ekorRPci UNIDADES DE PROTECCIÓN, MEDIDA Y

IG-157-ES
Instrucciones Generales
versión 03
ekorRPci
UNIDADES DE PROTECCIÓN,
MEDIDA Y CONTROL
LIB
27.04.2009
Centros de
Transformación
Aparamenta
Distribución Secundaria
Aparamenta
Distribución Primaria
Protección y
Automatización
Cuadros de
Baja Tensión
Transformadores de
Distribución
Depósito Legal: BI-1309/09
¡ATENCIÓN!
Durante el funcionamiento de todo equipo de MT, ciertos elementos del mismo están en tensión, otros pueden estar en
movimiento y algunas partes pueden alcanzar temperaturas elevadas. Como consecuencia, su utilización puede comportar
riesgos de tipo eléctrico, mecánico y térmico.
Ormazabal, a fin de proporcionar un nivel de protección aceptable para las personas y los bienes, y teniendo en consideración
las recomendaciones medioambientales aplicables al respeto, desarrolla y construye sus productos de acuerdo con el principio
de seguridad integrada, basado en los siguientes criterios:

Eliminación de los peligros siempre que sea posible.

Cuando esto no sea técnica ni económicamente factible, incorporación de las protecciones adecuadas en el
propio equipo.

Comunicación de los riesgos remanentes para facilitar la concepción de los procedimientos operativos que
prevengan dichos riesgos, la formación del personal de operación que los realice y el uso de los medios de
protección personal pertinentes.

Utilización de materiales reciclables y establecimiento de procedimientos para el tratamiento de los equipos y sus
componentes, de modo que una vez alcanzado el fin de su vida útil, sean convenientemente manipulados,
respetando, en la medida de lo posible, la normativa ambiental establecida por los organismos competentes.
En consecuencia, en el equipo al que se refiere este manual, y/o en sus proximidades, se tendrá en cuenta lo especificado en
el apartado 11.2 de la futura norma IEC 62271-1. Asimismo, únicamente podrá trabajar personal con la debida preparación y
supervisión, de acuerdo con lo establecido en la Norma UNE-EN 50110-1 sobre seguridad en instalaciones eléctricas y la
Norma UNE-EN 50110-2 aplicable a todo tipo de actividad realizada en, con o cerca de una instalación eléctrica. Dicho
personal deberá estar plenamente familiarizado con las instrucciones y advertencias contenidas en este manual y con aquellas
otras de orden general derivadas de la legislación vigente que le sean aplicables (MIE-RAT, LEY 31/1995, de 8 de noviembre
sobre la prevención de riesgos laborales. BOE nº 269, de 10 de noviembre, y su actualización según R.D. 54/2003).
Lo anterior debe ser cuidadosamente tenido en consideración, porque el funcionamiento correcto y seguro de este equipo
depende no solo de su diseño, sino de circunstancias en general fuera del alcance y ajenas a la responsabilidad del fabricante,
en particular de que:

El transporte y la manipulación del equipo, desde la salida de fábrica hasta el lugar de instalación, sean
adecuadamente realizados.

Cualquier almacenamiento intermedio se realice en condiciones que no alteren o deterioren las características del
conjunto, o sus partes esenciales.

Las condiciones de servicio sean compatibles con las características asignadas del equipo.

Las maniobras y operaciones de explotación sean realizadas estrictamente según las instrucciones del manual, y
con una clara comprensión de los principios de operación y seguridad que le sean aplicables.

