Prefacio i Índice vii Introducción SIPROTEC Protección diferencial 7SD610 V4.2 Funciones Montaje y puesta en marcha Características técnicas Anexo Manual Glosario C53000–G1178–C145–1 1 2 3 4 A Exclusión de responsabilidad Copyright Hemos verificado si el contenido de esta copia impresa coincide con el hardware y software descritos. Sin embargo no cabe excluir posibles diferencias y por tanto no podemos asumir responsabilidad alguna por lo que respecta a la plena coincidencia. La información contenida en este manual se revisa regularmente y las eventuales correcciones necesarias aparecerán en las ediciones siguientes. Agradeceríamos cualquier sugerencia para poder mejorarlo. Nos reservamos el derecho a introducir mejoras técnicas sin previo aviso. 4.20.06 Copyright © Siemens AG 2001; 2003. Todos los derechos reservados. Está prohibida la distribución y reproducción de este documento y el aprovechamiento y comunicación de su contenido a menos que se haya obtenido una autorización expresa. Las infracciones obligan a una indemnización por daños. Todos los derechos reservados, en particular por lo que respecta a la concesión de patentes o registro de modelos de utilidad. Marcas registradas SIPROTEC, SINAUT, SICAM y DIGSI son marcas registradas de SIEMENS AG. Las demás designaciones que aparecen en este manual Siemens Sociedad Anónima Libro: Nr. C53000–G1178–C145–1 Prefacio Objeto del manual Este manual describe las aplicaciones, las funciones, el montaje y la puesta en marcha del equipo. Incluye, en especial: • Descripción de las funciones del equipo y posibilidades de ajuste → capítulo 2; • Indicaciones para el montaje y puesta en marcha → capítulo 3; • Resumen de los datos técnicos → capítulo 4; • así como una recopilación de los datos más importantes, para usuarios más experimentados, en el Anexo. En el Manual del sistema SIPROTEC® 4 encontrará datos generales relativos al manejo y configuración de los equipos SIPROTEC® 4 Manual del sistema (Nº de pedido E50417–H1178–C151). Público objetivo Ingenieros de protección, ingenieros de puesta en marcha, personal cualificado que realiza trabajos de ajuste, prueba y mantenimiento de equipos de protección selectiva, automatismos y dispositivos de control, así como el personal de operación en instalaciones eléctricas y en centrales eléctricas. Ámbito de validez del manual Este manual es válido para: Protección diferencial SIPROTEC® 7SD610; Versión de Firmware 4.2. Indicaciones relativas a la conformidad Este producto cumple las disposiciones de la Directiva del Consejo de la Comunidad Europea (Directiva 89/336/CEE) sobre la aproximación de las legislaciones de los Estados Miembros relativas a la compatibilidad electromagnética (CEM) y las concernientes a equipos eléctricos para su aplicación dentro de unos límites de tensión determinados (Directiva de baja tensión 73/23/CEE). Esta conformidad es el resultado de una prueba que ha sido realizada por la empresa Siemens AG de conformidad con el artículo 10 de la Directiva, de acuerdo con las normas específicas EN 50081 y EN 61000-6-2 para la Directiva CEM y con la Norma EN 60255–6 para la Directiva de baja tensión. El producto cumple con la norma internacional de la serie IEC 60255 y con la norma nacional VDE 0435. Otras normas 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 IEEE C37.90.* i Prefacio El producto cuenta con la homologación UL en el marco de los Datos técnicos (capítulo 10.1) : IND. CONT. EQ. TIPO 1 69CA IND. CONT. EQ. TIPO 1 Soporte adicional Si desea formular alguna consulta relacionada con el sistema SIPROTEC® 4 diríjase al representante local de Siemens. Cursos Las ofertas de cursos individuales de formación puede verlas en nuestro Catálogo de Cursos o puede consultar directamente a nuestro Centro de Formación en Nuremberg. Instrucciones y Advertencias Las instrucciones y advertencias contenidas en este manual deberán ser tenidas en cuenta por su propia seguridad y para que el equipo tenga una vida útil apropiada. Con esta finalidad se emplean los siguientes términos y definiciones: PELIGRO significa que pueden producirse la muerte, lesiones corporales graves o importantes daños materiales si no se adoptan las precauciones apropiadas. Advertencia significa que podrían producirse la muerte, lesiones corporales graves o importantes daños materiales si no se adoptan las precauciones apropiadas. Cuidado significa que pueden producirse ligeros daños personales o materiales, si no se adoptan las precauciones apropiadas. Esto es aplicable, en particular, también a los daños al propio equipo y a los daños derivados de éstos. Observación contiene una información importante sobre el producto o sobre una parte concreta del Manual, sobre la que se desea llamar la atención de manera especial. ii 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Prefacio ¡Advertencia! Durante el funcionamiento de los equipos eléctricos determinadas partes de dichos equipos están sometidas forzosamente a tensiones peligrosas. Por ello pueden producirse graves daños personales o materiales si no se actúa con la debida profesionalidad. En este equipo o en las proximidades del mismo sólo debe trabajar personal debidamente cualificado. Dicho personal debe estar perfectamente familiarizado con todas las advertencias y medidas de mantenimiento según este Manual así como con los reglamentos de seguridad aplicables. El funcionamiento perfecto y seguro de este equipo presupone que el transporte haya sido el apropiado, el almacenamiento, instalación y montaje del mismo por personal cualificado así como un manejo y mantenimiento cuidadosos teniendo muy en cuenta todas las advertencias y notas del Manual. Deberán tenerse en cuenta, en particular, las normas generales de instalación y seguridad para trabajos en instalaciones con corrientes fuertes (por ejemplo, DIN, VDE, EN, IEC u otras normas nacionales e internacionales). Si no se tienen en cuenta puede producirse como consecuencia la muerte, lesiones personales o importantes daños materiales. PERSONAL CUALIFICADO En el sentido de este manual o de las instrucciones de advertencia en el propio producto, se trata de personas familiarizadas con la instalación, montaje, puesta en marcha y funcionamiento del equipo y que cuentan con las cualificaciones pertinentes para el desempeño de su actividad, como por ejemplo: • Formación e instrucción así como autorización para proceder a la conexión y desconexión de equipos/sistemas según las normas de la técnica de seguridad, ponerlos a tierra e identificarlos. • Formación e instrucción de acuerdo con la norma sobre técnicas de seguridad para el cuidado y utilización de equipos de seguridad apropiados. • Formación en primeros auxilios. Convenciones tipográficas y símbolos Para identificar los conceptos que en el texto corrido describen informaciones literales del equipo o para el equipo, se utilizan los siguientes tipos de escritura: Nombre del parámetro, es decir, describe parámetros de configuración y de función que aparecen literalmente en la pantalla del equipo o en la pantalla del ordenador personal (con DIGSI®) aparecen en el texto con negrita en Monoschrift (anchura regular de los carácteres). Esto mismo es aplicable a los encabezados de los menús de selección. Opciones de parámetros, es decir, ajustes posibles de parámetros de texto que aparecen literamente en la pantalla del equipo o en la pantalla del ordenador personal (con DIGSI®) y en el texto aparecen en cursiva. Esto mismo es aplicable a las opciones en los menús de selección. “Mensajes“, es decir, designan informaciones facilitadas por el equipo o que necesitan otros equipos o medios de conmutación, que aparecen en el texto en letra Monoschrift (anchura regular de carácteres) y además aparecen entre comillas. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 iii Prefacio En los dibujos y en las tablas, en los que a partir de la propia representación se deduce la clase de información, puede admitirse el que no se respeten estas convenciones. En los dibujos se emplean los siguientes símbolos: Fall tierra Señal de entrada lógica interna del equipo Fall tierra UL1–L2 Señal de salida lógica interna del equipo Señal de entrada interna de una magnitud analógica FNº >Autorizac. FNº Equ. Desc. Señal de entrada binaria externa con número de función FNº (Introducción binaria, mensaje de entrada) Señal de salida binaria externa con número de función FNº (Mensaje del equipo) Dirección de parámetro Nombre del parámetro 1234 FUNCIÓN Ejemplo de un conmutador de parámetro FUNCIÓN con la dirección 1234 y las posibles opciones conectada y desconectada Conect. Descon. Opciones de parámetros Además de éstos se utilizan en gran medida las señales de conexión según IEC 60617–12 e IEC 60617–13 u otras similares. A continuación se reproducen algunos de los símbolos más utilizados: Magnitud de entrada analógica ≥1 Enlace OR de magnitudes de entrada & Enlace AND de magnitudes de entrada Inversión de la señal =1 OR exclusivo (antivalencia): Salida activa, si sólo está activa una de las entradas = Coincidencia: Salida activa, si las dos entradas están activas o inactivas al mismo tiempo ≥1 Señales de entrada dinámicas (controladas por flancos) arriba con flanco positivo, abajo con flanco negativo Formación de una señal de salida analógica a partir de varias señales de salida analógicas 2610 Iph>> Iph> iv Nivel de valor límite con dirección de parámetro y nombre del parámetro 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Prefacio 2611 T Iph>> T 0 0 T Temporización (retardo de respuesta T, ajustable) con dirección de parámetro y nombre de los parámetros Temporización (retardo de reposición T, no ajustable) Escalón de tiempo controlado por flancos con tiempo activo T T S Q R Q Memoria estática (RS-Flipflop) con señal de entrada (S), Entrada de reposición (R), salida (Q) y salida invertida (Q) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 v 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 vi Índice Índice Prefacio.................................................................................................................................................. i Índice .................................................................................................................................................. vii 1 2 Introducción ......................................................................................................................................... 1 1.1 Función general...................................................................................................................... 2 1.2 Campos de aplicación ............................................................................................................ 5 1.3 Características........................................................................................................................ 7 Funciones........................................................................................................................................... 11 2.1 Generalidades ...................................................................................................................... 12 2.1.1 2.1.1.1 Configuración del volumen de funciones.............................................................................. 12 Resumen de parámetros ...................................................................................................... 15 2.1.2 2.1.2.1 Datos generales de la instalación (Datos de la instalación 1) .............................................. 16 Resumen de parámetros ...................................................................................................... 22 2.1.3 2.1.3.1 2.1.3.2 Grupos de ajuste .................................................................................................................. 23 Resumen de parámetros ..................................................................................................... 24 Resumen de informaciones ................................................................................................. 24 2.1.4 2.1.4.1 2.1.4.2 Datos generales de la protección (Datos de la instalación 2) .............................................. 24 Resumen de parámetros ...................................................................................................... 29 Resumen de informaciones ................................................................................................. 30 2.2 Protección diferencial ........................................................................................................... 32 2.2.1 Descripción del funcionamiento............................................................................................ 32 2.2.2 Ajuste de los parámetros de función .................................................................................... 41 2.2.3 Resumen de parámetros ...................................................................................................... 44 2.2.4 Resumen de informaciones ................................................................................................. 45 2.3 Arrastre de interruptor y disparo remoto............................................................................... 47 2.3.1 Descripción del funcionamiento............................................................................................ 47 2.3.2 Ajuste de los parámetros de función .................................................................................... 48 2.3.3 Resumen de parámetros ...................................................................................................... 49 2.3.4 Resumen de informaciones.................................................................................................. 50 2.4 Puntos de interfaz y topología de datos de protección......................................................... 51 2.4.1 Descripción del funcionamiento............................................................................................ 51 2.4.2 Ajuste de los parámetros de función .................................................................................... 55 2.4.3 Resumen de parámetros ...................................................................................................... 58 2.4.4 Resumen de informaciones.................................................................................................. 59 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 vii Índice viii 2.5 Disparo local exterior ............................................................................................................ 61 2.5.1 Descripción del funcionamiento............................................................................................ 61 2.5.2 Ajuste de los parámetros de función .................................................................................... 62 2.5.3 Resumen de parámetros ...................................................................................................... 62 2.5.4 Resumen de información...................................................................................................... 62 2.6 Transmisión de órdenes remotas (opcional) ........................................................................ 63 2.6.1 Resumen de informaciones .................................................................................................. 64 2.7 Desconexión rápida de alta intensidad................................................................................. 65 2.7.1 Descripción del funcionamiento............................................................................................ 65 2.7.2 Ajuste de los parámetros de función .................................................................................... 66 2.7.3 Resumen de parámetros ...................................................................................................... 68 2.7.4 Resumen de informaciones .................................................................................................. 69 2.8 Protección de sobreintensidad temporizada......................................................................... 70 2.8.1 Descripción del funcionamiento............................................................................................ 70 2.8.2 Ajuste de los parámetros de función .................................................................................... 76 2.8.3 Resumen de parámetros ...................................................................................................... 83 2.8.4 Resumen de informaciones .................................................................................................. 85 2.9 Automatismo de reenganche (opcional) ............................................................................... 86 2.9.1 Descripción del funcionamiento............................................................................................ 87 2.9.2 Ajuste de los parámetros de función .................................................................................. 102 2.9.3 Resumen de parámetros .................................................................................................... 110 2.9.4 Resumen de informaciones ................................................................................................ 113 2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional)............................................. 116 2.10.1 Descripción del funcionamiento.......................................................................................... 116 2.10.2 Ajuste de los parámetros de función .................................................................................. 129 2.10.3 Resumen de parámetros .................................................................................................... 132 2.10.4 Resumen de informaciones ............................................................................................... 133 2.11 Protección de sobrecarga térmica ...................................................................................... 134 2.11.1 Descripción del funcionamiento.......................................................................................... 134 2.11.2 Ajuste de los parámetros de función .................................................................................. 135 2.11.3 Resumen de parámetros .................................................................................................... 137 2.11.4 Resumen de informaciones ............................................................................................... 138 2.12 Funciones de supervisión ................................................................................................... 139 2.12.1 2.12.1.1 2.12.1.2 2.12.1.3 2.12.1.4 2.12.1.5 2.12.1.6 Descripción del funcionamiento.......................................................................................... 139 Supervisiones de hardware ................................................................................................ 139 Supervisiones de software.................................................................................................. 141 Supervisiones de los equipos de medida ........................................................................... 141 Supervisión del circuito de disparo ..................................................................................... 143 Reacciones de fallo ............................................................................................................ 146 Mensajes colectivos............................................................................................................ 147 2.12.2 Ajuste de los parámetros de función .................................................................................. 148 2.12.3 Resumen de parámetros .................................................................................................... 150 2.12.4 Resumen de información.................................................................................................... 151 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Índice 2.13 Control de funciones .......................................................................................................... 153 2.13.1 Identificación de cierre........................................................................................................ 153 2.13.2 Identificación del estado del interruptor de potencia .......................................................... 154 2.13.3 Lógica de excitación del conjunto del equipo ..................................................................... 157 2.13.4 Lógica de disparo del conjunto del equipo ......................................................................... 158 2.13.5 Prueba del interruptor de potencia ..................................................................................... 163 2.13.6 Ajuste de los parámetros de función .................................................................................. 164 2.13.7 Resumen de parámetros .................................................................................................... 165 2.13.8 Resumen de información.................................................................................................... 165 2.14 Ayudas para la puesta en marcha...................................................................................... 166 2.14.1 Descripción del funcionamiento.......................................................................................... 166 2.14.2 Ajuste de los parámetros de función .................................................................................. 166 2.14.3 Resumen de parámetros ................................................................................................... 167 2.15 Funciones adicionales ........................................................................................................ 168 2.15.1 2.15.1.1 2.15.1.2 2.15.1.3 2.15.1.4 2.15.1.5 2.15.1.6 Tratamiento de mensajes ................................................................................................... 168 Generalidades .................................................................................................................... 168 Mensajes de servicio .......................................................................................................... 170 Mensajes de caso de avería............................................................................................... 170 Mensajes espontáneos ...................................................................................................... 171 Consulta general ................................................................................................................ 171 Estadística de conmutaciones............................................................................................ 172 2.15.2 Medición de trabajo ............................................................................................................ 172 2.15.3 Almacenamiento de valores de fallo................................................................................... 176 2.15.4 Ajuste de los parámetros de función .................................................................................. 177 2.15.5 Resumen de parámetros .................................................................................................... 178 2.15.6 Resumen de información.................................................................................................... 178 2.16 Tratamiento de órdenes ..................................................................................................... 182 2.16.1 Tipos de órdenes................................................................................................................ 182 2.16.2 Desarrollo del curso de las órdenes ................................................................................... 183 2.16.3 Protección contra fallos de conmutación............................................................................ 184 2.16.3.1 Conexión con/sin enclavamiento ....................................................................................... 185 3 2.16.4 Confirmación de la protocolización de la/orden ................................................................. 187 2.16.5 Resumen de informaciones ............................................................................................... 188 Montaje y puesta en marcha........................................................................................................... 189 3.1 Montaje y conexión ............................................................................................................ 190 3.1.1 Montaje............................................................................................................................... 190 3.1.2 Variantes de conexión ........................................................................................................ 193 3.1.3 3.1.3.1 3.1.3.2 3.1.3.3 3.1.3.4 3.1.3.5 Adaptación del hardware.................................................................................................... 197 Generalidades .................................................................................................................... 197 Desmontaje del equipo....................................................................................................... 198 Elementos de conmutación en las tarjetas de circuitos...................................................... 201 Módulos de intefaz ............................................................................................................. 207 Montaje del equipo ............................................................................................................. 211 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 ix Índice 4 x 3.2 Control de las conexiones .................................................................................................. 212 3.2.1 Control de la conexión de datos de los interfaces seriales................................................. 212 3.2.2 Control de la comunicación de la Protección diferencial .................................................... 214 3.2.3 Comprobación de las conexiones de la instalación........................................................... 215 3.3 Puesta en marcha............................................................................................................... 218 3.3.1 Régimen de prueba y conexión y desconexión del bloqueo de transmisión ...................... 219 3.3.2 Verificación del interfaz de sincronización de tiempo ......................................................... 219 3.3.3 Probar el interfaz del sistema ............................................................................................. 220 3.3.4 Verificar el estado de conmutación de las entradas/salidas binarias ................................. 222 3.3.5 Verificación de la topología de los datos de protección...................................................... 225 3.3.6 Verificar la protección contra fallo del interruptor de potencia............................................ 230 3.3.7 Verificar las conexiones del transformador de intensidad de un extremo de la línea......... 232 3.3.8 Verificar las conexiones del transformador de intensidad en ambos extremos de la línea.234 3.3.9 Disparo remoto, señales remotas, etc. ............................................................................... 