: >Modo de prueba
03195 >Modo PES
Dif: >Modo PES
03525 >Bloqueo dif
>Bloqueo dif
03526 Difrec bl INT1
Recibido bloqueo dif por INT1
03528 Bloqueo dif env INT1
Envío bloqueo a INT1
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47
2 Funciones
2.3
Arrastre de interruptor y disparo remoto
7SD610 permite transmitir (arrastrar) una orden de disparo formada por la protección
diferencial local, al otro extremo del objeto protegido. 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.
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.
2.3.1
Descripción del funcionamiento
Circuito de
transmisión
La señal de transmisión puede proceder de dos fuentes distintas (figura 2-13). Si el
parámetro ARR. DIF está ajustado para Sí, toda orden de disparo de la protección
diferencial se transmite inmediatamente a la función de transmisión “Arr.Transm. L1“
a “...L3“ (arrastre) y se transmite a través del enlace de comunicación al interfaz de
activación.
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
fases a través de las funciones de entrada “> Arrastre L1“, “> Arrastre L2“ y
“> Arrastre L3“ o conjuntamente para las fases (tripolar) a través de la función de
entrada binaria “> Arrastre 3pol“. La señal de transmisión se puede retrasar con
RETARD. TARR o se puede prolongar con PROL. TARR.
1303 RETARD TARR
ARR. DIF
1301
1304 PROL TARR
No
Dif DISP L1
Dif DISP L2
Dif DISP L3
Sí
≥1
FNº 3501 ... 3503
>Arrastre L1
> Arrastre L2
> Arrastre L3
FNº3504
≥1
T
T
Arr.Transm. L1
Arr.Transm. L2
Arr.Transm. L3
L1
L2
L3
>Arrastre 3 polos
Figura 2-13 Diagrama lógico del circuito de transmisión de arrastre
48
7SD610 Manual
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2.3 Arrastre de interruptor y disparo remoto
Circuito de
recepción
Por el lado de recepción la señal puede provocar el disparo. Alternativamente también
puede causar solo una alarma.
La figura 2-14 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 2.13.4) asegura que eventualmente se cumplen las condiciones
para disparo monopolar (p. ej., disparo monopolar permitido, equipo de reenganche
listo).
FNº3518
1302 ARR. RECEP
Arr. DISP1polL1
FNº3519
Arr. DISP1polL2
Disparo arr.
sólo avisar
Interfaz de
activación
FNº3520
≥1
DISP1polL3
Lógica de
disparo
FNº3521
Arr. DISP L123
FNº3522
Arr. DISP 1pol
FNº3523
Arr. DISP 3pol
FNº3517
Arr. DISP-G
FNº 3505
... 3507
Rec. arrINT1 L1
Rec. arrINT1 L2
Rec. arrINT1 L3
L1
L2
L3
Figura 2-14 Diagrama lógico del arrastre — circuito receptor
Otras posibilidades
2.3.2
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 mensajes que allí a su vez pueden dar lugar a acciones
cualesquiera. Sin embargo, para la transmisión de mensajes a distancia y órdenes a
distancia hay disponibles opcionalmente otros 4 canales rápidos (véase también el
capítulo 2.6).
Ajuste de los parámetros de función
Generalidades
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La función de arrastre causada por la activación por la protección diferencial se puede
conmutar bajo la dirección 1301 ARR. DIF para que sea activa ( Sí) 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 ambos extremos, con
independencia de que la alimentación de la avería se efectúe desde un solo lado o
desde ambos 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 ambos extremos no decidan efectuar el disparo. ARR. DIF
49
2 Funciones
= Sí garantiza también en estos casos el disparo en ambos 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 las entradas binarias están
configuradas y son activadas desde una fuente externa. En este caso, la señal que
se vaya a transmitir se puede retardar bajo la dirección 1303 RETARD TARR. Este
tiempo estabiliza la señal de transmisión para evitar perturbaciones dinámicas que
posiblemente surjan en las líneas de control. Mediante la dirección 1304 PROL TARR
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 ARR. REC. Si debe provocar el disparo, se deberá ajustar
Disparo Arr.. Pero en cambio, si la señal recibida sólo debe producir un aviso,
aunque este aviso se vaya a seguir procesando externamente, se ajusta sólo
avisar.
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.
2.3.3
Dir.
Resumen de parámetros
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
1301
ARR. DIF
Sí
No
No
Enviar arrastre en caso de
disparo de la protección
diferencial
1302
ARR. RECEP
sólo avisar
Disparo arrastre
Disparo arrastre
Comportamiento al recibir
arrastre
1303
RETARD TARR
0.00..30.00 s
0.02 s
Retardo para arrastre a través
de EB
1304
PROL TARR
0.00..30.00 s
0.00 s
Prolongación para arrastre vía
EB
50
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2.3 Arrastre de interruptor y disparo remoto
2.3.4
Resumen de informaciones
FNº
Mensaje
Explicación
03501 >Arrastre L1
>Arrastre L1
03502 > Arrastre L2
>Arrastre L2
03503 > Arrastre L3
>Arrastre L3
03504 > Arrastre 3 polos
>Arrastre tripolar
03505 Rec. arrINT1 L1
Arrastre recibido en INT1 L1
03506 Rec. arrINT1 L2
Arrastre recibido en INT1 L2
03507 Rec. arrINT1 L3
Arrastre recibido en INT1 L3
03511 Tra.arrINT1 L1
Transmisión arrastre a INT1 L1
03512 Tra.arrINT1 L2
Transmisión arrastre a INT1 L2
03513 Tra.arrINT1 L3
Transmisión arrastre a INT1 L3
03517 Arr. DESC-G
Arrastre orden desconexión general
03518 Arr. DESC1polL1
Arrastre orden desconexión L1, sólo 1pol
03519 Arr. DESC1polL2
Arrastre orden desconexión L2, sólo 1pol
03520 Arr. DESC1polL3
Arrastre orden desconexión L3, sólo 1pol
03521 Arr. DESC L123
Arrastre orden desconexión L123
03522 Arr. DESC 1p
Arrastre orden desconexión 1pol
03523 Arr. DESC 3p
Arrastre orden desconexión 3pol
7SD610 Manual
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51
2 Funciones
2.4
Puntos de interfaz y topología de datos de protección
Tal como se mencionó al explicar el principio de funcionamiento de la protección
diferencial (capítulo 2.2.1), los equipos que formen parte del objeto de protección
delimitado por los bloques de transformadores de medida de intensidad deben
intercambiar entre sí los datos de los extremos del objeto de protección. Esto no
solamente es aplicable para las magnitudes de medida relevantes para la protección
diferencial propiamente dicha, sino también para todos aquellos datos que deben
estar disponibles en ambos extremos. Esto incluye también los datos de
sincronización y topología así como las señales de arrastre y disparo remoto y los
valores medidos. La disposición del objeto protegido, la asignación de los equipos en
los extremos del objeto protegido y la asignación de las vías de comunicación al
interfaz de activación de los equipos constituyen la topología del sistema de
protección y de su comunicación.
2.4.1
Descripción del funcionamiento
Topología de los
datos de
protección
Para cada equipo se precisa un interfaz de activación INT1. Los interfaces de
activación de los equipos en los dos extremos del objeto protegido se unen entre sí
a través de una vía de comunicación (véase la figura 2-15). Al parametrizar la
topología de comunicación, cada equipo obtiene un índice mediante el cual se puede
identificar de forma inequívoca.
1
2
Índice 1
7SD610
INT1
INT1
Índice 2
7SD610
Figura 2-15 Protección diferencial con dos 7SD610 con interfaz de activación (transmisor/
receptor)
Medios de
comunicación
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 cortas es posible una conexión directa con conductores de fibra óptica con
una velocidad de transmisión de 512 kBit/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 2-16 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 2-2 muestra las opciones disponibles. Los módulos del equipo se pueden
intercambiar. Para el código de pedido véase el Anexo A.1.1 en Accesorios.
52
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.4 Puntos de interfaz y topología de datos de protección
Tabla 2-2
Comunicación a través de conexión directa
Módulo
en el
equipo
Tipo de
conector
óptica
Longitud de
onda
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
Tipo de fibra
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 el código de
pedido véase Anexo A.1.1 bajo Accesorios.
7SD610 Manual
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53
2 Funciones
típico 1,5 km con fibra multimodo
62,5/125 µm
7SD610
típico 3,5 km con fibra multimodo
62,5/125 µm
7SD610
7SD610
7SD610
FO5 con conector
ST
FO6 con conector
ST
típico 10 km con fibra multimodo
9/125 µm
7SD610
típico 35 km con fibra multimodo
9/125 µm
7SD610
7SD610
7SD610
FO6 con conector
ST
FO8 con conector
FC
Convertidor de
comunicaciones
típico 1,5 km con fibra
multimodo
o
7SD610
Convertidor de
comunicaciones
e
e
FO5 con conector
ST
o
7SD610
FO5 con conector
ST
FO5 con conector
ST
Convertidor de
comunicaciones
e
Red de comunicación
e
X.21 o
G703.1 o S0
(RDSI)
7SD610
o
cable de cobre
de 2 hilos
Convertidor de
comunicaciones
típico 1,5 km con fibra
multimodo
típico 1,5 km con fibra
multimodo
X.21 o
G703.1 o S0
(RDSI)
o
típico 1,5 km con fibra
multimodo
7SD610
FO5 con conector
ST
Figura 2-16 Ejemplos para conexiones de comunicación
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 anuncia, p.e. con “Equ2 exist.“, si el equipo 1 ha
identificado al equipo 2.
Con independencia de esto, se indica también el interfaz de activación, si a través de
éste hay una comunicación sana.
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 3.3.5). Pero
también durante el funcionamiento se puede controlar la comunicación correcta de los
equipos entre sí.
54
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.4 Puntos de interfaz y topología de datos de protección
Supervisión de la
comunicación
Los equipos supervisan constantemente la comunicación.
Algunos telegramas de datos defectuosos no constituyen un peligro inmediato si sólo
ocurren esporádicamente. El equipo que detecta la avería los cuenta y se pueden leer
por unidad de tiempo en las informaciones estadísticas.
Se 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 mensaje de
advertencia (“INT1 Tasa de averías“, FNº 03258). Este mensaje 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 mensaje correspondiente
(“INT1 PERTURBACIÓN“, FNº 03229). La protección diferencial queda entonces
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. Si la
protección de sobreintensidad temporizada está configurada como función de
emergencia, ésta sigue estando activa como única protección contra cortocircuitos.
En cuanto el tráfico de datos vuelva a funcionar correctamente, los equipos vuelven
a conmutar automáticamente a régimen de protección diferencial.
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 mensaje correspondiente (“INT1 FALLO“, FNº 03230). 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 (mensaje “INT1 salto
tiempo transmisión“, FNº 03254) 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 TiemTrans asim.“ (FNº 03250).
Si un salto en el tiempo de recorrido rebasa la asimetría admisible de los tiempos de
recorrido se produce un mensaje. Si surgen constantemente saltos en el tiempo de
recorrido, indica que ha dejado de estar garantizado el funcionamiento correcto de la
protección diferencial. Por medio de uno de los parámetros de ajuste se puede
bloquear la protección diferencial. Se emite un mensaje (“INT1 asim“, FNº 03256). El
bloqueo solamente se puede anular a través de una entrada binaria (“>INT1 SYNC
INT1“, FNº 03252).
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
55
2 Funciones
Conmutación del
modo de trabajo
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.
Están previstos los modos siguientes:
• Dar de baja al equipo: Dar de baja un equipo del sistema de protección diferencial
estando desconectado el interruptor de potencia. En este caso, permanece en
servicio la protección diferencial del otro extremo; por lo tanto, la línea puede
permanecer allí conectada como derivación. 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
del otro extremo.
Este modo también se puede establecer a través de una entrada binaria (FNº
03451 “>Dar de baja“), si así se había configurado al definir las entradas
binarias.
• Modo de prueba: En el equipo local, todas las corrientes del otro equipo se ponen
a cero. De este modo, el equipo local queda aislado del sistema de la protección
diferencial y por lo tanto se puede comprobar. Si el equipo ya había sido dado de
baja antes (véase más arriba), el otro equipo puede seguir trabajando. En caso
contrario queda bloqueado en ambos equipos el sistema de protección diferencial.
Es posible el régimen de emergencia con protección de sobreintensidad
temporizada.
• Modo PES: En modo de puesta en marcha están bloqueadas las órdenes de
disparo del sistema protección diferencial. El sistema de protección diferencial se
puede comprobar en su conjunto con magnitudes primarias o secundarias.
2.4.2
Ajuste de los parámetros de función
Interfaces de
activación en
general
Los interfaces de activación unen los equipos con los medios de comunicación. La
comunicación es supervisada permanentemente por los equipos. La dirección 1509
T REP. AVERÍA determina después de qué tiempo de retardo se comunicarán los
telegramas defectuosos o que falten como perturbados. Bajo la dirección 1510 T
REP. FALLO se ajusta el tiempo al cabo del cual se comunica un fallo de
comunicación. La dirección 1512 T rep. señal remota de reinicio determina el
tiempo durante el cual persisten todavía las señales remotas después de producirse
una avería en la comunicación.
Interfaz de
activación 1
El interfaz de activación 1 se puede conectar o desconectar bajo la dirección 1501
INT1 Con o Desc. Si está desconectado Desc. se considera como fallo de
comunicación. La protección diferencial y todas las funciones que necesitan la
transmisión de datos ya no pueden trabajar.
Bajo la dirección 1502 INT1 CONEXIÓN se ajusta a qué medio de transmisión se ha
de conectar el interfaz de activación INT 1. Se puede elegir entre:
Conductor de fibra óptica directo es decir, comunicación directa por fibra
óptica con 512 kBit/s;
Conv.de com. 64 kB, es decir, a través de convertidor de comunicación con
64 kBit/s (G703.1 o X.21);
Conv.de com. 128 kB, es decir, a través de convertidor de comunicación con
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2.4 Puntos de interfaz y topología de datos de protección
128 kBit/s (X.21, conductor de cobreúnicamente el bidireccional);
Conv.de com. 512 kB, es decir, a través de convertidor de comunicación 512 kBit/
s (X.21).
Las posibilidades pueden depender de la variante del equipo. Los datos deben
coincidir 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.
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
1505A y 1506A y en general se pueden dejar como están.
Para el tiempo de recorrido máximo admisible bajo la dirección 1505A INT1 TIEMPO
TRANSCURRIDO, se elige el preajuste de tal manera que no sea rebasado por las
redes de comunicación usuales. Este parámetro puede ser ajustado solo a través de
DIGSI bajo “Display additional settings“. Si este tiempo de transmisión se excede
durante la operación (p. ej., al conmutar a otra vía de transmisión), ésto se comunica
como “INT1 Fallo tiempo transmis.“ (FNº 03239) . El incremento de los
tiempos de recorrido repercute únicamente en el tiempo de disparo de la protección
diferencial.
La diferencia máxima de tiempo de transmisión (recorrido de ida respecto al recorrido
de retorno de la señal) se puede modificar mediante la dirección 1506A INT1
ASIMETR. Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display
additional settings“. En caso de conexión directa por fibra óptica, este valor se
debería ajustar a 0. En caso de transmisión a través de redes de comunicación se
necesita 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 tienen ninguna influencia en la
sensibilidad de la protección diferencial.
Si se trabaja con sincronización GPS (opción de pedido), se determina bajo la
dirección 1511 INT1 MODO SINC la condición cómo se activará la protección
diferencial después de restablecerse el enlace de comunicación (estado básico o
después de una avería en la transmisión).
• INT1 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 1506A INT1 ASIMETR.
• INT1 TEL oder = 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 bajo la
dirección 1506A INT1 ASIMETR., hasta que la sincronización GPS anule las
diferencias de tiempo de transmisión.
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2 Funciones
• INT1 MODO SINC = GPS-SINC DESC 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).
Bajo la dirección 1513A se ajusta un valor límite INT1 tasa máx de averías para la
tasa de errores admisible en los telegramas de datos de protección. Este parámetro
puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. El
valor preajustado 1 % significa que de 100 telegramas solamente uno puede estar
afectado por defectos. Para ello se cuenta 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 1515A INT1 BLOQUE ASIM. se determina si en este caso se
deberá bloquear la protección diferencial (preajuste Sí). Este parámetro puede ser
ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“.
Modo de
sincronización GPS
(opcional)
Para las interfaces de activación se puede conectar o desconectar bajo la dirección
1801 GPS-SINC la sincronización a través de GPS Con. o Desc.
Bajo la dirección 1803A T REP. FALLO GPS se ajusta el tiempo al cabo del cual se
emite el mensaje “Fallo GPS“ (FNº 03247).
Otros parámetros que afectan a la sincronización GPS se han ajustado en el interfaz
de activación (véase más arriba).
Topología de los
datos de
protección
A cada uno de los dos equipos debe asignarsele un índice de equipo: Un equipo
recibirá el Índice 1 y el otro el Índice 2. Para el sistema de protección diferencial el
equipo con el índice 1 es siempre el maestro de tiempo absoluto, es decir, que el
control de tiempo absoluto de ambos equipos se rige por la conducción de tiempo
absoluto de este equipo. De esta manera se pueden comparar siempre las
indicaciones de tiempo de ambos equipos.
Además se debe asignar a cada equipo un número de identificación (Ident Equipo).
La identificación del equipo la utiliza el sistema de comunicación para identificar a
cada equipo. Puede llevar un número, del 1 al 65534 y debe ser único dentro del
sistema de comunicación. El número de identificación direcciona por lo tanto a los
equipos en el sistema de comunicación, ya que el intercambio de información de
varios sistemas protección diferencial (también para varios objetos a proteger) puede
tener lugar a través del mismo sistema de comunicación. Vigile también que los
interfaces de activación de ambos equipos sean adecuados para el enlace de
comunicación proyectado.
Los números de identificación de los equipos se ajustan en las direcciones 1701
Núm. ID EQUIPO 1 y 1702 Núm. ID EQUIPO 1 p.e., para el equipo 1 la
identificación de equipo 16 y para el equipo 2 la identificación de equipo 17 (figura 217, véase también la figura 2-15). Los índices de los equipos no tienen por qué
coincidir con las identidades de los equipos, tal como ya se mencionó antes.
58
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C53000–G1178–C145–1
2.4 Puntos de interfaz y topología de datos de protección
Figura 2-17 Topología de protección diferencial para dos extremos con 2 equipos — Ejemplo
Finalmente, es preciso indicar bajo la dirección 1710 EQUIPO LOCAL cuál es el
equipo local. Un equipo tiene el índice 1 y el otro el índice 2.
Asegúrese de que los parámetros de la topología de la protección diferencial sean
consistentes para el sistema de la protección diferencial:
• Cada índice de equipo debe aparecer una sola vez.
• Cada índice de equipo ha de estar asignado unívocamente a una identidad de
equipo.
• Cada índice de equipo debe ser una sola vez el índice de un equipo local.
• El equipo con el índice 1 es el controlador del tiempo absoluto (maestro de tiempo
absoluto).
Durante el arranque del sistema de protección se comprueban las condiciones antes
indicadas. Si hay alguna que no se cumpla, no es posible el funcionamiento de la
protección diferencial. El equipo comunica “DT inconsistente“ (“Device Table
inconsistente“).
7SD610 Manual
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59
2 Funciones
2.4.3
Resumen de parámetros
Las direcciones que llevan como sufijo una “A“ solamente se pueden modificar
mediante DIGSI® bajo “Display additional values“.
Interfaces de
activación
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
1509
T REP. AVERÍA
0.05..2.00 s
0.10 s
Tiempo al cabo del cual se comunica
la avería
1510
T REP. FALLO
0.0..60.0 s
6.0 s
Tiempo al cabo del cual se comunica
el fallo
1512
T rep. señal remota
de reinicio
0.00..300.00 s; ∞
0.00 s
Tiempo para reinicio de la señal
remota después de avería de la
comunicación
1501
INT1
Conectado
Desconectado
Conectado
Interfaz de activación 1
1502
INT 1 CONEXIÓN
Cable de fibra óptica directo Cable de fibra
Convertidor de comunicación óptica directo
de 64 kBit/s
Convertidor de comunicación
de 128 kBit/s
Convertidor de comunicación
de 512 kBit/s
INT1 Conexión por
1505A
INT1 TIEMPO
TRANSCURRIDO
0.1..30.0 ms
30.0 ms
INT1 Tiempo máximo autorizado de
la señal
1506A
INT 1 ASIMETR.
0.000..3.000 ms
0.000 ms
INT1 Diferencia máx. de tiempo de
transmisión; ida y retorno
1511
INT 1 MODO SINC
Telegrama y GPS
Telegrama o GPS
Sincronización GPS
inactivada
Telegrama y
GPS
INT 1 modo de sincronización
1513A
INT1 tasa máx de
averías
0.5..20.0 %
1.0 %
INT1 tasa máxima de averías
1515A
INT1 BLOQUE
ASIM
Sí
No
Sí
INT1 bloqueo en caso de tiempo de
transmisión asimétrico Tiempo
transcurrido
1801
SINC-GPS
Conectado
Desconectado
Desconectado
Sincronización GPS
1803A
T REP. FALLO GPS 0.5..60.0 s
2.1 s
Tiempo al cabo del cual se comunica
el fallo GPS
60
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.4 Puntos de interfaz y topología de datos de protección
Datos topológicos
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
1701
Núm. ID EQUIPO 1
1..65534
1
Número de identificación de equipo 1
1702
Núm. ID EQUIPO 2
1..65534
2
Número de identificación de equipo 2
1710
EQUIPO LOCAL
Equipo 1
Equipo 2
Equipo 1
El equipo local está
2.4.4
Resumen de informaciones
Interfaz de
activación
FNº
Mensaje
Explicación
03215 VERS. errónea
Los equipos tienen Firmware incompatible
03217 INT1 REFLEX.RED
INT1: Reflexión datos propios de la red
03227 >INT1 LUZ APAGADA
>INT1 luz apagada (transmisión de datos en bloque)
03229 INT1 PERTURBACIÓN
INT1: Perturbación en la transmisión de datos
03230 INT1 FALLO
INT1: Fallo transmisión de datos
03233 DT inconsistente
Infracción de la regla en la dirección del equipo (DA 17xx)
03234 DT desigual
Infracción de la regla en número/índice de equipo
03235 Par. inconsistente
Infracción de la regla de los parámetros de equipo desiguales
03236 Asignación INT
Asignación transm.-recep. INT1-INT2 errónea
03239 INT1 Tiempo transm. Perturb.
INT1: Tiempo de transm. de datos inadmis.
03243 INT1 con conex.
INT1: Conectado con dirección de equipo
03252 >INT1 SINC RESET
>INT1 Sincronización RESET
03256 INT1 asim
INT1 asimetría tiempo transmisión demasiado grande
03254 INT1 salto tiempo transmisión
INT1 detectado salto tiempo transmisión
03258 INT1 Tasa de averías
INT1 rebasada tasa máxima de averías
03245 >Fallo GPS
>Fallo GPS desde exterior
03247 Fallo GPS
GPS: Fallo del impulso
03248 INT1 sinc. GPS
GPS: INT1 sincronizado por GPS
03250 INT1 TiemTrans asim.
GPS: INT1 asimetría del tiempo de transmisión demasiado grande
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61
2 Funciones
Datos topológicos
FNº.
Mensaje
Explicación
03451 >Retirar
> Retirar equipo
03458 Topolog. cadena
Topolog. cadena
03464 Topol. completa
Topología de comunicación completa
03475 Equ1 desc
Equipo 1 desconectado
03476 Equ2 desc
Equipo 2 desconectado
03484 Equipo desconectado
Desconectar equipo local
03487 Igual dir.equi.
Igual dirección equipo en la constelación
03491 Equ1 exist.
Equipo 1 existe comunicación
03492 Equ2 exist.
Equipo 2 existe comunicación
62
7SD610 Manual
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2.5 Disparo local exterior
2.5
Disparo local exterior
2.5.1
Descripción del funcionamiento
Disparo exterior del
interruptor de
potencia local
Mediante las entradas binarias se puede acoplar en el tratamiento del 7SD610 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. La figura 2-18 muestra el diagrama lógico. Si los equipos y los
interruptores 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 local exterior se puede conectar y desconectar mediante parámetros y
bloquear por medio de una entrada binaria.
FNº4417
>Ext. DESC 3pol
FNº4412
>Ext. DISP L1
FNº4413
>Ext. DISP L2
FNº4414
>Ext. DISP L3
2202 T. TEMP. DISPARO
≥1 T
0
≥1 T
0
FNº4432
Ext. DISP1pol L1
&
FNº4433
Ext. DISP1pol L2
&
≥1 T
Lógica de
disparo
0
FNº4435
&
Ext. DESC L123
2201 ACOPLAMIENTO EXT.
“1“
FNº4434
Ext. DISP1pol L3
FNº4421
Ext. DISP desc
CONECTADO
DESCONECTADO
≥1
FNº4403
>Ext. Bloq DISP
&
FNº4422
Ext. Bloq DISP
Figura 2-18 Diagrama lógico del disparo local exterior
2.5.2
Ajuste de los parámetros de función
Para utilizar el disparo local exterior es condición necesaria que al configurar el
volumen del equipo (capítulo 2.1.1) se haya configurado 122 ACOPLAMIENTO EXT.=
bajo la dirección disponible. También se puede activar bajo la dirección 2201
ACOPLAMIENTO EXT Con o desactivar Desc.
Para el disparo local exterior se puede ajustar una temporización bajo la dirección
2202 T. TEMP. 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 T. MÍN. ORDEN DISPARO, que fue
parametrizado para el equipo en conjunto bajo la dirección 240A (capítulo 2.1.2). Esto
asegura que incluso con un impulso de control muy corto se puede accionar con
seguridad el interruptor de potencia.
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63
2 Funciones
2.5.3
Dir.
Resumen de parámetros
Parámetro
Posibilidades de ajuste
2201
ACOPLAMIENTO
EXT.
Conectado
Desconectado
2202
T. TEMP. DISPARO 0.00..30.00 s; ∞
2.5.4
Resumen de información
FNº.
Mensaje
Preajuste
Explicación
Desconectado
Acoplamiento externo
0.01 s
Temporización de orden de
disparo
Explicación
04403 >Ext. Bloq DISP
>Acoplamiento ext.: Bloquear DISP
04412 >Ext. DISP L1
>Acoplamiento externo: DISP L1 a través de Bin.
04413 >Ext. DISP L2
>Acoplamiento externo: DISP L2 a través de Bin.
04414 >Ext. DISP L3
>Acoplamiento externo: DISP L3 a través de Bin.
04417 >Ext. DISP 3pol
>Acoplamiento externo: DISP 3polos
04421 Ext. DISP desc
Acoplamiento externo desconectado
04422 Ext. Bloq DISP
Acoplamiento externo bloqueado
04432 Ext. DISP1pol L1
Acoplamiento externo: DISP L1, sólo monopol
04433 Ext. DISP1pol L2
Acoplamiento externo: DISP L2, sólo monopol
04434 Ext. DISP1pol L3
Acoplamiento externo: DISP L3, sólo monopol
04435 Ext. DISP L123
Acoplamiento externo: DISP L123, 3pol
64
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.6 Transmisión de órdenes remotas (opcional)
2.6
Transmisión de órdenes remotas (opcional)
El 7SD610 permite la transmisión de hasta 4 datos de cualquier tipo de información
binaria desde un equipo a otro vía los enlaces de comunicación utilizados para tareas
de protección. Éstos se transmiten como señales de protección de alta prioridad, es
decir, con gran rapidez y por lo tanto son especialmente adecuados para la
transmisión de otras señales de protección que se formen fuera del 7SD610. También
se pueden utilizar para la transmisión de otras informaciones tales como mensajes de
sucesos de una estación cuyo conocimiento sea también útil en la otra.
Las informaciones se acoplan en el equipo a través de entradas binarias y se pueden
volver a desacoplar en el otro extremo a través de salidas binarias. Mediante la lógica
integrada definida por el usuario CFC se pueden crear, tanto por el lado de 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. De este
modo, también las señales internas pueden provocar la transmisión de una orden
mediante enlace CFC con una señal de transmisión.
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
mensaje. Las señales se conducen al equipo a través de las entradas binarias
“>Orden remota 1“ hasta “>Orden remota 4“, se transmiten al equipo del otro
extremo y se pueden volver a comunicar o continuar procesando por el lado de la
recepción a través de las funciones de salida“Orden remota 1 recibida“ hasta “Orden
remota recibida“.
Al efectuar la asignación de las entradas y salidas binarias mediante DIGSI®, se le
pueden 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 “>Orden remota 1“ a
través de una entrada binaria, dándole la designación “>Buchholz DISP“. En el otro
extremo se le asigna a la orden recibida “Orden remota 1 recibida“ p.ej., la
designación “Buchholz remoto“ y la configura para disparo de aquel interruptor de
potencia local. Al efectuarse la orden de disparo mediante la protección Buchholz se
generan entonces los mensajes 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 mensajes
y órdenes remotas.
Para la supervisión del equipo transmisor, para comprobar si sus señales todavía
están disponibles se pueden utilizar los mensajes “Equ disp.“ 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 rep. señal remota de reinicio bajo la dirección 1512 para reiniciar las
señales remotas.
Para la transmisión de informaciones binarias no es preciso efectuar ningún otro
ajuste. Cada equipo emite las informaciones acopladas directamente al otro.
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2 Funciones
2.6.1
FNº.
Resumen de informaciones
Mensaje
Explicación
03541 >Orden remota 1
> Orden remota 1
03542 >Orden remota 2
> Orden remota 2
03543 >Orden remota 3
> Orden remota 3
03544 >Orden remota 4
> Orden remota 4
03545 Orden rem 1 rec.
Orden remota 1 recibida
03546 Orden rem 2 rec.
Orden remota 2 recibida
03547 Orden rem 3 rec.
Orden remota 3 recibida
03548 Orden rem 4 rec.
Orden remota 4 recibida
66
7SD610 Manual
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2.7 Desconexión rápida de alta intensidad
2.7
Desconexión rápida de alta intensidad
2.7.1
Descripción del funcionamiento
Generalidades
La desconexión rápida de alta intensidad debe desconectar de forma inmediata y sin
retardo cuando se conecte una derivación sobre un cortocircuito de alta intensidad.
Sirve p. ej., como protección rápida al conectar una derivación teniendo cerrado el
seccionador de puesta a tierra. Para su función es preciso que los equipos de ambos
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 mas 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 autorización para este nivel solamente se otorga cuando se cierra el interruptor de
potencia local mientras está desconectado el otro extremo de la línea. Los equipos
por lo tanto intercambian el estado de sus correspondientes interruptores de potencia
constantemente a través del enlace de comunicación. Si el elemento protegido ya
está conectado a la tensión (desde el otro extremo), entonces este nivel no está
activo. La condición necesaria para el funcionamiento del nivel I>>> es que es
imprescindible que en ambos extremos del objeto protegido estén conectados los
contactos auxiliares del interruptor de potencia y configurados para 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 2.13.2).
La figura 2-19 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 “DRAP 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 2.13).
La autorización también puede darse independientemente por fase mediante las
señales de autorización “DRAP Aut. Lx“. Esto es válido, p. ej., en el caso de
reenganche automático después de un disparo monopolar. Así pués existe también
la posibilidad de disparo monopolar por medio de este nivel, suponiendo que el
equipo esté previsto para disparo monopolar.
Nivel I>>>>
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 2-19 muestra el diagrama lógico
en la parte superior.
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
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67
2 Funciones
mismo tiempo una impedancia grande del objeto de protección (en el capítulo 2.7.2
puede verse un ejemplo en las instrucciones de ajuste).
El nivel I>>>> es autorizado automáticamente por la supervisión de salto de
intensidad existente en el equipo dI/dt durante un tiempo de 50 ms. También este nivel
trabaja independientemente para cada fase.
2405 I>>>>
d
dt
FNº 4285
I>>>>
≥1
50 ms
... 4287
DRAP Exc I>>>>L1
DRAP Exc I>>>>L2
DRAP Exc I>>>>L3
2·√2·I>>>>
FNº4289
DRAP DIS 1polL1
2404 I>>>
FNº4290
DRAP DIS 1polL2
IL1
IL2
IL3
I>>>
FNº4291
≥1
≥1
2·√2·I>>>
DRAP DIS 1polL3
Lógica de
FNº4295
DRAP DIS L123
FNº4292
DRAP DIS 1p
DRAP Aut. L1
DRAP Aut. L2
DRAP Aut. L3
DRAP Aut. L123
FNº4294
(todos
extremos
abiertos)
DRAP DIS 3p
los
≥1
&
L1
FNº 4282 ... 4284
DRAP Exc I>>>L1
DRAP Exc I>>>L2
DRAP Exc I>>>L3
L2
L3
Figura 2-19 Diagrama lógico de la función de desconexión rápida de alta intensidad
2.7.2
Ajuste de los parámetros de función
La condición necesaria para el empleo de la función de desconexión rápida es que al
configurar las funciones del equipo (capítulo 2.1.1) se haya configurado bajo la
dirección 124 DESCONEX. RÁPIDA como disponible. También se puede
activar bajo la dirección 2401 DESCONEX. RÁPIDA Con o desactivar Desc.
Nivel I>>>
La magnitud de la intensidad de corriente de cortocircuito que da lugar a la excitación
del nivel I>>> se ajusta como I>>> en la dirección 2404. Este nivel solamente trabaja
al conectar el extremo local si en el otro extremo está abierto el interruptor de
potencia. Seleccione un valor suficientemente alto para que la protección no
responda ante el valor efectivo de la intensidad de corriente de conexión que se
produce al conectar el objeto de protección. En cambio, no es preciso tener en cuenta
las corrientes de cortocircuito que pasan.
Al parametrizar con ordenador personal y DIGSI® se pueden introducir los valores
opcionalmente como magnitudes primarias o secundarias. Al parametrizar en
68
7SD610 Manual
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2.7 Desconexión rápida de alta intensidad
magnitudes secundarias, se convierten las intensidades para el lado secundario de
los transformadores de medida de intensidad.
Nivel I>>>>
El nivel I>>>> (dirección 2405A) trabaja con independencia de la posición de los
interruptores de potencia. Dado que el disparo es extremadamente rápido, debe
ajustarse a un valor suficientemente alto para que de ninguna manera responda para
la intensidad de corriente de cortocircuito que pasa. Por lo tanto, solamente se debe
aplicar cuando haya posibilidad de escalonamiento de intensidades a través del
objeto de protección, es decir, por ejemplo, en transformadores, impedancias
longitudinales o líneas largas con impedancia previa reducida. En todos los demás
casos se pone en ∞ (preajuste).Este parámetro puede ser ajustado solo a través de
DIGSI bajo “Display additional settings“.
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 para el lado secundario de
los transformadores de medida de intensidad.
Ejemplo de cálculo para escalonamiento de intensidades:
Línea aérea 110 kV 150 mm2 con los datos:
s (longitud)= 60 km
R1/s
= 0,19 Ω/km
X1/s
= 0,42 Ω/km
Potencia de cortocircuito en el extremo de alimentación:
Sc "
= 3,5 GVA (subtransitoria, ya que el nivel I>>>>
puede responder al primer valor pico)
Transformadores de medida 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
2
2
110 kV
Z V = ------------------------------ = 3,46 Ω
3500 MVA
La intensidad trifásica de cortocircuito al final de la línea es I"c (suponiendo una
tensión de origen de 1,1·UN):
1,1 ⋅ U N
1,1 ⋅ 110 kV
I" c Extremo = ------------------------------------= ---------------------------------------------------------------- = 2245 A
3 ⋅ (3,46 Ω + 27,66 Ω )
3 ⋅ ( ZV + ZL )
Con un factor de seguridad del 10 % se obtiene el valor de ajuste del primario:
Valor de ajuste I>>>> = 1,1 · 2245 A = 2470 A
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69
2 Funciones
o el valor de ajuste secundario:
2245 A
Valor de ajuste I>>>> = 1,1 ⋅ ------------------- ⋅ 5 A = 20,6 A
600 A
es decir, para intensidades de cortocircuito superiores a 2470 A (primario) ó 20,6 A
(secundario), hay con seguridad un cortocircuito en la línea que se trata de proteger.
Ésta se puede desconectar inmediatamente.
Observación: El cálculo se ha realizado con valores absolutos, lo cual es
suficientemente preciso para líneas aéreas. Solamente si la impedancia previa y la
impedancia de línea tienen unos ángulos sumamente diferentes es necesario
efectuar el cálculo complejo.
2.7.3
Resumen de parámetros
Observación: En la lista siguiente se indican los campos de ajuste y los preajustes
para una intensidad de corriente nominal secundaria de IN = 1 A. Para una corriente
nominal secundaria de IN = 5 A estos valores deberán multiplicarse por 5.
Las direcciones que llevan como sufijo una “A“ solamente se pueden modificar
mediante DIGSI® bajo “Display additional values“.
Dir.
Parámetro
Posibilidades de
ajuste
Preajuste
Explicación
2401
DESCONEX.RÁPIDA
Conectado
Desconectado
Conectado
Desconexión rápida
2404
I>>>
0.10..15.00 A; ∞
1.50 A
Valor de respuesta desconexión rápida
I>>>
2405A
I>>>>
1,00..25,00 A; ∞
∞A
Valor de respuesta desconexión rápida
I>>>>
70
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2.7 Desconexión rápida de alta intensidad
2.7.4
Resumen de informaciones
FNº.
Mensaje
Explicación
04253 >DRAP bloqu.
>Bloquear desconexión rápida
04271 DRAP descon.
Desconexión rápida desconectada
04272 DRAP bloqu.
Desconexión rápida bloqueada
04273 DRAP activa
Desconexión rápida activada
04281 DRAP Exc-Gen
Desconexión rápida excitación general
04282 DRAP Exc I>>>L1
Desconexión rápida Exc. I>>> Fase L1
04283 DRAP Exc I>>>L2
Desconexión rápida Exc. I>>> Fase L2
04284 DRAP Exc I>>>L3
Desconexión rápida Exc. I>>> Fase L3
04285 DRAP Exc I>>>>L1
Desconexión rápida Exc. I>>>> Fase L1
04286 DRAP Exc I>>>>L2
Desconexión rápida Exc. I>>>> Fase L2
04287 DRAP Exc I>>>>L3
Desconexión rápida Exc. I>>>> Fase L3
04289 DRAP DISP 1polL1
Desconexión rápida disparo 1pol L1
04290 DRAP DISP 1polL2
Desconexión rápida disparo 1pol L2
04291 DRAP DISP 1polL3
Desconexión rápida disparo 1pol L3
04292 DRAP DISP 1p
Desconexión rápida disparo 1polar
04293 DRAP DISP Gen
Desconexión rápida disparo general
04294 DRAP DISP 3p
Desconexión rápida disparo tripolar
04295 DRAP DISP L123
Desconexión rápida disparo tripolar
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71
2 Funciones
2.8
Protección de sobreintensidad temporizada
Generalidades
El equipo 7SD610 dispone de protección de sobreintensidad temporizada. Ésta se
puede emplear opcionalmente como protección de sobreintensidad temporizada de
reserva o como protección de sobreintensidad temporizada de emergencia.
Mientras que la protección diferencial en conjunto sólo puede trabajar correctamente
si ambos equipos reciben perfectamente los datos del otro extremo respectivo, en
cambio la protección de sobreintensidad temporizada de emergencia sólo necesita
las intensidades locales. La protección de sobreintensidad temporizada de
emergencia se activa automáticamente si está perturbada la comunicación de datos
de la protección diferencial (régimen de emergencia). Entonces está bloqueada la
protección diferencial.
El régimen de emergencia sustituye por lo tanto a la protección diferencial como
protección contra cortocircuitos cuando fallo la comunicación de los datos de
protección.
Si la protección de sobreintensidad temporizada está ajustada como protección de
sobreintensidad temporizada de reserva, trabaja con independencia de las restantes
funciones de protección y supervisión, por lo tanto, también de la protección
diferencial. La protección de sobreintensidad temporizada de reserva puede actuar,
p. ej., también como protección única contra cortocircuitos, si durante una primera
puesta en marcha todavía no están disponibles canales adecuados para la
comunicación de protección.
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 escalones de sobreintensidad temporizados con tiempo de disparo
independiente (protección S/It.def.),
• Un nivel de sobreintensidad temporizado con tiempo de disparo dependiente de la
intensidad (protección S/It.idef.),
• Nivel de sobreintensidad temporizada que dispone de una entrada de autorización
adicional; por lo tanto, puede actuar, p. ej., también como nivel de emergencia si
los demás niveles se emplean como niveles de reserva.
Estos cuatro niveles son independientes entre sí y se pueden combinar como se
desee. A través de las introducciones binarias puede efectuarse el bloqueo de
criterios externos, al igual que un disparo rápido. Al conectar el objeto a proteger
contra una falta, se puede conmutar finalmente también un nivel cualquiera o también
varios para disparo no retardado. Si no se requieren todos los niveles, se pueden
anular los que no se precisen, ajustando su valor de respuesta a ∞.
72
7SD610 Manual
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2.8 Protección de sobreintensidad temporizada
2.8.1
Descripción del funcionamiento
Magnitudes de
medida
Las intensidades de fase se llevan al equipo a través de los transformadores de
medida de entrada. La corriente de falta a tierra 3·I0 se mide directamente o se
calcula.
Al conectar I4 en la alimentación al punto de estrella del conjunto de transformadores
de medida de intensidad, la corriente de falta a 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 TRANS.MED.I4/Iph
(dirección 221, véase el capítulo 2.1.2 bajo el subtítulo “Conexión de corriente“) de
los datos de instalación 1.
Si la intensidad a tierra no está conectada a la cuarta entrada de intensidad I4
(dirección 220 TRANSF.I4 = no conectada, 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 I de
alta intensidad>>
Cada intensidad de corriente de fase se compara con el valor ajustado Iph>>
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 Iph>> 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 2-20 muestra el diagrama lógico de los niveles I>>. Se pueden bloquear a
través de la entrada binaria “>U/S/It.idef. I>> bloq.“. Adicionalmente se
puede bloquear de forma independiente el nivel de intensidad de falta a tierra a través
de la entrada binaria “>U/S/It.idef. Ie>> bloq.“, p. ej., durante una pausa
monopolar antes del reenganche, con el fin de evitar una excitación en falso con el
sistema cero que entonces aparece.
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
73
2 Funciones
Iph>>
IL1
IL2
IL3
2610
2611 T Iph>>
T
&
Iph>>
I>> Exc L1
I>> Exc L2
I>> Exc L3
0
≥1
I>> DESC L1
I>> DESC L2
I>> DESC L3
&
L1
L2
L3
2613 T 3I0>>
3I0>> 2612
I>>Exc E
IE
3I0>>
T
&
0
≥1
I>> DESC E
&
E
FNº7107
>S/It.def./idef.
FNº7104
>S/It.def./idef.
I>>
2614 AUT.DISP.I>>
Sí
FNº7110
>U/S/It.idef.
Conectar
sobre falta
DES
T
CIERRE 2680
MANUAL
No
≥1
Sí
0
No
2615 CIERRE
FALLO IP
otros
Niveles
Figura 2-20 Diagrama lógico del nivel I>>
La entrada binaria “>U/S/It.idef. Desc. autoriz.“ 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 el nivel de
tierra. Esto se consigue mediante dos parámetros:
• Desc. autoriz.I>> (dirección 2614) determina si a través de la entrada binaria
“>U/S/It.idef. Desc. autoriz.“ es posible Sí) un disparo sin retardo, o no es
posible (No). Este parámetro también se utiliza para el disparo rápido previo a un
reenganche.
• CIERRE MANUAL I>> (dirección 2615) determina, si al conectar la línea sobre una
falta se debe disparar con este nivel sin demora (Sí) o no (No).
74
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.8 Protección de sobreintensidad temporizada
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 Iph>> por
Iph> o 3I0>> por 3I0>. Por lo demás también es válida la figura 2-20.
2660 CURVA CARACT
2642 T IP
2640 IP
Ip Exc L1
Ip Exc L2
Ip Exc L3
IL1
IL2
IL3
T
&
IP
t
0
≥1
I
2646 T IPretard
Ip DES L1
Ip DES L2
Ip DES L3
T 3I0P
&
L1
L2
L3
3I0P 2650
2652
T 3I0P
Ip Exc E
IE
3I0P
T
&
0
t
I
≥1
Ip DES E
2656 T 3I0P
retardado
&
FNº7109
>S/It.def./idef.
Iep
FNº7106
>S/It.def./idef.
Ie
2670 AUT. DISP. IP
FNº7110
Sí
>U/S/It.idef. DES
No
Conectar
sobre fallo
T
CIERRE 2680
MANUAL
≥1
Sí
0
No
otros
Niveles
2671 CIERRE
FALLO IP
Figura 2-21 Diagrama lógico del nivel Ip (protección de sobreintensidad temporizada dependiente) — Ejemplo para
curvas características IEC
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
75
2 Funciones
Nivel de
sobreintensidad I
dependiente de la
intensidadp
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 (parámetro CURVA
CARACTERÍSTICA), el valor de la intensidad y de un factor de tiempo (figura 2-21).
La preselección de las posibles curvas características ya se efectuó al configurar las
funciones de protección. Además se puede elegir un tiempo complementario
constante T IPretardo o T 3I0Pretardo, que se suma al tiempo dependiente de
la intensidad. Las posibles características figuran en las características técnicas,
capítulo 4.6.
La figura 2-21 muestra el diagrama lógico. Aquí están representadas a título de
ejemplo las direcciones de ajuste para las curvas características IEC. En las
instrucciones de ajuste (capítulo 2.8.2) se tratan con mayor detalle las distintas
direcciones de ajuste.
Iph>>> 2630
IL1
IL2
IL3
2631 T Iph>>>
T
&
Iph
I>>> Exc L1
I>>> Exc L2
I>>> Exc L3
0
≥1
I>>> DES L1
I>>> DES L2
I>>> DES L3
&
L1
L2
L3
2633 T 3I0>>>
3I0>>> 2632
I>>>Exc E
IE
T
&
3I0
0
≥1
I>>> DES E
&
E
FNº7132
>S/It.def./idef.
FNº7130
>U/S/It.idef.
>>>
≥1
FNº7131
>U/S/It.idef.
>>>
2634 AUTORIZ.DISP.I>>>
FNº7110
Sí
>U/S/It.idef. DES
No
Conectar
sobre fallo
T
CIERRE 2680
MANUAL
≥1
Sí
0
No
otros
Niveles
2635 CIERRE
FALLO I>>>
Figura 2-22 Diagrama lógico del nivel I>>>
76
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.8 Protección de sobreintensidad temporizada
Otro nivel I>>>
Otro nivel de sobreintensidad I>>> dispone de una entrada adicional de autorización
(figura 2-22). Por lo tanto, también es adecuada, p. ej., como nivel de emergencia si
los restantes niveles se utilizan como niveles de reserva. La entrada de autorización
“>U/S/It.idef. I>>> Autoriz.“ se puede ocupar entonces con el mensaje de
salida “Funcionamiento régimen de emergencia“ (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.
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 “>U/S/
It.idef. I>>> Autoriz.“ tiene que estar activada permanentemente (a través
de una entrada binaria o de CFC).
Disparo rápido
antes del
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
“>U/S/It.idef. DIS. Autoriz.“ 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 DIS.
AUTORIZ.I.
Conectar sobre un
cortocircuito
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 2-20, 2-21 y
2-22).
Lógica de
excitación y
de 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 2-3).
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
2.13.4 Lógica de disparo del conjunto del equipo).
Tabla 2-3
Avisos de excitación de la protección de sobreintensidad temporizada
Mensaje interno
I>> Exc L1
I> Exc L1
Ip Exc L1
I>>> Exc L1
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Figura
Mensaje de salida
FNº
2-20
2-21
2-22
U/S/It.idef. Exc L1
7162
77
2 Funciones
Tabla 2-3
Avisos de excitación de la protección de sobreintensidad temporizada
Mensaje interno
Figura
I>> Exc L2
I> Exc L2
Ip Exc L2
I>>> Exc L2
2-20
I>> Exc L3
I> Exc L3
Ip Exc L3
I>>> Exc L3
2-20
I>>Exc E
I> Exc E
Ip Exc E
I>>> Exc E
2-20
I>> Exc L1
I>> Exc L2
I>> Exc L3
I>> Exc E
2-20
2-20
2-20
2-20
2-21
2-22
2-21
2-22
2-21
2-22
I> Exc L1
I> Exc L2
I> Exc L3
I> Exc E
FNº
U/S/It.idef. Exc L2
7163
U/S/It.idef. Exc L3
7164
U/S/It.idef. Exc E
7165
U/S/It.idef. I>> Exc
7191
U/S/It.idef. I> Exc
7192
Ip Exc L1
Ip Exc L2
Ip Exc L3
Ip Exc E
2-21
2-21
2-21
2-21
U/S/It.idef. Exc Ip
7193
I>>> Exc L1
I>>> Exc L2
I>>> Exc L3
I>>> Exc E
2-22
2-22
2-22
2-22
U/S/It.idef. I>>> Exc
7201
U/S/It.idef. Exc G
7161
(todas las excitaciones)
78
Mensaje de salida
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.8 Protección de sobreintensidad temporizada
2.8.2
Ajuste de los parámetros de función
Generalidades
Al configurar las funciones del equipo (véase el capítulo 2.1.1, dirección 126) se
determinó qué curvas características deberán estar disponibles. Según lo que allí se
haya determinado allí, a continuación sólo estarán accesibles aquellos parámetros
que sean válidos para las curvas características disponibles.
De acuerdo con el régimen de funcionamiento deseado para la protección de
sobreintensidad temporizada se ajusta la dirección 2601: MODO DE
FUNCIONAMIENTO = Con significa, que la protección de sobreintensidad
temporizada trabaja con independencia de otras funciones de protección, es decir,
como protección de sobreintensidad temporizada de reserva. Si debe trabajar
únicamente como función de emergencia en caso de fallo de la transmisión, se ajusta
sólo Función de emergencia. Por último, también se puede Des (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 mensajes de excitación sino que únicamente
impide el desarrollo del tiempo.
El nivel I>>> también está activo si como régimen de funcionamiento de la protección
de sobreintensidad temporizada se había ajustado sólo Función de
emergencia.
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 T SOTF (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 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>> Iph>> (dirección 2610) y 3I0>> (dirección 2612) dan lugar junto con
los niveles I> o los niveles Ipa 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 Ip (véase más adelante). Aquí
interesan únicamente los distintos tiempos de retardo. Los tiempos T Iph>>
(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 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® los valores se pueden
introducir opcionalmente en magnitudes primarias o secundarias. Al parametrizar en
magnitudes secundarias, se convierten las intensidades de corriente para el lado
7SD610 Manual
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79
2 Funciones
secundario de los transformadores de medida de intensidad.
Ejemplo de cálculo:
Línea aérea 110 kV 150 mm2 con los datos:
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
Transformadores de medida 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
2
2
110 kV
Z V = ------------------------------ = 4,84 Ω
2500 MVA
La intensidad de corriente de cortocircuito trifásica al final de la línea es Ic Fin:
1,1 ⋅ U N
1,1 ⋅ 110 kV
I c Extremo = ------------------------------------= ---------------------------------------------------------------- = 2150 A
3 ⋅ ( 4,84 Ω + 27,66 Ω )
3 ⋅ ( ZV + ZL )
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
o el valor de ajuste secundario:
2150 A
Valor de ajuste I>> = 1,1 ⋅ ------------------- ⋅ 5 A = 19,7 A
600 A
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. Solamente si la impedancia previa y la
impedancia de línea tienen unos ángulos sumamente diferentes es necesario
efectuar el 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.
80
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.8 Protección de sobreintensidad temporizada
Los tiempos ajustados son puros retardos adicionales que no incluyen el tiempo
propio (tiempo de medición).
El parámetro DIS Autoriz.I>> (dirección 2614) determina si a través de la
entrada binaria ">U/S/It.idef. DIS Autoriz.“ (FNº07110) o estando
dispuesto el reenganche automático hay posibilidad de soslayar los tiempos de
retardo T Iph>> (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 DIS Autoriz.I>> = Sí se determina por lo tanto que los niveles
I>> disparen sin retardo después de ser excitados, en el caso de que esté activada la
entrada binaria, estando siempre activos los retardos ajustados para DIS
Autoriz.I>> = No. El disparo rápido estando dispuesto el automatismo de
reenganche solamente se debería seleccionar si la protección de sobreintensidad
temporizada está ajustada como función de emergencia. Dado que la protección
diferencial garantiza un disparo rápido y selectivo, por principio, con o sin
reenganche, la protección de sobreintensidad temporizada utilizada como protección
de reserva tampoco debe disparar de forma no selectiva antes del reenganche.
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 antes
bajo el subtítulo “Generalidades“), se deberá ajustar el parámetro CIERRE FALLO
I>> (dirección 2615) a Sí. Para este disparo rápido se puede seleccionar también
cualquier otro nivel.
Niveles de
sobreintensidad
Iph>, 3I0> en la
protección S/It.def.
Para ajustar el valor de respuesta de intensidad, Iph> (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 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:
Línea aérea 110 kV, 150 mm2 como arriba:
potencia máxima transmisible
Pmáx = 120 MVA correspondiente a
Imáx = 630 A
Transformadores de medida 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:
630 A
Valor de ajuste I> = 1,1 ⋅ ---------------- ⋅ 5 A = 5,8 A
600 A
El nivel de corriente de falta a tierra 3I0> (dirección 2622), debe detectar incluso la
más pequeña de las intensidades de corriente de cortocircuito de falta a tierra
previsibles.
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81
2 Funciones
El tiempo de retardo que se ha de ajustar T Iph> (dirección 2621) viene dado por el
plan de escalonamiento establecido para la red. Al utilizarlo como protección de
sobreintensidad temporizada de emergencia, son convenientes incluso unos tiempos
de retardo más cortos (un escalón de tiempo por encima del disparo rápido), ya que
esta función solamente debe trabajar en caso de fallo de la comunicación de datos
para la protección diferencial.
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
derivación a tierra se deberá poner en ∞.
El parámetro DIS Autoriz.I> (dirección 2624) determina si a través de la entrada
binaria “>U/S/It.idef. DIS Autoriz.“ (FNº07110) o estando dispuesto el
reenganche automático hay posibilidad de soslayar los tiempos de retardo T Iph>
(dirección 2621) y T 3I0> (dirección 2623). La introducción binaria (si está
configurada) es común a todos los niveles de la protección de sobreintensidad
temporizada. Con DIS Autoriz.I> = Sí se determina por lo tanto que los niveles
I> disparen sin retardo después de ser excitados, en el caso de que esté activada la
entrada binaria, estando siempre activos los retardos ajustados para DIS
Autoriz.I> = No. El disparo rápido estando dispuesto el automatismo de
reenganche solamente se debería seleccionar si la protección de sobreintensidad
temporizada está ajustada como función de emergencia. Dado que la protección
diferencial garantiza un disparo rápido y selectivo, por principio, con o sin
reenganche, la protección de sobreintensidad temporizada utilizada como protección
de reserva tampoco debe disparar de forma no selectiva antes del reenganche.
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 antes bajo
el subtítulo “Generalidades“), se deberá ajustar el parámetro CIERRE FALLO I>
(dirección 2625) a Sí. Sin embargo, para la desconexión rápida no se debería
seleccionar un nivel con ajuste sensible ya que al conectar sobre una falta 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 S/It.idef.
con curvas
características IEC
En los niveles dependientes de la intensidad y en función de la configuración (capítulo
2.1.1, dirección 126), se pueden elegir diferentes curvas características. En las
curvas características IEC (dirección126 SOBRETENSIÓN = S/It.def./idef.
IEC) están disponibles bajo la dirección 2660 CURVA CARACTERÍSTICA:
Invers (inverse , tipo A según IEC 60255-3),
Stark invers (very inverse, tipo B según IEC 60255-3),
Extrem invers (extremely inverse, tipo C según IEC 60255-3), y
S/It.idef. inv. tiempo largo (longtime, tipo B según IEC 60255-3).
Las curvas características y las fórmulas en las que se basan están reproducidas en
las características técnicas (capítulo 4.6, figura 4-1).
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 S/It.def. (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 para un 10 % por
encima del valor de ajuste.
82
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.8 Protección de sobreintensidad temporizada
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, d.h. (630 A / 600 A) · 5 A.
El multiplicador de tiempo que se ha de ajustar T IP (dirección 2642) viene dado por
el plan de escalonamiento establecido para la red. Al utilizarlo como protección de
sobreintensidad temporizada de emergencia son convenientes incluso unos tiempos
de retardo más cortos (un escalón de tiempo por encima del disparo rápido), ya que
esta función solamente debe trabajar en caso de fallo de la comunicación de datos
para la protección diferencial.
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 derivación a tierra. Si solamente se han de supervisar las intensidades de fase, el
valor de respuesta del nivel de corriente de derivación 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
IPretardo(dirección 2646 para intensidades de fase) y T 3I0Pretardo (dirección
2656 para la intensidad de falta a tierra), se suman a los tiempos de las curvas
características ajustadas.
El parámetro DIS Autoriz.IP (dirección 2670) determina si a través de la
introducción binaria “>U/S/It.idef. DIS Autoriz.“ (FNº 07110) o al estar
dispuesto el reenganche automático hay posibilidad de soslayar el retardo T IP
(dirección 2642) incluido el tiempo adicional T IPretardo (dirección 2646) y T
3I0P (dirección 2652), inclusive el tiempo adicional T 3I0Pretardo (dirección
2656). La introducción binaria (si está configurada) es común a todos los niveles de
la protección de sobreintensidad temporizada. Con DIS Autoriz.IP = Sí se
determina por lo tanto que los niveles IP disparan sin retardo después de la excitación,
si está activada la introducción binaria; para DIS Autoriz.IP = No, los retardos
ajustados están siempre activos. El disparo rápido estando dispuesto el automatismo
de reenganche solamente se debería seleccionar si la protección de sobreintensidad
temporizada está ajustada como función de emergencia. Dado que la protección
diferencial garantiza un disparo rápido y selectivo, por principio, con o sin
reenganche, la protección de sobreintensidad temporizada utilizada como protección
de reserva tampoco debe disparar de forma no selectiva antes del reenganche.
Si al conectar la línea sobre una falta se desea que el nivel IP vuelva a disparar sin
demora o con un retardo breve CIERRE MANUAL (dirección 2680, véase arriba bajo
el subtítulo “Generalidades“), se deberá ajustar el parámetro a CIERRE FALLO IP
(dirección 2671) Sí. Sin embargo, para la desconexión rápida no se debería
seleccionar un nivel con ajuste sensible ya que al conectar sobre una falta hay que
contar con la posibilidad de un cortocircuito fuerte. Es preciso evitar que el nivel
seleccionado responda de forma transitoria al conectar.
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
83
2 Funciones
Niveles de
sobreintensidad
IP, 3I0P en la
protección S/It.idef.
con curvas
características
ANSI
En los niveles dependientes de la intensidad y en función de la configuración (capítulo
2.1.1, dirección 126), se pueden elegir diferentes curvas características. En las
curvas características ANSI (dirección 126 SOBRETENSIÓN = S/It.def./idef.
ANSI) están disponibles bajo la dirección 2661 CURVA CARACTERÍSTICA:
Inverse,
Short inverse,
Long inverse,
Moderately inv.,
Very inverse,
Extremely inv. y
Definite inv..
Las curvas características y las fórmulas en las que se basan están reproducidas en
las características técnicas (capítulo 4.6, figuras 4-2 y4-3).
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 S/It.def. (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 para 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, esto es, (630 A / 600 A) · 5 A.
El multiplicador de tiempo que se ha de ajustar D IP (dirección 2643) viene dado por
el plan de escalonamiento establecido para la red. Al utilizarlo como protección de
sobreintensidad temporizada de emergencia son convenientes incluso unos tiempos
de retardo más cortos (un escalón de tiempo por encima del disparo rápido), ya que
esta función solamente debe trabajar en caso de fallo de la comunicación de datos
para la protección diferencial.
El multiplicador de tiempo D 3I0P (dirección 2653) generalmente se puede ajustar
más corto de acuerdo con un plan de escalonamiento independiente para corrientes
de falta a 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 IPretardo
(dirección 2646 para intensidades de fase) y T 3I0Pretardo (dirección 2656 para
la intensidad de derivación a tierra), se suman a los tiempos de las curvas
características ajustadas.
El parámetro DIS Autoriz.IP (dirección 2670) determina si a través de la
introducción binaria “>U/S/It.idef. DIS Autoriz.“ (FNº 07110) o al estar
dispuesto el reenganche automático hay posibilidad de soslayar el retardo D IP
(dirección 2643) incluido el tiempo adicional T IPretardo (dirección 2646) y D
3I0P (dirección 2653), inclusive el tiempo adicional T 3I0Pretardo (dirección
2656). La introducción binaria (si está configurada) es común a todos los niveles de
la protección de sobreintensidad temporizada. Con DIS Autoriz.IP = Sí se
determina por lo tanto que los niveles IP disparen sin demora después de la
excitación, si está activada la introducción binaria; para DIS Autoriz.IP = No los
retardos que están ajustados están siempre activos. El disparo rápido estando
dispuesto el automatismo de reenganche solamente se debería seleccionar si la
protección de sobreintensidad temporizada está ajustada como función de
emergencia. Dado que la protección diferencial garantiza un disparo rápido y
84
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.8 Protección de sobreintensidad temporizada
selectivo, por principio, con o sin reenganche, la protección de sobreintensidad
temporizada utilizada como protección de reserva tampoco debe disparar de forma
no selectiva antes del reenganche.
Si al conectar la línea sobre una falta se desea que el nivel IP vuelva a disparar sin
demora o con un retardo breve CIERRE MANUAL (dirección 2680, véase más arriba
bajo el subtítulo “Generalidades“), se deberá ajustar el parámetro a CIERRE FALLO
IP (dirección 2671) Sí. Ahora bien para el disparo rápido no se debería seleccionar
un nivel de ajuste sensible,ya que al conectar sobre una falta 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 I>>>
El nivel I>>> se puede utilizar como nivel de sobreintensidad independiente adicional
ya que trabaja con independencia de los restantes niveles. En este caso, sin
embargo, es preciso que la entrada de autorización “>U/S/It.idef. I>>>
Autoriz.“ (FNº 07131) esté activada permanentemente (a través de una entrada
binaria o de CFC).
Dado que el nivel I>>> dispone de una entrada de autorización adicional, resulta
también adecuado, por ejemplo, como nivel de emergencia si los demás niveles se
emplean como niveles de reserva. La entrada de autorización “>U/S/It.idef.
I>>> Autoriz.“ (FNº 07131) se ocupa entonces con el mensaje de salida “
Funcionamiento régimen de emergencia“ (FNº 02054), bien a través de entradas y
salidas binarias o a través de las funciones lógicas CFC definibles por el usuario).
Cuando se utiliza el nivel I>>> como función de emergencia se aplican
consideraciones semejantes a las de los niveles I>. También aquí es preciso que el
nivel de ajuste Iph>>> (dirección 2630) esté por encima de la intensidad de corriente
de servicio máxima permisible, con el fin de excluir la posibilidad de una excitación sin
cortocircuito. Sin embargo, el retardo T Iph>>> (dirección 2631) puede ser más
corto de lo que correspondería al plan de escalonamiento de la red, puesto que este
nivel solamente trabaja en régimen de emergencia, es decir, cuando falle la
comunicación de la protección diferencial. Generalmente basta con un escalón de
tiempo por encima del tiempo base de la protección diferencial.
Correspondientemente, el nivel de intensidad de corriente de falta a tierra 3I0>>>
(dirección 2632) debería responder todavía ante la intensidad de corriente a tierra
más pequeña previsible en un cortocircuito con falta a tierra y el retardo T 3I0>>>
(dirección 2633) debería estar un escalón de tiempo por encima del tiempo básico de
la protección diferencial. 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 ∞.
También el nivel I>>> se puede acelerar mediante la señal de autorización “>U/S/
It.idef. DIS Autoriz.“ (FNº 07110), p.ej. antes de un reenganche automático.
Esto se determina por medio del parámetro DIS Autoriz.I>>> (dirección 2634).
Ponga éste en Sí, si se desea que el nivel I>>> dispare sin demora, mientras esté
activada la introducción binaria “>U/S/It.idef. DIS Autoriz.“ o el reenganche
automático esté dispuesto para reenganchar. Estando dispuesto el reenganche
automático solamente se debería seleccionar el disparo rápido si el nivel I>>> se
emplea como función de emergencia. Si entonces está fuera de servicio la protección
diferencial, este nivel de emergencia garantiza un disparo rápido antes del
reenganche.
Al conectar la línea sobre una falta también hay posibilidad de disparos sin retardo
mediante el nivel I>>>. Si es ésto lo que desea, ponga el parámetro CIERRE FALLO
I>>> (dirección 2635) en Sí.
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
85
2 Funciones
2.8.3
Resumen de parámetros
Observación: En la lista siguiente se indican los campos de ajuste y los preajustes
para una intensidad de corriente nominal secundaria de IN = 1 A. Para una corriente
nominal secundaria de IN = 5 A estos valores deberán multiplicarse por 5.
Las direcciones que llevan como sufijo una “A“ solamente se pueden modificar
mediante DIGSI® bajo “Display additional values“.
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
2601
MODO DE
FUNCIONAMIENTO
Conectado
Sólo como función de
emergencia
Desconectado
Conectado
Modo de funcionamiento
2680
CIERRE MANUAL
0.00..30.00 s
0.00 s
Tiempo de retardo en caso de
conexión
2610
Iph>>
0.10..25.00 A; ∞
2.00 A
Iph>>: Valor de respuesta
2611
T Iph>>
0.00..30.00 s; ∞
0.30 s
Iph>>: Tiempo de retardo
2612
3I0>>
0.05..25.00 A; ∞
0.50 A
3I0>> Valor de respuesta
2613
T 3I0>>
0.00..30.00 s; ∞
2.00 s
3I0>> Tiempo de retardo
2614
AUTORIZ.DISP.I>>
No
Sí
Sí
Sin retardo con autorización por
entrada bin.
2615
CIERR.FALLO I>>
No
Sí
No
Sin retardo al conectar sobre
falta
2620
Iph>
0.10..25.00 A; ∞
1.50 A
Iph>: Valor de respuesta
2621
T Iph>
0.00..30.00 s; ∞
0.50 s
Iph>: Tiempo de retardo
2622
3I0>
0.05..25.00 A; ∞
0.20 A
3I0>: Valor de respuesta
2623
T 3I0>
0.00..30.00 s; ∞
2.00 s
3I0>: Tiempo de retardo
2624
AUTORIZ.DISP.I>
No
Sí
No
Sin retardo con autorización por
entrada bin.
2625
CIERR.FALLO I>
No
Sí
No
Sin retardo al conectar sobre
falta
2640
IP
0.10..4.00 A; ∞
∞A
IP: Valor de respuesta
2642
T IP
0.05..3.00 s; ∞
0.50 s
IP: S/I t.inv.tiempo para curvas
caract. IEC T IP
2643
D IP
0.50..15.00; ∞
5.00
IP: S/I t.inv.t. para curvas caract.
ANSI D IP
2646
T IPretardo
0.00..30.00 s
0.00 s
IP: Retardo adicional de S/I t.inv.
T IPretardo
2650
3I0P
0.05..4.00 A; ∞
∞A
3I0P: Valor de respuesta
2652
T 3I0P
0.05..3.00 s; ∞
0.50 s
3I0P: S/I t.inv.T.(curvas caract.
IEC) T 3I0P
2653
D 3I0P
0.50..15.00; ∞
5.00
3I0P: Tiempo de S/I t.inv.(curvas
características ANSI) D 3I0P
2656
T 3I0Pretardo
0.00..30.00 s
0.00 s
3I0P: Retardo adicional S/I t.inv.
T 3I0Pretardo
86
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.8 Protección de sobreintensidad temporizada
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
2660
CURVA
CARACTERÍSTICA
Inversa
Inversa alta
Extremadamente inversa
S/I t.inv. tiempo largo
Inversa
Curva característica IEC
2661
CURVA
CARACTERÍSTICA
Inversa
Inversa corta
Inversa larga
Moderadamente inversa
Muy inversa
Extremadamente inversa
Definitivamente inversa
Inversa
Curva característica ANSI
2670
AUTOR. DISP. IP
No
Sí
No
Sin retardo con autorización por
entrada bin.
2671
CIERRE FALLO IP
No
Sí
No
Sin retardo al conectar sobre
falta
2630
Iph>>>
0.10..25.00 A; ∞
1.50 A
Iph>>>: Valor de respuesta
2631
T Iph>>>
0.00..30.00 s; ∞
0.30 s
Iph>>>: Tiempo de retardo
2632
3I0>>>
0.05..25.00 A; ∞
0.20 A
3I0>>>: Valor de respuesta
2633
T 3I0>>>
0.00..30.00 s; ∞
2.00 s
3I0>>>: Tiempo de retardo
2634
AUTORIZ.DISP.I>>
>
No
Sí
No
Sin retardo con autorización por
entrada bin.
2635
CIERR.FALLO I>>> No
Sí
No
Sin retardo al conectar sobre
falta
2.8.4
Resumen de informaciones
FNº.
Mensaje
Explicación
07104 >U/S/It.idef. >> bloq I
>U/S/It.idef. >>bloquear nivel I
07105 >U/S/It.idef. > bloq I
>U/S/It.idef. >bloquear nivel I
07106 >U/S/It.idef. bloq Ip
>U/S/It.idef. bloquear nivel Ip
07107 >U/S/It.idef. >> bloq Ie
>U/S/It.idef. bloquear nivel Ie>>
07108 >U/S/It.idef. > bloq Ie
>U/S/It.idef. bloquear nivel Ie>
07109 >U/S/It.idef. bloq Iep
>U/S/It.idef. bloquear nivel Iep
07110 >U/S/It.idef. DIS autoriz.
>U/S/It.idef. autorización orden de disparo
07130 >U/S/It.idef. >>> bloq I
>U/S/It.idef. >>>bloquear nivel I
07131 >U/S/It.idef. >>> autoriz. I
>U/S/It.idef. >>>autorizar nivel I
07132 >U/S/It.idef. >>> bloq Ie
>U/S/It.idef. bloquear nivel Ie>>>
07151 U/S/It.idef. desc
U/S/It.idef. desconectada
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2 Funciones
FNº.
Mensaje
Explicación
07152 U/S/It.idef. bloq
U/S/It.idef. bloqueada
07153 U/S/It.idef. activo
U/S/It.idef. activo
07161 U/S/It.idef. Exc G
U/S/It.idef.: Excitación general
07162 U/S/It.idef. Exc L1
U/S/It.idef.: Excitación L1
07163 U/S/It.idef. Exc L2
U/S/It.idef.: Excitación L2
07164 U/S/It.idef. Exc L3
U/S/It.idef.: Excitación L3
07165 U/S/It.idef. Exc E
U/S/It.idef.: Excitación tierra
07191 U/S/It.idef. I>> Exc
U/S/It.idef.: Excitación nivel I>>
07192 U/S/It.idef. I> Exc
U/S/It.idef.: Excitación nivel I>
07193 U/S/It.idef. Exc Ip
U/S/It.idef.: Excitación nivel Ip
07201 U/S/It.idef. I>>> Exc
U/S/It.idef.: Excitación nivel I>>>
07211 U/S/It.idef. DISP G
U/S/It.idef.: Orden general de disparo
07212 U/S/It.idef. DISP1polL1
U/S/It.idef.: Orden de disparo L1, sólo monopolar
07213 U/S/It.idef. DISP1polL2
U/S/It.idef.: Orden de disparo L2, sólo monopolar
07214 U/S/It.idef. DISP1polL3
U/S/It.idef.: Orden de disparo L3, sólo monopolar
07215 U/S/It.idef. DISP L123
U/S/It.idef.: Orden de disparo tripolar
07221 U/S/It.idef. >> DISP I
U/S/It.idef.: Orden de disparo nivel I>>
07222 U/S/It.idef. > DISP I
U/S/It.idef.: Orden de disparo nivel I>
07223 U/S/It.idef. DISP Ip
U/S/It.idef.: Orden de disparo nivel Ip
07235 U/S/It.idef. >>> DISP I
U/S/It.idef.: Orden de disparo nivel I>>>
88
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.9 Automatismo de reenganche (opcional)
2.9
Automatismo de reenganche (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 ejemplo de desarrollo
normal en el tiempo para un doble reenganche se puede ver en la figura 2-23.
El 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 se pueden conmutar individualmente, en una
red con punto de estrella puesto a tierra se realiza con frecuencia una breve
interrupción monopolar en caso de averías monofásicas y una tripolar en caso de
averías multifásicas. 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, 7SD610 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.
Teniendo en cuenta las entradas y salidas binarias disponibles,7SD610 también
puede trabajar juntamente con un reenganche automático exterior. En este caso
deberá efectuarse el intercambio de señales entre 7SD610 y el equipo de reenganche
exterior, a través de las entradas y salidas binarias. También existe la posibilidad de
que el reenganche automático integrado sea controlado por una protección exterior
(p. ej. segunda protección).
Excitación
abortado
abortado
Tiempo de
activación
Orden de
disparo
Orden de
conexión
Tiempo de
pausa
Tiempo de
bloqueo
abortado
Tiempo de
bloqueo
1. RE infructuoso, nuevo
disparo durante el tiempo de
bloqueo
RE
Tiempo de
pausa
2. RE satisfactorio; no hay nuevo
disparo durante el tiempo de
bloqueo
Arranque con 1ª orden de disparo
Figura 2-23 Diagrama de desarrollo de un reenganche doble con tiempo activo (2º RE satisfactorio)
7SD610 Manual
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89
2 Funciones
2.9.1
Descripción del funcionamiento
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 interfaz de sistema (si existe)
y a través de introducciones binarias (si están configuradas). Los estados de conexión
se memorizan internamente (véase la figura 2-24) 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 interfaz.
3401 REENG. AUT.
“1“
Con
Desc
FNº02702
>RE.AU. desc
S
FNº02701
R
>RE.AU. con
≥1
RE.AU. desconectado
por el interfaz de sistema:
>RE.AU.
S
>RE.AU.
R
Figura 2-24 Conexión y desconexión del reenganche automático
Selectividad previa
al reenganche
Para que el reenganche automático pueda tener éxito se deberían desconectar las
averías en todo el trayecto de la línea aérea en ambos extremos de la línea, con un
mismo tiempo, lo más corto 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.
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 protección de reserva, la protección de sobreintensidad
temporizada 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 mensajes de salida (p. ej., 2º
reenganche dispuesto: “Autoriz RE.AU. 2.RE“) y las introducciones para disparo sin
90
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.9 Automatismo de reenganche (opcional)
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).
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. Este
almacenamiento es condición previa para todas las actividades subsiguientes del
reenganche automático.
El arranque tiene cierta importancia cuando la primera señal de disparo solamente
aparece después de transcurrido un tiempo de acción (véase más abajo en “Tiempos
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 bajo el subtitulo “Consulta de la disponibilidad del interruptor de potencia“
(página 93).
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 entradas binarias y/o se
generen por señales de arrastre (disparo remoto).
Las funciones de protección y vigilancia del equipo que no reaccionen ante procesos
semejantes a cortocircuitos no producen el arranque del automatismo de reenganche,
puesto que este caso no tendría sentido el reenganche. En 7SD610 se trata, por
ejemplo, de la protección contra sobrecargas. Tampoco la protección contra el 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.
El reenganche automático del 7SD610 puede trabajar con o sin tiempos de actuación
(parámetro de configuración CLASE DE FUNC.RE.AU. dirección 134, véase el
capítulo 2.1.1 Configuración del volumen de funciones). 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 enlazadas con O, 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 pueden arrancar. Mediante los tiempos de actuación y el permiso de arranque se
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
91
2 Funciones
puede controlar qué ciclos se pueden realizar bajo diferentes condiciones de tiempo
de orden.
Ejemplo 1: Se supone que están ajustados 3 ciclos. Supongamos que se permite el
arranque por lo menos para el primer ciclo. Supongamos que están ajustados los
tiempos de actuación:
1.RE: T ACTIV = 0,2 s;
2.RE: T ACTIV = 0,8 s;
3.RE: T ACTIV = 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 1 s. 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.
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 automático. Pero tampoco pueden realizarse
el 2º y 3er ciclos, 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 cicloya 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 función
del automatismo de
reenganche
Si de entre los tiempos de pausa, es decir, los tiempos desde la desconexión de la
falta (reposición de la orden de disparo o mensaje a través de contactos auxiliares)
hasta el comienzo de la orden de conexión automática, pueden variar según el
régimen de funcionamiento de la función de reenganche automático elegida al
determinar el volumen de funciones (capítulo 2.1.1, dirección 134 CLASE DE
FUNC.RE.AU.) y de las señales resultantes de las funciones de protección que
provocan el arranque.
En modo de función 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 función 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.
92
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.9 Automatismo de reenganche (opcional)
Este modo de función permite que en los ciclos de interrupción tripolares los tiempos
de pausa dependan de la clase de avería.
Bloqueo de
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 introducción
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.
El bloqueo dinámico bloquea el reenganche durante eltiempo del bloqueo dinámico
(0,5 s). Se produce, p. ej., después de una desconexión definitiva o de otros sucesos
que bloquean la función de reenganche automático después del arranque. 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 introducción binaria, control integrado o interfaz
de sistema, véase también el capítulo 2.13.1), el reenganche automático queda
bloqueado durante un tiempo de bloqueo de conexión manual T. BLQ. CIERRE
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
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
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 listo“ (FNº 00371). Para el caso de que no esté
disponible una señal de esta clase, se puede suprimir la consulta al interruptor de
potencia (preajuste), ya que en caso contrario no habría absolutamente ninguna
posibilidad de reenganche automático.
93
2 Funciones
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 reenganche siguiente. El reenganche se
bloquea mientras el interruptor no comunique su disposición para un nuevo ciclo
CON-DESC.
Con el 7SD610 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 bajo
el subtítulo “Bloqueo de reenganche“, página 93).
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
introducciones binarias (“>IP1 Pos. Con. L1“, FNº 00366; “>IP1 Pos. Con. L2“, FNº
00367; “>IP1 Pos. Con. L3“, FNº 00368).
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
abridores (entrada binaria “>IP1 Pos. Des. 3p“, FNº 00411). Se considera conectado
en todos los polos si la conexión en serie de los contactos cerradores está cerrada
(entrada binaria “>IP1 Pos. Des. 3p“, FNº 00410). Si no está ninguno de los
mensajes 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. En la medida en que estén permitidos los ciclos de
interrupción tripolares, se vuelve activo el tiempo de pausa para disparo tripolar en
caso de funcionamiento con control mediante orden de disparo (véase más arriba
bajo el subtítulo “Modos de función del automatismo de reenganche“, página 92) en
el caso de mando por excitación sigue siendo válida la configuración de excitación de
la(s) función(es) de protección causantes del arranque. Si no se permiten ciclos
tripolares se bloquea dinámicamente el reenganche. La orden de disparo fue
definitiva.
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7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.9 Automatismo de reenganche (opcional)
Esto último también es válido si el interruptor disparó bipolar con una orden de disparo
monopolar. El equipo solo detecta ésto 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 una orden de disparo tripolar, siempre y
cuando esté activado el arrastre de interruptor tripolar (véase más adelante bajo el
subtítulo “Arrastre tripolar del interruptor“, página 98).
Secuencia 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 bajo la dirección 134 CLASE DE FUNC.RE.AU. =
Exc. ... según el modo de excitación de protección se pueden parametrizar tiempos
de pausa diversos.
Una vez eliminada la falta (reenganche satisfactorio), termina el tiempo de bloqueo y
todas las funciones pasan 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 el automatismo de reenganche (véase también más arriba bajo el
subtítulo “Bloqueo de reenganche“, página 93).
La secuencia anterior es válida en caso de un solo reenganche. En el 7SD610
también hay posibilidad de reenganche múltiple (hasta 8 ciclos) (véase más
adelante).
Secuencia 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, véase también el capítulo 2.1.1).
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 1156A Err. DIS 2 P., véase también el capítulo 2.1.4) se puede
establecer también que se produzca un disparo monopolar en caso de averías
bifásicas exentas de tierra. 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
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2 Funciones
desconexión tripolar es definitiva. El automatismo de reenganche se bloquea
dinámicamente (véase también más arriba bajo el subtítulo “Bloqueo de reenganche“,