El mantenimiento se realice de forma adecuada, teniendo en cuenta las condiciones reales de servicio y las
ambientales en el lugar de la instalación.
Por ello, el fabricante no se hace responsable de ningún daño indirecto importante resultante de cualquier violación de la
garantía, bajo cualquier jurisdicción, incluyendo la pérdida de beneficios, tiempos de inactividad, gastos de reparaciones o
sustitución de materiales.
Garantía
El fabricante garantiza este producto contra cualquier defecto de los materiales y funcionamiento durante el periodo
contractual. Si se detecta cualquier defecto, el fabricante podrá optar por reparar o reemplazar el equipo. La manipulación de
manera inapropiada del equipo, así como la reparación por parte del usuario se considerará como una violación de la garantía.
Marcas registradas y Copyrights
Todos los nombres de marcas registradas citados en este documento son propiedad de sus respectivos propietarios. La
propiedad intelectual de este manual pertenece al fabricante.
Debido a la constante evolución de las normas y los nuevos diseños, las características de los elementos contenidos en estas
instrucciones están sujetas a cambios sin previo aviso.
Estas características, así como la disponibilidad de los materiales, solo tienen validez bajo la confirmación del Departamento
Técnico - Comercial de Ormazabal.
INSTRUCCIONES GENERALES DE
ekorRPci
UNIDADES DE PROTECCIÓN, MEDIDA Y CONTROL
IG-157-ES
versión 03
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ÍNDICE
1.
DESCRIPCIÓN GENERAL ........................................................................................... 6
1.1. CARACTERÍSTICAS FUNCIONALES GENERALES ................................................ 7
1.2. PARTES DE LA UNIDAD............................................................................................ 8
1.2.1.
1.2.2.
1.2.3.
Relé Electrónico ................................................................................................... 9
Sensores de Intensidad ....................................................................................... 9
Disparador Biestable y Bobina de Disparo ........................................................ 10
1.3. COMUNICACIONES Y SOFTWARE DE PROGRAMACIÓN ................................... 10
2.
APLICACIONES.......................................................................................................... 12
2.1. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Y DE REPARTO TELECONTROLADOS...... 12
2.2. REENGANCHE AUTOMÁTICO DE LÍNEAS ............................................................ 13
2.3. PROTECCIÓN DE LÍNEA CON INTERRUPTOR AUTOMÁTICO ............................ 13
2.4. PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR................................................................... 15
2.5. TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA ........................................................................... 16
2.6. DETECCIÓN DE FASE CON CONTACTO A TIERRA ............................................. 16
2.7. ENCLAVAMIENTOS ................................................................................................. 17
2.7.1.
2.7.2.
3.
Prevención de Puesta a Tierra........................................................................... 17
Bloqueo del Cierre con Tensión de Retorno ...................................................... 17
FUNCIONES DE PROTECCIÓN................................................................................. 18
3.1. SOBREINTENSIDAD ................................................................................................ 18
3.2. ULTRASENSIBLE DE TIERRA................................................................................. 21
4.
FUNCIONES DE DETECCIÓN, AUTOMATIZACIÓN Y CONTROL........................... 22
4.1. REENGANCHADOR ................................................................................................. 22
4.2. PRESENCIA / AUSENCIA DE TENSIÓN ................................................................. 23
4.3. CONTROL DEL INTERRUPTOR .............................................................................. 24
4.4. TELECONTROL ........................................................................................................ 25
Hoja 3 de 80
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5.
FUNCIONES DE MEDIDA........................................................................................... 26
5.1. INTENSIDAD ............................................................................................................. 26
5.2. TENSIÓN ................................................................................................................... 26
6.
SENSORES ................................................................................................................. 26
6.1. SENSORES DE INTENSIDAD .................................................................................. 26
6.1.1.
6.1.2.
Características Funcionales de los Sensores de Intensidad............................. 27
Conexionado Suma Vectorial/Homopolar .......................................................... 28
6.2. SENSORES DE TENSIÓN ........................................................................................ 30
7.
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ............................................................................... 31
7.1. VALORES NOMINALES ........................................................................................... 31
7.2. DISEÑO MECÁNICO ................................................................................................. 31
7.3. ENSAYOS DE AISLAMIENTO .................................................................................. 31
7.4. COMPATIBILIDAD ELECTROMAGNÉTICA ............................................................ 31
7.5. ENSAYOS CLIMÁTICOS .......................................................................................... 32
7.6. ENSAYOS MECÁNICOS........................................................................................... 32
7.7. ENSAYOS DE POTENCIA ........................................................................................ 32
7.8. CONFORMIDAD CE .................................................................................................. 32
8.
MODELOS DE PROTECCIÓN, MEDIDA Y CONTROL.............................................. 33
8.1. DESCRIPCIÓN MODELOS VS FUNCIONES ........................................................... 33
8.2. CONFIGURADOR DE RELÉS................................................................................... 35
8.3. UNIDADES EKORPGCI ............................................................................................ 36
8.3.1.
8.3.2.
8.3.3.
8.3.4.
8.3.5.
8.3.6.
8.3.7.
Hoja 4 de 80
Descripción Funcional ........................................................................................ 36
Definición de Entradas / Salidas ........................................................................ 37
Características Técnicas .................................................................................... 39
Instalación en Celda........................................................................................... 41
Esquema Eléctrico ekorRPGci ........................................................................... 42
Instalación de Toroidales ................................................................................... 43
Comprobación y Mantenimiento......................................................................... 44
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8.4. UNIDADES EKORRPTCI .......................................................................................... 47
8.4.1.
8.4.2.
8.4.3.
8.4.4.
8.4.5.
8.4.6.
8.4.7.
9.
Descripción Funcional........................................................................................ 47
Definición de Entradas/Salidas .......................................................................... 47
Características Técnicas.................................................................................... 48
Instalación en Celda........................................................................................... 52
Esquema Eléctrico ekorRPTci ........................................................................... 53
Instalación de Toroidales ................................................................................... 54
Comprobación y Mantenimiento ........................................................................ 54
AJUSTES Y MANEJO DE MENÚS............................................................................. 56
9.1. TECLADO Y DISPLAY ALFANUMÉRICO................................................................ 56
9.2. VISUALIZACIÓN ....................................................................................................... 57
9.3. AJUSTE DE PARÁMETROS .................................................................................... 59
9.3.1.
9.3.2.
Parámetros de Protección.................................................................................. 59
Menú de Ajuste de Parámetros.......................................................................... 60
9.4. RECONOCIMIENTO DE DISPARO .......................................................................... 64
9.5. CÓDIGOS DE ERROR .............................................................................................. 65
9.6. CÓDIGOS DE REENGANCHADOR ......................................................................... 65
9.7. MAPA DE MENÚS (ACCESO RÁPIDO)................................................................... 66
10.
COMUNICACIONES ................................................................................................... 67
10.1. MEDIO FÍSICO: RS 485 Y FIBRA ÓPTICA .............................................................. 67
10.2. PROTOCOLO MODBUS ........................................................................................... 67
10.2.1.
10.2.2.
10.2.3.
10.2.4.
Funciones Lectura/Escritura .............................................................................. 68
Escritura de Registro con Password .................................................................. 69
Generación del CRC .......................................................................................... 69
Mapa de Registros ............................................................................................. 70
10.3. PROTOCOLO PROCOME ........................................................................................ 74
10.3.1. Nivel de Enlace .................................................................................................. 74
10.3.2. Nivel de Aplicación............................................................................................. 77
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1. DESCRIPCIÓN GENERAL
La gama de unidades de protección, medida y control ekorRPci agrupa toda una familia de
diferentes equipos que, en función del modelo, pueden llegar a incorporar, además de las
funciones de protección de sobreintensidad, otras de control local, telemando, medida de
parámetros eléctricos, presencia y ausencia de tensión, automatismos, reenganchador,
desequilibrio de fases, acumulación del valor de intensidad cortada, etc., relacionadas con
las necesidades actuales y futuras de automatización, control y protección de los Centros de
Transformación y Distribución.
Las unidades ekorRPci disponen de salidas que permiten tanto de forma local como
remota, la apertura y el cierre del interruptor de la celda donde van instalados y de entradas
que reciben el estado en el que se encuentra dicho interruptor.
Su utilización en los sistemas de celdas CGMCOSMOS, CGM-CGC y CGM.3 de Ormazabal,
configuran productos específicos para las diversas necesidades de las diferentes
instalaciones.
Las unidades de protección, medida y control ekorRPci han sido diseñadas para responder
a los requisitos de las normas y recomendaciones, nacionales e internacionales, que se
aplican a cada una de las partes que integran la unidad:
UNE-EN 60255, UNE-EN 61000, UNE-EN 62271-200, UNE-EN 60068,
UNE-EN 60044, IEC 60255, IEC 61000, IEC 62271-200, IEC 60068, IEC 60044
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Las unidades ekorRPci, concebidas para su integración en celda, presentan además las
siguientes ventajas respecto a los sistemas convencionales:
 Reducen la manipulación de interconexiones en el momento de la instalación de la
celda. La única conexión necesaria se reduce a los cables de MT.
 Simplifican los cajones de control instalados sobre las celdas.
 Los sensores de tensión e intensidad van instalados en los pasatapas de la celda.
 Eliminan la posibilidad de errores de cableado e instalación y, por lo tanto, el tiempo de
puesta en marcha.
 Se instalan, ajustan y comprueban todas las unidades en fábrica, realizándose una
comprobación unitaria completa de cada equipo (relé + control + sensores) antes de
su instalación. Las pruebas finales de la unidad se realizan con el equipo integrado en
la celda, antes de su suministro.
 Protegen un amplio rango de potencias con el mismo modelo (ej.: ekorRPG-2002B
desde 160 kVA hasta 15 MVA, en celdas del sistema CGMCOSMOS).
1.1. CARACTERÍSTICAS FUNCIONALES GENERALES
Todos los relés de las unidades ekorRPci incorporan un microprocesador para el
tratamiento de las señales de los sensores de medida. Procesan las medidas de tensión e
intensidad eliminando la influencia de fenómenos transitorios, y calculan las magnitudes
necesarias para realizar las funciones de protección, presencia
y ausencia de tensión, automatismos, etc. Al mismo tiempo, se
determinan los valores eficaces de las medidas eléctricas que
informan del valor instantáneo de dichos parámetros de la
instalación.
Disponen de un teclado para visualizar, ajustar y operar de
manera local la unidad, así como puertos de comunicación para
poderlo hacer también mediante un ordenador, bien sea de
forma local o remota. Su diseño es ergonómico de modo que la
utilización de los diferentes menús sea intuitiva.
La medida de intensidad se realiza mediante unos sensores de
intensidad de alta relación de transformación, lo que permite
que el rango de potencias que se pueden proteger con el mismo
equipo sea muy amplio. Estos transformadores, o sensores de
intensidad, mantienen la clase de precisión en todo su rango
nominal. La detección de la tensión se realiza captando la señal
mediante un divisor capacitivo incorporado en el propio
pasatapas de la celda.
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El interface local a través de menús, proporciona además de valores instantáneos de la
medida de intensidad de cada fase e intensidad homopolar, los parámetros de ajuste,
unidad que ha disparado, ya sea la de fase o tierra, número total de disparos, parámetros de
detección de tensión, etc., también accesibles mediante los puertos de comunicación.
Desde el punto de vista de mantenimiento, las unidades ekorRPci presentan una serie de
facilidades, que reducen el tiempo y la posibilidad de errores en las tareas de prueba y
reposición. Entre las principales características destacan unos toroidales de gran diámetro
instalados en los pasatapas de la celda, pletina de test incorporada en los toroidales para
facilitar su comprobación, borneros accesibles para pruebas mediante inyección de
intensidad, así como para comprobar las entradas y salidas del relé. De este modo, la
unidad permite una comprobación completa.
1.2. PARTES DE LA UNIDAD
Las partes que integran la unidad de protección, medida y control ekorRPci son el relé
electrónico, los sensores de tensión e intensidad, los circuitos auxiliares (bornero y
cableado), el disparador biestable y la bobina de disparo.
CGMCOSMOS-V
CGM.3-V
CGM-CMP-V
Figura 1.1: Ejemplo de instalación de unidad ekorRPGci en celdas de interruptor automático
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1.2.1. Relé Electrónico
El relé electrónico dispone de teclas y display para realizar
el ajuste y visualizar los parámetros de protección, medida
y control. Incluye un precinto en la tecla <<SET>> de
modo que una vez realizados los ajustes, estos no se
puedan modificar, salvo rotura del precinto.
Los disparos de la protección quedan registrados en el
display con los siguientes parámetros: motivo del disparo,
el valor de la intensidad de defecto, el tiempo de disparo y
la hora y la fecha en la que ha sucedido el evento.
También se indican de forma permanente errores de la
unidad.
La indicación “On” se activa cuando el equipo recibe
energía de una fuente exterior. En esta situación, la
unidad está operativa para realizar las funciones de
protección.
Las señales analógicas de tensión e intensidad son acondicionadas internamente mediante
pequeños transformadores muy precisos que aíslan los circuitos electrónicos del resto de la
instalación.
El equipo dispone de dos puertos de comunicaciones, uno en el frontal para configuración
local (RS232), y otro, en la parte posterior, para telecontrol (RS485). Opcionalmente, puede
disponer de un segundo puerto trasero de F.O. Los protocolos de comunicación estándar
para todos los modelos son MODBUS y PROCOME.
1.2.2. Sensores de Intensidad
Los sensores de intensidad son transformadores
toroidales de relación 300/1 A o 1000/1 A,
dependiendo de los modelos. Su rango de actuación
es el mismo que el de la aparamenta donde están
instalados. Estos toroidales van instalados desde
fábrica en los pasatapas de las celdas, lo que
simplifica notablemente el montaje y conexionado en
campo. De este modo, una vez se conectan los cables
de MT a la celda, quedaría operativa la protección de
la instalación. Los errores de instalación de los
sensores, debido a las mallas de tierra, polaridades,
etc., se eliminan al ir instalados y comprobados
directamente de fábrica.
Sensores de
intensidad
Pasatapas
El diámetro interior de los toroidales es 82 mm, por lo que se pueden utilizar en cables de
hasta 400 mm2 sin ningún inconveniente y sin problemas para realizar pruebas de
mantenimiento posteriormente.
Todos los sensores de intensidad tienen una protección integrada contra apertura de los
circuitos secundarios, que evita que aparezcan sobretensiones.
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1.2.3. Disparador Biestable y Bobina de Disparo
El disparador biestable es un actuador electromecánico que está
integrado en el mecanismo de maniobra del interruptor. Este
disparador es el que actúa sobre el interruptor, cuando se da un
disparo de la protección. Se caracteriza por la baja energía de
actuación que necesita para realizar el disparo. Esta energía se
entrega en forma de pulsos para asegurar la apertura del
interruptor.
La ejecución de las maniobras ordenadas por las salidas que
disponen las unidades ekorRPci, se realizan mediante las
bobinas de disparo convencionales. De este modo se consigue un sistema de actuación
redundante otorgando mayor fiabilidad al sistema.
1.3. COMUNICACIONES Y SOFTWARE DE PROGRAMACIÓN
Todos los relés de las unidades ekorRPci disponen de dos puertos de comunicación serie.
El puerto frontal, estándar RS232 se utiliza para configuración local de parámetros mediante
el programa ekorSOFT[1]. El posterior es RS485 y su uso es para telecontrol. Esta conexión
para telecontrol se dispone para cable par trenzado y, opcionalmente, para fibra óptica.
Los protocolos de comunicación estándar que se implementan en todos los equipos son
MODBUS en modo transmisión RTU (binario) y PROCOME, pudiéndose implementar otros
protocolos específicos dependiendo de la aplicación.
[1]
Para más información acerca del programa ekorSOFT consultar el documento Ormazabal IG-155-ES.
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El programa de configuración ekorSOFT tiene cuatro modos de funcionamiento principales:
 Visualización: se presenta el estado de la unidad,
incluyéndose las medidas eléctricas, los ajustes
configurados en ese momento, fecha y hora.
 Ajustes de Usuario: se habilita el
parámetros de protección o paso de falta.
cambio
de
 Históricos: se visualizan los parámetros de la última y
anteúltima falta detectada, así como el número total de
disparos realizados por la unidad de protección o de
faltas detectadas por la unidad correspondiente de
control integrado.
 Modo Test: se permite generar la información de entradas/salidas a la unidad, sin
interacción eléctrica directa a los regleteros frontera con la aparamenta, para que
pueda ser transmitida al puesto de control sin necesidad de corte del suministro.
Los requerimientos mínimos del sistema para la instalación y ejecución del software
ekorSOFT son los siguientes:
 Procesador: Pentium II
 Memoria RAM: 32 Mb
 Sistema Operativo: MS WINDOWS
 Unidad de lectura de CD-ROM / DVD
 Puerto serie RS-232
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2. APLICACIONES
2.1. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Y DE REPARTO TELECONTROLADOS
Las unidades de protección, medida y control ekorRPci, permiten realizar aplicaciones de
telecontrol de los Centros de Transformación y de Reparto, implementando el control y la
supervisión de cada interruptor, mediante las unidades asociadas a cada posición.
ALIMENTACIÓN
COMUNICACIONES
CENTRO DE REPARTO TELECONTROLADO
ARMARIO DE
TELECONTROL +
ekorCCP
La utilización de un terminal de telecontrol y unidades ekorRPci, permiten visualizar y
operar cada posición de forma remota, gracias a las entradas y salidas que dispone para tal
efecto.
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Las unidades que incluyen esta función de telecontrol son:
Sistemas CGMCOSMOS / CGM-CGC / CGM.3
Unidad
Tipo de celda
Intensidad nominal máxima
ekorRPT
ekorRPG
Interruptor combinado con fusibles
Interruptor automático
250 A
630 A
Las aplicaciones de telecontrol se complementan con la unidad de control integrado ekorRCI
asociada a las funciones de línea (ver documento IG-158 de Ormazabal).
2.2. REENGANCHE AUTOMÁTICO DE LÍNEAS
La función reenganchador realiza el reenganche automático de líneas, una vez que la
unidad de protección, ha dado la orden de disparo y se ha ejecutado la apertura del
interruptor.
Siempre va asociado a celdas con interruptor automático, modelo CGMCOSMOS-V,
CGM-CMP-V o CGM.3-V, en función del sistema elegido.
Las unidades de protección con reenganchador automático presentan una serie de ventajas
frente a las protecciones sin reenganche:
 Reducen el tiempo de interrupción del suministro eléctrico.
 Evitan la necesidad de restablecer localmente el servicio en centros sin telemando,
para faltas transitorias.
 Reducen el tiempo de falta, mediante la combinación de disparos rápidos del
interruptor y reenganches automáticos, lo que hace que los daños provocados por la
falta sean menores y se generen un menor número de faltas permanentes derivadas
de faltas transitorias.
La unidad que incluye esta función es:
Sistemas CGMCOSMOS / CGM-CGC / CGM.3
Unidad
Tipo de celda
Intensidad nominal máxima
ekorRPG
Interruptor automático
630 A
2.3. PROTECCIÓN DE LÍNEA CON INTERRUPTOR AUTOMÁTICO
La protección de línea tiene como cometido
aislar dicha parte de la red en caso de defecto,
sin que afecte al resto de líneas. De forma
general, cubre todos los defectos que se
originan entre la Subestación, Centro de
Transformación o Centro de Reparto, y los
puntos de consumo.
BARRAS
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Los tipos de defectos que aparecen en estas zonas de la red dependen principalmente de la
naturaleza de la línea, cable o línea aérea, y del régimen de neutro.
En las redes con líneas aéreas, la mayoría de los defectos son transitorios por lo que
muchos reenganches de línea son efectivos; en estos casos se utiliza la función
reenganchador, asociada a interruptores automáticos.
Este no es el caso de los cables subterráneos donde los defectos suelen ser permanentes.
Por otro lado, en líneas aéreas los defectos entre fase y tierra, cuando la resistividad del
terreno es muy elevada, las corrientes homopolares de defecto son de muy bajo valor. En
estos casos es necesaria la detección de intensidad de neutro “ultrasensible”.
Los cables subterráneos presentan el inconveniente de la capacidad a tierra, que hace que
los defectos monofásicos incluyan corrientes capacitivas. Este fenómeno dificulta en gran
medida su correcta detección en las redes de neutro aislado o compensado, siendo
necesario el uso de direccionalidad.
La protección de líneas se acomete principalmente por las siguientes funciones:
 50  Instantáneo de fase. Protege contra cortocircuitos entre fases.
 51  Sobrecarga de fase. Protege contra sobrecargas excesivas que pueden
deteriorar la instalación.
 50N  Instantáneo de tierra. Protege contra cortocircuitos de fase a tierra.
 51N  Fuga a tierra. Protege contra defectos altamente resistivos entre fase y tierra.
 50Ns  Instantáneo ultrasensible de tierra. Protege contra cortocircuitos de fase a
tierra de muy bajo valor.
 51Ns  Ultrasensible de fuga a tierra. Protege contra defectos altamente resistivos
entre fase y tierra, de muy bajo valor.
 79  Reenganchador. Posibilita el reenganche automático de líneas.
La unidad que aporta las funciones anteriormente indicadas es:
Sistemas CGMCOSMOS / CGM-CGC / CGM.3
Unidad
ekorRPG
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Tipo de celda
Interruptor automático
Intensidad nominal máxima
630 A
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2.4. PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR
Los
transformadores
de
distribución
requieren de varias funciones de protección.
Su elección depende principalmente de la
potencia y el nivel de responsabilidad que
tiene en la instalación. A título orientativo,
las funciones de protección que se deben
implementar para proteger transformadores
de distribución con potencias comprendidas
entre 160 kVA y 2 MVA son las siguientes.
 50  Instantáneo de Fase. Protege
contra cortocircuitos entre fases en el
circuito primario, o cortocircuitos de
elevado valor entre fases en el lado
secundario. Esta función la realizan
los fusibles cuando la celda de
protección no incluye un interruptor
automático.
 51  Sobrecarga de Fase. Protege
contra sobrecargas excesivas que
pueden deteriorar el transformador, o
cortocircuitos de varias espiras del
devanado primario.
 50N  Instantáneo de Tierra. Protege
contra cortocircuitos de fase a tierra o al
devanado secundario, desde los devanados
e interconexiones en el primario.
 51N  Fuga a Tierra. Protege contra
defectos altamente resistivos desde el
primario a tierra o al secundario.
 49T  Termómetro. Protege contra
temperatura excesiva del transformador.
Las unidades de protección mediante las que se
implementan las funciones anteriormente indicadas son:
Sistema CGMCOSMOS
Sistema CGM-CGC /
CGM.3
Unidad
Tipo de celda
Rango de potencias a
proteger
Rango de potencias a
proteger
ekorRPT
Interruptor combinado con
fusibles
50 kVA...2000 kVA
50 kVA...1250 kVA
ekorRPG
Interruptor automático
50 kVA...15 MVA
50 kVA...25 MVA
Ver tablas § 8.3.3 y § 8.4.3
Hoja 15 de 80
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2.5. TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA
La transferencia automática de líneas con interruptores automáticos minimiza los cortes de
suministro de energía eléctrica, en cargas alimentadas mediante Centro de Transformación
o Centro de Reparto con más de una línea de entrada, mejorando, de este modo, la
continuidad de servicio.
En condiciones normales, con tensión en las dos posibles líneas de entrada, permanecerá
cerrado el interruptor seleccionado como preferente, y abierto el interruptor de reserva. Una
caída de tensión en la línea preferente provocará la apertura del interruptor de esa línea y el
posterior cierre del interruptor de reserva. Una vez restablecida la normalidad en la línea
preferente, se puede realizar el ciclo inverso, devolviendo el sistema a su estado inicial.
2.6. DETECCIÓN DE FASE CON CONTACTO A TIERRA
En redes con neutro aislado o compensado, las corrientes de defecto son de muy bajo valor.
Ante un defecto en un sistema de este tipo, la corriente de defecto puede no llegar a superar
el umbral tarado para la protección de sobreintensidad y, por tanto, no detectarse dicho
defecto.
Se utiliza una lógica programada para detectar este tipo de defectos, analizando la tensión
de la instalación además de la corriente.
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2.7. ENCLAVAMIENTOS
2.7.1. Prevención de Puesta a Tierra
El enclavamiento de prevención de puesta a tierra no permite conectar el seccionador de
tierra de la celda, cuando se detecta que existe tensión en la línea.
Esta tensión se detecta a través de la captación de presencia/ausencia de tensión de la
unidad de control integrado y permite activar un enclavamiento electromecánico, asociado a
la maniobra.
2.7.2. Bloqueo del Cierre con Tensión de Retorno
Mediante esta funcionalidad se puede evitar todo intento de cierre, cuando se detecta
tensión de retorno en la salida de línea. Adicionalmente, se puede condicionar los intentos
de reenganche a la presencia de tensión en la línea.
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3. FUNCIONES DE PROTECCIÓN
3.1. SOBREINTENSIDAD
Las unidades disponen de una función de sobreintensidad para cada una de las fases
(3 x 50-51) y, según modelo, pueden disponer de otra para tierra (50N-51N). Las curvas de
protección implementadas, son las recogidas en la normativa IEC 60255.
Las funciones de sobreintensidad que puede llegar a realizar, en función del modelo, son las
siguientes:
 Protección multicurva de sobrecarga para fases (51).
 Protección de defectos multicurva entre fase y tierra (51N).
 Protección de cortocircuito (instantáneo) a tiempo definido entre fases (50).
 Protección de cortocircuito (instantáneo) a tiempo definido entre fase y tierra (50N).
El significado de los parámetros de las curvas para los ajustes de fase es:
t(s) Tiempo de disparo teórico para una falta que evolucione con valor de intensidad
constante.
I Intensidad real circulando por la fase de mayor amplitud.
In Intensidad nominal de ajuste.
I> Incremento de sobrecarga admisible.
K Factor de curva.
I>> Factor de intensidad de cortocircuito (instantáneo).
T>> Tiempo de retardo de cortocircuito (instantáneo).
 Valor de intensidad de arranque de las curvas NI, MI, y EI = 1.1x In x I>
 Valor de intensidad de arranque de la curva DT = 1.0 x In x I>
 Valor de intensidad de arranque de instantáneo = In x I> x I>>
Para el caso de los ajustes de tierra, los parámetros son similares a los de fase. A
continuación se detallan cada uno de ellos.
to(s)  Tiempo de disparo teórico para una falta a tierra que evolucione con valor de
intensidad I0 constante.
Io  Intensidad real circulando a tierra.
In  Intensidad nominal de ajuste de fase.
Io>  Factor de fuga a tierra admisible respecto a la fase.
Ko  Factor de curva.
Io>>  Factor de intensidad de cortocircuito (instantáneo).
To>>  Tiempo de retardo de cortocircuito (instantáneo).
 Valor de intensidad de arranque de las curvas NI, MI, y EI = 1,1x In x Io>
 Valor de intensidad de arranque de la curva DT = 1,0 x In x Io>
 Valor de intensidad de arranque de instantáneo = In x Io> x Io>>
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Temporización de fase:
0.14 * K
t ( s) 
 I 


 In * I  
0.02
1
Temporización de tierra:
t 0 (s) 
0.14 * K0
 I0

 In * I 0


 
0.02
1
Temporización de fase:
t (s) 
13.5 * K
1
 I 
 1

 In * I  
Temporización de tierra:
t 0 (s) 
13.5 * K0
 I0

 In * I 0
1

 1
 
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Temporización de fase:
t (s) 
80 * K
2
 I 