242 3.3.10 Funciones a definir por el usuario....................................................................................... 242 3.3.11 Prueba de disparo y conexión del interruptor de potencia ................................................. 243 3.3.12 Prueba de la estabilidad y establecimiento de un listado de medida de ensayo................ 243 3.4 Preparación final del equipo ............................................................................................... 245 Características técnicas.................................................................................................................. 247 4.1 Datos generales del equipo ................................................................................................ 248 4.1.1 Entradas y salidas analógicas ............................................................................................ 248 4.1.2 Tensión auxiliar................................................................................................................... 248 4.1.3 Entradas y salidas binarias................................................................................................. 249 4.1.4 Interfaces de comunicación ................................................................................................ 250 4.1.5 Pruebas eléctricas .............................................................................................................. 254 4.1.6 Pruebas mecánicas ............................................................................................................ 256 4.1.7 Solicitaciones debidas al clima ........................................................................................... 257 4.1.8 Condiciones de utilización .................................................................................................. 258 4.1.9 Versiones constructivas...................................................................................................... 258 4.2 Protección diferencial ......................................................................................................... 259 4.3 Arrastre del interruptor, disparo directo y remoto externos ................................................ 261 4.4 Transmisión de órdenes remotas (opcional) ...................................................................... 261 4.5 Interfaces de activación y protección diferencial topología ................................................ 262 4.6 Protección de sobreintensidad diferida............................................................................... 263 4.7 Desconexión rápida de alta tensión.................................................................................... 268 4.8 Automatismo de reenganche (opcional) ............................................................................. 268 4.9 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional)............................................. 270 4.10 Protección de sobrecarga térmica ...................................................................................... 271 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Índice A 4.11 Supervisión de funciones ................................................................................................... 273 4.12 Funciones adicionales ........................................................................................................ 274 4.13 Dimensiones....................................................................................................................... 277 Anexo................................................................................................................................................ 279 A.1 Datos del pedido y accesorios ........................................................................................... 280 A.1.1 Accesorios .......................................................................................................................... 282 A.2 Planos de conjunto ............................................................................................................. 285 A.2.1 Bastidor para empotrar en panel de mandos y en armario ................................................ 285 A.2.2 Bastidor para montaje sobre panel de mandos.................................................................. 286 A.3 Ejemplos de conexión ........................................................................................................ 287 A.4 Preajustes .......................................................................................................................... 289 A.5 Funciones según el protocolo ............................................................................................ 292 A.6 Resumen de parámetros .................................................................................................... 293 A.7 Listas de información.......................................................................................................... 307 A.8 Lista de valores medidos.................................................................................................... 327 Glosario ............................................................................................................................................ 331 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 xi Índice xii 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 1 Introducción En este capítulo presentamos el equipo SIPROTEC® 7SD610. Le ofrecemos una visión global de los campos de aplicación, características y equipamiento completo del 7SD610. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 1.1 Función general 2 1.2 Campos de aplicación 5 1.3 Características 7 1 1 Introducción 1.1 Función general La protección diferencial SIPROTEC® 7SD610 digital está equipada con un poderoso sistema de microprocesador. De este modo se procesan todas las funciones desde la determinación de los valores de medición hasta la salida de la orden a los interruptores de potencia, como también el intercambio de datos de mediciones con el extremo opuesto del intervalo de protección, de forma completamente digital. La figura 1-1 muestra la estructura básica del equipo. Entradas analógicas Las entradas de medida “EM” transforman las intensidades y las tensiones procedentes de los transformadores de medida en señales con niveles adecuados para el procesamiento interno en el equipo. El equipo dispone de un total de 4 entradas de intensidad y 4 entradas de tensión. Tres entradas de corriente se encargan de introducir las intensidades de fase y otra (I4) se puede utilizar para la corriente con derivación a tierra (punto de estrella del transformador de corriente o transformador de corriente con derivación a tierra independiente). Para cada tensión EM EA AD µC Error ∩ IL1 EP Run IL2 IL3 Relés de salida (configurables) I4 LEDs en la tapa frontal (configurables) UL1 UL2 µC UL3 # U4 Panel de maniobra local ESC ENTER 7 4 1 . 8 5 2 0 9 6 3 +/- Entradas binarias (configurab.) SV UH Tensión auxiliar Pantalla en el panel frontal Interfaz de frontal al PC Interfaz frontal PC/ Modem Interfaz frontal Central de mando p. ej. DCF77 IRIG B Sincronización de tiempos Interfaz de activación 1 extremo opuesto Figura 1-1 Estructura de hardware de la protección diferencial digital 7SD610 2 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 1.1 Función general fase-tierra está prevista una entrada de tensión. La protección diferencial no requiere en principio tensiones de medida. Sin embargo, se pueden conectar tensiones que luego permiten mostrar las tensiones y potencias y así mismo permiten medir la tensión de la línea para el control del reenganche automático. Se puede utilizar una entrada de tensión adicional (U4) para la tensión de desplazamiento (tensión e-n). Las señales analógicas se retransmiten al grupo amplificador de entrada “EA”. El grupo amplificador de entrada “EA” proporciona una terminación de alta impedancia para los valores de entrada y contiene filtros optimizados con vistas al procesamiento de los valores medidos, en términos de ancho de banda y velocidad de procesamiento. El grupo transformador analógico/digital AD tiene un multiplexador, convertidores analógicos/digitales y módulos de memoria para la transferencia de datos al microprocesador. Sistema microprocesador Además de controlar los valores de medición, el sistema microprocesador µC procesa también las funciones de protección y control propiamente dichas. Esto comprende en particular: − Filtrado y acondicionamiento de los valores medidos, − Supervisión continua de los valores medidos, − Supervisión de las condiciones de excitación de cada función de protección, − Elaboración de los valores de protección diferencial local (análisis vectorial y configuración de carga) y creación del protocolo de transmisión, − Descodificación del protocolo de transmisión recibido, sincronización de valores de la protección diferencial y suma de la corriente diferencial total y de la carga total. − Supervisión de la comunicación con el equipo del extremo opuesto, − Consulta de los valores límites y de las secuencias de tiempo, − Procesamiento de las señales para las funciones lógicas, − Toma de decisiones de las órdenes de disparo y conmutación, − Registro de mensajes, datos de los casos de avería y valores de avería para el análisis de las averías, − Gestión del sistema operativo y sus funciones tales como, p. ej. almacenamiento de datos, reloj de hora real, comunicación, interfaces, etc. Las informaciones son proporcionadas a través de amplificadores de salida AV. Entradas y salidas -binarias A través de los módulos de entrada/salida (entradas y salidas) se conducen las entradas y salidas binarias desde y hacia el ordenador. Desde aquí el sistema obtiene informaciones sobre la instalación (p. ej. restablecimiento remoto) o sobre otros equipos (p. ej. órdenes de bloqueo). Las salidas incluyen sobre todo las órdenes dirigidas a los equipos de conmutación y los mensajes para la señalización remota de acontecimientos y estados importantes. Elementos frontales Los indicadores ópticos (LED) y un panel de visualización (LC–Display) en el panel frontal informan sobre el estado funcional del equipo y comunican acontecimientos, situaciones y valores medidos. Las teclas integradas de control y numéricas en combinación con la pantalla-LC facilitan la comunicación local con el equipo. A través de ellas se pueden consultar todas las informaciones del equipo, como parámetros de configuración y de ajuste, 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3 1 Introducción mensajes de funcionamiento y de avería, valores medidos (véase también Manual del sistema SIPROTEC®4, núm. de pedido E50417–H1178–C151) y se pueden modificar los parámetros de ajuste (véase también capítulo 2). Mediante control local se puede efectuar también el control de la instalación desde la tapa frontal. Interfaces seriales A través del interfaz serial de maniobra situado en la tapa frontal se puede mantener la comunicación con un ordenador personal utilizando el programa de maniobra DIGSI®. De esta forma se pueden manejar con comodidad todas las funciones del equipo.. A través del interfaz serial de servicio se puede establecer igualmente una comunicación con el equipo mediante un PC, utilizando DIGSI®. Este interfaz es apropiado especialmente para un cableado fijo del equipo con el PC o para maniobra a través de módem. Todos los datos del equipo se pueden transferir a un equipo central de evaluación o a un punto de control a través del interfaz serial del sistema. Según la aplicación este interfaz puede disponer de diferentes procedimientos de transmisión física y de diferentes protocolos. Está previsto otro interfaz para la sincronización de tiempo del reloj interno, por medio de fuentes de sincronización exteriores. Se pueden seleccionar otros protocolos de comunicación mediante módulos de interfaz adicionales. A través del interfaz de maniobra o de servicio se puede establecer una comunicación con ambos equipos, a través de una red de comunicación y mediante un navegador estándar, en el momento de la puesta en marcha, comprobación y también durante el funcionamiento. Para ello se dispone de medios auxiliares del PC (“herramienta lBS“), que han sido optimizados especialmente para el sistema de protección diferencial. Interfaz de activación El interfaz de activación constituye un elemento especial. A través de éste se pueden transferir los datos de los valores medidos de cada extremo del intervalo de protección al extremo opuesto. A través del interfaz de activación se pueden transmitir también al otro extremo otras informaciones tales como conmutación del interruptor de potencia local, la respuesta de estabilización de la conexión, así como otras órdenes o informaciones binarias acopladas exteriormente. Fuente de alimentación Las unidades funcionales descritas están alimentadas por una fuente de alimentación SV con la potencia necesaria para los diferentes niveles de tensión. Las interrupciones breves de la tensión de alimentación que pueden aparecer durante un cortocircuito en el sistema de alimentación de tensión auxiliar de la instalación son absorbidas en general por un condensador acumulador (véanse también Datos Técnicos, capítulo 4.1.2). 4 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 1.2 Campos de aplicación 1.2 Campos de aplicación La Protección diferencial SIPROTEC® 7SD610 digital funciona como una protección selectiva de cortocircuito para líneas aéreas y cables alimentados desde uno o varios puntos, en redes radiales, en forma de anillo o malladas de cualquier manera, con diferentes niveles de tensión. Como la comparación de los datos medidos se efectúa por separado para cada fase se considera irrelevante el tratamiento del punto de estrella de la red. La alta sensibilidad y la supresión de la irrupción de conmutación permiten también la aplicación del 7SD610, aunque se encuentre un transformador de potencia dentro del intervalo de protección (variante de pedido), cuyo punto(s) de estrella también puede estar aislado, puesto a tierra directamente o con bobina Petersen. Una ventaja esencial de la función del principio de protección diferencial es la interrupción instantánea en el caso de un cortocircuito en cualquier punto de la zona protegida. Los transformadores de intensidad limitan la zona protegida por los extremos con respecto al resto de la red. Este límite rígido es la razón de la propia selectividad ideal para el principio de protección comparada. El sistema protección diferencial requiere en cada extremo de la zona a proteger un equipo 7SD610 así como un conjunto de transformadores de intensidad. No se requieren transformadores de tensión si bien éstos pueden estar conectados con el propósito de detectar e indicar los valores medidos (tensiones, potencia, factor de potencia). Los equipos localizados en los extremos de la zona a proteger intercambian sus informaciones sobre valores medidos mediante interfaces de activación a través de enlaces de comunicación dedicados (generalmente cables de fibra óptica) o de una red de comunicaciones. Por medio del 7SD610 se puede proteger un objeto con dos extremos: cables, líneas aéreas o una combinación de ambos, también con un transformador de potencia conectado en bloque (variante de pedido). En cada extremo se instala un 7SD610. La transferencia de datos sin errores es condición previa para el funcionamiento adecuado del sistema de protección, que es supervisado internamente de manera continua. Funciones de protección La función básica del equipo es el reconocimiento de cortocircuitos en la zona de protección — tanto de cortocircuito de alto como de bajo valor óhmico. También se detectan con exactitud faltas complejas multifase, ya que los valores medidos son evaluados por fases separadas. La protección está estabilizada contra corrientes de conexión (irrupción) de los transformadores de potencia. Si al conectar una línea existe un fallo, se puede emitir una señal de disparo instantáneo para todo el trayecto de la línea. De interrumpirse la comunicación, los equipos pueden conmutar automáticamente a funcionamiento de emergencia con una protección de sobreintensidad integrada hasta que pueda restablecerse la comunicación. Ésta comprende tres niveles independientes de la tensión (S/It.def.) y otro nivel dependiente de la intensidad (S/It.idef.); para el nivel S/It.idef. se dispone de una serie de curvas características de varios estándares. Alternativamente, la protección de sobreintensidad puede utilizarse como protección de sobreintensidad de reserva, es decir, que actúa independientemente y en paralelo a la protección diferencial en cada extremo. La comunicación se puede utilizar para transmitir otras informaciones. Además de los valores de medición también se pueden transmitir órdenes binarias u otras informaciones (variante de pedido). 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 5 1 Introducción Las funciones de protección contra cortocircuito — según la variante de pedido — también pueden efectuar disparo monopolar. También pueden trabajar coordinadamente con la función de reenganche automático (opcional) integrada con la que será posible efectuar en líneas aéreas breves interrupciones de carácter monopolar, tripolar o monopolar y tripolar así como varios ciclos de interrupción. Aparte de las funciones de protección contra cortocircuito mencionadas, se ha integrado una protección de sobrecarga térmica que protege particularmente los cables y transformadores de potencia de un calentamiento excesivo por sobrecarga. Una protección contra fallo del interruptor de potencia (variante de pedido) vigila la reacción del interruptor de potencia después de una orden de disparo. 6 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 1.3 Características 1.3 Características Características generales • Sistema de microprocesador de 32 bit de gran potencia. • Procesamiento completamente digital de los valores medidos y funciones de mando, desde el muestreo y digitalización de las magnitudes de medida, pasando por la preparación y gestión de las comunicaciones entre los equipos, hasta la decisión de desconexión de los interruptores de potencia. • Aislamiento galvánico completo y a prueba de interferencias entre los circuitos de procesamiento internos de los circuitos de medida, control y alimentación de la instalación mediante transmisores de mediciones, módulos de entradas y salidas binarias y convertidores de tensión continua o alterna. • Maniobra sencilla utilizando el panel de mando integrado o mediante conexión a un ordenador personal con un programa de guía del operario. Protección diferencial • Sistema de protección diferencial para 2 extremos con trasmisión digital de datos protegidos. • Protección para todo tipo de cortocircuitos en redes con cualquier tratamiento del punto de estrella. • Distinción fiable entre relaciones de carga y relaciones de cortocircuito incluso en el caso de faltas con elevado valor óhmico y corrientes débiles mediante procedimientos de medida adaptados. • Elevada sensibilidad funcionando a baja carga, máxima estabilidad contra saltos de carga y oscilaciones de potencia. • Medición selectiva de fases y en consecuencia sensibilidad de respuesta independiente de la clase de fallo. • Apropiado para transformadores en el intervalo de protección (variante de pedido). • Detección de fallos de elevado valor óhmico, corrientes débiles debido a la alta sensibilidad. • Insensibilidad contra corrientes de conmutación y de carga — también para transformadores en el intervalo de protección — y contra procesos de compensación de altas frecuencias. • Alta estabilidad también en caso de diferente comportamiento en la transmisión de los transformadores de medida de intensidad. • Estabilidad adaptable, derivada automáticamente de los valores medidos y de los datos parametrizados de los transformadores de intensidad. • También es posible la desconexión rápida, por fases, también en un extremo de línea sin alimentación o con baja alimentación (interdisparo). • Baja dependencia de la frecuencia debido al rastreo de frecuencia. • Transmisión digital de datos protegidos; comunicación de los equipos entre sí a través de conexiones de comunicación dedicados (generalmente cables de fibra óptica) o una red de comunicaciones. • Comunicación posible a través de una red RDSI o a través de un solo par de hilos de cobre (hasta aprox. 8 km). • Sincronización posible a través del GPS. De esta manera es posible compensar las diferencias de tiempos de ejecución, lo que a su vez incrementa la sensibilidad. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 7 1 Introducción • Supervisión permanente de la transmisión de datos protegidos para evitar fallos, paradas u oscilaciones de los tiempos de ejecución, en la red de comunicaciones, con seguimiento automático de los tiempos de ejecución. • Posibilidad de disparo por fases (para funcionamiento con breve interrupción monopolar o monopolar y tripolar) (variante de pedido). Disparo directo y remoto externos • Disparo del extremo local de un equipo exterior a través de una entrada binaria. Transmisión de informaciones • Transmisión de valores medidos desde ambos terminales del objeto protegido. Protección diferida de sobreintensidad • Se puede utilizar como función de emergencia en caso de interrupción de la comunicación de datos protegidos o como función de reserva o como ambas. • Disparo del extremo remoto de las funciones de protección internas o de un equipo exterior a través de una entrada binaria. • Transmisión de hasta 4 órdenes o mensajes rápidos al extremo opuesto (variante de pedido). • Máximo tres niveles independientes (S/It.def.) y un nivel dependientede la intensidad (S/It.idef.) para las intensidades de fase y para la corriente con derivación a tierra. • Para la protección del S/It.idef. se puede elegir entre diferentes curvas características de diferentes estándares. • Posibilidad de bloqueo, por ejemplo para bloqueo posterior con un nivel cualquiera. • Es posible el disparo sin retardo al conectar sobre un cortocircuito en cualquier nivel. Desconexión rápida de alta intensidad • Desconexión rápida para todos los fallos al 100 % del trayecto de la línea. • Opción entre conexión manual o cualquier conexión del interruptor de potencia. • Con detección de conexión integrada. Reenganche automático (opcional) • Para reenganche después de desconexión monopolar, tripolar o monopolar y tripolar. • Un solo reenganche o reenganche múltiple (hasta 8 intentos de reenganche). • Con tiempos de actuación independientes para cada intento de reenganche, opcionalmente también sin tiempos de activación. • Con tiempos muertos independientes después de desconexión monopolar y tripolar, independiente para los cuatro primeros intentos de reenganche. • Con la opción de un tiempo muerto sin tensión adaptable: en este caso, el equipo controla los ciclos de interrupción, mientras que en el otro extremo de la línea el reenganche depende exclusivamente de este único equipo de control. Como criterio se utiliza la medición de tensión y/o la orden de conexión retransmitida (Inter-CONEC). • Reenganche automático controlado opcionalmente por la excitación de protección con tiempos muertos independientes según que la excitación sea monopolar, bipolar o tripolar. 8 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 1.3 Características Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional) • Con niveles de intensidad independientes para la supervisión del flujo de intensidad a través de cada polo del interruptor de potencia. • Con niveles de tiempo de supervisión independientes para disparo monopolar y tripolar. • Activación de la orden de disparo de cada función de protección integrada. • Posibilidad de activar funciones de disparo exteriores. • A un nivel o a dos niveles. • Tiempos breves de recuperación y de reposición. • Posibilidad de protección contra fallo en terminal y supervisión de la sincronía del polo del interruptor. Protección de sobrecarga térmica • Reproducción térmica de las pérdidas de calor de la corriente del objeto a proteger. • Medición del valor efectivo real de las tres intensidades. • Escalones de alarma térmica y de intensidad ajustables. Funciones a definir por el usuario • Enlaces lógicos programables libremente entre señales internas y externas para implementar las funciones lógicas que puede definir el usuario. • Todas las funciones lógicas comunes. • Retardos y consultas sobre valores límites. Puesta en marcha; funcionamiento; mantenimiento • Indicación de los valores locales y remotos medidos según magnitud y ángulo de fase. • Indicación de las corrientes diferenciales y de estabilización calculadas. • Indicación de los valores medidos del enlace de comunicación, como tiempo de transferencia y disponibilidad. • Posibilidad de dar de baja un equipo del sistema de protección diferencial durante los trabajos de mantenimiento en un extremo y de utilizar modos de prueba y de puesta en marcha. Funciones de supervisión • Supervisión de los circuitos internos de medida, de la alimentación de tensión auxiliar y del hardware y software, asegurando así una mayor fiabilidad. • Supervisión de los circuitos secundarios de los transformadores de intensidad y de tensión mediante supervisiones de las sumas y de simetría. • Supervisión de la comunicación con estadística del número de telegramas de transmisión afectados de fallo. • Verificación de la consistencia de los valores de ajuste en ambos extremos de la línea: El sistema del procesador no marcha en caso de ajustes inconsistentes que pudieran ocasionar un mal funcionamiento del sistema de protección diferencial; • Posibilidad de supervisar el circuito de disparo. • Control de los valores locales y remotos medidos y comparación de los mismos. • Supervisión de la rotura de cables de los circuitos de intensidad secundarios con bloqueo rápido selectivo por fases del sistema de protección diferencial para evitar la sobrefunción. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 9 1 Introducción Otras funciones • Batería soporte para el reloj, que se puede sincronizar a través de una señal de sincronización (DCF77, IRIG B, GPS mediante receptor de satélite), entrada binaria o interfaz de sistema. • Sincronización automática de la hora entre los equipos en los extremos del objeto a proteger a través de la comunicación protegida. • Cálculo e indicación permanente de los valores medidos de funcionamiento en la pantalla frontal. Indicación de los valores medidos del extremo remoto. • Memoria de mensajes para las últimas 8 averías en la red (averías en la red), con asignación de tiempo real (resolución 1 ms). • Registro en memoria de los valores de avería y transmisión de datos para el listado de averías para un intervalo de tiempo máximo total de aprox. 15 s, sincronizado a través de los equipos de un sistema de protección diferencial. • Estadística de conmutación: Recuento de órdenes de disparo y de conmutación iniciadas por el equipo, así como registro de los datos de cortocircuitos y acumulación de las corrientes de cortocircuito desconectadas; • Posibilidad de comunicación con dispositivos centrales de control y de registro en memoria a través de interfaces seriales (según la variante de pepdido), opcionalmente a través de cable de datos, módem o cable de fibra óptica. • Ayudas de puesta en marcha tales como control de conexión y dirección, prueba de los interfaces y del interruptor de potencia. • Amplio apoyo para la prueba y la puesta en marcha del PC o del Laptop mediante “herramienta PES“: representación gráfica en pantalla de la topología de la comunicación del sistema de protección diferencial y de comunicación, de los diagramas vectoriales de todas las corrientes y eventualmente tensiones en ambos extremos del sistema de protección diferencial. 