página 93).
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 el
reenganche se bloquea durante la pausa después de una desconexión monopolar,
opcionalmente se puede efectuar inmediatamente un disparo tripolar (“Arrastre
tripolar del interruptor“, página 98).
Si se ha eliminado la avería (reenganche satisfactorio), termina el tiempo de bloqueo
y todas las funciones pasan a su posición 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 bajo
el subtítulo “Bloqueo de reenganche“, página 93).
La secuencia anterior es válida en caso de un solo reenganche. En el 7SD610 cabe
también la posibilidad de reenganche múltiple (hasta 8 ciclos) (véase más abajo).
Secuencia de un
ciclo de
interrupción
monopolar y
tripolar
Este modo de función solamente es posible si el equipo está previsto para disparo
monopolar y éste fue permitido al configurar las funciones de protección (dirección
110, véase también el capítulo 2.1.1). 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 (dirección1156A Err. DIS 2
P., véase también el capítulo 2.1.4) 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 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. Simultaneamente 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 se ha eliminado la avería (reenganche satisfactorio), termina el tiempo de bloqueo
y todas las funciones pasan a su posición 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
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7SD610 Manual
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2.9 Automatismo de reenganche (opcional)
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 bajo
el subtítulo “Bloqueo de reenganche“, página 93).
La secuencia anterior es válida en caso de un solo reenganche. En el 7SD610
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 7SD610, 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
introducciones 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. Simultaneamente 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 se bloquea
dinámicamente (véase también más arriba bajo el subtítulo “Bloqueo de reenganche“,
página 93).
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 que se producen después de la
desconexión de la primera avería, durante la pausa sin tensión.
Para el tratamiento de las averías subsiguientes el 7SD610 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.
7SD610 Manual
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2 Funciones
a) Fallos subsiguientes RE.AU. 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 bajo el subtítulo “Bloqueo de
reenganche“, página 93).
b) Fallos subsiguientes Inicio ciclo RE tripolar:
En cuanto se reconoce una avería subsiguiente, se conmuta a un ciclopara
interrupción tripolar. Toda orden de disparo es tripolar. Con la desconexión de la
avería subsiguiente emmienza 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 debido a una avería subsiguiente se llega a producir un bloqueo de la función de
reenganche, sin que la protección emita una orden de disparo tripolar (p. ej. en caso
de identificación de averías subsiguientes con excitación), el equipo puede emitir una
orden de disparo tripolar para que el interruptor de potencia no permanezca abierto
con un polo (Arrastre tripolar del interruptor).
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 2.13.4), y esto con independencia de este arrastre de
interruptor tripolar. Una orden de disparo exterior acoplada (capítulo 2.5) o una orden
de disparo remoto recibida (capítulo 2.6) se tratan por igual, ya que actúan
directamente sobre la lógica de disparo del equipo.
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 “>desc Lx para RE“ 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 arrastre de interruptor tripolar también actúa si se permiten exclusivamente ciclos
tripolares, pero desde el exterior se comunica a través de una entrada binaria un
disparo monopolar.
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7SD610 Manual
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2.9 Automatismo de reenganche (opcional)
Supervisión de
latensiónde retorno
de línea (RSÜ)
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 dispuestos por el lado de la línea y
conectados al equipo; esto debe estar de acuerdo con la configuración según el
capítulo 2.1.1. 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
adaptiva sin
tensión (ASP)
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 extremo la pausa adaptiva
sin tensión. Para ello, o bien se transmite una orden de conexión o se lleva a cabo
una medición de tensión. En este último caso, es condición necesaria que los
transformadores de medida de tensión estén dispuestos por el lado de la línea.
La figura 2-25 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 punto II está
configurada la pausa adaptiva sin tensión. Lo importante es que la línea se alimente
por lo menos desde las barras colectoras A, es decir, desde el lado con los tiempos
de pausa definidos.
En la pausa adaptiva, 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 puntos I y
II. En I se vuelve a conectar después del tiempo de pausa que allí está parametrizado.
Una vez que está eliminado el cortocircuito (reenganche satisfactorio) se vuelve a
poner la línea A–B bajo tensión por las barras colectoras A a través del punto 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 el fallo y en II no aparece
ninguna tensión sana. Aquél equipo detecta esto y no vuelve a conectar.
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.
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
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2 Funciones
protección de tiempo escalonado de nivel superior
A
B
I
(pausas definidas)
Campo dif
II
(PAST)
A, B barras colectoras
I, II lugares de instalación
Figura 2-25 Ejemplo de pausa adaptiva sin tensión (PASP)
Tal como muestra el ejemplo, la pausa adaptiva sin tensión ofrece las siguientes
ventajas:
• El interruptor de potencia situado en el lugar 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
punto I se permite una acción superior debida a la protección escalonada de tiempo
superpuesta, ya que la línea permanece abierta en el punto II y por lo tanto, en I
no puede llegar a formarse ningún auténtico exceso de alcance.
Transmisión de la
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 se ajusta a “Pausa adaptiva sin tensión
(ASP)“. Este último solamente reacciona ante las órdenes de conexión recibidas
desde el extremo transmisor. De este modo puede haber una pausa adaptiva sin
tensión incluso si no hay 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.
En la 7SD610 se emplean para la transmisión de la orden de conexión los interfaces
de activación.
Control del
automatismo de
reenganche interno
por medio de un
equipo de
protección externo.
En la medida en que el 7SD610 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 7SD610.
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 bajo “Modos de función del automatismode reenganche“, pág.
92).
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7SD610 Manual
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2.9 Automatismo de reenganche (opcional)
Si el automatismo de reenganche es controlado por la orden de disparo, se pueden
considerar como recomendación para ciclos monopolares las siguientes
introducciones y salidas:
El arranque del automatismo de reenganche interno tiene lugar a través de las
introducciones binarias:
02711 >Exc Gen para RE . AU.
Excitación general para el automatismo de reenganche
(se necesita únicamente para el tiempo de activación),
02712 >Dis L1 para RE
Orden de disparo L1 para el automatismo de
reenganche,
02713 >Dis L2 para RE
Orden de disparo L2 para el automatismo de
reenganche,
02714 >Dis L2 para RE
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.
Con las órdenes de disparo se decide si el tiempo de pausa ha de ser activo para
ciclos de interrupción monopolares o tripolares, o bien si en el caso de disparo tripolar
se deberá bloquear el reenganche (depende de la parametrización de los tiempos de
pausa).
La figura 2-26 muestra como ejemplo de conexión la interconexión entre el
automatismo de reenganche interno 7SD610 y un equipo de protección externo, si se
desean ciclos monopolares.
Para acoplar la protección externa tripolar y eventualmente autorizar sus niveles
acelerados antes del reenganche, son adecuadas las siguientes funciones de salida:
02864 RE.AU. 1pol perm. automatismo de reenganche interno dispuesto para ciclo
de interrupción monopolar, es decir, que permite el
disparo monopolar (inversión lógica del acoplamiento
tripolar).
02889 Autoriz RE.AU. 1.RE. 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 (p. ej. protección diferencial u otro
procedimiento comparable con protección remota).
02820 RE.AU. 1pol.Prog.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 sobrealcance (p.
ej. protección diferencial u otro procedimiento
comparable con protección remota).
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 introducciones binarias del 7SD610:
7SD610 Manual
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2 Funciones
02711 >Exc G para RE.AU.
Excitación general para el automatismo de reenganche
interno (se precisa únicamente para tiempo de
activación),
02715 >Dis 1pol. para RE Int.
Orden de disparo monopolar para el automatismo de
reenganche interno,
02716 >Dis 3pol. para RE Int.
Orden de disparo tripolar para el automatismo de
reenganche interno.
Si se desea realizar únicamente ciclos de interrupción tripolares, basta con ocupar la
introducción binaria “>Dis 3pol. para RE Int.“ (FNº02716) para la señal de
disparo. La figura 2-27 muestra un ejemplo. La autorización de eventuales niveles de
sobrealcance de la protección externa vuelve a efectuarse a través de “Autoriz
RE.AU. 1.RE“ (FNº 02889) y eventualmente desde otros ciclos.
Equipo
de protecc.
externo
7SD610
Excitación G
>Exc G para RE.AU.
Disparo L1
>DIS L1 para RE
Disparo L2
>DIS L2 para RE
Disparo L3
>DIS L3 para RE
L+
L–
Autoriz niveles RE Autoriz RE.AU. 1er RE
(eventualm. para otros RE)
Acoplamiento tripolar Permitido RE.AU. 1p
sólo monopolar
L–
RE.AU. 1pol. Prog.
L–
Figura 2-26 Ejemplo de conexión con equipo de protección externo para reenganche mono/
tripolar; modo de función RE.AU. = con orden de disparo
102
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.9 Automatismo de reenganche (opcional)
equipo
de protecc.
externo
7SD610
Excitación
Disparo
>Exc G para RE.AU.
>DIS 3pol.p.RE
L+
L–
Autoriz niveles RE Autoriz RE.AU. 1er RE
(eventualm. para otros RE)
L–
L+
Figura 2-27 Ejemplo de conexión con equipo de protección externo para reenganche tripolar;
modo de función RE.AU. = con orden de desconexión
En cambio, si se controla el automatismo de reenganche interno por la excitación, 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 (FNº 02746). La figura 2-28 muestra
los ejemplos de conexión.
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
103
2 Funciones
equipo
de protecc.
externo
7SD610
Excitación L1
>Exc L1 para RE.AU.
Excitación L2
>Exc L2 para RE.AU.
Excitación L3
>Exc L3 para RE.AU.
Disparo
>DIS-G para RE.AU.
L+
L–
Autoriz niveles RE Autoriz RE.AU. 1er RE
(eventualm. para otros RE)
L–
L+
Señal de excitación para cada fase
equipo
de protecc.
externo
7SD610
Excitación monofásica >Exc 1fa.p.RE.AU.
Excitación 2 fases
>Exc 2fa.p.RE.AU.
Excitación 3 fases .AU.>Exc 3fa.p.RE.AU.
Disparo
>DIS-G para RE.AU.
L+
L–
Autoriz niveles RE Autoriz RE.AU. 1er RE
(eventualm. para otros RE)
L–
L+
Señal de excitación monofásica, bifásica y trifásica
Figura 2-28 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.
104
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.9 Automatismo de reenganche (opcional)
2.9.2
Ajuste de los parámetros de función
Generalidades
Si en la derivación para la cual se utiliza la protección diferencial 7SD610 no se realiza
ningún reenganche (p. ej. en el caso de cables, transformadores, motores o
similares), hay que desconfigurar el automatismo de reenganche (véase el capítulo
2.1.1, dirección 133 REENG-AUTO). En ese caso, el automatismo de reenganche está
totalmente inactivado, es decir, que en el 7SD610 no tiene lugar ningún tratamiento
del automatismo de reenganche. No hay mensajes a este respecto, se ignoran las
introducciones binarias del automatismo de reenganche. Todos los parámetros para
los ajustes del automatismo de reenganche quedan inaccesibles y carecen de
significado.
En cambio, si se desea utilizar el automatismo de reenganche interno es preciso que
al configurar las funciones del equipo (véase el capítulo 2.1.1) se ajuste bajo la
dirección 133 REENG-AUTO la clase de reenganche y bajo la dirección 134 el CLASE
DE FUNC.RE.AU.
Con el automatismo de reenganche integrado 7SD610, 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, en cambio se efectúan los ajustes
individuales de los ciclos a partir de la dirección 3450. Al hacerlo, se pueden ajustar
parámetros individuales diferentes para los cuatro primeros ciclos de interrupción. A
partir del quinto ciclo se aplican los parámetros correspondientes al cuarto ciclo.
Bajo la dirección 3401 REENG-AUTO el automatismo de reenganche se puede
conectar Con o Desc desconectar.
La condición necesaria para que después de la desconexión por cortocircuito pueda
efectuarse un reenganche es que en el momento del arranque del automatismo de
reenganche (es decir, al comienzo 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
introducción binaria “>IP1 listo“ (FNº 00371). 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 DEL ARRANQUE = 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 DEL ARRANQUE
= Sí.
Además, se puede consultar la disponibilidad del interruptor de potencia antes de
cada reenganche. Esto se logra 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, bajo la dirección 3409 T. SUPERVIS. IP. un
tiempo de supervisión de disponibilidad del interruptor de potencia. El tiempo se
ajusta algo superior al tiempo de regeneración 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
3411A PROLONG. T. PAUSA un alargamiento máximo del tiempo de pausa. En caso de
ajustar ∞, esta extensión es ilimitada. Este parámetro puede ser ajustado solo a través
de DIGSI bajo “Display additional settings“. Es preciso tener en cuenta que después de
una desconexión tripolar solamente se permiten tiempos de pausa largos si no surgen
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
105
2 Funciones
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
saltos de cable (baile 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
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 identificación 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 en 0.
Las posibilidades para el tratamiento de averías subsiguientes se describen en el
capítulo 2.9.1 bajo el subtítulo “Tratamiento de las averías subsiguientes“ (página 97).
El tratamiento de averías subsiguientes se omite para aquellos extremos de línea en
los que se hace uso de la pausa adaptiva sin tensión133 REENG.-AUT.= PTA,
capítulo 2.1.1). 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 DETECT FALTA SUC. DETECT FALTA SUC. Con excitación significa
que durante una pausa sin tensión, toda excitación de una función de protección se
interpreta como avería subsiguiente. En el caso de DETECT FALTA SUC. Con
orden de disparo 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 puede incluir también órdenes de disparo que hayan sido
acopladas desde el exterior a través de introducción binaria o hayan sido transmitidas
desde el otro extremo del objeto 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 7SD610 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 excitación.
La reacción en caso de averías subsiguientes se selecciona bajo la dirección 3407.
RE.AU. fallos subsiguientes 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 AVERÍA SUBSIGUIENTE = Inicio ciclo RE
106
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.9 Automatismo de reenganche (opcional)
tripolar. 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 el fallo del interruptor, para que en el caso de producirse un fallo del
interruptor de potencia no se produzca ningún reenganche.
Si se transmite la orden de reenganche al otro extremo se puede retrasar esta
transmisión mediante la dirección 3410 T INTER-CON. Esta transmisión presupone
que el equipo trabaja en el extremo opuesto con pausa adaptiva sin tensión (dirección
133 REENG.-AUTO. = PTA en el extremo opuesto, véase también el capítulo 2.1.1).
En los demás casos, este parámetro no es relevante. Si no desea que se transmita la
orden de conexión, a pesar de que en el otro extremo está ajustado PTA, deberá
ajustar T INTER-CON = ∞. Este retardo puede evitar, por una parte, que el equipo
situado en el extremo opuesto vuelva a conectar innecesariamente, si el reenganche
local no resulta satisfactorio. Por lo tanto, deberá ser la suma del tiempo de conexión
del interruptor de potencia más el tiempo propio máximo, más la duración de la orden
de la protección, más el tiempo de desconexión del interruptor de potencia, más el
tiempo de recuperación de la protección, más un margen de seguridad. Por otra parte,
es preciso tener en cuenta que la línea no está disponible para el transporte
deenergía mientras no esté conectado también el extremo opuesto. Por lo tanto, para
considerar la estabilidad de la red hay que sumarlo al tiempo de pausa.
Configuración del
automatismo de
reenganche.
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.
En el caso de 7SD610 esto se refiere a:
dirección 3420 RE.AU. con DIF, es decir, con protección diferencial,
dirección 3421 RE.AU. con DRAP, es decir, con desconexión rápida de alta
intensidad,
dirección 3423 RE.AU. con Arr., es decir, con arrastre y disparo remoto,
dirección 3424 RE.AU. con EXT, es decir, con orden de disparo acoplada
exteriormente,
dirección 3425 RE.AU. con U/S/It.idef., es decir, con protección diferida de
sobreintensidad.
Para aquellas funciones que deban iniciar el automatismo de reenganche se fija la
dirección correspondiente en Sí y para las restantes en No. Las restantes funciones
(protección de sobrecarga, protección de fallo del interruptor) no pueden iniciar el
automatismo de reenganche ya que en este caso no tiene sentido el reenganche.
Arrastre tripolar del
interruptor
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Si durante el tiempo de pausa de un ciclo monopolar se llega a producir un bloqueo
del reenganche sin que se haya emitido una orden de disparo tripolar, la línea
permanece desconectada en un polo. Con la dirección 3430 ARRASTRE 3 POLOS
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 Sí, si el interruptor se puede controlar en un solo polo y no tenga el
107
2 Funciones
mismo sincronismo forzado. Pero también en los demás casos, el equipo se anticipa
al sincronismo forzoso de los polos del interruptor, ya que el arrastre tripolar del
equipo actúa inmediatamente, en cuanto se bloquea el reenganche después de un
disparo monopolar, o si los contactos auxiliares del interruptor comunican una
posición de interruptor no plausible.
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 medida de tensión están situados por el lado
de la línea. Si no fuera así, o si no se desea utilizar esta función, se deberá ajustar
SUP.U.INV/REbr = sin.
SUP.U.INV/REbr = SUP.U.INV/REbr 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 Funcionamiento Uphe< 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. Al parametrizar mediante
ordenador personal y DIGSI® se puede introducir este valor como valor primario. La
dirección 3438 T U ESTABLE determina el tiempo de medición disponible para
determinar la ausencia de tensión.
Pausa adaptiva sin
tensión (ASP)
Cuando se trabaja con pausa adaptiva sin tensión hay que prestar atención
previamente a que en cada línea un extremo trabaje con unos tiempos de pausa
definidos y disponga de alimentación. El otro puede trabajar con pausa adaptiva sin
tensión. Los detalles relativos al procedimiento se encuentran en la subsección 2.9.1
bajo el subtítulo “Pausa adaptiva sin tensión (PTA)“ en la página 99 y “Transmisión de
la orden de conexión (CON inter)“ en la página 100.
Para el extremo de la línea que tenga los tiempos de pausa definidos es preciso que
al efectuar la configuración de las funciones de protección (capítulo 2.1.1) se haya
ajustado bajo la dirección133 REENG.-AUTO. el número de ciclos de interrupción
deseados. Además debe estar activado el arrastre de disparo de la protección
diferencial (véase del capítulo 2.3.2, dirección1301 ARR. DIF = Sí). Para el equipo
que trabaje con pausa adaptiva sin tensión es preciso que al configurar las funciones
de protección (capítulo 2.1.1) se haya ajustado bajo la dirección 133 REENG.-AUTO.
= PTA. Para este último se consultan únicamente los parámetros descritos a
continuación. Para los distintos ciclos de reenganche no hay entonces ningún ajuste.
La pausa adaptiva sin tensión puede estar controlada por la tensión o por CIERRE
interno. 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. Para ello
es preciso que el equipo disponga de entradas de tensión y esté conectado a
transformadores de medida de tensión en el lado de la línea. En el caso de inter-CON
el automatismo de reenganche espera a una orden inter-CON transmitida desde el
extremo opuesto.
El tiempo de actuación PTA T. ACT. (dirección 3433) es el tiempo que transcurre
después de la excitación realizada por cualquier función de protección, que esté en
condiciones de iniciar el automatismo de reenganche, dentro del cual debe aparecer
la orden de disparo. Si la orden solamente aparece una vez transcurrido el tiempo de
actuación, no se produce el reenganche. Según la configuración del volumen de
funciones (véase el capítulo 2.1.1), también puede carecer de tiempo de actuación;
108
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.9 Automatismo de reenganche (opcional)
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 MÁX (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
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 permitido PTA 1p. 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 Sí, son determinantes las posibilidades de disparo de
las funciones de protección causantes del arranque.
Bajo la dirección 3436 PTA IP? antes de RE se determina si antes de efectuar el
reenganche después de una pausa adaptiva sin tensión se debe consultar la
disponibilidad del interruptor de potencia. Si se ajusta Sí, 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 bajo la dirección 3409 (véase arriba). Para más detalles relativos a la
supervisión del interruptor de potencia véase la descripción de funciones, capítulo
2.9.1, bajo el subtítulo “Consulta de la disponibilidad del interruptor de potencia“,
página 93.
Si durante una interrupción tripolar llegaran a producirse problemas de estabilidad en
la red, se debería poner la dirección 3437 PTA: Comp. sinc. en Sí. 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. En este caso, es condición necesaria disponer de un
equipo exterior para ello. 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
adaptiva sin tensión controlada por tensión. Bajo la dirección 3440
Funcionamiento Uphe> 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. Al
parametrizar mediante ordenador personal y DIGSI® este valor se puede introducir
como valor primario. La dirección 3438 T U ESTABLE determina el tiempo de
medición disponible para determinar la tensión. Debe ser mayor que las eventuales
oscilaciones transitorias de estabilización al conectar la línea.
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
109
2 Funciones
1. Ciclo de
reenganche
Si en un extremo de la línea se trabaja con una pausa adaptiva 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) se ajustó la dirección 134 CLASE
DE FUNC.RE.AU. = Exc. y T. act. o DIS y T. act. (la primera únicamente
si se trata exclusivamente de disparo tripolar). Ésta determina si con el primer ciclo
debe tener lugar realmente un arranque del automatismo de reenganche. 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 Sí. Si se realizan
varios ciclos, se puede controlar la eficacia de los ciclos mediante este parámetro y
tiempos de actuación diferentes. En el capítulo 2.9.1 y bajo el subtítulo “Tiempos de
actuación“ (página 91) figuran instrucciones y ejemplos.
El tiempo de actuación 1.RE: T. ACT. (dirección 3451) es el tiempo que transcurre
después de la excitación debida a cualquiera de las funciones de protección, que
puede iniciar el automatismo de reenganche, dentro de la cual debe aparecer la orden
de disparo. Si la orden solamente aparece una vez transcurrido el tiempo de
actuación, no se produce el reenganche. Según la configuración del volumen de
funciones (véase el capítulo 2.1.1), puede no haber tiempo de actuación; esto es
especialmente aplicable si la función de protección causante del arranque no dispone
de señal de excitación.
Según el modo de función configurado para el automatismo de reenganche (véase el
capítulo 2.1.1 bajo la dirección 134 CLASE DE FUNC.RE.AU.), solamente están
disponibles las direcciones 3456 y 3457 (si el modo de función = DIS ...) o las
direcciones 3453 hasta 3455 (si el modo de función = Exc. ...) .
En el modo de función DIS... 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 adecuados para disparo
monopolar.
La dirección 3456 1.RE: TP DIS.1 P es el tiempo de pausa después de un
disparo monopolar,
La dirección 3457 1.RE: TP DIS.3 P es el tiempo de pausa después de un
disparo tripolar.
Si solo se desea permitir un ciclo de interrupción monopolar, se deberá poner el
tiempo de pausa para disparo tripolar en ∞. Si solo se desea permitir un ciclo de
interrupción tripolar, se pondrá en ∞ el tiempo de pausa para el disparo monopolar;
en ese caso, la protección produce un disparo tripolar para cualquier clase de avería.
El tiempo de pausa después de una desconexión monopolar (si está ajustado)1.RE:
TP DIS.1 P (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 están entre 0,9 s y 1,5 s.
En el caso de desconexión tripolar (dirección 3457 1.RE: TP DIS.3 P), tiene
prioridad la estabilidad de la red. Dado que la línea desconectada no está en
condiciones de desarrollar fuerzas de sincronización, a menudo únicamente es
permisible una breve pausa sin tensión. Los valores usuales están entre 0,3 s y 0,6 s.
Si el equipo trabaja conjuntamente con un equipo de control de sincronismo exterior,
110
7SD610 Manual
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2.9 Automatismo de reenganche (opcional)
en ciertas circunstancias se podrá tolerar también un tiempo más largo. También hay
posibilidad de pausas tripolares más largas en las redes radiales.
En el modo de función = 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:
La dirección 3453 1.RE: TP EXC. 1 fa es el tiempo de pausa después de una
excitación monofásica,
La dirección 3454 1.RE: TP EXC. 2 fa es el tiempo de pausa después de una
excitación bifásica,
La dirección 3455 1.RE: TP EXC. 3 fa es el tiempo de pausa después de la
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
solamente 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“, página 105) se ha ajustado la dirección 3407 FALLOS
SUBSIGUIENTES Start TP. SUC., para la pausa tripolar después de la
desconexión de la avería subsiguiente se puede ajustar un tiempo de pausa
independiente 1.RE: TP. SUC. (dirección 3458). También para esto son
determinantes los aspectos de estabilidad. Normalmente se puede ajustar igual que
la dirección 3457 1.RE: TP DIS. 3 P.
Bajo la dirección 3459 1.RE: IP? antes de RE se determina si antes de este
primer reenganche se deberá consultar la disponibilidad del interruptor de potencia.
Si se ajusta Sí, 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 bajo la dirección 3409 (véase
más arriba). Para más detalles relativos a la supervisión del interruptor de potencia
véase la descripción de funciones, capítulo 2.9.1, bajo el subtítulo “Consulta de la
disponibilidad del interruptor de potencia“, página 93.
Si durante una interrupción tripolar llegaran a producirse problemas de estabilidad en
la red, se debería poner la dirección 3460 1.RE: Comp. 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. Para ello es condición necesaria disponer de un
equipo exterior para controlar el sincronismo. Si se ejecutan solo ciclos de
interrupción monopolares o si no se esperan problemas de estabilidad durante las
pausas tripolares (p. ej. debido a un fuerte mallado de la red o redes radiales), se
deberá poner la dirección 3460 en No.
2º a 4º ciclo de
reenganche
Si al configurar el volumen de funciones (capítulo 2.1.1) se ajustaron varios ciclos, se
pueden ajustar parámetros de reenganche individuales para los ciclos 2º a 4º . Las
posibilidades son las mismas que para el 1er ciclo. Según la configuración de las
funciones de protección (capítulo 2.1.1), también aquí solamente están disponibles
una parte de los parámetros siguientes.
Para el 2º ciclo:
La dirección 3461 2.RE:
La dirección 3462 2.RE:
La dirección 3464 2.RE:
monofásica.
La dirección 3465 2.RE:
bifásica.
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C53000–G1178–C145–1
ARRANQUE; arranque en el 2º ciclo, está permitido.
T ACTIV.; tiempo de activación para el 2º ciclo.
TP EXC. 1 fa; tiempo de pausa después de excitación
TP EXC. 2 fa; tiempo de pausa después de excitación
111
2 Funciones
La dirección 3466 2.RE: TP EXC. 3 fa; tiempo de pausa después de excitación
trifásica.
La dirección 3467 2.RE: TP DIS.1 P.; tiempo de pausa después de disparo
monopolar.
La dirección 3468 2.RE: TP DIS. 3 P.; tiempo de pausa después de disparo
tripolar.
La dirección 3469 2.RE: TP SUC.; tiempo de pausa en caso de averías
subsiguientes.
La dirección 3470 2.RE: IP? antes de RE; comprobar la disponibilidad del
interruptor de potencia antes del reenganche.
La dirección 3471 2.RE: Comp. sinc.; comprobación del sincronismo después
de un disparo tripolar.
Para el 3er ciclo:
La dirección 3472 3.RE: ARRANQUE; arranque en el 3er ciclo está permitido.
La dirección 3473 3.RE: T ACTIV.; tiempo activo para el 3er ciclo.
La dirección 3475 3.RE: TP EXC.1 fa; tiempo de pausa después de excitación
monofásica.
La dirección 3476 3.RE: TP EXC.2 fa; tiempo de pausa después de excitación
bifásica.
La dirección 3477 3.RE: TP EXC.3 fa; tiempo de pausa después de excitación
trifásica.
La dirección 3478 3.RE: TP DIS.1 P.; tiempo de pausa después de disparo
monopolar.
La dirección 3479 3.RE: TP DIS.3 P.; tiempo de pausa después de disparo
tripolar.
La dirección 3480 3.RE: TP SUC.; tiempo de pausa en caso de averías
subsiguientes.
La dirección 3481 3.RE: IP? antes de RE; comprobar la disponibilidad del
interruptor de potencia antes del reenganche.
La dirección 3482 3.RE: Comp. sinc.; comprobación del sincronismo después
de un disparo tripolar.
Para el 4º ciclo:
La dirección 3483 4.RE: ARRANQUE; arranque en el 4ºciclo está permitido.
La dirección 3484 4.RE: T ACTIV.; tiempo de activación para el 4º ciclo.
La dirección 3486 4.RE: TP EXC. 1 fa; tiempo de pausa después de excitación
monofásica.
La dirección 3487 4.RE: TP EXC. 2 fa; tiempo de pausa después de excitación
bifásica.
La dirección 3488 4.RE: TP EXC. 3 fa; tiempo de pausa después de excitación
trifásica.
La dirección 3489 4.RE: TP DIS. 1 P.; tiempo de pausa después de disparo
monopolar.
La dirección 3490 4.RE: TP DIS. 3 P.; tiempo de pausa después de disparo
tripolar.
La dirección 3491 4.RE: TP SUC.; tiempo de pausa en caso de averías
subsiguientes.
La dirección 3492 4.RE: IP? antes de RE; comprobar la disponibilidad del
interruptor de potencia antes del reenganche.
La dirección 3493 4.RE: Comp. sinc.; comprobación del sincronismo después
de un disparo tripolar.
112
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.9 Automatismo de reenganche (opcional)
hasta el 8º ciclo de
reenganche
2.9.3
Si al configurar el volumen de funciones (capítulo 2.1.1) se ajustaron más de cuatro
ciclos, los ciclos siguientes al cuarto trabajan con los valores de ajuste del cuarto ciclo.
Resumen de parámetros
Observación: Las direcciones que llevan como sufijo una “A" solamente se pueden
modificar mediante DIGSI® bajo “Display additional values“.
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3401
REENG-AUTO
Desconectado
Conectado
Conectado
Reenganche automático
3402
IP? ANTES DEL
ARRANQUE
Sí
No
No
¿Comprobar la disponibilidad
del IP antes del arranque?
3403
T. BLOQUEO
0.50..300.00 s
3.00 s
Tiempo de bloqueo después del
reenganche
3404
T.BLQ.CIERR. MAN 0.50..300.00 s; 0
1.00 s
Duración del bloqueo al detectar
conexión manual
3406
DETEC .FALTA
SUC.
Con excitación
Con orden de disparo
Con orden de
disparo
Detección de avería
subsiguiente
3407
AVERÍA
SUBSIGUIENTE
RE.AU. bloqueado
Inicio ciclo RE tripolar
Inicio ciclo RE
tripolar
Avería subsiguiente durante la
pausa sin tensión
3408
T. SUPERV. ARR.
0.01..300.00 s
0.50 s
Tiempo de supervisión del
arranque
3409
T SUPERVIS. IP
0.01..300.00 s
3.00 s
Tiempo de supervisión de la
disponibilidad del IP
3410
T INTER-CON
0.00..300.00 s; ∞
0.20 s
Tiempo hasta Inter-CON
3411A
PROLONG. T.
PAUSA
0.50..300.00 s; ∞
∞s
Prolongación máxima del tiempo
de pausa
3450
1er RE:
ARRANQUE
Sí
No
Sí
¿Arranque permitido con este
ciclo?
3451
1er RE: T ACTIV.
0.01..300.00 s; ∞
0.20 s
Tiempo de activación
3453
1er RE: TP EXC. 1 f 0.01..1800.00 s; ∞
1.20 s
Tiempo de pausa con excitación
monofásica
3454
1er RE: TP EXC. 2 f 0.01..1800.00 s; ∞
1.20 s
Tiempo de pausa con excitación
bifásica
3455
1er RE: TP EXC. 3 f 0.01..1800.00 s; ∞
0.50 s
Tiempo de pausa con excitación
trifásica
3456
1er RE: TP DIS. 1 p 0.01..1800.00 s; ∞
1.20 s
Tiempo de pausa con disparo
monopolar
3457
1er RE: TP DIS. 3 p 0.01..1800.00 s; ∞
0.50 s
Tiempo de pausa con disparo
tripolar
3458
1er RE: TP. SUC.
0.01..1800.00 s
1.20 s
Tiempo de pausa con avería
subsiguiente
3459
1er RE: IP? antes
de RE
Sí
No
No
Comprobar disponibilidad del IP
antes del RE
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
113
2 Funciones
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3460
1er RE: Comp. sinc. Sí
No
No
Comprobar sincronía después
de pausa tripolar
3461
2º RE: ARRANQUE Sí
No
No
¿Arranque permitido con este
ciclo?
3462
2º RE: T ACTIV.
0.20 s
Tiempo de activación
3464
2º RE: TP EXC. 1 fa 0.01..1800.00 s; ∞
1.20 s
Tiempo de pausa con excitación
monofásica
3465
2º RE: TP EXC. 2 fa 0.01..1800.00 s; ∞
1.20 s
Tiempo de pausa con excitación
bifásica
3466
2º RE: TP EXC. 3 fa 0.01..1800.00 s; ∞
0.50 s
Tiempo de pausa con excitación
trifásica
3467
2º RE: TP DIS. 1 p
0.01..1800.00 s; ∞
∞s
Tiempo de pausa con disparo
monopolar
3468
2º RE: TP DIS. 3 p
0.01..1800.00 s; ∞
0.50 s
Tiempo de pausa con disparo
tripolar
3469
2º RE: TP. SUC.
0.01..1800.00 s
1.20 s
Tiempo de pausa con avería
subsiguiente
3470
2º RE: IP? antes de
RE
Sí
No
No
Comprobar disponibilidad del IP
antes del RE
3471
2º RE: Comp. sinc.
Sí
No
No
Comprobar sincronía después
de pausa tripolar
3472
3er RE:
ARRANQUE
Sí
No
No
¿Arranque permitido con este
ciclo?
3473
3er RE: T ACTIV.
0.01..300.00 s; ∞
0.20 s
Tiempo de activación
3475
3er RE: TP EXC. 1
fa
0.01..1800.00 s; ∞
1.20 s
Tiempo de pausa con excitación
monofásica
3476
3er RE: TP EXC. 2
fa
0.01..1800.00 s; ∞
1.20 s
Tiempo de pausa con excitación
bifásica
3477
3er RE: TP EXC. 3
fa
0.01..1800.00 s; ∞
0.50 s
Tiempo de pausa con excitación
trifásica
3478
3er RE: TP DIS. 1 p 0.01..1800.00 s; ∞
∞s
Tiempo de pausa con disparo
monopolar
3479
3er RE: TP DIS. 3 p 0.01..1800.00 s; ∞
0.50 s
Tiempo de pausa con disparo
tripolar
3480
3er RE: TP. SUC.
0.01..1800.00 s
1.20 s
Tiempo de pausa con avería
subsiguiente
3481
3er RE: IP? antes
de RE
Sí
No
No
Comprobar disponibilidad del IP
antes del RE
3482
3er RE: Comp. sinc. Sí
No
No
Comprobar sincronía después
de pausa tripolar
3483
4º RE: ARRANQUE Sí
No
No
Arranque permitido con este
ciclo
3484
4º RE: T ACTIV.
0.20 s
Tiempo de activación
114
0.01..300.00 s; ∞
0.01..300.00 s; ∞
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.9 Automatismo de reenganche (opcional)
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3486
4º RE: TP EXC. 1 fa 0.01..1800.00 s; ∞
1.20 s
Tiempo de pausa con excitación
monofásica
3487
4º RE: TP EXC. 2 fa 0.01..1800.00 s; ∞
1.20 s
Tiempo de pausa con excitación
bifásica
3488
4º RE: TP EXC. 3 fa 0.01..1800.00 s; ∞
0.50 s
Tiempo de pausa con excitación
trifásica
3489
4º RE: TP DIS. 1 p
0.01..1800.00 s; ∞
∞s
Tiempo de pausa con disparo
monopolar
3490
4º RE: TP DIS. 3 p
0.01..1800.00 s; ∞
0.50 s
Tiempo de pausa con disparo
tripolar
3491
4º RE: TP. SUC.
0.01..1800.00 s
1.20 s
Tiempo de pausa con avería
subsiguiente
3492
4º RE: IP? antes de
RE
Sí
No
No
Comprobar disponibilidad del IP
antes del RE
3493
4º RE: Comp. sinc.
Sí
No
No
Comprobar sincronía después
de pausa tripolar
3420
RE.AU. con DIF.
Sí
No
Sí
¿Trabaja el RE.AU. con
protección diferencial?
3421
RE.AU. con desc.
ráp.
Sí
No
Sí
¿RE.AU. después de
desconexión rápida?
3423
RE.AU. con arrastre Sí
No
Sí
¿Trabaja el RE.AU. con
arrastre?
3424
RE.AU. con ACOP.
EXT
Sí
No
Sí
¿RE.AU. después de DISP por
acopl. ext.? ¿Acoplamiento?
3425
RE.AU. con U/S/
It.idef.
Sí
No
Sí
¿RE.AU. con protección de
sobreintensidad temporizada?
3430
ARRASTRE 3POL.
Sí
No
Sí
Arrastre tripolar (plausibilidad
del IP)
3431
SUP.U.INV/REbr
sin
Supervisión de la tensión
inversa
sin
Supervisión de la tensión
inversa
3433
PTA T. ACT.
0.01..300.00 s; ∞
0.20 s
Tiempo de activación
3434
PTA T MÁX
0.50..3000.00 s
5.00 s
Tiempo de pausa máximo
3435
PTA 1p permit.
Sí
No
No
¿Disparo monopolar permitido?
3436
PTA IP? antes del
RE
Sí
No
No
Comprobar disponibilidad del IP
antes del RE
3437
PTA: Comp. sinc.
Sí
No
No
Comprobar sincronía después
de pausa tripolar
3438
T U ESTABLE
0.10..30.00 s
0.10 s
Tiempo para el estado estable
de la tensión
3440
Funcionamiento
Uphe>
30..90 V
48 V
Valor límite para tensión sin fallo
3441
Funcionamiento
Uphe<
2..70 V
30 V
Valor límite para estado sin
tensión
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
115
2 Funciones
2.9.4
Resumen de informaciones
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.
“>1.bloq. Re.AU.“ (FNº02742) a “>4.-n.bloq. Re.AU.“ (FNº02745)
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 salta (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.
“Autoriz. Re.AU.1.RE“ (FNº02889) a “Autoriz. Re.AU. 4.RE“ (FNº02892)
El automatismo de reenganche está dispuesto 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 Re.AU.” (FNº02783)
El automatismo de reenganche está bloqueado (p. ej. el interruptor de potencia no
esta dispuesto). 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 ya ha arrancado, esta información no aparece.
“Re.AU. no dispuesto” (FNº02784)
El automatismo de reenganche no está momentáneamente dispuesto para el
reenganche. Además del “Bloqueo Re.AU.“ antes mencionado (FNº 02783) puede
haber también obstáculos durante el desarrollo de los ciclos de interrupción, tales
como “tiempo de activación finalizado“ o “último tiempo de bloqueo funcionando“.
Esta información es especialmente útil al efectuar pruebas, ya que durante este aviso
no se puede iniciar ninguna prueba de protección con reenganche.
“Re.AU. marcha” (FNº02801)
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.AU. ctrl. sinc.” (FNº02865)
Solicitud de medición a un equipo externo de control de sincronismo. Esta información
llega al finalizar un tiempo de pausa después de desconexión tripolar, si se había
parametrizado una solicitud de sincronismo para el ciclo correspondiente. El
reenganche solamente tiene lugar si el control de sincronismo ha dado la autorización
“>Sinc.desde ext“ (FNº 02731).
“>Sinc.desde ext” (FNº02731)
Autorización del reenganche desde un equipo de control de sincronismo externo, si
éste había sido solicitado a través de la información de salida “Re.AU. ctrl.
sinc.“ (FNº 02865).
116
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.9 Automatismo de reenganche (opcional)
FNº
Mensaje
Explicación
00127 RE.AU. act/des
RE.AU. act/des (interfaz de sistema)
02701 >Act RE.AU.
>Activar RE.AU.
02702 >RE.AU. des
>Desactivar RE.AU.
02703 >Bloq RE.AU.
>Bloquear RE.AU.
02711 >Exc G para RE.AU.
>RE.AU: Excitación general para arranque desde el exterior.
02712 >Dis L1 para RE
>RE.AU: Disparo L1 para arranque desde el exterior
02713 >Dis L2 para RE
>RE.AU: Disparo L2 para arranque desde el exterior
02714 >Dis L3 para RE
>RE.AU: Disparo L3 para arranque desde el exterior
02715 >DIS 1pol.p.RE
>RE.AU: DIS monopolar para arranque desde el exterior
02716 >DIS 3pol.p.RE
>RE.AU: DIS tripolar para arranque desde el exterior
02727 >RE.AU. CON-Inter
>RE.AU: CON-Inter desde la estación opuesta
02731 >Sinc. desde ext.
>RE.AU: Autorización sincronismo desde el exterior
02737 >RE monopolar Bloq
>RE.AU: Bloquear ciclo RE.AU. monopolar
02738 >Bloq. RE tripolar
>RE.AU: Bloquear ciclo RE.AU. tripolar
02739 >1f. Bloq. RE
>RE.AU: Bloquear ciclo RE.AU. monofásico
02740 >2f. Bloq. RE
>RE.AU: Bloquear ciclo RE.AU. bifásico
02741 >3f. Bloq. RE
>RE.AU: Bloquear ciclo RE.AU. trifásico
02742 >Bloq 1er RE.AU.
>RE.AU: 1. Bloquear ciclo
02743 >Bloq 2º RE.AU.
>RE.AU: 2. Bloquear ciclo
02744 >Bloq 3er RE.AU.
>RE.AU: 3. Bloquear ciclo
02745 >Bloq 4º-n RE.AU.
>RE.AU: Bloquear ciclo 4º-n
02746 >DISP G para RE.AU.
>RE.AU: DISP. general para arranque desde el exterior
02747 >Exc L1 para RE.AU.
>RE.AU: Excitación L1 para arranque desde el exterior
02748 >Exc L2 para RE.AU.
>RE.AU: Excitación L2 para arranque desde el exterior
02749 >Exc L3 para RE.AU.
>RE.AU: Excitación L3 para arranque desde el exterior
02750 >Exc 1fa.p.RE.AU.
>REA: excitación monofásica para arranque desde el exterior
02751 >Exc 2fa.p.RE.AU.
>RE.AU: Excitación bifásica para arranque desde el exterior
02752 >Exc 3fa.p.RE.AU.
>RE.AU: Excitación trifásica para arranque desde el exterior
02781 RE.AU. desactivado
RE.AU. está desconectado
02782 RE.AU. activado
RE.AU. está conectado
02783 Bloqueo RE.AU.
No se puede arrancar RE.AU.
02784 RE.AU. no dispuesto
RE.AU. momentáneamente no dispuesto
02787 RE.AU. IP no dispuesto
RE.AU: Interruptor potencia no dispuesto
02788 RE.AU. Tctrl.IPtrans
RE.AU.: Tiempo control IP transcurrido
02801 RE.AU. activo
RE.AU. arrancado
02809 RE.AU. fin. T arr.
RE.AU.: Fin tiempo supervisión arranque
7SD610 Manual
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117
2 Funciones
FNº
Mensaje
Explicación
02810 RE.AU. fin. Fin TP máx.
RE.AU.: Sobrepasada la duración máxima de la pausa
02818 RE.AU. fallos subsiguientes
RE.AU. ha detectado un fallo subsiguiente
02820 RE.AU. 1pol. Prog.
Ciclo RE.AU. ajustado sólo para monopolar
02821 RE.AU: Tp.falt.suc
RE.AU.: Tiempo de pausa activo durante fallo subsiguiente
02839 RE.AU: Tpausa 1pol
RE.AU.: Tiempo de pausa monopolar en curso
02840 RE.AU: Tpausa 3pol
RE.AU.: Tiempo de pausa tripolar en curso
02841 RE.AU: Tpausa 1fa
RE.AU.: Tiempo de pausa monofásico en curso
02842 RE.AU: Tpausa 2fa
RE.AU.: Tiempo de pausa bifásico en curso
02843 RE.AU: Tpausa 3fas
RE.AU.: Tiempo de pausa trifásico en curso
02844 RE.AU. 1er ciclo
RE.AU.: 1. Primer ciclo en curso
02846 RE.AU. 3er ciclo
RE.AU.: 3. Primer ciclo en curso
02845 RE.AU. 2º ciclo
RE.AU.: 2. Primer ciclo en curso
02847 RE.AU. >3er ciclo
RE.AU.: Ciclo > 3er ciclo en curso
02848 RE.AU. ASP en curso
RE.AU.: Ciclo ASP en curso
02851 RE.AU. orden CIERRE
RE.AU.: Orden de cierre
02852 RE.AU. CIERRE1p,1er ciclo
RE.AU.: Orden de cierre después del 1er ciclo monopolar
02853 RE.AU. CIERRE3p,1er ciclo
RE.AU.: Orden de cierre después del 1er ciclo tripolar
02854 Cierre RE.AU. >=2°ciclo
RE.AU.: Orden de cierre a partir del 2º ciclo
02861 RE.AU. Tbloqu
RE.AU.: Tiempo de bloqueo en curso
02862 RE.AU. satisfactorio
RE.AU. concluido satisfactoriamente
02863 RE.AU. definit. DESCONECTADO
RE.AU.: disparo definitivo
02864 RE.AU. 1pol perm
Solo RE.AU. monopolar permitido
02865 RE.AU. ctrl.sinc
RE.AU.: Req. para controlar sincronismo
02871 RE.AU. DISP Arr.
RE.AU.: Orden disparo arrastre tripolar
02889 Autoriz RE.AU. 1er RE
RE.AU.: Autorización de zonas en el 1er ciclo
02890 Autoriz RE.AU. 2º RE
RE.AU.: Autorización de zonas en el 2º ciclo
02891 Autoriz RE.AU. 3er RE
RE.AU.: Autorización de zonas en el 3er ciclo
02892 Autoriz RE.AU. 4º RE
RE.AU.: Autorización de zonas en el 4º ciclo
02893 Autoriz RE.AU. ASP
RE.AU.: Autorización de zonas en el ciclo ASP
02894 RE.AU. CIERRE-Inter
RE.AU.: CIERRE-Inter
02796 RE.AU. act/des bin
RE.AU.: Entrada/salida a través de introducción binaria
118
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional)
2.10
Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional)
2.10.1 Descripción del funcionamiento
Generalidades
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 un relé de protección
fallo el interruptor de potencia local.
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 2-29). En este caso, se inicia
una etapa de tiempo T-SVS. Esta etapa de tiempo funciona mientras esté presente
una orden de disparo de la protección y pase corriente a través del interruptor de
potencia.
Protección contra fallo del interruptor
de potencia
Función de protecc.
(interno o externo)
I> SVS
&
T–SVS
0
SVS
DESCONECTADO
Figura 2-29 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 se reinicia muy rápidamente (típico1/2 período), e impide que
continúe desarrollándose la etapa de tiempo T–SVS.
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 reinicio de la protección de la derivación no es relevante en este caso ya
que la supervisión de flujo de corriente de la protección contra fallo del interruptor de
potencia detecta ella 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 Buccholz), 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
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
119
2 Funciones
se consulta por lo tanto a los contactos auxiliares del interruptor de potencia en lugar
de al flujo de corriente (figura 2-30). Para ello es preciso que la posición de los
contactos auxiliares del interruptor de potencia esté conectada al equipo a través de
entradas binarias (véase también el capítulo 2.13.2).
L+
Protección contra fallo del interruptor
de potencia
Función de protecc.
(interno o externo)
&
T–SVS
0
SVS
DESCONECTADO
Figura 2-30 Diagrama de función simplificado de la protección contra fallo del interruptor de
potencia, con control por el contacto auxiliar del interruptor de potencia.
Supervisión del
flujo de corriente
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. En
el caso de corrientes senoidales se reconoce la interrupción del paso de la corriente
después de aprox. 1/2 período. 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 la figura 2-31).
Como corriente de plausibilidad se emplea preferentemente la corriente a tierra IIE
(3 · I0). Si la corriente a tierra está conectada al equipo desde el punto de estrella del
conjunto de transformadores de medida de intensidad, 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 7SD610, 3 · I2. Ésta se calcula de acuerdo con la ecuación
que la define
3·I2 = IL1 + a2 · IL2 + a · IL3
siendo
a = ej120°.
Si bien las corrientes de plausibilidad no influyen en la función básica de la protección
contra fallo del interruptor de potencia, sin embargo permiten controlar que en cada
120
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional)
caso de fallo es preciso que se rebasen por lo menos dos umbrales de intensidad
antes de que pueda iniciarse un tiempo de retardo.
3902 I>P FALL
IL1
Criterio
de intensidad
&
I>
>1
L1>
>1
L2>
>1
L3>
&
IL2
&
I>
&
IL3
&
I>
&
3I2
3I0
I>
>1
Plausibilidad
I>
Figura 2-31 Supervisión del flujo de corriente con las corrientes plausibles 3·I0 y 3·I2
Supervisión de los
contactos
auxiliares del
interruptor de
potencia
La posición del interruptor del potencia se le comunica a la protección contra fallo del
interruptor desde el control central del equipo (véase el capítulo 2.13.2). 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, se interpreta exclusivamente como
apertura del interruptor de potencia el fin del flujo de corriente, aunque desde el
contacto auxiliar (todavía) no se haya comunicado que está abierto el interruptor de
potencia (figura 2-32). Esto da preferencia al criterio de flujo de corriente que tiene
mayor fiabilidad y evita la 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 CRITER. CONT. AUX. (figura 2-34 arriba) se pone en No,
solamente puede iniciarse la protección contra fallo del interruptor si se reconoce
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121
2 Funciones
paso de corriente. En ese caso no se consulta la posición de los contactos auxiliares
aunque los contactos auxiliares estén unidos con el equipo a través de entradas
binarias.
L1>
&
R
Arranque
FNº 00351
>IP Pos.Con.L1
FNº 00380
>IP Pos.Disp. 3p
S Q
1
)
2
)
&
>1
1
Cont. aux. IP
) si los contactos auxiliares están disponibles separados
si está disponible la conexión en serie de los contactos
2)
Figura 2-32 Bloqueo del criterio de contactos auxiliares — Ejemplo para la fase L1
Por otra parte, sólo se puede controlar la reacción del interruptor de potencia en caso
de 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 este fin
sirve la entrada binaria “>INI P FALL IP sin I“ (FNº01439) (figura 2-34 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 7SD610 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 introducciones binarias: Por ese motivo se
recomienda que además de la orden de disparo de la protección exterior a la
introducción binaria “>Arranque FALL IP 3pol“ (FNº 01415) se conecte también la
excitación general a la introducción binaria “>P FALL IP autor“ (FNº 01432). 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 puede configurar la señal “>P FALL IP autor“ (FNº 01432).
La figura 2-34 muestra el principio de funcionamiento. 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 2-31, 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 2-32. En el
caso de que haya posibilidad de control de un polo singular, 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
122
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2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional)
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.
La figura 2-33 muestra la formación de la señal interna “Cont.aux. IP≥1p cerrado“
(véase la figura 2-34 izquierda) si está cerrado por lo menos uno de los polos del
interruptor.
L1>
L2>
>1
L3>
&
S Q
R
Inicio L123
&
FNº 00351
Cont.aux. IP≥1p
>IP Pos.Con.L1
FNº 00352
>LS Pos.con.L2
>1
FNº 00353
>INT.Pos.Con.L3
FNº 00379
>IP Pos.Con. 3p
FNº 00380
>IP Pos.Disp. 3p
Figura 2-33 Formación de la señal “Cont.aux. IP≥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 desde una protección
exterior, a través de la introducción binaria “>INI P FALL IP sin I“ (FNº 01439). En este
caso cuenta exclusivamente el criterio del contacto auxiliar para la apertura del
interruptor.
El arranque se puede bloquear a través de una introducción binaria “>P FALL IP
bloqu.“ (FNº 01403) (p. ej. durante una comprobación de la protección de la
derivación). Además está previsto un bloqueo interno.
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123
2 Funciones
3909 CRIT. CO. AUX.
(de la figura 2-33)
Sí
(de la fig. 2-31)
Cont.aux. IP≥1p
No
L1>
>1
L2>
L3>
&
Arranque int. sin I
>1
FNº 1439
>1
>INI P FALL IP sin I
Inicio interno 3pol
>Arr. FALL IP 3pol
>P F. IP autor
FNº 1403
>P F. IP bloqu.
&
&
Inicio L123
FNº 1461
>1
FNº 1415
FNº 1432
>1
Arr.P FALL IP
Configurac.
“1“
sin configurar
configura.
&
bloqueo interno
Figura 2-34 Protección contra fallo del interruptor con arranque de fase común
Arranque de fase
segregada
El arranque de fase segregada 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 introducciones binarias. Por eso se recomienda
conectar no sólo las tres órdenes de disparo de la protección externa a las
introducciones binarias “>P.FALLini.L1“ (FNº 01435), “>P.FALLini.L2“ (FNº 01436) y
“>P.FALLini.L3“ (FNº 01437), sino también por ejemplo, la excitación general a la
introducción binaria “>P FALL IP autor“ (FNº 01432). La figura 2-35 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. En ese caso
no se puede configurar la señal “>P FALL IP autor“ (FNº 01432).
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 2-36).
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 2-37). 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 breve interrupción monopolar se
vigila de manera fiable la interrupción de corriente, pero únicamente el polo del
interruptor que ha disparado.
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2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional)
equipo
de protecc.
externo
7SD610
Disparo L1
>P.FALLini.L1
Disparo L2
>P.FALLini.L3
Disparo L3
>P.FALLini.L3
Excitación G
>P FALL IP autor
L+
L–
Figura 2-35 Protección contra fallo del interruptor con arranque separado por fases — Ejemplo
de arranque desde equipo de protección externo con autorización mediante
excitación general
equipo
de protecc.
externo
7SD610
Disparo L1
>P.FALLini.L1
Disparo L1
Disparo L2
>P.FALLini.L3
Disparo L2
Disparo L3
>P.FALLini.L3
Disparo L3
L+
>P FALL IP autor
L–
Figura 2-36 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
El arranque para una única fase, p. ej. “Inicio sólo L1” únicamente es válido si aparece
la señal de arranque (= señal de disparo de la protección de la ramificación),
exactamente para esta fase y se cumple el criterio de intensidad por lo menos para
esta fase. Si no se cumple esto, se puede consultar el contacto auxiliar del interruptor
de potencia de acuerdo con la figura 2-32 - en la medida en que esté parametrizado
(CRITER. CONT. AUX. = Sí ).
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 de la función central (véase también el capítulo 2.13.2).
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
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125
2 Funciones
Buchholz), sólo en modalidad trifásica. Esta función es en principio igual que para el
arranque en fase común.
La señal de autorización adicional “>P FALL IP autor“ (FNº 01432) actúa para todas
las condiciones de arranque (si está configurada). El arranque se puede bloquear a
través de una introducción binaria “>P FALL IP bloqu.“ (FNº 01403) (p. ej. durante una
comprobación de la protección de la derivación). Además está previsto un bloqueo
interno.
126
7SD610 Manual
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2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional)
3909 CRIT. C. AUX.
Sí
Cont. aux. IP
No
L1>
Arranque interno
FNº 1435
>1
>1
&
>P.FALLini.L1
&
Arranque
&
Arranque
&
Arranque
&
Inicio L123
Sí
Cont. aux. IP
No
L2>
Arranque interno
FNº 1436
>1
>1
&
>P.FALLini.L3
Sí
Cont. aux. IP
No
L3>
Arranque interno
FNº 1437
>1
>1
&
>P.FALLini.L3
>2
Sí
Cont.aux. IP≥1p
No
L1>
>1
>1
L2>
L3>
&
Inicio interno sinI
>1
FNº 1439
>1
>INI P FALL IP sin I
Inicio interno 3pol
FNº 1415
>1
Configurac.
>Arranque FALL IP
“1“
FNº 1432
>P
FALL
IP
FNº 1403
>P
FALL
IP
&
>1
sin configurar
configurado
FNº 1461
Arranque
P FALL IP
&
bloqueo interno
Figura 2-37 Condiciones de arranque en caso de orden de disparo monopolar
7SD610 Manual
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127
2 Funciones
Tiempos de retardo
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.
Puede 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 del
fallo (figura 2-29 2-30). 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. Según las
posibilidades de la protección de la ramificación 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 2-38). Las señales
de arranque segregadas 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 2-39.
3906 T2
(Disparo
Barras colectoras)
Arranque sólo L1
Arranque sólo L2
Arranque sólo L3
>1
T
FNº 1494
0
DSIP. P.
FALL. IP T2
Inicio L123
Figura 2-38 Protección contra fallo del interruptor de una sola etapa con arranque común a las
fases
3904 T1 1 POL
Arranque sólo L1
Arranque sólo L2
>1
T
0
(Disparo
Barras colectoras)
Arranque sólo L3
3905 T1 3 POL
Inicio L123
T
>1
FNº 1476
DISP. P. FALL.
IP T1 L123
0
Figura 2-39 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 ramificación, 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.
128
7SD610 Manual
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2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional)
En el caso de disparo unipolar 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 DIS 1POL
(T1)), si una vez concluido el primer nivel debe efectuarse un disparo unipolar por
fase por parte de la protección contra fallo del interruptor, o siempre un disparo
tripolar.
3904 T1 1 POL 3903 DISP. 1 P. (T1)
Arranque sólo L1
Arranque sólo L2
>1
T
Sí
0
Arranque
sólo L1
No
Arranque sólo L3
Inicio L123
&
DIS P FALL
IP T1sóloL1
(Repetición de disparo
derivación)
3905 T1 3 POL
T
(correspondientemente paraotras
FNº 1472 fases)
>1
0
FNº 1476
DISP P FALL I
P T1 L123
3906 T2
T
0
(Disparo
Barras colectoras)
FNº 1494
T
>1
0
DISP P FALL
IP T2
Figura 2-40 Protección contra fallo del interruptor de dos etapas, con arranque separado por
fases
Si no está operativo
el interruptor de
potencia
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 está
disponible el criterio que comunica la indisponibilidad del interruptor de potencia (p.
ej. controladores de tensión, controladores de aire comprimido), éste se puede aplicar
a la introducción binaria “>Fallo IP“ (FNº00378) del 7SD610. Si en este caso
aparece una condición de inicio, se activa el nivel de tiempo T3 AVERÍA IP (véase
la figura 2-41), que normalmente se ajusta a cero. De esta manera, al estar averiado
el interruptor de potencia se disparan inmediatamente los interruptores de potencia
circundantes.
(todas las
condiciones
de arranque
figura
2-34/2-37)
FNº 378
>Fallo IP
FNº 1461
3907 T3 AVERÍA IP
Arranque P
FALL IP
&
T
0
FNº 1493
F.IP DISP fallo IP
Figura 2-41 Interruptor de circuito no operativo
7SD610 Manual
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129
2 Funciones
Disparo del
interruptor de
potencia en el
extremo opuesto
En caso de 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.
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.
En el 7SD610 se aplica la orden correspondiente, generalmente aquella que provoca
el disparo de los interruptores de potencia circundantes, a la introducción binaria para
el arrastre. Esto puede conseguirse mediante un cableado externo: La salida de
orden se conecta con la entrada de arrastre “> Arrastre 3 polos“ (FNº 03504)
(véase también el capítulo 2.3). Resulta más sencillo acoplar la orden a la entrada de
arrastre a través de la lógica definible por el usuario (CFC).
Esta situación se muestra en la figura 2-42. 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. Una orden de disparo para el interruptor de potencia de la
derivación sin embargo 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.
Barras colectoras
DESCON.
Protección
IC
Salida de derivación
Figura 2-42 Fallo del terminal entre el interruptor de potencia y el transformador de medida 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
instrucción “DISP P FALL IP Fterm“ (FNº 01495), 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 2-43
muestra el principio de funcionamiento. Si ha arrancado la protección contra fallo del
interruptor y se registra paso de corriente (criterios de corriente “L∗>“ según la figura
2-31), 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
130
7SD610 Manual
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2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional)
(de la figura 2-31)
T FALLO DE TERMINAL al cabo del cual, se transmite una orden de disparo al
extremo opuesto.
L1>
L2>
>1
3922 T FALLO DE
TERMINAL
L3>
FNº 1461
&
Arranque P
FALL IP
≥1 polo cerrado
T
&
0
FNº 1495
DISP P FALL
IP Fterm
Figura 2-43 Esquema de funcionamiento de la protección de fallo de terminal
Verificación de la
discrepancia polar
Esta función supervisa el sincronismo de los tres polos del interruptor de potencia. En
régimen de servicio estacionario, los tres polos tienen que estar los tres abiertos o los
tres cerrados. Únicamente después de una desconexión monopolar previa a un
reenganche automático, puede estar abierto un solo polo durante un breve tiempo.
La figura 2-44 muestra el esquema de funcionamiento. Las señales tratadas ya se
necesitaron 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 de la figura 231). La supervisión de sincronismo solamente entra en acción si no pasa corriente por
los tres polos (<3), 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". De esta manera se identifica el polo que
estaba abierto antes del disparo por la supervisión de sincronismo.
(de la figura 2-31)
L1>
L2>
FNº 1498
Exc. SINC
FORZ L2
FNº 1499
&
Exc. SINC
FORZ L3
3932T ZGL
<3
≥1 polo abierto
Exc. SINC
FORZ L1
&
L3>
≥1 polo cerrado
FNº 1497
&
&
T
0
FNº 1500
DISP SINC
FORZ local
Figura 2-44 Esquema de funcionamiento de la supervisión de sincronismo de los polos del
interruptor
7SD610 Manual
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131
2 Funciones
2.10.2 Ajuste de los parámetros de función
Generalidades
La protección contra fallo del interruptor de potencia, incluidas sus funciones
complementarias (protección de fallo de terminal, supervisión de sincronismo)
solamente puede trabajar si al configurar el volumen del equipo (véase el capítulo
2.1.1, dirección139 FALLO INTERRUPTOR) se ajustó como disponible.
Protección contra
fallo del interruptor
Bajo la dirección 3901 FALLO INTERRUPTOR se activa Con o desactiva Des la
protección contra fallo del interruptor.
El ajuste del umbral de respuesta de intensidad I> P FALL IP (dirección 3902) se
deberá elegir de tal modo que la supervisión de flujo de corriente todavía responda
para la menor corriente de cortocircuito previsible. Para ello se debería ajustar el valor
por lo menos un 10 % por debajo de la corriente de cortocircuito mínima. Sin
embargo, el valor de respuesta tampoco debería elegirse más bajo de lo necesario.
Normalmente la protección contra fallo del interruptor evalúa no solo el criterio de flujo
de corriente sino también la posición de los contactos auxiliares del interruptor. Si no
hay disponibles contactos auxiliares del interruptor de potencia, tampoco se pueden
evaluar. En este caso, debe ponerse la dirección 3909 CRITER. CONT. AUX. en
No.
La protección contra fallo del interruptor puede trabajar en una sola etapa o en dos
etapas.
Protección contra
fallo del interruptor
de dos etapas
En caso de régimen en dos etapas, transcurrido un tiempo de espera T1 se repite la
orden de disparo al interruptor de potencia local de la derivación, normalmente a un
juego independiente de bobinas de disparo del interruptor de la derivación. En caso
de disparo monopolar debido a 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 disparo monopolar. Ponga la dirección
3903 DIS 1POL (T1) en Sí, si la primera etapa debe provocar un disparo
monopolar, y en los demás casos en No.
Si el interruptor de potencia no reacciona ante la repetición del disparo, al cabo de T2
se disparan los interruptores de potencia circundantes, es decir, los de las barras
colectoras o del tramo de barras colectoras afectado y, eventualmente, también el
interruptor de potencia en el extremo opuesto, si es que todavía no se ha eliminado
el fallo.
Los tiempos de retardo se pueden ajustar de forma independiente
− para repetición de disparo monopolar o tripolar en el interruptor local después de
una orden de disparo monopolar de la protección de la ramificación T1 1POL
(dirección 3904),
− para la repetición de disparo tripolar, al interruptor local después de una orden de
disparo tripolar de la protección de la ramificación T1 3POL (dirección 3905),
− para el disparo de los interruptores de potencia circundantes (barras colectoras y
eventualmente también extremo opuesto)T2 (dirección 3906).
Los tiempos de retardo que deben ajustarse vienen dados por el tiempo de
desconexión máximo del interruptor de potencia, el tiempo de recuperación de los
detectores de corriente, más un margen de seguridad que tiene también en cuenta la
dispersión en el tiempo de desarrollo. La figura 2-45 muestra las secuencias de
tiempo mediante un ejemplo. En el caso de corrientes senoidales se puede partir de
132
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2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional)
que el tiempo de recuperación ≤εσ δε 15 ms. Si hay que contar con la saturación del
transformador de medida de intensidad, se deberían utilizar sin embargo 25 ms.
Inicio del fallo
Tiem. de resol. fallo normal
Instr. Tiem. desconex. IP Recup. Segur.
Prot.
(local)
IP F. IP arr.
Prot. contra fallo
interruptor
Tiempo de retardo T1
Protección contra fallo interruptor
Instrucc.repetic.
Rec. Segur.
IP F. IP arr.
Tiempo de retardo T2
Protección contra fallo del interruptor
Tiem. desconex. IP
(circundante)
Tiempo total de resolución del fallo en caso de fallo del interruptor
Figura 2-45 Ejemplo de desarrollo en el tiempo en el caso de resolución normal del fallo y en
caso de fallo del interruptor de potencia con protección contra fallo del interruptor
en dos etapas
Protección contra
fallo del interruptor
de una sola etapa
En la protección contra fallo del interruptor de una sola etapa, una vez transcurrido un
tiempo de espera T2 (dirección 3906) se disparan los interruptores de potencia
circundantes, es decir, los de las barras colectoras o del tramo de barras colectoras
afectado y eventualmente también el interruptor de potencia del extremo opuesto.
Los tiempos T1 1POL (dirección 3904) y T1 3POL (dirección 3905) se ajustan
entonces en ∞, ya que no se precisan.
En el caso de que se desee utilizar los distintos tiempos de retardo después de
disparo monopolar y tripolar por la protección de la derivación, se puede utilizar
también la primera etapa como etapa única. En ese caso deberá ajustar T1 1POL
(dirección 3904) y T1 3POL (dirección 3905) por separado, pero la dirección 3903
AUS 1POL (T1) en No, para que las barras colectoras no reciban una orden de
disparo monopolar. Ajuste T2 (dirección 3906) en ∞ o igual aT1 3POL (dirección
3905). Asegúrese de que están configuradas las instrucciones correctas (mensajes
de salida para el disparo).
El tiempo de retardo que debe ajustarse viene dado por el tiempo de desconexión
máximo del interruptor de potencia, el tiempo de recuperación de los detectores de
corriente, más un margen de seguridad que tiene también en cuenta la dispersión en
el tiempo de desarrollo. La figura 2-46 muestra las secuencias de tiempo mediante un
ejemplo. En el caso de corrientes senoidales se puede partir de que el tiempo de
recuperación ≤εσ δε 15 ms. Si hay que contar con la saturación del transformador de
medida de intensidad, se deberían utilizar sin embargo 25 ms.
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133
2 Funciones
Inicio del fallo
Tiem. resoluc. fallo normal
Instr.
Prot.
Tiem. descon. IP Recup.
IP F. IP
Seg.
arr.
Prot. contra fallo
interruptor
Tiempo de retardo T2
Protección contra fallo interruptor
Tiem. desconex. IP
(circundante)
Tiempo total de resolución del fallo en caso fallo interruptor
Figura 2-46 Ejemplo de desarrollo en el tiempo en el caso de resolución normal del fallo y en
caso de fallo del interruptor de potencia con protección contra fallo del interruptor
de una sola etapa
Fallo del interruptor
de potencia local
En caso de fallo en el circuito de mando del interruptor de potencia local (p. ej., falta
de aire comprimido o de tensión del muelle), no se necesitan los tiempos de retardo,
ya que queda claro de entrada que el interruptor de potencia local no está en
condiciones de ejecutar la orden de disparo. En la medida en que el fallo ha sido
comunicado al equipo (a través de la entrada binaria >Fallo IP“, FNº 00378), se
disparan en este caso los interruptores de potencia circundantes (barras colectoras y
eventualmente también el extremo opuesto) mediante T3 AVERÍA IP(dirección
3907), que normalmente se ajusta en 0.
A través de la dirección 3908 AVERÍA IP se determina a qué salida se debe conducir
la orden en caso de fallo del interruptor. Seleccione la etapa de tiempo cuya salida
está destinada para enviar la instrucción a los interruptores de potencia circundantes.
Protección contra
fallo de terminal
La protección contra fallo de terminal se puede conectar o desconectar por separado
en la dirección 3921 FALLO DE TERMINAL Con Des. Se entiende por fallo de
terminal un cortocircuito del interruptor de potencia y el transformador de medida de
intensidad de la derivación. La condición necesaria para el funcionamiento de la
protección contra fallo de terminal es que el equipo esté informado sobre la posición
del interruptor de potencia, a través de entradas binarias.
Si en este caso se dispara el interruptor de potencia por una protección de barras
colectoras (el fallo pertenece a las barras colectoras, vistas desde los
transformadores de medida de intensidad), la corriente de cortocircuito sigue
pasando, puesto que se alimenta desde el extremo opuesto.
La etapa de tiempo T FALLO DE TERMINAL (dirección 3922) si durante la orden
de disparo de una función de protección de la derivación se comunica desde el
contacto auxiliar del interruptor de potencia que hay un interruptor de potencia abierto
y al mismo tiempo está pasando corriente (dirección 3902). La orden de disparo de
la protección de fallo de terminal está prevista para la transmisión al extremo opuesto.
Por lo tanto, el tiempo se ajusta de tal manera que no llegue a su término, en el caso
de cumplimiento transitorio de las condiciones de arranque al conmutar el interruptor.
134
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2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional)
Supervisión de
sincronismo del
interruptor de
potencia
La supervisión de sincronismo para los polos del interruptor se puede conectar o
desconectar independientemente en la dirección 3931 SINCRON. POLOS
(sincronismo forzado) Con Des. Esto sólo tiene sentido si los polos del interruptor de
potencia se pueden controlar individualmente. La supervisión de sincronismo trata de
evitar que de modo estacionario estén abiertos sólo uno o dos polos del interruptor de
potencia. Para ello es preciso que estén conectados a las entradas binarias del
equipo, bien los contactos auxiliares de cada uno de los polos del interruptor o las
conexiones en serie de los cerradores y abridores de los contactos auxiliares. Si no
se cumplen estas condiciones, se debe desconectar la dirección 3931 Des.
El tiempo T SINCRON. POLOS (dirección 3932) indica cuanto tiempo puede durar
un estado asimétrico, es decir, abierto solamente uno o dos polos, antes de que
comience a actuar el sincronismo forzoso, es decir, que se emita una orden de
disparo tripolar. Este tiempo ha de ajustarse notablemente más largo que la duración
de un ciclo de interrupción monopolar en caso de enganche automático. Sin embargo,
el valor máximo del tiempo puede estar limitado por la duración permitida por la carga
desequilibrada provocada por la posición asimétrica de los polos del interruptor. Los
valores usuales están en 2 s hasta 5 s.
2.10.3 Resumen de parámetros
Nota: Los valores de intensidad de corriente secundaria indicados para los campos
de ajuste y los preajustes están referidos a IN = 1 A. Para una intensidad de corriente
nominal de 5 A, se deberán multiplicar por 5 los valores de intensidad.
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3901
FALLO
INTERRUPT
Conectado
Desconectado
Conectado
Protección contra fallo del
interruptor
3902
I> P FALL IP
0.05..20.00 A
0.10 A
Valor de respuesta de la
supervisión del flujo de corriente
3903
DISP. 1 POL (T1)
No
Sí
Sí
Disparo monopolar después de
transcurrido T1
3904
Figura 2-47 T1 1
POL
0.00.00,30.00 s; ∞
0.00 s
Tiempo de retardo T1 para
monopolar Arranque
3905
T1 3 POL
0.00.00,30.00 s; ∞
0.00 s
Tiempo de retardo T1 para
tripolar Arranque
3906
T2
0.00.00,30.00 s; ∞
0.15 s
Tiempo de retardo T2
3907
T3 AVERÍA IP
0.00.00,30.00 s; ∞
0.00 s
Tiempo de retardo con avería
del IP
3908
AVERÍA IP
No
Disparo de la PFI (T1)
Disparo de la PFI (T2)
Disparo de la PFI (T1 y T2)
No
Selección de orden de disparo
con avería del IP
3909
CRITER. CONT.
AUX.
No
Sí
Sí
Evaluación automática del
contacto auxiliar del IP
3921
FALLO DE
TERMINAL
Conectado
Desconectado
Desconectado
Protección contra fallo de
terminal
3922
T FALLO DE
TERMINAL
0.00.00,30.00 s; ∞
2.00 s
Tiempo de retardo para fallo de
terminal
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135
2 Funciones
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3931
SINCRON. POLOS
Conectado
Desconectado
Desconectado
Supervisión sincronismo de los
polos
3932
T SINCRON.
0.00.00,30.00 s; ∞
2.00 s
Tiempo de retardo para
sincronismo forzado de los polos
POLOS
136
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2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional)
2.10.4 Resumen de informaciones
FNº
Mensaje
Explicación
01401 >P FALL.P con.
>Conectar protección contra fallo del interruptor
01402 >P FALL IP desc.
>Desconectar protección contra fallo del interruptor
01403 >P FALL IP bloqu.
>Bloquear protección contra fallo del interruptor
01432 >P FALL IP autor
>Autorizar protección contra fallo del interruptor
01439 >INI P FALL IP sin I
>Inicio P fallo IP sin intensidad (relé Buchholz)
01415 >Arranque FALL IP 3pol
>Inicio protección contra fallo del interruptor tripolar
01435 >P.FALLini.L1
>Inicio protección contra fallo del interruptor L1
01436 >P.FALLini.L3
>Inicio protección contra fallo del interruptor L2
01437 >P.FALLini.L3
>Inicio protección contra fallo del interruptor L3
01440 a/d EB P FALL IP
Activar/desactivar P fallo IP a través de entrada binaria
01451 P FALL IP desc
Protección contra fallo del interruptor desactivada
01452 P FALL IP bloq.
Protección contra fallo del interruptor bloqueada
01453 P FALL IP activo
Protección contra fallo del interruptor activa
01461 Arranque P FALL IP
Protección contra fallo del interruptor arrancada
01493 F.IP DISP fallo IP
Disparo P fallo IP en caso de fallo del interruptor de la derivación
01472 DISP P FALL IP T1sóloL1
Disp P FALL IP, nivel 1, sólo L1
01473 DISP FALL IP T1sóloL2
Disp P FALL IP, nivel 1, sólo L2
01474 DISP P FALL IP T1sóloL3
Disp P FALL IP, nivel 1, sólo L3
01476 DISP P FALL IP T1 L123
Disp. P FALL IP, nivel 1, L123
01494 DISP P FALL IP T2
Disp. P fallo IP, nivel 2 (barras colectoras)
01495 DISP P FALL IP Fterm
Disparo de fallo IP protección fallo terminal
01496 Exc. sincr. forz.
Iniciado sincronismo forzado
01497 Exc. SINCFORZ L1
Iniciado sincronismo forzado para L1
01498 Exc. SINCFORZ L2
Iniciado sincronismo forzado para L2
01499 Exc. SINCFORZ L3
Iniciado sincronismo forzado para L3
01500 DISP SINCFORZ local
Disparo sincronismo forzado
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137
2 Funciones
2.11
Protección de sobrecarga térmica
2.11.1 Descripción del funcionamiento
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.
El equipo calcula el exceso de temperatura de acuerdo con un modelo térmico de
estructura simple basado en la siguiente ecuación diferencial térmica.
dΘ 1
1
I 2
-------- + ------- ⋅ Θ = ------- ⋅  -------------
dt τ th
τ th  k ⋅ I N
siendoΘ
τth
k
I
IN
– exceso de temperatura actual referido al exceso de temperatura final
para intensidad de corriente de línea admisible k· IN
– constante de tiempo térmica de calentamiento
– k– factor k, que expresa la intensidad de corriente máxima admisible permanente
referida a la intensidad nominal de los transformadores de medida de intensidad
– intensidad de corriente efectiva actual
– intensidad de corriente nominal de los transformadores de medida de intensidad
La solución de esta ecuación es en caso estacionario una función exponencial cuya
asíntota representa la sobretemperatura final ΘEnd. Después de alcanzar un primer
umbral de sobretemperatura ajustable Θalarma, que está por debajo de la
sobretemperatura final, se emite un mensaje 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
aisla de la red el objeto a proteger. Sin embargo, la protección de sobrecarga también
se puede ajustar a Sólo mensaje. En este caso solamente se emite un mensaje
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.
Esto garantiza el procesamiento del valor eficaz real y tiene en cuenta también
influencias 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 Imáx se describe como un
múltiplo de la intensidad de corriente nominal IN:
Imáx = k · IN
Además de indicar este factor k se debe introducir la constante de tiempo térmica τth
así como la sobretemperatura de advertencia Θalarma.
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.
138
7SD610 Manual
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2.11 Protección de sobrecarga térmica
La protección de sobrecarga se puede bloquear a través de una entrada binaria. En
ese caso también se ponen a cero las reproducciones térmicas.
4203 CONST. TIEMPO
4206 MÉTODO CÁLCULO
4202 FACTOR K
4204 ALAR.Q
2
Θ
i
IL1
IL2
IL3
Θmáx
Θ
Θ(Imáx)
Θ>
&
&
4205 ALAR.I
Θ≥1
FNº 01503
Alarma prot.
sobrec. Q
FNº 01517
Excitac.P.
sobrec.Q
FNº 01521
I>
L1
FNº 01516
&
≥1
L2
L3
&
>blop.
p.sobrec.
4201 PROT. SOBREC.
≥1
P.sobr.
DES
FNº 01515
Al. Prot.
sobrec.I
Des
“1“
Sólo mens.
Con
Figura 2-48 Diagrama lógico de la protección de sobrecarga térmica
2.11.2 Ajuste de los parámetros de función
Generalidades
La condición previa para utilizar la protección de sobrecarga térmica es que al
configurar las funciones del equipo (capítulo 2.1.1) se haya configurado bajo la
dirección142 SOBRECARGA = disponible. Bajo la dirección 4201 PROTECCIÓN
DE SOBRECARGA se puede activar Con o Des desactivar. Existe además la
posibilidad de efectuar el ajuste Sólo mensaje. En este último caso, la función de
protección está activada, pero al alcanzar la temperatura de disparo solamente emite
un aviso, es decir que no está activada la función de salida “DISP SBRCA“.
Factor k
Como intensidad de corriente base para determinación de la sobrecarga se toma la
intensidad de corriente nominal del equipo. El factor de ajuste k se ajusta bajo la
dirección 4202 FACTOR K. Viene determinado por la relación entre la corriente
permanentemente admisible por razones térmicas y esta corriente nominal:
I max
k = -----------IN
La corriente permanente admisible es al mismo tiempo aquella corriente para la cual
la función exponencial de sobretemperatura tiene su asíntota. No es preciso
determinar una sobretemperatura de disparo, ya que viene dada automáticamente
por la sobretemperatura final para k · IN. En las máquinas eléctricas, la intensidad
permanente admisible por lo general viene indicada por el fabricante. Si no se dispone
de datos, se elige para k 1,1 veces la intensidad de corriente nominal del objeto
protegido. En los cables depende de la sección, del material de aislamiento, de la
7SD610 Manual
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139
2 Funciones
forma de construcción y de la forma de tendido, y se puede deducir de las tablas
correspondientes.
Es preciso tener en cuenta que las indicaciones relativas a la sobrecarga de los
equipos de trabajo se refieren a su corriente primaria. Si ésta difiere de la intensidad
de corriente nominal de los transformadores de medida de intensidad, hay que tenerlo
en cuenta.
Ejemplo:
Cable multipolar trenzado 10 kV 150 mm2
intensidad de corriente permanente admisible Imáx = 322 A
Transformador de medida de intensidad 400 A/5 A
322 A
k = --------------- = 0,805
400 A
Valor de ajuste FACTOR K = 0,80
Constante de
tiempo τ
La constante de tiempo de calentamiento τth se ajusta bajo la dirección 4203
CONSTANTE DE TIEMPO. Esta constante también debe ser indicada por el fabricante.
Es preciso tener en cuenta que la constante de tiempo se debe ajustar en minutos.
Con frecuencia existen indicaciones de otro tipo a partir de las cuales se puede
determinar la constante de tiempo:
• intensidad de corriente 1-s
2
τ th
1
intensidad de corriente 1-s admisible
--------- = ------ ⋅  -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
mín
60  intensidad de corriente permanente admisible
• intensidad de corriente admisible para un período de actuación distinto a 1 s, p. ej.
para 0,5 s
2
τ th
0,5
intensidad de corriente 5-s admisible
--------- = -------- ⋅  -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