 1
 In * I  
Temporización de tierra:
t 0 (s) 
80 * K 0
2
 I0 

  1
 In * I 0  
Temporización de fase:
t (s)  5 * K
Temporización de tierra:
t 0 ( s)  5 * K 0
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3.2. ULTRASENSIBLE DE TIERRA
Este tipo de protección corresponde a un caso
particular de las protecciones de sobreintensidad.
Se utiliza principalmente en redes con neutro
aislado o compensado, donde la intensidad de
defecto entre fase y tierra tiene un valor
dependiente del valor de capacidad de los cables
del sistema y del punto donde se produce. Así, de
forma general en instalaciones de clientes en
Media Tensión con tramos de cables cortos, es
suficiente con determinar un umbral mínimo de
intensidad homopolar a partir del cual debe
disparar la protección.
Sensores
de tensión
e
intensidad
Toroidal
homopolar
La protección ultrasensible también se utiliza en
terrenos son muy resistivos, por ser los valores de
defecto a tierra de muy bajo valor.
La detección de la intensidad que circula por tierra se realiza con un toroidal que abarca las
tres fases. De este modo, la medida se independiza de la intensidad de las fases evitando
los errores de los transformadores de medida de fase. Como norma general, se debe utilizar
este tipo de protección siempre que la intensidad que se ajuste de tierra sea inferior al 10%
de la nominal de fase (p. ej.: para 400 A nominales de fase con faltas a tierra inferiores a
40 A).
Por otro lado, en el caso de tramos de cables largos, como es el caso general de las líneas,
es necesario discriminar el defecto identificando su sentido (direccional). Si no se tiene en
cuenta la dirección de la intensidad homopolar, se pueden realizar disparos por intensidades
capacitivas aportadas por las otras líneas, sin ser realmente la línea en defecto.
Las curvas de que se dispone son: normalmente inversa (NI), muy inversa (MI),
extremadamente inversa (EI) y tiempo definido (DT).
Los parámetros de ajuste son los mismos que en las funciones de sobreintensidad de
defectos a tierra (apartado §3.1 Sobreintensidad), con la salvedad de que el factor Io> se
substituye por el valor directamente en amperios Ig. Así, este parámetro se puede ajustar a
valores muy bajos de intensidad de tierra, independiente de la intensidad de ajuste de fase.
 Valor de intensidad de arranque de las curvas NI, MI, y EI = 1,1x Ig
 Valor de intensidad de arranque de la curva DT = Ig
 Valor de intensidad de arranque de instantáneo = Ig x Io>>
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4. FUNCIONES DE DETECCIÓN, AUTOMATIZACIÓN Y CONTROL
4.1. REENGANCHADOR
La función reenganchador se implementa en las unidades ekorRPGci, utilizadas en celdas
CGMCOSMOS-V, CGM-CMP-V y CGM.3-V, permitiendo el reenganche automático de
líneas, una vez que alguna de las unidades de protección ha dado la orden de disparo y se
ha ejecutado la apertura del interruptor.
Esta función se utiliza principalmente en líneas aéreas, donde gran parte de los defectos
suelen ser transitorios (establecimiento del arco eléctrico por el acercamiento de dos
conductores debido al viento, caída de árbol sobre las líneas, etc.). Las faltas transitorias
pueden ser despejadas por una desenergización momentánea de la línea. Una vez
transcurrido un tiempo lo suficientemente largo para desionizar el aire, la probabilidad de
que no se vuelva a reproducir el defecto cuando se restablece la tensión, es muy alta.
El reenganchador implementado en la unidad de protección, medida y control
ekorRPGci es un reenganchador tripolar, con reenganche simultáneo para las tres fases. El
reenganchador puede efectuar hasta cuatro intentos de reenganche y para cada uno de
ellos, permite definir un “Tiempo de reenganche“, T1R a T4R , diferente.
El ciclo de reenganche comienza cuando, estando el reenganchador activado, se da un
disparo de la protección. En estas condiciones, el relé espera el tiempo de primer
reenganche y ordena el cierre del interruptor.
Cuando se cierra el interruptor, se comienza a temporizar el tiempo de bloqueo. Si después
del cierre del interruptor la falta no permanece, una vez finalizada la temporización del
tiempo de bloqueo, se considera que el reenganche ha tenido éxito. Cualquier disparo
posterior, se considera causado por un nuevo defecto y se temporizará de nuevo el tiempo
de primer reenganche.
Si tras el primer cierre del interruptor, vuelve a darse un disparo antes de pasar el tiempo de
bloqueo, se considera provocado por el mismo defecto, lo que hará que la función temporice
el tiempo de segundo reenganche.
La lógica explicada en el párrafo anterior seguirá aplicándose hasta agotar el número de
reenganches configurados, momento en el cual se pasará a la condición de disparo
definitivo, por haber agotado el número de reenganches, lo que significa que la falta es
permanente.
Los parámetros de ajuste de la función reenganchador son:
 “79_h”: función reenganchador habilitada o deshabilitada.
 “Tiempo de reenganche”, T1R a T4R: tiempo que transcurre desde el disparo de la
protección, hasta que se da la orden del reenganche. Para cada una de las órdenes de
reenganche, de la primera a la cuarta, permite definir una temporización diferente T1R
a T4R. Si alguno de los tiempos de reenganche es igual a cero, el reenganchador
reconocerá que no dispone de ese ciclo de reenganche ni ninguno posterior, a pesar
de estar configurada la temporización siguiente.
Por ejemplo, un reenganchador con tiempos configurados a T 1R = 0,3, T 2R = 15, T 3R = 0
y T4R = 210, realizará dos intentos de reenganche, uno en 300 ms y el otro en 15 s.
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 El parámetro de “Tiempo de bloqueo (Tb)”, define el tiempo transcurrido desde que el
reenganchador da la orden de cierre hasta que queda en disposición de comenzar un
nuevo ciclo. Si en ese tiempo se produce un disparo comienza el proceso del siguiente
reenganche. Si se ha llegado al número de reenganches máximo acaba la secuencia
del reenganchador (disparo definitivo).
 El parámetro de “Tiempo de bloqueo tras cierre manual (Tbm)”, se define como el
tiempo que espera el reenganchador para pasar a la condición de reposo tras un cierre
manual, ya sea local o remoto. De producirse un disparo en este periodo, el
reenganchador pasará a señalizar disparo definitivo, por cierre manual contra
cortocircuito.
 “Unidad de protección a reenganchar”: En la función reenganchador, podrá
configurarse las unidades de protección ante las que tiene que iniciar un ciclo de
reenganche y cuáles son las unidades que no provocan un reenganche automático de
línea.
Los parámetros de ajuste se muestran en la siguiente tabla:
Ajustes
Variable
Rango
Activar / Desactivar función reenganchador
79_h
ON / OFF
0= sin reenganches
0,1 a 999,9 s (paso 0,1)
0= fin reenganches
15,0 a 999,9 s (paso 0,1)
0= fin reenganches
60,0 a 999,9 s (paso 0,1)
0= fin reenganches
180,0 a 999,9 s (paso 0,1)
0,1 a 999,9 s (paso 0,1)
0,1 a 999,9 s (paso 0,1)
Reenganche por unidad 50: ON / OFF
Reenganche por unidad 51: ON / OFF
Reenganche por unidad 50N: ON / OFF
Reenganche por unidad 51N: ON / OFF
Tiempo del primer reenganche
T1R
Tiempo del segundo reenganche
T2R
Tiempo del tercer reenganche
T3R
Tiempo del cuarto reenganche
T4R
Tiempo de bloqueo
Tiempo de bloqueo tras cierre manual
Unidad de protección a reenganchar
Tb
Tbm
R50
R51
R50N
R51N
4.2. PRESENCIA / AUSENCIA DE TENSIÓN
Esta función permite la detección de presencia o ausencia de tensión en líneas donde están
instaladas las unidades ekorRPci. La medida se realiza por medio del acoplo capacitivo de
los pasatapas de las celdas. De este modo, no necesita utilizar los sistemas convencionales
de transformadores de tensión. Además, presenta la ventaja de detectar la tensión en la
propia línea y no utilizar la BT de servicios auxiliares que puede inducir a errores en la
indicación.
Las unidades ekorRPci detectan de forma individualizada la presencia o ausencia de
tensión en cada una de las fases de la línea. Para ello dispone de tres señales de entrada,
una por fase.
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Las unidades ekorRPci determinan
presencia de tensión en cada una de las
fases, cuando la tensión medida supera
el 70 % de la tensión definida como
“Tensión de red (Ur)”, durante un tiempo
superior al valor ajustado como
“Temporización de Tensión (TU)”. De
igual modo, determinará ausencia de
tensión, cuando el valor de tensión baje
del 70 % de la tensión de red durante un
tiempo superior a TU segundos. El
parámetro
de
“Tensión
de
red”
corresponde con la tensión habitual de
funcionamiento entre fases de la línea de
Media Tensión.
 Ur: Tensión de red. Desde 3 kV hasta 36 kV en escalones de 0,1 kV.
 TU: Temporización de tensión. Desde 0,05 s hasta 0,1 s en escalones de 0,01 s.
Desde 0,1 s hasta 2,5 s en escalones de 0,1 s.
4.3. CONTROL DEL INTERRUPTOR
Las unidades ekorRPci disponen de entradas
y salidas que permiten maniobrar el
interruptor de la celda en la que se
encuentran instalados, así como funciones de
supervisión, que reciben el estado en el que
se encuentra el circuito primario. La unidad
controla que la maniobra del interruptor se
realiza dentro del tiempo que permite la
aparamenta. En caso de error de la
aparamenta, se corta la alimentación al
mando. De este modo se evita que un fallo de
la aparamenta deje todo el centro sin control.
Las unidades de protección, medida y control
ekorRPci también disponen de la indicación
de posición del seccionador de puesta a
tierra. Por otro lado, la unidad puede realizar una supervisión del circuito de disparo y cierre.
El control del interruptor se puede realizar localmente desde la botonera de ekorRPci o
mediante un PC con ekorSOFT conectado al puerto frontal del equipo, y también de forma
remota mediante el telecontrol, por medio del bus de comunicaciones.
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4.4. TELECONTROL
Las unidades ekorRPci disponen de dos puertos de comunicación serie, de los cuales uno
de ellos está destinado al telecontrol, siguiendo el estándar RS485, pudiéndose conectar en
el mismo bus con un máximo de 32 equipos. El puerto RS485 tiene conexión para par
trenzado y, opcionalmente, para fibra óptica. El terminal de telecontrol del Centro de
Transformación o Distribución, envía las tramas codificadas para cada una de las unidades
ekorRPci. La única conexión entre cada celda y el terminal de telecontrol es el bus de
comunicaciones, bien por fibra óptica o par trenzado. La comunicación entre el terminal de
comunicaciones y el despacho central depende del protocolo utilizado.
Algunas de las funciones de que se puede disponer mediante el telecontrol son las
siguientes:
 Visualización del estado del interruptor
 Visualización seccionador de puesta a tierra
 Maniobra del interruptor
 Supervisión error de interruptor
 Vigilancia bobinas
 Medida intensidad fases y homopolar I1, I2, I3 e I0
 Visualización presencia / ausencia de tensión en cada fase L1, L2 e L3.
 Visualización y ajuste parámetros de protección y detección de tensión
 Registro histórico de defectos
 Sincronización horaria
 Indicaciones de error
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5. FUNCIONES DE MEDIDA
5.1. INTENSIDAD
Los valores de intensidad medidos por las unidades
ekorRPci corresponden a los valores eficaces de
cada una de las fases I1, I2 e I3. Se realiza con las 8
muestras de un semiperiodo y se calcula la media
de 5 de ellos seguidos. Esta medida se actualiza
cada segundo. La precisión con la que se realiza
esta medida es Clase 1 desde 5 A hasta el 120%
del rango nominal máximo de los sensores de
intensidad. La medida de intensidad homopolar Io
se realiza de la misma forma que las intensidades
de fase.
 Medidas de intensidad: I1, I2, I3 e Io
5.2. TENSIÓN
En cuanto a la medida de tensión, las unidades ekorRPci indican la presencia o ausencia
de tensión en líneas donde están instaladas de forma individualizada para cada una de las
fases de la línea.
6. SENSORES
6.1. SENSORES DE INTENSIDAD
Los transformadores de intensidad electrónicos
están diseñados para adaptarse de forma óptima a
la tecnología de los equipos digitales, con una ligera
modificación del interface secundario. Por lo tanto,
los equipos de protección, medida y control para
estos sensores, operan con los mismos algoritmos y
con la misma consistencia que los dispositivos
convencionales.
Las salidas de baja potencia de los sensores pueden
ser acondicionadas a valores estándares mediante
amplificadores externos. De este modo, se posibilita
el uso de equipos o relés electrónicos
convencionales.
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Las principales ventajas que se derivan de la utilización de sistemas basados en sensores
son las siguientes:
 Volumen reducido. La menor potencia de estos transformadores permite reducir
drásticamente su volumen.
 Mejor precisión La captación de señal es mucho más precisa debido a las altas
relaciones de transformación.
 Amplio rango. Cuando hay aumentos de potencia en la instalación, no es necesario
cambiar los sensores por unos de mayor relación.
 Mayor seguridad. Las partes activas al aire desaparecen con el consiguiente
incremento de seguridad para las personas.
 Mayor fiabilidad. El aislamiento integral de toda la instalación aporta mayores grados
de protección contra agentes externos.
 Fácil mantenimiento. No es necesario desconectar los sensores cuando se realiza la
prueba del cable o de la celda.
6.1.1. Características Funcionales de los Sensores de Intensidad
Los sensores de intensidad son transformadores toroidales con una alta relación de
transformación y baja carga de precisión. Están encapsulados en resina de poliuretano
autoextinguible.
Toroidales de Intensidad de Fase
Relación
Rango de medida
Protección
Medida
Potencia de precisión