10 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2 Funciones En este capítulo se explican las diferentes funciones del equipo SIPROTEC® 7SD610. Para cada función se muestran las posibilidades de ajuste, incluyendo instrucciones para determinar los valores de ajuste y - en la medida necesaria - las fórmulas. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.1 Generalidades 12 2.2 Protección diferencial 33 2.3 Arrastre de interruptor y disparo remoto 48 2.4 Puntos de interfaz y topología de datos de protección 52 2.5 Disparo local exterior 63 2.6 Transmisión de órdenes remotas (opcional) 65 2.7 Desconexión rápida de alta intensidad 67 2.8 Protección de sobreintensidad temporizada 72 2.9 Automatismo de reenganche (opcional) 89 2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional) 119 2.11 Protección de sobrecarga térmica 138 2.12 Funciones de supervisión 143 2.13 Control de funciones 158 2.14 Ayudas para la puesta en marcha 172 2.15 Funciones adicionales 174 2.16 Procesamiento de comandos 181 11 2 Funciones 2.1 Generalidades Unos pocos segundos después de encender el equipo en la pantalla aparece la imagen inicial. En 7SD610 se representan los valores medidos. La configuración (capítulo 2.1.1) se efectúa por medio de DIGSI® desde el ordenador personal. La forma de proceder se describe detalladamente en el manual del sistema SIPROTEC® 4, núm. de pedido E50417–H1178–C151. Para modificar el ajuste es necesario introducir la contraseña núm. 7 (para el conjunto de parámetros). Sin la contraseña se pueden leer los ajustes pero no modificarlos ni transmitirlos al equipo. Los parámetros funcionales, esto es las opciones de función, valores límites, etc. se pueden modificar a través del panel de mando situado en el panel frontal del equipo o mediante los interfaces de mando y de servicio de un ordenador personal con la ayuda del software DIGSI®. Se necesita la contraseña núm. 5 (para parámetros individuales). 2.1.1 Configuración del volumen de funciones Generalidades El equipo 7SD610 dispone de una serie de funciones de protección y de funciones adicionales. La capacidad del hardware y del firmware está adaptada a estas funciones. Aparte de esto, las funciones de mando se pueden adaptar a las condiciones de la instalación. Además, mediante la configuración se pueden activar o desactivar funciones individuales o modificar la interacción de las funciones. De este modo se pueden suprimir las funciones que no se necesitan en el 7SD610. Ejemplo de configuración del volumen de funciones: Los equipos 7SD610 deben emplearse en líneas aéreas y transformadores. La protección de sobrecarga sólo se debe utilizar en los transformadores. Por ello para las líneas aéreas esta función se "desconfigura", mientras que para los transformadores deberá estar "disponible". Las funciones de protección y adicionales disponibles se pueden configurar como disponible o no disponible. En algunas funciones deberá también ser posible seleccionar entre diferentes alternativas que se explican más adelante. Las funciones que están configuradas como no disponible, no se procesan en el 7SD610: No existen mensajes y los parámetros de ajuste correspondientes (funciones, valores límite) no se consultan al efectuar los ajustes. Nota: Las funciones disponibles y los preajustes dependen de la variante de pedido del equipo (ver detalles en el Anexo A.1). 12 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.1 Generalidades Determinar el volumen de funciones Los parámetros de configuración se pueden introducir por medio de un PC y el programa de maniobra DIGSI® a través del interfaz de maniobra situado en la tapa frontal del equipo o a través del interfaz de servicio de la cara posterior. La maniobra se describe en el manual del sistema SIPROTEC® 4 (núm. de pedido E50417– H1178–C151, capítulo 5.3). Para modificar los parámetros de configuración en el equipo es necesario introducir la contraseña núm. 7 (para el conjunto de parámetros). Sin la contraseña se pueden leer los ajustes pero no modificarlos ni transmitirlos al equipo. Particularidades Muchos ajustes se explican por sí mismos. Las particularidades se aclaran a continuación. Si desea utilizar la función de conmutación de grupos de parámetros, ajuste la dirección 103 CAMBIO GRUPO DE PARÁMETROS. como disponible. En este caso se podrán ajustar hasta cuatro grupos diferentes de parámetros de función que durante el funcionamiento se podrán conmutar de forma rápida y fácil (véase también el capítulo 2.1.3). Si se ajusta no disponible sólo se podrá ajustar y utilizar un grupo de parámetros de función. La dirección 110 DISPARO solamente es válida para equipos que puedan disparar un polo o tres polos. Ajuste mono/tripolar, aunque también se desee un disparo monopolar, es decir cuando se trabaja con reenganche automático monopolar/ tripolar. Para ello es condición necesaria que exista un automatismo de reenganche interno o se utilice un equipo de reenganche exterior. Además es preciso que el interruptor de potencia sea adecuado para control monopolar. Nota: Si ha modificado la dirección 110, debe guardar primeramente esta modificación mediante OK y abra de nuevo el cuadro de diálogo, ya que hay otras posibilidades de ajuste que dependen de la elección que se haga en la dirección 110. La protección diferencial PROTECCIÓN DIFERENCIAL (dirección 112) como función principal del equipo deberá estar siempre disponible. Esto se refiere también a las funciones adicionales de la protección diferencial tal como arrastre del interruptor . El acoplamiento externo (dirección 122 ACOPLAMIENTO EXTERNO) se refiere al acoplamiento de una orden de disparo del interruptor de potencia local procedente de un equipo exterior. Para la protección de sobreintensidad temporizada se puede ajustar bajo la dirección 126 PROTECCIÓN SOBREINTENSIDAD DE TIEMPO en función de qué grupo de curvas características debe trabajar. En adición a la protección de sobreintensidad temporizada (S/It.def.) independiente, se puede configurar una protección de sobreintensidad temporizada dependiente de la intensidad, que trabaje o bien según una curva característica IEC (S/It.def./idef. IEC) o según una curva característica ANSI (S/It.def./idef. ANSI). Esto es válido independientemente de que la protección de sobreintensidad temporizada deba trabajar como función de emergencia (sólo en caso de fallo de la comunicación de protección) o como protección de reserva autónoma. Las diferentes curvas características están representadas en los datos técnicos (capítulo 4.6). Naturalmente se puede renunciar también a la protección de sobreintensidad temporizada (no disponible). Si el equipo dispone de reenganche automático, entonces son relevantes las direcciones 133 y 134. Si en la derivación, para la cual se emplea el 7SD610 no se desea reenganche, o si para el reenganche se emplea exclusivamente un equipo exterior, se deberá ajustar la dirección 133 REENGANCHE AUTOMÁTICO (RE) para 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 13 2 Funciones no disponible. El reenganche automático sólo está permitido en líneas aéreas. En todos los demás casos está prohibido utilizarlo. Si el objeto protegido consta de una mezcla de líneas aéreas y de otros equipos (p. ej. líneas aéreas en bloque con un transformador o líneas aéreas/cable), se debe asegurar que el reenganche sólo puede producirse en el caso de un fallo en la línea aérea. En los demás casos, se ajustará allí el número de intentos de reenganche deseados. También se puede ajustar 1 Ciclo RE hasta 8 Ciclos RE. También se puede ajustar PTA (tiempo muerto adaptivo); en este caso, el comportamiento del reenganche automático depende de los ciclos del extremo opuesto. Sin embargo es preciso que en uno de los extremos de la línea se configure el número de ciclos y este extremo debe disponer de una alimentación segura. El otro puede trabajar entonces con tiempo muerto adaptivo. Las explicaciones detalladas figuran en el capítulo 2.9.1. El Modo de función del RE bajo la dirección 134 permite un máximo de cuatro opciones. Por una parte se puede determinar si el desarrollo de los ciclos de interrupción viene determinado por la imagen de fallo de la excitación de las funciones de protección que provocan el disparo (sólo para disparo tripolar) o por la clase de orden de disparo. Por otra parte, el reenganche automático puede trabajar con o sin tiempo activo. El ajuste DESCONECTADO ... (con orden de desconexión ..., preajuste) resulta preferible, si están previstos y son posibles ciclos de interrupción monopolares o mono/tripolares. En este caso puede haber (para cada ciclo de interrupción) tiempos de pausa diferentes después de la desconexión monopolar, por una parte y después de la desconexión tripolar, por otra. La función de protección de disparo determina el tipo de disparo: monopolar o tripolar. En función de esto se controla el tiempo de pausa. El ajuste excit. ... (con excitación ...) sólo es posible y visible si ha de efectuarse exclusivamente disparo tripolar, es decir, o bien si la variante de equipo solamente es adecuada para disparo tripolar de acuerdo con la designación del pedido, o si solamente está configurado el disparo tripolar (dirección 110 DISPARO = sólo tripolar, véase más arriba). En este caso se pueden ajustar para los ciclos de interrupción tiempos de pausa distintos según que el fallo sea mono-, bi- o trifásico. Lo determinante es la situación de arranque de las funciones de protección en el momento de desaparecer la orden de disparo. Este régimen de trabajo permite que también en los ciclos de interrupción tripolares, los tiempos de pausa puedan depender de la clase de fallo. El disparo es siempre tripolar. El ajuste ... con T.ACT.(con ... tiempo de actuación), facilita un tiempo de actuación para cada ciclo de interrupción. Este tiempo se inicia de nuevo por la excitación general de todas las funciones de protección. Si transcurrido un tiempo de actuación todavía no se dispone de ninguna orden de disparo, no se puede llevar a cabo el correspondiente ciclo de interrupción. Para más aclaraciones véase el capítulo 2.9.1. En el caso de protección con tiempo escalonado se recomienda este ajuste. Si la función de protección con la que deba trabajar el reenganche no dispone de una señal de excitación general para el comienzo de los tiempos de acción, se debe elegir un ajuste sin T.ACT. (... sin tiempo de acción ). En la supervisión del circuito de disparo se deberá indicar bajo la dirección 140 SUPERVISION CIRCUITO DE DISPARO cuántos relés de disparo se deben supervisar: 1 Circuito, 2 Circuito o 3 Circuito. Si el equipo está conectado a transformadores de medida de tensión, ésto se deberá indicar bajo la dirección 144 TRANSFORMADOR DE TENSIÓN. Si el ajuste es conectado, el equipo puede determinar las funciones dependientes de la tensión - en este caso los valores medidos de la tensiones, potencia y factor de potencia -. 14 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.1 Generalidades Si hay un transformador de potencia en la zona protegida, ésto se deberá indicar bajo la dirección 145 TRANSFORMADOR EN EL CAMPO DE PROTECCIÓN (opción del pedido). Los datos del transformador propiamente dicho se consultan entonces durante la parametrización de los datos de protección generales (véase el capítulo 2.1.4 bajo el subtítulo “Datos topológicos para transformadores en el ámbito de protección (opcional)“, página 26). 2.1.1.1 Resumen de parámetros Observación: En función del tipo y variante del pedido pueden faltar algunas direcciones o tener unos preajustes diferentes. Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 103 CAMBIO GRUPO DE PARÁMETROS no disponible disponible no disponible Conmutación del grupo de parámetros 110 DISPARO sólo tripolar mono/tripolar sólo tripolar Comportamiento al disparo 112 PROTECCIÓN DIFERENCIAL disponible no disponible disponible Protección diferencial 118 SINCRONIZACIÓN GPS disponible no disponible no disponible Sincronización GPS 122 ACOPLAMIENTO EXTERNO no disponible disponible no disponible Acoplamiento exterior 124 DESCONEXIÓN RÁPIDA no disponible disponible no disponible Desconexión rápida 126 PROTECCIÓN SOBREINTENSIDAD DE TIEMPO no disponible S/It.def./idef. (curvas IEC) S/It.def./idef. (curvas ANSI) no disponible Protección de sobreintensidad temporizada 133 REENGANCHE 1 ciclo RE AUTOMÁTICO (RE) 2 ciclos RE 3 ciclos RE 4 ciclos RE 5 ciclos RE 6 ciclos RE 7 ciclos RE 8 ciclos RE ASP no disponible no disponible Reenganche automático 134 MODO DE FUNCIÓN DEL RE Con excitación y tiempo de activación Con excitación sin tiempo de activación Con orden de disparo y tiempo de activación Con orden de disparo sin tiempo de activación Con orden de disparo y tiempo de activación Clase de funcionamiento del RE.AU. 139 FALLO INTERRUPTOR no disponible disponible no disponible Protección contra fallo del interruptor 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 15 2 Funciones Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 140 SUPERVISIÓN CIRCUITO DE DISPARO no disponible 1 circuito 2 circuitos 3 circuitos no disponible Supervisión del circuito de disparo 142 PROTECCIÓN DE SOBRECARGA no disponible disponible no disponible Protección de sobrecarga 144 TRANSFORMADOR DE TENSIÓN no conectado conectado no conectado Transformador de medida de tensión 145 TRANSFORMADOR EN EL CAMPO DE PROTECCIÓN No Sí No Transformador en la zona protegida 2.1.2 Datos generales de la instalación (Datos de la instalación 1) Generalidades El equipo requiere algunos datos de la red y de la instalación, para que sus funciones se puedan adaptar a estos datos en función de la utilización. Entre ellos figuran, por ejemplo, datos nominales de la instalación y de los transformadores de medida, polaridad y conexión de los valores medidos, en su caso propiedades de los interruptores de potencia y similares. Además existe una serie de parámetros de función asociados a las funciones en su conjunto, esto es, no a una función concreta de protección, control o supervisión. Estos datos de la instalación 1 sólo se pueden modificar por medio del PC y DIGSI® se comentan en esta sección. Polaridad de los transformadores de medida de intensidad La dirección 201 PUNTO ESTRELLA Transf. I pide la polaridad de los transformadores de medida de intensidad, es decir, la posición del punto de estrella del transformador de medida (figura 2-2). El ajuste determina el sentido de medida del equipo (la corriente en el sentido de línea se define en ambos extremos de la línea como positiva). La conmutación de este parámetro también provoca la inversión de polaridad de la entrada de corriente a tierra IE. Barras colectoras IL1 IL2 IL3 IE IE Línea 201 PUNTO ESTR.TRANSF.I = Línea Línea Figura 2-1 IL1 IL2 IL3 201 PUNTO ESTR.TRANSF.I = Barras colectoras Figura 2-2 Polaridad de los transformadores de medida de intensidad 16 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.1 Generalidades Valores nominales de los transformadores de medida La protección diferencial está diseñada de tal forma que puede funcionar sin tensiones de medida. Sin embargo, se pueden conectar las tensiones. Éstas permiten visualizar y protocolizar las tensiones y calcular las potencias. Eventualmente también pueden servir, en el caso de reenganche automático, para determinar la tensión de la línea. Durante la configuración de las funciones del equipo (capítulo 2.1.1) se ha determinado si el equipo debe trabajar con o sin tensiones de medida. En las direcciones 203 TRANSF. UN PRIM. y 204 TRANSF. UN SEC. se informa al equipo sobre las intensidades de corriente nominales primarias y secundarias de los transformadores de medida de tensión. Si no están conectados transformadores de medida de tensión y no han sido configurados al determinar el volumen de funciones según el capítulo 2.1.1, estos ajustes no se precisan. En las direcciones 205 TRANSF. IN PRIM. y 206 IN-GER SEC. se informa al equipo sobre las intensidades de corriente nominales primarias y secundarias de los transformadores de medida de intensidad (fases). La dirección 206 IN-GER SEC. debe coincidir con la intensidad de corriente nominal del equipo, en caso contrario el sistema procesador no puede inicializarse. También hay que asegurarse de que la intensidad de corriente nominal del transformador de medida de intensidad secundaria coincide con la intensidad de corriente nominal del equipo, ya que en caso contrario el equipo calcula datos erróneos del primario (véase también el capítulo 3.1.3.3, bajo el subtítulo “Módulo de entrada/salida I/O-11”). Los datos correctos del primario son condición necesaria para poder calcular los datos correctos del primario en los valores de servicio medidos. Si el equipo está configurado con valores primarios utilizando DIGSI®, estos datos primarios son incluso un requisito indispensable para el funcionamiento correcto del equipo. Conexión de la tensión Si el equipo se conecta a transformadores de medida de tensión hay disponibles cuatro entradas de tensión de medida. Este capítulo no es relevante si no hay tensiones conectadas. Tres entradas de tensión se conectan al conjunto de transformadores de medida de tensión. Para la cuarta entrada de tensión U4 hay diversas posibilidades: • Conexión de la entrada U4 al arrollamiento e-n abierto del grupo de transformadores de medida de tensión, véase también Anexo, figura A-6: En este caso se ajusta la dirección 210: TRANSF.U4 = Transf.Uen. En caso de conexión a los arrollamientos e–n del grupo de transformadores de medida de tensión, la relación de transformación de tensión de los transformadores es normalmente UN prim ----------------3 UN UN sec sec - ⁄ --------------⁄ --------------3 3 Entonces deberá hacerse el factor Uph/Uen (tensión secundaria, dirección 211 TRANSF. Uph/Uen ) en 3/√3 = √3 ≈ 1,73. Para otras relaciones de transformación, por ejemplo, para formar la tensión de desplazamiento a través del conjunto de transformadores de medida intercalados, hay que corregir debidamente el factor. Este factor es importante para las supervisiones de las magnitudes de medida y para escalar los valores de medida y de fallo. • Si no se precisa la entrada U4, entonces se ajusta: dirección 210 TRANSF. U4 = no conectada.. También en este caso el factor TRANSF. Uph/Uen (dirección 211, véase más arriba) es importante, puesto que es utilizado para la escala de los valores medidos y los valores de fallo. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 17 2 Funciones Conexión de corriente El equipo tiene cuatro entradas de intensidad, tres de las cuales se conectan a los transformadores de intensidad de fase. Para la cuarta entrada de intensidad I4 existen diversas posibilidades: • Conectar la entrada I4 a la corriente de derivación a tierra del punto de estrella del grupo de transformadores de medida de intensidad de la línea que se trata de proteger (conexión normal, véase también Anexo, figura A-3): En este caso se ajusta la dirección 220: TRANSF. I4 = línea propia y dirección 221 TRANSF.I4/Iph = 1. • Conexión de la entrada I4 a un transformador de medida de intensidad de falta a tierra independiente de la línea que se trata de proteger (p ej., transformador de medida de intensidad suma, véase también Anexo, figura A-4). En este caso se ajusta la dirección 220: TRANSF. I4 = línea propia y se ajusta la dirección 221 TRANSF. I4/Iph: Relación Transformador de intensidad de falla a tierra Transf ( I 4 ⁄ I ph ) = -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------Relac. transformador de medida de intensidad de fase Ejemplo: Transformador de medida de intensidad de fase 500 A/5 A Transformador de medida de intensidad suma 60 A/1 A 60 ⁄ 1 Transf ( I 4 ⁄ I ph ) = ----------------- = 0, 600 500 ⁄ 5 • Si no se precisa la entrada I4 entonces se ajusta: dirección 220 TRANSF. I4 = no conectada, entonces la dirección 221 TRANSF.I4/Iph no es relevante. Para las funciones de protección se calcula en este caso la corriente cero a partir de la suma de las corrientes de las fases. Frecuencia nominal La frecuencia nominal de la red se ajusta en la dirección 230 FRECUENCIA NOMINAL. El valor preajustado en fábrica según la variante de construcción sólo deberá modificarse si el equipo va a ser utilizado para otro campo de aplicación diferente al que dió lugar al pedido. Se pueden ajustar 50 Hz ó 60 Hz. Duración de la orden En la dirección 240A se ajusta la duración mínima de la orden de disparo TIEMPO MINIMO DE LA ORDEN DE DISPARO. Ésta es válida para todas las funciones de protección y mando que pueden provocar un disparo. También determina la duración de la orden de disparo durante la prueba del interruptor vía el equipo. Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. En la dirección 241A se ajusta la duración máxima de la orden de enganche DURACION MÁXIMA DE LA ORDEN DE CIERRE. Es válida para todas las órdenes de enganche del equipo. También determina la duración de un impulso de cierre durante la prueba del interruptor vía el equipo. Un tiempo demasiado largo no entraña ningún riesgo ya que al producirse un nuevo disparo debido a una función de protección se interrumpe en cualquier caso la orden de conexión. No hay riesgo si se establece demasiado tiempo, porque la duración de la orden de conexión es interrumpida tan pronto como una función de protección dispare el interruptor de potencia otra vez. Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. 18 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.1 Generalidades Prueba del interruptor de potencia 7SD610 permite la prueba del interruptor de potencia durante el funcionamiento, mediante una orden de desconexión y conexión desde el panel frontal o mediante DIGSI®. La duración de las órdenes de disparo se establece como se explica más arriba. La dirección 242 PRUEBA INTERRUPTOR : TIEMPO DE PAUSAdetermina el tiempo desde el final de la orden de desconexión hasta el comienzo de la orden de cierre durante esta prueba. No debería ser inferior a 0,1 . Curva característica del transformador de medida de intensidad El principio básico de la protección diferencial parte de que todas las corrientes que entran en un objeto protegido sin avería, suman cero. Si los transformadores de medida de intensidad en los terminales de la línea tienen diferentes errores en la transformación en el rango de sobreintensidad, la suma de las corrientes secundarias puede alcanzar valores considerables debido a la saturación de los transformadores, cuando altas corrientes de fallo fluyen a través de la línea. Las medidas incluidas en el 7SD610 para prevenir un comportamiento erróneo en caso de saturación de los transformadores de medida de intensidad trabajan óptimamente si la protección conoce las características de transmisión de los transformadores de medida de intensidad. Para esto se ajustan los datos característicos de los transformadores de medida de intensidad y de sus circuitos secundarios (véase también figura 2-7 en el capítulo 2.2.1). En muchos casos se pueden mantener los valores preajustados. Estos tienen en cuenta los datos de los transformadores de medida de protección típicos. El factor nominal n de sobreintensidad de los transformadores de medida de intensidad y la potencia nominal PN figuran normalmente en la placa de características de los transformadores de medida de intensidad. Estos datos están referidos a las condiciones nominales (intensidad de corriente nominal, carga nominal). Por ejemplo (según VDE 0414/Parte 1 o IEC 60044) Transformador de medida de intensidad 10P10; 30 VA → n = 10; PN = 30 VA Transformador de medida de intensidad 10P20; 20 VA → n = 20; PN = 20 VA El factor de sobreintensidad de servicio n' se obtiene a partir de estos datos nominales y de la carga efectiva del secundario P': PN + Pi n' ---- = -----------------n P' + P i siendo n' = factor de sobreintensidad de servicio (factor de sobreintensidad efectivo) n = factor de sobreintensidad nominal de los transformadores de medida de intensidad (cifra característica detrás de la P) PN= carga nominal de los transformadores de medida de intensidad [VA] para la intensidad de corriente nominal Pi = carga inherente de los transformadores de medida de intensidad [VA] para la corriente nominal P'= carga real conectada (equipos + líneas secundarias) [VA] para intensidad de corriente nominal La carga inherente de los transformadores de medida de intensidad figura normalmente en el protocolo de ensayo. Si se desconoce, se puede determinar por aproximación a partir de la resistencia en corriente continua Ri del arrollamiento secundario. Pi ≈ Ri · IN2 La relación entre el factor de sobreintensidad de servicio y el factor de sobreintensidad nominal n'/n se ajusta bajo la dirección 251 CIFRA I-RT SERVICIO / I-RT NOM. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 19 2 Funciones El error del transformador de medida para la intensidad nominal se ajusta, además de un factor de seguridad, bajo la dirección 253 ERRO CON CIFRA I-RT SERVICIO / I-RT NOM. Es igual a la “desviación de la medida de intensidad por relación de intensidad primaria F1“, según VDE 0414/Parte 1 o IEC 60044. El error del transformador de medida para el factor de sobreintensidad nominal, se ajusta, además de un factor de seguridad, bajo la dirección 254 ERROR CON CIFRA DE SOBREINTENSIDAD NOM.. Se obtiene por la cifra que va delante de la P de los datos del transformador de medida. La tabla 2-1 muestra una relación de los transformadores de medida de intensidad de protección usuales con los datos característicos y las correspondientes recomendaciones de ajuste. Tabla 2-1 Clase de transfor -mador de medida Recomendaciones de ajuste para los datos de los transformadores de medida de intensidad Errores para la corriente nominal Norma Relación de transformación Ángulo Errores para el factor de sobreintensida d nominal 1,0 % ±60 mín 3,0 % Recomendaciones de ajuste Dirección 251 Dirección 253 Dirección 254 ≤5 % ≤1,50 *) 3,0 % 10,0 % — ≤10 % ≤1,50 *) 5,0 % 15,0 % 0,5 % ±30 mín ε ≤10 % ≤1,50 *) 1,0 % 15,0 % 1,0 % ±30 mín ε ≤10 % ≤1,50 *) 3,0 % 15,0 % 1,0 % ±180 mín ±18 mín ε ≤10 % (sólo I~) ≤1,50 *) 6,0 % 20,0 % TPS IEC 60044–1 BS: Clase X ≤1,50 *) 3,0 % 10,0 % C100 hasta C800 ANSI ≤1,50 *) 5,0 % 15,0 % 5P 10P IEC 60044–1 TPX TPY IEC 60044–1 TPZ *) Si n’/n ≤ 1,50, ajuste = valor calculado; si n’/n > 1,50, ajuste = 1,50 Con estos datos, el equipo establece por aproximación la curva característica de error del transformador de medida y a partir de ahí calcula la estabilización (véase también el capítulo 2.2.1). 