mín
60 intensidad de corriente permanente admisible
• tiempo t6; este es el tiempo en segundos durante el cual puede pasar una
intensidad de corriente 6 veces la nominal del objeto protegido.
τ th
--------- = 0,6 ⋅ t 6
mín
Ejemplo:
Cable como el descrito arriba con
intensidad de corriente 1-s admisible 13,5 kA
τ th
2
1
1
13500 A 2
--------- = ------ ⋅  ---------------------- = ------ ⋅ 42 = 29, 4
60
mín
60  322 A 
Valor de ajuste CONSTANTE DE TIEMPO = 29,4 mín
Etapas de alarma
Establecimiento una etapa de alarma térmica ALARMA Q (dirección 4204) se puede
emitir un mensaje de alarma antes de alcanzar la sobretemperatura de disparo,
evitando de este modo el disparo mediante una reducción de carga preventiva o
conmutación. El porcentaje se refiere a la sobretemperatura de disparo.
El nivel de alarma relativo a la intensidad ALARMA I (dirección 4205) debe indicarse
como factor de la intensidad de corriente nominal del equipo y debería ser igual o algo
inferior a la intensidad de corriente permanente admisible k · IN. Se puede utilizar
140
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2.11 Protección de sobrecarga térmica
también en lugar del nivel de alarma térmico. El nivel de alarma térmico se ajusta
entonces al 100 %, con lo cual prácticamente resulta inefectiva.
Cálculo de la
sobretemperatura
El cálculo de la reproducción térmica se realiza por separado para cada fase. La
dirección 4206 MÉTODO DE CÁLCULO determina si para el nivel de alarma térmica
y el nivel de disparo es determinante la máxima de las tres sobretemperaturas
calculadas (Q máx) o su media aritmética (Q medio) o la sobretemperatura (Q med.
Imáx) calculada a partir de la intensidad de corriente de línea máxima.
Puesto que normalmente la sobrecarga es un proceso simétrico, este ajuste tiene un
papel secundario. Cuando haya que contar con sobrecargas asimétricas, estas
posibilidades sin embargo, dan lugar a resultados diferentes.
La formación del valor medio solamente se debería utilizar si en el objeto a proteger
también tiene lugar una compensación térmica rápida, por ejemplo, en el caso de
cables multipolares trenzados. Pero si las tres líneas están más o menos
desacopladas térmicamente, tal como sucede en cables monofilares o líneas aéreas,
se debería elegir en todo caso un máximo.
2.11.3 Resumen de parámetros
Observación: En la siguiente lista se indican los campos de ajuste y los preajustes
para una intensidad de corriente nominal secundaria IN = 1 A. Para una corriente
nominal secundaria de IN = 5 A estos valores deberán multiplicarse por 5.
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
4201
PROTECCIÓN DE
SOBRECARGA
Desconectado
Conectado
Solo mensaje
Desconectado
Protección de sobrecarga
4202
FACTOR K
0.10..4.00
1.10
Factor k
4203
CONSTANTE DE
TIEMPO
1.0..999.9 min
100.0 min
Constante de tiempo
4204
Θ ALARMA
50..100 %
90 %
Nivel de alarma térmica
4205
I ALARMA
0.10.0,4.00 A
1.00 A
Nivel de alarma de intensidad
4206
MÉTODO DE
CÁLCULO
Theta máx
Theta medio
Theta con Imáx
Theta máx
Método de calculo de la
sobretemperatura
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141
2 Funciones
2.11.4 Resumen de informaciones
FNº
Mensaje
Explicación
01503 >P.SOBRCAbloq
>Bloquear protección contra sobrecarga
01511 PSOBREC desc
La protección contra sobrecarga está desconectada
01512 Pr.SOBREC.bloq
Protección contra sobrecarga bloqueada
01513 PBLOQU activa
Protección contra sobrecarga activa
01515 SOBREC alarma I
Protección de sobrecarga: Nivel de intensidad
01516 Alarma prot. SOBREC.Θ
Protección de sobrecarga: Nivel de alarma térmica
01517 Excitación SOBREC.Θ
Protección de sobrecarga: Excitación nivel disparo
01521 PSOBREC DESC
Protección de sobrecarga: Orden de desconexión
142
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2.12 Funciones de supervisión
2.12
Funciones de supervisión
El equipo dispone de numerosas funciones de supervisión, tanto para el hardware del
equipo como para el software, controlándose también permanentemente la
plausibilidad de los valores de medida, con lo cual están incluidos en la supervisión
también los circuitos de los transformadores de medida de intensidad y de tensión.
También existe la posibilidad de realizar una supervisión del circuito de disparo a
través de las entradas binarias correspondientes disponibles.
2.12.1 Descripción del funcionamiento
2.12.1.1 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 del procesador de 5 V, ya que si baja del valor
mínimo el procesador ya no está en condiciones de funcionamiento. El equipo se
pone fuera de servicio. Al volver la tensión se inicia de nuevo 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
irrupciones de tensión auxiliar de corta duración no perturban la disponibilidad del
equipo (véase también el capítulo 4.1.2 en las características técnicas).
El procesador supervisa la tensión de desplazamiento y la tensión de referencia del
convertidor analógico-digital. En el caso de desviaciones inaceptables, se bloque la
protección; los fallos permanentes se comunican.
Batería tampón
Cíclicamente se comprueba el estado de carga de la batería tampón, que en caso de
fallo de la tensión auxiliar asegura la continuidad del reloj interno y del
almacenamiento de contadores y mensajes. Si no se alcanza la tensión mínima
admisible se emite el mensaje “Fallo batería“ (FNº00177).
Si el equipo está aislado de la tensión auxiliar durante 1 a 2 días, desconecta
automáticamente la batería tampón interna, es decir, que no continúa el reloj. En
cambio se sigue manteniendo la memoria de mensajes y datos de los valores de fallo.
Módulos de
memoria
Los módulos de trabajo (RAM) se verifican cuando arranca el sistema. Si aquí se
produce un fallo, se interrumpe el inicio y un LED hace señales intermitentes. Durante
el funcionamiento se controlan las memorias mediante su suma de comprobación.
Para la memoria del programa se forma cíclicamente la suma transversal, y se
compara con la suma transversal del programa que está registrada.
Para la memoria de programas se forma cíclicamente la suma transversal y se
compara con la suma transversal actualizada durante cada proceso de
parametrización.
Si surge un fallo, se reinicia el sistema del procesador.
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143
2 Funciones
Frecuencia de
exploración
La frecuencia de exploración y el sincronismo entre los ADU (convertidores
analógico-digitales) 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 “Live-Contact".
Determinación de
los valores de
medida
Intensidades de
corriente
En la vía de corriente hay cuatro entradas de medición. Si están conectadas al equipo
las tres intensidades de fase y la intensidad a tierra del punto de estrella del
transformador de medida de intensidad o de un transformador de medida de
intensidad a tierra independiente, de la línea que se trata de proteger, la suma de las
cuatro corrientes digitalizadas debe ser 0 en todo momento. También se reconocen
fallos en los circuitos de corriente, si:
iF = |iL1 + iL2 + iL3 + kI · iE |
>
SUM.LÍMITE I+ SUM.FAC. I · Σ|i|
En este caso, kI (parámetro I4/Iph WDL, dirección 221) tiene en cuenta una posible
diferencia con respecto a la relación de transmisión de un transformador de medida
de intensidad E independiente (p. ej. convertidor de mazo de cables).SUM.LÍMITE I
y SUM.FAC. I son parámetros de ajuste. El componente SUM.FAC. I · Σι|i|
considera los errores de relación de transmisión proporcionales a la intensidad
admisibles en los transmisores de entrada, que pueden aparecer especialmente en el
caso de intensidades de cortocircuito altas (figura 2-49). La relación de recuperación
es de aprox. un 97 %. Σ|i| es la suma de todas las corrientes rectificadas:
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 TR“ (FNº
00289). 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 corriente solamente está activa si en la cuarta entrada
de medida de intensidad (I4) para la corriente a tierra está conectada la corriente a
tierra de la línea que se trata de proteger.
iF
IN
Pendiente:
“Fallo TR“
SUM.FAC. I
SUM.LÍMITE I
Σ|i|
IN
Figura 2-49 Supervisión de la suma de corrientes
144
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.12 Funciones de supervisión
2.12.1.2 Supervisiones de software
Watchdog
Para la supervisión continua del desarrollo de los programas está prevista una
supervisión de tiempo en el hardware (hardware Watchdog), el cual reinicia
completamente el sistema del procesador en el evento de un fallo del procesador o si
un programa sale de secuencia.
Otro Watchdog de software se encarga de detectar los fallos en el tratamiento de los
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 rearranques infructuosos en un
plazo de 30 s, la protección se pone ella misma fuera de servicio y se ilumina el LED
rojo “ERROR” . El relé de disposición abre y con su contacto de reposo (“LiveContact“) comunica la avería del equipo.
2.12.1.3 Supervisiones de los equipos de medida
El dispositivo detecta y señaliza la mayoría de las interrupciones o cortocircuitos en
los circuitos secundarios de los transformadores de medida de intensidad y de
tensión, así como los fallos en las conexiones (¡Importante durante la puesta en
marcha!). 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:
|Imín | / |Imáx |
<
FAC.SIM. I
mientras
Imáx / IN
>
SIM.LÍMITE / IN
En este caso Imáx es la mayor de las tres corrientes de fase, e Imín la más pequeña.
El factor de simetría FAC.SIM. I es la medida para la asimetría de las intensidades
de fase, el valor límite SIM.LÍMITE es el límite inferior del campo de trabajo de esta
supervisión (véase la figura 2-50). Estos dos parámetros son ajustables. La relación
de recuperación es de aprox. un 97 %.
Este fallo se comunica con “Fallo Isim.“ (FNº 00163).
Imín
IN
Pendiente:
FAC. SIM. I
“Fallo Isim."
SIM. LÍMITE I
Imáx
IN
Figura 2-50 Supervisión de la simetría de las intensidades
7SD610 Manual
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145
2 Funciones
Simetría de
tensiones
Mientras la red esté funcionando sin fallos se puede suponer que hay una cierta
simetría entre las tensiones. Si están conectadas tensiones de medida, esta simetría
se controla en el equipo mediante una supervisión de las magnitudes. Para ello se
utilizan las tensiones entre fases, para que esta supervisión no salte durante una
derivación a tierra simple, que en las redes sin puesta a tierra puede ser
perfectamente un estado de servicio permanente. Se establece la relación entre la
menor y la mayor de las tensiones entre fases. La simetría se detecta cuando:
|Umín | / |Umáx |
<
FAC. SIM. U
mientras
|Umáx|
>
SIM. LÍMITE U
Para ello Umáx es la mayor de las tres tensiones entre fases y Umín la menor. El factor
de simetría FAC. SIM. U da la medida de la asimetría entre las tensiones y el valor
límite SIM. LÍMITE U es el límite inferior del campo de trabajo de esta supervisión
(véase la figura 2-51). Estos dos parámetros son ajustables. La relación de
recuperación es de aprox. un 97 %.
Este fallo se comunica con “Fallo U sim.“ (FNº 00167).
Umín
V
Pendiente:
FAC. SIM. U
“Fallo U sim"
SIM. LÍMITE U
Umáx
V
Figura 2-51 Supervisión de la simetría entre tensiones
Supervisión de
rotura de hilos
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. En la fase
afectada se bloquea inmediatamente la protección diferencial, actuando este bloqueo
sobre ambos extremos del objeto protegido. El equipo emite además el mensaje
“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 durante
el tiempo de esta corriente de cortocircuito.
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.
146
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.12 Funciones de supervisión
Nota:
La supervisión de rotura de hilos solamente está activada si en la cuarta entrada de
medida de intensidad (I4) está conectada la corriente a tierra de un transformador de
medida de intensidad a tierra independiente de la línea que se trata de proteger, o
ninguna corriente a tierra.
2.12.1.4 Supervisión del circuito de disparo
La protección diferencial 7SD610 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 introducciones binarias. Si la
configuración de las introducciones binarias necesarias para esto no se corresponde
con la clase de supervisión preseleccionada, se produce el mensaje correspondiente
(“CCD Error de config....“), con el número del circuito de supervisión defectuoso.
Si hay posibilidad de un disparo monopolar, se puede realizar una supervisión del
circuito de disparo por cada uno de los polos del interruptor de potencia, siempre y
cuando estén disponibles las entradas binarias necesarias.
Supervisión con
dos entradas
binarias
Si se utilizan dos entradas binarias, éstas se conectan de acuerdo con la figura 2-52,
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 mando para el interruptor de potencia sea mayor que la suma de las
caídas de tensión mínimas en las dos entradas binarias (USt > 2·UEBmín). Dado que
por cada entrada binaria se necesitan como mínimo 19 V, la supervisión solamente
puede aplicarse cuando en la instalación haya una tensión de mando superior a 38 V.
USt
L+
7SD610
FNº 6854
>CCD CTO 1
UEB1
7SD610
FNº 6855
>CCD
CONT
CR
Leyenda:
UEB2
IP
BIP
L–
Cont
Aux 1
Cont Aux 2
CR
— Contacto del relé de orden
IP
— Interruptor de potencia
BIP — Bobina del interruptor de potencia
ContAux1—Contacto auxiliar del interruptor de potencia
(cerrador)
ContAux2—Contacto auxiliar del interruptor de potencia
(abridor)
USt
— Tensión de control (tensión de disparo)
UEB1 — Tensión de entrada para la 1ª entrada binaria
UEB2 — Tensión de entrada para la 2ª entrada binaria
Nota: El interruptor de potencia está representado en
Figura 2-52 Principio de la supervisión del circuito de disparo con dos entradas binarias
7SD610 Manual
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147
2 Funciones
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 2-4) o se
ponen en corto (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).
La aparición permanente de esta situación solamente es imaginable en caso de
interrupción o cortocircuito del circuito de disparo, así como en caso de fallo de la
tensión de la batería y por lo tanto, se utiliza como criterio de supervisión.
Tabla 2-4
Tabla de estado de las entradas binarias dependiendo de TR y CB
Nº
Relé de
mando
Interruptor
de potencia
Cont Aux 1
Cont Aux 2
EB 1
EB 2
1
abierto
CONECTAD
O
cerrado
abierto
H
L
2
abierto
DESCONECTADO
abierto
cerrado
H
H
3
cerrado
CONECTAD
O
cerrado
abierto
L
L
4
cerrado
DESCONECTADO
abierto
cerrado
L
H
Periódicamente se consultan los estados de las dos entradas binarias. Cada consulta
se realiza aproximadamente cada 500 ms. Únicamente si n = 3 de tales consultas de
estado consecutivas detectan un fallo, se emite un mensaje de fallo (véase la figura
2-53). Mediante estas repeticiones de las mediciones se determina el tiempo de
retardo del mensaje de avería, y de esta manera se evita que se produzca un mensaje
de avería si las fases de transición son de corta duración. Después de eliminar la
avería en el circuito de disparo, el mensaje de fallo desaparece automáticamente al
cabo del mismo tiempo.
FNº 6854
>CCD CTO 1
FNº 6855
>CCD CONT
AUX IP 1
&
T
T
FNº 6865
Fallo SCD
T aprox.
1a2s
Figura 2-53 Diagrama lógico de la supervisión de circuito de disparo con dos estradas binarias
148
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.12 Funciones de supervisión
Supervisión con
una entrada binaria
La entrada binaria se conecta de acuerdo con la figura 2-54 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 de alto valor ohmico R.
La tensión de mando para el interruptor de potencia debería ser aproximadamente el
doble de la caída de tensión mínima en la entrada binaria St > 2·UEBmín). Dado que
para la entradabinaria se necesitan como mínimo 19 V, se puede aplicar la
supervisión si la tensión de mando por parte de la instalación es superior a unos 38 V.
Las instrucciones para el cálculo de la resistencia equivalente R figuran en el capítulo
3.1.2 bajo el subtítulo “Supervisión del circuito de disparo (página 201).
USt
L+
7SD610
FNº 6854
>CCD CTO 1
UEB
7SD610
CR
Leyenda:
CR
— Contacto del relé de orden
IP
— Interruptor de potencia
BIP — Bobina del interruptor de potencia
ContAux1—Contacto auxiliar del interruptor de potencia
(cerrador)
ContAux2—Contacto auxiliar del interruptor de potencia
(abridor)
R
— Resistencia equivalente
R
UR
IP
BIP
Cont
Aux 1
Cont Aux 2
USt
UBE
UR
L–
— Tensión de control (tensión de disparo)
— Tensión de entrada para entrada binaria
— Tensión en la resistencia equivalente
Figura 2-54 Principio de la supervisión del circuito de disparo con una entrada binaria
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 mando (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 mensaje de avería. Pero si también
trabajan en paralelo sobre el circuito de disparo los contactos de mando de otros
equipos, hay que retardar el mensaje de avería con T. AVERÍA CD (véase también
la figura 2-55). Después de eliminar la avería en el circuito de disparo, el mensaje de
avería desaparece automáticamente después de aprox. 1 a 2 s.
4003 T. AVERÍA CD
FNº 6854
>CCD CTO
Sit. de avería
&
T
Tr aprox.
Tr 1 a 2 s
FNº 6865
Fallo SCD
Figura 2-55 Diagrama lógico de la supervisión del circuito de disparo con una entrada binaria
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149
2 Funciones
2.12.1.5 Reacciones de fallo
Según la avería detectada, se emite un mensaje, 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 contacto de reposo(“Live-Contact“) comunica que el equipo está defectuoso.
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 oscurecen todos los LEDs. La tabla 2-5 muestra un resumen de las
funciones de supervisión y las reacciones ante fallos del equipo
Tabla 2-5
Resumen de las reacciones del equipo ante fallos
Supervisión
Posibles causas
Reacción ante un
fallo
Falta de tensión auxiliar
externa (tensión auxiliar)
interna (convertidor)
Equipo fuera de
servicio o
alarma si es necesario
todos los LED
apagados
“”Fallo 5V”
Caída DOK2)
Determinación de los
valores de medida
interna (convertidor o
tensión de referencia)
Protección fuera de
operación, alarma
LED “ERROR”
“”Fallo valor
medido”
Caída DOK2)
Batería tampón
interna (Batería tampón)
Mensaje
“Fallo batería“
tal como está
configurado
Watchdog de hardware
interno (fallo del
procesador)
Equipo fuera de
servicio
LED “ERROR”
Caída DOK2)
Watchdog de software
interno (desarrollo del
programa)
Intento de reinicio1)
LED “ERROR”
Caída DOK2)
Memoria de trabajo
interna (RAM)
Intento de reinicio1),
aborto del arranque
Equipo fuera de
servicio
LED parpadea
Caída DOK2)
Memoria de programa
interna (EPROM)
Intento de reinicio1)
LED “ERROR”
Caída DOK2)
Memoria de
parámetros
interna (EEPROM Flash
o RAM)
Intento de
reinicio 1)
LED “ERROR”
Caída DOK2)
Frecuencia de
exploración
interna (reloj)
Equipo fuera de
servicio
LED “ERROR”
Caída DOK2)
1
Mensaje
Salida
) Después de tres intentos de arranque infructuosos el equipo se pone fuera de servicio
DOK = “Equipo OK“ = Relé de disposición
2)
150
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2.12 Funciones de supervisión
Tabla 2-5
Resumen de las reacciones del equipo ante fallos
Supervisión
1 A/5 A–ajustes
Posibles causas
Posición del puente 1/
5 A errónea
Reacción ante un
fallo
Alarmas:
Protección fuera de
servicio
Mensaje
Salida
“IN (1/5A)
erróneo“
“”Fallo valor
medido”
LED “ERROR“
Caída DOK2)
Datos de calibrado
interna (EEPROM Flash
o RAM)
Mensaje:
Utilización de valores
por defecto
“Fallo Datos
cal. “
tal como está
configurado
Módulos
El módulo no se
corresponde con la
numeración ordenada
Alarmas:
Protección fuera de
servicio
“Fallo BG1...7“ y
eventualm.
“”Fallo valor
medido”
Caída DOK2)
Sumatoria de corriente
interna (determinación
de valor de medida)
Mensaje
Protección diferencial
bloqueada
“FalloΣI“
tal como está
configurado
Simetría de
intensidades
Externa (instalación o
transformadores de
medida de intensidad)
Mensaje
“Fallo Isim“
tal como está
configurado
Rotura de hilo
externa (transformador
de medida de intensidad
del circuito secundario)
Mensaje
“Rotura de hilo
ILx“
(x = 1,2,3 = Fase)
tal como está
configurado
Simetría de tensiones
Externa (instalación o
transformador de
medida de tensión)
Mensaje
“Fallo Usim“
tal como está
configurado
Supervisión del circuito
de disparo
Externa (circuito de
disparo o tensión de
mando)
Mensaje
“Fallo CD“
tal como está
configurado
1
) Después de tres intentos de arranque infructuosos el equipo se pone fuera de servicio
DOK = “Equipo OK“ = Relé de disposición
2)
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151
2 Funciones
2.12.1.6 Mensajes colectivos
Determinados mensajes de las funciones de supervisión se reúnen para formar
mensajes colectivos. La tabla 2-6 muestra estos mensajes colectivos y su
composición.
Tabla 2-6
Mensajes colectivos
Mensajes colectivos
Composición
FNº
Designación
FNº
00161
Supervisión del valor de medida
I
00289
00163
Fallo TR
Fallo Isim
00164
Supervisión del valor de medida
U
00167
Fallo Usim
00160
Mensaje colectivo de alarma
00289
00163
00167
00361
00182
00177
00193
03464
00183
00184
00185
00186
00187
00188
00189
Fallo TR
Fallo Isim
Fallo Usim
>Aut.transfU
Fallo UHR
Fallo batería
Fallo resist. compens.
Topol completa, negado
Fallo Módulo 1
Fallo Módulo 2 1)
Fallo Módulo 31)
Fallo Módulo 4 1)
Fallo Módulo 5 1)
Fallo Módulo 6 1)
Fallo Módulo 7 1)
00140
Mensaje colectivo de alarma
00144
00192
00181
Fallo 5V
IN(1/5A) erróneo
Fallo Medida w.
1)
Significado
según el número de identificación del módulo
2.12.2 Ajuste de los parámetros de función
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. 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 responde esporádicamente, se debería ajustar a una
sensibilidad menor.
152
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2.12 Funciones de supervisión
Supervisiones de
simetría
En la dirección 2901 SUPERVIS VAL. MED se puede conectar o desconectar la
supervisión de simetría Con o Des.
La dirección 2902A SIM.LÍMITE U determina la tensión límite (fase a fase), por
encima de la cual está activa la supervisión de la simetría de tensiones (véase
también la figura 2-51). La dirección 2903A FAC.SIM. U es el factor de simetría
correspondiente, es decir, la pendiente de la curva característica de simetría (figura
2-51).Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display
additional settings“.
La dirección 2904A SIM.LÍMITE I determina la intensidad de corriente límite por
encima de la cual está activa la supervisión de la simetría de intensidades (véase
también la figura2-50). La dirección 2905A FAC.SIM. I es el factor de simetría
correspondiente, es decir, la pendiente de la curva característica de simetría
(figura 2-50). Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display
additional settings“.
Supervisión de
rotura de hilo
La supervisión de rotura de hilo se puede conectar o desconectar en la dirección
2908 SUP. ROTURA HILO Con o Des.
Supervisión de
sumas de corriente
La supervisión de sumas de corriente se puede conectar o desconectar en la
dirección 2921 Supervisión S i Con o Des.
La dirección 2906A LÍM. SUMA I determina la intensidad de corriente límite por
encima de la cual se activa la supervisión de la suma de corriente (véase la figura 249) (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 (figura 2-49) se ajusta bajo la dirección 2907A
SUM.FAC. I. Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo
“Display additional settings“.
Nota:
La supervisión de la suma de corriente solamente está activa si en la cuarta entrada
de medida de intensidad (I4) para la corriente a tierra está conectada la corriente a
tierra de la línea que se trata de proteger.
Supervisión del
circuito de disparo
Al efectuar la configuración se ajustó bajo la dirección 140
SUPERV.CIRC.DISPARO. (capítulo 2.1.1) cuantos circuitos se deberían supervisar.
En el caso de que no se vaya a utilizar en absoluto la supervisión del circuito de
disparo, se deberá ajustar allí no disponible.
La supervisión del circuito de disparo se puede conectar o desconectar en la dirección
4001 SUPERV.CIRC.DISPARO Con. o Desc. En la dirección 4002 Nº INTROD.BIN
se ajusta el número de entradas binarias de cada circuito de supervisión. Si la
configuración de las introducciones binarias necesarias para esto no se corresponde
con la clase de supervisión preseleccionada, se produce el mensaje correspondiente
(“CCD err.config ...“, con el número del circuito de supervisión defectuoso.
Mientras que en la supervisión mediante dos entradas binarias el mensaje de fallo
está retardado un valor fijo de aprox. 1 s bis 2 s, en el caso de la supervisión con una
introducción binaria se puede ajustar el retardo del mensaje en la dirección 4003 T.
AVERÍA CD. Si es únicamente el equipo 7SD610 el que trabaja sobre los circuitos de
disparo, son suficientes de 1 s a 2 s, ya que durante un caso de fallo la supervisión
del circuito de disparo no opera. Pero si hay también contactos de mando de otros
7SD610 Manual
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153
2 Funciones
equipos que trabajen en paralelo sobre el circuito de disparo, hay que retardar el
mensaje de fallo lo suficiente para puentear con seguridad en el tiempo la duración
más larga de una orden de disparo.
154
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.12 Funciones de supervisión
2.12.3 Resumen de parámetros
Supervisión de
valores medidos
Observación: En la siguiente lista se indican los campos de ajuste y los preajustes
para una intensidad de corriente nominal secundaria IN = 1 A. Para una corriente
nominal secundaria de IN = 5 A estos valores deberán multiplicarse por 5.
Las direcciones que lleven como sufijo una “A“ solamente se pueden modificar
mediante DIGSI® bajo “Display additional values“
Dir.
Parámetro
2901
SUPERVIS VAL.
MED
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
Conectado
Desconectado
Conectado
Supervisión de valores medidos
2.902A LÍM SIM. U
10..100 V
50 V
Simetría U: Valor de respuesta
2.903A FACT. SIM. U
0.58..0.95
0.75
Simetría U: Pendiente de la línea
característica
2.904A LÍM. SIM. I
0.10.0,1.00 A
0.50 A
Simetría 1fa: Valor de respuesta
2.905A FACT. SIM. I
0.10..0.95
0.50
Simetría 1fa: Pendiente de la línea
característica
2908
SUP. ROTURA HILO Conectado
Desconectado
Desconectado
Supervisión de rotura de hilo
2921
SUPERVISΣ i
Conectado
Desconectado
Conectado
Supervisión suma I
2.906A LÍM. SUMA I
0.10..2.00 A
0.25 A
Suma I: Valor de respuesta
2.907A FACT. SUMA I
0.00..0.95
0.50
Suma I: Pendiente de la línea
característica
Supervisiones del
circuito de disparo
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
4001
SUP. CIRC. DISP.
Conectado
Desconectado
Desconectado
Supervisión del circuito de disparo
4002
Nº INTROD.BIN
1..2
2
Número de introducciones binarias por
circuito de disparo
4003
T. AVERÍA CD
1..30 s
2s
Tiempo de retardo de mensajes
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155
2 Funciones
2.12.4 Resumen de información
Supervisiones de
Hard-/Software
FNº
Mensaje
Explicación
00140 Mens.colect.pert
Mensaje colectivo de perturbación
00144 Fallo 5V
Fallo, tensión de alimentación 5V
00160 Aviso colect alar
Aviso colectivo de alarma
00177 Fallo batería
Fallo HW: Batería descargada
00181 Fall.val.med.
Fallo HW: Determinación de los valores de medida
00182 Fallo RELOJ
Fallo HW: Reloj
00190 Fallo módulo 0
Fallo módulo 0
00183 Fallo módulo 1
Fallo módulo 1
00184 Fallo módulo 2
Fallo módulo 2
00185 Fallo módulo 3
Fallo módulo 3
00186 Fallo módulo 4
Fallo módulo 4
00187 Fallo módulo 5
Fallo módulo 5
00188 Fallo módulo 6
Fallo módulo 6
00189 Fallo módulo 7
Fallo módulo 7
00192 IN(1/5A) erróneo
Fallo HW: Puente IN diferente a parám.IN
00193 Fall valor calibr.
Fallo HW: valores calibrado entrada analógica no válidos
00191 Perturb. Offset
Fallo HW: Offset
02054 Funcionamiento régimen de
emergencia
Función de emergencia en marcha
Supervisión de
valores medidos
FNº
Mensaje
Explicación
00161 Sup.val.med I
Supervisión de valores medición I, mensaje colectivo
00163 Fallo Isim.
Fallo valor medición simetría de intensidad
00164 Sup.val.med.U
Supervisión valor medida U, mensaje colectivo
00167 Fallo U sim
Fallo valor de medida simetría de tensiones
00197 Sup.val.med.des
Supervisión valores medida desactivada
00295 Sup.rot.hilo desc
Supervisión rotura de hilo desconectada
00296 Superv. ΣI desc
Supervisión Suma I desconectada
00289 Fallo ΣI
Fallo valor de medida Suma I
00290 Rotura hilo IL1
Rotura hilo IL1
00291 Rotura hilo IL2
Rotura hilo IL2
156
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.12 Funciones de supervisión
FNº
Mensaje
00292 Rotura hilo IL3
Explicación
Rotura hilo IL3
Supervisiones del
circuito de disparo
FNº
Mensaje
Explicación
06854 >CCD CTO 1
>CCD: Conexión relé de mando circuito disparo 1
06855 >CCD CONT AUX IP 1
>CCD: Conexión contacto auxiliar IP circuito disparo 1
06856 >CCD CTO 2
>CCD: Conexión relé de mando circuito disparo 2
06857 >CCD CONT AUX IP 2
>CCD: Conexión contacto auxiliar IP circuito disparo 2
06858 >CCD CTO 3
>CCD: Conexión relé de mando circuito disparo 3
06859 >CCD CONT AUX IP 3
>CCD: Conexión contacto auxiliar IP circuito disparo 3
06861 CCD desactivada
La supervisión del circuito de disparo está desactivada
06865 Fallo SCD
Fallo del circuito de disparo
06866 CCD err.config. 1
CCD: Error de configuración, supervisión del circuito de disparo 1
06867 CCD err.config. 2
CCD: Error de configuración, supervisión del circuito de disparo 2
06868 CCD err.config. 3
CCD: Error de configuración, supervisión del circuito de disparo 3
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
157
2 Funciones
2.13
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. Identificación de cierre
• Identificación del estado,
• Identificación del estado de la(s) posición(es) del interruptor de potencia,
• Lógica de excitación,
• Lógica de disparo.
2.13.1 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 p. ej., en la protección de
sobreintensidad temporizada 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 bajo 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
1150A T ACTUACIÓN CIERRE MANUAL). La figura 2-56 muestra el diagrama lógico.
FNº 00356
>CIER MAN
1150 T ACT. CIE MAN
50 ms 0
&
FNº 00561
T
CIE MAN
FNº 02851
RE.AU.CIERR
Figura 2-56 Diagrama lógico del tratamiento de la CONEXIÓN manual
Si el equipo dispone de un automatismo de reenganche integrado, la lógica de
conexión manual integrada del 7SD610 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 introducción binaria
“>CIERRE MANUAL“ se puede conectar directamente al circuito de control de la
bobina de conexión del interruptor de potencia 2-57). 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.
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.
158
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.13 Control de funciones
L+
7SD610
Interruptor de
de confirmación
de mando
FNº 00356
>CIE MAN
FNº 02851
RE.AU.CIERR
IP
CON.
L–
Leyenda:
IP
— Interruptor de potencia
CON — Bobina de conex del interruptor de potencia
Figura 2-57 Conexión manual con automatismo de reenganche interno
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 introducción binaria “>CIERRE MANUAL“ sea excitada por un
contacto independiente del interruptor de confirmación de mando (figura 2-58).
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, bien a través de entradas y salidas binarias o mediante
la lógica definible por el usuario (CFC).
L+
Externo
Equipo RE
7SD610
Interruptor de
de confirmación
de mando
FNº 00356
>CIE MAN
Instrucción
de conexión
IP
CON.
L–
Leyenda:
IP
— Interruptor de potencia
CON — Bobina de conex del interruptor de potencia
Figura 2-58 Cierre manual con automatismo de reenganche externo
2.13.2 Identificación del estado del interruptor de potencia
Diversas funciones de protección y auxiliares necesitan informaciones relativas a la
posición del interruptor de potencia para poder funcionar óptimamente. Esto p. ej., es
útil para:
− las condiciones al conectar el objeto protegido (véase el capítulo 2.7.1),
− el inicio de los tiempos de pausa previos al reenganche automático (capítulo 2.9.1),
− la verificación de plausibilidad previa al reenganche automático (véase el capítulo
2.9.1),
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
159
2 Funciones
− la condición de autorización para la desconexión rápida por alta intensidad (nivel
I>>>, véase el capítulo 2.7.1), también para el otro extremo del objeto protegido,
− la protección contra fallo del interruptor de potencia (véase el capítulo 2.10.1),
− verificación de la condición de recuperación para la orden de disparo (véase el
capítulo 2.13.4),
− la comprobación de los circuitos de disparo mediante un ciclo de prueba DES-CON
(véase el capítulo 2.13.5).
El equipo dispone de una lógica de posición del interruptor de potencia (figura 2-59),
que ofrece diversas posibilidades , según los contactos auxiliares del interruptor de
potencia que estén disponibles y 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 funcióndeintroducción “>Pos.IP Con. 3p“ (FNº 00379).
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 “>Pos. IP Des. 3p“ (FNº 00380).
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 introducción
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:
− “>Pos.IP Con. L1“ (FNº 00351), para el contacto auxiliar del polo L1,
− “>Pos.IP Con. L2“ (FNº 00352), para el contacto auxiliar del polo L2,
− “>Pos.IP Con. L3“ (FNº 00353), para el contacto auxiliar del polo L3,
En este caso no se utilizan las entradas FNº 00379 y FNº 00380.
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
polos. En este caso se configura la conexión en serie de los cerradores para la función
de entrada“>Pos.IP Con. 3p“ (FNº 00379) y la conexión en serie de los abridores
para la función de introducción “>Pos.IP Des. 3p“ (FNº 00380).
Es preciso tener en cuenta que la figura 2-59 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 posición de los polos del interruptor de potencia detectada por un equipo se
transmite en 7SD610 también al equipo situado en el extremo opuesto. De esta
160
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.13 Control de funciones
manera se conocen las posiciones de los interruptores de ambos extremos en los dos
extremos. Esto lo aprovecha, p. ej., la Desconexión rápida de alta intensidad (capítulo
2.7.1).
IP-Contactos
L1
L2
(Conexión
FNº 00380
L3
en
serie
R 00380
>Pos. IP Des.3p
R 00380
≥1
&
FNº 00351
L1
R 00351
>Pos.IP Con. L1
≥1
R 00351
FNº 00352
L2
≥1
R 00352
FNº 00353
L2
L3
(Conexión cierre cerradores)
L1 cerrado
&
L1 abierto
&
L2 cerrado
≥1
&
L2 abierto
&
L3 cerrado
&
L3 abierto
R 00353
>Pos.IP Con. L3
≥1
R 00353
L1
≥1
&
R 00352
>Pos.IP Con. L2
L3
polo
≥1
FNº 00379
≥1
R 00379
>Pos.IP Con. 3p
≥1
&
≥1
polo
R 00379
8
Interruptor de potencia L1, L2, L3
Contactos auxiliares
FNº ...
Introducción binaria
mediante FNº ....
IRES
Control
Plausibilidad
3
Figura 2-59 Lógica de la posición del interruptor de potencia
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
161
2 Funciones
Para el automatismo de reenganche y la comprobación del interruptor de potencia
están disponibles unas introducciones binarias independientes que se tratan de igual
manera y que en caso de necesidad se deberán configurar adicionalmente. Éstas
tienen significado análogo a las introducciones antes descritas y para distinguirlas
llevan la designación “IP1 ...“, es decir:
− “>Pos.IP1 Con. 3p“ (FNº 00410) para la conexión en serie de los cerradores de
los contactos auxiliares,
− “>Pos.IP1 Des. 3p“ (FNº00411) para la conexión en serie de los abridores de los
contactos auxiliares,
− “>Pos.IP1 Con. L1“ (FNº 00366), para el contacto auxiliar del polo L1,
− “>Pos.IP1 Con. L2“ (FNº 00367), para el contacto auxiliar del polo L2,
− “>Pos.IP1 Con. L3“ (FNº 00368), para el contacto auxiliar del polo L3,
2.13.3 Lógica de excitación del conjunto del equipo
Excitación
separada por fases
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 un fallo a tierra, ésta también se emite como mensaje
colectivo del equipo. De este modo están disponibles los mensajes “Excit. Gen.
L1“, “Excit. Gen. L2“, “Excit. Gen. L3“ y “Excit. Gen. E“.
Los mensajes anteriores se pueden configurar para LED o relé de salida. Para la
presentación local de los mensajes de avería y para la transmisión de los mensajes 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 mensaje
colectivo, por ejemplo “Dif Excit. L12E“ para la excitación por la protección
diferencial 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 enlazan mediante OR y dan lugar a la excitación general
del equipo. Se comunica mediante “Excit. Gen.”. Cuando dejan de estar excitadas
las funciones de protección del equipo, se reinicia “Excit. Gen.” desaparece
(mensaje: Marcha”).
La excitación arranque general es condición necesaria para una serie de funciones
subsiguientes interiores y exteriores. Entre las funciones internas que son controladas
por la excitación general se incluyen:
• Inicio de un caso de avería: Antes del comienzo de la excitación general hasta la
recuperación se anotan todos los mensajes de los 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 mensajes espontáneos: Determinados mensajes de casos de
avería pueden presentarse en la pantalla del equipo como mensajes espontáneos
(véase abajo “Mensajes espontáneos“). Esta presentación se puede hacer
depender además de la presencia de una orden de disparo.
162
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.13 Control de funciones
• Inicio del tiempo de actuación del automatismo de reenganche (si existe y se
utiliza).
Las funciones externas se pueden controlar a través de un contacto de salida. Los
ejemplos son:
• Equipos de reenganche,
• Arranque de otros equipos adicionales o similares
Mensajes
espontáneos
Los mensajes espontáneos son mensajes 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 7SD610 se trata de:
• “Exc. dif.“:
la excitación de una función de protección, en este caso, p. ej.,
de la protección diferencial, con indicación de la(s) fase(s);
• “T–Exc=“:
el tiempo que transcurre desde la excitación general hasta la
recuperación del equipo, con indicación del tiempo en ms;
• “T–DIS=“:
el tiempo que transcurre desde la excitación general hasta la
primera orden de disparo del equipo, con indicación del tiempo
en ms.
2.13.4 Lógica de disparo del conjunto del equipo
Acoplamiento
Monopolar
En general, el equipo produce un disparo tripolar en caso de fallo. Según la variante
del pedido, cabe también la posibilidad de un disparo monopolar (véase más abajo).
Si de forma general no es posible o no se desea un disparo monopolar, se emplea la
función de salida “DIS Gen. L123“ 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 designación
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 contra sobrecarga),
• que esté configurada y activada la introducción binaria “>DIS monop.“ 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 introducción
binaria “>DIS monop.“ es la inversión lógica de un acoplamiento tripolar, y es
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
163
2 Funciones
activada por un automatismo de reenganche externo, siempre y cuando está éste
preparada para un ciclo de interrupción breve monopolar.
En 7SD610 se tiene también la posibilidad de efectuar el acoplamiento tripolar de la
orden de disparo, si el Disparo afecta sólo a una fase, pero se han excitado más de
una fase. Este puede ser el caso, p. ej., si aparecen simultáneamente dos
cortocircuitos en puntos diferentes, de los cuales solamente uno está dentro del
alcance de la protección diferencial. Esto se consigue mediante el parámetro de
ajuste ACOPLAM. TRIPOL. (dirección 1155), que se puede ajustar para Con
excitación (toda excitación multifásica da lugar a un disparo tripolar), o Con
orden de disparo (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 mensajes correspondientes son
“DISP gen. L1“, “DISP gen. L2“ y “DISP gen. L3“.
Estos mensajes se pueden configurar para LED o para relé de salida. En el caso de
disparo tripolar aparecen los tres mensajes.
Para las presentaciones locales de mensajes de casos de fallo y para la transmisión
de los mensajes 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 mensaje colectivo, véase por ejemplo
“Dif DIS monopol. L1“, “Dif DIS monopol. L2“, “Dif DIS monopol. L3“
para disparo monopolar por medio de la protección diferencial así como “Dif DIS
L123“ para disparo tripolar, de los cuales aparece solamente uno en cada caso. Estos
mensajes se utilizan también para el envío de instrucciones para el interruptor de
potencia.
Disparo monopolar
en el caso de fallos
bifásicos
El disparo monopolar en caso de 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 uniformemente la misma en ambos extremos de la línea (y debería
serlo en toda la red).
Con el parámetro de ajuste Fallo DIS bipol. (dirección 1156A) se puede
seleccionar si este disparo se ha de realizar fase monopolar adelantada, es decir
monopolar en la fase adelantada, o fase monopolar retrasada, es decir monopolar
en la fase retrasada. El ajuste normal es disparo tripolar en el caso de fallos bifásicos
(ajuste por defecto).
La tabla 2-7 muestra un resumen de las condiciones que han de darse para que se
produzca un disparo monopolar o tripolar.
Tabla 2-7
Disparo monopolar y tripolar, dependiendo del tipo de fallo
Tipo de fallo
Ajuste
(de la función de
protección)
Fallo DIS
bipol
DISP1polL1
(cualquiera)
X
L1
164
Señales de salida para el disparo
DISP1polL2
DISP1polL3
DISP L123
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.13 Control de funciones
Tabla 2-7
Disparo monopolar y tripolar, dependiendo del tipo de fallo
Tipo de fallo
Ajuste
(de la función de
protección)
Fallo DIS
bipol
L2
L1
L2
L3
E
(cualquiera)
E
(cualquiera)
E
(cualquiera)
L2
tripolar
L1
L2
fase monopolar
adelantada
L1
L2
fase monopolar
adelantada
L2
L3
tripolar
L2
L3
fase monopolar
adelantada
L2
L3
fase monopolar
retrasada
L1
L3
tripolar
L1
L3
fase monopolar
adelantada
L1
L3
fase monopolar
retrasada
L2
L1
DISP1polL2
DISP1polL3
DISP L123
X
(cualquiera)
L1
L2
DISP1polL1
(cualquiera)
L3
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
(cualquiera)
X
L1
L2
L3
L1
L2
L3
E
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
165
2 Funciones
Tabla 2-7
Disparo monopolar y tripolar, dependiendo del tipo de fallo
Señales de salida para el disparo
Tipo de fallo
Ajuste
(de la función de
protección)
Fallo DIS
bipol
E
DISP1polL1
DISP1polL2
DISP1polL3
(cualquiera)
DISP L123
X
Disparo general
Todas las señales de disparo de las funciones de protección se enlazan con OR y dan
lugar al mensaje “Equipo DIS“. Este se puede configurar para LED o para relé de
salida.
Desactivación de la
orden de disparo
Una vez que se haya dado una orden de disparo ésta se registra separada por polos
(en el caso de disparo tripolar, para los tres polos) (véase la figura 2-60). Al mismo
tiempo se inicia un tiempo de orden de disparo mínimo T MÍN. 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. Solamente cuando se haya recuperado la última función de protección
(cuando ya no haya ninguna función excitada) AND haya transcurrido el período de
orden de disparo mínimo, se pueden desactivar las órdenes de disparo.
I-RESIDUAL
1130
de las funciones de protección.
FNº 507
Disparo L1
de la figura 2-59
L1 abierto
S
IL1
&
Q
DISP gen. L1
Q
DISP gen. L2
Q
DISP gen. L3
R
FNº 508
Disparo L2
de la figura 2-59
L2 abierto
S
IL2
&
R
FNº 509
Disparo L3
de la figura 2-59
L3 abierto
S
IL3
&
R
&
T MÍN. ORDEN
DISP.
0240
≥1
T
Figura 2-60 Almacenamiento y desactivación de la orden de disparo
166
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.13 Control de funciones
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. La intensidad de corriente deberá haber descendido por
debajo de un valor que corresponda al valor de ajuste I-RESIDUAL (dirección
1130A, véase el capítulo 2.1.4 bajo el subtítulo “Estado del interruptor de potencia“),
más un 10 % de la intensidad de la corriente de fallo. Se consultan los contactos
auxiliares del interruptor de potencia, en la medida en que estén configurados.
Bloqueo de
reenganche
Una vez que el interruptor de potencia haya disparado debido a una función de
protección se debe impedir en muchos casos el reenganche hasta que se haya
aclarado la causa del disparo de protección. 7SD610 permite esto mediante el
bloqueo de reenganche integrado.
El estado de bloqueo ("LOCKOUT“) se realiza mediante una memoria RS protegida
contra fallo de tensión auxiliar (figura 2-61). La memoria se activa a través de la
introducción binaria “> PONER LOCKOUT “ (FNº 00385). Mediante el mensaje de
salida “PONER LOCKOUT“ (FNº 00530) y por medio de la correspondiente
desconexión 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 por medio de la introducción
binaria “>REPON. LOCKOUT “ (FNº 00386).
FNº 385
FNº 530
>Poner
S
FNº 386
R
>Reponer
Q
LOCKOUT
Figura 2-61 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 estradas y la salida se pueden cablear exteriormente a través de
las entradas y salidas binarias debidamente configuradas, o se pueden enlazar por
medio de las funciones lógicos 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 “Equipo DIS“ (FNº 00511) con la entrada
de bloqueo “>PONER LOCKOUT“. Si se utiliza el automatismo de reenganche, pero se
desea que solamente un disparo de protección definitivo dé lugar al bloqueo de
enganche. Entonces se debe conectar el mensaje de salida “DIS definitivo“ (FNº
00536) 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 mensaje de salida “LOCKOUT“ (FNº 00530) 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 mensaje 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 introducción binaria “>Bloq. CON.“ (FNº 00357),
o la une a través de un inversor con el bloqueo de campo de la ramificación.
7SD610 Manual
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167
2 Funciones
La entrada de rearme “>REPON. LOCKOUT“ (FNº 00386) 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 desde fuentes internas, véase 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 enlaces lógicos, medidas de seguridad, etc. durante la
configuración de las entradas y salidas binarias y eventualmente durante la creación
de las funciones lógicas definibles por el usuario. Para más informaciones véase el
Manual del sistema SIPROTEC®, Nº de pedido E50417–H1178–C151.
Mensajes
dependientes de la
instrucción
El almacenamiento de mensajes que estén configurados para los LED locales así
como la disponibilidad de mensajes 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 avería se han excitado una o varias funciones de protección, pero no se
ha llegado a producir un disparo por 7SD610, porque el fallo ya ha sido solucionado
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 2-62 muestra el diagrama lógico de esta función.
0610 VISUAL.AVERÍA
Con excitación
“1“
Con orden de disp.
Equipo
&
Rearmar
LED
y
mensajes
Reposición
Figura 2-62 Diagrama lógico de los mensajes dependientes de la instrucción
Estadística de
conmutaciones
Se cuenta el número de desconexiones que han sido provocadas por el equipo
7SD610. Si el equipo está previsto para disparo monopolar se cuenta por separado
la cantidad para cada uno de los polos del interruptor.
Además, para cada orden de disparo se determina la corriente desconectada para
cada polo, se emite en los mensajes 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 memorias están protegidos contra fallo de la tensión
auxiliar. Se pueden poner a cero o a cualquier valor inicial. Para más detalles véase
el Manual del sistema SIPROTEC® 4, Nº de pedido E50417–H1178–C151.
168
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.13 Control de funciones
2.13.5 Prueba del interruptor de potencia
La protección diferencial 7SD610 permite realizar de manera sencilla una
comprobación de los circuitos de disparo y de los interruptores de potencia.
Para la prueba están disponibles los programas de prueba según la tabla 2-8. Las
pruebas monopolares naturalmente sólo están disponibles si con el equipo existente
hay posibilidad de realizar órdenes de disparo monopolares.
Al efectuar la configuración de las entradas y salidas binarias, los mensajes 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®. La figura 2-63 muestra el desarrollo en el tiempo
de un ciclo de prueba DES-CON. Los valores de ajuste de los tiempos son los
correspondientes según el capítulo 2.1.2 para “Duración de la orden“ (direcciones
240A T MÍN. ORDEN DISP. y 241A T MÁX. ORDEN DISP) y “Prueba del interruptor
de potencia“ (dirección 242 PRUEBA T PAUSA). Para más detalles sobre la forma de
proceder véase el Manual del sistema SIPROTEC®, Nº de pedido E50417–H1178–
C151.
En la medida en que los contactos auxiliares del interruptor de potencia transmiten al
equipo la posición de los interruptores o polos del interruptor a través de
introducciones binarias, el ciclo de prueba sólo se puede activar si el interruptor de
potencia está cerrado.
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 2.13.2 (figura 2-59). 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 2.13.2.
El equipo muestra el estado respectivo del desarrollo de la prueba por medio de los
correspondientes mensajes.
Tabla 2-8
Pos.
Nº
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Programa de prueba del interruptor de potencia
Programas de prueba
Interrup
tor
Mensajes de salida (FNº)
1
Ciclo CON/DES monopolar fase L1
PR IP1 DISP1pL1 (7325)
2
Ciclo CON/DES monopolar fase L2
3
Ciclo CON/DES monopolar fase L3
PR IP1 DISP1pL3 (7327)
4
Ciclo tripolar CON/DES
PR IP1 DISP123 (7328)
Instrucción de conexión
correspondiente
PR IP1 Orden CIERRE
(7329)
LS 1
PR IP1 DISP1pL2 (7326)
169
2 Funciones
DES
CON
T MÍN. ORDEN DISP.PRUE.T.PDESA
0240
0242
TMÁX.ORDEN DISP
0241
t
Figura 2-63 CICLO PRUEBA DISP-CON
2.13.6 Ajuste de los parámetros de función
La parametrización que afecta a la lógica de disparo del conjunto del equipo y a la
prueba del interruptor de potencia ya se ajustó en los datos generales, en los
capítulos 2.1.4 y 2.1.2.
Además, la dirección 610 VISUALIZACIÓN DE LA AVERÍA, determina si los
mensajes de los casos de avería que estén configurados para LED locales así como
los mensajes espontáneos que aparecen en un caso de avería en la pantalla local, se
deben almacenar cada vez que se excita una función de protección (Con
excitación) o si esto solamente debe efectuarse cuando se haya dado una orden
de disparo Con la orden desconexión).
2.13.7 Resumen de parámetros
Visualización de
fallos
Dir.
610
Parámetro
VISUALIZACIÓN
DE LA AVERÍA
Posibilidades de ajuste
con excitación
con orden de disparo
Preajuste
con excitación
Explicación
Visualización del fallo en el LED/
LCD
2.13.8 Resumen de información
Prueba del interruptor de potencia
FNº
Mensaje
Explicación
07325 PR IP1 DISP1pL1
Prueba IP: Orden disparo IP1 1pol. L1
07326 PR IP1 DISP1pL2
Prueba IP: Orden disparo IP1 1pol. L2
07327 PR IP1 DISP1pL3
Prueba IP: Orden disparo IP1 1pol. L3
07328 PR IP1 DISPL123
Prueba IP: Orden disp. IP1 tripolar
170
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.13 Control de funciones
FNº
Mensaje
Explicación
07329 PR IP1 Or-CIERRE
Prueba IP: Orden cierre IP1
07345 PR IP en proceso
Prueba IP en proceso
07346 PR IP Perturb.
Prueba IP abortada por avería
07347 PR IP abierto
Prueba IP aborto puesto que IP está abierto
07348 PR IP no disponible
Aborto prueba IP causa IP no disponible
07349 PR IP aún cerrado
Aborto prueba IP dado que IP no ha abierto
07350 Prueba IP satisfactoria
Prueba IP concluida satisfactoriamente
PRB IP1 L1
Prueba IP CIERRE/DISP: IP1, monopolar L1
PRB IP1 L2
Prueba IP CIERRE/DISP: IP1, monopolar L2
PRB IP1 L3
Prueba IP CIERRE/DISP: IP1, monopolar L3
PRB IP1 3P
Prueba IP CIERRE/DISP: IP1, tripolar
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
171
2 Funciones
2.14
Ayudas para la puesta en marcha
2.14.1 Descripción del funcionamiento
Para la comprobación de la comunicación y del conjunto del sistema de la protección
diferencial hay un amplio conjunto de herramientas de puesta en marcha y
observación que forman parte del equipo. Sirviéndose de un ordenador personal con
navegador de red (web browser) permite obtener una representación clara de la
comunicación protección diferencial y del estado de la instalación.
El software de maniobra forma parte del equipo, y la ayuda en línea correspondiente
está disponible sobre CD-ROM con DIGSI® y también puede obtenerse a través de
Internet.
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 la “Herramienta de puesta en marcha“ 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.
2.14.2 Ajuste de los parámetros de función
Los parámetros para la herramienta de puesta en marcha se pueden ajustar
independientemente para el interfaz de maniobra anterior y para el interfaz de servicio
posterior. Lo importante son las direcciones correspondientes al interfaz a través del
cual se deberá establecer la comunicación con el PC y la herramienta de puesta en
marcha.
Las direcciones 4401 hasta 4406 son válidas para el interfaz frontal. La dirección IP
válida de 12 caracteres tiene el formato ∗∗∗.∗∗∗.∗∗∗.∗∗∗. En cada una de las
direcciones de ajuste 4401 IP-A (A.x.x.x), 4402 IP-B (x.B.x.x), 4403 IPC (x.x.C.x) y 4404 IP-D (x.x.x.D) aparece un bloque de tres caracteres de
la dirección IP.
Con la dirección 4405 BLOQ. TECLADO se determina si los equipos se pueden
maniobrar desde el PC. Con el preajuste Sí está bloqueado el accionamiento del
teclado de los equipos a través de la simulación en la pantalla. Esto representa el
caso normal durante el funcionamiento. Durante la puesta en marcha se puede
conseguir con el ajuste No que se puedan modificar los parámetros del equipo.
En la dirección 4406 LCP/NCP se indica si su interfaz de PC soporta LCP (Link
Control Protocol) o NCP (Network Control Protocol). En un enlace punto-a-punto es
preciso que el ajuste sea Sí (preajuste) para permitir un enlace DFÜ (Transmisión
remota de datos). Cuando se utilice un acoplador en estrella se realiza el ajuste
únicamente en uno de los equipos (equipo maestro) Sí y en los restantes angulitos
No.
172
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.14 Ayudas para la puesta en marcha
Para el interfaz posterior se aplican en el mismo sentido 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.
2.14.3 Resumen de parámetros
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
4401
IP-A (A.x.x.x)
0..255
141
Dirección IP
×××.xxx.xxx.xxx(Posición 1-3)
4402
IP-B (x.B.x.x)
0..255
142
Dirección IP
xxx.×××.xxx.xxx(Posición 4-6)
4403
IP-C (x.x.C.x)
0..255
255
Dirección IP
xxx.xxx.×××.xxx(Posición 7-9)
4404
IP-D (x.x.x.D)
0..255
150
Dirección IP
xxx.xxx.xxx.×××(Posición 10-12)
4405
TECLADO
BLOQUEO
Sí
No
Sí
Bloqueo de teclado
4406
LCP/NCP
No
Sí
Sí
Interfaz soportado para LCP/
NCP
4411
IP-A (A.x.x.x)
0..255
141
Dirección IP
×××.xxx.xxx.xxx(Posición 1-3)
4412
IP-B (x.B.x.x)
0..255
142
Dirección IP
xxx.×××.xxx.xxx(Posición 4-6)
4413
IP-C (x.x.C.x)
0..255
255
Dirección IP
xxx.xxx.×××.xxx(Posición 7-9)
4414
IP-D (x.x.x.D)
0..255
160
Dirección IP
xxx.xxx.xxx.×××(Posición 10-12)
4415
TECLADO
BLOQUEO
Sí
No
Sí
Bloqueo de teclado
4416
LCP/NCP
No
Sí
Sí
Interfaz soportado para LCP/
NCP
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
173
2 Funciones
2.15
Funciones adicionales
Las funciones adicionales de la protección diferencial 7SD610 incluyen
• Tratamiento de mensajes,
• Mediciones de servicio,
• Memorización de los datos de cortocircuito para la determinación de los valores de
avería.
2.15.1 Tratamiento de mensajes
2.15.1.1 Generalidades
Después de producirse una avería en la instalación son importantes las informaciones
relativas a la reacción del equipo de protección y las relativas a las magnitudes de
medida para poder analizar con exactitud el desarrollo de la avería. Para este fin, el
equipo dispone de una función de tratamiento de mensajes, que opera de manera
triple:
Visualizaciones y
Salidas binarias
(Relé de salida)
Los sucesos 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 mensajes y visualizaciones se pueden
configurar, es decir, asignar de manera distinta a la preajustada en el suministro. En
el Manual del sistema SIPROTEC® 4 (Nº de pedido E50417–H1178–C151) se
describe detalladamente la forma de proceder para la configuración. En el Anexo A.4
del presente manual figuran las configuraciones en el estado de suministro.
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 rearman:
− en el sitio, 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 mensajes de estado no se deberían memorizar. Tampoco se pueden reiniciar
hasta que haya desaparecido el criterio que se ha de comunicar. Esto se refiere, p.
ej., a mensajes de funciones de supervisión o similares.
Un LED verde indica disposición de servicio (“RUN”); no se puede reiniciar. Se apaga
cuando el autocontrol del microprocesador detecta una falta o si falla la tensión
auxiliar.
Si se dispone de tensión auxiliar pero hay una avería interna en el equipo, se ilumina
el LED rojo ("ERROR") y se bloquea el equipo.
Con DIGSI® se pueden 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 (véase también el
capítulo 3.3.4).
174
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.15 Funciones adicionales
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 del interfaz de maniobra frontal o del interfaz 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 un fallo, la pantallla puede
mostrar informaciones selectivas sobre el funcionamiento (resumen de valores de
medida operacionales). En el caso de que se produzca un fallo, en su lugar aparecen
informaciones relativas a el fallo, las denominadas presentaciones espontáneas.
Después de confirmar los mensajes de los casos de avería se vuelven a visualizar las
informaciones de reposo. La confirmación es equivalente a la confirmación de los
indicadores luminosos (véase más arriba).
El equipo dispone de varias memorias intermedias de sucesos, p. ej., para mensajes
de servicio, mensajes de casos de avería, estadística de conmutaciones, etc. que
están protegidos mediante batería tampón contra falta de tensión auxiliar. Estos
mensajes se pueden llevar en todo momento al panel indicador por medio del teclado
de maniobra, o se pueden transmitir al ordenador personal a través del interfaz de
maniobra serial. La lectura de los mensajes durante el funcionamiento se describe
detalladamente en el Manual del sistemas SIPROTEC® (Nº de pedido E50417–
H1178–C151).
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 un
centro de control
En la medida en que el equipo disponga de un interfaz de sistema serial, las
informaciones memorizadas se pueden transmitir adicionalmente a través de éste a
una unidad de control y memoria central. Son posibles distintos protocolos de
transmisión.
Con DIGSI® se puede comprobar si los mensajes 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 IEC 60870-5-103
permite que, mientras se está comprobando el equipo en el sitio, se marquen con la
nota "Régimen de prueba" todos los mensajes y valores de medida que se transmitan
al centro de control, como causa del mensaje de forma que se pueda reconocer que
no se trata de mensajes de auténticas averías. Alternativamente se puede determinar
que durante la prueba no se transmita ningún mensaje a través del interfaz del
sistema ("Bloqueo de transmisión").
Para influir en las informaciones en el interfaz del sistema durante el régimen de
prueba ("Régimen 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 A.4 bajo el subtítulo “Planos CFC preconfeccionados“, página 296,
figura A-7).
La forma en que se puede activar o desactivar el régimen de prueba y el bloqueo de
transmisión durante el trabajo se describe detalladamente en el Manual del sistema
SIPROTEC® 4 E50417–H1178–C151.
Estructuración de
los mensajes
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Los mensajes están estructurados de la siguiente manera:
• Mensajes de trabajo; se trata de mensajes que pueden surgir durante el
funcionamiento del equipo: Informaciones relativas al estado de las funciones del
equipo, datos de medida, datos de la instalación, protocolización de órdenes de
mando y similares.
175
2 Funciones
• Mensajes de caso de avería; se trata de mensajes de las últimas 8 averías de la
red que hayan sido tratadas por el equipo.
• Mensajes 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.
• Borrar y establecer los mensajes antes citados.
En el anexo se encuentra una lista completa de todas las funciones de mensaje y
salida que se pueden generar en el equipo que disponga del volumen máximo de
funciones, con el correspondiente número de información FNº. Allí se indica también
para cada mensaje hacia donde se puede comunicar. Si en una versión menos
completa no están presentes algunas funciones, o si también están proyectadas
como no presentes, entonces naturalmente no pueden aparecer sus mensajes.
2.15.1.2 Mensajes de servicio
Los mensajes 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 mensajes de servicio.
Cuando se generan mensajes 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 mensaje más antiguo.
Los mensajes 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 “Fallo en la
red“ y número correlativo en caso de avería. Las indicaciones detalladas relativas al
desarrollo de la red figuran en los mensajes de los casos de avería, véase subsección
2.15.1.3.
2.15.1.3 Mensajes 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 1 ms.
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 un solo protocolo de avería. Dentro de una
avería de la red pueden aparecer varios casos de avería (desde la primera excitación
176
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.15 Funciones adicionales
de una función de protección hasta la anulación de la última excitación). Sin
reenganche cada perturbación es un fallo en la red.
Presentaciones
espontáneas
Después de un caso de avería aparecen automáticamente en la pantalla, sin más
intervenciones de maniobra, los datos más importantes de la avería después de la
excitación general del equipo, siguiendo el orden indicado en la figura 2-64.
Exc. protección
T-Exc=
T-DISP=
Función de protección que ha provocado la última
excitación;
Tiempo transcurrido desde la excitación general
hasta la reposición;
Tiempo transcurrido desde la excitación general
hasta la primera orden de disparo
Figura 2-64 Visualización de mensajes espontáneos en la pantalla del equipo - Ejemplo
Mensajes
recuperables
Se pueden recuperar y leer los mensajes de los ocho últimos casos de avería. En total
se pueden memorizar hasta 600 mensajes. Si se producen más mensajes de avería
se van borrando en la memoria intermedia, respectivamente, las últimas siguiendo un
orden consecutivo.
2.15.1.4 Mensajes espontáneos
Los mensajes espontáneos representan la protocolización paralela de los mensajes
actuales entrantes. Cada nuevo mensaje 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 mensajes espontáneos se pueden leer mediante DIGSI®. Para más detalles
véase el Manual del sistema SIPROTEC® 4 (Nº de pedido E50417–H1178–C151).
2.15.1.5 Consulta general
La consulta general que puede leerse mediante DIGSI® ofrece la posibilidad de
consultar el estado actual del equipo SIPROTEC®. Todos los mensajes con
obligación de interrogación general se visualizan con su valor actual.
2.15.1.6 Estadística de conmutaciones
Los mensajes relativos a la estadística de conmutaciones son contadores de las
operaciones de conmutación activadas por 7SD610 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 del interfaz de
maniobra o de servicio mediante ordenador personal empleando el programa DIGSI®.
En 7SD610 se llevan además las estadísticas relativas a la comunicación de
protección. Los tiempos de transmisión de las informaciones de equipo a equipo a
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
177
2 Funciones
través del interfaz(es) activo(s) (ida y vuelta) se miden constantemente y se visualizan
en los valores estadísticos. Igualmente se presenta 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.
Los contadores y memorias de la estadística de conmutación se almacenan
protegidos en el equipo. De esta manera no se pierden en caso de 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. Para más detalles véase el Manual del sistema
SIPROTEC® 4 (Nº de pedido E50417–H1178–C151).
2.15.2 Medición de trabajo
Visualización y
transmisión de
valores de medida
Los valores de trabajo medidos y los valores de contabilización los determina el
sistema procesador en un segundo plano. Se pueden recuperar en el frente del
equipo, se pueden ver a través del interfaz de maniobra mediante ordenador personal
con el programa DIGSI® o eventualmente se pueden transmitir a una estación central
de control a través del interfaz del sistema.
El cálculo de los valores de trabajo medidos se efectúa también mientras esté en
curso un caso de avería, a intervalos de aprox. 2 s.
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 de los medios de trabajo así como de las relaciones de
transmisión de los transformadores de medida y de intensidad y tensión en las vías a
tierra, de acuerdo con el capítulo 2.1.2.
La tabla 2-9 muestra un resumen de los valores presentados en el equipo local.
Dependiendo de la designación del pedido, de la conexión del equipo y de las
funciones de protección que estén configuradas estará disponible solamente una
parte de los valores de medida relacionados.
Solamente se pueden visualizar tensiones si en las entradas de tensión están
conectadas tensiones fase-tierra. La tensión de desplazamiento 3U0 es la tensión
e-n multiplicada por √3, - si están conectados U en - o calculado a partir de las
tensiones fase-tierra 3U0 = |UL1 + UL2 + UL3|. Para esto es preciso que estén
conectadas las tres entradas de tensión fase-tierra.
Los componentes de potencia P, Q son positivos si en el objeto a proteger entra
potencia activa o potencia reactiva inductiva.
El signo del factor de potencia cos ϕ corresponde al de la potencia activa.
Los valores de medida térmicos solamente pueden aparecer si está configurada la
protección contra sobrecarga disponible.
178
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.15 Funciones adicionales
Tabla 2-9
Valores de servicio medidos del equipo local
Valores de medida
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
primario
secundario
IL1, IL2, IL3
Intensidades de fase
A
A
3I0
Corriente de falta a tierra
A
A
ϕ(IL1–IL2), ϕ(IL2–IL3),
ϕ(IL3–IL1)
Ángulo de fase de las intensidades
de línea entre sí
°
—
I1, I2
Componente directa e inversa de las
intensidades
A
A
UL1–L2, UL2–L3, UL3–L1
Tensiones fase-fase
kV
V
UL1–E, UL2–E, UL3–E
Tensiones fase-tierra
kV
V
3U0
Tensión de desplazamiento
kV
V
ϕ(UL1–UL2), ϕ(UL2–
UL3), ϕ(UL3–UL1)
Ángulo de fase de las tensiones de
línea entre sí
°
—
ϕ(UL1–IL1), ϕ(UL2–IL2),
ϕ(UL3–IL3)
Ángulos de fase de las tensiones de
línea respecto a las intensidades de
línea
°
—
U1, U2
Componente directa e inversa
Tensiones
kV
V
S, P, Q
Potencia aparente, activa, reactiva
MVA,
MW,
MVAR
—
cos ϕ
Factor de potencia
(abs)
(abs)
f
Frecuencia
Hz
Hz
ΘL1/ΘDIS, ΘL2/ΘDIS,
ΘL3/ΘDIS
Valor térmico de cada fase,
referido al valor de disparo
%
—
Θ/ΘDIS
Valor térmico resultante,
referido al valor de disparo calculado
por el método parametrizado
%
—
179
2 Funciones
Valores de la
protección
diferencial
Los valores diferenciales y de estabilización de la protección diferencial también se
pueden leer de acuerdo con la tabla 2-10.
Tabla 2-10
Valores de medida de la protección diferencial
Valores de medida
IDifL1, IDifL2, IDifL3
Corrientes diferenciales calculadas
de las tres fases
Intensidad nominal de
servicio 1)
IEstabL1, IEstabL2,
IEstabL3
Corrientes de estabilización
calculadas de las tres fases
Intensidad nominal de
servicio 1)
IDif3I0
Corriente diferencial calculada
del sistema cero
Intensidad nominal de
servicio 1)
1
Valores de medida
remotos
) en líneas según la dirección 1104 (véase capítulo 2.1.4),
en transformadores de la dirección 1106 (véase capítulo 2.1.4) IN = SN /(√3·UN)
Estando operativa la comunicación se pueden leer también los datos del otro extremo
del objeto protegido. Se pueden visualizar intensidades, tensiones y desfases entre
los valores de medida locales y remotos. Esto es especialmente útil para comprobar
la correspondencia correcta y unitaria de las fases en ambos extremos y para verificar
los grupos vectores, si dentro de la zona protegida hay un transformador de potencia.
También se transmiten las direcciones del equipo correspondiente al otro equipo, de
manera que en una estación están disponibles todos los datos importantes de ambos
extremos. Los datos posibles están relacionados en la tabla 2-11.
Tabla 2-11
Datos y valores de servicio medidos que se transmiten desde el otro extremo,
en comparación con los datos locales
Datos
180
% referido a
% referido a
DIR equipo
Dirección del equipo remoto
(abs)
IL1, IL2, IL3 remoto
Intensidades de fase del equipo
remoto
Intensidad nominal de
servicio 1)
IL1, IL2, IL3 local
Intensidades de fase del equipo
local
Intensidad nominal de
servicio 1)
ϕ(IL1), ϕ(IL2), ϕ(IL3)
Ángulo de fase entre las
intensidades de fase remotas y
locales
°
1
) en líneas según la dirección 1104 (véase capítulo 2.1.4),
en transformadores de la dirección 1106 (véase capítulo 2.1.4) IN = SN /(√3·UN)
2
) según la dirección 1103 (véase capítulo 2.1.4)
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2.15 Funciones adicionales
Tabla 2-11
Datos y valores de servicio medidos que se transmiten desde el otro extremo,
en comparación con los datos locales
Datos
UL1, UL2, UL3
remoto
Tensiones del equipo remoto
Tensión nominal de servicio /
√3 2)
UL1, UL2, UL3 local
Tensiones del equipo local
Tensión nominal de servicio /
√3 2)
ϕ(UL1), ϕ(UL2),
ϕ(UL3)
Ángulos de fase entre las
tensiones remotas y locales
°
1
) en líneas según la dirección 1104 (véase capítulo 2.1.4),
en transformadores de la dirección 1106 (véase capítulo 2.1.4) IN = SN /(√3·UN)
2)
Estadística de
transmisión
% referido a
según la dirección 1103 (véase capítulo 2.1.4)
En el 7SD610 se llevan las estadísticas relativas a la comunicación de protección. Los
tiempos de transmisión de las informaciones de equipo a equipo a través de los
interfaces activos (ida y vuelta) se miden constantemente y se visualizan en los
valores estadísticos. Igualmente se presenta la disponibilidad de los medios de
transmisión. La disponibilidad se representa en %/mínimo 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 recorrido (ida y vuelta), mientras el GPS
trabaje sin fallos.
Herramienta de
puesta en marcha
La "Herramienta de puesta en marcha“ es una herramienta voluminosa para la puesta
en marcha y observación que 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, estando indicadas las magnitudes escalares en forma
numérica. Los detalles pueden verse en la ayuda en línea correspondiente a la
“Herramientade puesta en marcha".
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 2-65
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.
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181
2 Funciones
Figura 2-65 Valores de medida locales - Ejemplo de tensiones e intensidades
2.15.3 Almacenamiento de valores de fallo
La protección diferencial 7SD610 dispone de una memoria de valores de fallo. Los
valores instantáneos de las magnitudes de medida
iL1, iL2, iL3, 3i0, uL1, uL2, uL3, 3 u0 así como IdifL1, IdifL2, IdifL3, Iestab L1, IestabL2,
IestabL3
(Tensiones según conexión) se exploran con una trama de un 1 ms (para 50 Hz), y
se registran en una memoria intermedia recirculante (20 valores explorados por cada
período). En caso de fallo, los datos se registran durante un período de tiempo
ajustable, como máximo durante 5 segundos por cada anotación de valor de fallo. Se
pueden registrar hasta 8 casos de fallo. La capacidad total de la memoria de registro
de fallos es de aprox. 15 segundos. Al producirse un nuevo caso de fallo, se actualiza
automáticamente la memoria de valores de fallo, por lo que no es necesaria la
confirmación. El registro de fallo se puede iniciar, no sólo mediante la excitación de
protección sino también a través de introducción binaria, a través del panel de
mandos integrado, a través del interfaz de maniobra serial y a través del interfaz de
servicio serial.
182
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2.15 Funciones adicionales
Para el sistema de protección diferencial de un objeto protegido se sincronizan las
anotaciones de los valores de fallo de ambos extremos por medio de la administración
de tiempos. De esta manera se obtiene la seguridad de que todas las anotaciones de
valores de fallo trabajan prácticamente con la misma base de tiempos absoluta. Como
consecuencia de esto, los valores de medida iguales son congruentes en ambos
extremos.
A través de los interfaces se pueden leer los datos desde un ordenador personal y se
pueden procesar mediante el programa de tratamiento de datos de protección DIGSI®
y del programa gráfico SIGRA 4. Con esto último se preparan gráficamente los datos
registrados en caso de avería y como complemento se calculan también otras
magnitudes a partir de los valores de medida suministrados. Las magnitudes de
medida se pueden representar opcionalmente como magnitudes primarias o
secundarias. Adicionalmente se representan también señales en forma de trazos
binarios (marcas), por ejemplo "excitación", "disparo”.
En la medida en que el equipo disponga de un interfaz del sistema serial, los datos de
los valores de la avería se pueden transmitir a través de éste a un equipo central. La
evaluación de los datos se efectúa en el equipo central mediante los programas
correspondientes. Para ello las magnitudes de medida se refieren a su valor máximo,
se normalizan al valor nominal y se preparan para la representación gráfica.
Adicionalmente se representan también señales en forma de trazos binarios
(marcas), por ejemplo "excitación", "disparo”.
Para la transmisión a un equipo central se puede efectuar automáticamente el
requerimiento para la transmisión, y ésto opcionalmente o bien después de cada
excitación de la protección o sólo después de un disparo.
2.15.4 Ajuste de los parámetros de función
Registro de los
valores de avería
Las determinaciones para el registro de los valores de avería se efectúan en el
submenú REGISTRO DE AVERÍAS del menú PARÁMETROS.
Para el registro de los valores de averías se distingue entre el momento de referencia
y el criterio de almacenamiento (dirección 402A FUNCIÓN). Este parámetro puede ser
ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. El momento de
referencia es normalmente la excitación del equipo, es decir, que a la excitación de
cualquier función de protección se le asigna el momento 0. Aquí el criterio de
almacenamiento puede ser igualmente la excitación del equipo (Memoriz. con
arranque) o el disparo del equipo (Memorización con disparo). También se
puede seleccionar como momento de referencia el disparo del equipo (Inicio con
disparo), y entonces éste constituye también el criterio de almacenamiento.
Un caso de avería comienza con la excitación debida a cualquier función de
protección y termina con el restablecimiento de la última excitación de una función de
protección. Esto es normalmente también el volumen de la anotación del valor de
avería (dirección 403A CAPACIDAD = Perturbación). Si se llevan a cabo
reenganches automáticos se puede registrar la totalidad de la avería de la red —
eventualmente con varios reenganches — hasta la solución definitiva (dirección
403A CAPACIDAD = Fallo en la red). Esto reproduce el historial completo del
transcurso de la avería, pero también consume capacidad de memoria durante la(s)
pausa(s) sin tensión. Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo
“Display additional settings“.
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183
2 Funciones
El tiempo de almacenamiento real comienza en el tiempo previo T PREV (dirección
411) antes del momento de referencia, y termina en el tiempo posterior T SEG
(dirección 412) después de que termine el criterio de almacenamiento. El tiempo
máximo admisible de registro por anotación de valor de avería T MÁX se ajusta bajo
la dirección 410.
Cuando se activa el almacenamiento de los valores de avería por medio de una
introducción binaria o por maniobra desde el frente o a través del interfaz de maniobra
mediante PC, el almacenamiento se dispara dinámicamente. La dirección 415 T
EXTERN determina la duración de la anotación del valor de avería (pero como máximo
T MÁX, dirección 410). A esto hay que sumar los tiempos previo y posterior a la falta.
Si el tiempo correspondiente a la introducción binaria se pone en ∞ , entonces el
almacenamiento dura mientras esté activada (estáticamente) la introducción binaria,
pero como máximo T MÁX (dirección 410).
2.15.5 Resumen de parámetros
Observación: Las direcciones que llevan como sufijo una "A" solamente se pueden
modificar mediante DIGSI® bajo “Display additional values“.
Almacenamiento
de valores de fallo
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
402A
FUNCIÓN
Almacenar con excitación
Almacenar con disparo de
protección
Iniciar con disparo de
protección
Almacenar con
excitación
Condición de inicio para el
almacenamiento del valor de la
avería
403A
CAPACIDAD
Perturbación
Fallo en la red
Perturbación
Volumen de anotación de los valores
de perturbación
410
T MÁX
0.30..5.00 s
2.00 s
Duración máxima por anotación Tmáx
411
T PREV
0.05..0.50 s
0.25 s
Tiempo previo T-prev
412
T SEG
0.05..0.50 s
0.10 s
Tiempo de seguimiento T-seg
415
T EXTERN
0.10..5.00 s; ∞
0.50 s
Tiempo de anotación en caso de
arranque exterior
184
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2.15 Funciones adicionales
2.15.6 Resumen de información
Estadísticas
FNº
Mensaje
Explicación
02895 REA 1pol, 1º cic =
RE.AU.: Orden de cierre después de 1º ciclo monopolar
02896 RE.AU. 3pol,1 cic.=
RE.AU.: Órdenes de cierre después de 1° ciclo tripolar
02897 RE.AU. 1p,>=2º cic=
RE.AU.: Órdenes de cierre a partir del 2° ciclo monopolar
02898 RE.AU. 3p,>=2° cic=
RE.AU.: Órdenes de cierre a partir del 2° ciclo tripolar
01000 NÚM. DISP.=
Número de órdenes de disparo =
01001 CONT. DISP.L1=
Nivel del contador de disparos fase L1
01002 CONT. DISP.L2=
Nivel del contador de disparos fase L2
01003 CONT. DISP.L3=
Nivel del contador de disparos fase L3
01027 ΣIL1=
Suma de las intensidades de desconexión primarias fase L1
01028 ΣIL2=
Suma de las intensidades de desconexión primarias fase L2
01029 ΣIL3=
Suma de las intensidades de desconexión primarias fase L3
01030 MÁX IL1
Intensidad de corriente máxima desconectada en la fase L1
01031 MÁX IL2
Intensidad de corriente máxima desconectada en la fase L2
01032 MÁX IL3
Intensidad de corriente máxima desconectada en la fase L3
07751 INT1 T
INT1 T (Tiempo de recorrido de la señal)
07753 INT1DIS/m
INT1Dis/m (Disponibilidad)
07754 INT1DIS/h
INT1Dis/h (Disponibilidad)
07875 INT1 T RECEP
INT1 T red (Tiempo de recorrido de la señal)
07876 INT1 T TRANSM.
INT1 T transmisión (Tiempo de recorrido de la señal)
Valores de medida
locales
FNº
Mensaje
Explicación
00601 IL1 =
Valor de medición IL1
00602 IL2 =
Valor de medición IL2
00603 IL3 =
Valor de medición IL3
00610 3I0 =
Valor de medición 3I0
00619 I1 =
Valor de medición I1 (Cosistema)
00620 I2 =
Valor de medición I2 (Sistema contrario)
07731 Φ IL1L2=
Ángulo IL1 -> IL2 (medido localmente)
07732 Φ IL2L3=
Ángulo IL2 -> IL3 (medido localmente)
07733 Φ IL3L1=
Ángulo IL3 -> IL1 (medido localmente)
00621 UL1E=
Valor de medición UL1E
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2 Funciones
FNº
Mensaje
Explicación
00622 UL2E=
Valor de medición UL2E
00623 UL3E=
Valor de medición UL3E
00624 UL12=
Valor de medición UL12
00625 UL23=
Valor de medición UL23
00626 UL31=
Valor de medición UL31
00631 3U0 =
Valor de medición 3U0
00634 U1 =
Valor de medición U1 (Cosistema)
00635 U2 =
Valor de medición U2 (Sistema opuesto)
00641 P =
Valor de medición P (potencia activa)
00642 Q =
Valor de medición Q (potencia reactiva)
00643 cosϕ =
Valor de medición cosPHI (factor de potencia)
00645 S =
Valor de medición S (potencia aparente)
07734 Φ UL1L2=
Ángulo UL1 -> UL2 (medido localmente)
07735 Φ UL2L3=
Ángulo UL2 -> UL3 (medido localmente)
07736 Φ UL3L1=
Ángulo UL3 -> UL1 (medido localmente)
07737 Φ UIL1=
Ángulo UL1 -> IL1 (medido localmente)
07738 Φ UIL2=
Ángulo UL2 -> IL2 (medido localmente)
07739 Φ UIL3=
Ángulo UL3 -> IL3 (medido localmente)
00644 f =
Valor de medición f (frecuencia)
00801 Θ /Θdisp=
Protección de sobrecarga: Temperatura de servicio
00802 Θ /Θdisp L1=
Valor de sobrecarga para L1
00803 Θ /Θdisp L2=
Valor de sobrecarga para L2
00804 Θ /Θdisp L3=
Valor de sobrecarga para L3
Valores medidos
remotos
FNº
Mensaje
Explicación
07761 DIR equipo
Dirección del 1º equipo
07762 IL1_TN =
IL1 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio)
07763 ΦI L1=
Ángulo IL1_remoto <-> IL1_local
07764 IL2_TN =
IL2 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio)
07765 ΦI L2=
Ángulo IL2_remoto <-> IL2_local
07766 IL3_TN =
IL3 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio)
07767 ΦI L3=
Ángulo IL3_remoto <-> IL3_local
07769 UL1_TN =
UL1 (% de la intensidad nominal de servicio)
07770 ΦU L1=
Ángulo UL1_remoto <-> UL1_local
186
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2.15 Funciones adicionales
FNº
Mensaje
Explicación
07771 UL2_TN =
UL2 (% de la intensidad nominal de servicio)
07772 ΦU L2=
Ángulo UL2_remoto <-> UL2_local
07773 UL3_TN =
UL3 (% de la intensidad nominal de servicio)
07774 ΦU L3=
Ángulo UL3_remoto <-> UL3_local
FNº
Mensaje
Explicación
07781 DIR equipo
Dirección del segundo equipo
07782 IL1_TN =
IL1 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio)
07783 ΦI L1=
Ángulo IL1_remoto <-> IL1_local
07784 IL2_TN =
IL2 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio)
07785 ΦI L2=
Ángulo IL2_remoto <-> IL2_local
07786 IL3_TN =
IL3 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio)
07787 ΦI L3=
Ángulo IL3_remoto <-> IL3_local
07789 UL1_TN =
UL1 (% de la intensidad nominal de servicio)
07790 ΦU L1=
Ángulo UL1_remoto <-> UL1_local
07791 UL2_TN =
UL2 (% de la intensidad nominal de servicio)
07792 ΦU L2=
Ángulo UL2_remoto <-> UL2_local
07793 UL3_TN =
UL3 (% de la intensidad nominal de servicio)
07794 ΦU L3=
Ángulo UL3_remoto <-> UL3_local
Valores dif
FNº
Mensaje
Explicación
07742 IDifL1=
IDifL1 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio)
07743 IDifL2 =
IDifL2 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio)
07744 IDifL3 =
IDifL3 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio)
07745 IEstabL1=
IEstabL1 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio)
07746 IEstabL2=
IEstabL2 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio)
07747 IEstabL3=
IEstabL3 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio)
07748 Dif3I0=
IDif310 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio)
Almacenamiento
de valores de fallo
FNº
Mensaje
Explicación
00004 >Valores avería Inicio
>Iniciar almacenamiento de valores de avería
00203 Valores aver. borrado
Memoria de valores de avería borrada
Perturb. Inicio
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Activación registro de valores de prueba (marcado)
187
2 Funciones
2.16
Tratamiento de órdenes
Generalidades
En el SIPROTEC® 7SD610 está integrado un tratamiento de órdenes mediante el
cual se pueden activar maniobras de conmutación en la instalación. El mando puede
proceder de cuatro fuentes de órdenes:
• Mando en el sitio a través del panel de mandos del equipo,
• Maniobra a través de DIGSI®,
• Mando remoto a través del sistema de control central (por ejemplo, SICAM®),
• Función automática (p. ej., a través de entrada binaria).
El número de equipos que se pueden controlar está limitado exclusivamente por el
número de entradas o salidas binarias necesarias y existentes. Las condiciones
necesarias para que sea posible el mando es que las correspondientes entradas y
salidas binarias estén configuradas y hayan sido dotadas de las características
adecuadas.
Si para la emisión de órdenes se necesitan determinadas condiciones de bloqueo se
pueden programar en el equipo los bloqueos de campo por medio de las funciones
lógicas definibles por el usuario (CFC).
La forma de proyectar las entradas y salidas, la creación de funciones lógicas
definibles por el usuario y las formas de proceder al conmutar los equipos se
describen en el Manual del sistema SIPROTEC®, Nº de pedido E50417–H1178–
C151.
2.16.1 Tipos de órdenes
Con relación al control de las instalaciones por medio del equipo se pueden distinguir
los siguientes tipos de órdenes:
Órdenes al
Proceso
Estos incluyen todas las órdenes enviadas directamente a los elementos de la
instalación de conmutación y provocan un cambio en el estado del proceso:
• Órdenes de conmutación para el control de interruptores de potencia (no
sincronizadas), de seccionadores y de tomas de tierra,
• Órdenes de escalonamiento, p. ej., para un escalonamiento superior e inferior de
los transformadores,
• Órdenes de ajuste con tiempo de recorrido parametrizable, p. ej., para el control de
impedancias E.
Órdenes internas
del equipo
Estas no provocan la emisión directa de órdenes en el proceso. Sirven para iniciar
funciones internas, comunicarle al equipo la toma de conocimiento de los cambios de
estado o confirmar éstos.
• Órdenes de seguimiento para “Seguimiento“ del valor informativo de los objetos
acoplados al proceso tales como mensajes y estados de conmutación, p. ej., en
caso de ausencia de acoplamiento al proceso. El seguimiento se marca en el
estado de información y se puede visualizar correspondientemente.
188
7SD610 Manual
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2.16 Tratamiento de órdenes
• Órdenes de marcado (para “Ajustar“) el valor informático de objetos internos, p. ej.,
jerarquía de conmutación (remota/local), conmutación de parámetros, bloqueos de
transmisión y borrar/preasignar valores de recuento.
• Órdenes de confirmación y recuperación para fijar/recuperar memorias internas o
estados de datos.
• Órdenes del estado de la información para establecer/borrar la información
adicional “Estado de la información” correspondiente al valor informativo de un
objeto de proceso tal como
− Bloqueo de registro,
− Bloqueo de salida.
2.16.2 Desarrollo del curso de las órdenes
Los mecanismos de seguridad en el curso de la orden aseguran que solamente
pueda efectuarse una orden de conmutación si ha finalizado positivamente la
comprobación de los criterios previamente establecidos. Para cada medio de trabajo
se pueden proyectar bloqueos por separado. A continuación se vigila la realización
propiamente dicha del encargo dado por la orden. Todo el desarrollo de
establecimiento de una orden se describe a continuación de forma abreviada.
Comprobación de
una orden de
mando
• Introducción de la orden, p. ej., a través de la maniobra integrada:
− Comprobar el código de acceso → derecho de acceso;
− Comprobación del modo de mando (bloqueado/no bloqueado) → Elección de las
identificaciones de desbloqueo.
• Comprobaciones de órdenes que se pueden proyectar:
− Jerarquía de conmutación;
− Comprobación del sentido de conmutación (comparación teórica -real)
− Protección contra errores de conmutación, bloqueo de campo (lógica a través de
CFC);
− Protección contra errores de conmutación, bloqueo de la instalación
(centralizada a través de SICAM);
− Bloqueo de doble accionamiento (bloqueo de acciones de conmutación
paralelas);
− Bloqueo de protección (bloqueo de maniobras de conmutación mediante
funciones de protección).
• Comprobaciones fijas de órdenes:
− Vigilancia del envejecimiento (se vigila el tiempo que transcurre entre el
establecimiento de la orden y su tratamiento):
− Parametrización en marcha (si está en curso un proceso de parametrización se
rechaza o demora la orden);
7SD610 Manual
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189
2 Funciones
− El medio de trabajo está presente como salida (si un medio de trabajo está
proyectado pero no ha sido configurado para una salida binaria, se rechaza la
orden);
− Bloqueo de salida (si un bloqueo de salida ha sido fijado con relación al objeto y
está activo en el momento del tratamiento de la orden, se rechaza la orden);
− Fallo de hardware del conjunto;
− La orden para este medio de trabajo ya ha sido activada (para un mismo medio
de trabajo solamente se puede tratar simultáneamente una orden, bloqueo de
doble accionamiento referido al objeto);
− Control 1-de-n (en el caso de ocupaciones múltiples tales como relé radical, se
comprueba si para los relés de salida afectados ya se había iniciado un proceso
de orden).
Supervisión de la
ejecución de la
orden
• Se supervisa lo siguiente:
− Perturbación de un proceso de orden debido a una orden de interrupción;
− Vigilancia del tiempo transcurrido (vigilancia del tiempo de retroaviso).
2.16.3 Protección contra fallos de conmutación
Mediante la lógica definible por el usuario (CFC) se puede realizar una protección
contra fallos de conmutación. Las comprobaciones de fallos de conmutación se
suelen subdividir normalmente dentro de un sistema SICAM®/SIPROTEC® en:
• El sistema de bloqueo de la instalación ha sido comprobado en el sistema de
control central (para las barras colectoras),
• Bloqueos de campo comprobados en el equipo de campo (para la derivación).
El bloqueo de la instalación se basa en la reproducción del proceso en el equipo
central. El bloqueo de campo se basa en la reproducción del objeto (retroavisos) en
el equipo de campo (en este caso por lo tanto el equipo SIPROTEC®), tal como había
sido establecido al proyectar.
El volumen de comprobaciones de bloqueo viene determinado por la lógica de
bloqueo y la parametrización.
Los objetos de conmutación que están sujetos a un bloqueo de instalación en el
equipo central se identifican debidamente en el equipo de campo por medio de un
parámetro (en la matriz de configuración).
En todas las órdenes se puede determinar si se debe conmutar en estado bloqueado
(normal) o sin bloquear (prueba):
− en las órdenes locales, mediante cambio de parámetros con verificación de la
contraseña,
− en el caso de órdenes automáticas del tratamiento de la orden mediante CFC por
medio de identificaciones de desbloqueo,
− en el caso de órdenes próximas/remotas mediante una orden de desbloqueo
adicional a través de Profibus.
190
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2.16 Tratamiento de órdenes
2.16.3.1 Conexión con/sin enclavamiento
Las comprobaciones de órdenes que se pueden proyectar se designan en los equipos
SIPROTEC® también como “Bloqueo estándar“. Estas comprobaciones se pueden
activar (conmutación/marcado bloqueado) o desactivar (sin bloqueo) a través de
DIGSI®.
Conmutar desbloqueado o sin bloquear significa que no se comprueban las
condiciones de bloqueo proyectadas.
Conmutar bloqueado significa que dentro de la comprobación de la orden se
comprueban todas las condiciones de bloqueo proyectadas. Si no se cumple alguna
condición se rechaza la orden con un mensaje que lleva de sufijo un signo menos (por
ejemplo, “CO–“) y la correspondiente respuesta de maniobra. La tabla 2-12 muestra
los posibles tipos de orden para un equipo de conmutación, y sus mensajes
correspondientes. Los mensajes marcados con *) aparecen en la forma representada
en la pantalla del equipo en los mensajes de servicio, bajo DIGSI®, que se encuentran
en los mensajes espontáneos.
Tabla 2-12
Tipos de órdenes y mensajes correspondientes
Tipo de orden
Orden
Causa
Mensaje
Orden de salida al proceso
Conmutar
BF
BF+/–
Orden de seguimiento
Seguimiento
NF
NF+/–
Orden del estado de la información,
bloqueo de detección
Bloqueo de
detección
Bloq. Det.
EST+/–
*)
Información sobre el estado de la
información, bloqueo de salida
Bloqueo de salida
Bloq. Sal.
EST+/–
*)
Orden de interrupción
Interrupción
INT
INT+/–
En el mensaje el signo más significa una confirmación de la orden: El resultado de la
orden emitida es positivo, es decir tal como se espera. De forma correspondiente, el
signo menos significa un resultado negativo, no previsto, y se ha rechazado la orden.
La figura 2-66 muestra a título de ejemplo, en los mensajes de servicio, la orden y el
retroaviso de una maniobra de conmutación del interruptor de potencia de transcurso
satisfactorio.
La comprobación de los bloqueos se puede proyectar por separado para todos los
equipos de conmutación y marcas. Otras órdenes internas tales como seguimiento o
aborto no se comprueban, es decir, que se ejecutan con independencia de los
bloqueos.
MENSAJE DE SERVICIO
--------------------19.06.99 11:52:05,625
Q0
BF+
CON
19.06.99 11:52:06,134
Q0
RM+
CON
Figura 2-66 Ejemplo de un mensaje de servicio al conmutar el interruptor de potencia Q0
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191
2 Funciones
Bloqueo estándar
Los bloqueos estándar son las comprobaciones que se establecieron al configurar las
entradas y salidas por equipo de conmutación.
La figura 2-67 muestra un diagrama lógico de estas condiciones de bloqueo.
.
Nivel jerárquico de
conmutación
CON/DES
Local
&
Orden con fuente
causante =
LOCAL
REMOTO
DIGSI
&
Local
AUTO
&
Nivel jerárquico de
conmutación
(LOCAL/REMOTO)
Remoto
Jerarquía de
conmutación DIGSI
DIGSI
&
Modo de conmutación
&
DIGSI
≥1
&
Remoto
Modo de
conmutación LOCAL
(no bloqueado/
bloqueado)
&
Modo de
conmutación
REMOTO
(no bloqueado/
bloqueado)
&
Conmutación no bloqueada
TEÓRICO = REALs/n
≥1
Conmutación bloqueada
≥1
Retroaviso CON/DES
Bloqueo de protección
Autorización SG CON
Autorización SG DES
TEÓRICO = REAL
s/n
Bloqueo
de
la
instalación
s/n
Bloqueo de campo
s/n
Bloqueo de protección
s/n
≥1
Emisión de
órdenes
sobre relé
Suceso
Estado
1)
El origen causante REMOTO incluye también el origen PRÓXIMO.
LOCAL: Orden a través del sistema de control central en la estación
REMOTO: Orden a través de telemando al sistema de control central y del sistema de control central
al equipo
Figura 2-67 Bloqueos estándar
En la pantalla del equipo se pueden leer los motivos de bloqueo proyectados. Están
identificados por medio de letras, cuyo significado se explica en la tabla 2-13:
Tabla 2-13
Identificación de desbloqueos
Identificación
(Forma
abreviada)
Visualización
en pantalla
Nivel jerárquico de conmutación
SV
S
Enclavamiento de la instalación
EP
A
Identificación de desbloqueos
192
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
2.16 Tratamiento de órdenes
Tabla 2-13
Identificación de desbloqueos
Identificación
(Forma
abreviada)
Visualización
en pantalla
Bloqueo de campo
EC
F
TEÓRICO = REAL (Control del sentido de
conmutación)
TR
I
Bloqueo de protección
BP
B
Identificación de desbloqueos
La figura 2-68 muestra a título de ejemplo las condiciones de bloqueo que se pueden
leer en la pantalla del equipo para tres objetos protegidos, utilizando las abreviaturas
explicadas en la tabla 2-13. Se presentan todas las condiciones de bloqueo
parametrizadas (véase la figura 2-68).
BLOQUEO
01/03
-------------------Q0 CON/DES S - F I B
Q1 CON/DES S - F I B
Q8 CON/DES S - F I B
Figura 2-68 Ejemplo de las condiciones de bloqueo proyectadas
Lógica de
autorización a
través de CFC
Para el bloqueo de campos se puede establecer a través de CFC una lógica de
autorización. Mediante las correspondientes condiciones de autorización se facilita
entonces la información “libre” o “bloqueada en el campo” (p. ej., objeto "Liberación
SG CONECTADA“ y "Liberación SG DESCONECTADA“ con los valores informativos:
ENTRANTE/SALIENTE).
2.16.4 Confirmación de la protocolización de la/orden
Durante el tratamiento de las órdenes se envían retromensajes de orden y proceso al
tratamiento de mensajes, con independencia de la ulterior configuración y tratamiento
de las órdenes. En estos mensajes figura lo que se llama la causa del mensaje. Si
existe la correspondiente configuración se anotan estos mensajes en el protocolo de
mensajes de servicio para ser protocolizados.
Confirmación de la
orden en el panel
del equipo
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Todos los mensajes junto con el origen causante VQ_LOCAL se convierten en la
correspondiente respuesta de maniobra y se visualizan en el campo de texto de la
pantalla.
193
2 Funciones
Confirmación de
órdenes en
Próximo/Remoto/
Digsi
Los mensajes con los orígenes causantes VQ_PRÓXIMO/REMOTO/DIGSI se han de
enviar al causante, con independencia de la configuración (configuración de los
interfaces seriales).
Supervisión de
retroaviso
El procesamiento de las órdenes lleva a cabo una supervisión del tiempo para todos
los procesos de orden con retroaviso. En paralelo a la orden se inicia un tiempo de
vigilancia (vigilancia del tiempo de desarrollo de la orden), que comprueba si el equipo
de conmutación ha alcanzado la posición final deseada dentro de este tiempo. Al
recibirse el retroaviso se detiene el tiempo de vigilancia. Si no llega el retroaviso,
aparece una respuesta de maniobra “Finalizado tiempo de RA“ y se da por
concluido el proceso.
La confirmación de la orden se efectúa por lo tanto de forma distinta a la orden local,
mediante una respuesta a la orden, sino por medio de la protocolización normal de la
orden y del retroaviso.
En los mensajes de servicio también se protocolizan las órdenes y sus retroavisos. La
terminación normal de una orden emitida es la llegada del retroaviso (RA+)
procedente del equipo de conmutación en cuestión, o en el caso de órdenes sin
retroaviso de proceso, un mensaje después de haber concluido la emisión de la
orden.
En el retroaviso, el signo más significa una confirmación de la orden. La orden ha sido
concluida positivamente, es decir, en la forma esperada. De manera similar, el signo
menos significa una terminación negativa, distinta a la prevista.
Emisión de la
orden/ Activación
del relé
Los tipos de órdenes necesarias para conectar o desconectar equipos de
conmutación o para subir o bajar las tomas de los transformadores se establecen en
la configuración. Para más detalles véase el Manual del sistema SIPROTEC® 4, Nº
de pedido E50417–H1178–C151.
2.16.5 Resumen de informaciones
FNº
Mensaje
Explicación
Nivel jerárquico de conmutación
Nivel jerárquico de conmutación
Modo conm. local
Modo de conmutación local
Mod. conm. remoto
Modo de conmutación remoto
„
194
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Montaje y puesta en marcha
3
Este capítulo está dirigido al técnico de puesta en marcha con experiencia. Deberá
estar familiarizado con la puesta en marcha de dispositivos de protección y mando,
con el funcionamiento de la red y con los reglamentos y normas de seguridad.
Eventualmente son necesarias algunas adaptaciones del hardware a los datos de la
instalación. Para las comprobaciones primarias el objeto a proteger (conductor,
transformador, etc.) debe estar conectado.
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
3.1
Montaje y conexión
196
3.2
Control de las conexiones
218
3.3
Puesta en marcha
224
3.4
Preparación final del equipo
251
195
3 Montaje y puesta en marcha
3.1
Montaje y conexión
¡Advertencia!
Para un funcionamiento perfecto y seguro del equipo es necesario que se haya
efectuado un transporte reglamentario, y un almacenamiento, instalación y montaje
profesionales, teniendo en cuenta las advertencias e instrucciones del manual del
equipo.
Deberán tenerse en cuenta, en particular, las normas generales de instalación y
seguridad para trabajos en instalaciones con corrientes fuertes (por ejemplo, DIN,
VDE, EN, IEC u otras normas nacionales e internacionales). Si no se tienen en cuenta
puede producirse como consecuencia la muerte, lesiones personales o importantes
daños materiales.
Requisito previo
3.1.1
Montaje
Instalación en el
panel de mandos
196
Controle, con ayuda de la denominación de pedido completa (MLFB) del equipo si la
versión presente corresponde con los datos nominales y funciones necesarias y si se
dispone de la herramienta necesaria y deseada. La denominación de pedido
completa del equipo figura en la placa de características. El código de pedido aparece
indicado en el Anexo A.1. Es especialmente importante la correspondencia de los
datos nominales del equipo con los datos de la instalación. Estos datos se pueden
tomar también de la placa de características.
‰
Retirar las 4 tapas de cubierta en las esquinas de la tapa frontal. De esta manera
quedan accesibles 4 orificios de fijación en las esquinas de fijación.
‰
Introducir el equipo en la ventana de montaje del panel de control y fijarlo con 4
tornillos. Dibujo dimensional, véase capítulo 4.13, figura 4-5.
‰
Volver a colocar las 4 tapas de cubierta.
‰
Fijar en la cara posterior del equipo una toma de tierra sólida de bajo valor ohmico
para protección y servicio, empleando por lo menos un tornillo M4. La sección del
conductor utilizado para ello deberá corresponder con la sección máxima
conectada, siendo como mínimo de 2,5 mm2.
‰
Establecer las conexiones en la cara posterior del equipo, de acuerdo con el
esquema, mediante bornes de enchufe o atornillados.
En los bornes atornillados es preciso que cuando se utilicen terminales de cable de
horquilla o en el caso de conexión directa, se enrosquen los tornillos antes de
introducir los conductores, de tal manera que la cabeza del tornillo quede a la
misma altura que el borde exterior del módulo de conexión.
Al emplear terminales de cable de anillo, ésta se debe centrar en el alojamiento de
conexión de tal manera que la rosca del tornillo encaje en el agujero del terminal
del cable.
Es imprescindible observar las indicaciones relativas a secciones máximas, par de
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
3.1 Montaje y conexión
apriete, radios de curvatura y tracción máxima, que figuran en el manual del
sistema (Pedido número E50417–H1178–C151). También hay indicaciones en las
instrucciones abreviadas que acompañan al equipo.
Orificio
alargado
SIEMENS
SIPROTEC
RUN
ERROR
MENÚ PRINCIPAL
7SD610
01/05
Avisos
Valores de medición
1
2
MENU
ESC
LED
Avisos
F1
7
Valores F2
de medic.
Avisos
de pert. F3
F4
ENTER
8
9
4
5
6
1
2
3
0
+/-
Figura 3-1 Instalación de un panel de mando 7SD610
Instalación en
bastidor e
Instalación en
armario
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Para instalar un equipo en un bastidor o en un armario se necesitan 2 perfiles
angulares. Los números de pedido figuran en el Anexo en el capítulo A.1.1.
‰
Atornillar los dos perfiles angulares en el bastidor o armario con 4 tornillos cada
uno, dejándolos por ahora flojos.
‰
Quitar las 4 tapas de cubierta en las esquinas de la tapa frontal. De esta manera
quedan accesibles 4 orificios alargados en las esquinas de fijación.
‰
Fijar el equipo con 4 tornillos en los perfiles angulares.
‰
Volver a colocar las 4 tapas de cubierta.
‰
Apretar firmemente los 8 tornillos de los perfiles angulares en el bastidor o armario.
‰
Fijar en la cara posterior del equipo una toma de tierra sólida de bajo valor ohmico
para protección y servicio, empleando por lo menos un tornillo M4. La sección del
conductor utilizado para ello deberá corresponder con la sección máxima
conectada, siendo como mínimo de 2,5 mm2.
197
3 Montaje y puesta en marcha
Perfil angular
SIEMENS
SIPROTEC
RUN
ERROR
7SD610
MENÚ PRINCIPAL
01/05
Mensajes
Valores de medición 2
1
MENU
ENTER
ESC
LED
Mensajes
F1
7
8
9
Valores de medición
F2
4
5
6
Mensaje
F3
de perturbación
1
2
3
0
+/-
F4
Perfil angular
Figura 3-2 Montaje de un 7SD610 en bastidor o armario
Montaje sobre el
panel de mandos
198
‰
Establecer los bornes en la cara posterior del equipo, de acuerdo con el esquema,
mediante conexiones de enchufe o atornillados.
En los bornes atornillados es preciso que cuando se utilicen terminales de cable de
horquilla o en el caso de conexión directa, se enrosquen los tornillos antes de
introducir los conductores, de tal manera que la cabeza del tornillo quede a la
misma altura que el borde exterior del módulo de conexión.
Al emplear terminales de cable de anillo, ésta se debe centrar en el alojamiento de
conexión de tal manera que la rosca del tornillo encaje en el agujero del terminal
del cable.
Es imprescindible observar las indicaciones relativas a secciones máximas, par de
apriete, radios de curvatura y máxima tracción, que figuran en el manual del
sistema (Número de pedido E50417–H1178–C151). También hay indicaciones en
las instrucciones abreviadas que acompañan al equipo.
‰
Atornillar el equipo con 4 tornillos sobre el panel de mandos. Para el dibujo
dimensional véase el capítulo 4.13, figura 4-6.
‰
Unir la borna de toma de tierra del equipo con la tierra de protección del panel de
mandos. La sección del conductor utilizado para ello deberá corresponder con la
sección máxima conectada, siendo como mínimo de 2,5 mm2.
‰
Conectar una toma de tierra de trabajo de bajo valor ohmico (sección del conductor
≥ 2,5 mm2) en la superficie lateral de toma de tierra, empleando como mínimo un
tornillo M4.
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
3.1 Montaje y conexión
‰
3.1.2
Establecer las conexiones de acuerdo con el esquema mediante las bornas de
atornillar, conexiones LWL o a través del bastidor del pupitre.
Es imprescindible observar las indicaciones relativas a secciones máximas, pares
de apriete, radios de curvatura y máxima tracción, que figuran en el manual del
sistema (Número de pedido E50417–H1178–C151). También hay indicaciones en
las instrucciones abreviadas que acompañan al equipo.
Variantes de conexión
Los planos de conjunto figuran en el Anexo A.2. En el Anexo A.3 figuran ejemplos de
circuitos de intensidad y de tensión. Es preciso comprobar que los ajustes de los
parámetros de configuración (capítulo 2.1.1) y los datos de la instalación (capítulo
2.1.2) coinciden con el objeto a proteger y sus conexiones:
Corrientes
Las figuras A-3 y A-4 muestran ejemplos de las opciones de conexión de
transformadores de medida de intensidad.
Para la conexión normal de acuerdo con la figura A-3 se debe ajustar la dirección 220
TRANSFORMADOR I4 = línea propia y además se debe ajustar la dirección 221
TRANSF. I4/Iph = 1.000 .
También en el caso de conexión de acuerdo con la figura A-4 debe estar ajustada la
dirección 220 TRANSFORMADOR I4 = línea propia . El factor 221 TRANSF. I4/
Iph puede desviarse del punto 1 . Las indicaciones para calcular el factor se
encuentran en el capítulo 2.1.2 bajo “Conexión de corriente”.
Tensiones
Esta sección es únicamente relevante si se conectan tensiones de medida en el
equipo, esta condición se ajustó previamente durante la configuración (dirección 144,
véase el capítulo 2.1.1).
Las figuras A-5 y A-6 muestran ejemplos de las opciones de conexiones de
tranformadores de intensidad.
Para la conexión normal de acuerdo con la figura A-5 no se usa la cuarta entrada de
medida de tensión y de manera correspondiente la dirección 210 TRANSF. U4 = no
conectado debe estar ajustada. El factor, dirección 211 TRANSF. Uph/Uen debe
por tanto estar ajustado a 1.73 (este factor se usa internamente para la conversión de
valores de medición y de perturbación).
La figura A-6 muestra un ejemplo de conexión adicional de un arrollamiento e-n del
conjunto de transformadores de tensión. Aquí debe estar ajustada la dirección 210
TRANSFORMADOR U4 = Transformador Uen . El factor, dirección 211 TRANSF.
Uph/Uen depende de la relación de transformación del arrollamiento e-n. Para más
información en el capítulo 2.1.2 véase “Conexión de la tensión” .
Entradas y salidas
binarias
Las conexiones del lado de la instalación dependen de las posibilidades de
configuración de las entradas y salidas binarias, es decir de la adaptación individual
a la instalación. La ocupación de las conexiones cuando se suministra el equipo se
muestra en el Anexo A.4 en las tablas A-1 y A-2. Compruebe también que las tiras de
rotulación que figuran en el frente se corresponden con las funciones de aviso
configuradas.
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
199
3 Montaje y puesta en marcha
Es importante también que los retroavisos de la posición del interruptor de potencia
estén conectados desde los contactos auxiliares del interruptor de potencia que se
supervisa hasta las entradas binarias correctas, y que éstas estén asignadas de
forma correspondiente (en la medida en que se utilicen).
Conmutación de
grupos de
parámetros
Si se trata de efectuar la conmutación de los grupos de ajuste a través de
introducciones binarias, se deberá tener en cuenta lo siguiente:
• Para el control de 4 posibles grupos de ajuste deberán estar disponibles 2 entradas
binarias. Éstas están designadas por ">Parám. Selección1“ y "Parám.
Selección 2“, y han de estar configuradas sobre dos entradas binarias físicas y
controlables de este modo.
• Para el control de 2 grupos de ajuste basta con una entrada binaria, concretamente
">Parám. Selección1“, ya que la entrada binaria "Parám. Selección 2“ que
se considera como no activada.
• Las señales de control deben estar presentes permanentemente para que el grupo
de ajuste seleccionado se mantenga activo.
La relación entre las entradas binarias y los grupos de ajuste A a D figura en la tabla
3-1, mientras que la figura 3-3 muestra un ejemplo de conexión simplificado. En el
ejemplo se presupone que las entradas binarias están configuradas en conexión de
corriente de trabajo, es decir que están activas cuando hay tensión (H-activo).
Tabla 3-1
Selección de parámetros (Conmutación de grupos de ajuste) a través de
entradas binarias
Introducción binaria
>Parám.
>Parám.
Selección1
Selección2
resulta activo
No
No
Grupo A
sí
No
Grupo B
No
sí
Grupo C
sí
sí
Grupo D
no = no activado
sí = activado
Conmutador para
grupo de parámetros
L+
A
B
C
D
L+
A
B
C
D
7SD610
L–
L–
FNº 7
>Parám.
FNº 8
>Parám.
Figura 3-3 Esquema de conexiones (ejemplo) para la conmutación de grupos de parámetros
a través de entradas binarias
200
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
3.1 Montaje y conexión
Supervisión del
circuito de disparo
Es preciso tener en cuenta que 2 entradas binarias o una entrada binaria y una
resistencia equivalente R están conectados en serie. El umbral de conmutación de las
entradas binarias debe estar por lo tanto claramente por debajo de la mitad del valor
nominal de la tensión continua de accionamiento.
Si se utilizan dos entradas binarias para la supervisión del circuito de disparo es
preciso que las entradas para la vigilancia del circuito de disparo estén exentas de
potencial, es decir sin conexión común.
Al utilizar una entrada binaria, hay que intercalar una resistencia equivalente R (véase
la figura 3-4). Esta resistencia R se intercala en el circuito del segundo contacto
auxiliar del interruptor de potencia (AUX 2) para poder reconocer una avería incluso
cuando el contacto auxiliar del interruptor de potencia 1 (AUX 1) esté abierto y el relé
de disparo ya esté en reposición. El valor de esta resistencia deberá estar
dimensionado de tal manera que al estar abierto el interruptor de potencia (por lo tanto
AUX 1 está abierto y AUX 2 está cerrado), la impedancia del interruptor de potencia
(IIP) ya no se excite, y al estar abierto simultáneamente el relé de mando, se excite
todavía la entrada binaria (EB1).
UTD
L+
7SD610
FNº 6854
>CCD CR 1
UEB
7SD610
CR
Leyenda:
R
IP
IIP
AUX1
AUX2
L–
CR
—
IP
—
IIP
—
AUX1 —
(cerrador)
AUX2 —
(abridor)
R
—
UTD
Contacto del relé de orden
Interruptor de potencia
Impedancia del interruptor de potencia
Contacto auxiliar del interruptor de potencia
Contacto auxiliar del interruptor de potencia
Resistencia equivalente
— Tensión de control (tension de disparo)
Figura 3-4 Supervisión del circuito de disparo con una entrada binaria - Ejemplo para circuito
de disparo 1
De ahí resulta para el dimensionado un valor límite superior Rmáx. y un valor límite
inferior Rmín., entre los cuales se debe elegir como valor óptimo la media aritmética R:
R max + R min
R = --------------------------------2
Con el fin de que esté asegurada la tensión mínima para la activación de la entrada
binaria se obtiene para Rmáx. :
U TD – U EB mín
R máx =  ------------------------------------- – R IIP
 I EB (High) 
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
201
3 Montaje y puesta en marcha
Para que en el caso anterior no permanezca excitada la impedancia del interruptor de
potencia, se obtiene para Rmín. :
U TD – U IIP (LOW)
R mín = R IIP ⋅  --------------------------------------------