Intensidad térmica
Intensidad dinámica
Intensidad de saturación
Frecuencia
Aislamiento
Diámetro exterior
Diámetro interior
Altura
Peso
Polaridad
Encapsulado
Clase térmica
Norma de referencia
Rango 5-100 A
300/1 A
5 A a 100 A Extd. 130%
5P20
Clase 1
0,18 VA
20 kA
50 kA
7800 A
50-60 Hz
0,72/3 kV
139 mm
82 mm
38 mm
1,350 kg
S1- azul, S2-marrón
Poliuretano autoextinguible
B (130 ºC)
IEC 60044-1
Rango 15-630 A
1000/1 A
15 A a 630 A Extd. 130%
5P20
Clase 1
0,2 VA
20 kA
50 kA
26000 A
50-60 Hz
0,72/3 kV
139 mm
82 mm
38 mm
1,650 kg
S1- azul, S2-marrón
Poliuretano autoextinguible
B (130 ºC)
IEC 60044-1
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Toroidal fase
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Toroidal homopolar
6.1.2. Conexionado Suma Vectorial/Homopolar
El conexionado de los transformadores descritos anteriormente se realiza de dos formas
diferentes dependiendo de si se utiliza o no el transformador homopolar. Como norma
general, se utiliza toroidal homopolar cuando la intensidad de defecto a tierra sea de un
valor inferior al 10% del valor nominal de intensidad de fase.
DETECCIÓN DE INTENSIDAD DE TIERRA POR SUMA VECTORIAL
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DETECCIÓN DE INTENSIDAD DE TIERRA CON TOROIDAL HOMOPOLAR
Toroidales de Intensidad Homopolares
Relación
Rango de medida
Protección
Medida
Potencia de precisión
Intensidad térmica
Intensidad dinámica
Intensidad de saturación
Frecuencia
Aislamiento
Dimensiones exteriores
Dimensiones interiores
Altura
Peso
Polaridad
Encapsulado
Clase térmica
Norma de referencia
Rango 5-100 A
Rango 15-630 A
300/1 A
0,5 A a 50 A Extd. 130%
5P10
Clase 3
0,2 VA
20 kA
50 kA
780 A
50-60 Hz
0,72/3 kV
330 x 105 mm
272 x 50 mm
41 mm
0,98 kg
S1- azul, S2-marrón
Poliuretano autoextinguible
B (130 ºC)
IEC 60044-1
1000/1 A
0,5 A a 50 A Extd. 130%
5P10
Clase 3
0,2 VA
20 kA
50 kA
780 A
50-60 Hz
0,72/3 kV
330 x 105 mm
272 x 50 mm
41 mm
0,98 kg
S1- azul, S2-marrón
Poliuretano autoextinguible
B (130 ºC)
IEC 60044-1
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6.2. SENSORES DE TENSIÓN
La detección de la tensión de la celda se realiza mediante un divisor capacitivo incorporado
en el propio pasatapas de la celda.
ekorRPci
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7. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
7.1. VALORES NOMINALES
Alimentación
Entradas de intensidad
Precisión
Frecuencia
Contactos de salida
Temperatura
Comunicaciones
CA
CC
Consumo
Fase primario
Tierra
I térmica/dinámica
Impedancia
Temporización
Medida / Protección
Tensión
Intensidad
Potencia conmutación
Funcionamiento
Almacenamiento
Puerto frontal
Puerto trasero
Protocolo
24 Vca...110 Vca+/-30%
24 Vcc...125 Vcc +/-30%
< 2 VA
5 A...630 A (s/ modelo)
0,5 A...50 A (s/ modelo)
20 kA / 50 kA
0,1 Ω
5% (mínimo 20 ms)
Clase 1 / 5P20
50 Hz; 60 Hz +/-1%
270 Vca
5 A (CA)
750 VA (carga resistiva)
-10 ºC...+60 ºC
-25 ºC...+70 ºC
DB9 RS232
RS485 (5 kV) – RJ45
RS485-Fibra óptica
MODBUS (RTU)/ PROCOME
7.2. DISEÑO MECÁNICO
Grado de protección
Dimensiones (h x a x f):
Peso
Conexión
Bornes
En celda
Cable/Terminal
IP2X
IP3X
146x47x165 mm
0,3 kg
0,5...2,5 mm2
7.3. ENSAYOS DE AISLAMIENTO
IEC 60255-5
Resistencia de aislamiento
Rigidez dieléctrica
Impulsos de tensión
común
diferencial
500 VCC: > 10 G
2 kVca; 50 Hz; 1 min
5 kV;1,2/50 s;0,5 J
1 kV;1,2/50 s;0,5 J
7.4. COMPATIBILIDAD ELECTROMAGNÉTICA
IEC 60255-11
IEC 60255-22-1
IEC 60255-22-2
IEC 60255-22-3
IEC 60255-22-4
IEC 60255-22-5
IEC 60255-22-6
IEC 61000-4-8
Microcortes
Rizado
Onda Amortiguada 1 MHz
Descargas electrostáticas
(IEC 61000-4-2, clase III)
Campos radiados
(IEC 61000-4-3, clase III)
Ráfagas- Transitorios rápidos
(IEC 61000-4-4)
Impulsos de sobretensión
(IEC 61000-4-5)
Señales de radiofrecuencia
Inducidas (IEC 61000-4-6)
Campos magnéticos
100 ms
12 %
2,5 kV; 1 kV
8 kV aire
6 kV contacto
10 V/m
± 4 kV
2 kV; 1 kV
150 kHz...80 MHz
100 A/m; 50 Hz en permanencia
1000 A/m; 50 Hz, 2 s
Hoja 31 de 80
INSTRUCCIONES GENERALES DE
ekorRPci
UNIDADES DE PROTECCIÓN, MEDIDA Y CONTROL
IEC 61000-4-12
IEC 60255-25
IEC 60255-25
Onda senoidal amortiguada
Emisiones radiadas
(EN61000-6-4)
Emisiones conducidas
IG-157-ES
versión 03
27.04.2009
2,5 kV; 1 kV
30 MHz...1 GHz
150 kHz...30 MHz
7.5. ENSAYOS CLIMÁTICOS
IEC 60068-2-1
Variaciones lentas. Frío
IEC 60068-2-2
Variaciones lentas. Calor
IEC 60068-2-78
IEC 60068-2-30
Calor húmedo, ensayo continuo
Ciclos de calor húmedo
-10 ºC; 960 min
-25 ºC; 960 min
+60 ºC; 960 min
+70 ºC; 960 min
+40 ºC; 93%; 5760 min
+40 ºC, 2 ciclos
7.6. ENSAYOS MECÁNICOS
IEC 60255-21-1
IEC 60255-21-2
Vibración sinusoidal. Respuesta
Vibración sinusoidal. Endurancia
Choques. Respuesta
Choque. Endurancia
Sacudida. Endurancia
10-150 Hz; 1 g
10-150 Hz; 2 g
11 ms; 5 g
11 ms; 15 g
16 ms; 10 g
7.7. ENSAYOS DE POTENCIA
IEC 60265
IEC 60265
IEC 60265
IEC 60056
Corte y conexión de cables en
vacío.
Corte y conexión de carga
mayormente activa.
Faltas a tierra
Corte y conexión de
transformadores en vacío.
Establecimiento y corte de
cortocircuitos.
24 kV / 50 A/ cosφ=0,1
24 kV /630 A/ cosφ=0,7
24 kV /200 A /50 A
13,2 kV /250 A/1250 kVA
20 kA / 1s
7.8. CONFORMIDAD CE
Este producto cumple con la directiva de la Unión Europea sobre compatibilidad electromagnética
2004/108/CE, y con la normativa internacional IEC60255. La unidad ekorRPci, ha sido diseñada y
fabricada para su uso en zonas industriales acorde a las normas de CEM. Esta conformidad es
resultado de un ensayo realizado según el artículo 10 de la directiva, y recogido en el protocolo
CE-26/08-07-EE-1.
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INSTRUCCIONES GENERALES DE
ekorRPci
UNIDADES DE PROTECCIÓN, MEDIDA Y CONTROL
IG-157-ES
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8. MODELOS DE PROTECCIÓN, MEDIDA Y CONTROL
8.1. DESCRIPCIÓN MODELOS vs FUNCIONES
ekorRPGci
Unidad de protección general de distribución instalada en celdas de
interruptor automático. Dispone de las funciones de: protección de
sobreintensidad, reenganchador, etc. Las principales aplicaciones en las que
se utiliza son: protección general de líneas, instalaciones de cliente,
transformadores, bancos de condensadores, etc. La unidad dispone de
entradas y salidas para la supervisión y el control del interruptor.
El rango de potencias en las que se utiliza abarca desde 50 kVA hasta
400 kVA (630 kVA para celdas del sistema CGM-CGC y CGM.3), cuando
lleva toroidales de rango 5 A a 100 A y entre 160 kVA y 15 MVA (25 MVA
para celdas del sistema CGM-CGC y CGM.3) con toroidales de 15 A a 630 A.
ekorRPTci
Unidad de protección de transformadores de distribución instalada en celdas
de interruptor combinado con fusibles. Todas las funciones de protección son
realizadas por la unidad electrónica salvo los cortocircuitos polifásicos de alto
valor que se producen en el primario del transformador. Dispone de entradas
y salidas para la supervisión y el control del interruptor.
El rango de potencias que puede proteger la misma unidad abarca desde
50 kVA hasta 2000 kVA en celdas del sistema CGMCOSMOS y desde
50 kVA hasta 1250 kVA en celdas del sistema CGM-CGC y CGM.3.
Hoja 33 de 80
INSTRUCCIONES GENERALES DE
ekorRPci
UNIDADES DE PROTECCIÓN, MEDIDA Y CONTROL
ekorRPG
Generales
Captadores de intensidad de fase
Captador de intensidad de tierra (homopolar)
Captadores de tensión
Sincronización horaria
Alimentación 24 Vcc...125 Vcc / 24 Vca...110 Vca
Autoalimentación
Protección
Sobreintensidad de fases (50-51)
Sobreintensidad de fuga a tierra (50N-51N)
Ultrasensible de fuga a tierra (50Ns-51Ns)
Tensión
Detección de presencia / ausencia de tensión
Detección, Automatización Y Control
5 entradas / 7 salidas (*)
10 entradas / 4 salidas (*)
Reenganchador
Comunicaciones
MODBUS-RTU
PROCOME
Puerto RS-232 para configuración
Puerto RS-485 para telecontrol por par trenzado
Puerto RS-485 para telecontrol por fibra óptica
Programa de ajuste y monitorización ekorSOFT
Indicaciones
Indicación de motivo de disparo
Indicación De Error
Comprobación (Test)
Bloque de pruebas para inyección de intensidad
Medidas
Intensidad
Presencia / Ausencia de tensión
versión 03
27.04.2009
ekorRPT
Unidades de Protección, Medida y Control
ekorRPci
IG-157-ES
3
Op
3
Sí
Sí
No
3
Op
3
Sí
Sí
No
Sí
Op
Op
Sí
Op
Op
Sí
Sí
Op
Op
No
Op
Op
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
Op
Op
Sí
Sí
Sí
Sí
Op
Op
Sí
Sí
Sí
Sí
No
Si
Sí
Sí
Sí
Sí
(*) Ambas opciones no son acumulables. Según modelo se dispondrá de una u otra opción.
Op-Opcional
Hoja 34 de 80
INSTRUCCIONES GENERALES DE
ekorRPci
UNIDADES DE PROTECCIÓN, MEDIDA Y CONTROL
IG-157-ES
versión 03
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8.2. CONFIGURADOR DE RELÉS
Para seleccionar la unidad ekorRPci necesaria en función de las características de la
instalación, se utilizará el siguiente configurador:
ekorRP
B
Tipo:
G – Para celda de protección con interruptor automático
T – Para celda de protección con fusibles
Funciones de protección:
10 – Tres fases (3 x 50/51) (1)
20 – Tres fases y neutro (3 x 50/51 + 50N/51N) (1)
30 – Tres fases y neutro sensible (3 x 50/51 + 50Ns/51Ns) (1)
Entradas/Salidas:
0 – 5 entradas / 7 salidas
1 – 5 entradas / 7 salidas, con vigilancia de bobinas
2 – 10 entradas / 4 salidas
Toroidales:
0 – Sin toros
1 – Rango 5–100 A
2 – Rango 15–630 A
Alimentación:
B – Alimentación auxiliar (Batería, UPS, etc.)
(1)
(+79) en el caso de relés ekorRPGci para celdas de interruptor automático.
Ejemplo: En el caso de un relé para celda de protección con interruptor automático, con
funciones 3 x 50/51 + 50Ns/51Ns y toroidales de rango 5-100 A y 5 entradas / 7 salidas, el
configurador correspondiente sería ekorRPG-3001B.
Hoja 35 de 80
INSTRUCCIONES GENERALES DE
ekorRPci
UNIDADES DE PROTECCIÓN, MEDIDA Y CONTROL
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8.3. UNIDADES ekorRPGci
8.3.1. Descripción Funcional
La unidad ekorRPGci está enfocada a la protección general de líneas, instalaciones de
cliente, transformadores, etc. Se instala en celdas de interruptor automático
CGMCOSMOS-V, CGM-CMP-V y/o CGM.3-V, de forma que todas las funciones de
protección son realizadas por la unidad electrónica.
Cuando se detecta una sobreintensidad que está dentro de los valores de la zona de
operación del relé, este actúa sobre un disparador biestable de baja energía que abre el
interruptor automático.
CGMCOSMOS-V
Hoja 36 de 80
CGM.3-V
CGM-CMP-V
INSTRUCCIONES GENERALES DE
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8.3.2. Definición de Entradas / Salidas
Las unidades de protección, medida y control ekorRPGci, disponen de una serie de
entradas y salidas físicas aisladas del resto de circuitos independientes.
Para el modelo de cinco entradas y siete salidas la relación de señales de que se dispone
es la siguiente:
Entradas Físicas
E1 Disparo exterior
E2 Interruptor cerrado
E3 Estado reeng. (Con un flanco de subida
conmuta entre el estado del reeng. ON/OFF)
E4 Propósito general
E5 Propósito general
Salidas Físicas
S1
S2
Indicación de disparo
Watchdog
S3
Disparo fases (50/51)
S4
S5
S6
S7
Disparo tierra (50N/51N)
Error de interruptor
Orden de apertura
Orden de cierre
Para el modelo de cinco entradas y siete salidas con vigilancia de bobinas la relación de
señales de que se dispone es la siguiente:
Entradas Físicas
E1
E2
E3
E4
E5
Estado reeng. (Con un flanco de subida
conmuta entre el estado del reeng. ON/OFF)
Interruptor cerrado
Vig. Bob. Cierre en abierto
Vig. Bob. Cierre en cerrado
Vig. Bob. Apertura
Salidas Físicas
S1
S2
S3
S4
S5
S6
S7
Indicación de disparo
Watchdog (WD)
Disparo definitivo reenganchador
Reenganchador fuera de servicio
Error de interruptor
Orden de apertura
Orden de cierre
Para modelos con diez entradas y cuatro salidas, la definición de las mismas es la
siguiente:
Entradas Físicas
E1
E2
E3
E4
E5
E6
E7
E8
E9*
E10*
Disparo exterior
Interruptor cerrado
Interruptor abierto
Seccionador en posición de barras
Seccionador en seccionamiento
Seccionador en tierras
Muelles tensados
Actuación anti-bombeo
Vigilancia de bobina de cierre (en abierto y
en cerrado)
Vigilancia de bobina de apertura (en abierto
y en cerrado)
Salidas Físicas
S1
S2
S3
S4
Indicación de disparo
Watchdog
Orden de apertura
Orden de cierre
*donde, E9 y E10 han de ir asociadas a la vigilancia de las bobinas de apertura y cierre.
NOTA: La funcionalidad específica de las Entradas y Salidas, depende de la instalación y puede ser diferente a
lo expuesto en las tablas anteriores. Para verificar la funcionalidad específica de estas Entradas y Salidas,
consultar los esquemas de la instalación.
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INSTRUCCIONES GENERALES DE
ekorRPci
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Abajo se muestra el esquema de entradas y salidas del relé, señales accesibles desde el
bornero del ekorRPGci, para modelos de 5 entradas y 7 salidas y para modelos de
10 entradas y 4 salidas.
ekorRPci
ekorRPGci
5 entradas y 7 salidas
10 entradas y 4 salidas
Las entradas y salidas remotas, ajustes, parámetros, medidas, etc., son accesibles por
medio de protocolo de comunicaciones.
Hoja 38 de 80
INSTRUCCIONES GENERALES DE
ekorRPci
UNIDADES DE PROTECCIÓN, MEDIDA Y CONTROL
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8.3.3. Características Técnicas
La unidad de protección ekorRPGci se utiliza para proteger las siguientes potencias:
Sistemas CGMCOSMOS / CGM-CGC / CGM.3
Tensión
de Red
[kV]
(1)
6,6
10
12
13,2
15
20
25 (1)
30 (1)
ekorRPG con Toros 5-100 A
P. mín
[kVA]
50
100
100
100
100
160
200
250
ekorRPG con Toros 15-630 A
[kVA]
160
200
315
315
315
400
630
630
P. máx
[kVA]
5000
7500
10000
10000
12000
15000
20000
25000
Para celdas del sistema CGM-CGC y CGM.3
El proceso de elección de los parámetros de protección de la unidad
ekorRPGci en celdas CGMCOSMOS-V, CGM-CMP-V y CGM.3-V son los siguientes:
1. Determinar la potencia del sistema a proteger, y seleccionar el modelo de