20 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.1 Generalidades Ejemplo de cálculo: Transformador de medida de intensidad 5P10; 20 VA Relación de transformación 600 A/5 A Carga interna 2 VA Líneas secundarias 4 mm2 Cu Longitud 20 m Equipo 7SD610 Carga a 5 A IN = 5 A 0,3 VA La resistencia de las líneas del secundario es (con la resistencia específica para cobre ρCu = 0,0175 Ωmm2/m) 2 Ωmm 20 m R l = 2 ⋅ 0,0175 ------------------ ⋅ ----------------- = 0,175 Ω 2 m 4 mm Para esto se ha supuesto el caso más desfavorable, de que la corriente fluye en ambos sentidos a través de las líneas secundarias (igual que en la avería monofásica) (factor 2). Entonces la potencia a intensidad nominal IN = 5 A se calcula: Pl = 0,175 Ω · (5 A)2 = 4,375 VA La carga total conectada se compone de la carga de las acometidas y de la del equipo: P' = 4,375 VA + 0,3 VA = 4,675 VA De ahí se obtiene para la relación de los factores de sobreintensidad: PN + Pi n' 20 VA + 2 VA ---- = ------------------ = ------------------------------------------= 3,30 n 4,675 VA + 2 VA P' + P i De acuerdo con la tabla anterior, la dirección 251 debe ajustarse a 1,5 si el valor calculado es superior a 1,5. Resultan los siguientes valores de ajuste: dirección 251 CIFRA I-RT SERVICIO / I-RT NOM. = 1,50 dirección 253 ERROR CON CIFRA I-RT SERVICIO / I-RT NOM. = 3,0 dirección 254 ERROR CON CIFRA DE SOBREINTENSIDAD NOM. = 10,0 Los valores preajustados corresponden a transformadores de medida de intensidad 10P con carga nominal. Naturalmente sólo tienen sentido aquellos ajustes en los que la dirección 253 ERROR CON CIFRA I-RT SERVICIO / I-RT NOM. está ajustada a un valor menor que la dirección 254 ERROR CON CIFRA DE SOBREINTENSIDAD NOM.. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 21 2 Funciones Transformador con regulación de tensión Si dentro del ámbito de protección hay un transformador de potencia con regulación de tensión, hay que tener en cuenta que incluso en régimen estacionario resulta una corriente diferencial que depende del valor de la intensidad y de la posición del cambiador de tomas. Dado que se trata de un fallo proporcional a la intensidad, lo mejor es tratarlo como un fallo adicional del transformador de medida de intensidad. Calcule la corriente de fallo máximo en los límites del campo de regulación y súmela (referida a la intensidad media del ámbito de regulación) a los errores del transformador de medida determinados para las direcciones 253 y 254. Efectúe esta corrección únicamente para aquel extremo próximo al lado regulado del transformador. Ejemplo de cálculo: Transformador YNd5 35 MVA 110 kV/25 kV regulado en el lado Y ±10 % De ahí resultan: Intensidad de corriente nominal a la tensión nominal IN = 184 A Intensidad de corriente nominal para UN + 10 % Imín = 167 A Intensidad de corriente nominal para UN – 10 % Imáx = 202 A I mín + I máx 167 A + 202 A Corriente Med. I med = --------------------------- = ------------------------------------- = 184,5 A 2 2 La desviación máxima respecto a esta corriente es I máx – I med 202 A – 184,5 A Desviación Máx. δ máx = ---------------------------- = ------------------------------------------ = 0,095 = 9,5 % 184,5 A I med Esta desviación máxima δmáx [en %] se debe sumar a los errores máximos del transformador de medida determinados como antes 253 ERROR CON CIFRA I-RT SERVICIO / I-RT NOM. y 254 ERROR CON CIFRA DE SOBREINTENSIDAD NOM. Es preciso tener en cuenta que esta desviación debida a la regulación de tensión se refiere a la intensidad de corriente media a la potencia aparente nominal y no a la intensidad de corriente nominal a la tensión nominal. Hay que tener en cuenta la correspondiente corrección de los valores de ajuste en el capítulo 2.1.4 bajo “Datos topológicos para transformadores en el ámbito de protección (opcional)“ (página 26). 2.1.2.1 Resumen de parámetros Observación: En la siguiente lista se indican los campos de ajuste y los preajustes para una intensidad de corriente nominal secundaria IN = 1 A. Para una corriente nominal secundaria de IN = 5 A estos valores deberán multiplicarse por 5. El preajuste para la frecuencia nominal corresponde a la frecuencia nominal según la designación de pedido del equipo. 22 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.1 Generalidades Las direcciones que llevan como sufijo una “A" solamente se pueden modificar mediante DIGSI® bajo “Display additional value“. Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 201 PUNTO ESTRELLA TRANS. I Línea Barras colectoras Línea El punto de estrella del transformador de medida de intensidad está en dirección 203 T-Un PRIMAR. 0.4..1200.0 kV 11.0 kV Tensión nominal primaria del transformador de medida 204 T-Un SECUND. 80..125 V 100 V Tensión nominal secundaria del transformador de medida 205 T-INOM PRIMAR 10..5000 A 400 A Intensidad nominal primaria del transformador de medida 206 INOM SECUN.EQUI 1A 5A 1A Intensidad nom. del equipo, secund. 210 TRANSMED. U4 no conectado Transformador de medida Uen no conectado Transformador de medida U4, conectado como 211 Trans. med. Uf/Uen 0.10..9.99 1.73 Factor de adaptación Uf / Uen 220 TRANS.MED. I4 no conectado Ie, línea propia no conectado Transformador de medida I4, conectado como 221 TRANS.MED.I4/Iph 0.010..5.000 1.000 Factor adaptación para transform. I4 (I4/Iph) 230 FRECUENCIA NOMINAL 50 Hz 60 Hz 50 Hz Frecuencia nominal 240A T MÍN. ORDEN DISP. 0.02..30.00 s 0.10 s Duración mínima de la orden de disparo 241A T MÁX. ORDEN DISP 0.01..30.00 s 1.00 s Duración máxima de la orden de cierre 242 PRUEBA T. PAUSA 0.00..30.00 s 0.10 s Prueba IP: Tiempo de pausa 251 CIFRA I-RT SERVICIO / I-RT NOM. 1.00..10.00 1.00 Cifra Iü-servicio/cifra Iü-nominal 253 ERROR CON CIFRA I-RT SERVICIO / I-RT NOM. 0.5..50.0 % 5.0 % Error con cifra Iü-servicio/cifra Iü-nom. 254 ERROR CON CIFRA 0.5..50.0 % DE SOBREINTENSIDAD NOM. 15.0 % Error con cifra de sobreintensidad nom. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 23 2 Funciones 2.1.3 Grupos de ajuste Finalidad de los grupos de ajuste Para el ajuste de las funciones del equipo se pueden ajustar hasta 4 grupos de parámetros distintos. Estos se pueden conmutar localmente durante el funcionamiento mediante el panel de mandos, a través de entradas binarias (si están debidamente configuradas), a través del interfaz de maniobra y servicio de un ordenador personal o a través del interfaz de sistema. Por razones de seguridad no es posible efectuar la conmutación si hay una avería en la red. Un grupo de ajuste incluye los valores de los parámetros de todas las funciones para las que al configurar (capítulo 2.1.1), se haya elegido el ajuste disponible, o bien otra opción activa. En el equipo 7SD610 se soportan 4 grupos de ajuste independientes entre sí (grupos A a D). Éstos representan un volumen funcional idéntico pero pueden incluir valores de ajuste distintos. Los grupos de ajuste se utilizan para almacenar los ajustes funcionales correspondientes a los distintos casos de aplicación y para que se puedan consultar con rapidez en caso de necesidad. Todos los grupos de ajuste están archivados en el equipo. No obstante, nunca está activo más de un grupo de ajuste. Si no necesita cambiar de grupo le bastará con ajustar el grupo de ajuste A que está preajustado. El resto de este capítulo no tiene mayor importancia. Si desea hacer uso de la posibilidad de cambio de grupo, al configurar la capacidad de la función deberá haber ajustado el cambio de grupo en CONMUT.PARÁMET. = disponible (dirección 103). Al ajustar los parámetros de función, deberá parametrizar sucesivamente cada uno de los grupos de ajuste necesarios A hasta D, con un máximo de 4. El modo adecuado de proceder, la posibilidad de copiar los grupos de ajuste o de restaurarlos al estado de suministro, así como el modo de proceder para el cambio operativo de un grupo de ajuste a otro se explican en el manual del sistema de SIPROTEC®, núm. de pedido E50417–H1178–C151. La posibilidad de conmutar entre varios grupos de ajuste desde el exterior a través de dos introducciones binarias, se describe en el capítulo 3.1.2 bajo el subtítulo “Grupos de ajuste conmutación“, página 200. 2.1.3.1 Dir. Resumen de parámetros Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 301 INDICACION DEL PARÁMETRO ACTIVO Grupo de parámetros A Grupo de parámetros B Grupo de parámetros C Grupo de parámetros D Grupo de parámetros A Está activo 302 ACTIVACIÓN DEL GRUPO DE PARÁMETROS Grupo de parámetros A Grupo de parámetros B Grupo de parámetros C Grupo de parámetros D a través de entrada binaria a través de protocolo Grupo de parámetros A Activación 24 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.1 Generalidades 2.1.3.2 Resumen de informaciones FNº Mensaje Explicación 00007 >Parám. Selección1 >Elecc. de grupo de parámetros (selección Bit 1) 00008 >Parám. Selección2 >Elecc. de grupo de parámetros (selección Bit 2) 2.1.4 Grupo de P. A Grupo de parámetros A Grupo de P. B Grupo de parámetros B Grupo de P. C Grupo de parámetros C Grupo de P. D Grupo de parámetros D Datos generales de la protección (Datos de la instalación 2) Los datos generales de protección (DATOS INSTALACIÓN 2) incluyen aquellos parámetros de función que son comunes a las funciones, es decir, que no están asignados a una función concreta de protección, supervisión o mando. A diferencia de los tratados en el capítulo 2.1.2 DATOS INSTALACIÓN 1, se pueden conmutar con el grupo de ajuste y ajustar en el panel de mandos del equipo. Para asegurar unos factores de conversión uniformes de los valores de medida para PES y centros de mando, se deberían ajustar iguales todas las magnitudes nominales de servicio de los grupos de parámetros en DATOS INSTALACIÓN 2. Valores nominales del objeto protegido en las líneas Las indicaciones que figuran bajo este subtítulo solamente son aplicables si no hay ningún transformador en el ámbito de protección del sistema protección diferencial (variante de equipo sin opción de transformador o dirección145 Transf. = No capítulo 2.1.1). En caso contrario se puede pasar por alto. En la dirección 1103 UN-FUNC. PRIM se le facilitan al equipo datos relativos a la tensión primaria nominal (fase-fase) del equipo a proteger. Este ajuste influye en la visualización de los valores de servicio medidos en por ciento. La intensidad de corriente nominal primaria (dirección 1104 EN SERV. PRIM.) es la del medio de trabajo que se trata de proteger. En el caso de los cables se puede tomar la capacidad de carga térmica permanente. En las líneas aéreas, por lo general, no está definida una intensidad de corriente nominal. Aquí se deberá elegir convenientemente la intensidad de corriente nominal de los transformadores de medida de intensidad (como en la dirección 205 T-INOM PRIMAR, capítulo 2.1.2). Si los transformadores de medida tienen intensidades nominales distintas en los extremos del objeto a proteger, se deberá ajustar para ambos extremos la intensidad de corriente nominal mayor. Este ajuste no solamente influye en la visualización de los valores de servicio medidos en tanto por ciento sino que ha de ser forzosamente igual para cada extremo del objeto a proteger, ya que constituye la base para la comparación de intensidades en los extremos. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 25 2 Funciones Datos topológicos para transformadores en el ámbito de protección (opcional) Los datos que figuran bajo este subtítulo solamente son aplicables si un transformador se encuentra dentro de la zona protegida por el sistema de protección diferencial (variante de equipo con opción de transformador y dirección 145 Transf. = Sí ajustada, capítulo 2.1.1). En caso contrario se puede pasar por alto. Los datos topológicos permiten referir todas las cantidades medidas a los datos nominales del transformador de potencia. En la dirección 1103 UN-FUNC. PRIM. se le facilitan al equipo datos relativos a la tensión nominal primaria (fase-fase) del transformador. La tensión nominal de servicio se necesita también para calcular los valores de referencia de intensidad de la protección diferencial. Por lo tanto se deberá ajustar necesariamente la tensión nominal correcta para cada extremo del objeto a proteger aunque no esté conectada ninguna tensión al equipo. En general, se deberá elegir la tensión nominal de aquel arrollamiento que esté orientado hacia el equipo correspondiente. Pero si un arrollamiento tiene un rango de regulación de tensión, no deberá utilizarse la tensión nominal del arrollamiento, sino la tensión correspondiente a la intensidad de corriente media del campo de regulación. De esta manera se reducen al mínimo las intensidades de corriente de fallo debidas a la regulación. Ejemplo de cálculo: Transformador YNd5 35 MVA 110 kV/25 kV regulado en el lado Y ±10 % De ahí resulta para el arrollamiento regulado (110 kV): tensión máxima Umáx = 121 kV tensión mínima Umín = 99 kV Tensión que se debe ajustar (dirección 1103) 2 2 UN–FUNC PRIMAR = --------------------------------- = ---------------------------------------- = 108,9 kV 1 1 1 - -------------1 ------------- + --------------------------+ U máx U mín 121 kV 99 kV La POTENCIA DE REFER. (dirección 1106) es en los transformadores y otras máquinas directamente la potencia aparente nominal primaria. Como potencia de referencia hay que indicar necesariamente para cada extremo del objeto a proteger un mismo valor ya que constituye la base para la comparación de intensidades de corriente en los extremos. La potencia se deberá introducir siempre como valor primario, aunque el equipo se configure generalmente en valores secundarios. A partir de la potencia de referencia el equipo calcula la intensidad de corriente nominal primaria del equipo que se trata de proteger. El GRUPO VECTOR I (dirección 1162) es el del transformador y siempre visto desde el equipo. El equipo utilizado en el lado de referencia del transformador, normalmente el del lado de la tensión superior, debe conservar la cifra 0 (valor preajustado). Para el otro arrollamiento hay que indicar la correspondiente cifra de grupo de conmutación. 26 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.1 Generalidades Ejemplo: Transformador Yd5 En el lado Y se ajusta: en el lado d se ajusta: GRUPO VECTOR I = 0, GRUPO VECTOR I = 5. Si se elige como arrollamiento de referencia el otro arrollamiento, es decir, el arrollamiento d, ésto se deberá tener en cuenta debidamente: En el lado Y se ajusta: GRUPO VECTOR I = 7 (12 – 5), en el lado d se ajusta: GRUPO VECTOR I = 0 (5 – 5 = 0 = lado de referencia). La dirección 1161 GRUPO VECTOR U se ajusta normalmente exactamente igual que la dirección 1162 GRUPO VECTOR I. Si el grupo de conexión del transformador se adapta con medios exteriores, p.ej. porque en el circuito de corriente de medida hay transformadores de medida de adaptación que se deben seguir utilizando, se deberá ajustar para ambos extremos GRUPO VECTOR I = 0. En este caso la protección diferencial opera sin un cálculo de adaptación propio. Ahora bien, entonces las tensiones de medida no se adaptarían a través del transformador y por lo tanto, no se calcularían y presentarían correctamente. La dirección 1161 GRUPO VECTOR U sirve para corregir este defecto. Indique aquí el grupo de conexión real del transformador de acuerdo con los criterios anteriores. La dirección 1162 GRUPO VECTOR I es por lo tanto relevante para la protección diferencial, mientras que la dirección 1161 GRUPO VECTOR U sigue siendo válida como base para calcular las tensiones de medida a través del transformador. Bajo la dirección 1163 PUNTO ESTRELLA Transf. se ajusta si el punto de estrella del transformador orientado hacia el equipo, está o no puesto a tierra. En caso de que el punto de estrella esté conectado a tierra, el equipo elimina la corriente cero del lado correspondiente, ya que en caso contrario ésta podría provocar errores de funcionamiento en caso de cortocircuito con fallo a tierra fuera del ámbito de protección. Estado del interruptor de potencia Diversas funciones de protección y auxiliares necesitan informaciones relativas a la posición del interruptor de potencia para poder funcionar óptimamente. El equipo dispone de una detección del estado del interruptor de potencia que no solamente procesa la posición de los contactos auxiliares del interruptor de potencia sino que también incluye una detección de desconexión y enganche mediante técnicas de medida (véase también el capítulo 2.13). En la dirección 1130A se ajusta la corriente residual I-RESIDUAL, que no se alcanza con seguridad cuando está abierto el polo del interruptor de potencia. Aquí se puede efectuar un ajuste con gran sensibilidad, siempre y cuando al estar desconectada la línea se puedan excluir las corrientes parásitas (por ejemplo, debidas a inducción). De no ser así, el valor se deberá incrementar correspondientemente. El preajuste suele ser suficiente. Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. El tiempo activo de conexión T. ACT.DETEC. CONEX. (dirección 1132A) determina durante cuánto tiempo se autorizan las funciones de protección activas durante la conexión de la línea (p. ej., el nivel de conexión superior en la protección diferencial), si la detección interna de estado ha detectado la conexión del interruptor o si desde el interruptor de potencia se comunica a través del contacto auxiliar del interruptor de potencia y de una entrada binaria del equipo que se ha cerrado el interruptor de potencia . Por lo tanto, este tiempo debería ser más largo que el tiempo propio del interruptor al cerrar más el tiempo de comando de esta función de protección más el 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 27 2 Funciones tiempo propio del interruptor al abrir. Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. La dirección 1134 ESTADO IP determina con qué criterios debe trabajar la identificación de estado integrada. En caso de ángulo sólo I< se evalúa el rebasamiento de la intensidad de corriente residual según la dirección 1130A (IRESIDUAL, véase más arriba) como conexión del interruptor de potencia. En cambio Cont.aux. IP y I< significa que para la identificación del estado se procesan las intensidades de corriente y la posición de los contactos auxiliares del interruptor de potencia. Por lo tanto, si los contactos auxiliares del interruptor de potencia están presentes, conectados y configurados para las correspondientes entradas binarias, se debería ajustar Cont.aux. IP y I< y en caso contrario sólo I<. Es preciso tener en cuenta que el nivel >>> de la desconexión rápida (véase el capítulo 2.7) sólo puede trabajar si en ambos equipos están conectados los contactos auxiliares en los extremos del objeto a proteger. Mientras que el tiempo T. ACT.DETEC. CONEX. (dirección 1132A, véase más arriba) se activa cada vez que se conecta la línea, en cambio T ACTUACIÓN CIERRE MANUAL (dirección 1150A) determina el tiempo durante el cual está activa, después de una conexión, alguna posible influencia en las funciones de protección después del cierre manual (manual, una eventual influencia sobre las funciones de protección (p. ej., el nivel de conexión en la protección diferencial o la protección diferida de sobreintensidad, véase allí). Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. Acoplamiento tripolar El acoplamiento tripolar solamente interesa si se realizan interrupciones breves monopolares. En caso contrario, el equipo siempre dispara tripolar. El resto de este subtítulo es entonces irrelevante. La dirección 1155 ACOPL. TRIPOLAR determina si cada orden de disparo procedente de una excitación superior a monofásica ha de ser tripolar o si únicamente cada orden de disparo multipolar da lugar a un disparo tripolar. Este ajuste sólo es relevante para versiones con disparo monopolar y tripolar y sólo está disponible en esa versión. Para la protección diferencial propiamente dicha por lo general no repercute, porque en este caso la excitación y el disparo son equivalentes. Sin embargo, la protección de sobreintensidad temporizada puede excitar, p.ej., también en caso de un cortocircuito situado fuera del objeto a proteger, sin que llegue a disparar. Véanse también otras indicaciones relativas a esta función en el capítulo 2.13.3 Lógica de excitación del conjunto del equipo. Efectuado el ajuste Con excitación, cada excitación multifásica provoca el disparo tripolar, aunque en el ámbito de protección solamente exista un cortocircuito con falta a tierra monofásico y se detecte otra avería exterior, por ejemplo, causada por sobreintensidad. Aunque ya esté presente una orden de disparo monopolar, cada nueva excitación provoca un acoplamiento tripolar. En cambio, si se ajusta la dirección en Con orden de disparo (ajuste normal para ángulo protección diferencial), sólo cada ángulo orden de disparo multipolar da lugar a un disparo tripolar. Por lo tanto, si hay una avería monofásica dentro del ámbito de protección y otra avería cualquiera exterior, puede haber un disparo monopolar. También cualquier otra avería durante el disparo monopolar conduce a un acoplamiento tripolar si se produce dentro del ámbito de protección. Este parámetro es válido para todas la funciones de protección del 7SD610 que son capaces de disparo monopolar. El ajuste estándar es Con orden de disparo. La diferencia es apreciable con protección de sobreintensidad temporizada si aparecen averías múltiples, es decir, averías casi simultáneas en distintos puntos de la red. 28 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.1 Generalidades Por ejemplo, si aparecen dos averías con falta a tierra monofásicas en líneas distintas — p. ej. también líneas paralelas — (figura 2-3), los relés detectan en los cuatro extremos de las líneas la clase de avería L1–L2–E, es decir, que la imagen de excitación corresponde a la de un cortocircuito con falta a tierra bifásico. Pero como cada una de las dos líneas tiene sólo un cortocircuito monofásico, sería deseable una interrupción breve monopolar en cada una de las dos líneas. Esto es posible con el ajuste 1155 ACOPL. TRIPOLAR Con orden de disparo. Cada uno de los cuatro equipos reconoce una falta interna monofásica y por tanto es capaz de realizar un disparo monopolar. L1–E L2–E Figura 2-3 Avería múltiple en una línea doble Sin embargo, en muchos casos, sería más conveniente desconectar de forma tripolar en este caso de avería: concretamente si la línea doble se encuentra en las proximidades de un bloque generador grande (figura 2-4). La razón es porque para el generador, los dos cortocircuitos monofásicos con derivación a tierra aparecen como cortocircuito doble con falta a tierra, con la correspondiente alta carga dinámica para el árbol de la turbina. Con el ajuste 1155 ACOPL. TRIPOLAR Con excitación se desconectan ambas líneas, ya que cada equipo detecta L1–L2–E al ser excitado, es decir, una avería multifásica. L1–E ~ L2–E Figura 2-4 Avería múltiple próxima al generador en una línea doble En la dirección 1156A DISP.2 P. FALTA se puede determinar que en caso de avería bipolar aislada (sin contacto a tierra), las funciones de protección contra el cortocircuito disparen únicamente monopolarmente, en la medida en que sea posible y esté permitido el disparo monopolar. Esto permite un ciclo de interrupción monopolar para esta clase de avería. Se puede determinar si de las dos fases deberá disparar la fase adelantada (fase monopolar adelantada) o la fase retrasada (fase monopolar retrasada). Este parámetro solamente está disponible en la versión con disparo monopolar y tripolar.Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. Si se quiere hacer uso de esta posibilidad hay que tener en cuenta que la elección de fases debe ser uniforme en toda la red y ha de ser obligatoriamente uniforme en los extremos de una misma línea. Véanse también otras indicaciones relativas a esta función en el capítulo 2.13.3 Lógica de excitación del conjunto del equipo. El preajuste tripolar es el caso normal. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 29 2 Funciones 2.1.4.1 Resumen de parámetros Observación: En la siguiente lista se indican los campos de ajuste y los preajustes para una intensidad de corriente nominal secundaria IN = 1 A. Para una corriente nominal secundaria de IN = 5 A estos valores deberán multiplicarse por 5. Las direcciones que llevan como sufijo una “A" solamente se pueden modificar mediante DIGSI® bajo “Display additional values“. Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 1106 POTENCIA DE REFER. 0.2..5000.0 MVA 7.6 MVA Potencia de referencia primaria (valor de normalización) 1161 GRUPO VECTOR. U 0..11 0 Grupo vectorial U 1162 GRUPO VECTOR. I 0..11 0 Grupo vectorial I 1163 PUNTO ESTR. TRANSF. puesto a tierra no puesto a tierra puesto a tierra Punto de estrella del transformador 1103 UN-FUNC. PRIM. 0.4..1200.0 kV 11.0 kV Tens. nom. de servicio de la instalación primaria 1104 EN SERV. PRIM. 10..5000 A 400 A Intensidad nominal de servicio de la instalación primaria 1130A I-RESIDUAL 0.05..1.00 A 0.10 A I-Residual: Detección de línea desconectada 1132A T. ACT.DETEC. CONEX. 0.01..30.00 s 0.10 s Tiempo activo para detección de conexión 1134 ESTADO IP El valor no alcanza Iresidual Cont.aux. IP abierto AND el valor no alcanza I residual El valor no alcanza Detección de estado del IP por Iresidual 1150A T ACTUACIÓN CIERRE MANUAL 0.01..30.00 s 0.30 s Tiempo activo para señal de conexión manual 1155 ACOPL. TRIPOL. Con excitación Con orden de disparo Con orden de disparo Acoplamiento tripolar (con disparo monop) 1156A DISP.2pol FALTA Tripolar monopolar, fase adelantada monopolar, fase atrasada Tripolar Comportamiento de disparo en caso de averías bipolares 2.1.4.2 Resumen de informaciones FNº Mensaje Explicación 00301 Avería en la red Avería en la red 00302 Perturbación Perturbación 00351 >IP Pos.Con.L1 >Cont. aux. IP L1 (conectado) 00352 >IP Pos.con.L2 >Cont. aux. IP L2 (conectado) 00353 >IP Pos.Con.L3 >Cont. aux. IP L3 (conectado) 00356 >Conex. manual >Conexión manual 00357 >Bloq.CONEX. >Bloquear orden conexión desde el exterior 30 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.1 Generalidades FNº Mensaje Explicación 00361 >Aut.transfU >Interruptor de protección del transformador de medida de tensión desconectado 00366 >IP1 Pos. Con L1 >Contacto auxiliar L1 del IP1 conec (para RE.AU. prueba) 00367 >IP1 Pos. Con L2 >Contacto auxiliar L2 del IP1 conec (para RE.AU. prueba) 00368 >IP1 Pos. Con L3 >Contacto auxiliar L3 del IP1 conec (para RE.AU. prueba) 00371 >IP1 listo >IP1 listo (para RE.AU. prueba) 00378 >Fallo IP >Fallo IP (para la protección de fallo del interruptor) 00379 >IP Pos.Con. 3p >Contacto auxiliar IP tripolar conectado 00380 >IP Pos.Disp. 3p >Contacto auxiliar IP tripolar desconectado 00381 >DISP monopol >El reenganche ext permite disparo monopolar 00382 >sólo monopol >Reenganche exterior programado sólo monopolar 00383 >Autoriz. niveles RE >Autorización de los niveles de reenganche del exterior 00385 >Poner LOCKOUT >Poner función LOCKOUT 00386 >Reponer LOCKOUT >Reponer función LOCKOUT 00410 >IP1 Pos. Con. 3p >Contacto auxiliar IP1 tripolar conec (para RE.AU. prueba) 00411 >IP1 Pos. Des. 3p >Contacto auxiliar IP1 tripolar desc. (para RE.AU. prueba) 00501 Exc. Equipo Excitación (protección) 00503 Exc.Equ. L1 Protección (general) excitación L1 00504 Exc.Equ. L2 Protección (general) excitación L2 00505 Exc.Equ. L3 Protección (general) excitación L3 00506 Exc. gen. E Protección (general) excitación E 00507 DISP. Gen L1 Protección (general) disparo L1 00508 DISP. Gen L2 Protección (general) disparo L2 00509 DISP. Gen L3 Protección (general) disparo L3 00510 Equipo ACTIVO Equipo activo (general) 00511 Equipo DESCON Desconexión del equipo (general) 00512 DESC.equ1polL1 Protección (general) disparo L1, sólo monopolar 00513 DISP.equ1polL2 Protección (general) disparo L2, sólo monopolar 00514 DISP.equ.monL3 Protección (general) disparo L3, sólo monopolar 00515 DISP.equ L123 Protección (general) disparo tripolar 00530 LOCKOUT LOCKOUT activo 00533 IL1 = Corriente de desconexión (primaria) L1 00534 IL2 = Corriente de desconexión (primaria) L2 00535 IL3 = Corriente de desconexión (primaria) L3 00536 defin. DESCONECTADO Disparo definitivo 00545 T-Exc= Tiempo transcurrido desde la excitación a la reposición 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 31 2 Funciones FNº Mensaje Explicación 00546 T-DISP= Tiempo transcurrido desde la excitación al disparo 00560 acoplado tripol Disparo monopolar acoplado en tripolar 00561 CONEXIÓN manual Detección de conexión manual (impulso) 00563 Supr.Avis equ. IP Supresión de aviso caída del interr.de pot. 32 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.2 Protección diferencial 2.2 Protección diferencial La protección diferencial es la función principal del equipo. Está basada en la comparación de intensidad. Para ello es preciso instalar un equipo en cada extremo de la zona a proteger. Los equipos intercambian los valores medidos vía enlaces de comunicaciones En cada equipo se realiza la comparación de las intensidades y en caso de un cortocircuito interno se dispara el interruptor de potencia correspondiente. Con 7SD610 se pueden proteger no sólo las líneas normales sino también las que tengan transformador conectado en bloque (variante de pedido). La zona protegida se limita selectivamente en sus extremos por medio de los transformadores de medida de intensidad. 