U IIP (LOW)
IEB (HIGH)
Intensidad constante estando activada EB (=1,8 mA)
UEB mín.
tensión de activaciónl mínima para EB
= 19 V posición de suministro para tensiones nominales 24/48/60 V;
=88 V posición de suministro para tensiones nominales 110/125/220/250 V;
= 176 V posición de suministro para tensiones nominales 220/250 V
UTD
Tensión de mando para el circuito de disparo
RIIP
Resistencia óhmica de la bobina del IP
UIIP (LOW)
tensión máxima en la bobina del IP, que no da lugar a un disparo
Si en el cálculo resulta que Rmáx. < Rmín., entonces hay que repetir el cálculo con el
umbral de conmutación inmediato inferior U EB mín., y realizar este umbral en el equipo
mediante puentes enchufables (véase el capítulo 3.1.3).
En cuanto al consumo de potencia de la resistencia, se tiene:
U TD 2
2
P R = I ⋅ R =  ---------------------- ⋅ R
 R + R IIP
Ejemplo:
IEB (HIGH)
1,8 mA (de SIPROTEC® 7SD610)
UEB mín.
19 V Posición de suministro para tensiones nominales 24/48/60 V (del equipo 7SD610)
UTD
110 V (de la instalación/circuito de disparo)
RIIP
500 Ω (de la instalación/circuito de disparo)
UIIP (LOW)
2 V (de la instalación/circuito de disparo)
110 V – 19 V
R máx =  ---------------------------------- – 500 Ω
 1,8 mA 
Rmáx. = 50,1 kΩ
110 V – 2 V
R mín = 500 Ω ⋅  ------------------------------