ekorRPGci, según la tabla anterior.
2. Calcular la intensidad nominal In = S/3xUn.
3. Definir el nivel de sobrecarga en permanencia I>. Valores habituales en transformadores
hasta 2000 kVA son el 20% para instalaciones de distribución y el 5% en instalaciones
de generación.
4. Seleccionar la curva de sobrecarga transitoria. La coordinación entre las curvas de los
relés y los fusibles de BT se realiza con el tipo de curva EI.
5. Definir el retardo en sobrecarga transitoria K. Este parámetro está definido por la
constante térmica del transformador. Así cuanto mayor es esta constante, más tiempo
tarda en incrementarse la temperatura del transformador ante una sobrecarga y, por lo
tanto, más tiempo se puede retardar el disparo de la protección. Para transformadores
de distribución es habitual el valor K = 0,2, que implica un disparo en 2 s si la sobrecarga
es del 300% en curva EI.
6. Nivel de cortocircuito I>>. Se debe determinar el valor máximo de la intensidad de
magnetización del transformador. El pico de intensidad que se produce cuando se
conecta un transformador en vacío, por efecto de la magnetización del núcleo, es varias
veces superior al nominal. Este valor de pico de hasta 12 veces el nominal (10 veces
para más de 1000 kVA) tiene un contenido en armónicos muy elevado, de forma que su
componente fundamental de 50 Hz es mucho menor. Así, un valor habitual de ajuste de
este parámetro es entre 7 y 10. En el caso de protecciones generales para varias
máquinas este valor puede ser inferior.
7. Temporización de instantáneo T>>. Este valor corresponde con el tiempo de disparo de
la protección en caso de cortocircuito. Depende de la coordinación con otras
protecciones, y los valores habituales se sitúan entre 0,1 y 0,5 s.
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ekorRPci
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En el caso de una protección general para dos máquinas de 1000 kVA cada una:
S = 2000 kVA, Un =15 kV
Los pasos a seguir para un correcto ajuste del relé de protección son los siguientes:
 Intensidad nominal. In = S/3xUn = 2000 kVA/3x15 kV  77 A
 Sobrecarga admitida en permanencia 20%. In x I> = 77 A x 1,2  92 A
 Tipo curva Extremadamente Inversa. E.I.
 Factor de sobrecarga transitoria. K =0,2
 Nivel de cortocircuito. In x I> x I>> = 77 A x 1,2 x 10  924 A
 Temporización de instantáneo T>> = 0,1 s
El ajuste de la unidad de tierra depende de las características de la red donde está
instalado el equipo. En general, los valores de defecto a tierra son suficientemente elevados
como para ser detectados como sobreintensidad. En las redes de neutro aislado o
compensado, cuando el valor de defecto es muy pequeño, es decir, cuando la protección
de tierra se ajusta a un valor inferior al 10 % de la intensidad nominal de fase, se
recomienda utilizar la protección ultrasensible de tierra.
Los valores de los parámetros de ajuste deben garantizar la selectividad con las
protecciones de cabecera. Dada la variedad de criterios de protección y de los tipos de
régimen de neutro de las redes, no se puede indicar una única parametrización que se
ajuste a cada caso. De forma general, y para máquinas de hasta 2000 kVA, los ajustes que
se indican a continuación son orientativos, y se debe comprobar que coordinan
correctamente con las protecciones existentes aguas arriba (protecciones generales, de
línea, cabecera, etc.).
Ajuste
de Fase
Intensidad
Nominal
In=S/3xUn =
77 A
Tipo de
Neutro
Ajuste
de
Tierra
( )
Curva Instantáneo
EI
Curva Instantáneo
K
I>>
T>>
1,2
0,2
10
0,1
Io>
Ko
Io>>
To>>
Rígido o
impedante
NI
DT
0,2
0,2
5
0,1
Aislado o
compensado
NI
DT
0,1 / Ig = 2 A (*)
0,2
5
0,2
* En el caso de utilizar toroidal homopolar
Hoja 40 de 80
DT
I>
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8.3.4. Instalación en Celda
Las partes integrantes de las unidades ekorRPGci son el relé electrónico, los sensores de
tensión e intensidad, el disparador biestable, la bobina de disparo y el bornero.
El relé electrónico se soporta mediante unos anclajes al mando de la celda. El frontal del
equipo donde se agrupan los elementos de interface de usuario, display, teclas, puerto de
comunicaciones, etc., es accesible desde el exterior sin necesidad de quitar la envolvente
del mando. En su parte posterior se encuentran los conectores X1 y X2 (ver
apartado § 8.3.5), así como el cableado que le une a los sensores de tensión e intensidad y
al bornero. Las señales que son operativas para el usuario se agrupan en un bornero
cortocircuitable accesible en la parte superior de la celda. Esto permite utilizar equipos
convencionales de inyección de intensidad para pruebas de relés de protección.
La funcionalidad del bornero cortocircuitable para conexión del usuario se describe a
continuación.
Bornas
Denominación
I1, I3, I5, I7,
I9, I11
IP1, IP2, IP3, …
Funcionalidad
Uso Habitual
Bornas
cortocircuitables
y Inyección de intensidad para
seccionables de los circuitos pruebas del relé por el
secundarios de intensidad.
secundario.
Hoja 41 de 80
INSTRUCCIONES GENERALES DE
ekorRPci
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8.3.5. Esquema Eléctrico ekorRPGci
El esquema eléctrico recoge las conexiones eléctricas entre las diferentes partes de las
unidades de protección, medida y control ekorRPGci.
Hoja 42 de 80
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
Vista frontal y trasera
8.3.6. Instalación de Toroidales
En las celdas CGMCOSMOS-V, CGM-CMP-V y CGM.3-V, los transformadores de
intensidad se instalan en los pasatapas de la celda. Esto implica que no existen problemas
de error de conexión de malla de tierra. Además, estos toroidales están provistos de una
conexión de pruebas para operaciones de mantenimiento.
Las bornas que se pueden utilizar con los toroidales montados en los pasatapas son las
siguientes:
Fabricante
EUROMOLD
Intensidad
12 kV
12 kV
24 kV
24 kV
36 kV
36 kV
Nominal
Tipo de Sección Tipo de Sección Tipo de Sección
[A]
Conector [mm2] Conector [mm2] Conector [mm2]
400
630
630
630
400 TE
400 LB
400 TB
440 TB
70-300
50-300
70-300
185-630
K-400TE
K-400LB
K-400TB
K-440TB
25-300
50-300
35-300
185-630
M-400TB
M-440TB
25-240
185-630
Para otro tipo de bornas[1] se deben soltar los toroidales e instalarlos en los cables
directamente, siguiendo las instrucciones descritas en el apartado § 8.4.6.
[1]
Consultar con el departamento Técnico – Comercial de Ormazabal.
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8.3.7. Comprobación y Mantenimiento
La unidad de protección, medida y control ekorRPGci está diseñada para poder realizar las
comprobaciones de funcionamiento necesarias, tanto en la puesta en servicio como en las
comprobaciones periódicas de mantenimiento. Se distinguen varios niveles de
comprobación atendiendo a la posibilidad de interrumpir el servicio y al acceso al
compartimento de cables de MT de la celda.
 Comprobación por primario: Este caso corresponde a las pruebas que se realizan
del equipo cuando está totalmente fuera de servicio, ya que implica la maniobra del
interruptor automático y la puesta a tierra de los cables de salida de la celda. En este
caso se inyecta intensidad a través de los transformadores toroidales y se comprueba
que la protección abre el interruptor automático en el tiempo seleccionado.
Adicionalmente se verifica que las indicaciones de disparo son correctas y el registro
de históricos almacena todos los eventos.
Los pasos que se deben seguir para realizar esta comprobación son los siguientes:
-
-
Abrir el interruptor automático de la celda. Conectar el seccionador de puesta a
tierra, y posteriormente cerrar el interruptor automático para una puesta a tierra
efectiva.
Acceder al compartimento de cables y pasar a conectar el cable de prueba a la
conexión de test de los toroidales.
Conectar el cable de prueba al circuito de intensidad del ensayador.
Conectar la señal S1, indicación de disparo (según funcionalidad programada), a
la entrada de parada de temporizador del ensayador.
Desconectar el interruptor automático. Desconectar el seccionador de puesta a
tierra y, posteriormente, cerrar el interruptor automático. Para realizar la apertura
del interruptor automático mediante la unidad de protección el seccionador de
puesta a tierra debe estar desconectado.
Inyectar las intensidades de prueba, y verificar que los tiempos de disparo son
los correctos. Comprobar que en el display las indicaciones corresponden con
los disparos efectuados.
Se debe tener en cuenta que para los disparos de fase el cable de prueba se debe
conectar a las pletinas de prueba de dos toroidales. La intensidad ha de pasar por cada
uno de ellos en sentido contrario. Así, si en el primero pasa de arriba hacia abajo, en el
otro lo debe hacer de abajo hacia arriba
para que la suma de las dos intensidad
Bornero de
sea cero y no se produzcan disparos por
comprobación
tierra.
En el caso de realizar disparo por tierra
el cable de prueba se conecta a un
único toroidal (toro homopolar o de fase,
según disponga o no de toro
homopolar). Se deben realizar pruebas
de
disparo
por
todos
los
transformadores
toroidales
para
determinar el funcionamiento de la
unidad completa.
Hoja 44 de 80
I-1 I-3
I-11
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INSTRUCCIONES GENERALES DE
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UNIDADES DE PROTECCIÓN, MEDIDA Y CONTROL
 Comprobación por secundario con maniobra del Interruptor Automático: Este
caso corresponde a las pruebas que se realizan del equipo cuando no se puede
acceder al compartimento de cables. Esto es debido a que los cables de salida de la
celda están en tensión y no se pueden conectar a tierra. En este caso no se puede
conectar el cable de prueba a la conexión de test de los toroidales, y la inyección de
intensidad se realiza desde el bornero de comprobación.
Este método de prueba también se utiliza cuando los valores de intensidad de primario
a los que se prueba son muy superiores a los que proporcionan los equipos de ensayo
(habitualmente más de 100 A).
Los pasos que se deben seguir para realizar esta comprobación son los siguientes:
- Acceder al compartimento superior del mando donde se encuentra el bornero de
comprobación y pruebas.
- Cortocircuitar, y posteriormente seccionar las bornas de los circuitos de intensidad
I1, I3, I5, I7, I9 e I11. Esta operación sitúa en cortocircuito los secundarios de los
transformadores de intensidad.
- Conectar el cable de prueba a las bornas I1 a I11, teniendo en cuenta la siguiente
relación entre la bornas y las fases.
Intensidad por L1 – I1 e I11.
Intensidad por L2 – I3 e I11.
Intensidad por L3 – I5 e I11.
Intensidad por L1 y L2 (sin intensidad de tierra) – I1 e I3.
Intensidad por L1 y L3 (sin intensidad de tierra) – I1 e I5.
Intensidad por L2 y L3 (sin intensidad de tierra) – I3 e I5.
- Conectar el cable de prueba al circuito de intensidad del ensayador.
- Conectar la salida S1, indicación de disparo (según funcionalidad programada), a la
entrada de parada de temporizador del ensayador.
- En el caso de poder abrir el interruptor automático, éste se debe maniobrar a la
posición de cerrado. Si no se puede maniobra el interruptor automático, se deben
mantener desconectados el disparador biestable y la bobina de disparo, y
proceder a la comprobación según lo que se explica en el siguiente apartado
“Comprobación sin maniobra del I.A.”.
- Inyectar las intensidades de prueba de secundario teniendo en cuenta que la
relación de transformación es 300/1 A ó 1000/1 A dependiendo del modelo.
Verificar que los tiempos de disparo son los correctos. Comprobar que en el
display las indicaciones corresponden con los disparos efectuados.
Hoja 45 de 80
INSTRUCCIONES GENERALES DE
ekorRPci
UNIDADES DE PROTECCIÓN, MEDIDA Y CONTROL
 Comprobación por secundario sin maniobra del Interruptor Automático: En
muchas ocasiones no se puede maniobrar el interruptor automático de la celda de
protección, y por lo tanto las pruebas de mantenimiento se realizan exclusivamente
sobre la unidad electrónica. Así, en estos casos se deben tener en cuenta los
siguientes puntos:
-
Hoja 46 de 80
Desconectar siempre el disparador biestable y la bobina de disparo. De este
modo el relé puede realizar disparos sin actuar sobre el mecanismo de apertura.
Proceder a la inyección de intensidad según el apartado anterior de
“Comprobación por secundario con maniobra del I.A.”.
Si se conoce el consumo, aunque sea de forma aproximada, se pueden verificar
los transformadores toroidales. La intensidad que circula por los secundarios
(bornas I1, I3 y I5) debe ser la correspondiente a la relación 300/1 A o 1000/1 A.
IG-157-ES
versión 03
27.04.2009
INSTRUCCIONES GENERALES DE
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UNIDADES DE PROTECCIÓN, MEDIDA Y CONTROL
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versión 03
27.04.2009 80
8.4. UNIDADES ekorRPTci
8.4.1. Descripción Funcional
La unidad de protección, medida y control ekorRPTci, está enfocada a la protección de
transformadores de distribución. Se instala en celdas de interruptor combinado con fusibles,
de forma que todas las funciones de protección son realizadas por el sistema electrónico
salvo los cortocircuitos polifásicos de alto valor que son despejados por los fusibles.
Cuando se detecta una sobreintensidad que está dentro de los valores que puede abrir el
interruptor en carga, el relé actúa sobre un disparador biestable de baja energía que abre el
interruptor. En el caso de que la intensidad de defecto sea superior a la capacidad de corte
del interruptor en carga[1], se bloquea el disparo del interruptor, para que se produzca la
fusión de los fusibles. Por otro lado, se consigue un seccionamiento del equipo en defecto
evitando que los fusibles se queden en tensión.
8.4.2. Definición de Entradas/Salidas

PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR

PROTECCIÓN GENERAL
(Suministro a cliente en MT)
La unidad de protección, medida y control ekorRPTci, puede disponer de cinco entradas y
siete salidas físicas, o de ocho entradas y cuatro salidas físicas según se muestran en la
siguiente tabla (ver esquema apartado § 8.3.2). Todas las entradas y salidas físicas están
aisladas del resto de circuitos independientes.
Para el módulo de cinco entradas y siete salidas la relación de señales disponible es la
siguiente:
Entradas Físicas
E1
E2
E3
E4
E5
Disparo exterior
Interruptor cerrado
No aplicable
Propósito general
Propósito general
Salidas Físicas
S1
S2
S3
S4
S5
S6
S7
Indicación de disparo
Watchdog
Disparo de fases (50/51)
Disparo Tierra (50N/51N)
Error de interruptor
Orden de apertura
Orden de cierre
[1]
1200 A para CGMCOSMOS-P, 480 A para CGM-CMP-F gama 36 kV y CGM.3 y 300 A para CGM-CMP-F
gama 24 kV.
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Para el módulo de ocho entradas y cuatro salidas la relación de señales disponible es la
siguiente:
Entradas Físicas
E1
E2
E3
E4
E5
E6
E7
E8
Salidas Físicas
Disparo exterior
Interruptor cerrado
Interruptor abierto
Seccionador en posición de barras
Seccionador en seccionamiento
Seccionador en tierras
Muelles tensados
Actuación anti-bombeo
S1
S2
S3
S4
Indicación de disparo
Watchdog
Orden de apertura
Orden de cierre
NOTA: La funcionalidad específica de las Entradas y Salidas, depende de la instalación y puede ser diferente a
lo expuesto en las tablas anteriores. Para verificar la funcionalidad específica de estas Entradas y Salidas,
consultar los esquemas de la instalación.
Las entradas y salidas son accesibles desde el bornero del ekorRPTci.
La consulta del estado de las entradas y la actuación sobre las salidas, puede realizarse
tanto en modo local como por protocolo de comunicaciones. Asimismo también son
accesibles de igual manera, los ajustes, parámetros, medidas, etc.
8.4.3. Características Técnicas
La unidad ekorRPTci se utiliza para proteger las siguientes potencias de transformador.
Sistema CGMCOSMOS
Tensión de
Red
[kV]
Tensión
Nominal
Fusible
[kV]
6,6
10
12
13,2
15
20
3/7,2
6/12
10/24
10/24
10/24
10/24
( )
Potencia MÍNIMA de
Transformador
Calibre Fusible
[kVA]
[A]
16
50
16
100
16
100
16
100
16
125
16
160
¹ Cartucho de 442 mm, (²) Fusible SSK 125 A SIBA
Potencia MÁXIMA de
Transformador
Calibre Fusible
[kVA]
[A]
( )
160 ¹
1250
160 (¹)
1250
100
1250
100
1250
125 (²)
1600
125
2000
Sistema CGM-CGC / CGM.3
Tensión de
Red
[kV]
Tensión
Nominal
Fusible
[kV]
6,6
10
12
13,2
15
20
25
30
3/7,2
6/12
10/24
10/24
10/24
10/24
24/36
24/36
( )
Potencia MÍNIMA de
Transformador
Calibre Fusible
[kVA]
[A]
16
50
16
100
10
100
10
100
16
125
16
160
25
200
25
250
¹ Cartucho de 442 mm
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(2)
Fusible SSK de SIBA (consultar)
Potencia MÁXIMA de
Transformador
Calibre Fusible
[kVA]
[A]
( )
160 ¹
1000
125
1250
63
800
63
800
63
1000
63
1250
80 (2)
2000
(2)
80
2500
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El proceso de elección de los parámetros de
ekorRPTci en celda CGMCOSMOS–P son los siguientes:
protección
de
la
unidad
1. Determinar el calibre del fusible necesario para proteger el transformador según la tabla
de fusibles del documento IG-078 de Ormazabal. Los calibres máximos que se pueden
utilizar son 160 A para tensiones iguales o inferiores a 12 kV, y 125 A para tensiones
iguales o inferiores a 24 kV.
2. Calcular la intensidad nominal de máquina In = S/3xUn.
3. Definir el nivel de sobrecarga en permanencia I>. Valores habituales en transformadores
hasta 2000 kVA son el 20% para instalaciones de distribución y el 5% en instalaciones
de generación.
4. Seleccionar la curva de sobrecarga transitoria. La coordinación entre las curvas de los
relés y los fusibles de BT se realiza con el tipo de curva EI.
5. Definir el retardo en sobrecarga transitoria K. Este parámetro está definido por la
constante térmica del transformador. Así, cuanto mayor es esta constante, más tiempo
tarda en incrementarse la temperatura del transformador ante una sobrecarga y, por lo
tanto, más tiempo se puede retardar el disparo de la protección. Para transformadores
de distribución es habitual el valor K = 0,2 que implica un disparo en 2 s si la sobrecarga
es del 300% en curva EI.
6. Nivel de cortocircuito I>>. Se debe determinar el valor máximo de la intensidad de
magnetización del transformador. El pico de intensidad que se produce cuando se
conecta un transformador en vacío, por efecto de la magnetización del núcleo, es varias
veces superior al nominal. Este valor de pico de hasta 12 veces el nominal (10 veces
para más de 1000 kVA) tiene un contenido en armónicos muy elevado, de forma que su
componente fundamental de 50 Hz es mucho menor. Así, un valor habitual de ajuste de
este parámetro es entre 7 y 10.
7. Temporización de instantáneo T>>. Este valor corresponde con el tiempo de disparo de
la protección en caso de cortocircuito. Depende de la coordinación con otras
protecciones, y los valores habituales se sitúan entre 0,1 y 0,5 s. En el caso de que el
cortocircuito sea de valor elevado, actuarán los fusibles en el tiempo determinado por su
curva característica.
8. Determinar el valor de intensidad en el caso de cortocircuito trifásico secundario. Este
defecto debe ser despejado por los fusibles, y corresponde con el valor máximo del
punto de intersección entre la curva del relé y del fusible. Si el punto de intersección es
superior al valor de cortocircuito secundario, se deben cambiar los ajustes para cumplir
este requisito.
Para la elección de los parámetros de protección de la unidad ekorRPTci en celdas CGMCMP-F o CGM.3-P, los pasos a seguir son similares a los propuestos en los párrafos
anteriores, variando únicamente el primer paso. El calibre del fusible necesario para
proteger el transformador se determina según la tabla de fusibles de los documentos de
Ormazabal IG-034 e IG-136, respectivamente, teniendo en cuenta que las potencias
mínimas a proteger se han mostrado en la tabla anterior.
En el caso de proteger un transformador de las siguientes características, en un sistema de
celdas CGMCOSMOS:
S = 1250 kVA, Un =15 kV y Uk = 5%
Hoja 49 de 80
INSTRUCCIONES GENERALES DE
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Los pasos a seguir para una correcta coordinación entre los fusibles y el relé de protección
son los siguientes:
 Elección de fusible según IG-078. Fusible 10/24 kV 125 A
 Intensidad nominal. In = S/3 x Un = 1250 kVA/3 x 15 kV  48 A
 Sobrecarga admitida en permanencia 20%. In x I> = 48 A x 1,2  58 A
 Tipo curva Extremadamente Inversa. E.I.
 Factor de sobrecarga transitoria. K =0,2
 Nivel de cortocircuito. In x I> x I>> = 48 A x 1,2 x 7  404 A
 Temporización de instantáneo T>> = 0,4 s
 Cortocircuito secundario. Ics = In x 100/ Uk = 48 A x 100 / 5  960 A
Figura 8.1: Ejemplo para fusible SSK de SIBA
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El ajuste de la unidad de tierra depende de las características de la red donde está instalada
la unidad. En general, los valores de defecto a tierra son suficientemente elevados como
para ser detectados como sobreintensidad. Incluso en las redes de neutro aislado o
compensado el valor de defecto en las instalaciones de protección de transformador se
discrimina claramente de las intensidades capacitivas de las líneas. Así, las unidades
ekorRPTci para protección de transformador se utilizan en redes de neutro aislado sin
necesidad de direccionalidad. Los valores de los parámetros de ajuste deben garantizar la
selectividad con las protecciones de cabecera. Dada la variedad de criterios de protección y
de los tipos de régimen de neutro de las redes, no se puede indicar una única
parametrización que se ajuste a cada caso. De forma general, y para máquinas de hasta
2000 kVA, los ajustes que se indican a continuación son orientativos, y se debe comprobar
que coordinan correctamente con las protecciones existentes aguas arriba (protecciones
generales, de línea, cabecera, etc.).
Ajuste
de Fase
Ajuste
de
Tierra
Intensidad
Nominal
Temporizado
Instantáneo
I>
K
I>>
T>>
In=S/3xUn = 48 A
EI
DT
1,2
0,2
7
0,4
Tipo de Neutro
Temporizado
Instantáneo
Io>
Ko
NI
DT
0,2
0,2
5
0,4
NI
DT
0,1/Ig=2 A(*)
0,2
5
0,4
Rígido o
impedante
Aislado o
compensado
Io>> To>>
( )
* En el caso de utilizar toroidal homopolar
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8.4.4. Instalación en Celda
Las partes integrantes de las unidades ekorRPTci son el relé electrónico, los sensores de
tensión e intensidad, el disparador biestable, bobina de disparo y el bornero.
CGM-CMP-F
CGM.3-F
CGMCOSMOS-P
El relé electrónico se soporta mediante unos anclajes al mando de la celda. El frontal del
equipo donde se agrupan los elementos de interface de usuario, display, teclas, puerto de
comunicaciones, etc. es accesible desde el exterior sin necesidad de quitar la envolvente de
mando. En su parte posterior se encuentran los conectores X1 y X2, así como el cableado
que le une a los sensores de tensión e intensidad y al bornero.
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8.4.5. Esquema Eléctrico ekorRPTci
El esquema eléctrico de las unidades ekorRPTci se muestra a continuación.
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8.4.6. Instalación de Toroidales
La instalación de los transformadores de intensidad toroidales requiere especial atención. Es
la principal fuente de problemas de disparos intempestivos, y su funcionamiento incorrecto
puede provocar disparos que no se detectan en la puesta en servicio. A continuación se
detallan las indicaciones que se deben tener en cuenta en la instalación.
 Los toroidales se instalan en los cables de salida de la celda. El diámetro interior es de
82 mm lo que implica que los cables de MT que se utilizan pueden pasar por su
interior con facilidad.
 La pantalla de tierra SÍ debe pasar por el
interior del toroidal cuando salga de la parte
de cable que queda por encima del toroidal.
En este caso, la trenza se pasa por el interior
del toroidal antes de conectarla al colector de
tierras de la celda. Se debe asegurar que la
trenza no toca ninguna parte metálica, como
el soporte de cables u otras zonas del
compartimento de cables, antes de
conectarse a la tierra de la celda.
Pantalla de tierra: se debe pasar
por el interior de los toroidales
 La pantalla de tierra NO debe pasar por el interior del toroidal cuando salga de la
parte de cable que queda por debajo del toroidal. En este caso la trenza se conecta
directamente al colector de tierras de la celda. En el caso de no existir trenza de la
pantalla de tierra por estar conectada en el otro extremo, como es el caso de la celda
de medida, tampoco se debe pasar la trenza a través del toroidal.
8.4.7. Comprobación y Mantenimiento
La unidad de protección, medida y control ekorRPTci está diseñada para poder realizar las
comprobaciones de funcionamiento necesarias.
 Comprobación por primario: Este caso corresponde a las pruebas que se realizan
del equipo cuando está totalmente fuera de servicio, ya que implica la maniobra del
interruptor-seccionador y la puesta a tierra de los cables de salida de la celda. En este
caso se inyecta intensidad a través de los transformadores toroidales y se comprueba
que la protección abre el interruptor en el tiempo seleccionado. Adicionalmente se
verifica que las indicaciones de disparo son correctas y el registro histórico almacena
todos los eventos.
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Los pasos que se deben seguir para realizar esta comprobación son los siguientes:
-
Abrir el interruptor-seccionador de la celda y posteriormente poner la salida a
tierra.
Acceder al compartimento de cables y pasar un cable de prueba a través de los
toroidales.
Conectar el cable de prueba al circuito de intensidad del ensayador.
Conectar la salida S1, señal de disparo (según funcionalidad programada), a la
entrada de parada de temporizador del ensayador.
Desconectar el seccionador de tierra y maniobrar el interruptor a la posición de
cerrado. Rearmar la retención y quitar la palanca de maniobra para preparar la
celda para disparo.
Inyectar las intensidades de prueba, y verificar que los tiempos de disparo son los
correctos. Comprobar que en el display las indicaciones corresponden con los
disparos efectuados.
Se debe tener en cuenta que para los disparos de fase el cable de prueba se debe
pasar por dos toroidales. El cable ha de pasar por cada uno de ellos en sentido
contrario, o sea, si en el primero la intensidad pasa de arriba hacia abajo, en el otro lo
debe hacer de abajo hacia arriba para que la suma de las dos intensidad sea cero y no
se produzcan disparos por tierra.
En el caso de realizar disparo por tierra, el cable de prueba se pasa por un único
toroidal (toro homopolar o de fase, según se disponga o no de toro homopolar). Se
deben realizar pruebas de disparo por todos los transformadores toroidales para
determinar el funcionamiento de la unidad completo.
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9. AJUSTES Y MANEJO DE MENÚS
9.1. TECLADO Y DISPLAY ALFANUMÉRICO
Como puede apreciarse en la imagen, las unidades de protección, medida y control
ekorRPci disponen de un total de 6 teclas:
SET: permite acceder al modo de “Ajuste de Parámetros”. Así mismo, y ya
dentro de los diferentes menús del modo “Ajuste de Parámetros”, adquiere una
función de confirmación, que será explicada más detalladamente a lo largo del
actual capítulo.
ESC: permite volver a la pantalla principal (“Visualización”), desde cualquier
pantalla, descartando las modificaciones de ajustes realizadas hasta ese
momento. Mediante esta tecla se pueden resetear las indicaciones de disparo
de la unidad.
Teclado de Dirección: Las flechas “arriba” y “abajo” permiten desplazarse a lo
largo de los diferentes menús y modificar valores. “Derecha” e “izquierda”
permiten seleccionar valores para su modificación dentro del menú de “Ajuste
de Parámetros”, tal y como se detallará posteriormente.
Junto al teclado, y en relación directa con él, los relés disponen de un display alfanumérico,
que facilita las operaciones a realizar con el relé. Para ahorrar energía, el relé dispone de un
sistema de reposo (display apagado), que entrará en funcionamiento cada vez que el relé se
encuentre durante 1 minuto sin recibir ninguna señal exterior (pulsación de alguna tecla,
excepto la tecla SET, o comunicación vía RS-232), o 2 minutos si el usuario se encuentra
modificando los parámetros dentro del modo “Ajuste de Parámetros”. Así mismo, la
recepción de cualquiera de los dos tipos de señal exterior (pulsación de las teclas ESC,
flecha arriba, abajo, izquierda o derecha, comunicación RS-232) activará el relé finalizando
su estado de reposo, siempre que el relé esté alimentado.
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9.2. VISUALIZACIÓN
El modo “Visualización” es en el que habitualmente se encuentra el
relé cuando está en servicio. Su función principal es la de permitir
al usuario visualizar distintos parámetros de la unidad, que pueden
resumirse en 5 grupos:
 Medida de intensidades
 Detección de presencia /ausencia de tensión
 Visualización de valores de ajuste
 Valores del último y penúltimo disparo
 Fecha y hora actuales
El modo de “Visualización” es el que aparece por defecto en el relé, tanto al encenderlo,
como después de su estado de reposo, o pulsando la tecla ESC desde cualquier pantalla.
En este modo de funcionamiento, se encuentran activas las teclas de dirección “arriba” y
“abajo”, que permitirán al usuario desplazarse a lo largo de los distintos parámetros del
modo “Visualización”. La tecla SET pasa al modo “Ajuste de Parámetros”.
La siguiente figura muestra un ejemplo de algunas pantallas del modo “Visualización” de las
unidades ekorRPci.
Las pantallas que se muestran en el display del relé, se componen de 2 líneas de datos. La
primera indica cuál es el parámetro correspondiente a la pantalla en cuestión, mientras que
la segunda establece el valor de dicho parámetro.
Adicionalmente, tanto en esta pantalla de visualización como en sus dos líneas de datos,
pueden llegar a indicarse códigos de error (ver apartado 9.5: “Códigos de error”) y el estado
de ciclo de reenganche (ver apartado 9.6: “Códigos de reenganchador”). Estas indicaciones
se intercalarán en el display con las indicaciones de visualización.
A continuación se muestra una tabla con la secuencia de los parámetros del modo
“Visualización”. En ella se incluye el texto que aparece en la primera línea del display del
relé, junto con la explicación del parámetro correspondiente.
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Parámetro
I1. A
I2. A
I3. A
I0 . A
V1
V2
V3
I>
I 0>
I>>
I 0>>
In . A
I>
K
I>>
T>>
I 0>
K0
I 0>>
T 0>>
Ur
Tu
79_h*
T1R*
T2R*
T3R*
T4R*
Tb*
Tbm*
R50*
R51*
R50N*
R51N*
H2. A
H2
H2.TM
H2.DT
H2.YE
H2.HR
H2.SE
H1. A
H1
H1.TM
H1.DT
H1.YE
H1.HR
H1.SE
DATE
YEAR
HOUR
SEC
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Significado
Medida de intensidad fase 1
Medida de intensidad fase 2
Medida de intensidad fase 3
Medida de intensidad homopolar
Detección de tensión fase 1 (ON/OFF)
Detección de tensión fase 2 (ON/OFF)