2.2.1 Descripción del funcionamiento Principio básico La protección diferencial se basa en la comparación de intensidades. En ella se aprovecha el hecho de que, p. ej., un tramo de conductor L (figura 2-5) conduce en estado de funcionamiento sin interferencias siempre la misma intensidad de corriente i en ambos extremos (en trazo discontinuo). Esta corriente circula en un lado hacia la zona que se toma en consideración y la abandona en el otro lado. Si hay una diferencia de intensidad, es un índice seguro de que hay una avería dentro del tramo de línea. Si la relación de transformación es la misma, los arrollamientos secundarios de los transformadores de intensidad T1 y T2, situados en los extremos de la línea podrían estar interconectados de forma tal que se forme un circuito cerrado con la intensidad secundaria I, y entonces un elemento de medida M conectado en el enlace transversal quedaría sin corriente si el funcionamiento está libre de interferencias. Cuando se produce un fallo en la zona delimitada por los transformadores de medida, el elemento de medida recibe una corriente proporcional a la suma i1 + i2 proporcional a las corriente de fallo que entran desde ambos lados I1 + I2. Por lo tanto, al producirse un cortocircuito en la zona protegida, en el que fluya una corriente de fallo suficiente para la respuesta del elemento de medida M la disposición sencilla, según la figura 2-5, da lugar a que la protección pueda trabajar con seguridad. i i1 i2 L i Estación Estación T1 i1 + i2 I I1 I T2 I2 M I1 + I2 Figura 2-5 Principio básico de la protección diferencial para una línea 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 33 2 Funciones Transmisión de valores medidos Si el elemento protegido esta localizado en un solo lugar - como en el caso con generadores, transformadores, barras colectoras-, los valores pueden ser procesados inmediatamente. Esto es diferente para líneas, donde la zona protegida se extiende más o menos distanciada de una estación a otra. Para que sea posible procesar los valores medidos de ambos extremos de la línea en cada extremo de la línea, es preciso que sean transmitidos de forma adecuada. De este modo se puede comprobar la condición de disparo en cada extremo de la línea, accionando eventualmente el interruptor de potencia local respectivo. En 7SD610 se codifican los valores medidos en telegramas digitales y se transmiten a través de canales de comunicación. Para esto, cada equipo dispone de al menos un interfaz de activación. La figura 2-6 muestra esto para una línea. Cada equipo mide la intensidad de corriente local y manda información sobre su intensidad y ángulo de fase al extremo opuesto. El interfaz para esta comunicación de protección se denomina interfaz activación. De esta manera, cada equipo puede sumar las intensidades de corriente y continuar procesándolas. 1 2 i1 i2 I2 I1 I1 + I 2 7SD610 I1 I1 I2 I2 I 1 + I2 7SD610 Figura 2-6 Protección diferencial para una línea Para más detalles sobre la topología de la comunicación entre equipos véase el capítulo 2.4. Sincronización del valor medido Los equipos miden las intensidades locales de manera asíncrona. Esto significa que cada equipo mide, digitaliza y preprocesa las correspondientes corrientes procedentes de los transformadores de medida de intensidad, con su ritmo de proceso propio, aleatorio. En cambio, si se trata de comparar las intensidades de corriente de dos extremos de línea es necesario que todas las intensidades se procesen con la misma base de tiempo. Con cada telegrama, los dos equipos intercambian su estado de tiempo. El equipo con el índice 1 actúa como “maestro de tiempo”, especificando por lo tanto el marco de tiempo. El otro equipo puede calcular así el desfase en el tiempo debido a los tiempos de transmisión y procesamiento, con relación al “maestro de tiempo". Con esta “sincronización aproximada" se obtiene una igualdad de bases de tiempo de ±0,5 ms. Para alcanzar un sincronización lo suficientemente precisa todos los valores de intensidad llevan asociados el “sello de tiempo" antes de que sean transmitidos desde un equipo a otro en telegramas digitales, que permite afirmar en qué momento fueron válidos los tiempos de intensidad de corriente transmitidos. De este modo, el quipo receptor puede proceder a una sincronización de precisión a partir del sello de tiempo recibido y de su propia administración de tiempo, es decir, que puede comparar las intensidades de corriente medidas en un momento realmente igual (<5 µs tolerancia). 34 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.2 Protección diferencial Mediante el sello de tiempo en el telegrama de datos de medida, los equipos vigilan permanentemente los tiempos de transmisión y los tienen en cuenta en el respectivo extremo receptor. También se mide permanentemente y eventualmente se corrige la frecuencia de los valores medidos, que es decisiva para el cálculo exacto de vectores complejos, para conseguir que la comparación de tiempos sea síncrona. Si el equipo está conectado a transformadores de medida de tensión y hay disponible por lo menos una tensión con un nivel suficiente, se determina la frecuencia a partir de esta tensión. En caso contrario, se recurre a las intensidades de corriente medidas para determinar la frecuencia. Las frecuencias determinadas se intercambian entre los equipos a través de las vías de comunicación. En estas condiciones, ambos equipos trabajan con la frecuencia actual. Estabilización La hipótesis establecida para el principio básico de la protección diferencial, de que en régimen no perturbado, la suma de las corrientes que entran en un objeto a proteger es igual a cero, sólo es válida para el sistema primario, y aún ahí únicamente mientras se puedan despreciar las corrientes transversales tales como las que se producen, p. ej. por las capacidades de las líneas o las corrientes de magnetización de los transformadores e impedancias transversales. Las corrientes secundarias, que llegan a los equipos a través de los transformadores de medida de intensidad, adolecen de errores de medida que proceden del comportamiento de transmisión de los transformadores de medida de intensidad y de los propios circuitos de entrada de los equipos. También pueden provocar desviaciones en los valores medidos los errores de transmisión, como p. ej., la inestabilidad de la señal. Todas estas influencias dan lugar a que incluso en régimen no perturbado, la suma de las intensidades de corriente procesadas en los equipos no sea exactamente igual a cero. Contra estas influencias se estabiliza la protección diferencial. Corrientes de carga Como consecuencia de las capacidades de los tres conductores respecto a tierra y entre sí, fluyen, incluso en régimen no perturbado, unas corrientes de carga que provocan una diferencia de las intensidades de corriente en los extremos de la zona protegida. Especialmente en el caso de los cables, las corrientes de carga capacitivas pueden llegar a alcanzar valores considerables. Las corrientes de carga son independientes de la magnitud de las corrientes medidas. Para un régimen no perturbado se pueden considerar estacionariamente como sensiblemente constantes, puesto que vienen determinadas únicamente por la tensión y las capacidades de las líneas. Por lo tanto se pueden tener en cuenta al ajustar la sensibilidad de la protección diferencial (véase también el capítulo 2.2.2 en (“Valor de respuesta corriente diferencial“). Esto mismo es aplicable también a las corrientes estables de magnetización ante las reactancias transversales. Para las corrientes transitorias de conexión (irrupción de conexión), los equipos disponen de una estabilización de conexión independiente (véase bajo el subtítulo “Estabilización de conexión“). Errores de los transformadores de medida de intensidad 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Para tener en cuenta la influencia de los transformadores de medida de intensidad, cada equipo calcula una magnitud de autoestabilización ∆I. Ésta se obtiene, estimando, a partir de los datos de los transformadores de medida de intensidad locales y de la magnitud de las intensidades de corriente locales medidas, los posibles errores locales de los transformadores de medida (figura 2-7). Las características de los transformadores de medida se parametrizaron en los datos de la instalación 1 (capítulo 2.1.2 bajo el subtítulo “Curva característica del transformador de medida de intensidad”, página 19) y son válidos individualmente para cada 35 2 Funciones equipo. Puesto que cada equipo le transmite al otro sus errores estimados, cada equipo puede determinar también la suma de los posibles errores y con ello estabilizarlos. IError IN Aproximación Errores de los transformadores de medida n'/n ITransformador de medida/IN Figura 2-7 Aproximación de los errores de los transformadores de medida de intensidad Otras influencias El equipo también estima otros errores de medida, como los que pueden surgir en el mismo equipo debido a tolerancias de hardware, tolerancias de cálculo, desviaciones de tiempo o debido a la “calidad" de las magnitudes de medida tales como armónicos y desviaciones de frecuencia, incrementando automáticamente el valor de la autoestabilización local. Para ello se tienen también en cuenta las dispersiones admisibles en cuanto a los tiempos de transmisión y procesamiento. Las desviaciones de tiempo se producen debido a errores residuales en la sincronización de las magnitudes de medida, dispersiones en el tiempo de recorrido o similares. Mediante la sincronización GPS se impide que aumente la autoestabilización que podría surgir por saltos en el tiempo de recorrido. Si alguna de las magnitudes que influyen no se puede determinar, p. ej., la frecuencia si no se dispone de valores de medida suficientes, entonces se fija por definición en la desviación máxima admisible. En el ejemplo de la frecuencia esto quiere decir: Si no se puede determinar la frecuencia por no disponer de magnitudes de medida suficientes, el equipo parte de la frecuencia nominal. Pero como la frecuencia real siempre puede variar respecto a la frecuencia nominal dentro del campo admisible (±20 % de la frecuencia nominal), se incrementa automáticamente la estabilización de modo correspondiente. En cuanto se haya determinado la frecuencia (máx. 100 ms después de disponer de una magnitud de medida aprovechable), se vuelve a reducir correspondientemente la estabilización. En la práctica esto repercute si antes de producirse un cortocircuito en la zona de protección no hay disponibles magnitudes de medida, es decir, p. ej., al conectar contra una avería una línea con transformadores de medida de tensión por el lado de la línea. Como en este momento todavía no se conoce la frecuencia, se produce primeramente una estabilización superior hasta que se determine la frecuencia real. Esto puede dar lugar a un retraso en el disparo, pero únicamente en el límite de respuesta, es decir, en el caso de averías de corrientes muy débiles. Las magnitudes de autoestabilización se calculan en cada equipo a partir de la suma de las posibles desviaciones y se transmiten al otro equipo. Del mismo modo que en la formación de las sumas de corriente (corrientes diferenciales) (véase más arriba en “Transmisión de valores medidos“), cada equipo determina de este modo la suma de las magnitudes de estabilización, estabilizando con ello las corrientes diferenciales. La autoestabilización se ocupa de que la protección diferencial trabaje siempre con la máxima sensibilidad posible, ya que las magnitudes de estabilización se adaptan automáticamente de una forma dinámica a las posibles averías. De esta manera se 36 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.2 Protección diferencial pueden captar también eficazmente averías de alta resistencia coincidiendo con corrientes de carga elevadas. Especialmente en el caso de sincronización a través de GPS está reducida al mínimo la autoestabilización, ya que los tiempos de recorrido asimétricos del trayecto de comunicación se compensan por el cálculo exacto de los tiempos de ida y retorno. Estabilización de conexión Si la zona protegida incluye un transformador, hay que contar con que al conectar el transformador se producirá una corriente de conexión alta (corriente de irrupción), que entra en la zona protegida pero no vuelve a salir de ella. La irrupción de conexión puede alcanzar un múltiplo de la corriente nominal, y se caracteriza por un contenido relativamente alto del segundo armónico (doble de la frecuencia de la red) que en cambio, en el caso de un cortocircuito, está casi totalmente ausente. Si el contenido del segundo armónico en la corriente diferencial rebasa por lo tanto un umbral ajustable se impide el disparo. La estabilización de conexión tiene un límite superior: Por encima de un valor de intensidad (ajustable), ya no está activa, puesto que entonces ya sólo se puede tratar de un cortocircuito interno de alta intensidad. La figura 2-8 muestra un diagrama lógico simplificado. Las condiciones para la estabilización de conexión se examinan en cada equipo en el que esta función haya sido activada. La condición de bloqueo se transmite respectivamente al otro equipo, para que sea efectiva en ambos extremos del objeto protegido. 2301 ESTABIL. SOBREVOLT. Desconectado “1“ Conectado 2º ARMONICO ILx 2302 fN & 2fN PICO DE IRRUPC.ÓN MÁX 2305 Identificación Lx = L1, L2, L3 según la fase Figura 2-8 Diagrama lógico de la estabilización de conexión para una fase Como la estabilización de conexión trabaja individualmente para cada fase, la protección tiene también una efectividad óptima si se conecta el transformador sobre una avería monofásica, mientras que posiblemente en otro conductor sano fluya una corriente de irrupción de conexión. Sin embargo, existe también la posibilidad de ajustar la protección de tal manera que al rebasar la proporción admisible de armónicos en la corriente de un solo conductor no se bloquee únicamente el conductor afectado por la corriente de irrupción sino también los restantes conductores de la etapa diferencial. Esta función denominada de “bloqueo mutuo“ se puede limitar a una duración determinada. El diagrama lógico está representado en la figura 2-9. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 37 2 Funciones Extremo Detección Detección Detección T ACT. BLOQUEO MUTUO ≥1 Bloqueo ≥1 Bloqueo ≥1 Bloqueo 2310 2303 BLOQUEO MUTUO “1“ No ≥1 T & Sí Figura 2-9 Diagrama lógico de la función “bloqueo mutuo” para uno de los extremos La función de “bloqueo mutuo“ repercute también en ambos equipos, ya que extiende la estabilización de conexión a las tres fases. Evaluación de los valores medidos La evaluación de los valores medidos se realiza por separado para cada fase. Adicionalmente se evalúa la corriente de falta a tierra. Cada equipo calcula una intensidad de corriente diferencial a partir de la suma de los vectores de intensidad que se miden en cada extremo del objeto a proteger y se transmiten al otro extremo. Su magnitud se corresponde con la corriente de la avería que “ve" el sistema de protección diferencial es decir, en el caso ideal, la corriente de cortocircuito. En funcionamiento sin avería, es un valor pequeño, y en las líneas se corresponde aproximadamente con la corriente de carga. La corriente de estabilización actúa en contra de la corriente diferencial. Esta se deduce de la suma de los errores de medida máxima en los extremos del objeto protegido y se calcula de forma adaptiva a partir de los valores de medida actuales y de los parámetros de instalación que estén ajustados. Para ello se multiplica el error máximo de los transformadores de medida de intensidad en el rango nominal o en el rango de corriente de cortocircuito, por la corriente instantánea que pasa por cada extremo del objeto protegido, y se transmite al otro extremo junto con los errores internos que se determinaron. De esta manera, la corriente de estabilización es una imagen del error de medida máximo admisible del sistema de protección diferencial. La curva característica de respuesta de la protección diferencial (figura 2-10) viene dada por la curva característica de estabilización I dif = Iestab (línea de 45°), que está cortada por debajo del valor de ajuste I-DIF>. Cumple la ecuación Iestab = I-DIF> + Σ(corrientes de avería) Si la corriente diferencial calculada rebasa el límite de respuesta y el error de medida máximo posible, se trata de una avería interna (zona sombreada en la figura 2-10). 38 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.2 Protección diferencial Idif Disparo I-DIF> Iestab Figura 2-10 Curva característica de respuesta de la protección diferencial Inivel>dif. Comparación rápida de carga La comparación de carga es un nivel diferencial superpuesto a la comparación de corriente (= protección diferencial propiamente dicho). En el caso de averías de intensidad elevada da lugar a unas decisiones de disparo muy rápidas. En la protección de comparación de carga no se suman los vectores de intensidad complejos en los extremos del objeto protegido sino la integral de las intensidades de corriente a lo largo de una ventana de corriente definida: t2 Q = ∫ i(t) dt t1 Con el intervalo de integración de t1 hasta t2, que en el 7SD610 se ha elegido como /4 cuarto período. 1 La carga Q calculada de este modo es una magnitud escalar y por lo tanto se puede determinar y transmitir más rápidamente que un vector complejo. Las cargas en ambos extremos del objeto protegido se suman de la misma manera que los vectores de corriente en la protección diferencial, de manera que en ambos extremos de la zona protegida está disponible la suma de las cargas. En el caso de averías dentro de la zona protegida se produce inmediatamente una zona de carga. En el caso de corrientes de avería altas, que pueden dar lugar a la saturación de los transformadores de medida de intensidad, se consigue así tomar una decisión antes de que se inicie la saturación. En el caso de averías externas, la diferencia de carga en un principio es teóricamente cero. La protección por comparación de cargas decide inmediatamente ante averías exteriores y se autobloquea. Si se produce la saturación en uno o varios 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 39 2 Funciones transformadores de medida de intensidad que delimiten la zona protegida, se mantiene este bloqueo con lo cual se hace inocua la diferencia producida por la saturación. Se parte por lo tanto de que los transformadores de medida de intensidad todavía no entren en saturación por lo menos durante un intervalo de integración (1/4 período) después de producirse la avería. Al conectar una línea, se duplica automáticamente el valor de respuesta de la comparación de cargas durante aprox. 1,5 s. Esto evita un exceso de función, si debido a la remanencia en el circuito secundario del transformador de medida de intensidad (p. ej., también en caso de reenganche automático), fluyen corrientes de compensación que simulan una carga que realmente no existe en el circuito primario. La comparación de carga se realiza para cada fase. De este modo se detecta también inmediatamente una avería interna (avería consecuente) en otra fase, después de producirse una avería exterior. Los límites de la comparación de carga se alcanzan en el caso más bien improbable de que se produzca una avería consecuente (interna) después de una avería exterior en la misma fase, con una saturación considerable del transformador de medida de intensidad. Ésta ha de ser detectada por la protección diferencial. La comparación de carga se ve también influenciada por las corrientes de carga procedentes de líneas y las corrientes transversales de los transformadores (estacionarias y transitorias), que también provocan una diferencia de cargas. Por eso resulta adecuada, tal como ya se mencionó inicialmente, como complemento de la protección diferencial para disparo rápido en el caso de cortocircuitos de alta intensidad. Bloqueo/ Interbloqueo A través de una entrada binaria se puede bloquear la protección diferencial. El bloqueo en uno de los extremos del objeto protegido repercute también en el otro a través del enlace de comunicaciones (interbloqueo). En la medida en que la protección diferencial de sobreintensidad está configurada como función de emergencia, los dos equipos conmutan automáticamente a este régimen de emergencia. Excitación de la protección diferencial La figura 2-11 muestra el diagrama lógico de la protección diferencial. Los niveles que están correctamente en fase se resumen para formar informaciones de fase. Además se comunica qué nivel ha respondido. En cuanto la protección diferencial ha detectado con seguridad una avería dentro de su campo de disparo, se genera además la señal “Exc Gen Dif“ (excitación general de la protección diferencial). Para la protección diferencial propiamente dicha, esta señal de excitación no tiene ningún significado, puesto que están presentes al mismo tiempo las condiciones de disparo. En cambio esta señal se necesita para la inicialización de funciones adicionales internas o externas (p. ej., almacenamiento de los valores de avería, reconexión automática). 40 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.2 Protección diferencial FNº3525 >Bloqueo dif Véase la Figura 2-12 Qestab L1 Qestab L2 Qestab L3 + Dif>> L1 Dif>> L2 Dif>> L3 – Q> 1233 I–DIF>> & FNº3137 Qdif L1 Qdif L2 Qdif L3 ≥1 Q> – Iestab L1 Iestab L2 Iestab L3 + FNº 3133 I> & ≥1 1213 I-DIF> CONEX. & FNº3139 Dif Exc I> Dif> L3 Dif> L2 Dif> L1 I> Bloqueo Bloqueo Bloqueo ≥1 ... 3135 Dif Exc L1 Dif Exc L2 Dif Exc L3 ≥1 I> 1210 I–DIF> Idif L1 Idif L2 Idif L3 Dif Exc I>> véase la Figura 2-12 L1 L2 L3 Detección conexión Figura 2-11 Diagrama lógico de la protección diferencial Lógica de disparo de la protección diferencial En la lógica de disparo se combinan las decisiones de los niveles de la protección diferencial y sirviéndose de la lógica de disparo central del equipo se procesan para formar señales de salida (figura 2-12). Las señales de excitación de los niveles de la protección diferencial que identifican las fases afectadas, se pueden retrasar a través de una etapa de tiempo T-I-DIF>. Con independencia de ésto, en caso de excitación monofásica es posible un bloqueo de corta duración para salvar en redes compensadas la oscilación de cebado de una falta a tierra simple inicial. Las señales que han sido procesadas de esta manera se combinan por medio de la lógica de disparo del equipo para formar las señales de salida “Dif DISP-G“, “Dif DISP 1pol L1“, “Dif DISP 1pol L2“, “Dif DISP 1pol L3“, “Dif DISP L123“. En este caso, las informaciones monopolares significan que efectivamente sólo se debe producir un disparo monopolar. La generación propiamente dicha de la orden para los relés de disparo tiene lugar en la lógica de disparo del conjunto del equipo (véase el capítulo 2.13.4). 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 41 2 Funciones de la Figura2-11 Dif>> L1 FNº3141 Dif>> L2 Dif DISP gen Dif>> L3 1218 T3I0 1FASE FNº3142 L1 L2 =1 Dif DISP 1polL1 T L3 FNº3143 Dif DISP 1polL2 1217 T-I-DIF> L1 L2 L3 de laFigura2-11 Dif> L1 T Lógica de disparo 0 ≥1 & L1 L1 FNº3144 Dif DISP 1polL3 FNº3145 Dif DISP L123 & Dif> L2 FNº3146 L2 L2 Dif DISP 1pol & Dif> L3 FNº3147 Dif DISP 3pol L3 L3 Figura 2-12 Lógica de disparo de la protección diferencial 2.2.2 Ajuste de los parámetros de función Generalidades La protección diferencial se puede conectar o desconectar bajo la dirección 1201 PROT. DIF. Con o Desc. Si se desconecta un equipo en un extremo del objeto protegido ya no hay posibilidad de formar un valor de medida. Entonces queda bloqueado todo el sistema de protección diferencial de ambos extremos. Valor de respuesta corriente diferencial La sensibilidad de la intensidad de corriente se ajusta bajo la dirección 1210 I-DIF>. Lo determinante es la totalidad de corriente que en caso de un cortocircuito entra en la zona protegida, es decir, la corriente total de la avería, independientemente de como se distribuya entre los extremos del objeto protegido. Este valor de respuesta se debe ajustar de tal manera que sea superior a toda la corriente transversal estacionaria del objeto protegido. En el caso de cables y líneas aéreas largas, hay que tener especialmente en cuenta la corriente de carga. Ésta se calcula a partir de la capacidad operativa: IC = 3,63 · 10–6 · UN · fN · CB' · s siendo IC la corriente de carga que se trata de determinar en A del primario UN la tensión nominal de la red en kV fN la frecuencia nominal de la red en Hz CB' la capacidad operativa relativa de la línea en nF/km s la longitud de la línea en km Teniendo en cuenta las oscilaciones de tensión y de frecuencia se debería ajustar por lo menos del doble al triple de la corriente de carga determinada de este modo. El valor de respuesta tampoco debería estar por debajo del 15 % de la intensidad de corriente nominal operativa. La intensidad de corriente nominal operativa se deduce 42 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.2 Protección diferencial o bien por la potencia aparente nominal de un transformador en la zona protegida, tal como se describe en el capítulo 2.1.4 bajo el subtítulo “Datos topológicos para transformadores en el ámbito de protección (opcional)“ (página 26) o a partir de la dirección 1104 EN SERV. PRIM. según el capítulo 2.1.4 bajo el subtítulo “Valores nominales del objeto protegido en las líneas“ (página 25). Debe ser igual en los dos extremos del elemento protegido. Al parametrizar mediante el ordenador personal y DIGSI® se pueden parametrizar opcionalmente magnitudes primarias o secundarias. Al parametrizar en magnitudes secundarias es preciso convertir las intensidades para el lado secundario de los transformadores de medida de intensidad. Ejemplo de cálculo: Cable monoconductor de 110 kV, 240 mm2 en la red de 50 Hz, con las siguientes características: s (longitud)= 16 km CB ' = 310 nF/km Transformador de medida de intensidad 600 A/5 A Con estos datos, se calcula la corriente de carga estacionaria: IC = 3,63 · 10–6 · UN · fN · CB' · s = 3,63 · 10–6 · 110 · 50 · 310 · 16 = 99 A De efectuarse el ajuste en valores primarios, se ajusta por lo menos al doble, es decir: Valor de ajuste I-DIF> = 200 A Al efectuar el ajuste en valores secundarios es preciso convertir este valor a la magnitud secundaria: 198 A⋅ 5 A = 1,65 A Valor de ajuste I-DIF> =-------------600 A Si dentro de la zona protegida hay un transformador de potencia con regulación de tensión, hay que tener en cuenta que incluso en régimen estacionario hay una corriente diferencial que depende de la posición del cambiador de tomas. Calcule el valor máximo de la corriente de fallo en los límites del campo de regulación y súmelo (referido a la intensidad nominal del transformador) al valor de ajuste para I-DIF>. Valor de respuesta al conectar 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Cuando se conectan cables largos, sin carga, líneas aéreas y líneas compensadas, pueden llegar a producirse procesos de compensación marcados de frecuencia superior. Éstos se amortiguan considerablemente mediante los filtros digitales de la protección diferencial. Pero ello no obstante, para evitar con seguridad la respuesta unilateral de la protección al conectar, se ajusta el valor de respuesta I-DIF> CONEX. (dirección 1213). Este valor de respuesta está siempre activo en cuanto un equipo ha detectado la conexión de su extremo después de una línea sin tensión. Ambos equipos se conmutan entonces a esta sensibilidad de conexión durante el tiempo en que esté activa la conexión T. ACT.DETEC. CONEX., que se había ajustado en los datos de protección generales bajo la dirección 1132A (capítulo 2.1.4). Un ajuste al triple o cuádruple de la corriente de carga estacionaria asegura por lo general la estabilidad de la protección al conectar. Para conectar transformadores e impedancias transversales, el equipo dispone de un bloqueo de 43 2 Funciones irrupción de conexión (véase bajo el subtítulo “Estabilización de conexión”, página 44). Durante la puesta en marcha se procede a efectuar una comprobación de los umbrales de respuesta (capítulo 3.3.11). Retardos En aplicaciones especiales puede resultar ventajoso retardar el disparo de la protección diferencial con una etapa de tiempo adicional, por ejemplo, para el bloqueo posterior. El tiempo de retardo T-I-DIF> (dirección 1217A) se inicia cuando se ha detectado una avería interna.Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. Cuando la protección diferencial se emplea en una red aislada o compensada es preciso asegurarse de que se impide el disparo debido a la oscilación de cebado de una falta a tierra simple. Para ello se retarda en 0,04 s la respuesta ante una falta a tierra simple, mediante la dirección 1218A FASE 1 3I0. En redes compensadas extensas se debería aumentar este tiempo. Al ajustar a ∞ se suprime totalmente la excitación monofásica. Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. Valor de respuesta Etapa de comparación de carga El umbral de respuesta de la etapa de comparación de cargas se ajusta bajo la dirección1233 I-DIF>>. Lo determinante es el valor eficaz de la intensidad de corriente; la conversión a valores de carga la realiza el equipo por sí solo. Un ajuste a aproximadamente la intensidad de corriente nominal de servicio suele ser normalmente razonable. Pero también aquí hay que tener en cuenta que el ajuste se refiere a valores nominales de servicio, que han de ser iguales en el primario en ambos extremos del objeto protegido. Pero como esta etapa reacciona muy rápidamente es preciso impedir la respuesta ante corrientes de carga capacitivas (en el caso de líneas) y corrientes de magnetización inductivas (en el caso de transformadores o impedancias transversales) – incluso durante los procesos de conmutación. En redes compensadas tampoco se debería bajar del valor de la corriente de derivación a tierra no compensada. Esta se deduce de la totalidad de la corriente de derivación a tierra capacitiva sin tener en cuenta la bobina de Petersen. Comoquiera que la bobina de Petersen deberá compensar aproximadamente la totalidad de la derivación a tierra capacitiva, también se puede tomar como base aproximadamente su intensidad de corriente nominal. En el caso de transformadores se puede ajustar como valor de primera aproximación INTransfo/ukTransfo . Durante la puesta en marcha se efectúa el control dinámico definitivo de los umbrales de respuesta (capítulo 3.3.11). Estabilización de conexión La estabilización de conexión de la protección diferencial solamente se necesita cuando se emplean los equipos a través de un transformador o de líneas que terminan en untransformador. Se puede activar o desactivar bajo la dirección 2301 ESTABIL. SOBREVOLT.. Con. o Desc. Esta basada en la evaluación del segundo armónico que existe en la irrupción de conexión. Al suministrar el equipo, bajo la dirección 2302 está ajustada una relación 2º.ARMÓNICO I2fN/IfN del 15 %, que por lo general se puede utilizar sin modificación. Sin embargo la parte necesaria para la estabilización es parametrizable. Para que en un caso excepcional, con unas condiciones de conexión especialmente 44 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.2 Protección diferencial desfavorables, se pueda estabilizar mejor, se puede ajustar también un valor más pequeño. Pero si la corriente medida localmente rebasa un valor predeterminado en la dirección 2305 PICO DE IRRUPCIÓN MÁX, ya no tiene lugar ninguna estabilización de conexión. Lo determinante es el valor cresta. Este valor debería ser superior al valor cresta máximo previsible de la corriente de irrupción de conexión. En los transformadores se puede ajustar como valor de primera aproximación por encima de √2·INTransfo/ukTransfo. Si una línea termina en un transformador, se puede elegir a veces un valor menor, teniendo en cuenta la amortiguación de la corriente debida a la línea. La función “bloqueo cruzado“ se puede activar bajo la dirección 2303 BLOQUEO CRUZADO o desactivar (Sí) (No). El tiempo transcurrido después de rebasar el umbral de intensidad para el cual deberá activarse este bloqueo mutuo, se ajusta bajo la dirección 2310 T ACT. BLOQUEO CRUZADO. Al ajustar ∞ está siempre activada la función de “bloqueo cruzado” hasta que la producción de segundos armónicos haya descendido en todas la fases por debajo del valor ajustado. 2.2.3 Resumen de parámetros Observación: En la lista siguiente se indican los campos de ajuste y los preajustes para una intensidad de corriente nominal secundaria de IN = 1 A. Para una corriente nominal secundaria de IN = 5 A estos valores deberán multiplicarse por 5. Las direcciones que llevan como sufijo una “A“ solamente se pueden modificar mediante DIGSI® bajo “Display additonal settings“. Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 1201 PROT.DIF. Desconectado Conectado Conectado Protección diferencial 1210 I-DIF> 0.10..20.00 A 0.30 A I-DIF>: Valor de respuesta 1213 I-DIF> CONEX. 0.10..20.00 A 0.30 A I-DIF> Conexión: Valor de respuesta 1217A T-I-DIF> 0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s T-I-DIF> : Temporización 1218A T3I0 1FASE 0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Retardo con 1 fase Excitación (comp/aisl.) 1233 I-DIF>> 0.8..100.0 A; ∞ 1.2 A I-DIF>>: Valor de respuesta 2301 ESTABIL. SOBREVOLT. Desconectado Conectado Desconectado Estabilización de sobrevoltaje de conexión 2302 2º ARMONICO 10..45 % 15 % Porcentaje del 2º armónico para la detección de sobrevoltaje 2303 BLOQUEO CRUZADO No Sí No Bloqueo mediante la función bloqueo cruzado 2305 PICO DE IRRUPCIÓN MÁX 1.1..25.0 A 15.0 A Pico de irrupción máximo 2310 T ACT. BLOQUEO CRUZADO 0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Tiempo activo del bloqueo cruzado 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 45 2 Funciones 2.2.4 Resumen de informaciones FNº Mensaje Explicación 03102 Irrupción Dif L1 Dif: Irrupción L1 03103 Irrupción Dif L2 Dif: Irrupción L2 03104 Irrupción Dif L3 Dif: Irrupción L3 03120 Dif activo Dif activo 03132 Exc Gen Dif Dif: Excitación general 03133 Dif Exc L1 Dif: Excitación L1 03134 Dif Exc L2 Dif: Excitación L2 03135 Dif Exc L3 Dif: Excitación L3 03136 Dif Exc Tier Dif: Excitación tierra 03137 Dif Exc I>> Dif: Excitación I-Dif>> 03139 Dif Exc I> Dif: Excitación I-Dif> 03141 Dif DESC gen Dif: Orden de desconexión general 03142 Dif DIS 1polL1 Dif: Orden de disparo L1, sólo monopolar 03143 Dif DIS 1polL2 Dif: Orden de disparo L2, sólo monopolar 03144 Dif DIS 1polL3 Dif: Orden de disparo L3, sólo monopolar 03145 Dif DESC L123 Dif: Orden de desconexión L123 03146 Dif DESC 1pol Dif: Orden de desconexión monopolar 03147 Dif DIS 3pol Dif: Orden de disparo tripolar 03148 Dif bloqueado Dif bloqueado 03149 Dif DESC Dif está desconectado 03176 Dif Exc sólo L1 Dif: Excitación sólo fase L1 03177 Dif Exc L1-E Dif: Excitación L1-E 03178 Dif Exc sólo L2 Dif: Excitación sólo fase L2 03179 Dif Exc L2E Dif: Excitación L2-E 03180 Dif Exc L12 Dif: Excitación L1-L2 03181 Dif Exc L12E Dif: Excitación L1-L2-E 03182 Dif Exc sólo L3 Dif: Excitación sólo fase L3 03183 Dif Exc L3E Dif: Excitación L3-E 03184 Dif Exc L31 Dif: Excitación L3-L1 03185 Dif Exc L31E Dif: Excitación L3-L1-E 03186 Dif Exc L23 Dif: Excitación L2-L3 03187 Dif Exc L23E Dif: Excitación L2-L3-E 03188 Dif Exc L123 Dif: Excitación L1-L2-L3 03189 Dif Exc L123E Dif: Excitación L1-L2-L3-E 03190 Modo de prueba Dif: Modo de prueba 46 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.2 Protección diferencial FNº Mensaje Explicación 03191 Modo PES Dif: Modo de puesta en marcha 03192 Modo de prueba remoto Dif: Modo de prueba activado remoto 03193 Modo PES activado Dif: Modo de puesta en marcha activado 03194 >Modo de prueba Dif: >Modo de prueba 03195 >Modo PES Dif: >Modo PES 03525 >Bloqueo dif >Bloqueo dif 03526 Difrec bl INT1 Recibido bloqueo dif por INT1 03528 Bloqueo dif env INT1 Envío bloqueo a INT1 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 47 2 Funciones 2.3 Arrastre de interruptor y disparo remoto 7SD610 permite transmitir (arrastrar) una orden de disparo formada por la protección diferencial local, al otro extremo del objeto protegido. Para el disparo remoto también se puede transmitir una orden cualquiera de otra función de protección interna o de un sistema externo de protección, supervisión o mando. La reacción que se produzca a la recepción de una orden de esta clase se puede ajustar individualmente para cada equipo. La transmisión se efectúa independientemente para cada fase, de manera que en todos los casos se tiene también la posibilidad de una breve interrupción monopolar simultánea en el tiempo, siempre y cuando los equipos e interruptores de potencia estén previstos para disparo monopolar. 2.3.1 Descripción del funcionamiento Circuito de transmisión La señal de transmisión puede proceder de dos fuentes distintas (figura 2-13). Si el parámetro ARR. DIF está ajustado para Sí, toda orden de disparo de la protección diferencial se transmite inmediatamente a la función de transmisión “Arr.Transm. L1“ a “...L3“ (arrastre) y se transmite a través del enlace de comunicación al interfaz de activación. También existe la posibilidad de activar la función de transmisión a través de entradas binarias (disparo remoto). Esto puede tener lugar, bien de forma independiente por fases a través de las funciones de entrada “> Arrastre L1“, “> Arrastre L2“ y “> Arrastre L3“ o conjuntamente para las fases (tripolar) a través de la función de entrada binaria “> Arrastre 3pol“. La señal de transmisión se puede retrasar con RETARD. TARR o se puede prolongar con PROL. TARR. 1303 RETARD TARR ARR. DIF 1301 1304 PROL TARR No Dif DISP L1 Dif DISP L2 Dif DISP L3 Sí ≥1 FNº 3501 ... 3503 >Arrastre L1 > Arrastre L2 > Arrastre L3 FNº3504 ≥1 T T Arr.Transm. L1 Arr.Transm. L2 Arr.Transm. L3 L1 L2 L3 >Arrastre 3 polos Figura 2-13 Diagrama lógico del circuito de transmisión de arrastre 48 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.3 Arrastre de interruptor y disparo remoto Circuito de recepción Por el lado de recepción la señal puede provocar el disparo. Alternativamente también puede causar solo una alarma. La figura 2-14 muestra el diagrama lógico. Si la señal recibida debe provocar el disparo, se retransmite a la lógica de disparo. La lógica de disparo del equipo (véase también el capítulo 2.13.4) asegura que eventualmente se cumplen las condiciones para disparo monopolar (p. ej., disparo monopolar permitido, equipo de reenganche listo). FNº3518 1302 ARR. RECEP Arr. DISP1polL1 FNº3519 Arr. DISP1polL2 Disparo arr. sólo avisar Interfaz de activación FNº3520 ≥1 DISP1polL3 Lógica de disparo FNº3521 Arr. DISP L123 FNº3522 Arr. DISP 1pol FNº3523 Arr. DISP 3pol FNº3517 Arr. DISP-G FNº 3505 ... 3507 Rec. arrINT1 L1 Rec. arrINT1 L2 Rec. arrINT1 L3 L1 L2 L3 Figura 2-14 Diagrama lógico del arrastre — circuito receptor Otras posibilidades 2.3.2 Mediante la posibilidad de conmutar las señales para el disparo remoto para producir únicamente aviso, se pueden transmitir también otras señales cualesquiera. Después de activar las correspondientes entradas binarias se transmiten las señales que en el extremo receptor generan mensajes que allí a su vez pueden dar lugar a acciones cualesquiera. Sin embargo, para la transmisión de mensajes a distancia y órdenes a distancia hay disponibles opcionalmente otros 4 canales rápidos (véase también el capítulo 2.6). Ajuste de los parámetros de función Generalidades 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 La función de arrastre causada por la activación por la protección diferencial se puede conmutar bajo la dirección 1301 ARR. DIF para que sea activa ( Sí) o inactiva (No). Como quiera que los equipos de protección diferencial trabajan en ambos extremos del objeto a proteger con valores de medida teóricamente iguales, también se produce el disparo en caso de avería interna normalmente en ambos extremos, con independencia de que la alimentación de la avería se efectúe desde un solo lado o desde ambos lados. En casos límite, es decir, cuando se prevean corrientes de cortocircuito próximas al límite de respuesta, las inevitables tolerancias de los equipos pueden dar lugar a que ambos extremos no decidan efectuar el disparo. ARR. DIF 49 2 Funciones = Sí garantiza también en estos casos el disparo en ambos extremos del objeto a proteger. Arrastre/Disparo remoto Si está activado el arrastre, actuará automáticamente cuando dispare la protección diferencial. La señal de arrastre también se transmite cuando las entradas binarias están configuradas y son activadas desde una fuente externa. En este caso, la señal que se vaya a transmitir se puede retardar bajo la dirección 1303 RETARD TARR. Este tiempo estabiliza la señal de transmisión para evitar perturbaciones dinámicas que posiblemente surjan en las líneas de control. Mediante la dirección 1304 PROL TARR se puede prolongar una señal acoplada eficazmente desde el exterior. La reacción de un equipo al recibir una señal de arrastre/disparo remoto se ajusta bajo la dirección 1302 ARR. REC. Si debe provocar el disparo, se deberá ajustar Disparo Arr.. Pero en cambio, si la señal recibida sólo debe producir un aviso, aunque este aviso se vaya a seguir procesando externamente, se ajusta sólo avisar. Los tiempos de ajuste dependen de cada aplicación. Es necesario un retardo si la señal exterior procede de una fuente afectada de avería y parece aconsejable la estabilización. La señal de mando, por supuesto, ha de ser más larga que el retardo, para que pueda actuar la señal. Si la señal va a seguir siendo procesada exteriormente en el extremo receptor, puede llegar a ser necesaria una prolongación por el lado de transmisión, para que la reacción deseada en el extremo receptor se pueda efectuar con seguridad. 2.3.3 Dir. Resumen de parámetros Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 1301 ARR. DIF Sí No No Enviar arrastre en caso de disparo de la protección diferencial 1302 ARR. RECEP sólo avisar Disparo arrastre Disparo arrastre Comportamiento al recibir arrastre 1303 RETARD TARR 0.00..30.00 s 0.02 s Retardo para arrastre a través de EB 1304 PROL TARR 0.00..30.00 s 0.00 s Prolongación para arrastre vía EB 50 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.3 Arrastre de interruptor y disparo remoto 2.3.4 Resumen de informaciones FNº Mensaje Explicación 03501 >Arrastre L1 >Arrastre L1 03502 > Arrastre L2 >Arrastre L2 03503 > Arrastre L3 >Arrastre L3 03504 > Arrastre 3 polos >Arrastre tripolar 03505 Rec. arrINT1 L1 Arrastre recibido en INT1 L1 03506 Rec. arrINT1 L2 Arrastre recibido en INT1 L2 03507 Rec. arrINT1 L3 Arrastre recibido en INT1 L3 03511 Tra.arrINT1 L1 Transmisión arrastre a INT1 L1 03512 Tra.arrINT1 L2 Transmisión arrastre a INT1 L2 03513 Tra.arrINT1 L3 Transmisión arrastre a INT1 L3 03517 Arr. DESC-G Arrastre orden desconexión general 03518 Arr. DESC1polL1 Arrastre orden desconexión L1, sólo 1pol 03519 Arr. DESC1polL2 Arrastre orden desconexión L2, sólo 1pol 03520 Arr. DESC1polL3 Arrastre orden desconexión L3, sólo 1pol 03521 Arr. DESC L123 Arrastre orden desconexión L123 03522 Arr. DESC 1p Arrastre orden desconexión 1pol 03523 Arr. DESC 3p Arrastre orden desconexión 3pol 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 51 2 Funciones 2.4 Puntos de interfaz y topología de datos de protección Tal como se mencionó al explicar el principio de funcionamiento de la protección diferencial (capítulo 2.2.1), los equipos que formen parte del objeto de protección delimitado por los bloques de transformadores de medida de intensidad deben intercambiar entre sí los datos de los extremos del objeto de protección. Esto no solamente es aplicable para las magnitudes de medida relevantes para la protección diferencial propiamente dicha, sino también para todos aquellos datos que deben estar disponibles en ambos extremos. Esto incluye también los datos de sincronización y topología así como las señales de arrastre y disparo remoto y los valores medidos. La disposición del objeto protegido, la asignación de los equipos en los extremos del objeto protegido y la asignación de las vías de comunicación al interfaz de activación de los equipos constituyen la topología del sistema de protección y de su comunicación. 2.4.1 Descripción del funcionamiento Topología de los datos de protección Para cada equipo se precisa un interfaz de activación INT1. Los interfaces de activación de los equipos en los dos extremos del objeto protegido se unen entre sí a través de una vía de comunicación (véase la figura 2-15). Al parametrizar la topología de comunicación, cada equipo obtiene un índice mediante el cual se puede identificar de forma inequívoca. 1 2 Índice 1 7SD610 INT1 INT1 Índice 2 7SD610 Figura 2-15 Protección diferencial con dos 7SD610 con interfaz de activación (transmisor/ receptor) Medios de comunicación La comunicación puede efectuarse directamente por hilo o por conexiones de fibra óptica o a través de redes de comunicación. Los medios que se vayan a utilizar dependen de la distancia a salvar y de los medios de transmisión disponibles. Para distancias cortas es posible una conexión directa con conductores de fibra óptica con una velocidad de transmisión de 512 kBit/s. En los demás casos se recomiendan convertidores de comunicación. También existe la posibilidad de efectuar la transmisión a través de modems y redes de comunicación. Es preciso tener en cuenta, sin embargo, que los tiempos de disparo de los equipos de protección diferencial dependen de la calidad de la transmisión y que se prolongan en si la calidad de transmisión es menor y/o el tiempo de recorrido es mayor. La figura 2-16 muestra algunos ejemplos para conexiones de comunicación. En caso de una conexión directa la distancia a salvar depende del tipo de la fibra óptica. La tabla 2-2 muestra las opciones disponibles. Los módulos del equipo se pueden intercambiar. Para el código de pedido véase el Anexo A.1.1 en Accesorios. 52 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.4 Puntos de interfaz y topología de datos de protección Tabla 2-2 Comunicación a través de conexión directa Módulo en el equipo Tipo de conector óptica Longitud de onda Atenuación permisible Distancia, típica FO5 ST Multimodo 62,5/125 µm 820 nm 8 dB 1,5 km FO6 ST Multimodo 62,5/125 µm 820 nm 16 dB 3,5 km FO7 ST Monomodo 9/125 µm 1300 nm 7 dB 10 km FO8 FC Monomodo 9/125 µm 1300 nm 18 dB 35 km Tipo de fibra Cuando se utilizan convertidores de comunicación, la conexión del equipo al convertidor de comunicación se efectúa siempre mediante módulo FO5 a través del conductor de fibra óptica. El convertidor por su parte puede obtenerse con diversos interfaces para su acoplamiento con la red de comunicaciones. Para el código de pedido véase Anexo A.1.1 bajo Accesorios. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 53 2 Funciones típico 1,5 km con fibra multimodo 62,5/125 µm 7SD610 típico 3,5 km con fibra multimodo 62,5/125 µm 7SD610 7SD610 7SD610 FO5 con conector ST FO6 con conector ST típico 10 km con fibra multimodo 9/125 µm 7SD610 típico 35 km con fibra multimodo 9/125 µm 7SD610 7SD610 7SD610 FO6 con conector ST FO8 con conector FC Convertidor de comunicaciones típico 1,5 km con fibra multimodo o 7SD610 Convertidor de comunicaciones e e FO5 con conector ST o 7SD610 FO5 con conector ST FO5 con conector ST Convertidor de comunicaciones e Red de comunicación e X.21 o G703.1 o S0 (RDSI) 7SD610 o cable de cobre de 2 hilos Convertidor de comunicaciones típico 1,5 km con fibra multimodo típico 1,5 km con fibra multimodo X.21 o G703.1 o S0 (RDSI) o típico 1,5 km con fibra multimodo 7SD610 FO5 con conector ST Figura 2-16 Ejemplos para conexiones de comunicación Inicio de la comunicación de datos de protección Cuando los equipos de un sistema de protección diferencial están unidos entre sí y encendidos, establecen automáticamente contacto entre sí. El establecimiento satisfactorio de la comunicación se anuncia, p.e. con “Equ2 exist.“, si el equipo 1 ha identificado al equipo 2. Con independencia de esto, se indica también el interfaz de activación, si a través de éste hay una comunicación sana. Esto ayuda especialmente durante la puesta en marcha y se describe allí también con mayor detalle, junto con otras ayudas para la puesta en marcha (capítulo 3.3.5). Pero también durante el funcionamiento se puede controlar la comunicación correcta de los equipos entre sí. 54 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.4 Puntos de interfaz y topología de datos de protección Supervisión de la comunicación Los equipos supervisan constantemente la comunicación. Algunos telegramas de datos defectuosos no constituyen un peligro inmediato si sólo ocurren esporádicamente. El equipo que detecta la avería los cuenta y se pueden leer por unidad de tiempo en las informaciones estadísticas. Se puede fijar un valor límite para la tasa de errores admisible de los telegramas. Si durante el funcionamiento se rebasa este valor límite, el equipo emite un mensaje de advertencia (“INT1 Tasa de averías“, FNº 03258). Este mensaje también se puede utilizar para bloquear la protección diferencial (a través de salida y entrada binaria o a través de un enlace en la lógica definible por el usuario CFC). Si se reciben varios telegramas de datos defectuosos o no se recibe ninguno, esto se considera como fallo de la comunicación, en cuanto se haya rebasado un tiempo de avería de 100 ms (preajuste, modificable). Se emite el mensaje correspondiente (“INT1 PERTURBACIÓN“, FNº 03229). La protección diferencial queda entonces fuera de servicio. La avería afecta a ambos equipos, ya que deja de ser posible formar las corrientes diferenciales y de estabilización en ninguno de los extremos. Si la protección de sobreintensidad temporizada está configurada como función de emergencia, ésta sigue estando activa como única protección contra cortocircuitos. En cuanto el tráfico de datos vuelva a funcionar correctamente, los equipos vuelven a conmutar automáticamente a régimen de protección diferencial. Si la comunicación queda interrumpida de forma permanente (es decir, durante un tiempo superior al ajustable), se considera como fallo de la comunicación. Se emite el mensaje correspondiente (“INT1 FALLO“, FNº 03230). Por lo demás, rigen las mismas reacciones que en el caso de la avería. El equipo reconoce saltos en el tiempo de recorrido, tales como pueden producirse p. ej., al efectuar conmutaciones en la red de comunicaciones (mensaje “INT1 salto tiempo transmisión“, FNº 03254) y los corrige. A continuación, el sistema de protección diferencial sigue trabajando sin merma de sensibilidad. Los tiempos de recorrido se miden de nuevo en menos de 2 segundos. Con la sincronización GPS se conocen exactamente los tiempos de recorrido asimétricos en el tramo de comunicaciones y se corrigen inmediatamente. La asimetría máxima admisible de los tiempos de recorrido se puede ajustar. Ésta influye directamente en la sensibilidad de la protección diferencial. La estabilización automática de la protección adapta las magnitudes de estabilización a esta tolerancia, con lo cual se excluye una respuesta en falso de la protección diferencial debido a estas influencias. Unos valores de tolerancia mayores reducen por lo tanto la sensibilidad de la protección, lo que se puede hacer notar en el caso de averías de intensidad de corriente muy débil. Con la sincronización GPS, las diferencias de tiempo de recorrido no tienen ninguna influencia en la sensibilidad de la protección diferencial, en tanto la sincronización GPS trabaje sin averías. Si la sincronización GPS detecta que se ha rebasado la diferencia de tiempo de recorrido durante el funcionamiento, ésto se comunica como “INT1 TiemTrans asim.“ (FNº 03250). Si un salto en el tiempo de recorrido rebasa la asimetría admisible de los tiempos de recorrido se produce un mensaje. Si surgen constantemente saltos en el tiempo de recorrido, indica que ha dejado de estar garantizado el funcionamiento correcto de la protección diferencial. Por medio de uno de los parámetros de ajuste se puede bloquear la protección diferencial. Se emite un mensaje (“INT1 asim“, FNº 03256). El bloqueo solamente se puede anular a través de una entrada binaria (“>INT1 SYNC INT1“, FNº 03252). 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 55 2 Funciones Conmutación del modo de trabajo Durante las pruebas de protección, revisiones de la instalación, o también durante la desconexión por trabajo de una de las derivaciones, se tiene la posibilidad de modificar el modo de trabajo de un equipo para poder realizar esos trabajos con unas repercusiones mínimas en el funcionamiento. Están previstos los modos siguientes: • Dar de baja al equipo: Dar de baja un equipo del sistema de protección diferencial estando desconectado el interruptor de potencia. En este caso, permanece en servicio la protección diferencial del otro extremo; por lo tanto, la línea puede permanecer allí conectada como derivación. Dado que el interruptor de potencia local está abierto (y lógicamente también el seccionador de salida), se pueden efectuar trabajos de revisión en la derivación local sin influir en el funcionamiento del otro extremo. Este modo también se puede establecer a través de una entrada binaria (FNº 03451 “>Dar de baja“), si así se había configurado al definir las entradas binarias. • Modo de prueba: En el equipo local, todas las corrientes del otro equipo se ponen a cero. De este modo, el equipo local queda aislado del sistema de la protección diferencial y por lo tanto se puede comprobar. Si el equipo ya había sido dado de baja antes (véase más arriba), el otro equipo puede seguir trabajando. En caso contrario queda bloqueado en ambos equipos el sistema de protección diferencial. Es posible el régimen de emergencia con protección de sobreintensidad temporizada. • Modo PES: En modo de puesta en marcha están bloqueadas las órdenes de disparo del sistema protección diferencial. El sistema de protección diferencial se puede comprobar en su conjunto con magnitudes primarias o secundarias. 