2V
Rmín. = 27 kΩ
R máx + R mín
R = -------------------------------- = 38, 6 kΩ
2
Se elige el valor normalizado más próximo de 39 kΩ; en cuanto a la potencia se tiene:
2
110 V
P R =  ---------------------------------------- ⋅ 39 kΩ
 39 kΩ + 0,5 kΩ
PR ≥ 0,3 W
202
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
3.1 Montaje y conexión
3.1.3
Adaptación del hardware
3.1.3.1
Generalidades
Puede resultar necesario efectuar una adaptación posterior del hardware según las
condiciones de la instalación, por ejemplo en cuanto a la tensión de mando para las
introducciones binarias o la terminación de los interfaces aptos para bus. Si se
realizan adaptaciones o se sustituyen módulos de interfaz hay que tener en cuenta en
cualquier caso las indicaciones que figuran en los capítulos 3.1.3.2 a 3.1.3.5.
Tensión auxiliar
Para la tensión auxiliar hay diversas gamas de tensión de entrada (véanse los datos
del pedido en el Anexo A.1). Las versiones para DC 60/110/125 V y DC 110/125/220/
250 V/AC 115/230 V se pueden transformar unas en otras modificando la posición de
los puentes enchufables. La asignación de estos puentes a las gamas de tensión
nominal y su disposición física sobre la tarjeta de circuito se describe más adelante
en el capítulo 3.1.3.3, bajo el subtítulo "Módulo del procesador CPU“. Al suministrar
el equipo, todos los puentes están colocados correctamente de acuerdo con los datos
que figuran en la placa de características y no es necesario modificarlos.
Corrientes
nominales
Los transformadores de entrada del equipo están ajustados para una intensidad de
corriente nominal de 1 A ó 5 A mediante conmutación de la carga. Cuando se
suministra el equipo, los puentes enchufables vienen ajustados de fábrica de acuerdo
con los datos de la placa de características. La correspondencia entre los puentes
enchufables y la corriente de intensidad nominal así como la disposición física de los
puentes se describe más adelanteen el capítulo 3.1.3.3 bajo el subtítulo "Módulo de
entrada/salida I/O-11“.
Nota:
Si de manera excepcional se introduce algún cambio, no olvide comunicar dicho
cambio también al equipo a través del parámetro 206 IN-GER SECUNDARIO en los
datos de la instalación (véase el capítulo 2.1.2) .
Tensión de mando
para las entradas
binarias
En estado de suministro, las entradas binarias están ajustadas de tal manea que se
presupone como magnitud de mando una tensión de igual valor que la tensión de
alimentación. En el caso de que varíen los valores nominales de la tensión de mando
del lado de la instalación puede llegar a ser necesario modificar el umbral de
conmutación de las entradas binarias.
Para modificar el umbral de conmutación de una entrada binaria hay que cambiar la
posición de los puentes. La correspondencia entre los puentes y las entradas binarias
así como su disposición física se describe en el capítulo 3.1.3.3 bajo los subtítulos
"Módulo del procesador CPU“ y „Módulo de entrada/salida I/O-11“.
Nota:
Si se utilizan las entradas binarias para la supervisión del circuito de disparo hay que
tener en cuenta que hay conectadas en serie dos entradas binarias (o una entrada
binaria y una resistencia equivalente). El umbral de conexión ha de estar aquí
claramente por debajo de la mitad de la tensión nominal de mando.
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
203
3 Montaje y puesta en marcha
Sustitución de
interfaces
Los interfaces seriales se pueden sustituir en los bastidores para empotrar. De qué
interfaces se trata y cómo se pueden sustituir se describe más adelante en el capítulo
3.1.3.4 bajo el subtítulo "Sustitución de módulos de interfaz“.
Terminación de
interfaces aptos
para bus
Para transmitir los datos con seguridad es preciso terminar el bus RS485 en el último
equipo respectivo en el bus (conectando resistencias de terminación). Para esto se
han previsto en la tarjeta de circuitos del módulo del procesador CPU y en el módulo
de interfaz RS485 o Profibus, resistencias de terminación que se pueden conectar
mediante puentes enchufables. La disposición física de los puentes en la tarjeta de
circuitos del módulo del procesador CPU se describe en el capítulo 3.1.3.3 bajo el
subtítulo “Módulo del procesador CPU“ y en el módulo de interfaces en el capítulo
3.1.3.4 bajo el subtítulo “Interfaz RS485“.
Piezas de recambio
Pueden ser piezas de recambio la batería tampón, que en caso de fallo de la tensión
de alimentación mantiene los datos registrados en la memoria RAM soportada por la
batería, así como el fusible rápido de la alimentación de corriente interna. Véase su
disposición en la figura 3-6. Los datos del fusible se deducen de la tabla 3-2. Al
efectuar una sustitución es preciso tener en cuenta las instrucciones que figuran en
el manual del sistema SIPROTEC® 4 (Núm. de pedido E50417–H1178–C151) bajo
“Mantenimiento”.
3.1.3.2
Desmontaje del equipo
Cuando se tengan que realizar trabajos en las tarjetas de circuitos, tales como
comprobaciones o cambio de conexión de elementos de conmutación, sustitución de
módulos, sustitución de la batería tampón o del fusible rápido, se deberá proceder de
la forma siguiente:
¡Precaución!
Las modificaciones de elementos de las tarjetas de circuitos que afecten a las
características nominales del equipo tienen como consecuencia el que la designación
de pedido (MLFB) y los valores nominales que figuran en la placa de características
ya no coinciden con el equipo. Si en un caso excepcional fuera necesario efectuar una
modificación, es imprescindible marcarlo de manera clara y llamativa en el equipo.
Para ello se dispone de pegatinas que se pueden utilizar como placa de
características complementaria.
‰
Preparar el puesto de trabajo: Preparar una base adecuada para componentes con
riesgo electrostático (EIE). Además se necesitan las siguientes herramientas:
− un destonillador, con un ancho de hoja de 5 a 6 mm,
− un destornillador para tornillos de estrella tamaño 1,
− una llave de encaje de 5 mm.
‰
204
Desatornillar en la cara posterior los tornillos del conector DSUB en la posición "A".
Este proceso se omite en la variante del equipo para montaje sobre panel de mandos.
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3.1 Montaje y conexión
‰
Si el equipo lleva además del interfaz en la posición "A" otros interfaces en las
posiciones "B" y/o "C", entonces hay que soltar respectivamente los tornillos situados
en diagonal.
Este proceso se omite en la variante del equipo para montaje sobre panel de mandos.
‰
Quitar las tapas de cubierta en la tapa frontal del equipo y soltar los tornillos que
entonces quedan accesibles.
‰
Retirar la tapa frontal y abatirla cuidadosamente hacia un lado.
¡Precaución!
Es preciso evitar a toda costa descargas electrostáticas a través de las conexiones
de los componentes, pistas de circuito y clavijas de enchufe, tocando previamente
piezas metálicas puestas a tierra. ¡Las conexiones de interfaz no se deben enchufar
o desenchufar bajo tensión!
La disposición de los módulos se deduce de la figura 3-5.
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‰
Retirar el conector de enchufe del cable de banda plana entre el conjunto del
procesador CPU (n) y la tapa frontal, en esta última. Para ello separar los bloqueos
en la parte superior e inferior en el conector de enchufe de manera que se expulse el
conector de enchufe del cable de banda plana.
‰
Retirar el conector de enchufe del cable de banda plana entre el conjunto del
procesador CPU (n) y el móduloo de entrada/salida A-I/O-11 (o).
‰
Extraer los módulos y colocarlos sobre la base adecuada para módulos con riesgo
electrostático (EIE).
En la variante del equipo para montaje sobre panel de mandos hay que tener en
cuenta que al sacar el módulo del procesador CPU es necesario aplicar una cierta
fuerza debido a los conectores de enchufe existentes.
‰
Comprobar los puentes según las figuras 3-6 a 3-10 y las explicaciones siguientes y
eventualmente modificarlos o quitarlos.
205
3 Montaje y puesta en marcha
1
2
Módulo del procesador CPU
Módulo de entrada/salida I/O–11
Puesto 5 Puesto 19
1
EB1 a
EB5
2
EB6 y
EB7
Entradas binarias
Figura 3-5 Vista frontal después de retirar la tapa frontal (simplificada y reducida)
206
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3.1 Montaje y conexión
3.1.3.3
Elementos de conmutación en las tarjetas de circuitos
Módulo del
procesador CPU
La disposición de la tarjeta de circuitos para el módulo del procesador CPU está
representada en la figura 3-6.
La tensión nominal ajustada de la alimentación de corriente integrada se controla
según la tabla 3-2, la posición de reposo del contacto activo según la tabla 3-3, las
tensiones de control seleccionadas de las entradas binarias EB1 a EB5 según la tabla
3-4 y el interfaz integrado RS232/RS485 según las tablas 3-5 a 3-7.
2
1
X51
F1
Interfaz de
maniobra
frontal
Cables para amarre
321 321
X104
X106
3 2 1 X103
X105
321
Interfaz
frontal
(Puerto C)
X109
123
X90
1
2
3
X111
X110
X108
X107
1
2
3
X25
4
3
2
1
4
3
X24
2
1
4
3
2
1
X23
1
2
3 4
X52
X22
4
3
2
1
4
3
2
1
X21
X55
1
2
3
1
2
3
X53
2 1
X40
3
Antes del control del interfaz integrado RS232/RS485 se deberán retirar en su caso
los módulos de interfaz que pudieran encontrarse por encima.
Sincroniz.
de tiempo
(Puerto A)
–
+
G1
Batería
Figura 3-6 Módulo procesador CPU con la representación de los puentes necesarios para comprobar los ajustes
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207
3 Montaje y puesta en marcha
Tabla 3-2
Posición de los puentes de la tensión nominal de la alimentación de corriente
integrada, en el conjunto procesador CPU
Puente
Tensión nominal
DC 24 a 48 V
DC 60 a 125 V
DC 110 a 250 V, AC 115 V
X51
sin ocupar
1–2
2–3
X52
sin ocupar
1–2 y 3–4
2–3
X53
sin ocupar
1–2
2–3
X55
sin ocupar
sin ocupar
1–2
Fusible
Tabla 3-3
no se pueden
cambiar
se pueden intercambiar
T4H250V
T2H250V
Posición de los puentes de la posición de reposo del contacto activo en el
módulo del procesador CPU
Puente
Posición de reposo abierta
Posición de reposo cerrada
Posición de
suministro
X40
1–2
2–3
2–3
Tabla 3-4
Posición de los puentes de las tensiones de control de las entradas binarias
EB1 a EB5 en el módulo del procesador CPU
Introducción
binaria
Puente
Umbral 17 V 1)
Umbral 73 V 2)
Umbral 154 V 3)
EB1
X21
1–2
2–3
3–4
EB2
X22
1–2
2–3
3–4
EB3
X23
1–2
2–3
3–4
EB4
X24
1–2
2–3
3–4
EB5
X25
1–2
2–3
3–4
1)
Posición de suministro para equipos con tensiones nominales de alimentación DC 24 a 125 V
Posición de suministro para equipos con tensiones nominales de alimentación DC 110 a 250 V, AC 115
a 230 V
3) Posición de suministro para equipos con tensiones nominales de alimentación DC 220 a 250 V y AC
115 V
2)
Existe la posibilidad de transformar el interfaz R485 en un interfaz RS232 cambiando
la posición de los puentes.
¡Los puentes X105 hasta X110 deben ser insertados homogéneamente en el mismo
sentido!
208
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3.1 Montaje y conexión
Tabla 3-5
Posición de los puentes del interfaz de servicio RS232/RS485 integrado en el
módulo del procesador CPU
Puente
RS232
RS485
X103 y X104
1–2
1–2
X105 a X110
1–2
2–3
En posición de suministro los puentes vienen colocados según la configuración
pedida.
En el interfaz RS232, mediante el puente X111 se activa el control de flujo, que es
importante para la comunicación con el módem.
Posición del puente 2-3: La conexión por módem se efectúa en la instalación, por lo
general, mediante el acoplador en estrella o convertidor de fibra óptica, con lo cual no
están disponibles las señales de control del módem según RS232 Norma DIN 66020.
La señales del módem no son necesarias porque la conexión a los equipos
SIPROTEC® 4 funciona siempre en el modo semidúplex. Debe utilizarse el cable de
conexión con la designacion de pedido 7XV5100-4.
Posición del puente 1–2: Con este ajuste se facilitan las señales de módem, es decir
para la conexión directa RS232 entre el equipo SIPROTEC® 4 y el módem se puede
seleccionar también opcionalmente este ajuste. Para ello se recomienda utilizar
cables de conexión de módem comerciales RS232 (convertidor de 9 polos a 25
polos).
Nota: Con la conexión directa de DIGSI® al interfaz RS232 el puente X111 debe estar
enchufado en la posición 2–3.
Tabla 3-6
Posición de los puentes del CTS (control de flujo) en el módulo del procesador
CPU
Puente
/CTS del interfaz RS232
/CTS activado por /RTS
X111
1–2
2–3 *)
*)Configuración de suministro
Los últimos equipos respectivos en un bus RS485 deben estar terminados a través
de los puentes X103 y X104, si no están conectados a través de resistencias
externas.
Tabla 3-7
Posición de los puentes de las resistencias de cierre del interfaz RS485 en el
módulo del procesador CPU
Puente
Resistencia de cierre
conectada
Resistencia de cierre
desconectada
Configuración de
suministro
X103
2–3
1–2
1–2
X104
2–3
1–2
1–2
Para el suministro se deberán desconectar las resistencias de cierre (posición del
puente 1–2).
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209
3 Montaje y puesta en marcha
La realización de las resistencias de cierre también puede efectuarse exteriormente
(p. ej. en el módulo de conexión, véase la figura 3-12). En este caso las resistencias
de cierre que se encuentran en la tarjeta de circuitos del módulo del procesador CPU
deben estar desconectadas (X103 y X104 en posición 1–2).
El Puente X90 no tiene función. La posición de suministro es 1–2.
210
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3.1 Montaje y conexión
Módulo de entrada/
salida I/O-11
La disposición de la tarjeta de circuito para el módulo de entrada/salida A-I/O 11 está
representado en la figura 3-7. Las tensiones de control seleccionadas de las entradas
binarias EB6 y EB7 se controlan según la tabla 3-8.
LMH
1
X21
1
LMH
X22
X60
1
1A
2
5A
3
1 2 3
X61
T9
1A 5A
T10
1 2 3
1A 5A
(AD1)
X62
3
3
L
2
2
H
1
1
X73 X72 X71
(AD2)
(AD0)
X63
T11
X65
X64
1 2 3
1A 5A
T8
IEE IE
1 2 3
1A 5A
Figura 3-7 Módulo de entrada/salida C-I/O-11 con indicación de los puentes necesarios para
el control de los ajustes
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211
3 Montaje y puesta en marcha
Tabla 3-8
Posición de los puentes de las tensiones de control de las entradas binarias
EB6 y EB7 en el módulo de entrada/salida I/O-11
Entradas binarias
Puente
Umbral 17 V 1)
Umbral 73 V 2)
Umbral 154 V 3)
EB6
X21
L
M
H
EB7
X22
L
M
H
1)
Posición de suministro para equipos con tensión nominal de alimentación DC 24 a 125 V
Posición de suministro para equipos con tensión nominal de alimentación DC 110 a 250 V y AC 115 V
3
) Posición de suministro para equipos con tensiones nominales de alimentación DC 220 a 250 V y AC
115 V
2)
Las intensidades nominales ajustadas de los transformadores de entrada de corriente
se controlan en el módulo de entrada/salida I/O-11. Todos los puentes deben estar
ajustados uniformemente para una intensidad nominal, es decir, un puente (X61 a
X64) para cada transformador de entrada y adicionalmente el puente común X60.
El puente X65 está enchufado en la posición “IE“ .
Los puentes X71, X72 y X73 en el módulo de entrada/salida I/O-11 sirven para el
ajuste de las direcciones de bus y no deben ser modificados. La tabla 3-9 muestra
las posiciones de los puentes en la configuración de suministro.
.
Tabla 3-9
212
Posición de los puentes de las direcciones de los módulos del módulo de
entrada/salida
I/O-11
Puente
Configuración
de suministro
X71
1–2 (H)
X72
1–2 (H)
X73
2–3 (L)
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3.1 Montaje y conexión
3.1.3.4
Módulos de intefaz
Nota:
En los equipos en bastidor para montaje superpuesto con conexión de fibra óptica, el
módulo de fibra óptica está alojado en un bastidor de mando. En el módulo CPU se
encuentra, por el contrario, un módulo de interfaz RS232 que se comunica
eléctricamente con el módulo de fibra óptica que se encuentra en el bastidor de
mando.
Sustitución de
módulos de interfaz
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Los módulos de interfaz se pueden intecambiar en el bastidor para empotrar. Se
encuentran en el módulo del procesador CPU (n en la figura 3-5). La figura 3-8
muestra una vista de la tarjeta de circuitos con la disposición de los módulos. Los
números de pedido de los módulos intercambiables figuran en el Anexo en el capítulo
A.1.1 Accesorios.
213
3 Montaje y puesta en marcha
Puesto de instalación
(Cara posterior
del equipo)
Interfaz de
activación 1
D
Interfaz de sistema
sistema
B
Figura 3-8 Conjunto del procesador CPU con módulos de interfaz
Es preciso tener en cuenta:
• La sustitución de un módulo de interfaz solamente puede efectuarse en equipos en
bastidor de empotrar. Los equipos en bastidor para montaje superpuesto
solamente se pueden transformar en fábrica.
• Solamente se pueden utilizar módulos de interfaz con los que el equipo también se
pueda pedir de fábrica de acuerdo con el código de pedido (véase también el anexo
Anexo A.1).
• La terminación de los interfaces aptos para bus según el subtítulo "Interfaz RS485“
(página 215) debe asegurarse eventualmente.
214
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3.1 Montaje y conexión
Tabla 3-10
Módulos de sustitución para interfaces en bastidor de empotrar
Interfaz
Puesto de instalación
Modulo de sustitución
RS232
RS485
LWL 820 nm
Interfaz de sistema
B
Profibus DP, RS485
Profibus DP; LWL 820 nm
DNP 3.0; RS485
DNP 3.0, LWL 820 nm
RS232
Interfaz de servicio
C
RS485
LWL 820 nm
Interfaz de activación 1
Interfaz RS232
D
FO5 a FO8
El interfaz RS232 se puede reconfigurar según la figura 3-10 en un interfaz RS485.
La figura 3-8 muestra la vista de la tarjeta de circuitos del módulo del procesador CPU
con la disposición de los módulos. La figura 3-9 muestra el emplazamiento de los
puentes enchufables del interfaz RS232 en el módulo de interfaz.
En este caso no se necesitan resistencias de terminación. Están siempre
desconectadas.
Tenga en cuenta que en equipos en bastidor para montaje superpuesto con conexión
a cable de fibra óptica en el módulo CPU se encuentra un módulo de interfaz RS232
(véase la Nota más arriba). En este tipo de utilización, los puentes enchufables X12
y X13 están insertados en el módulo RS232 en la posición 2-3, en contra de lo
indicado en la figura 3-9.
8X
1
2
3
X12
1 2 3
1 2 3
X11
1 2 3
1
2
3
X3
X6
X7
X4
X5
Representación
de los puentes en
la configuración de
suministro
X10
1
2
3
X13
1 2 3
C53207A324-B180
Figura 3-9 Emplazamiento de los puentes enchufables para la configuración del interfaz
RS232
Interfaz RS485
7SD610 Manual
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El interfaz RS485 se puede reconfigurar según la figura 3-9 en un interfaz RS232.
215
3 Montaje y puesta en marcha
En los interfaces aptos para bus es necesaria en el último equipo respectivo del bus
una terminación, es decir que hay que conectar resistencias de terminación.
Las resistencias de terminación se encuentran en el correspondiente módulo de
interfaz que está situado en el conjunto del procesador CPU. La figura 3-8 muestra la
vista de la tarjeta de circuitos del módulo del procesador CPU con la disposición de
los módulos.
El módulo para el interfaz RS485 está representado en la figura 3-10, y para el
interfaz Profibus y el interfaz DNP en la figura 3-11. Los dos puentes de un módulo
tienen que estar enchufados siempre en el mismo sentido.
En el estado de suministro, los puentes están enchufados por lo general de tal manera
que están desconectadas las resistencias de cierre.
8X
desconectada
X3
2–3
1–2 *)
X4
2–3
1–2 *)
X12
1 2 3
1 2 3
X10
1
2
3
X13
conectada
1 2 3
1
2
3
1 2 3
X11
Resistencia de cierre
Puente
1
2
3
X3
X6
X7
X4
X5
*)Configuración de suministro
C53207A324-B180
Figura 3-10 Posición de los puentes enchufables para la configuración del interfaz RS485
incluidas las resistencias de terminación
La realización de las resistencias de cierre también puede efectuarse exteriormente
(p. ej. en el módulo de conexión) como se representa en la figura 3-12). En este caso
deberán estar desconectadas las resistencias de terminación que se encuentran en
el módulo de interfaz RS485.
C53207-A322Resistencias de terminación
Puente
conectada
desconectada
X3
1–2
2–3 *)
X4
1–2
2–3 *)
B100
B101
2 3 4
X4
X3
3 2 1
3 2 1
*)Configuración de suministro
Figura 3-11 Posición de los puentes enchufables para la configuración de las resistencias de cierre de los interfaces
Profibus DP y DNP3.0
216
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3.1 Montaje y conexión
+5 V
390 Ω
A/A´
220 Ω
B/B´
390 Ω
Figura 3-12 Terminación exterior del interfaz RS485
3.1.3.5
Montaje del equipo
El montaje del equipo se realiza siguiendo los pasos siguientes:
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‰
Introducir cuidadosamente los módulos en el bastidor. Los puntos de instalación de
los módulos se deducen de la figura 3-5.
En la variante del equipo para montajes sobre el panel de mandos se recomienda que
al enchufar el conjunto del procesador CPU se haga presión sobre las escuadras
metálicas de los módulos para facilitar la introducción en los conectores de enchufe.
‰
Conectar los enchufes del cable plano primero en el módulo de entrada/salida I/O-11
y luego en el módulo del procesador CPU. ¡Proceder con precaución para no doblar
ninguna espiga de conexión! ¡No aplicar la fuerza!
‰
Enchufar el conector de enchufe del cable de banda plana entre el módulo del
procesador CPU y la tapa frontal, sobre el conector de enchufe de la tapa frontal.
‰
‰
‰
‰
Comprimir los bloqueos de los conectores de enchufe.
Colocar la tapa frontal y volver a fijarla en el bastidor con los tornillos.
Volver a colocar las tapas de cubierta.
Volver a atornillar firmemente los interfaces de la cara posterior del equipo.
Este proceso se omite en la variante del equipo para montaje sobre panel de mandos.
217
3 Montaje y puesta en marcha
3.2
Control de las conexiones
3.2.1
Control de la conexión de datos de los interfaces seriales
RS485/LWL
RS232 RS485
Las tablas de los capítulos siguientes muestran las ocupaciones de los pines de los
diferentes interfaces seriales del equipo y las del interfaz de sincronización de tiempo.
El emplazamiento de las conexiones se deduce de la figura 3-13.
5
9
P-Slave
AME
6
1
Interfaz de maniobra
en la cara frontal del equipo
1
6
1
6
9
5
9
5
Interfaz serial
en la cara posterior del equipo
Interfaz de sincronización
de tiempo en la
cara posterior del equipo
(Bastidor para empotrar)
Figura 3-13 Conectores hembra DSUB 9 polos
Interfaz de
maniobra
Al utilizar el cable de interfaz recomendado (para la designación de pedido véase el
Anexo A.1.1) queda asegurada automáticamente la conexión física correcta entre el
equipo SIPROTEC® 4 y el PC o Laptop.
Interfazdel sistema
En las versiones con interfaz serial con una central de control es preciso comprobar
la conexión de datos. Es importante comprobar visualmente la correspondencia entre
los canales de transmisión y de recepción. En el interfaz RS232 y en el conductor de
fibra óptica, cada conexión está destinada para un determinado sentido de
transmisión. Por eso es necesario que la salida de datos de uno de los equipos esté
conectada a la entrada de datos del otro equipo, y viceversa.
En los cables de datos, las conexiones están designadas de acuerdo con las normas
DIN 66020 e ISO 2110:
− TxD
Salida de datos
− RxD
Entrada de datos
− RTS
Solicitud de envío
− CTS
Autorización de envío
− GND
Tierra de la señal/de trabajo
El blindaje de la línea se pone a tierra en ambos extremos del cable. En un entorno
con una carga CEM, se puede acompañar la GND en una pareja de hilos
independiente con blindaje individual, para mejorar la resistencia a las interferencias.
218
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3.2 Control de las conexiones
Tabla 3-11
Distribución del conector DSUB en los diferentes interfaces
Nº de
Pin
1
SS de
maniobra
RS232
RS485
Profibus DP esclavo, RS485
DNP3.0, RS485
2
RxD
RxD
—
—
3
TxD
TxD
A/A’ (RxD/TxD-N)
B/B’ (RxD/TxD-P)
A
4
—
—
—
CNTR-A (TTL)
RTS (Nivel TTL)
5
GND
GND
C/C' (GND)
C/C' (GND)
GND1
6
—
—
—
+5 V (puede cargarse con
< 100 mA)
VCC1
7
RTS
RTS
—*)
—
—
8
CTS
CTS
B/B’ (RxD/TxD-P)
A/A’ (RxD/TxD-N)
B
9
—
—
—
—
—
Blindaje (unido eléctricamente al cuello del blindaje)
—
*) El pin 7 lleva también cuando actúa como interfaz RS485 la señal RTS con nivel RS232. Por ese motivo, ¡el pin 7 no se debe
conectar!
Terminación
El interfaz RS485 es apto para bus para régimen semidúplex con las señales A/A' y
B/B', y con el potencial de referencia común C/C' (GND). Es preciso comprobar que
las resistencias de terminación solamente están conectadas en el último equipo del
bus, pero no lo están en todos los demás equipos del bus. Los puentes para las
resistencias de terminación se encuentran en el módulo del procesador (véase la
figura 3-6 y la tabla 3-5) y/o en el módulo de interfaces para RS485 (véase la figura
3-10) o para Profibus RS485 o DNP3.0 RS485 (véase la figura 3-11).
La resistencia de terminación también pueden estar situadas en el exterior (figura 312); En este caso se deberán desconectar las resistencias de cierre que se
encuentran dentro del módulo.
Si se amplía el bus es preciso comprobar de nuevo que las resistencias de
terminación solamente están conectadas en el último equipo del bus, pero no lo están
en todos los demás equipos del bus.
Interfaz de
sincronización de
tiempo
Se pueden procesar opcionalmente señales de sincronización de tiempo de 5-V,
12-V ó 24-V, si se llevan a las entradas indicadas en la tabla 3-12.
Tabla 3-12
Conexión del conector DSUB del interfaz de sincronización de tiempo
Nº de
Pin
1
Designación
Sigificado de la señal
P24_TSIG
Entrada 24 V
2
P5_TSIG
Entrada 5 V
3
M_TSIG
Conductor de retorno
4
M_TSYNC*)
Conductor de retorno*)
5
SCHIRM
Potencial del blindaje
6
–
–
*) sólo para señal PPS- (GPS)
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219
3 Montaje y puesta en marcha
Tabla 3-12
Conexión del conector DSUB del interfaz de sincronización de tiempo
Nº de
Pin
7
Designación
Sigificado de la señal
P12_TSIG
Entrada 12 V
8
P_TSYNC*)
Entrada 24 V*)
9
SCHIRM
Potencial del blindaje
*) sólo para señal PPS- (GPS)
Conductor de fibra
óptica
Para la comunicación de datos de protección véase el capítulo 3.2.2.
Para el interfaz del sistema, la transmisión por medio de conductores de fibra óptica
es especialmente insensible frente a las interferencias electromagnéticas, y garantiza
por sí sola una separación galvánica de la conexión. Las conexiones de transmisión
y recepción están identificadas mediante los símbolos
para la salida de
transmisión y
para la entrada de recepción.
La posición de reposo de la señal para la conexión mediante conductor de fibra óptica
está preajustada con "luz apagada". Si se desea modificar la posición de reposo de
la señal, para el interfaz del sistema, esto se efectúa mediante el programa de
maniobra DIGSI®, tal como se describe en el manual del sistema SIPROTEC® (Nº de
pedido E50417–H1178–C151).
¡Advertencia!
¡Radiación láser! ¡No mirar directamente a los elementos del conductor de fibra
óptica!
3.2.2
Control de la comunicación de la Protección diferencial
La comunicación de la protección diferencial normalmente se conduce o bien a través
de un conductor de fibra óptica, directamente de equipo a equipo, o a través de un
convertidor de comunicación y una red de comunicación general o un medio de
comunicación dedicado.
Conductor de fibra
óptica directo
220
El control visual de la conexion del conductor de fibra óptica tiene lugar al igual que
en los demás interfaces con conexión mediante conector de fibra óptica. Cada
conexión está destinada a una dirección de transmisión. Por eso es necesario que la
salida de datos de uno de los equipos esté conectada a la entrada de datos del otro
equipo, y viceversa. Las conexiones de transmisión y recepción están identificadas
mediante los símbolos
para la salida de transmisión y
para la
entrada de recepción. Es importante comprobar visualmente la correspondencia
entre los canales de transmisión y de recepción. Para distancias cortas, si se utilizan
los módulos FO5 y el tipo de fibra recomendado, se recomienda la clase de láser 1.
En otros casos pueden aparecer potencias de láser más elevadas.
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C53000–G1178–C145–1
3.2 Control de las conexiones
¡Advertencia!
¡Radiación láser! No mirar directamente hacia los rayos, ni siquiera con equipos
ópticos.
Clase láser 3A de acuerdo con EN 60825–1.
Convertidor de
comunicación
Las conexiones entre los equipos y los correspondientes convertidores de
comunicación se realizan normalmente mediante conductores de fibra óptica. Estas
se comprueban igual que las conexiones directas de conductores de fibra óptica.
Asegúrese en la dirección 1502 INT1 CONEXIÓN (véase también el capítulo 2.4.2),
de que está parametrizada la clase de conexión correcta.
Otras conexiones
3.2.3
Para las demás conexiones es suficiente con realizar un control visual. Durante la
puesta en servicio se realizan los controles eléctricos y funcionales (capítulo 3.3.5) .
Comprobación de las conexiones de la instalación
¡Advertencia!
Las fases de control siguientes se realizan en parte en presencia de tensiones
peligrosas. Por ese motivo solamente deberán ser realizadas por personas
debidamente cualificadas que estén familiarizadas con las disposiciones de
seguridad y medidas de precaución, y las cumplan.
¡Precaución!
No está permitido que el equipo funcione conectado a un dispositivo cargador de
baterías, sin tener conectada la batería, lo que puede dar lugar a tensiones
inadmisiblemente altas y por lo tanto a la destrucción del equipo. Para los valores
límites véase también el capítulo 4.1.2, bajo Características técnicas.
Antes de aplicar tensión por primera vez al equipo se deberá haber dejado por lo
menos durante dos horas aclimatándose en el local de trabajo, para conseguir un
equilibrio de temperaturas y evitar la humedad y la formación de rocío. Las pruebas
de conexión se efectúan en el equipo completamente montado, estando la instalación
desconectada y puesta a tierra.
En el capítulo A.3 en el Anexo se incluyen ejemplos de conexión para conexiones de
transformadores de intensidad. Vea también los planos de la instalación.
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
‰
Los interruptores de protección de la alimentación de tensión auxiliar y de la tensión
de medida deben estar desconectados.
‰
Medición de todas las acometidas a los transformadores de intensidad y de corriente
de acuerdo con los planos de instalación y de conexiones:
‰
¿Es correcta la puesta a tierra de los transformadores de intensidad?
‰
¿Es idéntica la polaridad de los transformadores de intensidad?
221
3 Montaje y puesta en marcha
222
‰
¿Es correcta la asignación de fases de los transformadores de intensidad?
‰
¿Están puestos a tierra correctamente los transformadores de tensión (si se usan)?
‰
¿Es idéntica y correcta la polaridad de las conexiones de los transformadores de
tensión (si se usan)?
‰
¿Es correcta la asignación de fases de los transformadores de tensión (si se usa)?
‰
¿Es correcta la polaridad para la entrada de corriente I 4 (si se utiliza)?
‰
¿Es correcta la polaridad de voltaje de la entrada U4 (si se usa, p. ej. con una
conexión en triangulo abierto)?
‰
Cuando se utilicen conmutadores de prueba para la comprobación del secundario del
equipo hay que comprobar también sus funciones, en particular, que en la posición
"Test" los circuitos secundarios del transformador de intensidad queden en
cortocircuito automáticamente.
‰
Hay que comprobar los cortocircuitadores de los conectores de enchufe de conexión
para los circuitos de corriente. Esto puede hacerse con un dispositivo de prueba
secundario o un dispositivo de prueba de continuidad. Asegúrese de que no se ha
producido ningún cambio erróneo de la continuidad en bornas en retorno a través de
los transformadores de intensidad o de las conexiones en cortocircuito.
‰
Desatornillar la tapa frontal (véase también la figura 3-5).
‰
Soltar el cable de banda plana en el módulo de entrada/salida I/O-11 (véase la
figura 3-5) y sacar el módulo hasta que deje de haber contacto alguno con el zócalo
de enchufe en el equipo.
‰
Comprobar la continuidad en el lado de conexión, haciéndolo con cada pareja de
conexiones de corriente.
‰
Volver a introducir firmemente el módulo; encajar cuidadosamente a presión el
cable de banda plana. ¡Proceder con precaución para no doblar ninguna espiga de
conexión! ¡No aplicar la fuerza!
‰
Volver a comprobar la continuidad en el lado de conexión, concretamente con cada
pareja de conexionesde corriente.
‰
Volver a colocar la tapa frontal y atornillarla.
‰
Intercalar un amperímetro en el cable de alimentación de tensión auxiliar; rango
aprox. 2,5 A a 5 A.
‰
Conectar el automático para la tensión auxiliar (protección de la alimentación),
comprobar el valor de la tensión y eventualmente la polaridad en las bornas del
equipo o en los módulos de conexión.
‰
El consumo de corriente debe corresponder al consumo de potencia en reposo del
equipo. Una breve desviación de la aguja no tiene importancia, e indica el impulso de
corriente de carga de los condensadores acumuladores.
‰
‰
‰
‰
‰
‰
Desconectar el automático para la tensión auxiliar de alimentación.
Quitar el amperímetro; volver a restablecer la conexión normal de tensión auxiliar.
Conectar el interruptor auxiliar de la tensión de alimentación.
Conectar el interruptor de protección de los transformadores de tensión (si se usa).
Controle el sentido del campo giratorio en las bornas del equipo.
Desconecte los automáticos para la tensión de los transformadores (si se usa) y la
tensión auxiliar de la alimentación.
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3.2 Control de las conexiones
7SD610 Manual
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‰
‰
‰
‰
‰
‰
Comprobar los conductores de disparo que van a los interruptores de potencia.
‰
Si el convertidor de comunicación está conectado a la red de comunicación, el relé de
disponibilidad indica (GOK = “equipo Ok“). Esto señala también que se reconoce el
impulso de la red de comunicación. Las restantes comprobaciones tienen lugar
después de acuerdo con el capítulo 3.3.5.
‰
Necesariamente deberá tener en cuenta también la documentación que se adjunta
con los convertidores de comunicación.
Comprobar los conductores de conexión que van a los interruptores de potencia.
Comprobar los conductores de mando desde y hacia otros equipos.
Comprobar los conductores de mensajes.
Volver a conectar los automáticos.
Si se utilizan convertidores de comunicación: Compruebe la alimentación de tensión
auxiliar para los convertidores de comunicación.
223
3 Montaje y puesta en marcha
3.3
Puesta en marcha
¡Advertencia!
Durante el funcionamiento de los equipos eléctricos determinadas partes de dichos
equipos están sometidas forzosamente a tensiones peligrosas. Por lo tanto podrían
producirse graves lesiones corporales o daños corporales si no se procede
profesionalmente.
En este equipo sólo debería trabajar personal cualificado. Éste debe estar bien
familiarizado con las correspondientes normas de seguridad y medidas de precaución
y con las instrucciones y advertencias de este manual.
Ante todo hay que tener en cuenta:
• Antes de conectar cualquier conexión es preciso poner a tierra el equipo en la
conexión del conductor de protección.
• Todas las partes del circuito que estén unidas a las magnitudes de medida o de
comprobación y a la alimentación de tensión pueden tener tensiones peligrosas.
• Incluso después de separar la tensión de alimentación puede seguir habiendo
tensiones peligrosas en el equipo (acumulador condensador).
• Después de desconectar la tensión auxiliar se debería esperar por lo menos
durante 10 segundos hasta volver a conectar la tensión auxiliar, para obtener unas
condiciones iniciales definidas.
• Los valores límites indicados en las características técnicas no se deben rebasar,
tampoco durante las pruebas y puesta en marcha.
Al efectuar comprobaciones con un dispositivo de prueba del secundario hay que
tener en cuenta que no esté conectada ninguna otra magnitud de medida y que estén
interrumpidas las órdenes de disparo y eventualmente conexión que van a los
interruptores de potencia, salvo que se indique otra cosa.
¡PELIGRO!
¡Las conexiones del secundario de los transformadores de intensidad deben
estar puestas en cortocircuito en éstos antes de interrumpir las acometidas de
corriente al equipo!
Si hay un interruptor de prueba que ponga automáticamente en cortocircuito los
secundarios del transformador de intensidad, basta con poner éste en la posición de
"Prueba", siempre y cuando se haya comprobado previamente el cortocircuitador.
Para la puesta en marcha hay que realizar también operaciones de conmutación. En
las pruebas descritas se presupone que éstas se pueden realizar sin peligro. Por lo
tanto no están pensadas para controles de trabajo.
224
7SD610 Manual
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3.3 Puesta en marcha
¡Advertencia!
Los ensayos del primario solamente podrán ser realizados por personas cualificadas
que estén familiarizadas con la puesta en marcha de sistemas de protección, con el
funcionamiento de la instalación y con las reglas y normas de seguridad
(conmutación, puesta a tierra, etc.).
3.3.1
Régimen de prueba y conexión y desconexión del bloqueo de transmisión
Si el equipo está conectado a un dispositivo central de mando o de registro, se puede
influir en alguno de los protocolos ofrecidos en las informaciones que se vayan a
transmitir al centro de mando (véase el capítulo A.5 en el Anexo).
Si está conectado el régimen de prueba, los mensajes enviados por un equipo
SIPROTEC®4 a la central se marcan con un bit de prueba adicional, que permite
identificar que no se trata de mensajes de auténticas averías. Además, activando el
bloqueo de transmisión se puede determinar que durante un régimen de prueba no
se transmita ningún mensaje a través del interfaz del sistema.
La forma cómo se puede activar y desactivar el régimen de prueba y el bloqueo de
transmisión se describe en el manual del sistema (Nº de pedido E50417–H1178–
C151). Es preciso tener en cuenta que en el tratamiento del equipo mediante DIGSI®,
es condición necesaria que esté en régimen de trabajo Online, para poder utilizar
estas funciones de prueba.
3.3.2
Verificación del interfaz de sincronización de tiempo
Si el equipo está conectado a un indicador externo de señal de tiempo (antena o
generador) se deberán respetar los datos técnicos indicados (véase el capítulo 4.1.4
bajo el subtítulo “Interfaz de sincronización de tiempo”). Se reconoce si el
funcionamiento es correcto (IRIG B, DCF77) porque al cabo de como máximo 3
minutos, después de encendido el equipo, el estado de la hora del reloj aparece
indicado como “sincronizado“, acompañado del mensaje de funcionamiento
“Perturbación Hora SALIENTE”. La tabla 3-13 muestra los mensajes de
visualización en condiciones regulares. Para más detalles véase el Manual del
sistema SIPROTEC® Núm. de pedido E50417–H1178–C151.
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
225
3 Montaje y puesta en marcha
Tabla 3-13
Estado hora del reloj
Nr.
Texto estado
1
-- -- -- --
2
-- -- -- SZ
3
-- -- ST --
4
-- -- ST SZ
5
-- UG ST --
6
-- UG -- -Leyenda:
UG
ST
SZ
Estado
sincronizado
no sincronizado
Hora no válida
Perturbación de la
hora
Hora de verano
Si mediante la conexión de un receptor GPS se recibe una señal GPS perfecta, 3
segundos después de encender el equipo aparecerá el mensaje “Caída GPS
SALIENTE” .
3.3.3
Probar el interfaz del sistema
Observaciones
previas
En la medida en que el equipo disponga de un interfaz del sistema y éste se utilice
para la comunicación con una central de mando se puede probar por medio de la
maniobra del equipo DIGSI® si el mensaje se transmite correctamente. Ahora bien,
en modo alguno debe hacerse uso de esta posibilidad de prueba durante el
funcionamiento "rígido".
¡PELIGRO!
El envío o recepción de mensajes a través del interfaz del sistema mediante una
función de prueba constituye un auténtico intercambio de información entre el
equipo SIPROTEC® 4 y el centro de mando. ¡Esto podría dar lugar a que se
conmutaran medios de trabajo que estén conectados tales como por ejemplo
interruptores de potencia o seccionadores!
Nota:
Una vez que termine el régimen de prueba se realizará con el equipo un primer
arranque. Con ello se borran todas las memorias intermedias de mensaje.
Eventualmente, las memorias intermedias deben leerse y asegurarse
medianteDIGSI®.
La prueba del interfaz se realiza mediante DIGSI® en régimen en línea:
226
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3.3 Puesta en marcha
Disposición del
cuadro de diálogo
‰
Abrir el fichero Online mediante un doble clic; aparecen las funciones de
maniobra para el equipo.
‰
Hacer clic en Test; en la parte derecha de la imagen aparece la selección de
funciones.
‰
Hacer un doble clic en la vista del listado en Generar mensajes. Se abre el
cuadro de diálogo Generar mensajes (veáse la figura 3-14).
En la columna Aviso aparecen los textos de pantalla de todos los mensajes que se
configuraron en la matriz en el interfaz del sistema. En la columna Estado TEÓRICO
se establece un valor fijo para los mensajes que se trata de probar. Según el tipo de
mensaje se ofrecen para ésto diferentes campos de introducción (p. ej. Mensaje
entrante/ saliente). Haciendo clic en uno de los campos se puede elegir el valor
deseado en la lista que se abre.
Figura 3-14 Cuadro de diálogo: Generar mensajes — Ejemplo
Modificar el
régimen de
funcionamiento
Al pulsar por primera vez una de las teclas en la columna acción, se le pide la clave
de acceso Nº 6 (para menús de prueba de hardware). Una vez introducida
correctamente la clave de acceso se pueden ir descargando individualmente los
mensajes. Para ello haga clic sobre el botón de mando Enviar, dentro de la línea
correspondiente. Se descarga el mensaje correspondiente y ahora se puede leer
tanto en los mensajes de trabajo del equipo SIPROTEC® 4 como en la central de
mando de la instalación.
La autorización para otras pruebas persiste hasta que se cierre el cuadro de diálogo.
Prueba en el
sentido del
mensaje
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Para todas aquellas informaciones que se vayan a transmitir a la central de mando se
probarán las posibilidades ofrecidas en la lista abatible en Estado TEÓRICO:
‰
Asegúrese de que las operaciones de conmutación eventualmente provocadas por
las pruebas se puedan realizar sin peligro (véase más arriba en PELIGRO!).
227
3 Montaje y puesta en marcha
‰
En la función que se trata de probar, haga clic en enviar, y compruebe que la
información correspondiente llega a la central, y que eventualmente da lugar al
efecto deseado. Las informaciones que normalmente se acoplan a través de
entradas binarias (primer carácter ">”) también se comunican en este
procedimiento a la central. La función de las entradas binarias propiamente dichas
se prueba por separado.
Terminación del
del proceso
Para terminar la prueba del interfaz del sistema, haga clic en Cerrar. Se cierra el
cuadro de diálogo, y durante el primer arranque que tiene lugar a continuación, el
equipo está durante un breve tiempo fuera de servicio.
Prueba en sentido
de la orden
Las informaciones en el sentido de la orden empiezan con una “>“ señal. Estas deben
ser enviadas desde la central. Verificar si la reacción del equipo es correcta.
3.3.4
Verificar el estado de conmutación de las entradas/salidas binarias
Observaciones
previas
Mediante DIGSI® se pueden controlar individualmente y de forma selectiva las
entradas binarias, relés de salida y diodos luminosos del equipo SIPROTEC®4. Así,
por ejemplo, durante la fase de puesta en marcha se comprueba si las conexiones
con la instalación son correctas. Ahora bien, en modo alguno debe hacerse uso de
esta posibilidad de prueba durante el servicio "activo".
¡PELIGRO!
La modificación de los estados de conmutación mediante la función de prueba
provoca el cambio efectivo del estado de funcionamiento en el equipo
SIPROTEC®4. ¡Esto podría dar lugar a que se conmutaran medios de trabajo
que estén conectados (tales como p. ej. interruptores de potencia,
seccionadores)!
Nota:
Una vez que termine el régimen de prueba se realizará con el equipo un primer
arranque. Con ello se borran todas las memorias intermedias de mensaje.
Eventualmente, las memorias intermedias deben leerse y asegurarse mediante
DIGSI®.
Nota:
Una vez terminada la prueba de hardware se realizará con el equipo un primer
arranque. Con ello se borran todas las memorias intermedias de mensaje.
Eventualmente, las memorias intermedias deben leerse y asegurarse mediante
DIGSI®.
La prueba del hardware puede realizarse mediante DIGSI® en régimen de
funcionamiento en línea:
‰
228
Abrir el fichero Online mediante un doble clic; aparecen las funciones de
maniobra para el equipo.
7SD610 Manual
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3.3 Puesta en marcha
Disposición del
cuadro de diálogo
‰
Hacer clic en Test; en la parte derecha de la imagen aparece la selección de
funciones.
‰
Hacer un doble clic en la vista del listado en Entradas y salidas del equipo.
Se abre el cuadro de diálogo de igual nombre (véase la figura 3-15).
El cuadro se subdivide en tres grupos: EB para entradas binarias, SB para salidas
binarias y LED para diodos luminosos. Cada uno de estos grupos tiene asignado a la
izquierda un botón de mando debidamente rotulado. Haciendo un doble clic en estos
botones se pueden obtener o introducir informaciones individuales para el grupo
correspondiente.
En la columna Real se visualiza el estado actual del respectivo componente de
hardware. La representación es simbólica. Los estados físicos reales de las entradas
binarias y salidas binarias se representan mediante los símbolos de contactos de
conmutador abiertos o cerrados, y los de los diodos luminosos mediante el símbolo
de un LED apagado o encendido.
La respectiva situación antivalente se representa en la columna Teórico. La
visualización se realiza en texto legible.
La columna más a la derecha muestra qué órdenes o mensajes están configurados
para el respectivo componente de hardware.
Figura 3-15 Cuadro de diálogo, entradas y salidas del equipo - Ejemplo
Modificar el
régimen de
funcionamiento
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Para modificar el régimen de funcionamiento de un componente de hardware hay que
hacer clic en el correspondiente botón de mando en la columna Teórico.
Antes de ejecutar el primer cambio de régimen de funcionamiento se pide la clave de
acceso Nº 6 (si ha sido activada en la configuración). Después de introducir la clave
de acceso correcta se ejecuta el cambio de régimen. Persiste la autorización para
otros cambios de régimen hasta que se cierre el cuadro de diálogo.
229
3 Montaje y puesta en marcha
Prueba de los relés
de salida
Prueba de las
entradas binarias
Se puede excitar individualmente cada relé de salida, comprobando de esta manera
el cableado entre el relé de salida del 7SD610 y la instalación, sin tener que generar
los mensajes configurados para ello. En cuanto se haya activado el primer cambio de
estado para un diodo luminoso cualquiera, se aislan todos los diosos luminosos de la
funcionalidad del lado del equipo y solamente se pueden accionar ya a través de la
función de prueba de hardware. Esto significa, por ejemplo, que una orden de
conmutación a un relé de salida, procedente de una función de protección o de una
orden de control en el panel de mandos, no se ejecuta.
‰
Asegúrese de que las operaciones de conmutación eventualmente provocadas por
las pruebas se puedan realizar sin peligro (véase más arriba en PELIGRO!).
‰
Pruebe cada uno de los relés de salida por medio del correspondiente campo
Teórico del cuadro de diálogo.
‰
Finalice el proceso de prueba (véase el subtítulo "Terminación del proceso“), para
no provocar inadvertidamente acciones de conmutación al realizar otras pruebas.
Para comprobar el cableado entre la instalación y las entradas binarias del 7SD610
es preciso que en la instalación se active la causa para el acoplamiento y se vea el
efecto en el mismo equipo.
Para ello es preciso volver a abrir el cuadro de diálogo Probar entradas y
salidas de equipos, para ver la posición física de la introducción binaria. Todavía
no se necesita el código de acceso.
‰
Accione en la instalación cada una de las funciones que sean causa de las
introducciones binarias.
‰
Compruebe la reacción en la columna Real del cuadro de diálogo. Para ello es
necesario actualizar el cuadro de diálogo. Las posibilidades se pueden ver más
adelante bajo el subtítulo "Cómo actualizar la pantalla”.
Pero si desea comprobar los efectos de una entrada binaria sin realizar auténticas
acciones de conmutación en la instalación, lo puede hacer activando las distintas
entradas binarias mediante la prueba de hardware. En cuanto haya activado el primer
cambio de estado para una entrada binaria cualquiera y haya introducido la clave de
acceso Nº 6, se aislan todas las entradas binarias del lado de la instalación, y
solamente se pueden accionar ya a través de la función de prueba de hardware.
‰
Finalice el proceso de prueba (véase más adelante el subtítulo “Terminación del
proceso“).
Prueba de los
diodos luminosos
Los LED se pueden probar de forma similar a los demás componentes de entrada/
salida. En cuanto se haya activado el primer cambio de estado para un diodo
luminoso cualquiera, se aislan todos los diosos luminosos de la funcionalidad del lado
del equipo y solamente se pueden accionar ya a través de la función de prueba de
hardware. Esto significa, por ejemplo, que una función de protección o el
accionamiento de la tecla de Reset de los LED ya no llega a iluminar ningún diodo
luminoso.
Cómo actualizar la
pantalla
Mientras se abre el cuadro de diálogo Prueba del Hardware, se leen y se
visualizan los regímenes de funcionamiento de los componentes de hardware que
estén activados en ese momento. Se efectúa la actualización:
− para el respectivo componente de hardware si se ha realizado con éxito una orden
de cambio a otro régimen de funcionamiento,
230
7SD610 Manual
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3.3 Puesta en marcha
− para todos los componentes de hardware haciendo clic en el botón de mando
Actualización,
− para todos los componentes de hardware mediante la actualización cíclica (el
tiempo del ciclo es de 20 segundos), marcando para ello la opción Actualizar
cíclicamente.
Terminación
del proceso
3.3.5
Para terminar la prueba de hardware, haga clic en Cerrar. Se cierra el cuadro de
diálogo. Con ello se vuelven a poner todos los componentes de hardware en su
régimen de funcionamiento especificado por las condiciones de la instalación y
durante el primer arranque, que tiene lugar a continuación, el equipo está durante un
breve tiempo fuera de servicio.
Verificación de la topología de los datos de protección
Generalidades
La topología de la comunicación se puede verificar desde un ordenador personal con
DIGSI® o con un navegador de red a través de la “herramienta PS“ . Si desea trabajar
con la "Herramienta PS" es preciso tener también en cuenta las ayudas
pertenecientes a la "herramienta PS“.
También puede acoplar localmente el PC directamente en el equipo a través del
interfaz de maniobra frontal o el interfaz de servicio de la parte posterior al equipo
(ejemplo, figura 3-16). Asimismo, puede acceder al equipo a través de un módem, en
concreto a través del interfaz de servicio (ejemplo, figura 3-17).
Si utiliza la “herramienta–PS“:
‰
Asegúrese de que la dirección IP de 12 dígitos válida para el navegador en formato
∗∗∗.∗∗∗.∗∗∗.∗∗∗ está ajustada correctamente. En cada una de las direcciones de
ajuste 4401 a 4404 ó 4411 a 4414 se inserta un bloque de tres dígitos de la
dirección IP.
‰
Si está conectado directamente al equipo puede poner la dirección 4405 ó 4415
BLOQUEO TECLADO en No. Después tendrá la opción de acceder a todos los
equipos por medio de la “herramienta PS“.
‰
Si está connectado al equipo a través del módem puede poner la dirección 4405 ó
4415 BLOQUEO TECLADO en No. Después tendrá la opción de acceder a los dos
equipos por medio de la “herramienta PS”.
7SD610
7SD610
Figura 3-16 PC conectado directamente al equipo — ejemplo de principio
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
231
3 Montaje y puesta en marcha
7SD610
7SD610
Mo
d em
Mo
Mo
d em
d em
Red de comunicación
Figura 3-17 PC conectado a través de un módem — ejemplo de principio
Verificación con
unión directa
Para la unión de dos equipos por medio de cables de fibra óptica (como en la figura
3-16 ó 3-17), esta se verifica como se indica a continuación.
‰
‰
‰
Ambos equipos en los extremos de la unión tienen que estar encendidos.
Verifique en los mensajes de funcionamiento o en los mensajes espontáneos:
‰
Si el mensaje “INT1 con conex.“ (interfaz de activación 1 aparece junto con el
FNr 03243) del índice del equipo del otro equipo, significa que se ha establecido
la unión y que el equipo ha reconocido al otro.
‰
El equipo comunica también el índice de equipos del equipo, que se comunica
regularmente (p.ej. mensaje “Equ2 exist.“, FNr 03492, si el equipo 2 ha sido
reconocido).
En caso de error en el enlace de comunicación aparecerá el mensaje “INT1
INTERFER.“ (FNr 03229) . En este caso, verifique nuevamente la unión del cable de
fibra óptica:
‰
Los enlaces, ¿son correctos y no se han cambiado?
‰
Los cables, ¿presentan daños mecánicos, están intactos y sus conectores están
asegurados?
‰
Repetir la verificación si es necesario.
Proceda a continuación con el subtítulo “Consistencia de la topología y
parametrización, página 234“.
Verificar una
conexión con un
convertidor de
comunicación
232
Si se utiliza un convertidor de comunicación, observe también las instrucciones que
se proporcionan con el equipo. El convertidor de comunicación tiene un ajuste de
prueba en el que las salidas se retornan a las entradas.
Las conexiones que se establecen a través del convertidor de comunicación se
prueban por medio de un circuito de retorno local (figura 3-18, izquierda).
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
3.3 Puesta en marcha
Convertidor de
comunicación
7SD610
óptica
KU-1
eléctrica
Convertidor de
comunicación
Red de comunicación
eléctrica
KU-2
óptica
7SD610
local
Figura 3-18 Protección diferencial comunicación a través de un convertidor de comunicación y una red de comunicación
— ejemplo de principio
‰
‰
Ambos equipos en los extremos de un enlace tienen que estar encendidos
Primero configure el convertidor de comunicación KU-1:
‰
Desconecte la tensión auxiliar de ambos polos.
¡PELIGRO!
Antes de abrir el convertidor de comunicación es absolutamente necesario
aislarlo de la tensión auxiliar en todos los polos! ¡La existencia de partes con
tensión representa un riesgo para la vida!
‰
‰
‰
Abra el convertidor de comunicación
‰
Ajuste los puentes enchufables en la posición correcta según el tipo de interfaz y
la velocidad de transmisión correctas; deben estar de acuerdo con la
parametrización del 7SD610 (dirección 1502 INT1 CONEXIÓN, véase también el
capítulo 2.4.2).
‰
Mueva el convertidor de comunicación a la posición de prueba (puente enchufable
X32 en posición 2–3).
‰
Cierre el bastidor del convertidor de comunicación.
Conecte de nuevo la tensión auxiliar para el convertidor de comunicación.
El interfaz de red (X.21 o G703.1 o RDSI) debe estar conectado al convertidor de
comunicación y operativo. Revise ésto por medio del relé Equipo listo del convertidor
de comunicación (continuidad en el cerrador).
‰
‰
Cambie en el 7SD610 los parámetros del interfaz (en el frontal del equipo o con
DIGSI®):
‰
‰
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Si el relé Equipo listo del convertidor de comunicación no cierra, verifique la
conexión entre el convertidor de comunicación y la red (equipo de comunicación).
El equipo de comunicación debe emitir el impulso de transmisión correcto al
convertidor de comunicación.
Dirección 1502 INT1 CONEXIÓN = FO directo.
Verifique los mensajes de funcionamiento o los mensajes espontáneos:
‰
Mensaje 03217 “INT1 REFLEX.RED ENTRANTE“ (Interfaz de activación 1 reflejo
de red entrante).
‰
Si el mensaje no se transmite, verifique lo siguiente:
233
3 Montaje y puesta en marcha
− ¿Se ha conectado correctamente la salida de transmisión de fibra óptica del
7SD610 con la entrada de recepción de fibra óptica del convertidor de
comunicación y viceversa (sin intercambio erróneo)?
− El equipo 7SD610 ¿tiene el módulo de interfaz correcto y está éste operativo?
− ¿Están intactos los cables de fibra óptica?
− ¿Están correctos los ajustes de los parámetros para el tipo de interfaz y la
velocidad de transmisión en el convertidor de comunicación (véase arriba, y
observe la nota de PELIGRO)?
‰
‰
Repita la revisión después de corregir, si es necesario.
Vuelva ajustar de nuevo correctamentelos parámetros del interfaz en el 7SD610 :
‰
Dirección1502 INT1 CONEXIÓN = ajuste necesario.
‰
Desconecte la tensión auxiliar del convertidor de comunicación en ambos polos. ¡Lea
la instrucción de PELIGRO que aparece arriba!
‰
Ponga de nuevo el convertidor de comunicación en su posición normal (X32 en
posición 1-2) y cierre el bastidor nuevamente.
‰
Conecte de nuevo la tensión auxiliar del convertidor de comunicación.
Realice las verificaciones anteriores en el otro extremo con el equipo conectado allí,
y con su convertidor de comunicación respectivo.
Proceda a continuación con el subtítulo “Consistencia de la topología y
parametrización".
Consistencia de la
topología y
parametrización
Una vez realizadas las verificaciones anteriores queda verificado el par de equipos —
eventualmente inclusive el convertidordecomunicación — y conectada la tensión
auxiliar. Ahora los equipos se comunican por sí mismos.
‰
234
Revise ahora los mensajes de funcionamiento o los mensajes espontáneos del
equipo, en el que se encuentra.
‰
Mensaje FNº 03243 “INT1 con conex.“ (interfaz de activación 1 conectado)
seguido del índice de equipo del otro equipo.
‰
Tan pronto como los equipos están conectados entre sí aparece el mensaje
FNº:03464 "Topol. completa“.
‰
Además si la parametrización del equipo es consistente, es decir, si al efectuar el
ajuste de las funciones (capítulo 2.1.1), datos de la instalación 1 (2.1.2), datos de
la instalación 2 (2.1.4), de los parámetros de topología y del interfaz de activación
(capítulo 2.4.2) se han tenido en cuenta los requisitos previos, desaparece
asimismo el mensaje de perturbación para el interfaz que ha sido verficado, es
decir, FNº 3229 "Interfaz activación 1 PERTURBACIÓN”. La comunicación
y la prueba de consistencia queda así completada.
‰
Por el contrario, si no desaparece el mensaje de perturbación, deberá buscarse y
eliminarse el fallo en cuestión. La tabla 3-14 muestra los mensajes que advierten
sobre tales fallos.
7SD610 Manual
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3.3 Puesta en marcha
Tabla 3-14
FNº
Mensajes de inconsistencia
Texto corto
Significado / Medidas
3233
DT
inconsistente
“Tabla del equipo inconsistente“: La indización de los equipos es
inconsistente (faltan números o números repetidos, véase el
capítulo 2.4.2)
3234
DT desigual
“Tabla del equipo desigual“: Los números de identificación de los
equipos son desiguales (véase el capítulo 2.4.2)
3235
Par.
inconsistente
Parametrización inconsistente: Para los equipos se han ajustado
parámetros funcionales diferentes, que deben ser iguales en
ambos extremos:
Protección diferencial disponible o no (véase el capítulo 2.1.1),
Transformador en la zona protegida o no (véase el capítulo
2.1.1),
Frecuencia nominal (véase el capítulo 2.1.2),
Potencia o corriente de servicio (véase el capítulo 2.1.4)
Finalmente, no pueden aparecer más avisos de perturbación del interfaz de
activación.
Disponibilidad de
los interfaces de
activación
La calidad de la transmisión de datos de protección depende de la disponibilidad de
todos los medios de transmisión. Por lo tanto, compruebe los avisos estadísticos del
equipo en el que se encuentra.
Verifique los siguientes mensajes:
‰
El aviso FNº 07753 “IN1D/m“ y el aviso FNº 07754 “IN1D/h“ son los valores de
disponibilidad del interfaz de activación 1. El valor del FNº 07753 “IN1D/m“
debería alcanzar al cabo de dos minutos de funcionamiento una disponibilidad
mínima por minuto del 99,85 %. El valor del FNº 07754 “IN1D/h“ debería alcanzar
al cabo de una hora de funcionamiento una disponibilidad mínima por hora del
99,85 %.
Si no se alcanzan estos valores, debe comprobarse la conexión de comunicación.
Si el equipo está sincronizado con GPS, se indicará el tiempo de recorrido para cada
dirección.
‰
Para el interfaz de activación 1, el mensaje FNº 07876 “IN1DUR T“ indica el
tiempo de transmisión y el FNº 07875 “IN1DUR R“ el tiempo de recepción.
En todos los demás casos se indicará el valor medio para ambas direcciones.
‰
Herramienta PS
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El mensaje FNº 07751 “IN1 LZ“ indica el tiempo de recorrido para el interfaz de
activación 1.
Mediante la “herramienta PS“ se puede representar la topología de manera gráfica en
la pantalla. Para ello, necesita un ordenador personal y un navegador de red. La figura
3-19 muestra un ejemplo. Los equipos se han enlazado adecuadamente (cuadros de
color verde) y actúan como Protección diferencial (estado: modo diferencial). El PC
se ha conectado al equipo con el índice 2 (PC-relé conectado). El tiempo de
transmisión entre el equipo 2 y el equipo 1 representa 0,080 ms.
235
3 Montaje y puesta en marcha
Topología de la comunicación
PC-relé conectado
Dirección: 17
Dirección: 16
Indice: 2
Indice: 1
0,080 ms
Estado
modo diferencial
Estado
modo diferencial
Figura 3-19 Ejemplo de representación de una topología con comunicación correcta
3.3.6
Verificar la protección contra fallo del interruptor de potencia
Si el equipo dispone de protección contra fallo del interruptor, y se utiliza ésta, es
preciso comprobar la inclusión de esta función de protección en la instalación en
condiciones semejantes a la práctica.
Debido a la multitud de posibilidades de aplicación y posibles configuraciones de la
instalación no es posible ofrecer una descripción detallada de las comprobaciones
necesarias. En cualquier caso se deberán tener en cuenta las circunstancias locales
y los planos de la instalación y esquemas de protección.
Se recomienda que antes de iniciar las comprobaciones se aísle por ambos lados el
interruptor de potencia de la derivación que se trata de comprobar, es decir que el
seccionador de la derivación y el seccionador de las barras colectoras deben estar
abiertos para que el interruptor se pueda conmutar sin peligro.
¡Precaución!
En las comprobaciones en el interruptor de potencia local de la derivacion también
puede llegar a darse la orden de disparo para las barras colectoras. Por esto es
preciso desactivar previamente el disparo para los interruptores circundantes (barras
colectoras), por ejemplo desconectando las correspondientes tensiones de mando.
No obstante, si continúan en servicio partes de la instalación, deberá tenerse en
cuenta la posibilidad de un disparo a través de dispositivos de protección asignados
para el caso de que se produzca un fallo primario real.
Hasta la conexión definitiva se debe interrumpir también la orden de disparo de la
protección de derivación al interruptor de potencia, para que éste sólo pueda ser
disparado por la protección contra fallo del interruptor.
Las listas que figuran a continuación no pretenden ser exhaustivas, pero también
pueden contener puntos que se pueden saltar en el caso de aplicación actual.
236
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3.3 Puesta en marcha
Contactos
auxiliares del
interruptor de
potencia
Si están conectados al equipo los contactos auxiliares del interruptor de potencia
entonces éstos forman un elemento esencial de la seguridad de la protección contra
fallo del interruptor. Asegúrese de que se ha comprobado la correspondencia correcta
(capítulo 3.3.4).
Condiciones de
arranque exteriores
Si la protección contra fallo del interruptor también se puede iniciar desde dispositivos
de protección exteriores se comprueban las condiciones de arranque exteriores.
Dependiendo de los ajustes de la protección contra fallo del interruptor será posible
un disparo monopolar o tripolar. También puede ocurrir que tras el disparo monopolar
de la discrepancia de polos del equipo o del propio interruptor se produzca un disparo
tripolar posterior. Asegúrese por tanto de cómo están ajustados los parámetros de la
protección contra fallo del interruptor. Véase también el capítulo 2.10.2, dirección
3901 y ss.
Para poder arrancar la protección contra fallo del interruptor es preciso que fluya una
corriente, por lo menos por la fase objeto de la comprobación. Se puede tratar de una
corriente superpuesta secundaria.
Después del arranque debe aparecer el mensaje "Arranque SVS“ (FNº 01461) en
los mensajes espontáneos o en los mensajes de perturbación.
Solo si es posible un arranque monopolar.
‰
Arranque mediante la orden de disparo de la protección exterior monopolar L1:
Funciones de introducciones binarias “>SVS Inicio L1“ (FNº 01435) y
eventualmente. “>SVS Autorización“ (FNº 01432) (en mensajes espontáneos
o de perturbaciones). Orden de disparo dependiendo de los ajustes.
‰
Arranque mediante la orden de disparo de la protección exterior monopolar L2:
Funciones de introducciones binarias “>SVS Inicio L2“ (FNº 01436) y
eventualmente. “>SVS Autorización“ (FNº 01432) (en mensajes espontáneos
o de perturbaciones). Orden de disparo dependiendo de los ajustes.
‰
Arranque mediante la orden de disparo de la protección exterior monopolar L3:
Funciones de introducciones binarias “>SVS Inicio L3“ (FNº 01437) y
eventualmente. “>SVS Autorización“ (FNº 01432) (en mensajes espontáneos
o de perturbaciones). Orden de disparo dependiendo de los ajustes.
‰
Arranque mediante orden de disparo de la protección externa tripolar a través de
tres introducciones binarias L1, L2 y L3:
Funciones de introducciones binarias “>SVS Inicio L1“, “>SVS Inicio L2“ y
“>SVS Inicio L3“ y eventualmente “>SVS Autorización“ (FNr 01432) (en
mensajes espontáneos o de perturbaciones). Orden de disparo tripolar.
Para arranque tripolar:
‰
Arranque mediante la orden de disparo de la protección exterior tripolar:
Funciones de introducciones binarias “>SVS INICIO 3pol“ (FNº 01415) y
eventualmente. “>SVS Autorización“ (FNº 01432) (en mensajes espontáneos
o de perturbaciones). Orden de disparo tripolar.
Desconectar la corriente de prueba.
En el caso de que sea posible arrancar sin paso de corriente:
‰
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Arranque mediante orden de disparo de la protección exterior sin paso de corriente:
Funciones de introducciones binarias “>SVS INICIO sin I“ y eventualmente
“>SVS Autorización“ (en mensajes espontáneos o de perturbación). Orden de
disparo dependiendo de los ajustes.
237
3 Montaje y puesta en marcha
Disparo de barras
colectoras
Para la comprobación en la instalación es especialmente importante que la
distribución de la orden de disparo en caso de fallo del interruptor se realice
correctamente a los interruptores de potencia circundantes.
Se consideran como interruptores de potencia circundantes, todos aquellos que es
necesario disparar en caso de fallo del interruptor de potencia de la derivación, para
que se interrumpa la corriente de cortocircuito. Se trata por lo tanto de los
interruptores de potencia de todas las derivaciones a través de las cuales se pueden
alimentar las barras colectoras o el tramo de barras colectoras a las que está
conectada la derivación afectada por el cortocircuito.
No es posible establecer unas normas de comprobación detalladas de validez
general, ya que la definición de los interruptores de potencia circundantes depende
en gran medida de la disposición de toda la instalación de conmutación.
Especialmente en el caso de barras colectoras múltiples es preciso comprobar la
lógica de distribución para los interruptores de potencia circundantes. Al hacerlo hay
que comprobar para cada tramo de las barras colectoras, que en caso de fallo del
interruptor de potencia de la derivación considerada se disparen todos los
interruptores de potencia que están unidos al mismo tramo de barras colectoras, y
sólo éstos.
Disparo del
lado opuesto
Si la orden de disparo de la protección contra fallo del interruptor de potencia también
tiene que hacer un disparo en el interruptor de potencia en el lado opuesto de la línea
observada, entonces se debe controlar también el canal de transmisión para disparo
remoto. Practicamente, esto se produce junto con la transmisión de otras señales de
acuerdo con el capítulo 3.3.9.
Terminación
Todas las medidas provisionales que se tomaron para efectuar la comprobación se
deberán anular, por ejemplo listados de conmutación especiales, órdenes de disparo
interrumpidas, modificaciones de valores de ajuste o desconexión de determinadas
funciones de protección.
3.3.7
Verificar las conexiones del transformador de intensidad de un extremo de la
línea
Si hubiese dispositivos de comprobación secundarios conectados al equipo se
deberán retirar o se deberá conmutar a la posición de trabajo el interruptor de prueba
eventualmente existente.
Nota:
Hay que tener en cuenta que si las conexiones se realizan de manera incorrecta,
puede ocurrir un disparo incorrecto incluso en el extremo opuesto del elemento
protegido.
Antes de conectar el objeto a proteger debe asegurarse de que al menos en el
extremo de alimentación está activa una protección contra cortocircuito. Si existe una
protección de reserva adicional (p. ej., protección de sobreintensidad), esta debe
ponerse en operación y activarse con precisión.
238
7SD610 Manual
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3.3 Puesta en marcha
Prueba de tensión y
de campo giratorio
Si el equipo está conectado a transformadores de tensión, estas conexiones se
verifican con valores primarios. Para los equipos que no tengan conexión a un
transfomador de tensión puede omitirse el resto de este capítulo.
Las conexiones al transformador de tensión se prueban de manera individual en cada
extremo del elemento protegido. En el otro extremo, el interruptor de potencia
permanece de momento abierto.
‰
Una vez conectado el interruptor de potencia, no puede responder ninguna de las
comprobaciones de valores medidos en el equipo.
‰
Sin embargo, en el caso de que ocurra una señal de supervisión, la causa de la
misma puede investigarse en el Registro de eventos, o en el área de mensajes
espontáneos.
‰
De aparecer el mensaje de comprobación de la simetría es posible que existan
realmente asimetrías con respecto al sistema primario. Si éstas corresponden a
una situación normal de trabajo, se procederá a reducir la sensibilidad de la
correspondiente función de supervisión (véase el capítulo 2.12.1 bajo el subtítulo
"Supervisiones de simetría“).
Las tensiones se pueden leer en la pantalla frontal del equipo o a través del interfaz
de maniobra o de servicio, en el ordenador personal y se pueden comparar con los
valores reales medidos, como valores primarios o secundarios. Además de los
valores absolutos de las tensiones conductor-tierra y de las encadenadas, se indican
también las diferencias de fase de las tensiones, de manera que se puede leer
también la secuencia de fase correcta y la inversión de polaridad de los
transformadores individuales de tensión . Las tensiones se pueden leer también con
la “herramienta PS ” (véase a continuación, “Prueba de corriente”).
‰
‰
Las tensiones deben de ser casi iguales. Los tres ángulos ϕ(ULx–ULy deben estar
aproximadamente a 120°.
‰
Si los valores medidos no son plausibles, se deben controlar y verificar las
conexiones después de desconectar la línea. Si la diferencia de fase entre dos
tensiones es de 60° en lugar de 120°, una tiene la polaridad invertida. Lo mismo
ocurre si hay dos tensiones fase a fase que son casi iguales a las tensiones de
fase, en lugar de tener un valor √3 veces más grande. Las mediciones deben
repetirse después de ajustar las conexiones.
‰
En general, el campo giratorio es dextrógiro. Si la red tiene un campo giratorio
levógiro, éste debe ser igual en ambos extremos del elemento protegido. Debe
verificarse el orden de las fases de las magnitudes de medida y eventualmente
deberá modificarse una vez desconectada la línea. A continuación deberá repetirse
la medición.
Desconectar el interruptor de protección del transformador de tensión de la
desviación. Bajo los valores de medida de servicio se indican para las tensiones
valores prácticamente 0 (los valores con divergencias mínimas son insignificantes).
‰
‰
Conectar de nuevo el interruptor de protección: Los avisos anteriores aparecen entre
los mensajes de funcionamiento como “saliente”, es decir, >Aut. transf.U Saliente”).
‰
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Hay que cerciorarse en los avisos de funcionamiento o en los avisos espontáneos
de que el fallo del interruptor de protección ha quedado anotado (mensaje “>Aut.
transf.U Entrante“, FNº 00361). Para ello, naturalmente, es condición necesaria
que se haya comunicado al equipo la posición del interruptor de protección del
transformador de tensión.
Si alguno de los avisos no apareciese, se debe controlar la conexión y la
configuración de estas señales.
239
3 Montaje y puesta en marcha
‰
‰
‰
3.3.8
Si los atributos "ENTR" y "SALI“ parecen cambiados, se debe controlar el tipo de
contactos (H-activo o L-activo) y también corregirlos.
El objeto protegido se desconecta de nuevo.
Esta verificación hay que realizarla en ambos extremos.
Verificar las conexiones del transformador de intensidad en ambos extremos
de la línea.
Prueba de corriente
Las conexiones de los transformadores de corriente se prueban con valores
primarios. Para esto se requiere una corriente de carga de al menos el 5 % de la
corriente nominal de régimen. El sentido es discrecional.
Esta comprobación no puede sustituir a la inspección visual de las conexiones
correctas del transformador de intensidad. Por lo tanto se presupone que están
terminadas las comprobaciones según el capítulo 3.2.3.
‰
Las conexiones del transformador de corriente se prueban en cada extremo del objeto
protegido. La corriente atraviesa por tanto el objeto protegido.
‰
Una vez conectado el interruptor de potencia, no puede responder ninguna de las
comprobaciones de valores medidos en el 7SD610 Sin embargo, en el caso de que
ocurra una señal de supervisión, la causa de la misma puede investigarse en lel
Registro de eventos, o en el área de avisos espontáneos.
‰
Si ocurre un error de sumatoria de corriente, verifique los factores de adaptación
(véase el capítulo 2.1.2, bajo el subtítulo “Conexión de corriente”).
‰
Si el aviso viene de la supervisión de simetrías, es posible que existan realmente
asimetrías con respecto al sistema primario. Si éstas corresponden a una situación
normal de trabajo, se procederá a reducir la sensibilidad de la correspondiente
función de supervisión (véase el capítulo 2.12.2 bajo el subtítulo "Supervisiones de
simetría“).
Las tensiones se pueden leer en la pantalla frontal del equipo o a través del interfaz
de maniobra o de servicio, en el ordenador personal y se pueden comparar con los
valores reales medidos, como valores primarios o secundarios. Los valores absolutos
así como las diferencias de fase de las corrientes se indican, de manera que la
secuencia de fase correcta así como la polaridad de cada uno de los transformadores
puede obtenerse.
La "herramienta PS“ permite leer cómodamente todas las magnitudes medidas con
visualización mediante diagramas vectoriales (figura 3-20).
‰
Las intensidades deben ser casi iguales. Los tres ángulos ϕ(ILx–ILy) tienen que tener
aproximadamente 120°.
‰
Si los valores de medida no son plausibles, entonces se deberán controlar y
corregir las conexiones después de haber desconectado la línea y cortocircuitado
el transformador de intensidad de intensidad. Si, p. ej., la diferencia entre dos fases
es de 60° grados en lugar de 120°, una de las corrientes tiene la polaridad invertida.
Lo mismo ocurre si se detecta una corriente sustancial con derivación a tierra 3I0:
− 3I0 ≈ corriente de fase ⇒ faltan una o dos corrientes de fase;
− 3I0 ≈ corriente de fase duplicada ⇒ una o dos corrientes de fase tienen la
polaridad invertida.
‰
240
Las mediciones deben repetirse después de ajustar las conexiones.
7SD610 Manual
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3.3 Puesta en marcha
‰
Los controles precedentes de los valores medidos deben realizarse también en el otro
extremo. Los valores de intensidad del otro extremo, como valores porcentuales y los
ángulos de fase también pueden leerse localmente.
En la “herramienta PS”, los valores medidos locales y remotos pueden indicarse
gráficamente. La figura 3-21 muestra un ejemplo.
Figura 3-20 Valores medidos locales en la “herramienta PS“ — Ejemplo de valores medidos plausibles
Verificación de la
polaridad
Si el equipo está conectado al transformador de tension, los valores locales medidos
permiten comprobar la polaridad.
Continúa siendo necesaria una corriente de carga de al menos el 5 % de la intensidad
nominal de régimen. El sentido es discrecional pero debe ser conocido.
‰
Con los interruptores de potencia conectados se pueden leer los valores de potencia
en la pantalla frontal o a través del interfaz de maniobra o de servicio, con el
ordenador personal, como valores primarios y secundarios.
Aqui, también, la "herramienta PS" es una ayuda práctica, ya que los diagramas
vectoriales permiten reconocer también la correlación entre las corrientes y tensiones
(figura 3-20). Se pueden reconocer sin más los errores de fase cíclicos y acíclicos.
‰
En el propio equipo o en DIGSI® uno se puede convencer, a la vista de los valores de
potencia medidos, de que éstos se corresponden con la dirección de potencia (figura
3-22):
P positivo, si la potencia activa fluye en el elemento protegido,
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241
3 Montaje y puesta en marcha
P negativo, si la potencia activa fluye hacia las barras colectoras,
Q positivo, si la potencia reactiva inductiva fluye en el objeto protegido,
Q negativo, si la potencia reactiva inductiva fluye hacia las barras colectoras.
Por lo tanto, los resultados de potencia y sus componentes deben tener señales
opuestas en ambos extremos.
Se debe tener en cuenta que las corrientes de carga alta, que pudieran aparecer con
líneas aéreas largas o con cables, son capacitivas, es decir, corresponden a una
potencia reactiva negativa. A pesar de que exista una carga resistiva-inductiva, esto
puede representar una pequeña potencia reactiva negativa en el extremo de
alimentación mientras que en el otro extremo muestra una potencia reactiva negativa
elevada. La influencia será tanto más grande, cuanto más baja sea la corriente de
carga para la comprobación. Eventualmente se debe aumentar la corriente de carga
para obtener unas relaciones más claras.
Figura 3-21 Valores medidos locales y remotos en la "herramienta PS “ — Ejemplo de valores medidos plausibles
242
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3.3 Puesta en marcha
P
SCarga
Potencia activa
positiva en la
dirección de la línea
jQ
Potencia reactiva
positiva en la
dirección de la línea
Potencia reactiva
negativa en la
dirección de la línea
Figura 3-22 Potencia de carga aparente
‰
La medición de la potencia ofrece una primera indicación general respecto a la
polaridad correcta de los valores de medición.
• Si la dirección de la potencia reactiva es correcta pero la potencia activa tiene signo
incorrecto, es posible que se haya producido un intercambio de las fases cíclicas
de las corrientes (derecha) o de las tensiones (izquierda).
• Si la dirección de la potencia reactiva es correcta, pero la potencia reactiva tiene
signo incorrecto, es posible que se haya producido un intercambio de las fases
cíclicas de las corrientes (izquierda) o de las tensiones (derecha).
• Si tanto la potencia activa como la reactiva tienen signo incorrecto deberá
controlarse y corregirse la polaridad de acuerdo con la dirección 201 PUNTO
ESTRELLA TRANSF. I
• Los ángulos de fase entre las corrientes y tensiones también deben ser
concluyentes. Los tres ángulos de fase ϕ(ULx–ILx) deben ser aproximadamente
iguales y deben representar el estado de operación. Si se comprueba una potencia
que va en dirección del objeto protegido, los ángulos representan el
desplazamiento actual de fase (cos ϕ positivo); en el caso de una potencia en la
dirección de la barra colectora, los ángulos serán mayores en 180° (cos ϕ
negativo). Según las circunstancias, deberán tenerse en cuenta las corrientes de
carga (véase más arriba).
‰
Eventualmente, las mediciones deberán repetirse una vez corregidas las
conexiones.
‰
Los controles precedentes de los valores medidos deben realizarse también en el otro
extremo. Los valores de corriente y de tension así como los ángulos de fase del otro
extremo también pueden leerse localmente como valores porcentuales. Observe que
cuando las corrientes fluyen hacia el objeto (sin corrientes de carga) idealmente tiene
señales opuestas en ambos extremos, es decir, están giradas 180°.
En la “herramienta PS”, los valores medidos locales y remotos pueden indicarse
gráficamente. La figura 3-21 muestra un ejemplo.
‰
Verificación de la
polaridad para la
entrada de
corriente I4
7SD610 Manual
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El objeto protegido se desconecta, es decir, el interruptor de potencia se abre.
Si se usa la conexión estándar del equipo, cuando la entrada de corriente I4 está
conectada en el punto de estrella del transformador de corriente (véase también el
diagrama de conexiones en el Anexo, figura A-3), por regla general se obtiene
directamente la polaridad correcta de la vía de corriente de tierra.
243
3 Montaje y puesta en marcha
Sin embargo, si la corriente I4 se deriva de un transformador de corriente suma
independiente se hace necesaria una comprobación adicional de la dirección de esta
corriente.
‰
La prueba se realiza con un circuito de disparo desconectado y una corriente de carga
primaria. A este respecto cabe señalar que en todas las simulaciones, que no se
correspondan exactamente con los casos prácticos, puede requerirse la
comprobación de los valoresmedidos debido a la asimetría de los valores medidos.
Estos deben ignorarse al realizar tales comprobaciones.
¡PELIGRO!
¡Los trabajos que se realicen en los transformadores de medida exigen unas
medidas de precaución máximas! ¡Poner en corto los transformadores de
medida antes de interrumpir cualquier acometida de corriente al equipo!
‰
Para generar una tension de desplazamiento, el arrollamiento e-n de una fase del
conjunto de transformadores de tension (p. ej. L1) se desvía (véase la figura 3-23). Si
no está prevista ninguna conexión a los arrollamientos e-n de los transformadores de
tensión se interrumpe por el lado del secundario la fase correspondiente. Por el
circuito de corriente se hace pasar únicamente la corriente de aquel transformador de
medida en cuya fase falta la tensión en el circuito de tensión; los otros dos
transformadores de corriente se ponen en corto. Si la línea transporta carga óhmicainductiva, la protección está en principio sujeta a las mismas condiciones que en el
caso de un cortocircuito a tierra en la dirección de la línea.
‰
En el otro extremo se realiza la misma manipulación en los transformadores de
intensidad y de tensión.
L1
Barra
colectora
L2
L3
(desconectar
aquí
alternativamente)
e
n
derivar una
fase
Ue
Un
UL1 UL2 UL3 UN
IL1
IL2
IL3
I4
7SD610
Línea
Figura 3-23 Comprobación de la polaridad para I4, ejemplo con transformadores de intensidad
en conexión tipo Holmgreen
244
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3.3 Puesta en marcha
‰
La figura 3-24 muestra un ejemplo, de acuerdo con la conexión de la figura 3-23,
cuando fluye la corriente en dirección del objeto protegido. Las corrientes IL2 y IL3 son
prácticamente cero, y para ello aparece una corriente de tierra 3I0 del mismo valor
que IL1 . En consecuencia, falta la tensión UL1E y aparece una tensión cero 3U0.
‰
En caso de fallo de polaridad, 3I0 se encuentra en fase opuesta a IL1 o la tensión cero
3U0 reintegra las otras dos tensiones a la estrella de tensión (en este caso falsa).
Desconecte los interruptores de potencia, ponga en cortocircuito los tranformadores
de corriente y efectúe correctamente las conexiones de los transformadores de
corriente y de tensión. A continuación repita la comprobación.
‰
Terminada la prueba, desconecte todos los interruptores de potencia, ponga los
transformadores en cortocircuito y restablezca las conexiones de los tranformadores
de corriente y de tensión.
Figura 3-24 Valores medidos locales — Ejemplo de comprobación monofásica asimétrica
Al final de la comprobación se leen las corrientes diferenciales y de estabilización.
Para ello se verifica de manera simultánea que las conexiones del transformador de
corriente están ajustadas correctamente después de la comprobación I4 (si se ha
realizado).
Medición de las
corrientes
diferenciales y de
estabilización
‰
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Lea las corrientes diferenciales y de estabilización. Estas se encuentran disponibles
para cada fase en la pantalla del equipo o a través de DIGSI® entre los valores
medidos .
245
3 Montaje y puesta en marcha
‰
También las corrientes diferenciales deben ser reducidas, es decir por lo menos un
orden de magnitud inferiores a la corriente de paso. En el caso de líneas o de
cables largos, si cabe esperar corrientes de carga elevadas, éstas pasan
adicionalmente a las corrientes diferenciales.
‰
Las corrientes de estabilización se deducen del valor de respuesta I-DIF>
(dirección 1210, véase el capítulo 2.2.2) además de la suma de las corrientes de
fallo que pueden tolerarse: los fallos de los transformadores de intensidad
localmente tolerables de acuerdo con la dirección 253 F con N_B/N_N (véase
subtítulo 2.1.2), los fallos de los transformadores de intensidad tolerables en el otro
extremo de acuerdo con ajuste local, así como la estimación interna de fallo del
sistema (frecuencia, sincronización y errores en el retraso de tiempo). Con los
valores preajustados para I-DIF> (0,3 IN) y F con N_B/N_N (5,0 % = 0,05)
resulta:
I estab
I
I
-------------- = 0, 3 + 0,05 ⋅ -------- + 0, 05 ⋅ -------- + FalloSistema
I N1
I N2
I NB
Valor
ajus.
IDIF>
fallo del transfo.
localm. tolerable
fallo del transfo.
remotam.
tolerable
siendo
I
flujo real de corriente,
INB la corriente nominal operativa tal como está parametrizada),
IN1 la corriente nominal primaria del transformador de corriente local,
IN2 la corriente nominal primaria de los transformadores de corriente del extremo
remoto.
En la “herramienta PS ” se representan gráficamente las corrientes diferenciales y de
estabilización en un diagrama de la curva característica. La figura 3-25 muestra un
ejemplo.
246
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3.3 Puesta en marcha
Figura 3-25 Corrientes diferenciales y de estabilización - Ejemplo para magnitudes de medida plausibles
3.3.9
‰
Si hay una corriente diferencial que sea el doble del tamaño de la corriente de flujo,
se puede asumir que hay una polaridad inversa del transformador(es) de corriente en
uno de los extremos. Compruebe otra vez la polaridad y ajuste correctamente la
polaridad de los tres transformadores de intensidad, después de ponerlos en corto. Si
se han realizado modificaciones en los transformadores de intensidad deberá
repetirse también la comprobación de potencia o angular.
‰
‰
Finalmente, desconecte de nuevo el interruptor de potencia.
Si se han modificado parámetros para realizar las pruebas éstos se deberán ajustar
nuevamente a los valores necesarios para el funcionamiento.
Disparo remoto, señales remotas, etc.
Tan pronto como se establezca la comunicación entre los equipos se pueden
comprobar las funciones que pasan por las vías de comunicación de la protección.
Entre éstas se incluyen, en particular:
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
‰
el disparo remoto a través de una entrada binaria (véase el capítulo 2.3),
‰
la transmisión de otras órdenes remotas o mensajes remotos (véase el capítulo
2.6),
247
3 Montaje y puesta en marcha
‰
el disparo del extremo opuesto provocado por la protección contra fallo del
interruptor o la protección contra fallo con derivación a tierra (véase el capítulo
3.3.6),
‰
verificación de los ajustes del interruptor de potencia de control remoto.
Para esto último puede utilizarse también la “herramienta PS“ . Este contiene una hoja
en la que está anotado el ajuste del interruptor de potencia. Observe que el ajuste del
interruptor sólo se puede indicar de manera fiable si los retroavisos de los contactos
auxiliares del interruptor de potencia están acoplados al equipo correspondiente a
través de entradas binarias. Sin estos retroavisos, los equipos sólo pueden deducir la
posición del interruptor por el flujo de corriente, Pero como la corriente puede ser cero
incluso si el interruptor está cerrado, cabe esperar que se produzcan mensajes
equivocados. La valoración del ajuste del interruptor de las funciones de protección
tiene lugar, por el contrario, de tal forma que en caso de duda se encuentra en el lado
seguro.
Para todas las demás órdenes e informaciones transmitidas, genere en cada caso la
causa de la información y verifique que se produce el efecto deseado en el lado del
receptor. Observe también lo siguiente:
¡PELIGRO!
Asegúrese de que los procesos de conmutación iniciados mediante orden
remota/señal remota, en el estado de conmutación actual de la instalación,
pueden realizarse sin ningún peligro.
3.3.10 Funciones a definir por el usuario
Dado que el equipo dispone de funciones que puede definir el usuario, en particular
de la lógica CFC, es preciso comprobar también las funciones y enlaces establecidos.
Obviamente no se puede indicar una forma de proceder general. Más bien es preciso
conocer y comprobar la configuración de estas funciones y las condiciones teóricas.
En particular se deberán observar y comprobar eventuales condiciones de bloqueo
de los medios de conmutación (interruptor de potencia, seccionador, conector a
tierra).
3.3.11 Prueba de disparo y conexión del interruptor de potencia
Los circuitos de disparo y el interruptor de potencia pueden comprobarse de manera
conveniente desde el equipo 7SD610.
Este procedimiento se describe detalladamente en el capítulo 2.13.5.
Si la comprobación no discurre de la manera prevista, a partir de los datos de la
pantalla o del PC puede deducirse la causa. Eventualmente deberán comprobarse las
conexiones de los contactos auxiliares del interruptor de potencia.
248
7SD610 Manual
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3.3 Puesta en marcha
Hay que tener en cuenta que las entradas binarias para los contactos auxiliares del
interruptor de potencia deben estar configuradas por separado para la prueba del CB.
Es decir, no es suficiente con que los contactos auxiliares estén configurados en las
entradas binarias FNº 00351 a 00353, 00379 y 00380 (según las posibilidades de
los contactos auxiliares); adicionalmente deben estar configurados los
correspondientes FNº 00366 a 00368 ó 00410 y/o 00411 (según las posibilidades
de los contactos auxiliares). Estos últimos se utilizan exclusivamente para la prueba
del CB. Véase también el capítulo 2.13.2. Además debe indicarse la disponibilidad del
interruptor de potencia para la prueba del CB en la entrada binaria FNº 00371.
3.3.12 Prueba de la estabilidad y establecimiento de un listado de medida de ensayo
Para comprobar la estabilidad de la protección también durante los procesos de
conexión se pueden realizar, por último, unos ensayos de conexión. Los listados de
medida suministran la máxima información relativa al comportamiento de la
protección.
Requisito previo
Además de las posibilidades de almacenar una anotación con los valores de
perturbación mediante la excitación de la protección, el 7SD610 permite también
activar un registro de valores de medición por medio del programa de maniobra
DIGSI®, a través de los interfaces seriales y mediante introducción binaria. En este
último caso es preciso que se haya configurado para ello la información "> valor
de perturbación iniciar en una entrada binaria. La activación del registro se
realiza entonces, p. ej. a través de la introducción binaria, al conectarse el objeto
protegido.
Esta clase de listados de medida de ensayo con inicio por el exterior (es decir, sin
excitación de protección) son tratados por el equipo como registros normales de
valores de perturbación, es decir que para cada registro de medición se abre un
protocolo de caso de perturbación con su número propio, con el fin de crear una
correspondencia unívoca. Ahora bien, estos registros de medición no se relacionan
en la pantalla en la memoria intermedia de avisos de perturbaciones puesto que no
representan ninguna perturbación de la red.
Iniciar el listado de
medición de
ensayo.
Para iniciar un listado de medición de ensayo a través de DIGSI®, se deberá elegir en
la parte izquierda de la ventana la función de maniobra Test. Haga doble clic en la
vista del listado, sobre la indicación Prueba de avisos de perturbografía
(véase la figura 3-26).
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249
3 Montaje y puesta en marcha
Figura 3-26 Iniciar ventana del listado de medición de ensayo en DIGSI® - Ejemplo
El listado de medición de ensayo se inicia inmediatamente. Durante la anotación
aparece un mensaje en la zona izquierda de la línea de estado. Unos segmentos de
barras van informando adicionalmente sobre el avance del proceso.
Para visualizar y evaluar la anotación se necesita uno de los programas SIGRA o
Comtrade Viewer.
250
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
3.4 Preparación final del equipo
3.4
Preparación final del equipo
Hay que apretar firmemente los tornillos. Han de estar apretados los tornillos de todas
las bornas, incluso de las que no se utilicen .
¡Precaución!
¡No aplicar la fuerza! ¡Los pares de apriete admisibles no se deben rebasar ya que
podrían dañarse las roscas y los alojamientos de las bornas!
Si los valores de ajuste se han modificado durante las pruebas se deberán
volver a comprobar. En particular, es preciso comprobar si están correctamente
ajustadas todas las funciones de protección, mando y complementarias en los
parámetros de la configuración (véase también el capítulo 2) y si todas las funciones
deseadas están conectadas. Asegúrese de que en el PC queda registrada una
copia de los valores de ajuste.
Se debería controlar el reloj interno del equipo, y eventualmente se debería poner en
hora/sincronizar, si es que no se sincroniza automáticamente. Las instrucciones al
respecto figuran en el Manual del sistema, Pedido núm. E50417–H1178–C151.
Las memorias intermedias de mensajes se borraron en MENÚ PRINCIPAL →
Mensajes → Borrar/Poner, para que éstas contengan en el futuro sólo
informaciones relativas a sucesos y situaciones reales. En la misma selección, los
contadores de la estadística de conmutación se ponen en sus valores iniciales.
Los contadores de los valores de medición de trabajo (p. ej. contadores de trabajo, en
la medida en que existan) se ponen a cero en MENÚ PRINCIPAL → Valores de
medición → Poner a cero .
Para volver a la pantalla inicial pulse la tecla ESC (eventualmente varias veces). En el
campo de visualización aparece la pantalla inicial (p. ej. la visualización de los valores
de medición de trabajo).
Las visualizaciones en la tapa frontal del equipo se borran pulsando la tecla LED para
que en el futuro éstas suministren únicamente informaciones relativas a sucesos y
situaciones reales. Al hacerlo también se reponen los relés de salida que estén
eventualmente memorizados. Mientras se pulsa la tecla LED se iluminan los diodos
luminosos configurables en la tapa frontal, y de esta manera se realiza también una
prueba de los diodos luminosos. Si los diodos luminosos indican estados que tienen
lugar en el momento actual, entonces naturalmente permanecen iluminados.
El diodo luminoso verde "RUN" debe estar iluminado, mientras que el diodo luminoso
rojo "ERROR" debe estar apagado.
Si existe un interruptor de prueba éste debe estar conectado en la posición de trabajo.
El equipo está ahora en disposición de funcionamiento.
„
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251
3 Montaje y puesta en marcha
252
7SD610 Manual
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Características técnicas
4
En este capítulo se describen los datos técnicos del equipo SIPROTEC® 7SD610 y
las funciones detalladas del mismo incluidos los valores límites, que no deberán
superarse bajo ninguna circunstancia. A continuación de los datos eléctricos y
funcionales del equipo totalmente equipado figuran los datos mecánicos con dibujos
dimensionales.
7SD610 Manual
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4.1
Datos generales del equipo
254
4.2
Protección diferencial
265
4.3
Arrastre del interruptor, disparo directo y remoto externos
267
4.4
Transmisión de órdenes remotas (opcional)
267
4.5
Interfaces de activación y protección diferencial topología
268
4.6
Protección de sobreintensidad diferida
269
4.7
Desconexión rápida de alta tensión
274
4.8
Automatismo de reenganche (opcional)
274
4.9
Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional)
276
4.10
Protección de sobrecarga térmica
277
4.11
Supervisión de funciones
279
4.12
Funciones adicionales
280
4.13
Dimensiones
283
253
4 Características técnicas
4.1
Datos generales del equipo
4.1.1
Entradas y salidas analógicas
Entradas de
corriente
Frecuencia nominal
fN
50 Hz ó 60 Hz
Intensidad nominal
IN
1Aó5A
Consumo por fase y vía a tierra
– con IN = 1 A
– con IN = 5 A
(ajustable)
aprox. 0,05 VA
aprox. 0,3 VA
Capacidad de carga de la vía de intensidad
– térmica (efectiva)
100 · IN para 1 s
30· IN para 10 s
4 · IN permanente
– dinámica (corriente de choque)
250 · IN (semioscilación)
Requisitos de los
transformadores de
intensidad
1. Condición:
Los transformadores de medida
pasando una corriente de cortocircuito
máxima estacionaria no deben estar
saturados
I cd máx
n’ ≥ -----------------I N prim
2. Condición:
El factor de sobreintensidad de trabajo n’
deberá ser como mín. 30 o bien se garantiza
un tiempo t’AL de como mín. 1/4 de período
garantizado
n’ ≥ 30 ó t’AL ≥ 1/4 período
3. Condición:
La relación máx. entre las intensidades
nominales del primario de los transformadores de medida de intensidad en los
extremos del objeto protegido entre sí
Entradas de
tensión
Tensión nominal
UN
Consumo a 100 V por fase
I prim máx
--------------------- ≤ 8
I prim mín
80 V a 125 V
(ajustable)
≤ 0,1 VA
Capacidad de sobrecarga en la vía de tensión por entrada
– térmica (efectiva))
230 V permanente
4.1.2
Tensión auxiliar
Tensión continua
Alimentación de tensión a través de convertidor integrado:
Tensión continua auxiliar nominal UH–
Gamas de tensión admisibles
254
24/48 V–
19 a 58 V–
60/110/125 V–
48 a 150 V–
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4.1 Datos generales del equipo
Tensión continua auxiliar nominal UH–
Gamas de tensión admisibles
Tensión alterna
Tensión alterna superpuesta,
pico a pico
≤15 % de la tensión auxiliar
Consumo de potencia
– sin excitar
– excitada
aprox. 6,5 W
aprox. 10 W
Tiempo de conmutación para
fallo/cortocircuito
circuito de la tensión continua auxiliar
≥50 ms a UH = 48 V y UH ≥ 110 V
≥20 ms a UH = 24 V y UH = 60 V
Alimentación de tensión a través de convertidor integrado
Tensión continua auxiliar nominal UH~
Gamas de tensión admisibles
Consumo de potencia
– sin excitar
– excitada
Tiempo de derivación a
Fallo/cortocircuito
4.1.3
110/125/220/250 V–
88 a 300 V–
115 V~
92 a 132 V~
aprox. 10 VA
aprox. 17 VA
≥ 50 ms
Entradas y salidas binarias
Entradas binarias
Número
7 (configurable)
Gama de tensión nominal
24 V– a 250 V– en 3 rangos, bipolar
Umbrales de conmutación
ajustables por medio de puentes
– para tensiones nominales 24/48 V–
Uhigh ≥ 19 V–
60/110/125 V– Ulow ≤ 10 V–
– para tensiones nominales 110/125/
220/250 V–
Uhigh ≥ 88 V– ?
Ulow ≤ 44 V–
– para tensiones nominales 220/250 V– Uhigh ≥ 176 V–
Ulow ≤ 88 V–
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Consumo de corriente, excitada
aprox. 1,8 mA
independiente de la tensión de control
Tensión máxima admisible
300 V–
Supresión del impulso de entrada
220 nF capacidad de acoplamiento a 220 V
con un tiempo de recuperación >60 ms
255
4 Características técnicas
Relé de salida
Relés de mensaje/orden/alarma (véase también los planos de conjunto en el
Anexo A.2)
Número
3 cada uno con 1 cerrador (común)
(configurable); más
2 cada uno con 1 cerrador (libre de potencial)
(configurables);
1 Relé de alarma con 1 abridor o 1 cerrador
(conmutable)
Potencia de conexión
4.1.4
CONEC.
DESC.
1000 W/VA
30 VA
40 W óhmico
25 W con izquierda/derecha ≤ 50 ms
Tensión de conexión
250 V
Intensidad autorizada por contacto
Conectar y mantener
5 A permanente
30 A para 0,5 s (cerrador)
Intensidad total autorizada
para contactos arraigados
5 A permanente
30 A para 0,5 s (cerrador)
Listado de UL para relés de órdenes/
Relé de mensaje/relé de alarma con
los siguientes datos nominales
120 Vac
Servicio piloto, B300
240 Vac
240 Vac
24 Vdc
48 Vdc
240 Vdc
120 Vac
240 Vac
Servicio piloto, B300
5 A Uso General
5 A Uso General
0.8 A Uso General
0.1 A Uso General
1/6 hp (4.4 FLA)
1/2 hp (4.9 FLA)
Interfaces de comunicación
Interfaz de
activación
Véase el capítulo 4.5
Interfaz de
maniobra
– Conexión
panel frontal, no aislado, RS 232
conector DSUB-Hembra de 9 pines
para conectar un ordenador personal
– Operación
con DIGSI®
– Velocidad de transmisión
mín. 4 800 baudios; máx. 115200 baudios
Configuración de suministro: 38400 baudios;
paridad: 8E1
– Distancia de transmisión
máx.15 m
Interfaz de servicio/
módem
(opcional)
256
RS232/RS485/
Interfaz exento de potencial para transferencia
de datos según la variante de pedido
Operación
con DIGSI®
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
4.1 Datos generales del equipo
RS232
– Conexión en bastidor para empotrar
en bastidor para montaje superpuesto
por la cara posterior, lugar de instalación
"C“ conector DSUB de 9 polos
en el bastidor del pupitre, en la cara
inferior del bastidor conector DSUB de 9
polos
cable de datos blindado
– Tensión de prueba
500 V; 50 Hz
– Velocidad de transmisión
mín. 4800 baudios;
máx. 115200 baudios
Configuración de suministro
38400 baudios
– distancia de transmisión
máx.15 m
RS485
– Conexión en bastidor para empotrar
en bastidor para montaje superpuesto
por la cara posterior, lugar de instalación
"C“ conector DSUB de 9 polos
en el bastidor del pupitre, en la cara
inferior del bastidor conector DSUB de
9 polos
cable de datos blindado
Interfaz del sistema
(opcional)
– Tensión de prueba
500 V; 50 Hz
– Velocidad de transmisión
mín. 4800 baudios; máx.
115200 baudios
Posición de suministro 38400 baudios
– Distancia de transmisión
máx. 1 km
RS232/RS485/LWL
interfaz exento de potencial para
transmisión de datos
a una unidad central
Profibus RS485/Profibus LWL
DNP3.0 RS485/DNP3.0 LWL
según la variante de pedido
RS232
– Conexión en bastidor para empotrar
en bastidor para montaje superpuesto
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
por la cara posterior, lugar de instalación
"B“ conector DSUB de 9 polos
en el bastidor del pupitre, en la cara
inferior del bastidor conector DSUB de 9
polos
– Tensión de prueba
500 V; 50 Hz
– Velocidad de transmisión
mín. 4800 baudios; máx. 38400 baudios
Configuración de suministro 19200 bd
– Distancia de transmisión
máx.15 m
257
4 Características técnicas
RS485
– Conexión en bastidor para empotrar
en bastidor para montaje superpuesto
por la cara posterior, lugar de instalación
"B“ conector DSUB de 9 polos
en el bastidor del pupitre, en la cara
inferior del bastidor conector DSUB de 9
polos
– Tensión de prueba
500 V; 50 Hz
– Velocidad de transmisión
mín. 4800 baudios; máx. 38400 baudios
Configuración de suministro
19200 baudios
– Distancia de transmisión
máx. 1 km
Conductor de fibra óptica (FO)
– Conductor de fibra óptica
Conector ST
en bastidor para empotrar
por la cara posterior, lugar de
instalación "B“
en bastidor para montaje
superpuesto
en el bastidor del pupitre, en la cara
inferior del bastidor
– Longitud de onda óptica
λ = 820 nm
– Clase de láser 1 según EN 60825–1/ –2 con fibra de vidrio 50/125 µm o
con fibra de vidrio 62,5/125 µm
– Atenuación admisible del tramo
máx. 8 dB, con fibra de vidrio
62,5/125 µm
– Distancia de transmisión
máx. 1,5 km
– Posición de señal de reposo
conmutable; configuración de suministro
"Sin iluminación“
Profibus RS485
– Conexión en bastidor para empotrar
en bastidor para montaje superpuesto
por la cara posterior, lugar de instalación
"B“ conector DSUB de 9 polos
en el bastidor del pupitre, en la cara
inferior del bastidor
conector DSUB de 9 polos
– Tensión de prueba
500 V; 50 Hz
– Velocidad de transmisión
a 12 MBd
– Distancia de transmisión
1000 m a
500 m a
200 m a
100 m a
≤ 93,75 kBd
≤ 187,5 kBd
≤ 1,5 MBd
≤ 12 MBd
Profibus Fibra óptica
– Tipo de conector de fibra óptica
258
conector ST
Anillo doble
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4.1 Datos generales del equipo
– Conexión en bastidor para empotrar
en bastidor para montaje superpuesto
por la cara posterior, lugar de
instalación "B“
sólo con OLM externos
– Velocidad de transmisión
recomendada:
a 1,5 MBd
≥500 kBd
– Longitud de onda óptica
λ = 820 nm
– Clase de láser 1 según EN 60825–1/ –2 con fibra de vidrio 50/125 µm ó
con fibra de vidrio 62,5/125 µm
– Atenuación admisible del tramo
máx. 8 dB, con fibra de vidrio
62,5/ 125 µm
– Distancia máxima salvable entre
2 módulos con óptica redundante
topología de anillo y fibra de vidrio
aprox. 1,6 km a 500 kB/s
aprox. 530 m a 1500 kB/s
62,5/125 µm
– Posición de reposo de caracteres
“Luz apagada“
– Número de módulos en el anillo óptico
máx. 41 a 500 kB/s o 1500 kB/s
DNP3.0 RS485
– Conexión en bastidor para empotrar
conector DSUB de 9 polos
en bastidor para montaje superpuesto
por la cara posterior, lugar de
instalación "B“
en el bastidor del pupitre, en la cara
inferior del bastidor
conector DSUB de 9 polos
– Tensión de prueba
500 V; 50 Hz
– Velocidad de transmisión
a 19200 Bd
– Distancia de transmisión
máx. 1 km
DNP3.0 LWL
– Tipo de conector de fibra óptica
conector ST
– Conexión en bastidor para empotrar
por la cara posterior, lugar de
instalación "B“
sólo con convertidor externo
en bastidor para montaje superpuesto
– Velocidad de transmisión
a 19200 Bd
– Longitud de onda óptica
λ = 820 nm
– Clase de láser 1 según EN 60825–1/ –2 con fibra de vidrio 50/125 µm ó
con fibra de vidrio 62,5/125 µm
Interfaz de
sincronización de
tiempo
7SD610 Manual
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– Atenuación admisible del tramo
máx. 8 dB, con fibra de vidrio
62,5/125 µm
– Distancia de transmisión
máx. 1,5 km
– Sincronización de tiempo
DCF77/IRIG B/GPS
– Conexión en bastidor para empotrar
por la cara posterior, lugar de
instalación "A“
conector DSUB de 9 polos
259
4 Características técnicas
en bastidor para montaje superpuesto
en la regleta doble de bornas, en la parte
baja del bastidor
– Caracterísiticas de la señal DCF77/IRIG B (Formato telegrama IRIG-B000):
Tensión nominal de entrada de la señal
12 V
24 V
6,0 V
15,8 V
31 V
1,0 V con IILow =
1,4 V con IILow =
1,9 V con IILow =
0,25 mA
0,25 mA
0,25 mA
4,5 mA a 9,4 mA
4,5 mA a 9,3 mA
4,5 mA a 8,7 mA
1930 Ω con UI = 8,7 V
3780 Ω con UI = 17 V
890 Ω con UI = 4 V
640 Ω con UI = 6 V
1700 Ω con UI = 15,8 V 3560 Ω con UI = 31 V
5V
UIHigh
UILow
IIHigh
RI
– Características de la señal GPS:
Tensión nominal de la señal
Señal PPS
Relación de pulso CON/DESCON
desviación máx. de flanco
de todos los receptores
GPS-receptor, antena y parte de red
4.1.5
24 V
1/999 a 1/1
±3 µs
véase Anexo A.1.1 bajo Accesorios
Pruebas eléctricas
Normas
Normas:
Pruebas de
aislamiento
Normas:
IEC 60255 (normas de producto)
IEEE Std C37.90.0/.1/.2
UL 508
VDE 0435
véanse otras normas en pruebas
individuales
IEC 60255–5 e IEC 60870–2–1
– Prueba de tensión (prueba unitaria)
2,5 kV (ef), 50 Hz
todos los circuitos excepto tensión auxiliar
entradas auxiliares e interfaces de
comunicación y sincronización de tiempo
– Prueba de tensión (prueba unitaria)
Tensión auxiliar y entradas binarias
3,5 kV–
– Prueba de tensión (prueba unitaria)
500 V (ef), 50 Hz
sólo interfaces cerrados de
comunicación y sincronización de tiempo
– Prueba de tensión de impulso
(prueba de prototipo)
Poner todos los circuitos, excepto
interfaces de comunicación
comunicación y sincronización
de tiempo clase III
260
5 kV (pico); 1,2/50 µs; 0,5 J; 3 positivos
y 3 impulsos negativos a intervalos de 5 s
7SD610 Manual
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4.1 Datos generales del equipo
Pruebas de CEM
resistencia a las
interferencias
(Pruebas de
prototipos)
Normas:
IEC 60255–6 y –22 (normas de producto)
EN 61000–6–2 (norma técnica básica)
VDE0435
– Prueba de alta frecuencia
2,5 kV (pico); 1 MHz; τ = 15 µs;
IEC 60255–22–1, VDE 0435 parte 301400 impulsos por s; duración de la prueba
clase III
2 s; Ri = 200 Ω
– Descarga de electricidad estática
IEC 60255–22–2, IEC 61000–4–2
Clase IV
8 kV descarga de contacto;
15 kV descarga al aire;
ambas polaridades; 150 pF; Ri = 330 Ω
– Irradiación con campo de AF, barrido de frecuencia
IEC 60255–22–3, IEC 61000–4–3
10 V/m; 80 MHz a 1000 MHz;
Clase III
80 % AM; 1 kHz
– Irradiación con campo de AF, frecuencias individuales
IEC 60255–22–3, IEC 61000–4–3
Clase III
10 V/m
con amplitud modulada
80 MHz; 160 MHz; 450 MHz; 900 MHz;
80 % AM; 1 kHZ; duración de la conexión
>10 s
con pulso modulado
900 MHz;
50 % PM; frecuencia de repetición 200 Hz
– Magnitudes de interferencia
transientes rápidas/ráfaga
IEC 60255–22–4, IEC 61000–4–4
Clase IV
4 kV; 5/50 ns; 5 kHz; longitud de la ráfaga
= 15 ms;
frecuencia de repetición 300 ms; ambas
polaridades;
Ri = 50 Ω; duración de la prueba 1 min
– Tensiones de impacto de alta energía (SURGE)
IEC 61000–4–5, clase de instalación 3 impulso: 1,2/50 µs
Tensión auxiliar
modo común:
modo dif.:
2 kV; 12 Ω; 9 µF
1 kV; 2 Ω; 18 µF
Entradas de medida analógicas,
entradas binarias y salidas de relés
modo común:
modo dif.:
2 kV; 42 Ω; 0,5 µF
1 kV; 42 Ω; 0,5 µF
– Línea conducida AF, amplitud
modulada
IEC 61000–4–6, Clase III
10 V; 150 kHz a 80 MHz; 80 % AM; 1 kHz
– Campo magnético con frecuencia de energía técnica
IEC 61000–4–8, IEC 60255–6
30 A/m permanente; 300 A/m para 3 s;
50 Hz
Clase IV
0,5 mT; 50 Hz
– Capacidad oscilatoria para resistencia
de sobrecarga
2,5 kV (pico); 1 MHz;
τ = 15 µs;
norma IEEE C37.90.1
400 impulsos por s; Ri = 200 Ω;
duración 2 s
– Capacidad de resistencia de
sobrecarga de tránsito rápido.
IEEE C37.90.1
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
4 kV; 5/50 ns; 5 kHz; longitud de la ráfaga
15 ms; frecuencia de repetición 300 ms;
261
4 Características técnicas
ambas polaridades;
Ri = 80 Ω; duración 1 min
– Interferencia radiada
electromagnética
IEEE Std C37.90.2
Pruebas CEM
relativas a la
emisión de
interferencias
(prueba de prototipo)
35 V/m; 25 MHz a 1000 MHz
– Oscilaciones amortiguadas
IEC 60694, IEC 61000–4–12
2,5 kV (valor cresta), polaridad alternando
100 kHz, 1 MHz, 10 MHz y 50 MHz,
Ri = 200 Ω
Norma:
EN 50081–∗ (norma técnica básica)
– Tensión interferente de radio en
las líneas, sólo tensión auxiliar
IEC–CISPR 22
150 kHz a 30 MHz
valor límite clase B
– Intensidad de campo de radio
interferente
IEC–CISPR 22
30 MHz a 1000 MHz
valor límite clase B
– Intensidades de armónicos en la
acometida de red a 230 VAC
IEC 61000–3–2
se respetan los valores límites de clase A
– Oscilaciones de la tensión y fluctuaciones se respetan los valores límites
en la acometida de red a 230 VAC
IEC 61000–3–3
4.1.6
Pruebas mecánicas
Solicitación a la
oscilación y al
choque en caso de
empleo
estacionario
262
Normas:
IEC 60255–21 e IEC 60068
– Oscilación
IEC 60255–21-1, clase 2
IEC 60068–2–6
senoidal
10 Hz a 60 Hz
amplitud ± 0,075 mm
60 Hz a 150 Hz: aceleración 1 g
Barrido de frecuencia1 octava/min
20 ciclos en 3 ejes ortogonales entre sí.
– Choque
IEC 60255–21–2, clase 1
IEC 60068–2-27
semisenoidal
aceleración 5 g, duración 11 ms,
por 3 choques en ambos sentidos de los
3 ejes
– Oscilación en caso de seismo
IEC 60255–21–3, Classe 1
IEC 60068–3–3
senoidal
1 Hz a 8 Hz
amplitud ± 3,5 mm
(eje horizontal)
1 Hz a 8 Hz:
amplitud ± 1,5 mm
(eje vertical)
8 Hz a 35 Hz:
aceleración 1 g
(eje horizontal)
8 Hz a 35 Hz:
aceleración 0,5 g
(eje vertical)
Barrido de frecuencia 1 octava/min
1 ciclo en 3 ejes ortogonales entre sí
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
4.1 Datos generales del equipo
Solicitación a la
oscilación y al
choque durante el
transporte
Normas:
IEC 60255–21 e IEC 60068
– Oscilación
IEC 60255–21-1, clase 2
IEC 60068–2–6
senoidal
5 Hz a 8 Hz
amplitud ± 7,5 mm
8 Hz a 150 Hz:
aceleración 2 g
Barrido de frecuencia 1 octava/min
20 ciclos en 3 ejes ortogonales ente sí.
– Choque
IEC 60255–21–2, clase 1
IEC 60068–2-27
semisenoidal
Aceleración 15 g, durante 11 ms,
cada 3 choques en ambos sentidos de los
3 ejes
– Choque permanente
IEC 60255–21–2, clase 1
IEC 60068–2–29
semisenoidal
aceleración 10 g, duración 16 ms,
cada 1000 choques en ambos sentidos de
los 3 ejes
Nota:
¡Todos los datos relativos a las solicitaciones son aplicables al embalaje de fábrica!
4.1.7
Solicitaciones debidas al clima
Temperaturas
– Prueba de prototipo
(según IEC 60068–2–1 y –2)
–25 °C a +85 °C (prueba Bd para 16 h)
– autorizado transitoriamente para
funcionamiento
–20 °C a +70 °C (probado para 96 h)
– recomendado para régimen permanente
(IEC 60255–6)
–5 °C a +55 °C
– Límites de temperatura para
almacenamiento prolongado
–25 °C a +55 °C
– Límites de temperatura para el
transporte
–25 °C a +70 °C
Dificultad de lectura
de la pantalla a partir de
+55 °C
¡Almacenamiento y transporte en el embalaje de fábrica!
1
)
Listado en UL (normal 508, Industrial Control Equipment):
– Temperaturas límite para régimen normal
(relés de salida sin excitar)
–20 °C a +70 °C (–4 °F a +158 °F)
– Temperaturas límite con carga máxima
(excitación máx. cont. permitida
de entradas y salidas)
–5 °C a +40 °C
Humedad
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Solicitación de humedad permitida
(+23 °F a +104 °F)
como media del año ≤75 % humedad
relativa; en 56 días del año hasta el 93 %
de humedad relativa; ¡condensación en
funcionamiento no admisible!
263
4 Características técnicas
Se recomienda disponer los equipos de tal manera que no queden expuestos a la
radiación directa del sol ni a cambios de temperatura fuertes, en los que podría llegar
a producirse condensación.
4.1.8
Condiciones de utilización
El equipo de protección está diseñado para ser instalado en locales usuales de relés
e instalaciones, de manera que esté asegurada la compatibilidad electromagnética
(CEM) si la instalación está realizada profesionalmente. Adicionalmente se
recomienda:
• Los contactores y relés que trabajen dentro de un mismo armario o sobre un mismo
cuadro de relés con los dispositivos de protección digitales deberán estar provistos,
por principio, con elementos extintores adecuados.
• En instalaciones de conmutación a partir de 100 kV, se deberán utilizar líneas de
conexión exteriores con un blindaje puesto a tierra por ambos extremos, capaz de
soportar el paso de corriente. En instalaciones de media tensión generalmente no
se necesitan medidas especiales.
• No está permitido sacar o introducir módulos individuales que estén bajo tensión.
En estado desmontado, muchos componentes están expuestos a riesgo
electrostático; al manejarlos se deberán tener en cuenta las normas EIE. En estado
instalado no hay ningún riesgo.
4.1.9
Versiones constructivas
Bastidor
7XP20
Dimensiones
ver dibujos dimensionales, capítulo 4.13
Peso aprox.
– en bastidor para empotrar
– en bastidor para montaje superpuesto
9,5 kg
5,0 kg
Clase de protección según IEC 60529
– para el equipo
en bastidor para montaje superpuesto
en bastidor para empotrar
delante
detrás
– para protección de las personas
Condiciones UL
264
IP 51
IP 51
IP 50
IP 2x con tapa de protección cerrada
“Para uso sobre una superficie plana de
un cerramiento tipo 1”
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
4.2 Protección diferencial
4.2
Protección diferencial
Valores de
respuesta
Corriente diferencial
IDIF>
0,10 A a 20,00 A 1)
(escalón 0,01 A)
Corriente diferencial
al conectar
IDIF CIERRE.>
0,10 A a 20,00 A 1)
(escalón 0,01 A)
Corriente diferencial
Escalón de carga
IDIF>>
0,5 A a 100,0 A 1)
(escalón 0,01 A)
ó ∞ (escalón desactivado)
Tolerancias
– Nivel IDIF>
– Nivel IDIF>>
1)
Tiempos propios
5 % del valor de ajuste
5 % del valor de ajuste
Datos secundarios para IN = 1 A; con IN = 5 A hay que multiplicar las corrientes por 5.
Los tiempos de las órdenes dependen de la velocidad de comunicación.
Tiempos de respuesta/disparo de los escalones IDIF>> aprox.
con una velocidad de transmisión de
mínimo (50 o 60 Hz)
típica
512 kBit/s
128 kBit/s
64 kBit/s
16 ms
20 ms
18 ms
23 ms
24 ms
32 ms
Tiempos de recuperación de los escalones de IDIF>> aprox.
con una velocidad de transmisión de
típica
512 kBit/s
128 kBit/s
64 kBit/s
39 ms
42 ms
52 ms
Tiempos de respuesta/disparo de los escalones IDIF> aprox.
con una velocidad de transmisión de
mínimo (50 Hz)
mínimo (60 Hz)
típica
512 kBit/s
128 kBit/s
64 kBit/s
34 ms
32 ms
38 ms
39 ms
36 ms
44 ms
47 ms
43 ms
57 ms
512 kBit/s
128 kBit/s
64 kBit/s
30 ms
35 ms
45 ms
Tiempos de recuperación de los escalones de IDIF> aprox.
con una velocidad de transmisión de
típica
Tiempos de retardo
Retardo del escalón IDIF>
TIDIF>
0,00 s a 60,00 s
(escalón 0,01 s)
ó ∞ (escalón desactivado)
Retardo del escalón IDIF>
con excitación monofásicaT3I0 1FASE
0,00 s a 60,00 s
(escalón 0,01 s)
ó ∞ (escalón desactivado con excitación
monofásica)
Tolerancias de desarrollo
1 % del valor de ajuste ó 10 ms
Los tiempos ajustados son puros tiempos de retardo
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
265
4 Características técnicas
Austoestabilización
Fallo del transformador de medida en cada extremo del objeto protegido
Relación entre el factor de sobreintensidad de régimen/
y el factor de sobreintensidad nominal n'/n
1,00 a 10,00
(escalón 0,01)
Fallo del transformador de medida siendo n'/n 0,5 % a 50,0 %
(escalón 0,1 %)
Fallo del transformador de medida
siendo n × IN (clase)
0,5 % a 50,0 %
(escalón 0,1 %)
Otras magnitudes de estabilización
(autoestabilización adaptable)
desviación de frecuencia, diferencias
de tiempo de transmisión,
armónicos, calidad de sincronización,
Jitter
Estabilización de
conexión
Relación de estabilización
2º armónico
I2fN/IfN
10 % a 45 %
(escalón 1 %)
1
Intensidad máxima para estabilización
1,1 A a 25,0 A )
Función de bloqueo mutuo
conectable y desconectable
(escalón 0,1 A)
Tiempo activo máximo para función
de bloque mutuo
0,00 s a 60,00 s
(escalón 0,01 s)
T ACT. BLOQUEO CRUZADOó ∞ (activo hasta recuperación)
1)
Datos secundarios para IN = 1 A; con IN = 5 A los valores deben multiplicarse por 5.
Adaptación de los
transformadores
(opcional)
Adaptación de grupos de conexión
0 a 11 (× 30°)
Tratamiento del punto de estrella
con o sin toma de tierra
(por cada arrollamiento)
Operación de
emergencia
Por fallo de la comunicación
véase el capítulo 4.6
Intervalo de trabajo
Frecuencia
Seguimiento de la frecuencia en la gama
0,8 ≤ f/fN ≤ 1,2
estable al acelerar la máquina
266
(escalón 1)
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
4.3 Arrastre del interruptor, disparo directo y remoto externos
4.3
Arrastre del interruptor, disparo directo y remoto externos
Arrastre del
interruptor
Arrastre del otro extremo
con disparo unilateral
activable y desactivable
Disparo directo
externo
Tiempo propio, total
aprox. 12 ms
Retardo del disparo
TTemp. Disparo
Tolerancias de desarrollo
0,00 s a 30,00 s
o ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 s)
1 % del valor de ajuste ó 10 ms
Los tiempos ajustados son puros tiempos de retardo
Disparo remoto
Disparo de los extremos remotor mediante orden a través de entrada binaria acoplada
Tiempos propios, total aprox.
con una velocidad de transmisión de
mínimo
típica
512 kBit/s
128 kBit/s
64 kBit/s
15 ms
18 ms
18 ms
21 ms
24 ms
31 ms
512 kBit/s
128 kBit/s
64 kBit/s
13 ms
15 ms
26 ms
Tiempos de recuperación, total aprox.
con una velocidad de transmisión de
típica
Retardo de disparo
TRETARD TARR 0,00 s a 30,00 s
(escalón 0,01 s)
Retardo de disparo
TRETARD TARR 0,00 s a 30,00 s
(escalón 0,01 s)
Tolerancias de desarrollo
1 % del valor de ajuste o 10 ms
Los tiempos ajustados son puros tiempos de retardo
4.4
Transmisión de órdenes remotas (opcional)
Orden remota
Número de órdenes remotas posibles
4
Tiempos propios, total aprox.
con una velocidad de transmisión de
mínimo
típica
512 kBit/s
128 kBit/s
64 kBit/s
15 ms
18 ms
18 ms
21 ms
24 ms
31 ms
512 kBit/s
128 kBit/s
64 kBit/s
13 ms
15 ms
26 ms
Tiempos de recuperación, total aprox.
con una velocidad de transmisión de
típica
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
267
4 Características técnicas
4.5
Interfaces de activación y protección diferencial topología
Topología
Número de equipos para un objeto protegido2
Interfaz de
activación
– Conexión conductor de fibra óptica
en bastidor para empotrar
en bastidor para montaje
lugar de instalación “D“
por el lado posterior,
superpuestoen el bastidor del pupitre, en la
cara inferior del bastidor
Módulo de conexión para el interfaz de activación, dependiendo de la variante de
pedido:
Módulo
en el equipo
Tipo de
conector
Tipo de fibra
Óptica
Longitud de
onda
Atenuación
admisible del
tramo
Distancia
típica
FO5 1)
ST
Multimodo
62,5/125 µm
820 nm
8 dB
1,5 km
FO6 2)
ST
Multimodo
62,5/125 µm
820 nm
16 dB
3,5 km
FO7 2)
ST
Monomodo
9/125 µm
1300 nm
7 dB
10 km
FO8 2)
FC
Monomodo
9/125 µm
1300 nm
18 dB
35 km
1)Clase de láser 1 según EN 60825–1/ –2 con fibra de vidrio 62,5/125 µm
2)Clase de láser 3A según EN 60825–1/ –2
– Posición de reposo de caracteres
Comunicación de
datos de
protección
“Luz apagada“
Conexión directa:
Velocidad de transmisión
Clase de fibra
Longitud de onda óptica
Atenuación admisible del tramo
Distancia que se puede salvar
512 kBit/s
véase la tabla más arriba
Conexión vía redes de comunicación:
268
Convertidor de comunicaciones
véase Anexo A.1.1 bajo Accesorios
Interfaces de red soportados
G701.1 con 64 kBit/s;
X.21 con 64 ó 128 ó 512 kBit/s;
S0 (RDSI) con 64 ó 128 kBit/s;
cables auxiliares hasta 8 km con 128 kBit/s
Conexión con convert. de comunicac.
véase la tabla más arriba bajo módulo FO5
Tiempo de transmisión máx.
0,1 ms a 30 ms
(escalón 0,1 ms)
Diferencia máx. tiempo de transmisión
0,000 ms a 3,000 ms
(escalón 0,001 ms)
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
4.6 Protección de sobreintensidad diferida
4.6
Protección de sobreintensidad diferida
Modos de función
como protección de sobreintensidad diferida de emergencia o como protección de
sobreintensidad diferida de reserva:
Protección de sobreintensidad diferida de emergenciaactiva si falla la comunicación,
Protección de sobreintensidad diferida de reserva
Curvas
características
Escalones de
intensidad
escalones independientes(S/It.def.)
Escalones dependientes de la
corriente (S/It.idef.)
Escalones de alta
intensidad
Escalones de
sobreintensidad
activa con total independencia
IFa>>, 3I0>>, IFa>, 3I0>
IP, 3I0P se puede seleccionar según las
figuras 4-1 a 4-3 una de las curvas
características
IFa>>(fases)
0,10 A a 25,00 A 1)
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 A)
TFa.I>> (fase)
0,00 s a 30,00 s
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 s)
3I0>> (tierra)
0,05 A a 25,00 A 1)
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 A)
T3I0>> (tierra)
0,00 s a 30,00 s
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 s)
IFa>(fases)
0,10 A a 25,00 A 1)
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 A)
TFa.I> (fase)
0,00 s a 30,00 s
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 s)
3I0> (tierra)
0,05 A a 25,00 A 1)
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 A)
T3I0> (tierra)
0,00 s a 30,00 s
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 s)
0,10 A a 4,00 A 1)
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 A)
TIP (fases)
0,05 s a 3,00 s
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 s)
TIPret (fase)
0,00 s a 30,00 s
(escalón 0,01 s)
3I0P (tierra)
0,05 A a 4,00 A 1)
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 A)
T3I0P (tierra)
0,05 s a 3,00 s
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 s)
Escalones de intensidad
dependientes
IP(fases)
(IEC)
T3I0Pret (tierra) 0,00 s a 30,00 s
Escalones de intensidad
dependientes
IP (fases)
(ANSI)
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
0,10 A a 4,00 A 1)
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 s)
(escalón 0,01 A)
269
4 Características técnicas
DIP (fases)
0,50 s a 15,00 s
ó ∞ (inactivo)
TIPret (fase)
0,00 s a 30,00 s
(escalón 0,01 s)
(escalón 0,01 s)
1
3I0P (tierra)
0,05 A a 4,00 A )
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 A)
D3I0P (tierra)
0,50 s a 15,00 s
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 s)
T3I0Pret (tierra) 0,00 s a 30,00 s
(escalón 0,01 s)
Tolerancias
nominal
a S/It.def.
corrientes
3 % del valor de ajuste ó 1% corriente
tiempos
1 % del valor de ajuste ó 10 ms
Tolerancias
con S/It.idef.
(IEC)
corrientes
tiempos
(ANSI)
tiempos
respuesta a 1,05 ≤ I/IP ≤ 1,15;
ó 1,05 ≤ I/3I0P ≤ 1,15
5 % ± 15 ms para 2 ≤ I/IP ≤ 20
y TIP/s ≥ 1;
ó 2 ≤ I/3I0P ≤ 20
y T3I0P/s ≥ 1
5 % ± 15 ms para 2 ≤ I/IP ≤ 20
y DIP/s ≥ 1;
ó 2 ≤ I/3I0P ≤ 20
y D3I0P/s ≥ 1
Los tiempos ajustados son simples tiempos de retardo.
1)
Otros escalones
independientes
Datos secundarios para IN = 1 A; con IN = 5 A las corrientes tienen que multiplicarse por 5.
Sobreintensidad
Tolerancias
nominal
IFa>>> (fase)
0,10 A a 25,00 A 1)
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 A)
TFa. I>>>
0,00 s a 30,00 s
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 s)
3I0 >>> (tierra) 0,05 A a 25,00 A 1)
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 A)
T3I0 >>>
0,00 s a 30,00 s
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 s)
corrientes
3 % del valor de ajuste ó 1% corriente
Tiempos
1 % del valor de ajuste ó 10 ms
Se necesita autorización a través de una entrada binaria especial.
Los tiempos ajustados son simples tiempos de retardo.
1)
Tiempos propios
de los escalones
independientes
Relaciones de
recuperación
270
Datos secundarios para IN = 1 A; con IN = 5 A las corrientes tienen que multiplicarse por 5.
Tiempo de respuesta, mínimo
aprox. 23 ms con fN = 50 Hz
aprox. 21 ms con fN = 60 Hz
Tiempo de respuesta, típico
aprox. 28 ms con fN = 50 Hz
aprox. 26 ms con fN = 60 Hz
Tiempo de recuperación, típico
aprox. 30 ms con fN = 50 Hz
aprox. 27 ms con fN = 60 Hz
Escalones de intensidad
aprox. 0,95 para I/IN ≥ 0,5
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
4.6 Protección de sobreintensidad diferida
100
100
t [s]
t [s]
30
30
20
20
Tp
10
10
3,2
5
5
1,6
3
2
1
0,5
Tp
3
3,2
0,8
2
0,4
1
1,6
0,2
0,5
0,8
0,3
0,4
0,3
0,2
0,1
0,1
0,05
0,2
0,2
0,1
0,05
1
2
3
5
7
10
20
1
I/Ip
0, 14
[s]
t = ------------------------------------ ⋅ T
p
0, 02
–1
(I ⁄ I )
p
Inversa normal:
(Tipo A)
0,1
0,05
0,05
2
3
5
10
I/Ip
20
13, 5
t = ---------------------------- ⋅ T [s]
p
1
(I ⁄ I ) – 1
p
Muy inversa:
(Tipo B)
1000
100
t [s]
t [s]
300
20
200
10
100
5
50
3
30
Tp
2
20
3,2
10
1,6
5
0,8
1
Tp
3,2
0,5
1,6
0,3
0,2
0,8
0,1
0,4
0,1 0,2
0,05
0,05
1
2
Extremadamente
inversa (Tipo C)
3
5
10
I/Ip
20
80
t = ---------------------------- ⋅ T [s]
p
2
(I ⁄ I ) – 1
p
t
Tp
I
Ip
Tiempo de disparo
Valor de ajuste Factor de tiempo
Corriente de fallo
Valor de ajuste de la corriente
3
0,4
2
0,2
1
0,1
0,05
0,5
1
2
3
5
7
10
20
I/Ip
Inversa de larga
duración:
120
t = ---------------------------- ⋅ T
p
1
(I ⁄ I ) – 1
p
[s]
Observación: Para avería con
derivación a tierra debe leerse 3I0p
Figura 4-1 Curvas características del tiempo de disparo de la protección diferida de sobreintensidad dependiente de la
corriente, según IEC (fases y tierra)
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
271
4 Características técnicas
100
100
t [s]
t [s]
30
30
20
20
10
10
7
7
5
D [s]
5
15
10
3
2
1
5
3
0,7
0,5
2
1
D [s]
0,7
0,5
2
0,3
15
10
0,3
0,2
1
0,1
0,07
0,05
0,5
1
2
3
5
10
0,1
0,07
0,05
20
5
0,2
1
2
3
2
1
0,5
5
10
I/Ip
Inversa/
INVERSA