Detección de tensión fase 3 (ON/OFF)
Tipo de curva de fase (NI, MI, EI, DT, Inhabilitada)
Tipo de curva homopolar (NI, MI, EI, DT, Inhabilitada)
Habilitada / Inhabilitada unidad instantáneo de fase
Habilitada / Inhabilitada unidad instantáneo homopolar
Intensidad de fase a plena carga
Factor de sobrecarga de fase
Cte. Multiplicadora de fase
Multiplicador instantáneo de fase
Temporización instantáneo de fase
Factor de fuga a tierra
Cte. Multiplicadora homopolar
Multiplicador instantáneo homopolar
Temporización instantáneo homopolar
Tensión de red
Temporización detección presencia / ausencia de tensión
Activación / Desactivación de función reenganchador
Tiempo de primer reenganche
Tiempo de segundo reenganche
Tiempo de tercer reenganche
Tiempo de cuarto reenganche
Tiempo de bloqueo
Tiempo de bloqueo manual
Reenganche por disparo de unidad 50
Reenganche por disparo de unidad 51
Reenganche por disparo de unidad 50N
Reenganche por disparo de unidad 51N
Intensidad último disparo
Causa último disparo
Tiempo del último disparo desde el arranque hasta el disparo
Fecha último disparo
Año último disparo
Hora y minuto último disparo
Segundo último disparo
Intensidad penúltimo disparo
Causa penúltimo disparo
Tiempo del penúltimo disparo desde el arranque hasta el disparo
Fecha penúltimo disparo
Año penúltimo disparo
Hora y minuto penúltimo disparo
Segundo penúltimo disparo
Fecha actual
Año actual
Hora actual
Segundo actual
(*) Solo para ekorRPGci
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9.3. AJUSTE DE PARÁMETROS
Al menú de “Ajuste de Parámetros” se accede desde cualquier pantalla del menú de
“Visualización” pulsando la tecla SET. La protección sigue operativa, con los parámetros
iniciales, hasta que se vuelva al menú de “Visualización”, pulsando de nuevo la tecla SET.
Como medida de precaución, el menú de “Ajuste de Parámetros” se encuentra protegido por
un password, que se introduce cada vez que se desee acceder al menú. Por defecto, todas
las unidades ekorRPci tienen la clave 0000. Esta clave puede ser modificada por el usuario
de la manera que se explicará más adelante.
Este menú tiene como función permitir al usuario la realización de cambios en diversos
parámetros del relé. Estos parámetros pueden agruparse en:
 Parámetros de las funciones de protección y detección
 Menú de entradas
 Menú de salidas
 Fecha y hora
 Parámetros de comunicación
 Información sobre el número de disparos
 Modificación de password
Para permitir al usuario una rápida identificación del menú en el que se encuentra, siempre
que el relé esté en el menú de “Ajuste de Parámetros”, aparece el texto <<SET>> en la parte
inferior central de la pantalla del relé (ver dibujo).
9.3.1. Parámetros de Protección
Las unidades ekorRPci disponen de dos métodos de selección de los parámetros de ajuste:
manual y automático.
El método manual, consiste en la introducción individual de cada parámetro de protección.
El método automático, en cambio, pretende servir de ayuda al usuario, facilitando y
acelerando la introducción de parámetros. En este método, el usuario simplemente introduce
2 datos: Potencia del transformador de Instalación (Pt), y Tensión de la red (Tr). A partir de
estos 2 datos, el relé ajusta los parámetros según:
In 
Pt
(Tr  3 )
Redondeando el valor siempre hacia arriba, se obtendrá el valor de intensidad a plena carga
seleccionado.
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El resto de valores de la regulación tienen un valor fijo, que se puede observar en la
siguiente tabla, aunque el usuario puede cambiar cualquiera de los valores seleccionados
por el programa desde el modo manual.
Protección de Fase
Protección de Tierra
Ajuste
Valor Automático
Ajuste
Valor Automático
Factor de Sobrecarga
Tipo de Curva
Cte. Multiplicadora
Factor de Cortocircuito
Tiempo de Disparo
Disparo Habilitado
120 %
EI
0,2
10(*)
0,1(*)
DT
Factor de Fuga a Tierra
Tipo de Curva
Cte. Multiplicadora
Factor de Cortocircuito
Tiempo de Disparo
Disparo Habilitado
20 %
NI
0,2
5
0,1(*)
DT
( )
* Para el caso de protección mediante ekorRPT-10x1/20x1/30x1B con toros de rango 5-100 A, el factor de
cortocircuito es 7 y el tiempo de disparo por instantáneo es de 0,4.
9.3.2. Menú de Ajuste de Parámetros
Cuando se accede al menú de “Ajuste de
Parámetros” a través de la tecla SET, el relé
solicita la introducción de un password. Una
vez comprobado que el password es
correcto, se entrará en la zona de
introducción de ajustes. En este momento
se deberá seleccionar configuración manual
(CONF PAR), o configuración automática
(CONF TRAF). Se podrá pasar de uno a
otro con las teclas “derecha” e “izquierda”, y
se seleccionará la opción deseada con la
tecla SET. El diagrama de la derecha
explica este proceso de forma gráfica.
Una vez dentro de cualquiera de las dos
zonas de introducción de ajustes, el usuario
puede desplazarse de un parámetro a otro a través de las teclas “arriba” y “abajo”, tal y
como se hacía en el modo de “Visualización”. Para salir de este menú bastará con pulsar la
tecla ESC o la tecla SET, accediendo en ese momento de forma inmediata al menú de
“Visualización”. La diferencia es que la tecla ESC, descartará todas las modificaciones de
ajustes previamente realizadas, mientras que con SET, se grabarán todos los datos antes
de seguir.
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INSTRUCCIONES GENERALES DE
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Para modificar un ajuste, el modo de proceder es el siguiente:
1. Visualizar en la pantalla el ajuste a modificar.
2. Pulsar las teclas “izquierda” o “derecha”. El dato comenzará a
parpadear.
3. Ajustar al valor deseado con las teclas “arriba” y “abajo”. Si el ajuste
es numérico, podrá modificarse la cifra parpadeante con las teclas
“izquierda” y “derecha”.
4. Para salir pulsar SET (grabar y salir), o ESC (descartar cambios y
salir).
La modificación del password se realiza introduciendo
previamente el password actual. El proceso se explica de
forma gráfica en el diagrama de la derecha. Como se
observa en dicho diagrama, la modificación del password
consta de cuatro pasos.
Las dos tablas siguientes, muestran los parámetros de
protección del menú “Ajuste de Parámetros”, junto con
una explicación de cada uno y los valores que puede
tener. Esta información se muestra para cada uno de los
dos modos de ajuste, manual o automático.
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Menú de Ajuste Manual
Parámetro
Tipo de curva fase / Inhabilitación unidad
Tipo de curva homopolar / Inhabilitación unidad
Habilitación unidad instantáneo de fase
Habilitación unidad instantáneo de tierra
In . A
Intensidad de fase a plena carga
I>
K
I>>
T>>
I0> (*)
K0
I0>>
T0>>
Ur
79_h**
T1R**
T2R**
T3R**
T4R**
Tb**
Tbm**
R50**
R51**
R50N**
R51N**
DATE
YEAR
HOUR
SEC.
NPER
Factor de sobrecarga de fase
Cte. Multiplicadora de fase
Multiplicador instantáneo de fase
Temporización instantáneo de fase
Factor de fuga a tierra
Cte. Multiplicadora homopolar
Multiplicador instantáneo homopolar
Temporización instantáneo homopolar
Tensión de red (kV)
Temporización detección presencia /ausencia de
tensión
Activación / Desactivación función reenganchador
Tiempo de primer reenganche
Tiempo de segundo reenganche
Tiempo de tercer reenganche
Tiempo de cuarto reenganche
Tiempo de bloqueo
Tiempo de bloqueo manual
Reenganche por disparo de unidad 50
Reenganche por disparo de unidad 51
Reenganche por disparo de unidad 50N
Reenganche por disparo de unidad 51N
Modificar día actual (día y mes)
Modificar año actual
Modificar hora actual
Modificar segundo actual
Número de periférico
PROT
Número de protocolo
BAUD
PARI
LEN
STOP
DT.AD
YE.AD
HR.AD
SE.AD
NTP
NTG
V.
PSWU
Entradas
SAL
( )
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Significado
I>
I0 >
I>>
I0>>
Tu
IG-157-ES
Velocidad de transmisión (kbps)
Paridad
Longitud de palabra
Bits de stop
Día y mes en que se realizó el último ajuste
Año en que se realizó el último ajuste
Hora último en que se realizó el ajuste
Segundo en que se realizó el último ajuste
Número de disparos de fase
Número de disparos de tierra
Versión del firmware
Modificación del password
Entradas
Salidas
Rango
OFF, NI, VI, EI, DT
OFF, NI, VI, EI, DT
OFF, DT
OFF, DT
Modelos x001: 5 A – 192 A (paso 1 A)
Modelos x002: 15 A – 480 A (paso 1 A)
1,00 – 1,30
0,05 – 1,6
1 – 25
0,05 – 2,5
0,1 – 0,8
0,05 – 1,6
1 – 25
0,05 – 2,5
3 – 36
0,05 – 2,5
ON /OFF
0,0 a 999,9 (paso 0,1)
0,0 y de 15,0 a 999,9 (paso 0,1)
0,0 y de 60,0 a 999,9 (paso 0,1)
0,0 y de 180,0 a 999,9 (paso 0,1)
0,1 a 999,9 (paso 0,1)
0,1 a 999,9 (paso 0,1)
ON /OFF
ON /OFF
ON /OFF
ON /OFF
1 - 31 / 1 - 12
2000 – 2059
00:00 - 23:59
0 - 59
0 – 31
0000[2] MODBUS
0002 PROCOME
1,2; 2,4; 4,8; 9,6; 19,2; 38,4
No, par, impar
7; 8
1; 2
No ajustable
No ajustable
No ajustable
No ajustable
No ajustable
No ajustable
No ajustable
0000 - 9999
ON / OFF
ON / OFF
* En caso de toroidal homopolar el rango es 0,5 A – In y el parámetro es Ig
**)Sólo para ekorRPGci
[2]
Protocolo para comunicar con ekorSOFT.
(
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INSTRUCCIONES GENERALES DE
ekorRPci
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Menú de Ajuste Automático
Parámetro
Significado
tP 0W
Potencia del transformador (kVA)
TVOL
Tensión de la red (kV)
Rango
50; 100; 160; 200; 250; 315; 400; 500;
630; 800; 1000; 1250; 1600; 2000
6,6; 10; 12; 13,2; 15; 20; 25; 30
En el modo de ajuste automático una vez ajustados los parámetros “Potencia del
transformador” y “Tensión de la Red”, el relé mostrará la secuencia de aparición de
parámetros de la tabla anterior (correspondiente al ajuste manual de parámetros), a partir
del parámetro Ur.
Desde la pantalla de “Ajuste de parámetros” se puede acceder a las pantallas “Menú de
Entradas” y “Menú de Salidas”. Para ello, una vez en la pantalla de Entradas del menú de
“Ajustes de Parámetros”, se accede al “Menú de Entradas”, pulsando las flechas de
izquierda o derecha. En el “Menú de Entradas” se encuentra el estado de las entradas de 1
a 5 y de 1 a 10[3], según modelo, en pantallas consecutivas, que se pueden consultar
pulsando las flechas arriba y abajo.
De igual forma que para las entradas, al “Menú de salidas”, también se accede desde la
pantalla de salidas que se muestra en “Ajuste de Parámetros” (denominada “SAL ONOF”),
pulsando las flechas izquierda o derecha. Un vez dentro de dicho menú, para desplazarse
por las diferentes pantallas que muestran el estado de cada salida, se utilizan las flechas
arriba y abajo. El estado de las salidas se modifica mediante las flechas izquierda y derecha.
La variación del estado de las salidas se ejecuta mediante un pulso.
Para salir del "menú de entradas" o del "menú de salidas" hay que pulsar la tecla ESC del
relé.
[3]
De 1 a 8 en el caso de ekorRPTci
Hoja 63 de 80
INSTRUCCIONES GENERALES DE
ekorRPci
UNIDADES DE PROTECCIÓN, MEDIDA Y CONTROL
9.4. RECONOCIMIENTO DE DISPARO
Cada vez que se produce un disparo, el relé accede
inmendiatamente al menú de “Reconocimiento de Disparo”.
Este menú se puede reconocer fácilmente, por una flecha
parpadeante situada en la parte superior del display, justo
debajo del nombre de la función que ha provocado el disparo.
Las unidades ekorRPci señalizan mediante la flecha superior
cuatro de las posibles causas de disparo:
 Disparo de temporizado de fase
I>
 Disparo de instantáneo de fase
I>>
 Disparo de temporizado de tierra
I0>
 Disparo de instantáneo de tierra
I0>>
El menú de “Reconocimiento de Disparo” se abandona pulsando la tecla ESC, desde
cualquiera de las pantallas del menú. El relé reconoce que el usuario ha comprobado el
disparo, volviendo entonces a la primera pantalla del menú de “Visualización”. En cualquier
caso y desde el propio menú de “Visualización”, los datos del disparo seguirán disponibles
para el usuario hasta que se produzcan dos nuevos disparos.
A través de sus diversas pantallas, el menú de “Reconocimiento de Disparo” proporciona
dos tipos de información. En la pantalla inicial, se muestra la intensidad detectada en el
momento del disparo, por fase o por tierra en función de la unidad disparada. En las
sucesivas pantallas del “Reconocimiento de Disparo” se muestran la fecha y hora del
disparo, junto con el tiempo transcurrido desde el arranque de la unidad hasta el disparo.
La siguiente tabla muestra la secuencia de aparición de los datos. Como en el resto de
menús, las teclas “arriba” y “abajo” sirven para desplazarse por los diferentes datos:
Parámetro
Ix A
Ix TM
Ix DT
Ix YE
Ix HR
Ix SE
Significado
Intensidad en el momento del disparo
Tiempo desde el arranque de la unidad hasta el disparo
Día y mes en que ocurrió el disparo
Año en que ocurrió el disparo
Hora en que ocurrió el disparo
Segundo en que ocurrió el disparo
Donde el subíndice x está en función de la causa del disparo: “1”, “2”, “3” ó “0”, para fase 1, fase 2, fase 3 u
homopolar, respectivamente.
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ekorRPci
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9.5. CÓDIGOS DE ERROR
Las unidades ekorRPci disponen de una serie de códigos de error,
destinados a avisar al usuario de las distintas anomalías que puedan
producirse en el sistema.
Los diferentes códigos de error se identifican por un número, tal y como
aparece en la figura de la derecha. A continuación se muestran los
códigos de error que pueden mostrarse en las unidades
ekorRPci:
Código
Mostrado en
Display
ER 03
ER 04
ER 05
ER 06
ER 07
ER 08
ER 09
ER 0A
Significado
Error de interruptor (error en la apertura o error en el cierre)
Error de bobina de cierre en cerrado
Error de bobina de cierre en abierto
Error de bobina de apertura
Alarma magnetotérmicos
Alarma muelles destensados
Estado de las protecciones fuera de servicio (incluso con I>, Io>, I>>, Io>> a ON)
Activación bombeo
Conmuta entre el código de error y la medida
9.6. CÓDIGOS DE REENGANCHADOR
Junto con los parámetros de reconocimiento de disparo, la unidad muestra una serie de
códigos para indicar el ciclo en el que se encuentra el reenganchador:
Código
Mostrado en
Display
RE 01
RE 02
RE 03
RE 04
RE FIN
Significado
Primer ciclo de reenganche en curso
Segundo ciclo de reenganche en curso
Tercer ciclo de reenganche en curso
Cuarto ciclo de reenganche en curso
Ciclo de reenganchador finalizado: disparo definitivo
Conmuta entre el código de reenganche y la pantalla de reconocimiento de disparo
Los códigos del reenganchador se borrarán de la pantalla del relé manteniendo únicamente
la pantalla de reconocimiento de disparo ante las siguientes situaciones:
 Operaciones
manuales
sobre
la
activación/desactivación del reenganchador.
unidad:
cierre/apertura
manual,
 En caso de producirse errores antes o durante un ciclo de reenganche, en la pantalla
prevalece la información de error sobre la de reenganche, que debería aparecer en la
misma línea del display.
 Se supera el tiempo de bloqueo estando en curso el ciclo de reenganche, siempre que
no se hubiese llegado al disparo definitivo.
Hoja 65 de 80
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9.7. MAPA DE MENÚS (ACCESO RÁPIDO)
El mapa de menús es una tabla resumen que muestra todos los submenús de los que
constan las unidades ekorRPci, así como una pequeña explicación de los mismos.
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10. COMUNICACIONES
10.1. MEDIO FÍSICO: RS 485 Y FIBRA ÓPTICA
El medio físico mediante el que se establecen las comunicaciones orientadas al telecontrol
para la familia de unidades ekorRPci puede ser mediante cable par trenzado o fibra óptica
(según modelo).
Para la comunicación mediante fibra óptica se utiliza una fibra de plástico tipo multimodo. El
relé dispone de dos conectores para la fibra óptica, uno para transmitir y otro para recibir.
10.2. PROTOCOLO MODBUS
Los dos puertos de comunicación del relé responden al mismo protocolo: MODBUS en
modo de transmisión RTU (Binario). La principal ventaja de este modo sobre el modo ASCII
es su mayor densidad de información, lo que da una mayor tasa de transmisión de datos a
igual velocidad de comunicación. Cada mensaje debe ser transmitido como una cadena
continua puesto que se utilizan los silencios para detectar el final de mensaje. La duración
mínima del SILENCIO será de 3,5 caracteres.
Trama de un mensaje de RTU
Inicio
Dirección
Función
Datos
CRC
Fin
Silencio
8 BITS
8 BITS
n x 8 BITS
16 BITS
Silencio
La DIRECCION MODBUS del relé (también llamada número de periférico) es un byte que
toma valores de 0 a 31.
El maestro se dirigirá al esclavo indicando su
dirección en el campo correspondiente y el
esclavo contestará indicando su propia
dirección. La dirección “0” se reserva para el
modo “difusión” de forma que será reconocida
por todos los esclavos.
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10.2.1. Funciones Lectura/Escritura
En principio solo se implementarán dos funciones, una para la lectura de datos y otra para la
escritura.
Lectura de datos
Pregunta:
Inicio
Dirección
Función
Silencio
DESC
‘3’
Datos
DIREC-H
DIREC-L
CRC
NDATOS-H
NDATOS-L 16 BITS
Fin
Silencio
Respuesta:
Inicio
Dirección
Función
Nº de BYTES
Silencio
DESC
‘3’
N
Datos
DATO1-H
DATO1-L
.......
CRC
Fin
16 BITS
Silencio
donde:
DESC
DIREC-H
DIREC-L
dirección del esclavo