2.4.2 Ajuste de los parámetros de función Interfaces de activación en general Los interfaces de activación unen los equipos con los medios de comunicación. La comunicación es supervisada permanentemente por los equipos. La dirección 1509 T REP. AVERÍA determina después de qué tiempo de retardo se comunicarán los telegramas defectuosos o que falten como perturbados. Bajo la dirección 1510 T REP. FALLO se ajusta el tiempo al cabo del cual se comunica un fallo de comunicación. La dirección 1512 T rep. señal remota de reinicio determina el tiempo durante el cual persisten todavía las señales remotas después de producirse una avería en la comunicación. Interfaz de activación 1 El interfaz de activación 1 se puede conectar o desconectar bajo la dirección 1501 INT1 Con o Desc. Si está desconectado Desc. se considera como fallo de comunicación. La protección diferencial y todas las funciones que necesitan la transmisión de datos ya no pueden trabajar. Bajo la dirección 1502 INT1 CONEXIÓN se ajusta a qué medio de transmisión se ha de conectar el interfaz de activación INT 1. Se puede elegir entre: Conductor de fibra óptica directo es decir, comunicación directa por fibra óptica con 512 kBit/s; Conv.de com. 64 kB, es decir, a través de convertidor de comunicación con 64 kBit/s (G703.1 o X.21); Conv.de com. 128 kB, es decir, a través de convertidor de comunicación con 56 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.4 Puntos de interfaz y topología de datos de protección 128 kBit/s (X.21, conductor de cobreúnicamente el bidireccional); Conv.de com. 512 kB, es decir, a través de convertidor de comunicación 512 kBit/ s (X.21). Las posibilidades pueden depender de la variante del equipo. Los datos deben coincidir en ambos extremos de un tramo de comunicación. El ajuste depende de las características del medio de comunicación. En principio, el tiempo de reacción del sistema de protección diferencial es más corto cuanto mayor sea la velocidad de transmisión. Los equipos miden y supervisan los tiempos de transmisión. También se efectúa una corrección en caso de desviaciones, siempre y cuando se encuentren dentro del marco admisible. Estos marcos admisibles están ajustados bajo las direcciones 1505A y 1506A y en general se pueden dejar como están. Para el tiempo de recorrido máximo admisible bajo la dirección 1505A INT1 TIEMPO TRANSCURRIDO, se elige el preajuste de tal manera que no sea rebasado por las redes de comunicación usuales. Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. Si este tiempo de transmisión se excede durante la operación (p. ej., al conmutar a otra vía de transmisión), ésto se comunica como “INT1 Fallo tiempo transmis.“ (FNº 03239) . El incremento de los tiempos de recorrido repercute únicamente en el tiempo de disparo de la protección diferencial. La diferencia máxima de tiempo de transmisión (recorrido de ida respecto al recorrido de retorno de la señal) se puede modificar mediante la dirección 1506A INT1 ASIMETR. Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. En caso de conexión directa por fibra óptica, este valor se debería ajustar a 0. En caso de transmisión a través de redes de comunicación se necesita un valor más alto. Como valor orientativo puede tomarse 100 µs (= preajuste). La diferencia de tiempo de transmisión admisible influye directamente en la sensibilidad de la protección diferencial. Si está configurada una sincronización por GPS, este valor solamente es relevante durante un fallo del GPS y durante el tiempo hasta que vuelva a producirse la sincronización por GPS. Una nueva sincronización por GPS vuelve a compensar las diferencias de tiempo de transmisión. Mientras la sincronización GPS trabaje sin averías, las diferencias de tiempo de transmisión no tienen ninguna influencia en la sensibilidad de la protección diferencial. Si se trabaja con sincronización GPS (opción de pedido), se determina bajo la dirección 1511 INT1 MODO SINC la condición cómo se activará la protección diferencial después de restablecerse el enlace de comunicación (estado básico o después de una avería en la transmisión). • INT1 MODO SINC = TEL o GPS significa que la protección diferencial vuelve a quedar autorizada inmediatamente al establecerse de nuevo la comunicación (se reciben telegramas de datos). Hasta que se produce la sincronización se procede según el método convencional, es decir, la protección diferencial trabaja con el valor parametrizado bajo la dirección 1506A INT1 ASIMETR. • INT1 TEL oder = TEL y GPS significa que la protección diferencial quedará de nuevo autorizada al establecerse otra vez la conexión si el tramo de comunicación via GPS está sincronizado o si a través de una operación externa (entrada binaria) se señalan tiempos de recorrido simétricos. Si la sincronización tiene lugar a través del operador, la protección diferencial trabaja con el valor parametrizado bajo la dirección 1506A INT1 ASIMETR., hasta que la sincronización GPS anule las diferencias de tiempo de transmisión. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 57 2 Funciones • INT1 MODO SINC = GPS-SINC DESC significa que en este interfaz de activación no se realiza ninguna sincronización mediante GPS. Esto es razonable si no se esperan diferencias de tiempo de transmisión (p. ej., enlace directo de datos). Bajo la dirección 1513A se ajusta un valor límite INT1 tasa máx de averías para la tasa de errores admisible en los telegramas de datos de protección. Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. El valor preajustado 1 % significa que de 100 telegramas solamente uno puede estar afectado por defectos. Para ello se cuenta la suma de telegramas en ambos sentidos. Si aparecen repetidas veces saltos en el tiempo de transmisión de datos de protección, está en peligro el funcionamiento correcto de la protección diferencial. A través de la dirección 1515A INT1 BLOQUE ASIM. se determina si en este caso se deberá bloquear la protección diferencial (preajuste Sí). Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. Modo de sincronización GPS (opcional) Para las interfaces de activación se puede conectar o desconectar bajo la dirección 1801 GPS-SINC la sincronización a través de GPS Con. o Desc. Bajo la dirección 1803A T REP. FALLO GPS se ajusta el tiempo al cabo del cual se emite el mensaje “Fallo GPS“ (FNº 03247). Otros parámetros que afectan a la sincronización GPS se han ajustado en el interfaz de activación (véase más arriba). Topología de los datos de protección A cada uno de los dos equipos debe asignarsele un índice de equipo: Un equipo recibirá el Índice 1 y el otro el Índice 2. Para el sistema de protección diferencial el equipo con el índice 1 es siempre el maestro de tiempo absoluto, es decir, que el control de tiempo absoluto de ambos equipos se rige por la conducción de tiempo absoluto de este equipo. De esta manera se pueden comparar siempre las indicaciones de tiempo de ambos equipos. Además se debe asignar a cada equipo un número de identificación (Ident Equipo). La identificación del equipo la utiliza el sistema de comunicación para identificar a cada equipo. Puede llevar un número, del 1 al 65534 y debe ser único dentro del sistema de comunicación. El número de identificación direcciona por lo tanto a los equipos en el sistema de comunicación, ya que el intercambio de información de varios sistemas protección diferencial (también para varios objetos a proteger) puede tener lugar a través del mismo sistema de comunicación. Vigile también que los interfaces de activación de ambos equipos sean adecuados para el enlace de comunicación proyectado. Los números de identificación de los equipos se ajustan en las direcciones 1701 Núm. ID EQUIPO 1 y 1702 Núm. ID EQUIPO 1 p.e., para el equipo 1 la identificación de equipo 16 y para el equipo 2 la identificación de equipo 17 (figura 217, véase también la figura 2-15). Los índices de los equipos no tienen por qué coincidir con las identidades de los equipos, tal como ya se mencionó antes. 58 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.4 Puntos de interfaz y topología de datos de protección Figura 2-17 Topología de protección diferencial para dos extremos con 2 equipos — Ejemplo Finalmente, es preciso indicar bajo la dirección 1710 EQUIPO LOCAL cuál es el equipo local. Un equipo tiene el índice 1 y el otro el índice 2. Asegúrese de que los parámetros de la topología de la protección diferencial sean consistentes para el sistema de la protección diferencial: • Cada índice de equipo debe aparecer una sola vez. • Cada índice de equipo ha de estar asignado unívocamente a una identidad de equipo. • Cada índice de equipo debe ser una sola vez el índice de un equipo local. • El equipo con el índice 1 es el controlador del tiempo absoluto (maestro de tiempo absoluto). Durante el arranque del sistema de protección se comprueban las condiciones antes indicadas. Si hay alguna que no se cumpla, no es posible el funcionamiento de la protección diferencial. El equipo comunica “DT inconsistente“ (“Device Table inconsistente“). 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 59 2 Funciones 2.4.3 Resumen de parámetros Las direcciones que llevan como sufijo una “A“ solamente se pueden modificar mediante DIGSI® bajo “Display additional values“. Interfaces de activación Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 1509 T REP. AVERÍA 0.05..2.00 s 0.10 s Tiempo al cabo del cual se comunica la avería 1510 T REP. FALLO 0.0..60.0 s 6.0 s Tiempo al cabo del cual se comunica el fallo 1512 T rep. señal remota de reinicio 0.00..300.00 s; ∞ 0.00 s Tiempo para reinicio de la señal remota después de avería de la comunicación 1501 INT1 Conectado Desconectado Conectado Interfaz de activación 1 1502 INT 1 CONEXIÓN Cable de fibra óptica directo Cable de fibra Convertidor de comunicación óptica directo de 64 kBit/s Convertidor de comunicación de 128 kBit/s Convertidor de comunicación de 512 kBit/s INT1 Conexión por 1505A INT1 TIEMPO TRANSCURRIDO 0.1..30.0 ms 30.0 ms INT1 Tiempo máximo autorizado de la señal 1506A INT 1 ASIMETR. 0.000..3.000 ms 0.000 ms INT1 Diferencia máx. de tiempo de transmisión; ida y retorno 1511 INT 1 MODO SINC Telegrama y GPS Telegrama o GPS Sincronización GPS inactivada Telegrama y GPS INT 1 modo de sincronización 1513A INT1 tasa máx de averías 0.5..20.0 % 1.0 % INT1 tasa máxima de averías 1515A INT1 BLOQUE ASIM Sí No Sí INT1 bloqueo en caso de tiempo de transmisión asimétrico Tiempo transcurrido 1801 SINC-GPS Conectado Desconectado Desconectado Sincronización GPS 1803A T REP. FALLO GPS 0.5..60.0 s 2.1 s Tiempo al cabo del cual se comunica el fallo GPS 60 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.4 Puntos de interfaz y topología de datos de protección Datos topológicos Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 1701 Núm. ID EQUIPO 1 1..65534 1 Número de identificación de equipo 1 1702 Núm. ID EQUIPO 2 1..65534 2 Número de identificación de equipo 2 1710 EQUIPO LOCAL Equipo 1 Equipo 2 Equipo 1 El equipo local está 2.4.4 Resumen de informaciones Interfaz de activación FNº Mensaje Explicación 03215 VERS. errónea Los equipos tienen Firmware incompatible 03217 INT1 REFLEX.RED INT1: Reflexión datos propios de la red 03227 >INT1 LUZ APAGADA >INT1 luz apagada (transmisión de datos en bloque) 03229 INT1 PERTURBACIÓN INT1: Perturbación en la transmisión de datos 03230 INT1 FALLO INT1: Fallo transmisión de datos 03233 DT inconsistente Infracción de la regla en la dirección del equipo (DA 17xx) 03234 DT desigual Infracción de la regla en número/índice de equipo 03235 Par. inconsistente Infracción de la regla de los parámetros de equipo desiguales 03236 Asignación INT Asignación transm.-recep. INT1-INT2 errónea 03239 INT1 Tiempo transm. Perturb. INT1: Tiempo de transm. de datos inadmis. 03243 INT1 con conex. INT1: Conectado con dirección de equipo 03252 >INT1 SINC RESET >INT1 Sincronización RESET 03256 INT1 asim INT1 asimetría tiempo transmisión demasiado grande 03254 INT1 salto tiempo transmisión INT1 detectado salto tiempo transmisión 03258 INT1 Tasa de averías INT1 rebasada tasa máxima de averías 03245 >Fallo GPS >Fallo GPS desde exterior 03247 Fallo GPS GPS: Fallo del impulso 03248 INT1 sinc. GPS GPS: INT1 sincronizado por GPS 03250 INT1 TiemTrans asim. GPS: INT1 asimetría del tiempo de transmisión demasiado grande 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 61 2 Funciones Datos topológicos FNº. Mensaje Explicación 03451 >Retirar > Retirar equipo 03458 Topolog. cadena Topolog. cadena 03464 Topol. completa Topología de comunicación completa 03475 Equ1 desc Equipo 1 desconectado 03476 Equ2 desc Equipo 2 desconectado 03484 Equipo desconectado Desconectar equipo local 03487 Igual dir.equi. Igual dirección equipo en la constelación 03491 Equ1 exist. Equipo 1 existe comunicación 03492 Equ2 exist. Equipo 2 existe comunicación 62 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.5 Disparo local exterior 2.5 Disparo local exterior 2.5.1 Descripción del funcionamiento Disparo exterior del interruptor de potencia local Mediante las entradas binarias se puede acoplar en el tratamiento del 7SD610 una señal cualquiera procedente de un sistema exterior de protección, vigilancia o control. Esta señal puede ser temporizada, salir como una alarma y ser dirigida a uno o más de los relés de salida. La figura 2-18 muestra el diagrama lógico. Si los equipos y los interruptores de potencia están previstos para control monopolar, también puede haber disparo monopolar. La lógica de disparo del equipo asegura que para ello se cumplen las condiciones para un disparo monopolar (p. ej., disparo monopolar permitido, equipo de reenganche dispuesto). El disparo local exterior se puede conectar y desconectar mediante parámetros y bloquear por medio de una entrada binaria. FNº4417 >Ext. DESC 3pol FNº4412 >Ext. DISP L1 FNº4413 >Ext. DISP L2 FNº4414 >Ext. DISP L3 2202 T. TEMP. DISPARO ≥1 T 0 ≥1 T 0 FNº4432 Ext. DISP1pol L1 & FNº4433 Ext. DISP1pol L2 & ≥1 T Lógica de disparo 0 FNº4435 & Ext. DESC L123 2201 ACOPLAMIENTO EXT. “1“ FNº4434 Ext. DISP1pol L3 FNº4421 Ext. DISP desc CONECTADO DESCONECTADO ≥1 FNº4403 >Ext. Bloq DISP & FNº4422 Ext. Bloq DISP Figura 2-18 Diagrama lógico del disparo local exterior 2.5.2 Ajuste de los parámetros de función Para utilizar el disparo local exterior es condición necesaria que al configurar el volumen del equipo (capítulo 2.1.1) se haya configurado 122 ACOPLAMIENTO EXT.= bajo la dirección disponible. También se puede activar bajo la dirección 2201 ACOPLAMIENTO EXT Con o desactivar Desc. Para el disparo local exterior se puede ajustar una temporización bajo la dirección 2202 T. TEMP. DISPARO. Ésta se puede utilizar como tiempo de seguridad. Una vez emitida una orden de disparo ésta se mantiene por lo menos durante el tiempo mínimo de orden de disparo T. MÍN. ORDEN DISPARO, que fue parametrizado para el equipo en conjunto bajo la dirección 240A (capítulo 2.1.2). Esto asegura que incluso con un impulso de control muy corto se puede accionar con seguridad el interruptor de potencia. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 63 2 Funciones 2.5.3 Dir. Resumen de parámetros Parámetro Posibilidades de ajuste 2201 ACOPLAMIENTO EXT. Conectado Desconectado 2202 T. TEMP. DISPARO 0.00..30.00 s; ∞ 2.5.4 Resumen de información FNº. Mensaje Preajuste Explicación Desconectado Acoplamiento externo 0.01 s Temporización de orden de disparo Explicación 04403 >Ext. Bloq DISP >Acoplamiento ext.: Bloquear DISP 04412 >Ext. DISP L1 >Acoplamiento externo: DISP L1 a través de Bin. 04413 >Ext. DISP L2 >Acoplamiento externo: DISP L2 a través de Bin. 04414 >Ext. DISP L3 >Acoplamiento externo: DISP L3 a través de Bin. 04417 >Ext. DISP 3pol >Acoplamiento externo: DISP 3polos 04421 Ext. DISP desc Acoplamiento externo desconectado 04422 Ext. Bloq DISP Acoplamiento externo bloqueado 04432 Ext. DISP1pol L1 Acoplamiento externo: DISP L1, sólo monopol 04433 Ext. DISP1pol L2 Acoplamiento externo: DISP L2, sólo monopol 04434 Ext. DISP1pol L3 Acoplamiento externo: DISP L3, sólo monopol 04435 Ext. DISP L123 Acoplamiento externo: DISP L123, 3pol 64 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.6 Transmisión de órdenes remotas (opcional) 2.6 Transmisión de órdenes remotas (opcional) El 7SD610 permite la transmisión de hasta 4 datos de cualquier tipo de información binaria desde un equipo a otro vía los enlaces de comunicación utilizados para tareas de protección. Éstos se transmiten como señales de protección de alta prioridad, es decir, con gran rapidez y por lo tanto son especialmente adecuados para la transmisión de otras señales de protección que se formen fuera del 7SD610. También se pueden utilizar para la transmisión de otras informaciones tales como mensajes de sucesos de una estación cuyo conocimiento sea también útil en la otra. Las informaciones se acoplan en el equipo a través de entradas binarias y se pueden volver a desacoplar en el otro extremo a través de salidas binarias. Mediante la lógica integrada definida por el usuario CFC se pueden crear, tanto por el lado de de transmisión como por el de recepción, enlaces lógicos de las señales entre sí o con otras informaciones de las funciones de protección y vigilancia del equipo. De este modo, también las señales internas pueden provocar la transmisión de una orden mediante enlace CFC con una señal de transmisión. Las entradas binarias que se han de utilizar deberán estar debidamente asignadas en la configuración de las funciones de entrada y salida, igual que las salidas de mensaje. Las señales se conducen al equipo a través de las entradas binarias “>Orden remota 1“ hasta “>Orden remota 4“, se transmiten al equipo del otro extremo y se pueden volver a comunicar o continuar procesando por el lado de la recepción a través de las funciones de salida“Orden remota 1 recibida“ hasta “Orden remota recibida“. Al efectuar la asignación de las entradas y salidas binarias mediante DIGSI®, se le pueden asignar designaciones propias a las informaciones que se han de transmitir. Por ejemplo, en un extremo de línea con un transformador de bloque se puede acoplar la orden de disparo de la protección Buchholz como “>Orden remota 1“ a través de una entrada binaria, dándole la designación “>Buchholz DISP“. En el otro extremo se le asigna a la orden recibida “Orden remota 1 recibida“ p.ej., la designación “Buchholz remoto“ y la configura para disparo de aquel interruptor de potencia local. Al efectuarse la orden de disparo mediante la protección Buchholz se generan entonces los mensajes que usted haya determinado. También los equipos que estén retirados funcionalmente (véase el capítulo 2.4.1 bajo el subtítulo “Conmutación del modo de trabajo”), pueden transmitir y recibir mensajes y órdenes remotas. Para la supervisión del equipo transmisor, para comprobar si sus señales todavía están disponibles se pueden utilizar los mensajes “Equ disp.“ de la identificación de la topología. Estas se emiten cuando un equipo x participa activamente en la topología de la comunicación y esta comunicación también es estable. Al reconocer una avería en la comunicación del interfaz de activación se inicia el tiempo T rep. señal remota de reinicio bajo la dirección 1512 para reiniciar las señales remotas. Para la transmisión de informaciones binarias no es preciso efectuar ningún otro ajuste. Cada equipo emite las informaciones acopladas directamente al otro. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 65 2 Funciones 2.6.1 FNº. Resumen de informaciones Mensaje Explicación 03541 >Orden remota 1 > Orden remota 1 03542 >Orden remota 2 > Orden remota 2 03543 >Orden remota 3 > Orden remota 3 03544 >Orden remota 4 > Orden remota 4 03545 Orden rem 1 rec. Orden remota 1 recibida 03546 Orden rem 2 rec. Orden remota 2 recibida 03547 Orden rem 3 rec. Orden remota 3 recibida 03548 Orden rem 4 rec. Orden remota 4 recibida 66 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.7 Desconexión rápida de alta intensidad 2.7 Desconexión rápida de alta intensidad 2.7.1 Descripción del funcionamiento Generalidades La desconexión rápida de alta intensidad debe desconectar de forma inmediata y sin retardo cuando se conecte una derivación sobre un cortocircuito de alta intensidad. Sirve p. ej., como protección rápida al conectar una derivación teniendo cerrado el seccionador de puesta a tierra. Para su función es preciso que los equipos de ambos extremos del objeto de protección estén informados sobre la posición del interruptor de potencia (contactos auxiliares del interruptor). Un segundo nivel trabaja de forma rápida y sin demora, con independencia de la posición del interruptor de potencia. Nivel I>>> La excitación del nivel I>>> mide cada intensidad de fase y la compara con el valor ajustado I>>>. Las intensidades se filtran numéricamente para que sólo se valore la componente fundamental. Esta excitación de alta intensidad prácticamente no se ve influenciada por los componentes de corriente continua, tanto en la corriente de cortocircuito como en la corriente secundaria después de desconectar intensidades altas. Si se rebasa el valor ajustado en mas del doble, este nivel utiliza automáticamente el valor cresta y el valor de medida sin filtrar, lo que permite que aquí haya unos tiempos de actuación sumamente cortos . La autorización para este nivel solamente se otorga cuando se cierra el interruptor de potencia local mientras está desconectado el otro extremo de la línea. Los equipos por lo tanto intercambian el estado de sus correspondientes interruptores de potencia constantemente a través del enlace de comunicación. Si el elemento protegido ya está conectado a la tensión (desde el otro extremo), entonces este nivel no está activo. La condición necesaria para el funcionamiento del nivel I>>> es que es imprescindible que en ambos extremos del objeto protegido estén conectados los contactos auxiliares del interruptor de potencia y configurados para las correspondientes entradas binarias. Si esto no es así, este nivel no está activo. La posición del interruptor la comunica la función de control central a la desconexión rápida de alta intensidad (véase también el capítulo 2.13.2). La figura 2-19 muestra el diagrama lógico. El nivel I>>> en la parte inferior del diagrama opera independientemente para cada fase. Al efectuar la conexión manual del interruptor de potencia se autorizan las tres fases a través de la señal de autorización interna “DRAP Aut. L123“, que es suministrada por el control central de función de la protección, suponiendo que se pueda reconocer allí la conexión manual (véase el capítulo 2.13). La autorización también puede darse independientemente por fase mediante las señales de autorización “DRAP Aut. Lx“. Esto es válido, p. ej., en el caso de reenganche automático después de un disparo monopolar. Así pués existe también la posibilidad de disparo monopolar por medio de este nivel, suponiendo que el equipo esté previsto para disparo monopolar. Nivel I>>>> El nivel I>>>> dispara con independencia de la posición del interruptor de potencia. También aquí se filtran las intensidades numéricamente y a partir del doble del valor cresta ajustado se miden las intensidades. La figura 2-19 muestra el diagrama lógico en la parte superior. Este nivel se emplea, por lo tanto, cuando hay posibilidad de un escalonamiento de intensidades. Esto es posible en el caso de una impedancia previa pequeña y al 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 67 2 Funciones mismo tiempo una impedancia grande del objeto de protección (en el capítulo 2.7.2 puede verse un ejemplo en las instrucciones de ajuste). El nivel I>>>> es autorizado automáticamente por la supervisión de salto de intensidad existente en el equipo dI/dt durante un tiempo de 50 ms. También este nivel trabaja independientemente para cada fase. 2405 I>>>> d dt FNº 4285 I>>>> ≥1 50 ms ... 4287 DRAP Exc I>>>>L1 DRAP Exc I>>>>L2 DRAP Exc I>>>>L3 2·√2·I>>>> FNº4289 DRAP DIS 1polL1 2404 I>>> FNº4290 DRAP DIS 1polL2 IL1 IL2 IL3 I>>> FNº4291 ≥1 ≥1 2·√2·I>>> DRAP DIS 1polL3 Lógica de FNº4295 DRAP DIS L123 FNº4292 DRAP DIS 1p DRAP Aut. L1 DRAP Aut. L2 DRAP Aut. L3 DRAP Aut. L123 FNº4294 (todos extremos abiertos) DRAP DIS 3p los ≥1 & L1 FNº 4282 ... 4284 DRAP Exc I>>>L1 DRAP Exc I>>>L2 DRAP Exc I>>>L3 L2 L3 Figura 2-19 Diagrama lógico de la función de desconexión rápida de alta intensidad 2.7.2 Ajuste de los parámetros de función La condición necesaria para el empleo de la función de desconexión rápida es que al configurar las funciones del equipo (capítulo 2.1.1) se haya configurado bajo la dirección 124 DESCONEX. RÁPIDA como disponible. También se puede activar bajo la dirección 2401 DESCONEX. RÁPIDA Con o desactivar Desc. Nivel I>>> La magnitud de la intensidad de corriente de cortocircuito que da lugar a la excitación del nivel I>>> se ajusta como I>>> en la dirección 2404. Este nivel solamente trabaja al conectar el extremo local si en el otro extremo está abierto el interruptor de potencia. Seleccione un valor suficientemente alto para que la protección no responda ante el valor efectivo de la intensidad de corriente de conexión que se produce al conectar el objeto de protección. En cambio, no es preciso tener en cuenta las corrientes de cortocircuito que pasan. Al parametrizar con ordenador personal y DIGSI® se pueden introducir los valores opcionalmente como magnitudes primarias o secundarias. Al parametrizar en 68 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.7 Desconexión rápida de alta intensidad magnitudes secundarias, se convierten las intensidades para el lado secundario de los transformadores de medida de intensidad. Nivel I>>>> El nivel I>>>> (dirección 2405A) trabaja con independencia de la posición de los interruptores de potencia. Dado que el disparo es extremadamente rápido, debe ajustarse a un valor suficientemente alto para que de ninguna manera responda para la intensidad de corriente de cortocircuito que pasa. Por lo tanto, solamente se debe aplicar cuando haya posibilidad de escalonamiento de intensidades a través del objeto de protección, es decir, por ejemplo, en transformadores, impedancias longitudinales o líneas largas con impedancia previa reducida. En todos los demás casos se pone en ∞ (preajuste).Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. Al parametrizar mediante ordenador personal y DIGSI® se pueden introducir los valores opcionalmente en magnitudes primarias o secundarias. Al parametrizar en magnitudes secundarias, se convierten las intensidades para el lado secundario de los transformadores de medida de intensidad. Ejemplo de cálculo para escalonamiento de intensidades: Línea aérea 110 kV 150 mm2 con los datos: s (longitud)= 60 km R1/s = 0,19 Ω/km X1/s = 0,42 Ω/km Potencia de cortocircuito en el extremo de alimentación: Sc " = 3,5 GVA (subtransitoria, ya que el nivel I>>>> puede responder al primer valor pico) Transformadores de medida de intensidad 600 A/5 A A partir de ahí se calcula la impedancia de línea ZL y la impedancia previa ZV: Z1/s = √0,192 + 0,422 Ω/km = 0,46 Ω/km ZL = 0,46 Ω/km · 60 km = 27,66 Ω 2 2 110 kV Z V = ------------------------------ = 3,46 Ω 3500 MVA La intensidad trifásica de cortocircuito al final de la línea es I"c (suponiendo una tensión de origen de 1,1·UN): 1,1 ⋅ U N 1,1 ⋅ 110 kV I" c Extremo = ------------------------------------= ---------------------------------------------------------------- = 2245 A 3 ⋅ (3,46 Ω + 27,66 Ω ) 3 ⋅ ( ZV + ZL ) Con un factor de seguridad del 10 % se obtiene el valor de ajuste del primario: Valor de ajuste I>>>> = 1,1 · 2245 A = 2470 A 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 69 2 Funciones o el valor de ajuste secundario: 2245 A Valor de ajuste I>>>> = 1,1 ⋅ ------------------- ⋅ 5 A = 20,6 A 600 A es decir, para intensidades de cortocircuito superiores a 2470 A (primario) ó 20,6 A (secundario), hay con seguridad un cortocircuito en la línea que se trata de proteger. Ésta se puede desconectar inmediatamente. Observación: El cálculo se ha realizado con valores absolutos, lo cual es suficientemente preciso para líneas aéreas. Solamente si la impedancia previa y la impedancia de línea tienen unos ángulos sumamente diferentes es necesario efectuar el cálculo complejo. 