8, 9341
t =  ------------------------------------------ + 0, 17966 ⋅ D [s]


2, 0938
–1
 ( I ⁄ Ip )

100
t [s]
20
I/Ip


0, 2663
t =  ------------------------------------------ + 0, 03393 ⋅ D [s]


1, 2969
–1
 ( I ⁄ Ip )

Breve inversa/
BREVE INVERSA
100
D [s]
50
15
10
20
5
10
5
3
t [s]
50
20
10
2
5
D [s]
1
3
15
2
10
1
5
2
0,5
1
0,5
0,5
0,3
0,3
0,2
0,2
1
0,1
0,1
0,5
0,05
1
2
3
5
10
20
0,05
2
1
2
3
5
I/Ip
5, 6143 Bastante inversa/ t =  -----------------------+ 2, 18592 ⋅ D [s]
(I ⁄ I ) – 1

BASTANTE INVERSA
p
10
20
I/Ip
Moderadamente inversa/ t =
MODERADAMENTE INVERSA


0, 0103
 ----------------------------------- + 0, 0228 ⋅ D [s]


0, 02
–1
 ( I ⁄ Ip )

Figura 4-2 Curvas características del tiempo de disparo de la protección diferida de sobreintensidad dependiente de la
corriente, según ANSI/IEEE (fases y tierra)
272
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
4.6 Protección de sobreintensidad diferida
500
100
t [s]
t [s]
200
30
100
20
50
30
10
20
5
10
3
D [s]
15
10
2
1
5
0,5
2
1
D [s]
15
0,5
0,3
2
0,2
1
0,1
0,05
5
3
0,5
1
2
3
5
10
20
10
0,3
0,2
5
0,1
0,05
1
2
3
I/Ip
2
1
20
I/Ip


3, 922
t =  ---------------------------- + 0, 0982 ⋅ D [s]


2
 ( I ⁄ Ip ) – 1

IMuy inversa/
MUY INVERSA
5
0,5
10
Extremadamente inversa


5, 64
t =  ---------------------------- + 0, 02434 ⋅ D [s]


2
 ( I ⁄ Ip ) – 1

100
t [s]
30
t
D
I
Ip
20
10
5
3
D [s]
15
2
10
1
5
Tiempo de disparo
Factor de tiempo ajustable
Corriente de fallo
Valor de ajuste de la corriente
0,5
2
0,3
0,2
1
0,1
0,05
Observación: Para avería con
derivación a tierra debe leerse 3I0p
0,5
1
2
3
5
10
20
I/Ip
Uniformememte inversa/ t =
DEFINITIVAMENTE INVERSA


0, 4797
 ----------------------------------------- + 0, 21359 ⋅ D [s]


1, 5625
–1
 ( I ⁄ Ip )

Figura 4-3 Curvas características del tiempo de disparo de la protección diferida de sobreintensidad dependiente de la
corriente, según ANSI/IEEE (fases y tierra)
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
273
4 Características técnicas
4.7
Desconexión rápida de alta tensión
Excitación
Excitación de alta tensión I>>>
0,10 A a 15,00 A 1)
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 A)
Excitación de alta tensión I>>>>
1,00 A a 25,00 A 1)
ó ∞ (inactivo)
(escalón 0,01 A)
Relación de recuperación
aprox. 90 %
Tolerancia de respuesta
≤ 3 % del valor de ajuste ó 1% de IN
1
Tiempos
4.8
) Datos secundarios para IN = 1 A; con IN = 5 A las corrientes tienen que multiplicarse por 5.
Tiempo mínimo de la orden
aprox. 13 ms
Automatismo de reenganche (opcional)
Reenganches
Número de reenganches
máx. 8,
los 4 primeros con parámetros individuales
Clase (dependiendo de la
variante del pedido)
monopolar, tripolar, o mono/tripolar
Control
con excitación u orden de disparo
Tiempos de activación
Arranque posible sin excitación ni
tiempo de activación
0,01 s a 300,00 s; ∞
Tiempos de pausa antes del reenganche 0,01 s a 1800,00 s; ∞
separados para todas las clases y
todos los ciclos
Tiempos de pausa después del
reconocimiento de un fallo consiguiente 0,01 s a 1800,00 s
Tiempo de bloqueo después del
reenganche
Tiempo de bloque tras el
bloqueo dinámico
Tiempo de bloqueo tras la
conexión manual
Tiempo muerto
adaptable/
supervisión de la
tensión de retorno
274
0,50 s a 300,00 s
(escalón 0,01 s)
(escalón 0,01 s)
(escalón 0,01 s)
(escalón 0,01 s)
0,5 s
0,50 s a 300,00 s; 0
(escalón 0,01 s)
Tiempo de supervisión del arranque
Tiempo de supervisión del interruptor
de potencia
0,01 s a 300,00 s
(escalón 0,01 s)
0,01 s a 300,00 s
(escalón 0,01 s)
Clase
con medición de la tensión o
con transmisión de orden
Tiempo de activación
Arranque posible sin excitación
ni tiempo de activación
0,01 s a 300,00 s; ∞
(escalón 0,01 s)
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
4.8 Automatismo de reenganche (opcional)
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Tiempo de pausa máximo
0,50 s a 3000,00 s
(escalón 0,01 s)
Medición de tensión con línea
desconectada
Medición de tensión con línea sin fallos
Tiempo de medida para tensiones
2 V a 70 V (fase-tierra) (escalón 1 V)
30 V a 90 V (fase-tierra) (escalón 1 V)
0,10 s a 30,00 s
(escalón 0,01 s)
Retardo transmisión de la orden de
conexión
0,00 s a 300 s; ∞
(escalón 0,01 s)
275
4 Características técnicas
4.9
Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional)
Verificación del
interruptor
Verificación del flujo de corriente
Relación de recuperación
Tolerancia
0,05 A a 20,00 A 1)
(escalón 0,01 A)
aprox. 0,95
5 % del valor de ajuste o 0,01 A 1)
Verificación de la posición a través de los contactos auxiliares del interruptor de
potencia
– con control tripolar
entrada binaria para el contacto auxiliar del interruptor
– con control monopolar
1 entrada para cada contacto auxiliar por cada polo o
1 entrada para conexión en serie cerrador y abridor
Observación: La protección contra fallo del interruptor puede funcionar también sin los contactos auxiliares
del interruptor de potencia ya indicados, pero con una capacidad reducida. Los contactos auxiliares son
necesarios para la protección contra fallo del interruptor en caso de disparo sin o con un flujo de corriente
muy pequeño (p. ej. protección Buchholz), protección de fallo de un terminal, supervisión de la discrepancia
polar.
1
) Datos secundarios para IN = 1 A; con IN = 5 A las corrientes tienen que multiplicarse por 5.
Condiciones de
arranque
Para la protección contra fallo
del interruptor
Tiempos
Tiempo de respuesta
Tiempo de recuperación interno
(tiempo deseguimiento)
Tiempos de retardo para todos
los escalones
Tolerancia
disparo monopolar interno
disparo tripolar interno
disparo monopolar externo a través
de
disparo tripolar externo
disparo tripolar sin corriente entradas
aprox. 3 ms con las magnitudes de
medición actuales,
aprox. 20 ms al conectar las magnitudes de
medición
≤ 15 ms con magnitudes de medida
senoidales,
≤ 25 ms máximo
0,00 s a 30,00 s; ∞
(escalón 0,01 s)
1 % del valor de ajuste ó 10 ms
Protección contra
fallo de un terminal
con transmisión de señal al extremo opuesto
Tiempos de retardo
Tolerancia
0,00 s a 30,00 s; ∞
(escalón 0,01 s)
1 % del valor de ajuste ó 10 ms
Verificación de la
discrepancia polar
Criterio de arranque
no todos los polos cerrados o abiertos
Tiempo de verificación
Tolerancia
0,00 s a 30,00 s; ∞
(escalón 0,01 s)
1 % del valor de ajuste ó 10 ms
276
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
4.10 Protección de sobrecarga térmica
4.10
Protección de sobrecarga térmica
Intervalos de ajuste
Factor k según IEC 60255–8
0,10 a 4,00
Constante de tiempo
1,0 min hasta 999,9 min (escalón 0,1 min)
τ
Sobretemperatura de advertencia
ΘAviso/ΘDisp.
Escalón de advertencia en función
de la corriente
IAviso
1)
Método de cálculo
Curva
característica
de disparo
Tolerancias
Método de cálculo sobretemperatura
0,10 A a 4,00 A 1)
(escalón 0,01 A)
sobretemperatura máxima de las tres fases
Valor medio de la sobretemperatura de las
tres fases
Sobretemperatura de la intensidad máxima
véase la figura 4-4
Curva característica de disparo
I  2  I prev  2
 ------------ – ------------ k ⋅ I N
 k ⋅ I N
t = τ ⋅ ln -----------------------------------------------I 2
 ------------ –1
 k ⋅ I N
Donde significan:
t
τ
I
Iprev
k
IN
Θ/ΘDisp.
Reposición con ΘAviso
Θ/ΘAviso
aprox. 0,99
I/IAviso
aprox. 0,95
respecto a k · IN
2 %, o 10 mA 1);clase 2 % según
IEC 60 255–8
respecto al tiempo de disparo
3 %, o 1 s; clase 3 % según
IEC 60 255–8 para I/(k·IN) > 1,25
1
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
50 % hasta 100 % referida a la
sobretemperatura de disparo(escalón 1 %)
Datos secundarios para IN = 1 A; con IN = 5 A las corrientes tienen que multiplicarse por 5.
para (I/ k · IN) ≤ 8
Relaciones de
recuperación
(escalón 0,01)
Tiempo de disparo
Calentamiento–Constante de tiempo
Corriente de carga
Corriente de carga previa
Factor de ajuste según IEC 60255–8
Corriente nominal del objeto protegido
) Datos secundarios para IN = 1 A; con IN = 5 A las corrientes tienen que multiplicarse por 5.
277
4 Características técnicas
100
100
t [mín]
t [mín]
50
Parámetro:
Val.aj. Const.
de tiempo
30
50
30
τ [mín]
20
1000
10
500
5
20
Parámetro:
Val.aj. Const.
de tiempo
10
5
τ [mín]
200
1000
3
3
2
100
1
50
2
500
1
200
0,5
0,5
20
0,3
0,2
10
100
0,3
0,2
50
0,1
0,1
5
20
1
0,05
1
2
3
4
5
2
6 7 8
1
0,05
10 12
1
2
5
2
3
4
10
5
6 7 8
I / (k·IN)
sin carga previa
I - 2
 ------------k ⋅ I 
N
t = τ ⋅ ln -------------------------------- [mín]
I - 2
 ------------k ⋅ I  – 1
N
10 12
I / (k·IN)
con 90 % carga previa
2
I prev
I - 2  ------------ -------------
–