byte alto de la dirección del primer registro a leer.
byte bajo de la dirección del primer registro a leer.
NDATOS-H
NDATOS-L
DATO1-H
DATO1-L
N
byte alto del número de registros a leer.
byte bajo del número de registros a leer.
byte alto del primer registro solicitado
byte bajo del primer registro solicitado
Número total de bytes de datos. Será igual al número de
registros solicitados multiplicado por 2.
Escritura de datos
Permite escribir un único registro en la dirección apuntada.
Pregunta:
Inicio
Silencio
Dirección
DESC
Función
‘6’
Datos
DIREC-H
DIREC-L
DATO-H
CRC
DATO-L
Respuesta:
La respuesta normal es un eco de la pregunta recibida.
donde:
DESC
DIREC-H
DIREC-L
DATO-H
DATO-L
Hoja 68 de 80
dirección del esclavo
byte alto de la dirección del registro a escribir.
byte bajo de la dirección del registro a escribir.
byte alto del dato a escribir.
byte bajo del dato a escribir.
16
BITS
Fin
Silencio
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Respuesta en caso de error
Inicio
Dirección
Función
Código-Error
CRC
Fin
Silencio
DESC
FUNC_ERR
CODI_ERROR
16 BITS
Silencio
donde:
DESC
FUNC_ERR
CODI_ERROR
‘1’
‘2’
‘3’
‘4’
‘5’
‘6’
‘8’
Dirección del esclavo.
Es el código de la función solicitada con el bit más
significativo a 1.
Es el código del error ocurrido.
error en número de registros
dirección incorrecta.
datos incorrectos
se intentó leer una dirección de sólo escritura
error de sesión
error de EEPROM
se intenta escribir en una dirección de sólo lectura
10.2.2. Escritura de Registro con Password
Los parámetros están protegidos contra escritura por el PASSWORD DE USUARIO.
Una sesión de escritura de parámetros protegidos con password se inicia escribiendo el
PASSWORD en la dirección correspondiente. La sesión de escritura finaliza con la
actualización de los registros una vez que se ha vuelto a transmitir el PASSWORD
correspondiente. En caso de superar un tiempo de timeout se aborta el proceso y se vuelve
al modo normal. Dentro del modo normal, cualquier intento de escritura de un registro
protegido se responderá con un código de error ‘2’. La sesión de escritura es válida para un
solo puerto, siendo prioritario el primero que introdujo el PASSWORD.
10.2.3. Generación del CRC
El campo de Chequeo de Redundancia Cíclica (CRC) consta de dos bytes que se añaden al
final del mensaje. El receptor debe recalcularlo y compararlo con el valor recibido. Los dos
valores deben ser iguales.
El CRC es el residuo de dividir el mensaje por un polinomio binario. El receptor debe dividir
todos los bits recibidos (la información más el CRC) por el mismo polinomio que se utilizó
para calcular el CRC. Si el residuo obtenido es 0, la trama de información se da como válida.
El polinomio que utilizaremos será: X15+X13+1
Hoja 69 de 80
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10.2.4. Mapa de Registros
AJUSTES DE USUARIO: ESCRITURA CON PASSWORD DE USUARIO
Campo
Dirección
In
0x0000
CURVA_
CURVA_
FASE –
HOMO
INST_FASE
INST_HOMO
SOBRECARGA_INST_FASE (I>)
K
Ko
VECES_INST VECES_INST_HOMO
_FASE
TIEMPO_INST TIEMPO_INST_HOMO
_FASE
CONTADOR_DISPAROS_FASE
CONTADOR_DISPAROS_TIERRA
PASSWORD_USUARIO
CORRIENTE_HOMO (Io>)
0x0001
0x0008
0x0009
0x000b
0x000C
Ur Tensión de red
Tu Temporización tensión
0x000d
0x000e
NO USADO
R50
R50N
Hoja 70 de 80
79_h
T1R
T2R
T3R
T4R
Tb
Tbm
R51
R51N
0x0002
0x0003
0x0005
0x0006
0x0007
0x000f
0x0010
0x0011
0x0012
0x0013
0x0014
0x0015
0x0016
0x0017
Contenido
de 5 a 192 (s/modelo)
de 15 a 480 (s/modelo)
0:OFF; 1:NI; 2:VI; 3:EI; 4:DT
0:OFF, 1:DT;
0:100%; 1:101%; 2:102%,... 30:130%
0:0.05; 1:0.06; ... 20:1.6
0: 1 vez; 1: 2 veces; 2: 3 veces;...
24: 25 veces
050 ms, 1 60 ms 270 ms, 3 80 ms
490 ms, 5 100 ms, 6200 ms...2,5 s
de 0000 a 9999
de 0000 a 9999
de 0000 a 9999
si tHom= 0
si tHom= 1
0:10%;1:11%;
0:05; 1:0,06; 2:0,07;
...80%
...In
de 3 a 36 kV
0  50 ms, 1  60 ms, 2  70 ms,
3  80 ms, 4  90 ms, 5  100 ms,
6  200 ms ... 2,5 s
0: OFF, 1: ON
de 0 a 9999 décimas de s
de 0 a 9999 décimas de s
de 0 a 9999 décimas de s
de 0 a 9999 décimas de s
de 1 a 9999 décimas de s
de 1 a 9999 décimas de s
0: OFF, 1: ON
0: OFF, 1: ON
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HISTÓRICOS; MEDIDAS; ENTRADAS / SALIDAS; VERSION SOFT: SOLO LECTURA
Campo
Dirección
AÑO
Fecha Ajuste
Usuario
MES
HORA
00
MES
HORA
00
PENULT_DISP
DÍA
MINUTO
SEGUNDOS
DíA
MINUTO
SEGUNDOS
ULT_DISP
0x0200
0x0201
0x0202
0x0203
0x0205
0x0206
0x0207
0x0208
Contenido
formato RTC
Bit
0
1
2
3
4
5
6
7
ULT_DISP_VALOR_FASE
Historial de Disparo
ULT_DISP_VALOR_HOMO
ULT_DISP_TIEMPO_FASE
ULT_DISP_TIEMPO_HOMO
AÑO
MES
DÍA
HORA
MINUTO
CSEG
SEGUNDOS
PENULT_DISP_VALOR_FASE
PENULT_DISP_VALOR_HOMO
PENULT_DISP_TIEMPO_FASE
PENULT_DISP_TIEMPO_HOMO
AÑO
MES
DÍA
HORA
MINUTO
CSEG
SEGUNDOS
Intensidad fase L1
Intensidad fase L2
Medida de
Intensidad
Intensidad fase L3
Intensidad homopolar
0x0209
0x020a
0x020b
0x020c
0x020d
0x020e
0x020f
0x0210
0x0211
0x0212
0x0213
0x0214
0x0215
0x0216
0x0217
0x0218
0x0219
0x021a
0x021b
0x021c
0X0708
0X0709
0X070A
0X070B
0X070C
0X070D
0X070E
0X070F
Versión
software
funcionalidad
0x0226
Contenido
Disparo por fase.
1: L1, 2: L2, 3: L3
Disparo homopolar
NO USADO
Disparo externo
Causa del disparo de
fase.
0: sobrecarga,
1: cortocircuito
Causa del disparo
homopolar.
0: sobrecarga,
1: cortocircuito
Disparo doble
Intensidad en centésimas de A
Intensidad en centésimas de A
Tiempo en centésimas de s
Tiempo en centésimas de s
formato RTC
Intensidad en centésimas de A
Intensidad en centésimas de A
Tiempo en centésimas de s
Tiempo en centésimas de s
formato RTC
Centésimas de A
Centésimas de A
Centésimas de A
Centésimas de A
de 0 a 99
de A a Z
Hoja 71 de 80
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RELOJ
Campo
Dirección
Contenido
AÑO
0x0300
0x0301
0x0302
0x0303
de 2000 a 2059
de 1 a 12
de 1 a 31
de 0 a 23
de 0 a 59
0
de 0 a 59
MES
HORA
00
DIA
MINUTO
SEGUNDOS
LLAVES PASSWORD: SOLO ESCRITURA
Campo
Dirección
Contenido
LLAVE PASSWORD USUARIO
0x0500
DE 0 a 9999
FUNCIONES ESPECÍFICAS DE TELECONTROL (NIVEL DE APLICACIÓN)
Campo
Entradas Digitales (Sólo Lectura)
Dirección
Contenido
Entradas digitales
0x0710
Entradas digitales
0x0711
Hoja 72 de 80
Bit 0
Bit 1
Bit 2
Bit 3
Bit 4
Bit 5
Bit 6
Bit 7
Bit 8
Bit 9
Bit 10
Bit 11
Bit 12
Bit 13
Bit 14
Bit 15
Bit 0
Bit 1
Bit 2
Bit 3
Bit 4
Bit 5
Bit 6
Bit 7
Bit 8
Bit 9
Bit 10
Bit 11
Bit 12
Bit 13
Bit 14
Bit 15
Entrada 1
Entrada 2
Entrada 3
Entrada 4
Entrada 5
Entrada 6
Entrada 7
Entrada 8
Entrada 9
Entrada 10
Entrada 11
Entrada 12
Entrada 13
Entrada 14
Entrada 15
Entrada 16
Entrada 17
Entrada 18
Entrada 19
Entrada 20
Entrada 21
Entrada 22
Entrada 23
Entrada 24
Entrada 25
Entrada 26
Entrada 27
Entrada 28
Entrada 29
Entrada 30
Entrada 31
Entrada 32
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UNIDADES DE PROTECCIÓN, MEDIDA Y CONTROL
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versión 03
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Campo
Salidas Digitales / Mandos (Escritura)
Dirección
Contenido
Salidas
0x0600
Salidas
0x0601
Bit 0
Bit 1
Bit 2
Bit 3
Bit 4
Bit 5
Bit 6
Bit 7
Bit 8
Bit 9
Bit 10
Bit 11
Bit 12
Bit 13
Bit 14
Bit 15
Bit 0
Bit 1
Bit 2
Bit 3
Bit 4
Bit 5
Bit 6
Bit 7
Bit 8
Bit 9
Bit 10
Bit 11
Bit 12
Bit 13
Bit 14
Bit 15
Salidas 1
Salidas 2
Salidas 3
Salidas 4
Salidas 5
Salidas 6
Salidas 7
Salidas 8
Salidas 9
Salidas 10
Salidas 11
Salidas 12
Salidas 13
Salidas 14
Salidas 15
Salidas 16
Salidas 17
Salidas 18
Salidas 19
Salidas 20
Salidas 21
Salidas 22
Salidas 23
Salidas 24
Salidas 25
Salidas 26
Salidas 27
Salidas 28
Salidas 29
Salidas 30
Salidas 31
Salidas 32
NOTA: La funcionalidad específica de las Entradas (0x0600 y 0x0601) y Salidas (0x0710 y 0x0711), depende de
la instalación y puede ser diferente a lo expuesto en las tablas anteriores. Para verificar la funcionalidad
específica de estas Entradas y Salidas, consultar los esquemas de la instalación.
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INSTRUCCIONES GENERALES DE
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10.3. PROTOCOLO PROCOME
El relé ekorRPci puede configurarse para que el protocolo de comunicación sea PROCOME
(configurando el parámetro PROT a 0002). En este caso, solo el puerto de comunicación
trasero (estándar RS485) responde al protocolo PROCOME. El puerto delantero, sigue
respondiendo al protocolo MODBUS, para configuración local, mediante ekorSOFT.
PROCOME es un Protocolo de comunicación serie en modo asíncrono diseñado para la
transferencia de datos entre equipos de control y protección de instalaciones eléctricas
basado en la serie de normas IEC 870-5.
La implementación de PROCOME para la unidad ekorRPci, maneja las funciones de
inicialización (sin clave) y de control, de tal forma que se obtiene la información de las
entradas digitales (incluyendo sus cambios) y de las medidas. Además se pueden recibir
órdenes.
10.3.1. Nivel de Enlace
La capa de enlace sigue las indicaciones proporcionadas sobre el protocolo PROCOME.
Dichas tramas siguen el estándar de tramas T1.2 del IEC, 870-5-2, si bien la longitud del
campo de dirección de los equipos es de 8 bits.
Se reserva el valor 0xFF en las direcciones para broadcast.
La estructura de las tramas de longitud fija (sin datos de aplicación) es la siguiente:
Offset
Nombre
Valor
Descripción
0
1
2
Start
Control
Dirección
0x10
0x00-0xFF
0x00-0xFF
3
Suma
0x00-0xFF
4
End
0x16
Indicación de inicio de trama de longitud fija.
Palabra de control
Dirección del nodo destino/origen
Suma de los datos de los Offsets 0 y 1 (Control y
Dirección)
Indicación de final de trama
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Las tramas de longitud variable (con datos de aplicación) tienen la siguiente longitud:
Offset
Nombre
Valor
Descripción
0
Start1
0x68
0,1
Longitud
0x02
0xFB
2
3
4
5
(Longitud + 3)
Start2
Control
Dirección
0x68
0x00-0xFF
0x00-0xFF
Indicación de inicio de trama de longitud variable.
Longitud (en Little Endian) de los datos de usuario,
desde Offset 3 hasta el Offset inmediatamente
anterior a la suma.
En el segundo byte se copia el contenido del
primero, así si Longitud = 10 bytes entonces el
campo tiene el valor 0x0A0A
Indicación de inicio de los datos de usuario
Palabra de control
Dirección del nodo destino/origen
Longitud + 4
Suma
0x00-0xFF
Longitud + 5
End
0x16
Datos de usuario. En este espacio se incluyen los
ASDUs.
Datos
Suma de los datos de los campos de Control,
Dirección y Datos.
Indicación de final de trama.
Como mecanismo de control de flujo se utiliza una ventana de transmisión de 1 mensaje
(por medio de un bit alternante que se incluye en la palabra de control de los mensajes
emitidos por la estación maestra), de tal forma que las estaciones esclavas repiten el último
mensaje transmitido a la estación maestra si el valor de ese bit (FCB en la nomenclatura del
Protocolo) en el último mensaje recibido del maestro coincide con el del penúltimo mensaje
recibido de maestro, si son distintos procesa el nuevo mensaje y actúa en consecuencia.
Para que el mecanismo se encuentre activo, se utiliza otro bit de la palabra de control de los
mensajes emitidos por la estación maestra (FCV en la nomenclatura del Protocolo).
Las palabras de control de los mensajes (tanto emitidos por el maestro como por la estación
esclava) reservan los 4 bits de su nibble bajo para la función de Enlace. Para indicar el
sentido de un mensaje se reserva el bit PRM de la palabra de control.
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En PROCOME se utilizan las siguientes tramas en sentido Maestro a Esclavo:
#
Nombre
Fcv
0
SEND RESET UC
No
3
SEND DATA
Sí
4
SEND DATA NR
No
6*
REQUEST DATA S
Sí
7*
SEND RESET FCB
No
9
REQUEST LSTS
No
10
REQUEST DATA C1
Sí
REQUEST DATA C2
Sí
11
Descripción
Orden de reset del nivel de enlace del esclavo.
Esclavo debe borrar su cola de cambios de ED y poner
el valor del último FCB recibido a 0.
Se espera del esclavo una confirmación positiva
(0, CONFIRM ACK) o negativa (1, CONFIRM NACK)
Envío de datos con confirmación.
Por este sistema se envían a los ekorRPci las órdenes
de actuación.
Se espera del esclavo una confirmación positiva 0,
CONFIRM ACK o negativa 1, CONFIRM NACK.
Envío de datos sin confirmación.
Por este sistema se envía a los ekorRPci la fecha/hora
del sistema.
No se espera respuesta de los esclavos.
Petición de datos específicos
Se usa para obtener los datos de control de los
esclavos. Por este mecanismo se obtiene de las
unidades ekorRPci el valor de sus ED, EA y EC, así
como los cambios de las ED.
Se espera una respuesta con datos (8, RESPOND
DATA), sin que los datos estén disponibles aún
(9, RESPOND NO DATA) o sin que los datos hayan
sido implementados (15*, RESPOND NO IMP).
Orden de reset del nivel del bit FCB del esclavo.
Esclavo debe poner el valor del último FCB recibido a 0,
pero no borrar su cola de cambios.
Se espera del esclavo una confirmación positiva
(0, CONFIRM ACK) o negativa (1, CONFIRM NACK)
Petición del estado del nivel de enlace.
Se usa para saber si el esclavo está conectado.
Se espera una respuesta 11, RESPONDF LSTS
Petición de datos de clase 1 (urgentes).
Se usa para obtener los datos urgentes de los esclavos.
Por este mecanismo tan solo se obtiene de las
unidades ekorRPci la causa de la reinicialización del
equipo.
Se espera una respuesta con datos (8, RESPOND
DATA), sin que los datos estén disponibles aún
(9, RESPOND NO DATA) o sin que los datos hayan
sido implementados (15*, RESPOND NO IMP).
Petición de datos de clase 2 (no urgentes).
Se usa para obtener los datos no urgentes de los
esclavos.
Se espera una respuesta con datos (8, RESPOND
DATA), sin que los datos estén disponibles aún
(9, RESPOND NO DATA) o sin que los datos hayan
sido implementados (15*, RESPOND NO IMP).
*Funciones específicas del protocolo Procome, el resto son comunes al nivel de enlace IEC 870-5-2
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Y en sentido de esclavo a maestro:
#
Nombre
Descripción
0
1
8
9
11
CONFIRM ACK
CONFIRM NACK
RESPOND DATA
RESPOND NO DATA
RESPOND LSTS
14*
RESPOND LERROR
15*
RESPOND NO IMP
Confirmación positiva
Confirmación negativa
Respuesta con datos de aplicación
Respuesta sin datos de aplicación
Respuesta a petición del estado de enlace
Respuesta indicando que el nivel de enlace del esclavo no
funciona correctamente.
Respuesta indicando que la funcionalidad asociada a los datos
pedidos no ha sido implementada en el esclavo
*Funciones específicas del protocolo Procome, el resto son comunes al nivel de enlace IEC 870-5-2
10.3.2. Nivel de Aplicación
Para el intercambio de datos entre las funciones de aplicación entre el Maestro y los equipos
Esclavos se encapsulan datos en las tramas de longitud variable. Los datos de aplicación se
denominan ASDU (Unidad de Datos del Servicio de Aplicación) y tienen una cabecera
común en la que se identifica su tipo seguido de una serie de datos específicos para cada
uno.
La estructura de esta cabecera, o identificación de la unidad de datos, es la siguiente:
Offset
Nombre
0
Typ
1
Vsq
2
Cot
3
Addr
Descripción
Identificador del tipo de datos.
El valor numérico almacenado en este campo sirve para denominar
de forma unívoca a los datos de aplicación.
Calificador de estructura variable.
Indica el número de estructuras de datos que se incluyen en el
ASDU.
Causa de la transmisión.
Indica el motivo de la transmisión del dato.
Dirección del ASDU.
Dirección del nivel de aplicación del ASDU. No tiene por qué coincidir
con la dirección del nivel de enlace, ya que una conexión de enlace
podría servir para varias conexiones de aplicación, pero en
PROCOME sí coincide.
A continuación se incluye el objeto de información asociado al tipo de datos. Este objeto
tiene una estructura que depende de los datos transmitidos en cada caso, pero todos ellos
tienen un comienzo común, el identificador del objeto de información cuya estructura es:
Offset
Nombre
4
5
Fun
Inf
Descripción
Tipo de función
Número de información
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Por último, se incluyen los datos del objeto de información a partir del offset 6 dentro del
campo de datos de aplicación.
Los ASDUs utilizados en PROCOME tienen unos valores prefijados para cada uno de los
campos de la cabecera.
Los ASDUs utilizados en el intercambio de datos entre los maestros y los esclavos
corresponden a un perfil de aplicación que soporta la inicialización de las estaciones
secundarias, las funciones de control, la interrogación de control, el refresco de las señales
digitales de control (soportando el posible overflow del búfer de cambios) y las órdenes de
mando. De esta forma los ASDUs en dirección secundario (esclavos) a primario (maestro)
son:
Typ
5
100
101
103
121
Descripción
Identificación
Transmisión de cambios en ED y medidas (foto EA y cambios)
Transmisión de contadores (foto EC)
Transmisión del estado actual de ED (foto ED)
Órdenes de mando
En dirección primario a secundario son:
Typ
6
100
103
121
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Descripción
Sincronización de los esclavos
Petición de datos de control (foto EA, cambios ED, parada EC y foto EC)
Petición del estado actual de ED (foto ED)
Órdenes de mando
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DEPARTAMENTO TÉCNICO - COMERCIAL:
www.ormazabal.com
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