k ⋅ I 
 k ⋅ I N
N
t = τ ⋅ ln --------------------------------------------------- [mín]
I - 2
 ------------k ⋅ I  – 1
N
Figura 4-4 Curvas características de disparo de la protección de sobrecarga
278
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
4.11 Supervisión de funciones
4.11
Supervisión de funciones
Magnitudes de
medida
Corriente suma
Σ|i|
– LIM. SUM. I
– FAC. SUM.
Simetría de intensidad
– FAC. SIM. I
– LIM. SIM. I
Simetría de tensión
– FAC. SIM. U
– LIM. SIM. U
Rotura de hilo
1)
Supervisión del
circuito de disparo
IF = |iL1 + iL2 + iL3 + kI · iE | >
LIM. SUM. I + FAC. SUM. I ·
0,05 A a 2,00 A1)
0,00 a 0,95
(escalón 0,01 A1)
(escalón 0,01)
|Imín. | / |Imáx. | < FAC. SIM. I
en tanto Imáx > LIM. SIM.
0,10 a 0,95
(escalón 0,01)
0,10 A a 1,00 A1)
(escalón 0,01 A1)
|Umín | / |Umáx | < FAC. SIM. U
en tanto |Umax| > LIM. SIM.
0,58 a 0,95
(escalón 0,01)
10 V a 100 V
(escalón 1 V)
Verificación de los circuitos del
transformador de medida de intensidad
por salto de corriente en una fase sin
corriente de derivación a tierra
Datos secundarios para IN = 1 A; con IN = 5 A los valores deben multiplicarse por 5.
Número de circuitos vigilados
1a3
Modalidad de trabajo de cada circuito
con 1 entrada binaria ó 2 entradas binarias
Tiempo de respuesta y de recuperación aprox. 1 s a 2 s retardo de mensaje
ajustable a
Modalidad de trabajo con 1 entrada binaria 1 s a 30 s(escalón 1 s)
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
279
4 Características técnicas
4.12
Funciones adicionales
Valores de régimen
medidos
Valores de régimen medidos
para intensidades
– Tolerancia
Valores de régimen medidos
para intensidades
IL1; IL2; IL3
en A primario y secundario y en % de IN oper
1 % del valor medido ó 1 % de IN
– Tolerancia
3I0; I1; I2
en A primario y secundario
1 % del valor medido ó 1 % de IN
Ángulos de fase de las corrientes
ϕ(IL1–IL2); ϕ(IL2–IL3); ϕ(IL3–IL1) in °
– Tolerancia
1° con corriente nominal
Valores de régimen medidos
para tensiones
– Tolerancia
Valores de régimen medidos
para tensiones
– Tolerancia
Valores de régimen medidos
para tensiones
– Tolerancia
Valores de régimen medidos
para tensiones
UL1–L2; UL2–L3; UL3–L1
en kV primario y V secundario
1 % del valor medido ó 1 % de UN
UL1–E; UL2–E; UL3–E
en kV primario y V secundario
1 % del valor medido ó 1 % de UN
UL1–E; UL2–E; UL3–E
en % UN oper/√3
2 % del valor medido ó 2 % de UN
– Tolerancia
3U0; U1; U2
en kV primario y V secundario
1 % del valor medido ó 1 % de UN
2 % para 3U0, si se calcula
Ángulos de fase de las tensiones
ϕ(IL1–IL2); ϕ(IL2–IL3); ϕ(IL3–IL1) in °
– Tolerancia
1° con tensión nominal
Ángulos de fase de tensiones y corrientes
(si las tensiones están conectadas)
ϕ(UL1–IL1); ϕ(UL2–IL2); ϕ(UL3–IL3) in °
– Tolerancia
Valores de régimen medidos
para potencias
(si las tensiones están conectadas)
– Tolerancia
1° con tensión nominal y corriente nominal
S; P; Q (potencia aparente, activa y
reactiva)
en MVA, MW o Mvar primario
2 % del valor medido de la potencia
aparente
ó 1 MVA/MW/Mvar
Valores de régimen medidos del factor de potenciacos ϕ
(si las tensiones están conectadas)
280
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
4.12 Funciones adicionales
– Tolerancia
0,02 con tensión nominal y corriente
nominal
Valor de régimen medido para la frecuenciaf
en Hz
– Rango
10 Hz a 75 Hz
– Tolerancia
20 mHz en el rango fN ±10 %
con valores nominales
Valor de régimen medido para el
valor térmico
(si hay protección de sobrecarga)
Valores medidos de la
protección diferencial es
Valores remotos medidos de corrientes
ΘL1; ΘL2; ΘL3; Θres
referido a la sobretemperatura de disparo
ΘDISP
IDIFL1; IDIFL2; IDIFL3;
IESTABL1; IESTABL2; IESTABL3
en % IN oper
IL1; IL2; IL3 del terminal remoto en % IN oper;
ϕ(IL1); ϕ(IL2); ϕ(IL3) (remoto frente a local)
en °
Valores remotos medidos para tensiones UL1; UL2; UL3 del terminal remoto
en % UN oper/√3;
ϕ(UL1); ϕ(UL2); ϕ(UL3) (remoto frente a
local) en°
Memoria de
mensajes
operativos
Capacidad
200 entradas
Registro de casos
de avería
Registro de los mensajes de los últimos 8 casos de avería con un total de máx. 200
entradas
Registro de los
valores de avería
Número de casos de avería almacenados
máx. 8
Tiempo de almacenamiento
máx. 5 s por cada avería
aprox. 15 s en total
Trama para fN = 50 Hz
Trama para fN = 60 Hz
1 ms
0,83 ms
Los registros de los valores de avería se sincronizan entre los extremos.
Valores
estadísticos
Número de
desconexiones
Número de reenganches
Reenganches automáticos
ordenadas por el equipo, separadas por
cada polo del interruptor
ordenados por el equipo, separados por AR
monopolares y tripolares;
separados para el 1º ciclo de AR
y todos los demás
Suma de las corrientes de desconexión separada por cada polo del interruptor
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Corriente desconectada máxima
separada por cada polo del interruptor
Disponibilidad de transmisión
Tiempo requerido para la transmisión
Disponibilidad en %/min y en %/h
Resolución 0,01 ms
281
4 Características técnicas
Asignación del
tiempo real y
batería tampón
Resolución para mensajes operativos
1 ms
Resolución para mensajes de
casos de avería
1 ms
Batería tampón
Tipo: 3 V/1 Ah, tipo CR 1/2 AA
Tiempo de autodescarga aprox. 10 años
Sincronización de
tiempos
Modos operativos:
Funciones a definir
por el usuario
(CFC)
Tiempos de procesamiento de los módulos funcionales:
Interno
IEC 60870–5–103
Interno a través de RTC
Externo a través del interfaz del sistema
(IEC 60870–5–103)
Señal horaria IRIG B
Externa a través de IRIG B
Señal horaria DCF77
Externa a través de la señal horaria DCF77
Sincronización GPS
Externa a través de señal GPS
Señal horaria Caja de sincroniz.
Externa a través de caja de sincroniz.
Impulso a través de entrada binaria
Externa con impulso a través de entrada
binaria
y entre los equipos del maestro de tiempo absoluto
Módulo,necesidad básica
a partir de la 3ª entrada adicional con
módulos genéricos por cada entrada
Enlace con el subtítulo de la entrada
Enlace con el subtítulo de la salida
adicionalmente por cada plan
5 TICKS
1 TICK
6 TICKS
7 TICKS
1 TICK
Número máximo de TICKS en los niveles de procesamiento:
MW_BEARB (procesamiento de los valores medidos)
PLC1_BEARB (procesamiento PLC lento)
PLC_BEARB (procesamiento PLC rápido)
SFS_BEARB (protección de fallo del interruptor)
282
10000 TICKS
1900 TICKS
200 TICKS
10000 TICKS
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
4.13 Dimensiones
4.13
Dimensiones
Montaje en paneles
de mandos y
armarios
(Tamaño del
bastidor 1/3)
29,5
172
34
29,5
2
172
29 30
150
145
244
Placa de montaje
266
244
266
Placa de montaje
2
34
Vista lateral (con bornas de tornillo)
Vista lateral (con bornas de enchufe)
Vista posterior
146 +2
245
0,3
255,8 ±
+1
5 o M4
5,4
6
13,2
105 ±
7,3
131,5
Dimensiones en mm
0,5
± 0,3
Hueco del panel de mandos
Figura 4-5 Dibujo dimensional de un 7SD610 para montaje en paneles de mandos y armarios (tamaño del bastidor 1/3)
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
283
4 Características técnicas
Montaje sobre
panel de mandos
(Tamaño del
bastidor 1/3)
165
144
10,5
45
46
60
9
1
280
320
344
150
29,5
266
31
260
15
30
16
71
Vista frontal
Dimensiones en mm
Vista lateral
Figura 4-6 Dibujo dimensional de un 7SD610 montado sobre panel de mandos (tamaño del bastidor 1/3)
„
284
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A
Anexo
El anexo sirve en primera línea como obra de consulta para el usuario experimentado.
Contiene los datos del pedido, planos de conjunto y de conexión, preajustes, así
como tablas con todos los parámetros e informaciones del equipo con su capacidad
máxima de funcionamiento.
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.1
Datos del pedido y accesorios
286
A.2
Planos de conjunto
291
A.3
Ejemplos de conexión
293
A.4
Preajustes
295
A.5
Funciones según el protocolo
298
A.6
Resumen de parámetros
299
A.7
Listas de información
313
A.8
Lista de valores medidos
333
285
A Anexo
A.1
Datos del pedido y accesorios
7
Protección diferencial para líneas con dos terminales
7SD610
Entrada de medida
Iph = 1 A, Ie = 1 A
Iph = 5 A, Ie = 5 A
_
8
9 10 11 12
_
13 14 15 16
0
1
5
Tensión auxiliar (alimentación de corriente, umbral de conmutación de las introducciones binarias)
DC 24 V a 48 V, umbral introducciones binarias 17 V 2)
DC 60 V a 125 V 1), umbral introducciones binarias 17 V 2)
DC 110 V a 250 V 1), AC 115 a 230 V, umbral introducciones binarias 73 V 2)
Bastidor / Número de entradas y salidas
EB: Salidas binarias, SB: Relé de salida
Bastidor de montaje con bornas de clavija, 1/3 × 19", 7 EB, 5 SB, 1 contacto activo
Bastidor de montaje con doble regleta de bornas, 1/3 × 19", 7 EB, 5 SB, 1 contacto activo
Bastidor de montaje con bornas de clavija, 1/3 × 19", 7 EB, 5 SB, 1 contacto activo
2
4
5
E
B
K
Preajustes específicos de una región/indicación de funciones y preajustes de idioma
Región DE: 50 Hz; Curvas características IEC; idioma alemán (idioma modificable)
Región mundo: 50/60 Hz; Curvas características IEC/ANSI; idioma inglés (idioma modificable)
Region EE.UU.: 60 Hz; Curvas características ANSI, idioma inglés americano (idioma modificable)
A
B
C
(Puerto B): Interfaz del sistema: Funcionalidad y hardware
sin interfaz del sistema
Protocolo IEC, eléctrico RS232
Protocolo IEC, eléctrico RS485
Protocolo IEC, óptico 820 nm, clavija ST
otros protocolos, véase indicación adicional L
0
1
2
3
9
Indicación adicional L
Puerto C: Interfaz del sistema
+ L
Profibus FMS Slave, eléctrico RS485
Profibus DP Slave, óptico 820 nm, anillo doble, clavija ST3)
DNP3.0, eléctrico RS485
DNP3.0, óptico 820 nm, anillo doble, clavija ST3)
0
0
0
0
A
B
G
H
Puerto C: Interfaz DIGSI/Modem e interfaz de activación 1
véase indicación adicional M
9
+ M
Indicación adicional M
Puerto C: Interfaz DIGSI/Módem
ningún interfaz DIGSI/Modem
DIGSI 4, eléctrico RS232
DIGSI 4, eléctrico RS485
0
1
2
Puerto D: Interfaz de activación 1
Óptico 820 nm, 2 clavijas ST, conductor de fibra óptica hasta 1,5 km de longitud, para conexion directa
o redes de comunicación
Óptico 820 nm, 2 clavijas ST, conductor de fibra óptica hasta 3,5 km de longitud, para conexión directa a través
de fibra multimodo
Óptico 1300 nm, 2 clavijas ST, conductor de fibra óptica hasta 10 km, para conexión dir. a través de fibra monomodo
Óptico 1300 nm, 2 clavijas FC, conductor de fibra óptica hasta 35 km de longitud, para connexion directa a través
de fibra monomodo
A
B
C
D
1
) las dos zonas de tensión auxiliar se pueden transformar una en otra mediante puentes enchufables
los umbrales EB se pueden ajustar en dos niveles mediante puentes enchufables por cada entrada binaria
3) no es posible en bastidor para montaje superpuesto (lugar 9 = F). Para montaje superpuesto debe pedir un equipo con
el correspondiente interfaz eléctrico RS485 y los accesorios correspondientes A.1.1 bajo “Convertidor externo“
2)
é
286
l
á i
i
i
t
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.1 Datos del pedido y accesorios
7
Protección diferencial para líneas con dos terminales
Funciones 1
Disparo tripolar
Disparo tripolar
Disparo mono/tripolar
Disparo mono/tripolar
7SD610
_
8
9 10 11 12
sin reenganche automático
con reenganche automático
sin reenganche automático
con reenganche automático
Funciones de reserva
sin protección contra fallo del interruptor
con protección contra fallo del interruptor
Funciones adicionales 1
4 órdenes remotas Ampliaciones de los transformadores (adaptación del grupo de conmutación)
sin
sin
sin
con
con
sin
con
con
sin sincronización GPS externa de la protección diferencial
con sincronización GPS externa de la protección diferencial
Ejemplo de pedido:
_
13 14 15 16
0
0
1
2
3
B
C
A
E
J
N
0
1
7SD6101–4BA39–2BJ0 +M1A
Protección diferencial para líneas con dos terminales
aquí: La pos. 12 = 9 señala a M1A, también versión con interfaz DIGSI RS232 en la parte posterior
Interfaz de activación 1 820 nm conexión directa o redes de comunicación
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
287
A Anexo
A.1.1
Accesorios
Convertidor de
comunicación
Transformadores
de bloqueo
Convertidor para el acoplamiento en serie de la protección diferencial 7SD610 a los
interfaces X.21 o G.703 (X/G), a líneas RDSI (S0) o a Líneas de comunicación (CoCo).
Denominación
Número de pedido
Convertidor de comunicación óptico-eléctrico Co-X/G
7XV5662–0AA00
Convertidor de comunicación óptico-eléctrico Co-S0
7XV5662–0AB01
Convertidor de comunicación óptico-eléctrico Co-Co
7XV5662–0AC00
Los transformadores de bloqueo se necesitan en uniones de cobre si la tensión
longitudinal inducida en lols conductores puede generar más del 60 % de la tensión
de prueba en el convertidor de comunicación (esto supone 3 kV en Co-Co). Se
conectan entre el convertidor de comunicación y la línea de comunicación.
Denominación
Número de pedido
Transformador de bloqueo 20 kV tensión de prueba
7XR6516
Denominación
Número de pedido
Receptor de GPS con antena y cable
7XS5400–0AA00
Parte de la red de largo alcance
7XV5810–0BA00
Valores nominales
Número de pedido
térmico 1,6 A; magnético 6 A
3RV1611–1AG14
GPS
Conector de
protección del
transformador de
tensión
Convertidor
externo
Módulos de interfaz
En bastidores de montaje superpuesto no existe la posibilidad de interfaces ópticos
para Profibus y DNP3.0. Debe pedir un equipo con el correspondiente interfaz
eléctrico RS48 y adicionalmente el convertidor indicado a continuación.
para interfaz
Pida el equipo con
accesorios adicionales
Profibus DP anillo doble
Profibus DP RS485
6GK1502–4AB10
7XV5810–0BA00
DNP3.0 820 nm
DNP3.0 RS485
7XV5650–0BA00
Módulos para sustitución de interfaces
Denominación
Número de pedido
RS232
C53207–A351–D641–1
RS485
C53207–A351–D642–1
LWL 820 nm
C53207–A351–D643–1
Profibus DP, RS485
C53207–A351–D611–1
Profibus DP; LWL 820 nm anillo doble
C53207–A351–D613–1
DNP 3.0; RS485
C53207–A351–D631–3
1)
288
se utiliza también para la conexión a un convertidor de comunicación óptico-eléctrico
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.1 Datos del pedido y accesorios
Denominación
Número de pedido
DNP 3.0, LWL 820 nm
C53207–A351 –D633-3
1
F05 con clavija ST; 820 nm; fibra multimodo hasta 1,5 km ) C53207–A351– D651–1
F06 con clavija ST; 820 nm; fibra multimodo hasta 3 km
C53207–A351–D652–1
F07 con clavija ST; 1300 nm; fibra monomodo hasta 10 km
C53207–A351–D653–1
F08 con clavija FC; 1300 nm; fibra monomodo hasta 35 km
C53207–A351–D641–1
1
) se utiliza también para la conexión a un convertidor de comunicación óptico-eléctrico
Tapas de cubierta
Puentes
deconexión
Tapas de cubierta para tipos de bornas
Número de pedido
Borna de tensión 18 polos, borna de intensidad 12 polos
C73334–A1–C31–1
Borna de tensión 12 polos, borna de intensidad 8 polos
C73334–A1–C32–1
Puentes de conexion como Jumper-Kit
Número de pedido
3 unidades para clavijas de intensidad +
6 unidades para clavijas de tensión
C73334–A1–C40–1
Caja de conectores
Número de pedido
2 polos
C73334–A1–C35–1
3 polos
C73334–A1–C36–1
Denominación
Número de pedido
Perfil angular
C73165–A63–C200–3
Batería de litio 3 V/1 Ah, Tipo CR 1/2 AA
Número de pedido
VARTA
6127 101 501
Caja de conectores
Perfiles angulares
para montaje en
bastidor de 19"
Batería tampón
Cable de interfaz
Software de
usuario
DIGSI®
Para la comunicación entre el equipo SIPROTEC y el PC o Laptop se necesita un
cable de interfaz así como el software de usuario DIGSI®: Se requiere como mínimo
MS–WINDOWS 95 o MS–WINDOWS NT 4.
Cable de interfaz entre PC y SIPROTEC
Número de pedido
Cable con conector de 9 polos/clavija de 9 polos
7XV5100–4
Software para la configuración y manejo de equipos SIPROTEC® 4
Software de maniobra de protección y configuración DIGSI® Número de pedido
DIGSI®, Versión base con licencia para 10 ordenadores
7XS5400–0AA00
DIGSI®
7XS5400–0AA00
, Versión completa con todos los paquetes de
opciones
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
289
A Anexo
Programa de
evaluación gráfica
SIGRA
DIGSI REMOTE 4
SIMATIC CFC 4
290
Software para la visualización gráfica, análisis y evaluación de listados de averías
(paquete opcional para DIGSI®versión completa)
Programa de evaluación SIGRA®
Número de pedido
Versión completa con licencia para 10 ordenadores
7XS5400–0AA00
Software para el mando a distancia de equipos de protección a través de módem (y
eventualmente acopladores de estrella) bajo DIGSI®. Idioma: Alemán
(paquete opcional para DIGSI® versión completa)
DIGSI REMOTE 4
Número de pedido
Versión completa con licencia para 10 ordenadores
7XS5440–1AA00
Software para la parametrización gráfica de condiciones de bloqueo y elaboración de
funciones ampliadas (paquete opcional para DIGSI®versión completa)
SIMATIC CFC 4
Número de pedido
Versión completa con licencia para 10 ordenadores
7XS5400–0AA00
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.2 Planos de conjunto
A.2
Planos de conjunto
A.2.1
Bastidor para empotrar en panel de mandos y en armario
7SD610∗–∗B/K
IL2
SB1
SB2
SB3
IL3
SB4
I4
SB5
IL1
R15
R17
R18
R16
R13
R14
UL1
UL2
UL3
F5
F6
F7
F8
F9
F10
R9
R10
R11
R12
EB1
EB2
EB3
EB4
EB5
R1
R2
R3
R4
R5
R6
R7
R8
U4
EB6
EB7
Contacto
activo
1 2
F3
3 2
Fuente de
alimenta
-ción
(~)
F4
+
F1
-
F2
Interfaz de activación 1
D
Interfaz de servicio
C
Interfaz del sistema
B
Sincroniz. de tiempos
A
Ocupación de pines de los
interfaces, véanse las tablas 3-11
y 3-12 en el capítulo 3.2.1
Q1
Q2
Q3
Q4
Q5
Q6
Q7
Q8
Interfaz de maniobra
frontal
Puesta a tierra
pared posterior
del bastidor
Condensadores de
protección de fallo
en las salidas de relé,
cerámica, 4,7 nF, 250 V
Figura A-1 Plano de conjunto 7SD610 ∗−∗B/K (para empotrar en panel de mandos y en
armario)
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
291
A Anexo
A.2.2
Bastidor para montaje sobre panel de mandos
7SD610∗–∗F
IL1
IL2
SB1
SB2
SB3
IL3
SB4
I4
SB5
45
44
60
59
26
25
UL1
UL2
UL3
37
36
35
34
33
52
54
39
53
38
EB1
EB2
EB3
EB4
EB5
43
58
42
57
56
41
55
40
U4
EB6
Contacto
activo
1 2
31
3 2
Fuente de
alimentación
(~)
32
+
10
-
11
Borna de toma
de tierra (16)
EB7
Sincronización
de tiempos
2
17
3
18
4
19
1
Interfaz de activación 1
D
Interfaz de servicio
C
Interfaz del sistema
B
IN SYNC
IN 12 V
COM SYNC
COMMON
IN 5 V
IN 24 V
Pantalla
Ocupación de
pines de los
interfaces, véase la
tabla 3-11 en el
15
30
14
29
13
28
12
27
Interfaz de maniobra
frontal
Puesta a tierra
lado del
bastidor
Condensadores de
protección de fallo
en las salidas de relé,
cerámica, 4,7 nF, 250 V
Figura A-2 Plano de conjunto 7SD610∗−∗F (montaje sobre el panel de mandos)
292
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.3 Ejemplos de conexión
A.3
Ejemplos de conexión
Ejemplos de
transformadores de
intensidad
Bastidor para montaje superpuesto
Bastidor para empotrar
15
14
L
Q1
Q3
13
Q5
12
Q7
IL1
IL2
IL3
Q2
30
Q4
29
Q6
28
Q8
27
l
k
K
I4
7SD610
L1
L2
L3
Figura A-3 Conexiones de los transformadores de medida de intensidad a 3 transformadores
de medida de intensidad y a la corriente en el punto de estrella
(Conexión normal)
Bastidor para montaje superpuesto
Bastidor para empotrar
15
L
Q1
14
Q3
13
Q5
27
Q8
IL1
IL2
IL3
Q2
30
Q4
29
Q6
28
Q7
12
l
k
K
I4
7SD610
L1
L2
L3
L
l
K
k
¡Importante! ¡La puesta a tierra del blindaje del cable tiene que realizarse en el lado
del cable!
Observación:La conmutación de la polaridad de la corriente (dirección 0201) produce
también un cambio de polaridad de la entrada de corriente I4!
Figura A-4 Conexiones de transformadores de medida de intensidad en 3 transformadores
de medida de intensidad y en transformador de medida con derivación a tierra
independiente (transformador de medida sumador o transformador de medida
toroidal)
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
293
A Anexo
Ejemplos de
transformadores de
medida de
tensión
L1
L2
L3
Bastidor para montaje superpuesto
Bastidor para empotrar
45 R15
U
V
44 R17
60 R18
u
UL1
UL2
UL3
59 R16
v
7SD610
Figura A-5 Conexiones de los transformadores de medida de tensión a 3 transformadores de
medida de tensión conectados en estrella (Conexión normal)
L1
L2
L3
Bastidor para montaje superpuesto
Bastidor para empotrar
45 R15
U
V
44 R17
60 R18
e
n
u
v
UL1
UL2
UL3
59 R16
26 R13
U4
25 R14
7SD610
Figura A-6 Conexiones de los transformadores de medida de tensión a 3 transformadores de
medida de tensión conectados en estrella y arrollamiento en triángulo abierto
adicional (arrollamiento e–n)
294
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.4 Preajustes
A.4
Preajustes
Entradas binarias
Tabla A-1
Entradas binarias preajustadas
Introducción
binaria
Salidas binarias
Nº de
mensaje
Observaciones
EB1
>Arrastre 3 polos
3504
Arrastre del interruptor, tripolar
H–activo
EB2
>Confirmación de
LED
0005
Reajustar las indicaciones LED,
H–activo
EB3
>Bloqueo dif
3525
Bloqueo de la protección diferencial,
H–activo
EB4
>exterior DESC
3pol
4417
Disparo tripolar desde el exterior,
H–activo
EB5
>S/It.def./idef. I>>
blk
>S/It.def./idef. I>
blk
>S/It.def./idef. Ip
blk
>S/It.def./idef. Ie>>
blk
>S/It.def./idef. Ie>
blk
>S/It.def./idef. Iep
blk
>S/It.def./idef. I>>>
blk
>S/It.def./idef.
Ie>>> blk
7104
7105
7106
7107
7108
7109
7130
7132
Bloqueo de los niveles de protección
de sobreintensidad temporizada
todos H–activos
EB6
>Modo de prueba
3194
Pasar a modo de prueba,
H–activo
EB7
>IP1 listo
0371
Interruptor de potencia listo para ciclo
DESC-CONEC-DESC, H activo
Tabla A-2
Relé de
salida
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Texto corto
Relés de salida preajustados
Texto corto
Nº de
mensaje
Observaciones
SB1
Exc.Equ. L1
0503
Excitación equipo (general) fase L1,
sin registrar
SB2
Exc.Equ. L2
0504
Excitación equipo (general) fase L2,
sin registrar
SB3
Exc.Equ. L3
0505
Excitación equipo (general) fase L3,
sin registrar
SB4
Equipo DESCON
0511
Orden de disparo equipo (general),
sin registrar
SB5
Equipo DESCON
0511
Orden de disparo equipo (general),
sin registrar
295
A Anexo
Señales LED
Tabla A-3
Señales LED preajustadas
Diodo
luminoso
Teclas de
funciones
Texto corto
296
Observaciones
LED1
Equipo DESCON
0511
Orden de disparo equipo (general),
registrada
LED2
Exc.Equ. L1
0503
Excitación equipo (general) fase L1,
registrada
LED3
Exc.Equ. L2
0504
Excitación equipo (general) fase L2,
registrada
LED4
Exc.Equ. L3
0505
Excitación equipo (general) fase L3,
registrada
LED5
Par. inconsistente
3235
Inconsistencia entre los ajustes de los
equipos, sin registrar
LED6
INT 1
PERTURBACIÓN
3229
Perturbación en el interfaz de
activación, sin registrar
LED7
DT inconsistente
DT desigual
Dir. G igual
3233
3234
3487
Inconsistencias entre los equipos:
Tabla de equipos (Device Table) o
ambos equipos con la misma
dirección, sin registrar
Las 4 teclas de funciones en el frente tienen el siguiente preajuste:
Tecla de función
Planos CFC
preconfeccionados
Nº de
mensaje
Texto corto
Observaciones
F1
Salto en el menú “Mensajes operativos”
F2
Salto en el menú “Valores de régimen medidos
primario”
F3
Salto en el menú “Aviso de avería”.
→ “último“ caso de fallo
F4
sin preajustar
7SD610 contiene una hoja de trabajo con planos CFC preconfeccionados. Estos
transforman las introducciones binarias “>bloqueo MM“ y “>modo de prueba“ de
mensajes individuales (MI) en mensajes individuales internos (MII).
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.4 Preajustes
Negator bloqueo MM
NEG
Negator
"IN: Equipo >Bloqueo MM AS"
BO X1
PLC1_BEA
1/–
"OUT: Equipo EntrMMSp IE"
Y BO
Temporizador
TEMPORIZADOR
universal T
N: Prot.difer >Modo prueba MI"
0
10
10
BO R
BO S
I T1x1ms
I T2x1ms
PLC1_BEA
4/–
OR
OR
Puerto OR
Q BO
QT1 BO
QT2 BO
BO X1
BO X2
PLC1_BEA
5/–
Y BO
COM
INVERT
N: Prot.difer >Modo prueba MI"
NEG
Negator
BO X1
BOOL_TO_IC
PLC1_BEA
Bool según Int. 6/–
PLC1_BEA
2/–
Y BO
DM
BUILD_DI
PLC1_BEA
Generación Dopp
3/–
0
N: Prot.difer >Modo prueba MI"
BO TYP_DP_I
BO VAL OFF
BO VAL ON
Y W
16#0
16#0
0
W ORIGIN
W PROP
I TIMx100m
BO TRIG
W VAL
IE BO
"OUT: Prot.dif. modo pru. MII"
Figura A-7 CFC-Planos para el bloqueo de transmisión (arriba) y para el modo de prueba de la protección diferencial
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
297
A Anexo
A.5
Funciones según el protocolo
Protocolo →
Función ↓
IEC 60870–5–103
Profibus DP
DNP3.0
Valores de régimen
medidos
Sí
Sí
Sí
Valores de recuento
Sí
Sí
Sí
Listado de fallos
Sí
No
No
Mensajes y objetos a
proteger definidos por el
usuario
Sí
“Mensajes definidos
por el usuario”
predefinidos en
CFC
“Mensajes definidos
por el usuario”
predefinidos en
CFC
Sincronización de tiempos Vía protocolo;
DCF77/IRIGB/GPS;
Interfaz;
Entrada binaria
Vía protocolo;
DCF77/IRIGB/GPS;
Interfaz;
Entrada binaria
Vía protocolo;
DCF77/IRIGB/GPS;
Interfaz;
Entrada binaria
Mensajes con marca de
tiempo
No
Sí
Sí
Ayudas para la puesta en marcha
Bloquear mensajes y
valores medidos
Sí
No
No
Generar mensajes de
prueba
Sí
No
No
Modo físico
Asíncrono
Asíncrono
Asíncrono
Modo de transmisión
Cíclico/puntual
Cíclico/puntual
Cíclico/puntual
Velocidad binaria
4800 bis 38400
hasta 1,5 Mbaudios 2400 bis 19200
Modelo
RS232;
RS485;
Conductor de fibra
óptica
RS485;
Conductor de fibra
óptica
(Anillo doble)
Datos adicionales
298
RS485;
Conductor de fibra
óptica
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.6 Resumen de parámetros
A.6
Resumen de parámetros
Observaciones:
En función del tipo y variante del pedido pueden faltar algunas direcciones o tener unos preajustes diferentes.
En la siguiente lista se indican las gamas de ajuste y preajustes para una intensidad nominal secundaria de IN
= 1 A. Para una corriente nominal secundaria de IN = 5 A estos valores deberán multiplicarse por 5.
Las direcciones que llevan congada una “A“ sólo se pueden modificar mediante DIGSI® bajo “Otros
parámetros”.
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
103
CONMUT. PARAM.
no disponible
disponible
no disponible
Conmutación del grupo de
parámetros
110
DISPARO
sólo tripolar
mono/tripolar
sólo tripolar
Comportamiento al disparo
112
PROT-DIF
disponible
no disponible
disponible
Protección diferencial
118
SINC-GPS
disponible
no disponible
no disponible
Sincronización GPS
122
ACOPLAMIENTO
EXT.
no disponible
disponible
no disponible
Acoplamiento exterior
124
DESCONEX.
RÁPIDA
no disponible
disponible
no disponible
Desconexión rápida
126
SOBRETENSIÓN
no disponible
S/It.def./idef. (curvas IEC)
S/It.def./idef. (curvas ANSI)
no disponible
Protección de sobreintensidad
temporizada
133
REENG-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
ASP
no disponible
no disponible
Reenganche automático
134
REAU.
CLASE DE
SERVICIO
Con excitación y tiempo de
Con orden de
activación
disparo y tiempo
Con excitación sin tiempo de de activación
activación
Con orden de disparo y
tiempo de activación
Con orden de disparo sin
tiempo de activación
Clase de funcionamiento del
RE.AU.
139
FALLO
INTERRUPTOR
no disponible
disponible
Protección contra fallo del
interruptor
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
no disponible
299
A Anexo
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
140
SUPERVISIÓN
CIRCUITO
DISPARO
no disponible
1 circuito
2 circuitos
3 circuitos
no disponible
Supervisión del circuito de
disparo
142
SOBRECARGA
no disponible
disponible
no disponible
Protección de sobrecarga
144
TRANSFORM-U
no conectado
conectado
no conectado
Transformador de medida de
tensión
145
TRANSF.
No
Sí
No
Transformador en la zona
protegida
Dir.
Parámetro
Función
Posibilidades de
ajuste
Preajuste
Explicación
201
PUNTO DE
ESTRELLA
TRANSF. MEDIDA
INTENSIDAD
Datos de la
instalación 1
Línea
Barras colectoras
Línea
El centro de estrella del
transformador de medida
de intensidad está en
dirección
203
TENSIÓN NOM.
PRIM. TRANSF.
MEDIDA INTENS.
Datos de la
instalación 1
0.4..1200.0 kV
11.0 kV
Tensión nominal primaria
del transformador de
medida
204
TENSIÓN NOM.
SECUN. TRANSF.
MEDIDA INTENS.
Datos de la
instalación 1
80.0,125 V
100 V
Tensión nominal
secundaria del
transformador de medida
205
INTENS. NOM.
PRIM. TRANSF.
MEDIDA INTENS.
Datos de la
instalación 1
10..5000 A
400 A
Intensidad nominal primaria
del transformador de
medida
206
INTENS. NOM.
Datos de la
SECUND. EQUIPO instalación 1
1A
5A
1A
Intensidad nominal del
equipo, secundaria
210
TRANSF. MEDIDA
U4
no conectado
Transformador de
medida Uen
no conectado
Transformador de medida
U4, conectado como
211
Trans. med. Uf/Uen Datos de la
instalación 1
0.10..9.99
1.73
Factor de adaptación UpH /
Uen
220
TRANSF. MEDIDA
I4
Datos de la
instalación 1
no conectado
Ie, línea propia
no conectado
Transformador de medida
I4, con. como
221
TRANSF. MEDIDA
I4/Iph
Datos de la
instalación 1
0.010..5.000
1.000
Factor adaptación para
transform. I4 (I4/Iph)
230
FRECUENCIA
NOMINAL
Datos de la
instalación 1
50 Hz
60 Hz
50 Hz
Frecuencia nominal
240A
T. MÍN. ORDEN
DESC.
Datos de la
instalación 1
0.02..30.00 s
0,10 s
Duración mínima de la
orden de disparo
241A
T. Máx.Orden
Conex
Datos de la
instalación 1
0.01.0,30.00 s
1.00 s
Duración máxima de la
orden de conexión
242
PRUEBA T.
PAUSA
Datos de la
instalación 1
0.00..30.00 s
0,10 s
Prueba IP: Tiempo de
pausa
300
Datos de la
instalación 1
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.6 Resumen de parámetros
Dir.
Parámetro
Función
Posibilidades de
ajuste
Preajuste
Explicación
251
N_B/N_N
Datos de la
instalación 1
1.00..10.00
1.00
Cifra Iü-servicio/cifra Iünominal
253
F con N_B/N_N
Datos de la
instalación 1
0.5..50.0 %
5.0 %
Error con cifra Iü-servicio/
cifra Iü-nom.
254
E con N_N
Datos de la
instalación 1
0.5..50.0 %
15.0 %
Error con cifra de
sobreintensidad nom.
301
ESTÁ ACTIVO
Conmutación del
grupo de
parámetros
Grupo de
parámetros A
Grupo de
parámetros B
Grupo de
parámetros C
Grupo de
parámetros D
Grupo de
parámetros A
Está activo
302
ACTIVACIÓN
Conmutación del
grupo de
parámetros
Grupo de
parámetros A
Grupo de
parámetros B
Grupo de
parámetros C
Grupo de
parámetros D
a través de
introducción binaria
a través de
protocolo
Grupo de
parámetros A
Activación
402A
FUNCIÓN
Listado de fallos
Almacenar con
Almacenar con
excitación
excitación
Memoriz. con
protección DESCON
Inicio con protección
DESCON
Condición de inicio de la
perturbografía
403A
CAPACIDAD
Listado de fallos
Caso de avería
Fallo en la red
Caso de avería
Capacidad de registro de
valores de fallo
410
T MAX
Listado de fallos
0.30..5.00 s
2.00 s
Longitud máxima por
anotación T-máx
411
T ANTES
Listado de fallos
0.05.0,00,50 s
0.25 s
Tiempo previo T-antes
412
T DESPUÉS
Listado de fallos
0.05.0,00,50 s
0,10 s
Tiempo de seguimiento
T-después
415
T EXTER.
Listado de fallos
0.10..5.00 s; ∞
0.50 s
Tiempo de anotación con
inicio exterior
610
VISUALIZACIÓN
DE LA AVERÍA
Equipo
con excitación
con excitación
con orden de disparo
Señalización de fallo en
LED/LCD
1103
UN-FUNC. PRIM.
Datos de la
instalación 2
0.4..1200.0 kV
11.0 kV
Tens. nom.operativa de la
instalación primaria
1104
EN FUNC. PRIM.
Datos de la
instalación 2
10..5000 A
400 A
Intensidad nominal de
servicio de la instalación
primaria
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
301
A Anexo
Dir.
Parámetro
1106
POTENCIA DE
REFER.
Datos de la
instalación 2
0.2..5000.0 MVA
7.6 MVA
Potencia de referencia
prim. (valor de normaliz.)
1.130
A
I-RESIDUAL
Datos de la
instalación 2
0.05.0,1.00 A
0,10 A
I residual: Detección de
línea desconectada
1.132
A
T. ACT.DETEC.
CONEX.
Datos de la
instalación 2
0.01.0,30.00 s
0,10 s
Tiempo activo para
detección de conexión
1134
ESTADO IP
Datos de la
instalación 2
El valor no alcanza
Iresidual
LS-HiKos abierto
AND el valor no
alcanza I residual
El valor no
alcanza Iresidual
Detección de estado del IP
por
1.150
A
T. DETEC.
CIERRE MAN.
Datos de la
instalación 2
0.01.0,30.00 s
0.30 s
Tiempo activo para señal
de conexión manual
1155
ACOPL. TRIPOL.
Datos de la
instalación 2
Con excitación
Con orden de
disparo
Con orden de
disparo
Acoplamiento tripolar (con
disparo monop.)
1.156
A
DISP.2pol FALTA
Datos de la
instalación 2
Tripolar
monopolar,fase
adelantada
monopolar, fase
atrasada
Tripolar
Comportamiento de
disparo en caso de averías
bipolares
1161
GRUPO
VECTOR. U
Datos de la
instalación 2
0..11
0
Grupo vectorial U
1162
GRUPO
VECTOR. I
Datos de la
instalación 2
0..11
0
Grupo vectorial I
1163
CENTRO. ESTR.
TRANSF.
Datos de la
instalación 2
puesto a tierra
no puesto a tierra
puesto a tierra
Centro de estrella del
transformador
1201
PROT.DIF.
Protección
diferencial
Desconectado
Conectado
Conectado
Protección diferencial
1210
I-DIF>
Protección
diferencial
0.10.0,20.00 A
0.30 A
I-DIF>: Valor de respuesta
1213
I-DIF> CONEX.
Protección
diferencial
0.10.0,20.00 A
0.30 A
I-DIF> Conexión: Valor de
respuesta
1.217
A
T-I-DIF>
Protección
diferencial
0.00.0,60.00 s; ∞
0,00 s
T-I-DIF> : Retardo de
tiempo
1.218
A
T3I0 1FASE
Protección
diferencial
0.00.0,60.00 s; ∞
0,00 s
Retardo con 1 fase
Excitación (comp/aisl.)
1233
I-DIF>>
Protección
diferencial
0.8..100.0 A; ∞
1,2 A
I-DIF>>: Valor de respuesta
1301
ARR. DIF
Arrastre de
interruptor
Sí
No
No
Enviar arrastre en caso de
disparo de la protección
diferencial
1302
ARR. RECEP.
Arrastre de
interruptor
sólo avisar
Disparo arrastre
Disparo arrastre
Comportamiento al recibir
arrastre
1303
RETARD. T. ARR.
Arrastre de
interruptor
0.00..30.00 s
0.02 s
Retardo para arrastre a
través de EB
302
Función
Posibilidades de
ajuste
Preajuste
Explicación
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.6 Resumen de parámetros
Dir.
Parámetro
1304
PROL. T. ARR.
Arrastre de
interruptor
0.00..30.00 s
0,00 s
Prolongación para arrastre
vía EB
1501
INT 1
Interfaces de
activación
Conectado
Desconectado
Conectado
Interfaz de activación 1
1502
INT 1 CONEXIÓN
Interfaces de
activación
Cable de fibra óptica Cable de fibra
directo
óptica directo
Convertidor de
comunicación de 64
kBit/s
Convertidor de
comunicación de
128 kBit/s
Convertidor de
comunicación de
512 kBit/s
INT 1 Conexión por
1.505
A
INT 1 TIEMPO
TRANSCURRIDO
Interfaces de
activación
0,1.0,300,0 ms
30,0 ms
INT 1 Tiempo máximo
autorizado de la señal
1.506
A
INT 1 ASIMETRÍA
Interfaces de
activación
0.000..3.000 ms
0.000 ms
INT 1 Diferencia máx. de
tiempo de transmisión; ida
y retorno
1509
T. REP. AVERÍA
Interfaces de
activación
0.05..2.00 s
0,10 s
Tiempo al cabo del cual se
comunica la avería
1510
T. REP. FALLO
Interfaces de
activación
0,0..60.0 s
6,0 s
Tiempo al cabo del cual se
comunica el fallo
1511
INT 1 MODO SINC Interfaces de
activación
Telegrama y GPS
Telegrama o GPS
Sincronización GPS
inactivada
Telegrama y GPS INT 1 Modo de
sincronización
1512
T. rep. señ. remota
de reinicio
Interfaces de
activación
0.00.00,300.00 s; ∞
0,00 s
Tiempo para reinicio de la
señal remota después de
avería de la comunicación
1.513
A
INT 1 tasa máx. de
averías
Interfaces de
activación
0.5..20.0 %
1.0 %
INT 1 tasa máxima de
averías
1.515
A
INT 1 BLOQUE
ASIM
Interfaces de
activación
Sí
No
Sí
INT 1 Bloqueo en caso de
tiempo de transmisión
asimétrico.
1701
Núm. ID EQUIPO 1 Topología de
protección
diferencial
1..65534
1
Número de identificación
del equipo 1
1702
Núm. ID EQUIPO 2 Topología de
protección
diferencial
1..65534
2
Número de identificación
del equipo 2
1710
EQUIPO LOCAL
Topología de
protección
diferencial
Equipo 1
Equipo 2
Equipo 1
El equipo local está
1801
SINC-GPS
Interfaces de
activación
Conectado
Desconectado
Desconectado
Sincronización GPS
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Función
Posibilidades de
ajuste
Preajuste
Explicación
303
A Anexo
Dir.
Parámetro
1.803
A
T. REP. FALLO
GPS
Interfaces de
activación
0.5..60.0 s
2,1 s
Tiempo al cabo del cual se
comunica el fallo GPS
2201
ACOPLAMIENTO
EXT.
Acoplamiento
exterior
Conectado
Desconectado
Desconectado
Acoplamiento exterior
2202
T. TEMP.
DISPARO
Acoplamiento
exterior
0.00.00,30.00 s; ∞
0.01 s
Retardo de la orden de
disparo
2301
ESTABIL.
SOBREVOLT.
Protección
diferencial
Desconectado
Conectado
Desconectado
Estabilización de
sobrevoltaje de conexión
2302
2º ARMÓNICO
Protección
diferencial
10..45 %
15 %
Porcentaje del 2º armónico
para la detección de
sobrevoltaje
2303
BLOQUEO
CRUZADO
Protección
diferencial
No
Sí
No
Bloqueo mediante la
función bloqueo cruzado
2305
PICO DE
IRRUPCIÓN MÁX
Protección
diferencial
1.1..25.0 A
15.0 A
Pico de irrupción máximo
2310
T. ACT. BLOQUEO Protección
CRUZADO
diferencial
0.00.0,60.00 s; ∞
0,00 s
Tiempo activo del bloqueo
cruzado
2401
DESCONEX.
RÁPIDA
Desconexión rápida Conectado
Desconectado
Conectado
Desconexión rápida
2404
I>>>
Desconexión rápida 0.10.0,15.00 A; ∞
1.50 A
Val. de arranque para
desconex. ráp. I>>>
2.405
A
I>>>>
Desconexión rápida 1.00..25.00 A; ∞
∞A
Val. de arranque para
desconex. ráp. I>>>>
2601
MODO DE
FUNCIÓN.
Protección de
sobreintensidad
temporizada
Conectado
Sólo como función
de emergencia
Desconectado
Conectado
Modo de funcionamiento
2610
Iph>>
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.10.00,25.00 A; ∞
2.00 A
Iph>> Valor de respuesta
2611
T Iph>>
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.00.00,30.00 s; ∞
0.30 s
Iph>> Retardo de tiempo
2612
3I0>>
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.05.0,25.00 A; ∞
0.50 A
3I0>> Valor de respuesta
2613
T 3I0>>
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.00.00,30.00 s; ∞
2.00 s
3I0>> Retardo de tiempo
2614
AUTORI.DISP.I>>
Protección de
sobreintensidad
temporizada
No
Sí
Sí
Sin retardo con
autorización por entrada
bin.
2615
CIERR. FALLO I>> Protección de
sobreintensidad
temporizada
No
Sí
No
Sin retardo con cierre en
caso de fallo
304
Función
Posibilidades de
ajuste
Preajuste
Explicación
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.6 Resumen de parámetros
Dir.
Parámetro
Función
Posibilidades de
ajuste
Preajuste
Explicación
2620
Iph>
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.10.00,25.00 A; ∞
1.50 A
Iph> Valor de respuesta
2621
T Iph>
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.00.00,30.00 s; ∞
0.50 s
Iph> Retardo de tiempo
2622
3I0>
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.05.0,25.00 A; ∞
0.20 A
3I0> Valor de respuesta
2623
T 3I0>
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.00.00,30.00 s; ∞
2.00 s
3I0> Retardo de tiempo
2624
AUTORI.DISP.I>
Protección de
sobreintensidad
temporizada
No
Sí
No
Sin retardo con
autorización por entrada
bin.
2625
CIERR.FALLO I>
Protección de
sobreintensidad
temporizada
No
Sí
No
Sin retardo con cierre en
caso de fallo
2630
Iph>>>
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.10.00,25.00 A; ∞
1.50 A
Iph>>> Valor de respuesta
2631
T Iph>>>
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.00.00,30.00 s; ∞
0.30 s
Iph>>> Retardo de tiempo
2632
3I0>>>
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.05.0,25.00 A; ∞
0.20 A
3I0>>> Valor de respuesta
2633
T 3I0>>>
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.00.00,30.00 s; ∞
2.00 s
3I0>>> Retardo de tiempo
2634
AUTORI.DISP.I>>> Protección de
sobreintensidad
temporizada
No
Sí
No
Sin retardo con
autorización por entrada
bin.
2635
CIERR.FALLO
I>>>
Protección de
sobreintensidad
temporizada
No
Sí
No
Sin retardo con cierre en
caso de fallo
2640
IP
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.10.00,4.00 A; ∞
∞A
IP: Valor de respuesta
2642
T IP
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.05..3.00 s; ∞
0.50 s
IP: S/I t.inv.tiempo para
curvas caract. IEC T IP
2643
D IP
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.50..15.00; ∞
5.00
IP: S/I t.inv.t. para curvas
caract. ANSI D IP
2646
T IPretardo
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.00..30.00 s
0,00 s
IP: Retardo adicional de S/I
t.inv. T IP retardo
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
305
A Anexo
Dir.
Parámetro
Función
Posibilidades de
ajuste
Preajuste
Explicación
2650
3I0P
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.05.00,4.00 A; ∞
∞A
3I0P: Valor de respuesta
2652
T 3I0P
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.05..3.00 s; ∞
0.50 s
3I0P: S/I t.inv.T.(curvas
caract. IEC) T 3I0P
2653
D 3I0P
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.50..15.00; ∞
5.00
3I0P: Tiempo de S/I
t.inv.(curvas
características ANSI) D
3I0P
2656
T 3I0Pretardo
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.00..30.00 s
0,00 s
3I0P: Retardo adicional S/I
t.inv. T 3I0P retardo
2660
CURVA
Protección de
CARACTERÍSTICA sobreintensidad
temporizada
Inversa
Inversa
Inversa alta
Extremadamente
inversa
S/I t.inv. tiempo largo
Curva característica IEC
2661
CURVA
Protección de
CARACTERÍSTICA sobreintensidad
temporizada
Inversa
Inversa corta
Inversa larga
Moderamente
inversa
Muy inversa
Extremadamente
inversa
Definitivamente
inversa
Inversa
Curva característica ANSI
2670
AUTOR. DISP. IP
Protección de
sobreintensidad
temporizada
No
Sí
No
Sin retardo con
autorización por entrada
bin.
2671
CIERRE FALLO IP
Protección de
sobreintensidad
temporizada
No
Sí
No
Sin retardo con cierre en
caso de fallo
2680
CIERRE MANUAL
Protección de
sobreintensidad
temporizada
0.00..30.00 s
0,00 s
Tiempo de retardo en caso
de conexión
2901
SUPERV. VAL.
MED
Supervisión de
valores medidos
Conectado
Desconectado
Conectado
Supervisión de valores
medidos
2.902
A
LÍM U SIM.
Supervisión de
valores medidos
10.0,100 V
50 V
Simetria U: Valor de
respuesta
2.903
A
FACT. U SIM.
Supervisión de
valores medidos
0.58..0.95
0.75
Simetria U: pendiente de
curva característica
2.904
A
LÍM. I SIM.
Supervisión de
valores medidos
0.10.0,1.00 A
0.50 A
Simetria 1ph: Valor de
respuesta
2.905
A
FACT. I SIM.
Supervisión de
valores medidos
0.10..0.95
0.50
Simetria 1ph: pendiente de
curva característica
2.906
A
LÍM. I SUMA
Supervisión de
valores medidos
0.10.0,2.00 A
0.25 A
Suma I: Valor de respuesta
306
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.6 Resumen de parámetros
Dir.
Parámetro
2.907
A
FACT. I SUMA
Supervisión de
valores medidos
0.00..0.95
0.50
Suma I: pendiente de curva
característica
2908
SUP. ROTURA
HILO
Supervisión de
valores medidos
Conectado
Desconectado
Desconectado
Supervisión de rotura de
hilo
2921
Σ i UEB
Supervisión de
valores medidos
Conectado
Desconectado
Conectado
Supervisión suma I
3401
REENG-AUTO
Reenganche
automático
Desconectado
Conectado
Conectado
Reenganche automático
3402
IP ANTES DEL
ARRANQUE
Reenganche
automático
Sí
No
No
¿Probar disponibilidad del
IP antes del arranque?
3403
T. BLOQUEO
Reenganche
automático
0.50.0,300.00 s
3.00 s
Tiempo de bloqueo
después del reenganche
3404
T.BLQ.CIERR.
MAN
Reenganche
automático
0.50..300.00 s; 0
1.00 s
Tiempo de bloqueo en
deteccion de conexión
manual
3406
DETEC. FALLO
SUC.
Reenganche
automático
Con excitación
Con orden de
disparo
Con orden de
disparo
Detección de falta sucesiva
3407
FALTA SUCESIVA
Reenganche
automático
AR. bloqueado
Inicio ciclo RE
tripolar
Inicio ciclo RE
tripolar
Falta sucesiva en pausa sin
tensión
3408
T. SUPERV. ARR.
Reenganche
automático
0.01.0,300.00 s
0.50 s
Tiempo de supervisión del
arranque
3409
T SUPERVIS. IP
Reenganche
automático
0.01.0,300.00 s
3.00 s
Tiempo de supervisión de
la disponibilidad del IP
3410
T CIERRE
REMOTO
Reenganche
automático
0.00.00,300.00 s; ∞
0.20 s
Tiempo hasta cierre remoto
3411A PROLONG. T.
PAUSA
Reenganche
automático
0.50..300.00 s; ∞
∞s
Prolongación máxima del
tiempo de pausa
3420
RE.AU. con DIF.
Reenganche
automático
Sí
No
Sí
¿Trabaja el RE.AU. con
protección diferencial?
3421
RE.AU. con desc.
ráp.
Reenganche
automático
Sí
No
Sí
¿RE.AU. después de
desconexión rápida?
3423
RE.AU. con
arrastre
Reenganche
automático
Sí
No
Sí
¿Trabaja el RE.AU. con
arrastre?
3424
RE.AU. con ACOP. Reenganche
EXT
automático
Sí
No
Sí
¿RE.AU. después de DISP
por acopl. ext.?
¿Acoplamiento?
3425
RE.AU. con S/I t.
Reenganche
automático
Sí
No
Sí
¿RE.AU. con protección de
sobreintensidad
temporizada?
3430
ARRASTRE 3POL. Reenganche
automático
Sí
No
Sí
Arrastre tripolar
(plausibilidad del IP)
3431
SUP.U.INV/REbr
sin
Supervisión de la
tensión inversa
sin
Supervisión de la tensión
inversa
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Función
Reenganche
automático
Posibilidades de
ajuste
Preajuste
Explicación
307
A Anexo
Dir.
Parámetro
3433
PTA T. EFECT.
Reenganche
automático
0.01.0,300.00 s; ∞
0.20 s
Tiempo de activación
3434
PTA T MAX
Reenganche
automático
0.50..3000.00 s
5.00 s
Tiempo de pausa máximo
3435
PTA 1p permit.?
Reenganche
automático
Sí
No
No
¿Disparo monopolar
permitido?
3436
PTA IP antes del
RE
Reenganche
automático
Sí
No
No
Comprobar disponibilidad
del IP antes del RE
3437
PTA: Comp. sinc.
Reenganche
automático
Sí
No
No
Comprobar sincronía
después de pausa tripolar
3438
T U ESTABLE
Reenganche
automático
0,10..30,00 s
0,10 s
Tiempo para el estado
estable de la tensión
3440
Funcionamiento
Uphe>
Reenganche
automático
30.0,90 V
48 V
Valor límite para tensión sin
fallo
3441
Funcionamiento
Uphe<
Reenganche
automático
2..70 V
30 V
Valor límite para estado sin
tensión
3450
1er RE:
ARRANQUE
Reenganche
automático
Sí
No
Sí
¿Arranque permitido con
este ciclo?
3451
1er RE: T ACTIV.
Reenganche
automático
0.01.0,300.00 s; ∞
0.20 s
Tiempo de activación
3453
1er RE:
TP EXC. 1 f
Reenganche
automático
0.01.00,1800.00 s; ∞ 1.20 s
Tiempo de pausa con
excitación monofásica
3454
1er RE:
TP EXC. 2 f
Reenganche
automático
0.01.00,1800.00 s; ∞ 1.20 s
Tiempo de pausa con
excitación bifásica
3455
1er RE:
TP EXC. 3 f
Reenganche
automático
0.01.00,1800.00 s; ∞ 0.50 s
Tiempo de pausa con
excitación trifásica
3456
1er RE: TP DIS. 1 p Reenganche
automático
0.01.00,1800.00 s; ∞ 1.20 s
Tiempo de pausa con
disparo monopolar
3457
1er RE: TP DIS. 3 p Reenganche
automático
0.01.00,1800.00 s; ∞ 0.50 s
Tiempo de pausa con
disparo tripolar
3458
1er RE: TP. SUC.
0.01..1800.00 s
1.20 s
Tiempo de pausa con falta
sucesiva
3459
1er RE: IP antes de Reenganche
RE
automático
Sí
No
No
Comprobar disponibilidad
del IP antes del RE
3460
1er RE: Comp.
sinc.
Reenganche
automático
Sí
No
No
Comprobar sincronía
después de pausa tripolar
3461
2º RE: ARRANQUE Reenganche
automático
Sí
No
No
¿Arranque permitido con
este ciclo?
3462
2º RE: T ACTIV.
Reenganche
automático
0.01.0,300.00 s; ∞
0.20 s
Tiempo de activación
3464
2º RE: TP EXC. 1 f
Reenganche
automático
0.01.00,1800.00 s; ∞ 1.20 s
Tiempo de pausa con
excitación monofásica
3465
2º RE: TP EXC. 2 f
Reenganche
automático
0.01.00,1800.00 s; ∞ 1.20 s
Tiempo de pausa con
excitación bifásica
308
Función
Reenganche
automático
Posibilidades de
ajuste
Preajuste
Explicación
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.6 Resumen de parámetros
Dir.
Parámetro
Función
Posibilidades de
ajuste
Preajuste
Explicación
3466
2º RE: TP EXC. 3 f
Reenganche
automático
0.01.00,1800.00 s; ∞ 0.50 s
Tiempo de pausa con
excitación trifásica
3467
2º RE: TP DIS. 1 p
Reenganche
automático
0.01.00,1800.00 s; ∞ ∞ s
Tiempo de pausa con
disparo monopolar
3468
2º RE: TP DIS. 3 p
Reenganche
automático
0.01.00,1800.00 s; ∞ 0.50 s
Tiempo de pausa con
disparo tripolar
3469
2º RE: TP. SUC.
Reenganche
automático
0.01..1800.00 s
1.20 s
Tiempo de pausa con falta
sucesiva
3470
2º RE: IP antes de
RE
Reenganche
automático
Sí
No
No
Comprobar disponibilidad
del IP antes del RE
3471
2º RE: Comp. sinc.
Reenganche
automático
Sí
No
No
Comprobar sincronía
después de pausa tripolar
3472
3er RE:
ARRANQUE
Reenganche
automático
Sí
No
No
¿Arranque permitido con
este ciclo?
3473
3er RE: T ACTIV.
Reenganche
automático
0.01.0,300.00 s; ∞
0.20 s
Tiempo de activación
3475
3er RE:
TP EXC. 1 f
Reenganche
automático
0.01.00,1800.00 s; ∞ 1.20 s
Tiempo de pausa con
excitación monofásica
3476
3er RE:
TP EXC. 2 f
Reenganche
automático
0.01.00,1800.00 s; ∞ 1.20 s
Tiempo de pausa con
excitación bifásica
3477
3er RE:
TP EXC. 3 f
Reenganche
automático
0.01.00,1800.00 s; ∞ 0.50 s
Tiempo de pausa con
excitación trifásica
3478
3er RE:
TP DIS. 1 p
Reenganche
automático
0.01.00,1800.00 s; ∞ ∞ s
Tiempo de pausa con
disparo monopolar
3479
3er RE:
TP DIS. 3 p
Reenganche
automático
0.01.00,1800.00 s; ∞ 0.50 s
Tiempo de pausa con
disparo tripolar
3480
3er RE: TP. SUC.
Reenganche
automático
0.01..1800.00 s
1.20 s
Tiempo de pausa con falta
sucesiva
3481
3er RE: IP antes de Reenganche
RE
automático
Sí
No
No
Comprobar disponibilidad
del IP antes del RE
3482
3er RE: Comp.
sinc.
Reenganche
automático
Sí
No
No
Comprobar sincronía
después de pausa tripolar
3483
4º RE: ARRANQUE Reenganche
automático
Sí
No
No
Arranque permitido con
este ciclo
3484
4º RE: T ACTIV.
Reenganche
automático
0.01.0,300.00 s; ∞
0.20 s
Tiempo de activación
3486
4º RE: TP EXC. 1 f
Reenganche
automático
0.01.00,1800.00 s; ∞ 1.20 s
Tiempo de pausa con
excitación monofásica
3487
4º RE: TP EXC. 2 f
Reenganche
automático
0.01.00,1800.00 s; ∞ 1.20 s
Tiempo de pausa con
excitación bifásica
3488
4º RE: TP EXC. 3 f
Reenganche
automático
0.01.00,1800.00 s; ∞ 0.50 s
Tiempo de pausa con
excitación trifásica
3489
4º RE: TP DIS. 1 p
Reenganche
automático
0.01.00,1800.00 s; ∞ ∞ s
Tiempo de pausa con
disparo monopolar
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
309
A Anexo
Dir.
Parámetro
Función
Posibilidades de
ajuste
Preajuste
Explicación
3490
4º RE: TP DIS. 3 p
Reenganche
automático
0.01.00,1800.00 s; ∞ 0.50 s
Tiempo de pausa con
disparo tripolar
3491
4º RE: TP. SUC.
Reenganche
automático
0.01..1800.00 s
1.20 s
Tiempo de pausa con falta
sucesiva
3492
4º RE: IP antes de
RE
Reenganche
automático
Sí
No
No
Comprobar disponibilidad
del IP antes del RE
3493
4º RE: Comp. sinc.
Reenganche
automático
Sí
No
No
Comprobar sincronía
después de pausa tripolar
3901
FALLO
INTERRUPT
Protección contra
fallo del interruptor
Conectado
Desconectado
Conectado
Protección contra fallo del
interruptor
3902
I> PFI
Protección contra
fallo del interruptor
0.05..20.00 A
0,10 A
Valor de respuesta de la
supervisión del flujo de
corriente
3903
DISP. 1 POL (T1)
Protección contra
fallo del interruptor
No
Sí
Sí
Disparo monopolar
después de transcurrido T1
3904
T1 1 POL
Protección contra
fallo del interruptor
0.00.00,30.00 s; ∞
0,00 s
Tiempo de retardo T1 para
monopolar Arranque
3905
T1 3 POL
Protección contra
fallo del interruptor
0.00.00,30.00 s; ∞
0,00 s
Tiempo de retardo T1 para
tripolar Arranque
3906
T2
Protección contra
fallo del interruptor
0.00.00,30.00 s; ∞
0.15 s
Tiempo de retardo T2
3907
T3 AVERÍA IP
Protección contra
fallo del interruptor
0.00.00,30.00 s; ∞
0,00 s
Tiempo de retardo con
avería del IP
3908
AVERÍA IP
Protección contra
fallo del interruptor
No
Disparo de la PFI
(T1)
Disparo de la PFI
(T2)
Disparo de la PFI
(T1 y T2)
No
Seleccción de orden de
disparo con avería del IP
3909
CRITERIO CONT.
AUX.
Protección contra
fallo del interruptor
No
Sí
Sí
Evaluación automática del
contacto auxiliar del IP
3921
FALLO DE
TERMINAL
Protección contra
fallo del interruptor
Conectado
Desconectado
Desconectado
Protección contra fallo de
terminal
3922
T FALLO DE
TERMINAL
Protección contra
fallo del interruptor
0.00.00,30.00 s; ∞
2.00 s
Tiempo de retardo para
fallo de terminal
3931
SINCRON. POLOS Protección contra
fallo del interruptor
Conectado
Desconectado
Desconectado
Supervisión sincronismo de
los polos
3932
T SINCR. FORZ.
POLOS
Protección contra
fallo del interruptor
0.00.00,30.00 s; ∞
2.00 s
Tiempo de retardo para
sincronismo forzado de los
polos
4001
SUPERV. CIRC.
DISP.
Supervisión del
circuito de disparo
Conectado
Desconectado
Desconectado
Vigilancia del circuito de
disparo
4002
Nº INTROD.BIN
Supervisión del
circuito de disparo
1..2
2
Número de introducciones
binarias por circuito de
disparo
310
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.6 Resumen de parámetros
Dir.
Parámetro
Función
Posibilidades de
ajuste
Preajuste
Explicación
4003
T. AVERÍA SCD
Supervisión del
circuito de disparo
1..30 s
2s
Tiempo de retardo de
mensajes
4201
PROTECCIÓN DE
SOBRECARGA
Protección de
sobrecarga
Desconectado
Conectado
Solo mensaje
Desconectado
Protección de sobrecarga
4202
FACTOR K
Protección de
sobrecarga
0.10..4.00
1.10
Factor k
4203
CONSTANTE DE
TIEMPO
Protección de
sobrecarga
1.0..999.9 min
100.0 min
Constante de tiempo
4204
Θ ADVERTENCIA
Protección de
sobrecarga
50..100 %
90 %
Nivel de alarma térmica
4205
I WARN
Protección de
sobrecarga
0.10..4.00 A
1.00 A
Nivel de alarma de
corriente
4206
MÉTODO DE
CÁLCULO
Protección de
sobrecarga
Theta máximo
Valor theta máximo
Theta con Imáx
Theta máximo
Método de calculo de la
sobretemperatura
4401
IP-A (A.x.x.x)
Herramienta PS
0..255
141
Dirección IP
×××.xxx.xxx.xxx
(Posiciones 1-3)
4402
IP-B (x.B.x.x)
Herramienta PS
0..255
142
Dirección IP
xxx.×××.xxx.xxx
(Posiciones 4-6)
4403
IP-C (x.x.C.x)
Herramienta PS
0..255
255
Dirección IP
xxx.xxx.×××.xxx
(Posiciones 7-9)
4404
IP-D (x.x.x.D)
Herramienta PS
0..255
150
Dirección IP
xxx.xxx.xxx.×××
(Posiciones 10-12)
4405
TECLADO
BLOQUEO
Herramienta PS
Sí
No
Sí
Bloqueo de teclado
4406
LCP/NCP
Herramienta PS
No
Sí
Sí
Interfaz soportado para
LCP/NCP
4411
IP-A (A.x.x.x)
Herramienta PS
0..255
141
Dirección IP
×××.xxx.xxx.xxx(Posiciones
1-3)
4412
IP-B (x.B.x.x)
Herramienta PS
0..255
142
Direción IP
xxx.×××.xxx.xxx(Posiciones
4-6)
4413
IP-C (x.x.C.x)
Herramienta PS
0..255
255
Dirección IP
xxx.xxx.×××.xxx
(Posiciones 7-9)
4414
IP-D (x.x.x.D)
Herramienta PS
0..255
160
Dirección IP
xxx.xxx.xxx.×××
(Posiciones 10-12)
4415
TECLADO
BLOQUEO
Herramienta PS
Sí
No
Sí
Bloqueo de teclado
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
311
A Anexo
Dir.
4416
312
Parámetro
LCP/NCP
Función
Herramienta PS
Posibilidades de
ajuste
No
Sí
Preajuste
Sí
Explicación
Interfaz soportado para
LCP/NCP
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.7 Listas de información
A.7
Listas de información
Notas:
En la tabla siguiente encontrará todos los datos relativos a la plena capacidad operativa de un equipo. En
función de la variante solicitada se ofrecen en su caso sólo los datos válidos para la variante en cuestión.
El signo ‘>‘ indica que la fuente del mensaje es una entrada binaria.
Los mensajes según la norma IEC 60870-5-103 se comunican siempre en sentido de entrada/salida, cuando
la consulta general es obligatoria para IEC 60870–5–103 y de no ser así sólo en sentido de entrada.
Los mensajes generados por el usuario o configurados nuevamente por éste en IEC 60870–5–103 se
establecen en sentido de entrada/salida y con CG obligatoria si el tipo de información no es pasajero (“.._W“) .
En las columnas “Mensaje operativo“, “Mensaje de fallo“ y “Mensaje de falta a tierra“ se aplica lo siguiente:
Función
Tipo
de inf.
Registro mensajes
Cons. gen. obligatoria
LED EB
REL
00004 >Inicio registro valor perturbación
(>Inicio reg. reg fallos)
Listado de fallos
AS
E
(Entran
-te)
*
LED EB
REL
00005 >Reposición de señales LED
(>Confirmación LED)
Equipo
AS
*
*
LED EB
REL
00007 >Selección grupo de parámetros
(selección Bit 1) ) (>Selec. parám1)
Conmutación del
grupo de
parámetros
AS
*
*
LED EB
REL
00008 >Selección grupo de parámetros
(selección Bit 2) ) (>Selec. parám2)
Conmutación del
grupo de
parámetros
AS
*
*
LED EB
REL
00015 >Funcionam prueba (>Func prueba)
Equipo
AS
ES
(Entran
te/
saliente)
*
LED EB
REL
135
53
1
GA
00016 >Bloqueo mensajes y valores medición
(>bloqueo MM)
Equipo
AS
*
*
LED EB
REL
135
54
1
GA
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Bloqueo intermitencia
*
Relé
*
Tecla de funtción
AS
(Aviso
simple)
Entrada binaria
Equipo
LED
00003 >Sincronizar tiempo (>Sincron. tiempo)
Marca listado de fallos
Data Unit
IEC 60870-5-103
Número de información
Posibilidad de
configuración
Modelo
Mens. falta a tierra ENTR/
SAL
Significado
Mensaje operativo ENTR/
SAL
FNº
ENTR/SAL preajustado fijo de fábrica, no configurable
preajustado, configurable
no preajustado, configurable
ni preajustado, ni configurable
Mensaje de fallo ENTR/SAL
MAYÚSCULAS
minúsculas
*
<vacío>
313
A Anexo
IEC 60870-5-103
REL
135
81
1
GA
00052 Al menos una función prot. está
activada (func.protec.)
Equipo
IE
KG
*
LED
REL
192
18
1
GA
00055 Arranque (Arranque)
Equipo
AI
*
*
LED
REL
192
4
1
00056 Primer arranque (Primer arranque)
Equipo
AI
K
*
LED
REL
192
5
1
00060 Señales LED repuestas (confirmación
LED)
Equipo
AI_T
(Avisos
simples
rápidos
transitorios)
K
*
LED
REL
192
19
1
00067 Reenganche (Reenganche)
Equipo
AI
K
*
LED
REL
135
97
1
00068 Fallo reloj (Fallo reloj)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
00069 Tiempo de verano (Tiempo de verano)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
00070 Cargar parámetros nuevos (Cargar
parámetros)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
192
22
1
00071 Nueva prueba de parámetros (Prueba
de parámetros)
Equipo
AI
*
*
LED
REL
00072 Parámetro nivel 2 modificado (Parám.
nivel 2)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
00073 Parametrización local (Param. local)
Equipo
AI
*
*
00110 Mensajes perdidos (Mensajes
perdidos)
Equipo
AI_TAI
_T
K
*
LED
REL
135
130
1
00113 Marcas pérdidas (Marcas perdidas)
Equipo
AI
K
*
LED
REL
135
136
1
GA
00125 Bloqueo de aviso intermitente activo
(Bloqueo interm. act.)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
135
145
1
GA
00126 Conexión/desconexión de la protección
(Interfaz de sistema) (Conexión E/S)
Equipo
IE
KG
*
LED
REL
00127 ¿Conexión/desconexión RE.AU.
(Interfaz de sistema) (RE.AU. E/S)
Reenganche
automático
IE
KG
*
LED
REL
00140 Aviso central de perturbación (Avis
Cent Pert)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
192
47
1
GA
00144 Fallo tensión de alimentación 5V
(Fallo 5V)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
135
164
1
GA
00160 Aviso central de alarma (Aviso central
alarma)
Equipo
AI
*
*
LED
REL
192
46
1
GA
314
M
Bloqueo intermitencia
LED
Relé
*
Tecla de funtción
KG
Entrada binaria
AI
(Avisos
simples
rápidos)
LED
Equipo
Marca listado de fallos
00051 Equipo operativo ("Contacto activo")
(Equipo operativo)
Mens. falta a tierra ENTR/
SAL
Cons. gen. obligatoria
Posibilidad de
configuración
Data Unit
Registro mensajes
Número de información
Tipo
de inf.
Modelo
Función
Mensaje de fallo ENTR/SAL
Significado
Mensaje operativo ENTR/
SAL
FNº
GA
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.7 Listas de información
Tipo
de inf.
Registro mensajes
Cons. gen. obligatoria
LED
REL
192
32
1
GA
00163 Fallo valor medido simetría de
intensidad (Fallo sim.int.)
Supervisión de
valores medidos
AI
KG
*
LED
REL
135
183
1
GA
00164 Supervisión de valores medidos U,
mensaje colectivo (Superv.val.med. U)
Supervisión de
valores medidos
AI
*
*
LED
REL
192
33
1
GA
00167 Fallo valor medido simetría de tensión
(Fallo U sim)
Supervisión de
valores medidos
AI
KG
*
LED
REL
135
186
1
GA
00177 Fallo HW: Batería descargada (Fallo
batería)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
135
193
1
GA
00181 Fallo HW: Detección de valores
medidos (Fallo detecc.val.med.)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
135
178
1
GA
00182 Fallo HW: Función reloj (Fallo reloj)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
135
194
1
GA
00183 Fallo módulo 1 (Fallo módulo 1)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
135
171
1
GA
00184 Fallo módulo 2 (Fallo módulo 2)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
135
172
1
GA
00185 Fallo módulo 3 (Fallo módulo 3)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
135
173
1
GA
00186 Fallo módulo 4 (Fallo módulo 4)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
135
174
1
GA
00187 Fallo módulo 5 (Fallo módulo 5)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
135
175
1
GA
00188 Fallo módulo 6 (Fallo módulo 6)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
135
176
1
GA
00189 Fallo módulo 7 (Fallo módulo 7)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
135
177
1
GA
00190 Fallo módulo 0 (Fallo módulo 0)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
135
210
1
GA
00191 Fallo HW: Offset (Fallo Offset)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
00192 Fallo HW: Puente IN diferente a
Parám.IN (IN(1/5A) falso)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
135
169
1
GA
00193 Error HW: Valores calibr. entrada
analógica no válidos (Fallo val.calib.)
Equipo
AI
KG
*
LED
REL
135
181
1
GA
00197 Supervisión valores medidos
desactivada (Sup.val.med.des.)
Supervisión de
valores medidos
AI
KG
*
LED
REL
135
197
1
GA
00203 Registro de fallos, borrado (Reg.fallos
borr.)
Listado de fallos
AI_T
K
*
LED
REL
135
203
1
00289 Fallo valor de medida Suma I (Fallo ΣI)
Supervisión de
valores medidos
AI
KG
*
LED
REL
135
250
1
GA
00290 Rotura alambre IL1 (Rot. alambre IL1)
Supervisión de
valores medidos
AI
K
*
LED
REL
135
137
1
GA
00291 Rotura alambre IL2 (Rot. alambre IL2)
Supervisión de
valores medidos
AI
K
*
LED
REL
135
138
1
GA
00292 Rotura alambre IL3 (Rot. alambre IL3)
Supervisión de
valores medidos
AI
K
*
LED
REL
135
139
1
GA
00295 Supervisión de rotura de alambre
descon. (Superv.rot.al.des.)
Supervisión de
valores medidos
AI
KG
*
LED
REL
00296 Supervisión Suma I desconectada
(Superv. ΣI desc.)
Supervisión de
valores medidos
AI
KG
*
LED
REL
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Bloqueo intermitencia
*
Relé
*
Tecla de funtción
AI
Entrada binaria
Supervisión de
valores medidos
LED
00161 Supervisión de valores medidos I,
mensaje colectivo (Superv.val.med.I)
Marca listado de fallos
Data Unit
IEC 60870-5-103
Número de información
Posibilidad de
configuración
Modelo
Mens. falta a tierra ENTR/
SAL
Función
Mensaje de fallo ENTR/SAL
Significado
Mensaje operativo ENTR/
SAL
FNº
315
A Anexo
IEC 60870-5-103
231
2
GA
00302 Fallo (Fallo)
Datos de la
instalación 2
AI
*
K
135
232
2
00351 >Contacto aux. interruptor L1 conect.
(>INT. P. conect. L1)
Datos de la
instalación 2
AS
*
*
LED EB
REL
150
1
1
GA
00352 >Contacto aux. interruptor L2 conect.
(>INT. P. conect. L2)
Datos de la
instalación 2
AS
*
*
LED EB
REL
150
2
1
GA
00353 >Contacto aux. interruptor L3 conect.
(>INT. P. conect. L3)
Datos de la
instalación 2
AS
*
*
LED EB
REL
150
3
1
GA
00356 >Conexión manual(>Conexión manual)
Datos de la
instalación 2
AS
*
*
LED EB
REL
150
6
1
GA
00357 >Orden de conexión bloqueada desde
exterior (>Bloqu. Conex.)
Datos de la
instalación 2
AS
KG
*
LED EB
REL
150
7
1
GA
00361 >Interruptor protec. transf. tens.
Descon. (>Aut. Transf.U)
Datos de la
instalación 2
AS
KG
*
LED EB
REL
192
38
1
GA
00366 >IP1-contacto aux. L1 conect. (para
comprobar RE.AU.) (>IP1 Pos.conect.
L1)
Datos de la
instalación 2
AS
*
*
LED EB
REL
150
66
1
GA
00367 >IP1-contacto aux. L2 conect. (para
comprobar RE.AU.) (>IP1 Pos.conect.
L2)
Datos de la
instalación 2
AS
*
*
LED EB
REL
150
67
1
GA
00368 >IP1-contacto aux. L3 conect. (para
comprobar RE.AU.) (>IP1 Pos.conect.
L3)
Datos de la
instalación 2
AS
*
*
LED EB
REL
150
68
1
GA
00371 >IP1 dispuesto (para comprobar
RE.AU.) (>IP1 dispuesto)
Datos de la
instalación 2
AS
*
*
LED EB
REL
150
71
1
GA
00378 > Fallo IP (para prot. fallo del
interruptor) (>Fallo IP)
Datos de la
instalación 2
AS
*
*
LED EB
REL
00379 >IP Contacto aux. tripolar conect. (>IP
Pos.trip.conect.)
Datos de la
instalación 2
AS
*
*
LED EB
REL
150
78
1
GA
00380 >IP Contacto aux. tripolar desconect.
(>IP Pos.trip.desconect.)
Datos de la
instalación 2
AS
*
*
LED EB
REL
150
79
1
GA
00381 >Reenganche exter. permite disp.
monopol. (>DISP monopol)
Datos de la
instalación 2
AS
KG
*
LED EB
REL
00382 >Reenganche exter. Programado sólo
monopolar (>sólo monopolar)
Datos de la
instalación 2
AS
KG
*
LED EB
REL
00383 >Autorización de escalón de RE desde
exterior (>Autor.niveles RE)
Datos de la
instalación 2
AS
KG
KG
LED EB
REL
00385 >Poner función LOCKOUT (>Poner
LOCKOUT)
Datos de la
instalación 2
AS
KG
*
LED EB
REL
150
35
1
GA
00386 >Reponer función LOCKOUT
(>Reponer LOCKOUT)
Datos de la
instalación 2
AS
KG
*
LED EB
REL
150
36
1
GA
00410 >IP1Contacto aux. tripolar conect. (para
comprobar RE.AU.) (>IP1
Pos.trip.conect.)
Datos de la
instalación 2
AS
*
*
LED EB
REL
150
80
1
GA
316
Bloqueo intermitencia
135
Relé
K
Tecla de funtción
KG
Entrada binaria
AI
LED
Datos de la
instalación 2
Marca listado de fallos
00301 Fallo de la red (Fallo de la red)
Mens. falta a tierra ENTR/
SAL
Cons. gen. obligatoria
Posibilidad de
configuración
Data Unit
Registro mensajes
Número de información
Tipo
de inf.
Modelo
Función
Mensaje de fallo ENTR/SAL
Significado
Mensaje operativo ENTR/
SAL
FNº
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.7 Listas de información
Tipo
de inf.
Registro mensajes
Cons. gen. obligatoria
GA
M
LED
REL
192
84
2
GA
*
M
LED
REL
192
64
2
GA
*
*
M
LED
REL
192
65
2
GA
AI
*
*
M
LED
REL
192
66
2
GA
Datos de la
instalación 2
AI
*
*
M
LED
REL
192
67
2
GA
00507 Protección (general) disparo L1 (DISP
equipo L1)
Datos de la
instalación 2
AI
*
*
M
LED
REL
192
69
2
00508 Protección (general) disparo L2 (DISP
equipo L2)
Datos de la
instalación 2
AI
*
*
M
LED
REL
192
70
2
00509 Protección (general) disparo L3 (DISP
equipo L3)
Datos de la
instalación 2
AI
*
*
M
LED
REL
192
71
2
00510 Conexión del equipo (general) (Equipo
Con.)
Datos de la
instalación 2
AI
*
*
LED
REL
00511 Desconexión del equipo (general)
(Equipo Descon.)
Datos de la
instalación 2
AI
*
G
LED
REL
192
68
2
00512 Protección (general) disparo L1, sólo
monopolar (Equipo desc. 1polL1)
Datos de la
instalación 2
AI
*
*
LED
REL
00513 Protección (general) disparo L2, sólo
monopolar (Equipo desc. 1polL2)
Datos de la
instalación 2
AI
*
*
LED
REL
00514 Protección (general) disparo L3, sólo
monopolar (Equipo desc. 1polL3)
Datos de la
instalación 2
AI
*
*
LED
REL
00515 Protección (general) disparo tripolar
(Equipo desconect. L123)
Datos de la
instalación 2
AI
*
*
LED
REL
00530 LOCKOUT activo (LOCKOUT)
Datos de la
instalación 2
IE
KG
*
LED
REL
00533 Corriente de desconexión (primaria) L1
(IL1 =)
Datos de la
instalación 2
AI
*
KG
150
177
4
00534 Corriente de desconexión (primaria) L2
(IL2 =)
Datos de la
instalación 2
AI
*
KG
150
178
4
00535 Corriente de desconexión (primaria) L3
(IL3 =)
Datos de la
instalación 2
AI
*
KG
150
179
4
00536 Disparo definitivo ( Descon. definitiva)
Datos de la
instalación 2
AI
K
K
150
180
2
00545 T. transcurrido desde arranque a
reposición (T-Anr=)
Datos de la
instalación 2
AI
00546 T. transcurrido desde arranque a
disparo (T-DISP=)
Datos de la
instalación 2
AI
00501 Arranque (protección) (Arranque
equipo)
Datos de la
instalación 2
AI
*
*
00503 Protección (general) excitación L1
(Excit.gen. L1)
Datos de la
instalación 2
AI
*
00504 Protección (general) excitación L2
(Excit.gen. L2)
Datos de la
instalación 2
AI
00505 Protección (general) excitación L3
(Excit.gen. L3)
Datos de la
instalación 2
00506 Protección (general) excitación E
(Exc.gen. E)
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
M
LED
REL
Bloqueo intermitencia
1
*
Relé
81
*
Tecla de funtción
150
AS
Entrada binaria
REL
Datos de la
instalación 2
LED
LED EB
00411 >IP1 Contacto aux. tripolar desconect.
(para comprobar RE.AU.) (>IP1 Pos.
trip.desconect.)
Marca listado de fallos
Data Unit
IEC 60870-5-103
Número de información
Posibilidad de
configuración
Modelo
Mens. falta a tierra ENTR/
SAL
Función
Mensaje de fallo ENTR/SAL
Significado
Mensaje operativo ENTR/
SAL
FNº
GA
317
A Anexo
Registro mensajes
Data Unit
LED
REL
150
210
2
00561 Reconocimiento de conexión manual
(impulso) (Con. manual)
Datos de la
instalación 2
AI
K
*
LED
REL
150
211
1
00563 Supresión de aviso caída del interr.de
pot. (Supr. aviso caída IP)
Datos de la
instalación 2
AI
*
*
LED
REL
01000 Número de órdenes de disparo = (Núm,
disp. =)
Estadística
AI
01001 Contador disparos fase L1 (Núm, disp.
L1=)
Estadística
AI
01002 Contador disparos fase L2 (Núm,
disp.L1=)
Estadística
AI
01003 Contador disparos fase L3 (Núm,
disp.L1=)
Estadística
AI
01027 Suma de corrientes de desconexión del
primario fase L1 (ΣIL1=)
Estadística
AI
01028 Suma de corrientes de desconexión del
primario fase L2 (ΣIL2=)
Estadística
AI
01029 Suma de corrientes de desconexión del
primario fase L3 (ΣIL3=)
Estadística
AI
01030 Corriente máx. desconectada en fase
L1 (MAX IL1)
Estadística
AI
01031 Corriente máx. desconectada en fase
L2 (MAX IL2)
Estadística
AI
01032 Corriente máx. desconectada en fase
L3 (MAX IL3)
Estadística
AI
01401 >Conectar protección contra fallo del
interruptor (>conect.PFI)
Protección contra
fallo del interruptor
AS
*
*
LED EB
REL
01402 >Desconectar protección contra fallo
del interruptor (>descon.PFI)
Protección contra
fallo del interruptor
AS
*
*
LED EB
REL
01403 >Bloquear protección contra fallo del
interruptor (>bloq.PFI)
Protección contra
fallo del interruptor
AS
KG
*
LED EB
REL
166
103
1
01415 >Protección contra fallo del interruptor
inicio tripolar (>PFI INICIO trip.)
Protección contra
fallo del interruptor
AS
KG
*
LED EB
REL
01432 >Liberar protección contra fallo del
interruptor (>liberar PFI)
Protección contra
fallo del interruptor
AS
KG
*
LED EB
REL
01435 >Protección contra fallo del interruptor
inicio L1 (>PFI inicio L1)
Protección contra
fallo del interruptor
AS
KG
*
LED EB
REL
01436 >Protección contra fallo del interruptor
inicio L2 (>PFI inicio L2)
Protección contra
fallo del interruptor
AS
KG
*
LED EB
REL
01437 >Protección contra fallo del interruptor
inicio L3 (>PFI inicio L3)
Protección contra
fallo del interruptor
AS
KG
*
LED EB
REL
01439 >PFI inicio sin intensidad (protección
Buchholz) (>PFI INICIO sin Int.)
Protección contra
fallo del interruptor
AS
KG
*
LED EB
REL
318
Bloqueo intermitencia
K
Relé
*
Tecla de funtción
AI
Entrada binaria
Datos de la
instalación 2
LED
00560 Disparo monopolar acoplado en tripular
(acoplam. Tripolar)
Marca listado de fallos
Número de información
IEC 60870-5-103
Modelo
Posibilidad de
configuración
Cons. gen. obligatoria
Tipo
de inf.
Mens. falta a tierra ENTR/
SAL
Función
Mensaje de fallo ENTR/SAL
Significado
Mensaje operativo ENTR/
SAL
FNº
GA
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.7 Listas de información
IEC 60870-5-103
REL
01451 Prot. fallo interrup. desconectado (PFI
descon)
Protección contra
fallo del interruptor
AI
KG
*
LED
REL
166
151
1
GA
01452 Prot. fallo interrup. bloqueado (PFI
bloq.)
Protección contra
fallo del interruptor
AI
KG
KG
LED
REL
166
152
1
GA
01453 Prot. fallo interrup. activada (PFI activa) Protección contra
fallo del interruptor
AI
*
*
LED
REL
166
153
1
GA
01461 Protección fallo interr. Arrancada
(arranque PFI)
Protección contra
fallo del interruptor
AI
*
KG
LED
REL
166
161
2
GA
01472 PFI descon, escalón 1, sólo L1 (PFI
Descon. T1 sólo L1)
Protección contra
fallo del interruptor
AI
*
K
LED
REL
01473 PFI descon, escalón 1, sólo L2 (PFI
Descon. T1 sólo L2)
Protección contra
fallo del interruptor
AI
*
K
LED
REL
01474 PFI descon, escalón 1, sólo L3 (PFI
Descon. T1 sólo L3)
Protección contra
fallo del interruptor
AI
*
K
LED
REL
01476 PFI descon, escalón 1, L123 (PFI
Descon. T1 L123)
Protección contra
fallo del interruptor
AI
*
K
LED
REL
01493 PFI descon con fallo interruptor de
derivación (PFI LSStör Descon.)
Protección contra
fallo del interruptor
AI
*
K
LED
REL
01494 PFI descon escalón 2 (barras
colectoras) (PFI Descon. T2)
Protección contra
fallo del interruptor
AI
*
K
LED
REL
192
85
2
01495 PFI descon protección contra fallo de
terminal (PFI Descon. terminal)
Protección contra
fallo del interruptor
AI
*
K
LED
REL
01496 Sincronismo forzoso iniciado
(excitación sincr.forz.)
Protección contra
fallo del interruptor
AI
*
KG
LED
REL
01497 Sincronismo forzoso iniciado para L1
(excit. sincr.forz. L1)
Protección contra
fallo del interruptor
AI
*
KG
LED
REL
01498 Sincronismo forzoso iniciado para L2
(excit. sincr.forz. L2)
Protección contra
fallo del interruptor
AI
*
KG
LED
REL
01499 Sincronismo forzoso iniciado para L3
(excit. sincr.forz. L3)
Protección contra
fallo del interruptor
AI
*
KG
LED
REL
01500 Disparo sincronismo forzoso (DISP
sincr.forz.local)
Protección contra
fallo del interruptor
AI
*
K
LED
REL
01503 >Bloquear protección de sobrecarga
(>bloq. PSC)
Protección de
sobrecarga
AS
*
*
LED EB
REL
167
3
1
GA
01511 Protección de sobrecarga
desconectada (PSC descon)
Protección de
sobrecarga
AI
KG
*
LED
REL
167
11
1
GA
01512 Protección de sobrecarga bloqueada
(PSC bloq.)
Protección de
sobrecarga
AI
KG
KG
LED
REL
167
12
1
GA
01513 Protección de sobrecarga activada
(PSC activa)
Protección de
sobrecarga
AI
KG
*
LED
REL
167
13
1
GA
01515 Protección de sobrecarga: Escalón de
intensidad (PSC alarma I)
Protección de
sobrecarga
AI
KG
*
LED
REL
167
15
1
GA
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Bloqueo intermitencia
LED
Relé
*
Tecla de funtción
KG
Entrada binaria
IE
LED
Protección contra
fallo del interruptor
Marca listado de fallos
01440 PFI Con/descon a través de
introducción binaria (PFI C/D bin)
Mens. falta a tierra ENTR/
SAL
Cons. gen. obligatoria
Posibilidad de
configuración
Data Unit
Registro mensajes
Número de información
Tipo
de inf.
Modelo
Función
Mensaje de fallo ENTR/SAL
Significado
Mensaje operativo ENTR/
SAL
FNº
319
A Anexo
IEC 60870-5-103
REL
167
16
1
GA
01517 Protección de sobrecarga: Excitación
escalón de disparo (Excitación PSC Θ)
Protección de
sobrecarga
AI
KG
*
LED
REL
167
17
1
GA
01521 Protección de sobrecarga: Orden de
disparo (DISPARO PSC)
Protección de
sobrecarga
AI
*
K
LED
REL
167
21
2
GA
02054 Función de emergencia en proceso
(func.emerg.)
Equipo
AI
KG
KG
LED
REL
192
37
1
GA
02701 >Conectar RE.AU.(>RE.AU. con)
Reenganche
automático
AS
*
*
LED EB
REL
40
1
1
GA
02702 >Desconectar RE.AU. (>Desc. RE.AU.)
Reenganche
automático
AS
*
*
LED EB
REL
40
2
1
GA
02703 >Bloquear RE.AU. (>bloq. RE.AU.)
Reenganche
automático
AS
KG
*
LED EB
REL
40
3
1
GA
02711 >RE.AU.: Excitación general para
arranque desde exter. (>Excit.gen. para
RE.AU.)
Reenganche
automático
AS
*
K
LED EB
REL
40
11
2
GA
02712 >RE.AU.: L1 descon para arranque
desde exter. (>L1 desc para RE.AU.)
Reenganche
automático
AS
*
K
LED EB
REL
40
12
2
GA
02713 >RE.AU.: L2 descon para arranque
desde exter. (>L2 desc para RE.AU.)
Reenganche
automático
AS
*
K
LED EB
REL
40
13
2
GA
02714 >RE.AU.: L3 descon para arranque
desde exter. (>L3 desc para RE.AU.)
Reenganche
automático
AS
*
K
LED EB
REL
40
14
2
GA
02715 >RE.AU.: DESC 1polo para arranque
desde exter. (>DESC 1polo para RE)
Reenganche
automático
AS
*
K
LED EB
REL
40
15
2
GA
02716 >RE.AU.: DESC 3polos para arranque
desde exter. (>DESC 3pol. para RE)
Reenganche
automático
AS
*
K
LED EB
REL
40
16
2
GA
02727 >RE.AU.: Cierre remoto de la estación
opuesta (>cierre rem. RE.AU.)
Reenganche
automático
AS
*
K
LED EB
REL
40
22
2
GA
02731 >RE.AU.: Liberación sincronizada
desde ext. (>Sincr. desde ext)
Reenganche
automático
AS
*
*
LED EB
REL
40
31
2
GA
02737 >RE.AU.: Bloquear ciclo RE.AU.
monopolar (>bloq. RE monopolar)
Reenganche
automático
AS
KG
*
LED EB
REL
40
32
1
GA
02738 >RE.AU.: Bloquear ciclo RE.AU. tripolar
(>bloq. RE tripolar)
Reenganche
automático
AS
KG
*
LED EB
REL
40
33
1
GA
02739 >RE.AU.: Bloquear ciclo RE.AU.
monofásico (>bloq. RE trifás.)
Reenganche
automático
AS
KG
*
LED EB
REL
40
34
1
GA
02740 >RE.AU.: Bloquear ciclo RE.AU.
bifásico (>bloq. RE trifás.)
Reenganche
automático
AS
KG
*
LED EB
REL
40
35
1
GA
02741 >RE.AU.: Bloquear ciclo RE.AU.
trifásico (>bloq. RE trifás.)
Reenganche
automático
AS
KG
*
LED EB
REL
40
36
1
GA
02742 >RE.AU.: 1. Bloquear ciclo (>bloq. 1º
RE.AU.)
Reenganche
automático
AS
KG
*
LED EB
REL
40
37
1
GA
02743 >RE.AU.: 2. Bloquear ciclo (>bloq. 2º
RE.AU.)
Reenganche
automático
AS
KG
*
LED EB
REL
40
38
1
GA
320
Bloqueo intermitencia
LED
Relé
*
Tecla de funtción
KG
Entrada binaria
AI
LED
Protección de
sobrecarga
Marca listado de fallos
01516 Protección de sobrecarga: Nivel de
alarma térmica (alarma PSC) Θ)
Mens. falta a tierra ENTR/
SAL
Cons. gen. obligatoria
Posibilidad de
configuración
Data Unit
Registro mensajes
Número de información
Tipo
de inf.
Modelo
Función
Mensaje de fallo ENTR/SAL
Significado
Mensaje operativo ENTR/
SAL
FNº
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.7 Listas de información
IEC 60870-5-103
REL
40
39
1
GA
02745 >RE.AU.: Bloquear ciclo 4º-n. (>bloq.
4º-n RE.AU.)
Reenganche
automático
AS
KG
*
LED EB
REL
40
40
1
GA
02746 >RE.AU.: Descon. general para
arranque desde ext. (>DESC GEN para
RE.AU.)
Reenganche
automático
AS
*
K
LED EB
REL
40
41
2
GA
02747 >RE.AU.: Excitación L1 para arranque
desde ext. (>Excit. L1 para RE.AU.)
Reenganche
automático
AS
*
K
LED EB
REL
40
42
2
GA
02748 >RE.AU.: Excitación L2 para arranque
desde ext. (>Excit. L2 para RE.AU.)
Reenganche
automático
AS
*
K
LED EB
REL
40
43
2
GA
02749 >RE.AU.: Excitación L3 para arranque
desde ext. (>Excit. L3 para RE.AU.)
Reenganche
automático
AS
*
K
LED EB
REL
40
44
2
GA
02750 >RE.AU: arranque monofás. para
arranque desde ext. (>arran. monofás.
para RE.AU.)
Reenganche
automático
AS
*
K
LED EB
REL
40
45
2
GA
02751 >RE.AU: arranque bifás. para arranque
desde ext. (>arran. bifás. para RE.AU.)
Reenganche
automático
AS
*
K
LED EB
REL
40
46
2
GA
02752 >RE.AU: arranque trifás. para arranque
desde ext. (>arran. trifás. para RE.AU.)
Reenganche
automático
AS
*
K
LED EB
REL
40
47
2
GA
02781 RE.AU. desconectado (RE.AU. desc)
Reenganche
automático
AI
KG
*
LED
REL
40
81
1
GA
02782 RE.AU conectado (RE.AU. conectado)
Reenganche
automático
IE
*
*
LED
REL
192
16
1
GA
02783 RE.AU. no puede arrancarse (bloqueo
RE.AU.)
Reenganche
automático
AI
KG
*
LED
REL
40
83
1
GA
02784 RE.AU. momentáneamente no
disponible (RE.AU. no dispon.)
Reenganche
automático
AI
*
K
LED
REL
192
130
2
GA
02787 RE.AU.: Interruptor de potencia no
disponible (RE.AU. IP no dispon.)
Reenganche
automático
AI
*
*
LED
REL
40
87
1
GA
02788 RE.AU.: Transcurrido tiempo
supervisión del IP
(transc.RE.AU.TLSUEW)
Reenganche
automático
AI
*
K
LED
REL
40
88
2
GA
02796 RE.AU.: Con/descon a través de
introducción binaria (RE.AU. C/D bin)
Reenganche
automático
IE
*
*
LED
REL
02801 RE.AU.arrancado (RE.AU. activo)
Reenganche
automático
AI
*
K
LED
REL
40
101
2
GA
02809 RE.AU.: Transcurrido tiempo superv.
arranque (RE.AU. transc. tiempo
arranque)
Reenganche
automático
AI
*
K
LED
REL
40
174
2
GA
02810 RE.AU.: Superado tiempo máx. de
pausa (RE.AU super. TP máx.)
Reenganche
automático
AI
*
K
LED
REL
40
175
2
GA
02818 RE.AU. ha detectado un fallo
subsiguiente (RE.AU. fallo subsig.)
Reenganche
automático
AI
*
K
LED
REL
40
118
2
GA
02820 Ciclo RE.AU. ajustado sólo para 1polo
(RE.AU. program.) 1 polo)
Reenganche
automático
AI
*
*
LED
REL
40
143
1
GA
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Bloqueo intermitencia
LED EB
Relé
*
Tecla de funtción
KG
Entrada binaria
AS
LED
Reenganche
automático
Marca listado de fallos
02744 >RE.AU.: 3. Bloquear ciclo (>bloq. 3º
RE.AU.)
Mens. falta a tierra ENTR/
SAL
Cons. gen. obligatoria
Posibilidad de
configuración
Data Unit
Registro mensajes
Número de información
Tipo
de inf.
Modelo
Función
Mensaje de fallo ENTR/SAL
Significado
Mensaje operativo ENTR/
SAL
FNº
321
A Anexo
Tipo
de inf.
Registro mensajes
Cons. gen. obligatoria
LED
REL
40
197
2
GA
02839 RE.AU.: Tiempo de pausa activo 1polo
(RE.AU.T1pol.pausa)
Reenganche
automático
AI
*
K
LED
REL
40
148
2
GA
02840 RE.AU.: Tiempo de pausa activo 3polos
(RE.AU.T3pol.pausa)
Reenganche
automático
AI
*
K
LED
REL
40
149
2
GA
02841 RE.AU.: Tiempo de pausa activo
monofás. (RE.AU.T1fás.pausa)
Reenganche
automático
AI
*
K
LED
REL
40
150
2
GA
02842 RE.AU.: Tiempo de pausa activo bifás.
(RE.AU.Tbifás.pausa)
Reenganche
automático
AI
*
K
LED
REL
40
151
2
GA
02843 RE.AU.: Tiempo de pausa activo trifás.
(RE.AU.Ttrifás.pausa)
Reenganche
automático
AI
*
K
LED
REL
40
154
2
GA
02844 RE.AU.: 1. Ciclo en proceso (RE.AU. 1º
ciclo)
Reenganche
automático
AI
*
K
LED
REL
40
155
2
GA
02845 RE.AU.: 2. Ciclo en proceso (RE.AU. 2º
ciclo)
Reenganche
automático
AI
*
K
LED
REL
40
157
2
GA
02846 RE.AU.: 3. Ciclo en proceso (RE.AU. 3º
ciclo)
Reenganche
automático
AI
*
K
LED
REL
40
158
2
GA
02847 RE.AU.: Ciclo > 3º ciclo en proceso
(RE.AU >3º ciclo)
Reenganche
automático
AI
*
K
LED
REL
40
159
2
GA
02848 RE.AU.: Ciclo ASP en proceso (RE.AU.
ciclo ASP)
Reenganche
automático
AI
*
K
LED
REL
40
130
2
GA
02851 RE.AU.: Orden de conex. (RE.AU.
orden CON)
Reenganche
automático
AI
*
K
LED
REL
192
128
2
02852 RE.AU.: Orden de conex. tras 1º ciclo
1polo (RE.AU. conex1p,1ºciclo)
Reenganche
automático
AI
*
*
LED
REL
40
152
1
GA
02853 RE.AU.: Orden de conex. tras 1º ciclo
3polos (RE.AU. conex3p,1ºciclo)
Reenganche
automático
AI
*
*
LED
REL
40
153
1
GA
02854 RE.AU.: Orden de conex. a partir 2º
ciclo (RE.AU. conex.>=2º ciclo)
Reenganche
automático
AI
*
*
LED
REL
192
129
1
02861 RE.AU.: Tiempo de bloqueo activo
(RE.AU.Tbloqueo)
Reenganche
automático
AI
*
*
LED
REL
40
161
1
GA
02862 RE.AU. completado con éxito (RE.AU.
con éxito)
Reenganche
automático
AI
*
*
LED
REL
40
162
1
GA
02863 RE.AU.: disparo definitivo (RE.AU. disp.
definitivo)
Reenganche
automático
AI
*
*
LED
REL
40
163
1
GA
02864 RE.AU. permite disparo monopolar
(RE.AU. permite monopol.)
Reenganche
automático
AI
*
*
LED
REL
40
164
1
GA
02865 RE.AU.: Requisito de medida
comprobación sincron. (RE.AU.
requisito sincr.)
Reenganche
automático
AI
*
*
LED
REL
40
165
2
GA
02871 RE.AU.: Orden disparo tripol. arrastre
(RE.AU. disparo arrastre)
Reenganche
automático
AI
*
K
LED
REL
40
171
2
GA
02889 RE.AU.: Autorización zonas en 1º ciclo
(RE.AU. autoriz. 1º ciclo)
Reenganche
automático
AI
*
*
LED
REL
40
160
1
GA
322
M
Bloqueo intermitencia
KG
Relé
*
Tecla de funtción
AI
Entrada binaria
Reenganche
automático
LED
02821 RE.AU.: Tiempo de pausa activo con
error subsiguiente (RE.AU.T Folge)
Marca listado de fallos
Data Unit
IEC 60870-5-103
Número de información
Posibilidad de
configuración
Modelo
Mens. falta a tierra ENTR/
SAL
Función
Mensaje de fallo ENTR/SAL
Significado
Mensaje operativo ENTR/
SAL
FNº
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.7 Listas de información
Tipo
de inf.
Registro mensajes
Cons. gen. obligatoria
LED
REL
40
169
1
GA
02891 RE.AU.: Autorización zones en 3º ciclo
(RE.AU. autoriz. 3º ciclo)
Reenganche
automático
AI
*
*
LED
REL
40
170
1
GA
02892 RE.AU.: Autorización zonas en 4º ciclo
(RE.AU. autoriz. 4º ciclo)
Reenganche
automático
AI
*
*
LED
REL
40
172
1
GA
02893 RE.AU.: Autorización zonas en ciclo
ASP (RE.AU. autoriz. ASP)
Reenganche
automático
AI
*
*
LED
REL
40
173
1
GA
02894 RE.AU.: Cierre remoto (RE.AU. cierre
remoto)
Reenganche
automático
AI
*
K
LED
REL
40
129
2
GA
02895 RE.AU.: Orden de conex. tras 1° ciclo
monopolar (RE.AU.1pol,1º ciclo=)
Estadística
AI
02896 RE.AU.: Orden de conex. tras 1° ciclo
tripolar (RE.AU. 3pol,1°ciclo=)
Estadística
AI
02897 RE.AU.: Orden de conex. a partir 2°
ciclo monopolar (RE.AU.1p,>=2°ciclo=)
Estadística
AI
02898 RE.AU.: Orden de conex. a partir 2°
ciclo tripolar (RE.AU.3p,>=2°ciclo=)
Estadística
AI
03102 Dif.: Irrupción L1 (Irrupción dif. L1)
Protección
diferencial
AI
*
*
LED
REL
92
89
1
GA
03103 Dif.: Irrupción L2 (Irrupción dif. L2)
Protección
diferencial
AI
*
*
LED
REL
92
90
1
GA
03104 Dif.: Irrupción L3 (Irrupción dif. L3)
Protección
diferencial
AI
*
*
LED
REL
92
91
1
GA
03120 Dif. activa (Dif. activa)
Protección
diferencial
AI
KG
*
M
LED
REL
92
92
1
GA
03132 Dif.: Excitación general (excit.gen.dif.)
Protección
diferencial
AI
*
KG
M
LED
REL
03133 Dif.: Excitación L1 (excit.dif. L1)
Protección
diferencial
AI
*
KG
M
LED
REL
92
93
2
GA
03134 Dif.: Excitación L2 (excit.dif. L2)
Protección
diferencial
AI
*
KG
M
LED
REL
92
94
2
GA
03135 Dif.: Excitación L3 (excit.dif. L3)
Protección
diferencial
AI
*
KG
M
LED
REL
92
95
2
GA
03136 Dif.: Excitación tierra (excit.dif. tierra)
Protección
diferencial
AI
*
KG
M
LED
REL
92
96
2
GA
03137 Dif.: Excitación dif. I>> (excit.dif. I>>)
Protección
diferencial
AI
*
KG
M
LED
REL
92
97
2
GA
03139 Dif.: Excitación dif. I> (excit.dif. I>)
Protección
diferencial
AI
*
KG
M
LED
REL
92
98
2
GA
03141 Dif.: Orden desconex. general
(desconex.gen.dif.)
Protección
diferencial
AI
*
KG
M
LED
REL
92
99
2
GA
03142 Dif.: Orden de desconexión L1, sólo
monopolar (descon1polL1 dif)
Protección
diferencial
AI
*
KG
M
LED
REL
92
100
2
GA
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Bloqueo intermitencia
*
Relé
*
Tecla de funtción
AI
Entrada binaria
Reenganche
automático
LED
02890 RE.AU.: Autorización zonas en 2º ciclo
(RE.AU. autoriz. 2º ciclo)
Marca listado de fallos
Data Unit
IEC 60870-5-103
Número de información
Posibilidad de
configuración
Modelo
Mens. falta a tierra ENTR/
SAL
Función
Mensaje de fallo ENTR/SAL
Significado
Mensaje operativo ENTR/
SAL
FNº
323
A Anexo
Tipo
de inf.
Registro mensajes
Número de información
Data Unit
Cons. gen. obligatoria
*
KG
M
LED
REL
92
101
2
GA
03144 Dif.: Orden de desconexión L3, sólo
monopolar (descon.1polL3 dif)
Protección
diferencial
AI
*
KG
M
LED
REL
92
102
2
GA
03145 Dif.: Orden de desconexión L123
(descon dif L123)
Protección
diferencial
AI
*
KG
M
LED
REL
92
103
2
GA
03146 Dif.: Orden de desconex. monopolar
(desconex. dif 1p)
Protección
diferencial
AI
*
KG
LED
REL
03147 Dif.: Orden de desconex. tripolar
(desconex. dif 3p)
Protección
diferencial
AI
*
KG
LED
REL
03148 Dif bloqueada (dif bloqueada)
Protección
diferencial
AI
KG
*
LED
REL
92
104
1
GA
03149 Dif está desconectada (PSC descon)
Protección
diferencial
AI
KG
*
LED
REL
92
105
1
GA
03176 Dif.: Excitación sólo fase L1 (dif. excit.
sólo L1)
Protección
diferencial
AI
*
*
LED
REL
03177 Dif.: Excitación L1 (excit.dif. L1E)
Protección
diferencial
AI
*
*
LED
REL
03178 Dif.: Excitación sólo fase L2 (dif. excit.
sólo L2)
Protección
diferencial
AI
*
*
LED
REL
03179 Dif.: Excitación L2-E (excit.dif. L2E)
Protección
diferencial
AI
*
*
LED
REL
03180 Dif.: Excitación L1-L2 (excit.dif. L12)
Protección
diferencial
AI
*
*
LED
REL
03181 Dif.: Excitación L1-L2-E (excit.dif. L12E)
Protección
diferencial
AI
*
*
LED
REL
03182 Dif.: Excitación sólo fase L3 (dif. excit.
sólo L3)
Protección
diferencial
AI
*
*
LED
REL
03183 Dif.: Excitación L3-E (excit.dif. L3E)
Protección
diferencial
AI
*
*
LED
REL
03184 Dif.: Excitación L3-L1 (excit.dif. L31)
Protección
diferencial
AI
*
*
LED
REL
03185 Dif.: Excitación L3-L1-E (excit.dif. L31E)
Protección
diferencial
AI
*
*
LED
REL
03186 Dif.: Excitación L2-L3 (excit.dif. L23)
Protección
diferencial
AI
*
*
LED
REL
03187 Dif.: Excitación L2-L3-E (excit.dif. L23E)
Protección
diferencial
AI
*
*
LED
REL
03188 Dif.: Excitación L1-L2-L3 (excit.dif.
L123)
Protección
diferencial
AI
*
*
LED
REL
03189 Dif.: Excitación L1-L2-L3-E (excit.dif.
L123E)
Protección
diferencial
AI
*
*
LED
REL
03190 Dif.: Modo de prueba (modo de prueba) Protección
diferencial
IE
KG
*
LED
92
106
1
GA
324
FK
T
REL
Bloqueo intermitencia
AI
Relé
Protección
diferencial
Tecla de funtción
03143 Dif.: Orden de desconexión L2, sólo
monopolar (descon.1polL2 dif)
Entrada binaria
Modelo
IEC 60870-5-103
LED
Posibilidad de
configuración
Marca listado de fallos
Mens. falta a tierra ENTR/
SAL
Función
Mensaje de fallo ENTR/SAL
Significado
Mensaje operativo ENTR/
SAL
FNº
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.7 Listas de información
Función
Tipo
de inf.
Registro mensajes
Posibilidad de
configuración
03191 Dif.: Modo de puesta en marcha (modo
PS)
Protección
diferencial
IE
KG
*
LED
03192 Dif.: Modo de prueba teleactivado
(modo de prueba remoto)
Protección
diferencial
AI
KG
*
03193 Dif.: Modo de puesta en marcha activo
(modo PS activo)
Protección
diferencial
AI
KG
03194 Dif.: >Modo de prueba (>modo de
prueba)
Protección
diferencial
AS
03195 Dif.: >Modo PS (>modo PS)
Protección
diferencial
03215 Los equipos tienen Firmware
incompatible (VERS. errónea)
03217 INTA1: Reflexión datos propios de la
red (INTA1 Reflex.Red)
Data Unit
Cons. gen. obligatoria
LED
REL
92
108
1
GA
*
LED
REL
92
109
1
GA
KG
*
LED EB
REL
AS
KG
*
LED EB
REL
Interfaces de
activación
AI
K
*
LED
REL
Interfaces de
activación
AI
KG
*
LED
REL
03227 >INTA1 luz apagada (transmisión de
Interfaces de
datos en bloque) (>INTA 1 Luz descon.) activación
AS
KG
*
LED EB
REL
03229 INTA1: Interferencia transmisión de
datos (INTA1 Interferencia)
Interfaces de
activación
AI
KG
*
LED
REL
93
135
1
GA
03230 INTA1: Fallo transmisión de datos
(INTA1 FALLO)
Interfaces de
activación
AI
KG
*
LED
REL
93
136
1
GA
03233 Irregularidad en la dirección del equipo
(DA 17xx) (DT inconsistente)
Interfaces de
activación
AI
KG
*
LED
REL
03234 Irregularidad en el número/índice de
equipo (DT desigual)
Interfaces de
activación
AI
KG
*
LED
REL
03235 Irregularidad los parámetros del equipo
desiguales (parám.inconsist.)
Interfaces de
activación
AI
KG
*
LED
REL
03236 Asignación transm.-recept. INTA1INTA2 errónea (asignación INTA)
Interfaces de
activación
AI
KG
*
LED
REL
03239 INTA1: Tiempo de transm. de datos
inadmis. (INTA1 t.trans. perturb.)
Interfaces de
activación
AI
KG
*
LED
REL
93
139
1
GA
03243 INTA1: Conectado con equipo dir.
(INTA1 con. con)
Interfaces de
activación
AI
KG
*
03245 > Fallo GPS desde exterior (>fallo GPS)
Interfaces de
activación
AS
KG
*
LED EB
REL
03247 GPS: Fallo del impulso (fallo GPS)
Interfaces de
activación
AI
KG
*
LED
REL
03248 GPS: INTA1 sincronizado por GPS
(INTA1 sinc GPS)
Interfaces de
activación
AI
KG
*
LED
REL
03250 GPS: INTA1 duración asimetría
excesiva (INTA1 durac asim.)
Interfaces de
activación
AI
KG
*
LED
REL
03252 > INTA1 sincronización RESET (>SINC
INTA1 RESET)
Interfaces de
activación
AS
KG
*
LED EB
REL
03254 INTA1 detectado salto tiempo (INTA1
salto tiempo)
Interfaces de
activación
AI
KG
*
LED
REL
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Bloqueo intermitencia
GA
FK
T
Relé
1
Tecla de funtción
107
Entrada binaria
92
LED
REL
Marca listado de fallos
Número de información
IEC 60870-5-103
Modelo
Mens. falta a tierra ENTR/
SAL
Mensaje de fallo ENTR/SAL
Significado
Mensaje operativo ENTR/
SAL
FNº
325
A Anexo
Tipo
de inf.
Registro mensajes
Posibilidad de
configuración
Interfaces de
activación
AI
KG
*
LED
REL
03451 >Dar de baja al (>equipo)
Topología de
protección
diferencial
AS
KG
*
LED EB
REL
03458 Topología en cadena (topología en
cadena)
Topología de
protección
diferencial
AI
KG
*
LED
REL
03464 Topología de comunicación completa
(topol completa)
Topología de
protección
diferencial
AI
KG
*
LED
REL
03475 Equipo 1 dado de baja (equipo1 baja)
Topología de
protección
diferencial
IE
KG
*
LED
FK
T
03476 Equipo 2 dado de baja (equipo2 baja)
Topología de
protección
diferencial
IE
KG
*
LED
03484 Equipo local dado de baja (equipo baja)
Topología de
protección
diferencial
IE
KG
*
LED
03487 Igual dirección del equipo en
constelación (igual dir.equipo)
Topología de
protección
diferencial
AI
KG
*
LED
REL
03491 Equipo 1 conexión disponible (equipo1
dispo.)
Topología de
protección
diferencial
AI
KG
*
LED
REL
03492 Equipo 2 conexión disponible (equipo2
dispo.)
Topología de
protección
diferencial
AI
KG
*
LED
REL
03501 >Arrastre L1 (> arrastre L1)
Arrastre de
interruptor
AS
KG
*
LED EB
REL
03502 >Arrastre L2 (> arrastre L2)
Arrastre de
interruptor
AS
KG
*
LED EB
REL
03503 >Arrastre L3 (> arrastre L3)
Arrastre de
interruptor
AS
KG
*
LED EB
REL
03504 >Arrastre tripolar (> arrastre tripolar)
Arrastre de
interruptor
AS
KG
*
LED EB
REL
03505 Arrastre recibido de INTA1 L1 (arras.
recib.INTA1 L1)
Arrastre de
interruptor
AI
kg
*
LED
REL
03506 Arrastre recibido de INTA1 L2 (arras.
recib.INTA1 L2)
Arrastre de
interruptor
AI
kg
*
LED
REL
03507 Arrastre recibido de INTA1 L3 (arras.
recib.INTA1 L3)
Arrastre de
interruptor
AI
kg
*
LED
REL
03511 Enviar arrastre a INTA1 L1 (enviar
arras. INTA1 L1)
Arrastre de
interruptor
AI
KG
*
LED
REL
326
142
1
GA
REL
93
143
1
GA
FK
T
REL
93
144
1
GA
FK
T
REL
93
149
1
GA
Relé
93
Tecla de funtción
Cons. gen. obligatoria
03258 INTA1 superada tasa de errores
máxima (INTA1 tasa errores)
Data Unit
REL
Número de información
LED
Modelo
*
Entrada binaria
KG
LED
IE
Marca listado de fallos
Interfaces de
activación
Mens. falta a tierra ENTR/
SAL
03256 INTA1 duración asimetría excesiva
(INTA1 asim.)
IEC 60870-5-103
Bloqueo intermitencia
Función
Mensaje de fallo ENTR/SAL
Significado
Mensaje operativo ENTR/
SAL
FNº
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.7 Listas de información
IEC 60870-5-103
REL
03513 Enviar arrastre a INTA1 L3 (enviar
arras. INTA1 L3)
Arrastre de
interruptor
AI
KG
*
LED
REL
03517 Arrastre orden de desconexión general
(arrastre descon. gen.)
Arrastre de
interruptor
AI
*
KG
M
LED
REL
03518 Arrastre orden de desconexión L1, sólo
1polo (arrastre DESC1polL1
Arrastre de
interruptor
AI
*
KG
M
LED
REL
93
150
2
GA
03519 Arrastre orden de desconexión L2, sólo
1polo (arrastre DESC1polL2)
Arrastre de
interruptor
AI
*
KG
M
LED
REL
93
151
2
GA
03520 Arrastre orden de desconexión L3, sólo
1polo (arrastre DESC1polL3)
Arrastre de
interruptor
AI
*
KG
M
LED
REL
93
152
2
GA
03521 Arrastre orden de desconexión L123
(arrastre ext L123)
Arrastre de
interruptor
AI
*
KG
M
LED
REL
93
153
2
GA
03522 Arrastre orden de desconexión
monopolar (arrastre DESC 1p)
Arrastre de
interruptor
AI
*
KG
LED
REL
03523 Arrastre orden de desconexión tripolar
(arrastre DESC 3p)
Arrastre de
interruptor
AI
*
KG
LED
REL
03525 > Dif bloq (> dif bloq)
Protección
diferencial
AS
KG
*
LED EB
REL
03526 Dif bloq recibido de INTA1 (dif bloq
recib INTA1)
Protección
diferencial
AI
KG
*
LED
REL
03528 Dif bloq enviar a INTA1 (dif bloq env
INTA1)
Protección
diferencial
AI
KG
*
LED
REL
03541 > Orden remota 1 (>orden remota 1)
Teletransmisión
AS
kg
*
LED EB
REL
03542 > Orden remota 2 (>orden remota 2)
Teletransmisión
AS
kg
*
LED EB
REL
03543 > Orden remota 3 (>orden remota 3)
Teletransmisión
AS
kg
*
LED EB
REL
03544 > Orden remota 4 (>orden remota 4)
Teletransmisión
AS
kg
*
LED EB
REL
03545 Recibir orden remota 1 (rec orden
remota 1)
Teletransmisión
AI
kg
*
LED
REL
93
154
1
GA
03546 Recibir orden remota 2 (rec orden
remota 2)
Teletransmisión
AI
kg
*
LED
REL
93
155
1
GA
03547 Recibir orden remota 3 (rec orden
remota 3)
Teletransmisión
AI
kg
*
LED
REL
93
156
1
GA
03548 Recibir orden remota 4 (rec orden
remota 4)
Teletransmisión
AI
kg
*
LED
REL
93
157
1
GA
04253 >Bloquear desconexión rápida (>bloq
desc rápida)
Desconexión rápida AS
*
*
LED EB
REL
04271 Desconexión rápida desconectada
(desc rápida desc)
Desconexión rápida AI
KG
*
LED
REL
25
71
1
GA
04272 Desconexión rápida bloqueada (desc
rápida bloq)
Desconexión rápida AI
KG
KG
LED
REL
25
72
1
GA
04273 Desconexión rápida activa (desc rápida
activa)
Desconexión rápida AI
*
*
LED
REL
25
73
1
GA
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Bloqueo intermitencia
LED
Relé
*
Tecla de funtción
KG
Entrada binaria
AI
LED
Arrastre de
interruptor
Marca listado de fallos
03512 Enviar arrastre a INTA1 L2 (enviar
arras. INTA1 L2)
Mens. falta a tierra ENTR/
SAL
Cons. gen. obligatoria
Posibilidad de
configuración
Data Unit
Registro mensajes
Número de información
Tipo
de inf.
Modelo
Función
Mensaje de fallo ENTR/SAL
Significado
Mensaje operativo ENTR/
SAL
FNº
327
A Anexo
Tipo
de inf.
Registro mensajes
Número de información
Data Unit
Cons. gen. obligatoria
25
81
2
GA
K
LED
REL
25
82
2
GA
*
K
LED
REL
25
83
2
GA
Desconexión rápida AI
*
K
LED
REL
25
84
2
GA
04285 Excitación desconexión rápida I>>>>
fase L1 (desc ráp exc I>>>> L1)
Desconexión rápida AI
*
K
LED
REL
25
85
2
GA
04286 Excitación desconexión rápida I>>>>
fase L2 (desc ráp exc I>>>> L2)
Desconexión rápida AI
*
K
LED
REL
25
86
2
GA
04287 Excitación desconexión rápida I>>>>
fase L3 (desc ráp exc I>>>> L3)
Desconexión rápida AI
*
K
LED
REL
25
87
2
GA
04289 Desconexión rápida disparo monopolar
L1 (desc rápida disp 1polL1)
Desconexión rápida AI
*
K
LED
REL
25
89
2
GA
04290 Desconexión rápida disparo monopolar
L2 (desc rápida disp 1polL2)
Desconexión rápida AI
*
K
LED
REL
25
90
2
GA
04291 Desconexión rápida disparo monopolar
L3 (desc rápida disp 1polL3)
Desconexión rápida AI
*
K
LED
REL
25
91
2
GA
04292 Desconexión rápida disparo monopolar
(desc rápida disp 1pol)
Desconexión rápida AI
*
K
LED
REL
25
94
2
04293 Desconexión rápida disparo general
(desc rápida disp gen)
Desconexión rápida AI
*
K
LED
REL
04294 Desconexión rápida disparo tripolar
(desc rápida disp 3pol)
Desconexión rápida AI
*
K
LED
REL
04295 Desconexión rápida disparo tripolar
(desc rápida disp L123)
Desconexión rápida AI
*
K
LED
REL
25
95
2
GA
04403 >Acoplamiento exterior Bloquear DESC
(>bloquear ext. bloqueado)
Acoplamiento
exterior
AS
*
*
LED EB
REL
04412 >Acoplamiento exterior DESC L1 a
través bin. (>exterior ext L1)
Acoplamiento
exterior
AS
KG
*
LED EB
REL
04413 >Acoplamiento exterior DESC L2 a
través bin. (>exterior ext L2)
Acoplamiento
exterior
AS
KG
*
LED EB
REL
04414 >Acoplamiento exterior DESC L3 a
través bin. (>exterior ext L3)
Acoplamiento
exterior
AS
KG
*
LED EB
REL
04417 >Acoplamiento exterior DESC 3polos
(>ext. DESC 3pol)
Acoplamiento
exterior
AS
KG
*
LED EB
REL
04421 Acoplamiento exterior desconectado
(acopl. ext. desc.)
Acoplamiento
exterior
AI
KG
*
LED
REL
51
21
1
GA
04422 Acoplamiento exterior bloqueado
(acopl. ext. bloqueado)
Acoplamiento
exterior
AI
KG
KG
LED
REL
51
22
1
GA
04432 Acoplamiento exterior DESC L1, sólo
1polo (desc ext 1pol L1)
Acoplamiento
exterior
AI
*
K
LED
REL
51
32
2
04282 Excitación desconexión rápida I>>>
fase L1 (desc ráp exc I>>> L1)
Desconexión rápida AI
*
04283 Excitación desconexión rápida I>>>
fase L2 (desc ráp exc I>>> L2)
Desconexión rápida AI
04284 Excitación desconexión rápida I>>>
fase L3 (desc ráp exc I>>> L3)
328
G
Bloqueo intermitencia
REL
*
Relé
LED
Desconexión rápida AI
Tecla de funtción
M
04281 Excitación general desconexión rápida
(dif excit gen)
Entrada binaria
Modelo
IEC 60870-5-103
LED
Posibilidad de
configuración
Marca listado de fallos
Mens. falta a tierra ENTR/
SAL
Función
Mensaje de fallo ENTR/SAL
Significado
Mensaje operativo ENTR/
SAL
FNº
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.7 Listas de información
Tipo
de inf.
Registro mensajes
REL
51
33
2
04434 Acoplamiento exterior DESC L3, sólo
1polo (desc ext 1pol L3)
Acoplamiento
exterior
AI
*
K
LED
REL
51
34
2
04435 Acoplamiento exterior DESC L123,
3polos (desc ext L123)
Acoplamiento
exterior
AI
*
K
LED
REL
51
35
2
06854 >CRC:Conexión Relé orden Circuito
disparo 1 (>CRC circ 1)
Supervisión del
circuito de disparo
AS
KG
*
LED EB
REL
06855 >CRC:Conexión contacto aux. IP
circuito disparo 1 (>CRC AUX1 IP)
Supervisión del
circuito de disparo
AS
KG
*
LED EB
REL
06856 >CRC:Conexión Relé orden Circuito
disparo 2 (>CRC circ 2)
Supervisión del
circuito de disparo
AS
KG
*
LED EB
REL
06857 >CRC:Conexión contacto aux. IP
circuito disparo 2 (>CRC AUX2 IP)
Supervisión del
circuito de disparo
AS
KG
*
LED EB
REL
06858 >CRC:Conexión Relé orden Circuito
disparo 3 (>CRC circ 3)
Supervisión del
circuito de disparo
AS
KG
*
LED EB
REL
06859 >CRC:Conexión contacto aux. IP
circuito disparo 3 (>CRC AUX3 IP)
Supervisión del
circuito de disparo
AS
KG
*
LED EB
REL
06861 Superv. circuito de disparo
desconectada (CRC desc)
Supervisión del
circuito de disparo
AI
KG
*
LED
REL
170
53
1
GA
06865 Fallo circuito de disparo (Fallo circ.
disp.)
Supervisión del
circuito de disparo
AI
KG
*
LED
REL
170
55
1
GA
06866 CRC: Error de configuración, superv
circuito disparo 1 (CRC error config 1)
Supervisión del
circuito de disparo
AI
KG
*
LED
REL
06867 CRC: Error de configuración, superv
circuito disparo 2 (CRC error config 2)
Supervisión del
circuito de disparo
AI
KG
*
LED
REL
06868 CRC: Error de configuración, superv
circuito disparo 3 (CRC error config 3)
Supervisión del
circuito de disparo
AI
KG
*
LED
REL
07104 >S/It.def./idef. bloquear escalón I>>
(>S/It.def./idef. bloquear I>>)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AS
KG
*
LED EB
REL
64
4
1
GA
07105 >S/It.def./idef. bloquear escalón I> (>S/
It.def./idef. bloquear I>)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AS
KG
*
LED EB
REL
64
5
1
GA
07106 >S/It.def./idef. bloquear escalón Ip (>S/
It.def./idef. bloquear Ip)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AS
KG
*
LED EB
REL
64
6
1
GA
07107 >S/It.def./idef. bloquear escalón Ie>>
(>S/It.def./idef. bloquear Ie>>)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AS
KG
*
LED EB
REL
64
7
1
GA
07108 >S/It.def./idef. bloquear escalón Ie>
(>S/It.def./idef. bloquear Ie>)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AS
KG
*
LED EB
REL
64
8
1
GA
07109 >S/It.def./idef. bloquear escalón Iep
(>S/It.def./idef. bloquear Iep)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AS
KG
*
LED EB
REL
64
9
1
GA
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Cons. gen. obligatoria
LED
Bloqueo intermitencia
K
Relé
*
Tecla de funtción
AI
Entrada binaria
Acoplamiento
exterior
LED
04433 Acoplamiento exterior DESC L2, sólo
1polo (desc ext 1pol L2)
Marca listado de fallos
Data Unit
IEC 60870-5-103
Número de información
Posibilidad de
configuración
Modelo
Mens. falta a tierra ENTR/
SAL
Función
Mensaje de fallo ENTR/SAL
Significado
Mensaje operativo ENTR/
SAL
FNº
329
A Anexo
IEC 60870-5-103
REL
64
10
1
GA
07130 >S/It.def./idef. bloquear escalón I>>>
(>S/It.def./idef. bloquear I>>>)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AS
KG
*
LED EB
REL
64
30
1
GA
07131 >S/It.def./idef.autorizar escalón I>>>
(>S/It.def./idef. autorizar I>>>)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AS
KG
KG
LED EB
REL
64
31
1
GA
07132 >S/It.def./idef. bloquear escalón Ie>>>
(>S/It.def./idef. bloquear Ie>>>)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AS
KG
*
LED EB
REL
64
32
1
GA
07151 S/It.def./idef. desconectada (S/It.def./
idef. desc)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AI
KG
*
LED
REL
64
51
1
GA
07152 S/It.def./idef. bloqueada (S/It.def./idef.
bloqueada)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AI
KG
KG
LED
REL
64
52
1
GA
07153 S/It.def./idef. activa (S/It.def./idef.
activa)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AI
*
*
LED
REL
64
53
1
GA
07161 S/It: Excitación general (dif excit gen)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AI
*
G
LED
REL
64
61
2
GA
07162 S/It: Excitación L1 (excit S/It L1)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AI
*
K
LED
REL
64
62
2
GA
07163 S/It: Excitación L2 (excit S/It L2)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AI
*
K
LED
REL
64
63
2
GA
07164 S/It: Excitación L3 (excit S/It L3)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AI
*
K
LED
REL
64
64
2
GA
07165 S/It: Excitación tierra (excit S/It tierra)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AI
*
K
LED
REL
64
65
2
GA
07191 S/It: Excitación escalón I>>
(S/It excit I>>)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AI
*
K
M
LED
REL
64
91
2
GA
07192 S/It: Excitación escalón I>
(S/It excit I>)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AI
*
K
M
LED
REL
64
92
2
GA
07193 S/It: Excitación escalón Ip (S/It excit Ip)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AI
*
K
M
LED
REL
64
93
2
GA
07201 S/It: Excitación escalón I
(S/It excit I>>>)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AI
*
KG
M
LED
REL
64
101
2
GA
07211 S/It: Orden de disparo general (S/It disp
gen)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AI
*
*
LED
REL
64
111
2
330
M
Bloqueo intermitencia
LED EB
Relé
KG
Tecla de funtción
KG
Entrada binaria
AS
LED
Protección de
sobreintensidad
temporizada
Marca listado de fallos
07110 >S/It.def./idef. autorización orden
disparo (>S/It.def./idef. autoriz disparo)
Mens. falta a tierra ENTR/
SAL
Cons. gen. obligatoria
Posibilidad de
configuración
Data Unit
Registro mensajes
Número de información
Tipo
de inf.
Modelo
Función
Mensaje de fallo ENTR/SAL
Significado
Mensaje operativo ENTR/
SAL
FNº
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.7 Listas de información
Tipo
de inf.
Registro mensajes
REL
64
112
2
07213 S/It: Orden de disparo L2, sólo
monopolar (S/It DISP1polL2)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AI
*
K
LED
REL
64
113
2
07214 S/It: Orden de disparo L3, sólo
monopolar (S/It DISP1polL3)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AI
*
K
LED
REL
64
114
2
07215 S/It: Orden de disparo tripolar
(S/It DISP L123)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AI
*
K
LED
REL
64
115
2
07221 S/It: Orden de disparo escalón I>>
(S/It.def./idef. DISP I>>)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AI
*
K
LED
REL
64
121
2
07222 S/It: Orden de disparo escalón I>
(S/It.def./idef. DISP I>)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AI
*
K
LED
REL
64
122
2
07223 S/It: Orden de disparo escalón Ip
(S/It.def./idef. DISP Ip)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AI
*
K
LED
REL
64
123
2
07235 S/It: Orden de disparo escalón I>>>
(S/It.def./idef. DISP I>>>)
Protección de
sobreintensidad
temporizada
AI
*
K
LED
REL
64
135
2
07325 Prueba IP: Orden disparo IP1
monopolar L1 (PRU IP1 DISP1pL1)
Pruebas:
AI
KG
*
LED
REL
153
25
1
GA
07326 Prueba IP: Orden disparo IP1
monopolar L2 (PRU IP1 DISP1pL2)
Pruebas:
AI
KG
*
LED
REL
153
26
1
GA
07327 Prueba IP: Orden disparo IP1
monopolar L3 (PRU IP1 DISP1pL3)
Pruebas:
AI
KG
*
LED
REL
153
27
1
GA
07328 Prueba IP: Orden disparo IP1 tripolar
(PRU IP1 DISP1pL123)
Pruebas:
AI
KG
*
LED
REL
153
28
1
GA
07329 Prueba IP: Orden conexión IP1 (PRU
IP1 orden CON)
Pruebas:
AI
KG
*
LED
REL
153
29
1
GA
07345 Prueba IP en proceso (PRU IP en
proceso)
Pruebas:
AI
KG
*
LED
REL
153
45
1
GA
07346 Prueba IP interrupción por fallo (PRU IP
fallo)
Pruebas:
AI_T
K
*
07347 Prueba IP interrupción, causa IP abierto
(PRU IP abierto)
Pruebas:
AI_T
K
*
07348 Interrupción prueba IP, IP no disponible
(PRU IP no dispo.)
Pruebas:
AI_T
K
*
07349 Interrupción prueba IP, IP no abre (PRU
IP todavía cerrado)
Pruebas:
AI_T
K
*
07350 Prueba IP completada con éxito (PRU
IP éxito)
Pruebas:
AI_T
K
*
Equipo
AS
KG
*
>Luz encendida (pantalla del equipo)
(>luz encend)
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Cons. gen. obligatoria
LED
Bloqueo intermitencia
K
Relé
*
Tecla de funtción
AI
Entrada binaria
Protección de
sobreintensidad
temporizada
LED
07212 S/It: Orden de disparo L1, sólo
monopolar (S/It DISP1polL1)
Marca listado de fallos
Data Unit
IEC 60870-5-103
Número de información
Posibilidad de
configuración
Modelo
Mens. falta a tierra ENTR/
SAL
Función
Mensaje de fallo ENTR/SAL
Significado
Mensaje operativo ENTR/
SAL
FNº
EB
331
A Anexo
332
Tipo
de inf.
Registro mensajes
Cons. gen. obligatoria
KG
*
LED
REL
192
20
1
GA
IE
KG
*
LED
REL
192
23
1
GA
Conmutación del
grupo de
parámetros
IE
KG
*
LED
REL
192
24
1
GA
Grupo de parámetros C
(grupo parám. C)
Conmutación del
grupo de
parámetros
IE
KG
*
LED
REL
192
25
1
GA
Grupo de parámetros D
(grupo parám. D)
Conmutación del
grupo de
parámetros
IE
KG
*
LED
REL
192
26
1
GA
Nivel jerárquico de conmutación
(niv. jer. conm.)
Nivel jerárquico de
conmutación y
modo de
conmutación
IE
KG
*
LED
101
85
1
GA
Modo de conmutación remoto
(modo conm. rem.)
Nivel jerárquico de
conmutación y
modo de
conmutación
IE
KG
*
LED
Modo de conmutación local
(modo conm. loc.)
Nivel jerárquico de
conmutación y
modo de
conmutación
IE
KG
*
LED
101
86
1
GA
Funcionam. de prueba (funcion.prueba)
Equipo
IE
KG
*
LED
REL
192
21
1
GA
Sincronización de la hora (sinc. hora)
Equipo
IE_W
*
*
LED
REL
-
*
Prueba IP DESCON/CON: IP1, 1polo
L2 (PRU IP1 L2)
Pruebas:
-
*
Prueba IP DESCON/CON: IP1, 1polo
L3 (PRU IP1 L3)
Pruebas:
-
*
Prueba IP DESCON/CON: IP1, 3polos
(PRU IP1 3P)
Pruebas:
-
*
Desbloqueo mensajes y valores med.
vía EB (desblMyV)
Equipo
IE
Modo de prueba hardware
(modo prueba HW)
Equipo
IE
KG
Bloquear mensajes y valores medidos
(bloqueo MyV)
Equipo
IE
Grupo de parámetros A
(grupo parám. A)
Conmutación del
grupo de
parámetros
Grupo de parámetros B
(grupo parám. B)
Bloqueo intermitencia
REL
Pruebas:
Relé
LED
Prueba IP DESCON/CON: IP1, 1polo
L1 (PRU IP1 L1)
Tecla de funtción
*
IE
Entrada binaria
REL
Listado de fallos
LED
LED
Activación registro de fallos de prueba
(marcado) (inicio reg fallos)
Marca listado de fallos
Data Unit
IEC 60870-5-103
Número de información
*
Posibilidad de
configuración
Modelo
KG
Mens. falta a tierra ENTR/
SAL
Función
Mensaje de fallo ENTR/SAL
Significado
Mensaje operativo ENTR/
SAL
FNº
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.8 Lista de valores medidos
Lista de valores medidos
Valores medidos
148
comp
9
1
CFC
134
129
priv
9
1
192
148
comp
9
2
134
129
priv
9
2
192
148
comp
9
3
134
129
priv
9
3
CFC
CFC
00610
Valor medido 3I0 (3I0 =)
Valores medidos
CFC
00619
Valor medido I1 (co-sistema) (I1=)
Valores medidos
CFC
00620
Valor medido I2 (sistema opuesto) (I2=)
Valores medidos
CFC
00621
Valor medido UL1E (UL1E=)
Valores medidos
00622
00623
Valor medido UL2E (UL2E=)
Valor medido UL3E (UL3E=)
Valores medidos
Valores medidos
192
148
comp
9
4
134
129
priv
9
4
192
148
comp
9
5
134
129
priv
9
5
192
148
comp
9
6
134
129
priv
9
6
CFC
CFC
CFC
00624
Valor medido UL12 (UL12=)
Valores medidos
134
129
priv
9
10
CFC
00625
Valor medido UL23 (UL23=)
Valores medidos
134
129
priv
9
11
CFC
00626
Valor medido UL31 (UL31=)
Valores medidos
134
129
priv
9
12
CFC
00631
Valor medido 3U0 (3U0 =)
Valores medidos
CFC
00634
Valor medido U1 (co-sistema) (U1=)
Valores medidos
CFC
00635
Valor medido U2 (sistema opuesto) (U2=)
Valores medidos
CFC
00641
Valor medido P (potencia activa) (P=)
Valores medidos
00642
Valor medido Q (potencia reactiva) (Q=)
Valores medidos
00643
Valor medido cosPHI (factor de potencia)
(cosϕ =)
Valores medidos
00644
Valor medido f (frecuencia) (f=)
Valores medidos
00645
Valor medido S (potencia aparente) (S=)
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Valores medidos
192
148
comp
9
7
134
129
priv
9
7
192
148
comp
9
8
134
129
priv
9
8
Pantalla inicial
192
Cuadro de control
derivación
CFC
Valor medido IL3 (IL3 =)
Valores medidos
Posibilidad de
configuración
Posición
00603
Valor medido IL2 (IL2 =)
Valores medidos
IEC 60870-5-103
Unidad de datos
00602
Valor medido IL1 (IL1 =)
Función
Compatibilidad
00601
Significado
Número de información
FNº
Tipo de función
A.8
CFC
CFC
CFC
192
148
comp
9
9
134
129
priv
9
9
CFC
CFC
333
A Anexo
00801
Protección de sobrecarga: Temperatura de
servicio(Θ /Θdesc =)
Valores medidos
CFC
00802
Valor de sobrecarga para L1 (Θ /Θdesc L1=)
Valores medidos
CFC
00803
Valor de sobrecarga para L2 (Θ /Θdesc L2=)
Valores medidos
CFC
00804
Valor de sobrecarga para L3 (Θ /Θdesc L3=)
Valores medidos
CFC
07731
Ángulo IL1 -> IL2 (medido localmente) (Φ
IL1L2=)
Valores medidos
CFC
07732
Ángulo IL2 -> IL3 (medido localmente) (Φ
IL2L3=)
Valores medidos
CFC
07733
Ángulo IL3 -> IL1 (medido localmente) (Φ
IL3L1=)
Valores medidos
CFC
07734
Ángulo UL1 -> UL2 (medido localmente)
(Φ UL1L2=)
Valores medidos
CFC
07735
Ángulo UL2 -> UL3 (medido localmente)
(Φ UL2L3=)
Valores medidos
CFC
07736
Ángulo UL3 -> UL1 (medido localmente)
(Φ UL3L1=)
Valores medidos
CFC
07737
Ángulo UL1 -> IL1 (medido localmente) (Φ
UIL1=)
Valores medidos
CFC
07738
Ángulo UL2 -> IL2 (medido localmente) (Φ
UIL2=)
Valores medidos
CFC
07739
Ángulo UL3 -> UL3 (medido localmente)
(Φ UIL3=)
Valores medidos
CFC
07742
IDifL1 (% de la intensidad nominal de trabajo)
(IDifL1=)
Valores medidos
dif. y estab.
134
122
priv
9
1
CFC
07743
IdifL2 (% de la intensidad nominal de trabajo)
(IdifL2=)
Valores medidos
dif. y estab.
134
122
priv
9
2
CFC
07744
IdifL3 (% de la intensidad nominal de trabajo)
(IdifL3=)
Valores medidos
dif. y estab.
134
122
priv
9
3
CFC
07745
IestabL1 (% de la intensidad nominal de trabajo)
(IestabL1=)
Valores medidos
dif. y estab.
134
122
priv
9
4
CFC
07746
IestabL2 (% de la intensidad nominal de trabajo)
(IestabL2=)
Valores medidos
dif. y estab.
134
122
priv
9
5
CFC
07747
IestabL3 (% de la intensidad nominal de trabajo)
(IestabL3=)
Valores medidos
dif. y estab.
134
122
priv
9
6
CFC
07748
IdifL3I0 (% de la intensidad nominal de trabajo)
(IdifL3I0=)
Valores medidos
dif. y estab.
07751
INTA1 tiempo (tiempo señal) (INTA1 tiempo)
Estadística
07753
INTA1 dispo/con (disponibilidad) (INTA1 d/c)
Estadística
07754
INTA1 dispo/h (disponibilidad) (INTA1 d/h)
Estadística
334
Pantalla inicial
Cuadro de control
derivación
CFC
Posibilidad de
configuración
Posición
Unidad de datos
IEC 60870-5-103
Compatibilidad
Función
Número de información
Significado
Tipo de función
FNº
CFC
134
122
priv
9
7
CFC
CFC
134
121
priv
9
3
134
122
priv
9
8
CFC
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
A.8 Lista de valores medidos
07761
Dirección del 1º equipo (DIR equipos)
Valores medidos
constelación
equipo 1
CFC
07762
IL1 (% de la intensidad nominal de trabajo)
(IL1_BN =)
Valores medidos
constelación
equipo 1
CFC
07763
Ángulo IL1_remoto <-> IL1_local (ΦI L1=)
Valores medidos
constelación
equipo 1
CFC
07764
IL2 (% de la intensidad nominal de trabajo)
(IL2_BN =)
Valores medidos
constelación
equipo 1
CFC
07765
Ángulo IL2_remoto <-> IL2_local (ΦI L2=)
Valores medidos
constelación
equipo 1
CFC
07766
IL3 (% de la intensidad nominal de trabajo)
(IL3_BN =)
Valores medidos
constelación
equipo 1
CFC
07767
Ángulo IL3_remoto <-> IL3_local (ΦI L3=)
Valores medidos
constelación
equipo 1
CFC
07769
UL1 (% de la intensidad nominal de trabajo)
(UL1_BN =)
Valores medidos
constelación
equipo 1
CFC
07770
Ángulo UL1_remoto <-> UL1_local (ΦU L1=)
Valores medidos
constelación
equipo 1
CFC
07771
UL2 (% de la intensidad nominal de trabajo)
(UL2_BN =)
Valores medidos
constelación
equipo 1
CFC
07772
Ángulo UL2_remoto <-> UL2_local (ΦU L2=)
Valores medidos
constelación
equipo 1
CFC
07773
UL3 (% de la intensidad nominal de trabajo)
(UL3_BN =)
Valores medidos
constelación
equipo 1
CFC
07774
Ángulo UL3_remoto <-> UL3_local (ΦU L3=)
Valores medidos
constelación
equipo 1
CFC
07781
Dirección del 2º equipo (DIR equipos)
Valores medidos
constelación
equipo 2
CFC
07782
IL1 (% de la intensidad nominal de trabajo)
(IL1_BN =)
Valores medidos
constelación
equipo 2
CFC
07783
Ángulo IL1_remoto <-> IL1_local (ΦI L1=)
Valores medidos
constelación
equipo 2
CFC
07784
IL2 (% de la intensidad nominal de trabajo)
(IL2_BN =)
Valores medidos
constelación
equipo 2
CFC
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Pantalla inicial
Cuadro de control
derivación
CFC
Posibilidad de
configuración
Posición
Unidad de datos
IEC 60870-5-103
Compatibilidad
Función
Número de información
Significado
Tipo de función
FNº
335
A Anexo
07785
Ángulo IL2_remoto <-> IL2_local (ΦI L2=)
Valores medidos
constelación
equipo 2
CFC
07786
IL3 (% de la intensidad nominal de trabajo)
(IL3_BN =)
Valores medidos
constelación
equipo 2
CFC
07787
Ángulo IL3_remoto <-> IL3_local (ΦI L3=)
Valores medidos
constelación
equipo 2
CFC
07789
UL1 (% de la intensidad nominal de trabajo)
(UL1_BN =)
Valores medidos
constelación
equipo 2
CFC
07790
Ángulo UL1_remoto <-> UL1_local (ΦU L1=)
Valores medidos
constelación
equipo 2
CFC
07791
UL2 (% de la intensidad nominal de trabajo)
(UL2_BN =)
Valores medidos
constelación
equipo 2
CFC
07792
Ángulo UL2_remoto <-> UL2_local (ΦU L2=)
Valores medidos
constelación
equipo 2
CFC
07793
UL3 (% de la intensidad nominal de trabajo)
(UL3_BN =)
Valores medidos
constelación
equipo 2
CFC
07794
Ángulo UL3_remoto <-> UL3_local (ΦU L3=)
Valores medidos
constelación
equipo 2
CFC
07875
INTA1 tiempo recep (tiempo señal) (INTA1
tiempo rec)
Estadística
134
121
priv
9
1
CFC
07876
INTA1 tiempo envío (tiempo señal) (INTA1
tiempo env)
Estadística
134
121
priv
9
2
CFC
Pantalla inicial
Cuadro de control
derivación
CFC
Posibilidad de
configuración
Posición
Unidad de datos
IEC 60870-5-103
Compatibilidad
Función
Número de información
Significado
Tipo de función
FNº
„
336
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Glosario
A
Accesorios 282
Advertencia (Definición) ii
Almacenamiento de valores de fallo 176
Ámbito de validez del manual i
Antena de GPS 282
Arranque del reenganche automático 88
Arrastre de interruptor 47, 261
Avería en la comunicación 54
Averías subsiguientes 94
Ayudas para la puesta en marcha 166
B
Batería
véase batería tampón 276, 283
Batería tampón 276, 283
Bloqueo de reenganche 161
Bloqueo de transmisión 219
Bloqueo estándar 186
C
Cable de interfaz 283
Caja de conectores 283
Capacidad funcional 12
CFC 276, 284
Ciclo de interrupción monopolar 92
Ciclo de interrupción monopolar y tripolar 93
Ciclo de interrupción tripolar 92
Comparación de carga 38
Comparación de intensidades 32
Comunicación
Protección diferencial 51
Comunicación de protección diferencial 51
CON inter 97
Conector de protección del transformador de tensión 282
Conexión de corriente 17, 193
Conexión de la tensión 14, 17
Conexión de tensión 193
Conexión de transformador de medida de tensión
288
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Conexión del transformador de intensidad 287
Confirmación de la orden 188
Conmutación de los grupos de ajuste 194
Constante de tiempo 134
Consulta general 171
Consultas ii
Contactos auxiliares del interruptor de potencia 26,
65, 91, 95, 105, 116, 118, 122, 127, 129, 143,
155, 163
Control de funciones 153
Control:
Comunicación de la protección diferencial 214
Conexión de transformador de medida de tensión 233
Conexión del transformador de intensidad 234
Conexiones de la instalación 215
Hardware 197
Interfaces 212
Convenciones tipográficas iii
Copyright ii
Corriente de conexión 36
Corriente de irrupción 36
Cuidado (Definición) ii
Curva característica de respuesta (protección diferencial) 37, 38
Curva característica del transformador de medida
de intensidad 19
Curvas características del tiempo de disparo protección AMZ 265, 266
D
Dar de baja el equipo 54
Datos de la instalación 1 16
Datos de la instalación 2 24
Datos generales de protección 24
DCF77 276
Declaración de conformidad i
Desarrollo del curso de las órdenes 183
Desconexión rápida 8, 65, 268
Desconexión rápida de alta intensidad 8, 65
Desconexión rápida de alta tensión 268
Desmontaje del equipo 198
Dibujos dimensionales = Dimensiones 277
DIGSI REMOTE 4 284
337
Glosario
DIGSI® 4 283
Dimensiones 277
Disparo directo 8, 61, 261
Disparo directo local 8, 61, 261
Disparo exterior 61
Disparo externo 8
Disparo monopolar 13, 158
Disparo monopolar en el caso de fallos bifásicos
159
Disparo remoto 8, 47, 63, 127, 261
Disparo tripolar 158
Disponibilidad de la transmisión 175
Disponibilidad de la transmisión de datos de protección 172
Disponibilidad de transmisión 275
Disponibilidad del interruptor de potencia 90
Duración de la orden 18, 160
Duración de la orden de disparo 18
Funciones a definir por el usuario 276
Funciones según el protocolo 292
G
Grupos de ajuste
Conmutación 194
Definición 23
H
Herramienta de puesta en marcha 166, 175
Herramienta IBS 229
Homologación UL ii
I
E
Ecuación diferencial térmica 134
Ejemplos de conexión
Transformador de intensidad 287
Transformador de medida de tensión 288
Elementos de conmutación en las tarjetas de circuitos 201
Elementos frontales 3
Entradas binarias 3, 249
Errores de los transformadores de medida 19, 34
Errores de los transformadores de medida de intensidad 19, 34
Escalonamiento de intensidades 67
Escalonamiento de las intensidades 77
Estabilización 34
Estabilización de conexión 36, 43
Estadística 172
Estadística de conmutaciones 163, 172
Estado del interruptor de potencia 26, 154
Excitación
de la protección de sobreintensidad temporizada 75
de la protección diferencial 39
del conjunto del equipo 157
Excitación general 157
Explicación de las señales ii
F
Factor de sobreintensidad de servicio 19
Fallo de la comunicación 54
Frecuencia nominal 18
Fuente de alimentación 4, 248
338
Identificación de cierre 153
Instalación en armario 191
Instalación en bastidor 191
Instalacion en el panel de mandos 190
Interbloqueo 39
Interdisparo 7
Interfaces de activación 4, 33, 51, 226, 262
Interfaces seriales 4
Interfaz de maniobra 4
Interfaz de servicio 4
Interfaz de sincronización de tiempo 4, 213
Interfaz del sistema 4
IRIG B 276
L
LED 3
Listado de medida de ensayo 243
Lógica de disparo
de la protección de sobreintensidad temporizada 75
de la protección diferencial 40
del conjunto del equipo 158
M
Medición de trabajo 172
Mensajes colectivos 147
Mensajes de caso de avería 170
Mensajes de servicio 170
Mensajes espontáneos 171
Modo de prueba 55, 219
Modo de trabajo 54
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Glosario
Modo IBS 55
Módulos de interfaz 282
Montaje
Instalación en bastidor y en armario 191
Instalacion en el panel de mandos 190
Montaje sobre el panel de mandos 192
Montaje del equipo 211
Montaje sobre el panel de mandos 192
Protector contra fallo del interruptor de potencia 270
Prueba del interruptor de potencia 18, 163
Pruebas de aislamiento 254
Pruebas de CEM 255
Público objetivo del manual i
Puentes de conexión 283
R
N
Nombres de parámetros iii
O
Observación (Definición) ii
Opciones de parámetros iii
Orden remota 261
Órdenes remotas 63
P
Pantalla-LC 3
Pausa adaptiva sin tensión (antes del reenganche)
96
Peligro (Definición) ii
Perfil angular 191, 283
Personal cualificado (definición) iii
Piezas de recambio 198
Polaridad de los transformadores de medida de intensidad 16
Presentaciones espontáneas 171
Programa de evaluación gráfica SIGRA 284
Protección AMZ 70
Protección contra fallo de terminal 127
Protección contra fallo de un terminal 270
Protección contra fallo del interruptor 9, 116, 270
Protección contra fallo del interruptor de potencia 9,
116
Protección contra fallos de conmutación 184
Protección de sobrecarga 9, 134, 271
Protección de sobrecarga térmica 9, 134, 271
Protección de sobreintensidad diferida 263
Protección de sobreintensidad temporizada 70
Protección de sobreintensidad temporizada de
emergencia 70
Protección de sobreintensidad temporizada de
reserva 70
Protección diferencial 7, 32, 259
Valores de medida 174
Protección diferida de sobreintensidad 8
Protección UMZ 70
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Reenganche automático 8, 13, 86, 268
Reenganche múltiple 94
Registro de los valores de avería 275
Regulación de tensión en el transformador 21
Relé de salida 168, 250
Requisitos relativos a los transformadores de medida de intensidad 248
S
Salidas binarias 3, 168
véase relé de salida 250
Señal de conexión iv
SIGRA 284
Símbolos utilizados en los dibujos iv
Sincronización a través de GPS 57
Sincronización de tiempos 276
Sincronización del valor medido 33
Sincronización GPS 35, 54, 56, 57
Software de usuario DIGSI® 4 283
Solicitación a la oscilación y el choque 256
Soporte adicional ii
Supervisión de la comunicación 53
Supervisión de la simetría de intensidades 141
Supervisión de la simetría de tensiones 142
Supervisión de la tensión de retorno de línea (antes
del reenganche) 96
Supervisión de rotura de hilo 142
Supervisión del circuito de disparo 143, 195
Supervisión del flujo de corriente (protección contra
fallo del interruptor) 117
Supervisiones de hardware 139
Supervisiones de software 141
Sustitución de módulos de interfaces 207
T
Tapas de cubierta 283
Teclas de control 3
Teclas numéricas 3
Tensión alterna (alimentación) 249
Tensión continua (tensión auxiliar) 248
Terminación (interfaces) 213
339
Glosario
Tiempo de transmisión 56
Tiempos de actuación del reenganche automático
88
Tipos de órdenes 182
Topología de comunicación 51, 57
Topología de la protección diferencial 262
Topología de los datos de protección 51, 225
Transformador con regulación de tensión 21
Transformador de medida de tensión 14
Transformador en la zona protegida 21, 25, 43, 174
Transformadores de bloqueo 282
Transmisión de datos protección diferencial 51
Transmisión de valores de medida 172
Transmisión de valores medidos 32
Tratamiento de mensajes 168
340
V
Valores de medida 172
Valores de medida remotos 174
Valores de régimen medidos 274
Valores medidos 274
Valores nominales
en las líneas 24
para transformadores 25
Valores nominales de los tranformadores de medida 16
Verificación de la discrepancia polar 128, 270
Visualización de valores de medida 172
7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
Correcciones
A
De
Siemens AG
Nombre:
Abt. PTD EA D SC 22
D-13623 Berlín
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7SD610 Manual
C53000–G1178–C145–1
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Nº Pedido.: C53000–G1178–C145–1
Lugar Pedido: LZF Fürth-Bislohe
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AG 0803 0,2 XX 322 De