2.7.3 Resumen de parámetros Observación: En la lista siguiente se indican los campos de ajuste y los preajustes para una intensidad de corriente nominal secundaria de IN = 1 A. Para una corriente nominal secundaria de IN = 5 A estos valores deberán multiplicarse por 5. Las direcciones que llevan como sufijo una “A“ solamente se pueden modificar mediante DIGSI® bajo “Display additional values“. Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 2401 DESCONEX.RÁPIDA Conectado Desconectado Conectado Desconexión rápida 2404 I>>> 0.10..15.00 A; ∞ 1.50 A Valor de respuesta desconexión rápida I>>> 2405A I>>>> 1,00..25,00 A; ∞ ∞A Valor de respuesta desconexión rápida I>>>> 70 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.7 Desconexión rápida de alta intensidad 2.7.4 Resumen de informaciones FNº. Mensaje Explicación 04253 >DRAP bloqu. >Bloquear desconexión rápida 04271 DRAP descon. Desconexión rápida desconectada 04272 DRAP bloqu. Desconexión rápida bloqueada 04273 DRAP activa Desconexión rápida activada 04281 DRAP Exc-Gen Desconexión rápida excitación general 04282 DRAP Exc I>>>L1 Desconexión rápida Exc. I>>> Fase L1 04283 DRAP Exc I>>>L2 Desconexión rápida Exc. I>>> Fase L2 04284 DRAP Exc I>>>L3 Desconexión rápida Exc. I>>> Fase L3 04285 DRAP Exc I>>>>L1 Desconexión rápida Exc. I>>>> Fase L1 04286 DRAP Exc I>>>>L2 Desconexión rápida Exc. I>>>> Fase L2 04287 DRAP Exc I>>>>L3 Desconexión rápida Exc. I>>>> Fase L3 04289 DRAP DISP 1polL1 Desconexión rápida disparo 1pol L1 04290 DRAP DISP 1polL2 Desconexión rápida disparo 1pol L2 04291 DRAP DISP 1polL3 Desconexión rápida disparo 1pol L3 04292 DRAP DISP 1p Desconexión rápida disparo 1polar 04293 DRAP DISP Gen Desconexión rápida disparo general 04294 DRAP DISP 3p Desconexión rápida disparo tripolar 04295 DRAP DISP L123 Desconexión rápida disparo tripolar 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 71 2 Funciones 2.8 Protección de sobreintensidad temporizada Generalidades El equipo 7SD610 dispone de protección de sobreintensidad temporizada. Ésta se puede emplear opcionalmente como protección de sobreintensidad temporizada de reserva o como protección de sobreintensidad temporizada de emergencia. Mientras que la protección diferencial en conjunto sólo puede trabajar correctamente si ambos equipos reciben perfectamente los datos del otro extremo respectivo, en cambio la protección de sobreintensidad temporizada de emergencia sólo necesita las intensidades locales. La protección de sobreintensidad temporizada de emergencia se activa automáticamente si está perturbada la comunicación de datos de la protección diferencial (régimen de emergencia). Entonces está bloqueada la protección diferencial. El régimen de emergencia sustituye por lo tanto a la protección diferencial como protección contra cortocircuitos cuando fallo la comunicación de los datos de protección. Si la protección de sobreintensidad temporizada está ajustada como protección de sobreintensidad temporizada de reserva, trabaja con independencia de las restantes funciones de protección y supervisión, por lo tanto, también de la protección diferencial. La protección de sobreintensidad temporizada de reserva puede actuar, p. ej., también como protección única contra cortocircuitos, si durante una primera puesta en marcha todavía no están disponibles canales adecuados para la comunicación de protección. La protección de sobreintensidad temporizada tiene un total de cuatro niveles para cada intensidad de fase y para la intensidad de derivación a tierra, que son: • Dos escalones de sobreintensidad temporizados con tiempo de disparo independiente (protección S/It.def.), • Un nivel de sobreintensidad temporizado con tiempo de disparo dependiente de la intensidad (protección S/It.idef.), • Nivel de sobreintensidad temporizada que dispone de una entrada de autorización adicional; por lo tanto, puede actuar, p. ej., también como nivel de emergencia si los demás niveles se emplean como niveles de reserva. Estos cuatro niveles son independientes entre sí y se pueden combinar como se desee. A través de las introducciones binarias puede efectuarse el bloqueo de criterios externos, al igual que un disparo rápido. Al conectar el objeto a proteger contra una falta, se puede conmutar finalmente también un nivel cualquiera o también varios para disparo no retardado. Si no se requieren todos los niveles, se pueden anular los que no se precisen, ajustando su valor de respuesta a ∞. 72 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.8 Protección de sobreintensidad temporizada 2.8.1 Descripción del funcionamiento Magnitudes de medida Las intensidades de fase se llevan al equipo a través de los transformadores de medida de entrada. La corriente de falta a tierra 3·I0 se mide directamente o se calcula. Al conectar I4 en la alimentación al punto de estrella del conjunto de transformadores de medida de intensidad, la corriente de falta a tierra está directamente disponible como magnitud de medida. Si I4 está conectado procedente de un transformador de intensidad de falta a tierra independiente, se emplea, teniendo en cuenta el factor TRANS.MED.I4/Iph (dirección 221, véase el capítulo 2.1.2 bajo el subtítulo “Conexión de corriente“) de los datos de instalación 1. Si la intensidad a tierra no está conectada a la cuarta entrada de intensidad I4 (dirección 220 TRANSF.I4 = no conectada, véase el capítulo 2.1.2), el equipo calculará la intensidad de tierra a partir de las intensidades de fase. Por supuesto, es preciso que estén disponibles y conectadas las tres intensidades de fase de tres transformadores de medida de intensidad conectados en estrella. Nivel independiente I de alta intensidad>> Cada intensidad de corriente de fase se compara con el valor ajustado Iph>> después de su filtrado numérico y la corriente de falta a tierra mediante 3I0>>. Después de activado un nivel y transcurridos los tiempos de retardo correspondientes T Iph>> o T 3I0>> se emite una orden de disparo. El valor de recuperación representa aproximadamente el 5 % del valor de respuesta pero como mínimo un 1,5 % de la intensidad nominal, por debajo del valor de respuesta. La figura 2-20 muestra el diagrama lógico de los niveles I>>. Se pueden bloquear a través de la entrada binaria “>U/S/It.idef. I>> bloq.“. Adicionalmente se puede bloquear de forma independiente el nivel de intensidad de falta a tierra a través de la entrada binaria “>U/S/It.idef. Ie>> bloq.“, p. ej., durante una pausa monopolar antes del reenganche, con el fin de evitar una excitación en falso con el sistema cero que entonces aparece. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 73 2 Funciones Iph>> IL1 IL2 IL3 2610 2611 T Iph>> T & Iph>> I>> Exc L1 I>> Exc L2 I>> Exc L3 0 ≥1 I>> DESC L1 I>> DESC L2 I>> DESC L3 & L1 L2 L3 2613 T 3I0>> 3I0>> 2612 I>>Exc E IE 3I0>> T & 0 ≥1 I>> DESC E & E FNº7107 >S/It.def./idef. FNº7104 >S/It.def./idef. I>> 2614 AUT.DISP.I>> Sí FNº7110 >U/S/It.idef. Conectar sobre falta DES T CIERRE 2680 MANUAL No ≥1 Sí 0 No 2615 CIERRE FALLO IP otros Niveles Figura 2-20 Diagrama lógico del nivel I>> La entrada binaria “>U/S/It.idef. Desc. autoriz.“ y el bloque funcional “Conectar sobre falta“, son comunes a todos los niveles y se explican más adelante. Sin embargo, pueden actuar independientemente sobre los niveles de fase y/o el nivel de tierra. Esto se consigue mediante dos parámetros: • Desc. autoriz.I>> (dirección 2614) determina si a través de la entrada binaria “>U/S/It.idef. Desc. autoriz.“ es posible Sí) un disparo sin retardo, o no es posible (No). Este parámetro también se utiliza para el disparo rápido previo a un reenganche. • CIERRE MANUAL I>> (dirección 2615) determina, si al conectar la línea sobre una falta se debe disparar con este nivel sin demora (Sí) o no (No). 74 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.8 Protección de sobreintensidad temporizada Nivel de sobreintensidad independiente I> La lógica de los niveles de sobreintensidad I> tiene la misma estructura que los niveles I>>. En todas las designaciones simplemente hay que sustituir Iph>> por Iph> o 3I0>> por 3I0>. Por lo demás también es válida la figura 2-20. 2660 CURVA CARACT 2642 T IP 2640 IP Ip Exc L1 Ip Exc L2 Ip Exc L3 IL1 IL2 IL3 T & IP t 0 ≥1 I 2646 T IPretard Ip DES L1 Ip DES L2 Ip DES L3 T 3I0P & L1 L2 L3 3I0P 2650 2652 T 3I0P Ip Exc E IE 3I0P T & 0 t I ≥1 Ip DES E 2656 T 3I0P retardado & FNº7109 >S/It.def./idef. Iep FNº7106 >S/It.def./idef. Ie 2670 AUT. DISP. IP FNº7110 Sí >U/S/It.idef. DES No Conectar sobre fallo T CIERRE 2680 MANUAL ≥1 Sí 0 No otros Niveles 2671 CIERRE FALLO IP Figura 2-21 Diagrama lógico del nivel Ip (protección de sobreintensidad temporizada dependiente) — Ejemplo para curvas características IEC 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 75 2 Funciones Nivel de sobreintensidad I dependiente de la intensidadp También la lógica del nivel dependiente de la intensidad trabaja en principio igual que los demás niveles. Sin embargo, en este caso el tiempo de retardo viene dado por la clase de curva característica que esté ajustada (parámetro CURVA CARACTERÍSTICA), el valor de la intensidad y de un factor de tiempo (figura 2-21). La preselección de las posibles curvas características ya se efectuó al configurar las funciones de protección. Además se puede elegir un tiempo complementario constante T IPretardo o T 3I0Pretardo, que se suma al tiempo dependiente de la intensidad. Las posibles características figuran en las características técnicas, capítulo 4.6. La figura 2-21 muestra el diagrama lógico. Aquí están representadas a título de ejemplo las direcciones de ajuste para las curvas características IEC. En las instrucciones de ajuste (capítulo 2.8.2) se tratan con mayor detalle las distintas direcciones de ajuste. Iph>>> 2630 IL1 IL2 IL3 2631 T Iph>>> T & Iph I>>> Exc L1 I>>> Exc L2 I>>> Exc L3 0 ≥1 I>>> DES L1 I>>> DES L2 I>>> DES L3 & L1 L2 L3 2633 T 3I0>>> 3I0>>> 2632 I>>>Exc E IE T & 3I0 0 ≥1 I>>> DES E & E FNº7132 >S/It.def./idef. FNº7130 >U/S/It.idef. >>> ≥1 FNº7131 >U/S/It.idef. >>> 2634 AUTORIZ.DISP.I>>> FNº7110 Sí >U/S/It.idef. DES No Conectar sobre fallo T CIERRE 2680 MANUAL ≥1 Sí 0 No otros Niveles 2635 CIERRE FALLO I>>> Figura 2-22 Diagrama lógico del nivel I>>> 76 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.8 Protección de sobreintensidad temporizada Otro nivel I>>> Otro nivel de sobreintensidad I>>> dispone de una entrada adicional de autorización (figura 2-22). Por lo tanto, también es adecuada, p. ej., como nivel de emergencia si los restantes niveles se utilizan como niveles de reserva. La entrada de autorización “>U/S/It.idef. I>>> Autoriz.“ se puede ocupar entonces con el mensaje de salida “Funcionamiento régimen de emergencia“ (bien a través de entradas y salidas binarias o a través de las funciones lógicas definibles por el usuario CFC), quedando de este modo automáticamente en servicio en cuanto deje de estar activa la protección diferencial por avería en la comunicación. Sin embargo el nivel I>>> se puede emplear también en todo momento como nivel de sobreintensidad adicional independiente, puesto que trabaja con independencia de los demás niveles. Ahora bien, en este caso, la entrada de autorización “>U/S/ It.idef. I>>> Autoriz.“ tiene que estar activada permanentemente (a través de una entrada binaria o de CFC). Disparo rápido antes del reenganche Si se han de efectuar reenganches automáticos, generalmente se desea una supresión rápida de la avería antes del reenganche. A través de la entrada binaria “>U/S/It.idef. DIS. Autoriz.“ se puede acoplar una señal de autorización procedente de un automatismo de reenganche exterior. El automatismo de reenganche interno, si existe, también reacciona ante esta introducción. De este modo, un nivel cualquiera de la protección de sobreintensidad temporizada puede producir un disparo inmediato antes del reenganche, mediante el parámetro DIS. AUTORIZ.I. Conectar sobre un cortocircuito Para conseguir una desconexión rápida en caso de cortocircuito, en caso de conexión manual del interruptor de potencia, se puede transmitir al equipo la orden de conexión manual del interruptor de confirmación de control a través de una entrada binaria. En ese caso, la protección de sobreintensidad temporizada puede volver a efectuar un disparo tripolar sin retardo o con un retardo reducido. Mediante parámetros se puede determinar para qué nivel(es) es válido el disparo rápido después de la conexión manual (véanse también los diagramas lógicos en la figura 2-20, 2-21 y 2-22). Lógica de excitación y de disparo Las señales de excitación de las distintas fases (o tierra) y de los distintos niveles se enlazan de tal manera entre sí que se emiten no sólo las informaciones de fase sino también el nivel que ha causado la excitación (tabla 2-3). En las señales de disparo también se emite el nivel que ha provocado el disparo. En caso de disparo monopolar se identifica también el polo (véase también el capítulo 2.13.4 Lógica de disparo del conjunto del equipo). Tabla 2-3 Avisos de excitación de la protección de sobreintensidad temporizada Mensaje interno I>> Exc L1 I> Exc L1 Ip Exc L1 I>>> Exc L1 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Figura Mensaje de salida FNº 2-20 2-21 2-22 U/S/It.idef. Exc L1 7162 77 2 Funciones Tabla 2-3 Avisos de excitación de la protección de sobreintensidad temporizada Mensaje interno Figura I>> Exc L2 I> Exc L2 Ip Exc L2 I>>> Exc L2 2-20 I>> Exc L3 I> Exc L3 Ip Exc L3 I>>> Exc L3 2-20 I>>Exc E I> Exc E Ip Exc E I>>> Exc E 2-20 I>> Exc L1 I>> Exc L2 I>> Exc L3 I>> Exc E 2-20 2-20 2-20 2-20 2-21 2-22 2-21 2-22 2-21 2-22 I> Exc L1 I> Exc L2 I> Exc L3 I> Exc E FNº U/S/It.idef. Exc L2 7163 U/S/It.idef. Exc L3 7164 U/S/It.idef. Exc E 7165 U/S/It.idef. I>> Exc 7191 U/S/It.idef. I> Exc 7192 Ip Exc L1 Ip Exc L2 Ip Exc L3 Ip Exc E 2-21 2-21 2-21 2-21 U/S/It.idef. Exc Ip 7193 I>>> Exc L1 I>>> Exc L2 I>>> Exc L3 I>>> Exc E 2-22 2-22 2-22 2-22 U/S/It.idef. I>>> Exc 7201 U/S/It.idef. Exc G 7161 (todas las excitaciones) 78 Mensaje de salida 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.8 Protección de sobreintensidad temporizada 2.8.2 Ajuste de los parámetros de función Generalidades Al configurar las funciones del equipo (véase el capítulo 2.1.1, dirección 126) se determinó qué curvas características deberán estar disponibles. Según lo que allí se haya determinado allí, a continuación sólo estarán accesibles aquellos parámetros que sean válidos para las curvas características disponibles. De acuerdo con el régimen de funcionamiento deseado para la protección de sobreintensidad temporizada se ajusta la dirección 2601: MODO DE FUNCIONAMIENTO = Con significa, que la protección de sobreintensidad temporizada trabaja con independencia de otras funciones de protección, es decir, como protección de sobreintensidad temporizada de reserva. Si debe trabajar únicamente como función de emergencia en caso de fallo de la transmisión, se ajusta sólo Función de emergencia. Por último, también se puede Des (desactivar). Si no se requieren todos los niveles, se pueden anular los que no se precisen, ajustando su valor de respuesta a ∞. En cambio, si se pone el nivel de tiempo asociado en ∞, esto no elimina los mensajes de excitación sino que únicamente impide el desarrollo del tiempo. El nivel I>>> también está activo si como régimen de funcionamiento de la protección de sobreintensidad temporizada se había ajustado sólo Función de emergencia. Uno o varios niveles se pueden ajustar como niveles de disparo rápido al conectar sobre un cortocircuito. Esto se selecciona al ajustar los niveles individuales (véase más abajo). Para evitar una falsa activación debido a sobreintensidades transitorias se puede ajustar un retardo T SOTF (dirección 2680). Generalmente será correcto el preajuste 0. En el caso de cables largos en los que hay que contar con unas irrupciones de corriente de conexión altas, o en el caso de transformadores, puede ser razonable, sin embargo, un retardo breve. Esta temporización depende de la intensidad y duración del fenómeno transitorio y de los niveles que se utilicen para el disparo rápido. Niveles de alta intensidad Iph>>, 3I0>> Los niveles I>> Iph>> (dirección 2610) y 3I0>> (dirección 2612) dan lugar junto con los niveles I> o los niveles Ipa una curva característica de dos niveles. Naturalmente se pueden combinar también los tres niveles. Si no se necesita uno de los niveles, el valor de respuesta se deberá ajustar a ∞. Los niveles I>> trabajan siempre con un retardo definido. Si se utilizan los niveles I>> como niveles rápidos previos al reenganche automático, el ajuste de intensidad corresponde a los niveles I> o Ip (véase más adelante). Aquí interesan únicamente los distintos tiempos de retardo. Los tiempos T Iph>> (dirección 2611) y T 3I0>> (dirección 2613) se pueden ajustar entonces a 0 o a un valor muy reducido, ya que antes de un reenganche tiene prioridad la desconexión rápida de la corriente de cortocircuito frente a la selectividad. Antes de producirse la desconexión definitiva es preciso bloquear estos niveles para lograr la selectividad. En el caso de líneas de gran longitud con pequeña impedancia previa o antes de reactancias grandes (p. ej., transformadores, impedancias longitudinales) los niveles I>> se pueden utilizar también para escalonamiento de intensidades. En este caso se deberán ajustar de tal manera que en caso de cortocircuito al final de la línea haya seguridad de que no respondan. Los tiempos se pueden ajustar entonces a 0 o a un valor reducido. Al parametrizar mediante ordenador personal y DIGSI® los valores se pueden introducir opcionalmente en magnitudes primarias o secundarias. Al parametrizar en magnitudes secundarias, se convierten las intensidades de corriente para el lado 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 79 2 Funciones secundario de los transformadores de medida de intensidad. Ejemplo de cálculo: Línea aérea 110 kV 150 mm2 con los datos: s (longitud) = 60 km R1/s = 0,19 Ω/km X1/s = 0,42 Ω/km Potencia de cortocircuito en el extremo de alimentación: Sk' =2,5 GVA Transformadores de medida de intensidad 600 A/5 A A partir de ahí se calcula la impedancia de línea ZL y la impedancia previa ZV: Z1/s = √0,192 + 0,422 Ω/km = 0,46 Ω/km ZL = 0,46 Ω/km · 60 km = 27,66 Ω 2 2 110 kV Z V = ------------------------------ = 4,84 Ω 2500 MVA La intensidad de corriente de cortocircuito trifásica al final de la línea es Ic Fin: 1,1 ⋅ U N 1,1 ⋅ 110 kV I c Extremo = ------------------------------------= ---------------------------------------------------------------- = 2150 A 3 ⋅ ( 4,84 Ω + 27,66 Ω ) 3 ⋅ ( ZV + ZL ) Con un factor de seguridad del 10 % se obtiene el valor de ajuste del primario: Valor de ajuste I>> = 1,1 · 2150 A = 2365 A o el valor de ajuste secundario: 2150 A Valor de ajuste I>> = 1,1 ⋅ ------------------- ⋅ 5 A = 19,7 A 600 A es decir, para intensidades de cortocircuito superiores a 2365 A (primario) ó 19,7 A (secundario), hay con seguridad un cortocircuito en la línea que se trata de proteger. Éste se puede desconectar inmediatamente de la protección de sobreintensidad temporizada. Observación: El cálculo fue realizado con valores absolutos, lo cual es suficientemente preciso para líneas aéreas. Solamente si la impedancia previa y la impedancia de línea tienen unos ángulos sumamente diferentes es necesario efectuar el cálculo complejo. Para las averías con falta a tierra se puede realizar un cálculo análogo, siendo determinante la corriente de falta a tierra máxima que aparece al final de la línea durante el cortocircuito con falta a tierra. 80 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.8 Protección de sobreintensidad temporizada Los tiempos ajustados son puros retardos adicionales que no incluyen el tiempo propio (tiempo de medición). El parámetro DIS Autoriz.I>> (dirección 2614) determina si a través de la entrada binaria ">U/S/It.idef. DIS Autoriz.“ (FNº07110) o estando dispuesto el reenganche automático hay posibilidad de soslayar los tiempos de retardo T Iph>> (dirección 2611) y T 3I0>> (dirección 2613). La entrada binaria (si está configurada) es común a todos los niveles de la protección de sobreintensidad temporizada. Con DIS Autoriz.I>> = Sí se determina por lo tanto que los niveles I>> disparen sin retardo después de ser excitados, en el caso de que esté activada la entrada binaria, estando siempre activos los retardos ajustados para DIS Autoriz.I>> = No. El disparo rápido estando dispuesto el automatismo de reenganche solamente se debería seleccionar si la protección de sobreintensidad temporizada está ajustada como función de emergencia. Dado que la protección diferencial garantiza un disparo rápido y selectivo, por principio, con o sin reenganche, la protección de sobreintensidad temporizada utilizada como protección de reserva tampoco debe disparar de forma no selectiva antes del reenganche. Si se desea que el nivel I>> vuelva a disparar al conectar la línea sobre una avería, sin retardo o con un retardo breve CIERRE MANUAL (dirección 2680, véase antes bajo el subtítulo “Generalidades“), se deberá ajustar el parámetro CIERRE FALLO I>> (dirección 2615) a Sí. Para este disparo rápido se puede seleccionar también cualquier otro nivel. Niveles de sobreintensidad Iph>, 3I0> en la protección S/It.def. Para ajustar el valor de respuesta de intensidad, Iph> (dirección 2620), es determinante principalmente la intensidad de corriente de servicio máxima que aparece. Debe estar excluida la excitación debida a sobrecarga ya que en este régimen de funcionamiento el equipo trabaja con unos tiempos de instrucción correspondientemente cortos como protección contra cortocircuito pero no como protección contra sobrecarga. Por ese motivo, se ajusta en las líneas aproximadamente un 10 % por encima de la (sobre)carga máxima previsible, y para transformadores y motores aproximadamente un 20 %. Al parametrizar mediante ordenador personal y DIGSI® se pueden introducir los valores opcionalmente en magnitudes primarias o secundarias. Al parametrizar en magnitudes secundarias, se convierten las intensidades de corriente para el lado secundario de los transformadores de medida de intensidad. Ejemplo de cálculo: Línea aérea 110 kV, 150 mm2 como arriba: potencia máxima transmisible Pmáx = 120 MVA correspondiente a Imáx = 630 A Transformadores de medida de intensidad 600 A/5 A Factor de seguridad 1,1 Al efectuar el ajuste en valores primarios se obtiene el valor de ajuste: Valor de ajuste I> = 1,1 · 630 A = 693 A Al efectuar el ajuste en valores secundarios, resulta el valor de ajuste: 630 A Valor de ajuste I> = 1,1 ⋅ ---------------- ⋅ 5 A = 5,8 A 600 A El nivel de corriente de falta a tierra 3I0> (dirección 2622), debe detectar incluso la más pequeña de las intensidades de corriente de cortocircuito de falta a tierra previsibles. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 81 2 Funciones El tiempo de retardo que se ha de ajustar T Iph> (dirección 2621) viene dado por el plan de escalonamiento establecido para la red. Al utilizarlo como protección de sobreintensidad temporizada de emergencia, son convenientes incluso unos tiempos de retardo más cortos (un escalón de tiempo por encima del disparo rápido), ya que esta función solamente debe trabajar en caso de fallo de la comunicación de datos para la protección diferencial. El tiempo T 3I0> (dirección 2623) generalmente se puede ajustar más corto de acuerdo con un plan de escalonamiento independiente para corrientes de falta a tierra. En los niveles independientes, los tiempos ajustados son meros retardos adicionales que no incluyen el tiempo propio (tiempo de medición). Si solamente se han de supervisar las intensidades de fase, el valor de respuesta del nivel de corriente de derivación a tierra se deberá poner en ∞. El parámetro DIS Autoriz.I> (dirección 2624) determina si a través de la entrada binaria “>U/S/It.idef. DIS Autoriz.“ (FNº07110) o estando dispuesto el reenganche automático hay posibilidad de soslayar los tiempos de retardo T Iph> (dirección 2621) y T 3I0> (dirección 2623). La introducción binaria (si está configurada) es común a todos los niveles de la protección de sobreintensidad temporizada. Con DIS Autoriz.I> = Sí se determina por lo tanto que los niveles I> disparen sin retardo después de ser excitados, en el caso de que esté activada la entrada binaria, estando siempre activos los retardos ajustados para DIS Autoriz.I> = No. El disparo rápido estando dispuesto el automatismo de reenganche solamente se debería seleccionar si la protección de sobreintensidad temporizada está ajustada como función de emergencia. Dado que la protección diferencial garantiza un disparo rápido y selectivo, por principio, con o sin reenganche, la protección de sobreintensidad temporizada utilizada como protección de reserva tampoco debe disparar de forma no selectiva antes del reenganche. Si se desea que el nivel I> vuelva a disparar al conectar la línea sobre una avería, sin retardo o con un retardo breve CIERRE MANUAL (dirección 2680, véase antes bajo el subtítulo “Generalidades“), se deberá ajustar el parámetro CIERRE FALLO I> (dirección 2625) a Sí. Sin embargo, para la desconexión rápida no se debería seleccionar un nivel con ajuste sensible ya que al conectar sobre una falta hay que contar con la posibilidad de un cortocircuito fuerte. Es preciso evitar que el nivel seleccionado responda de forma transitoria al conectar. Niveles de sobreintensidad IP, 3I0P en la protección S/It.idef. con curvas características IEC En los niveles dependientes de la intensidad y en función de la configuración (capítulo 2.1.1, dirección 126), se pueden elegir diferentes curvas características. En las curvas características IEC (dirección126 SOBRETENSIÓN = S/It.def./idef. IEC) están disponibles bajo la dirección 2660 CURVA CARACTERÍSTICA: Invers (inverse , tipo A según IEC 60255-3), Stark invers (very inverse, tipo B según IEC 60255-3), Extrem invers (extremely inverse, tipo C según IEC 60255-3), y S/It.idef. inv. tiempo largo (longtime, tipo B según IEC 60255-3). Las curvas características y las fórmulas en las que se basan están reproducidas en las características técnicas (capítulo 4.6, figura 4-1). Para el ajuste de los valores de respuesta IP (dirección 2640) y 3I0P (dirección 2650), son válidas las mismas consideraciones que para los niveles de sobreintensidad de la protección S/It.def. (véase más arriba). Aquí es preciso tener en cuenta que entre el valor de excitación y el valor de ajuste ya está incluido un margen de seguridad. La excitación aquí sólo tiene lugar aproximadamente para un 10 % por encima del valor de ajuste. 82 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.8 Protección de sobreintensidad temporizada Haciendo referencia al ejemplo anterior, aquí se puede ajustar por lo tanto directamente la intensidad de corriente máxima previsible estando en servicio: primario: valor de ajuste IP = 630 A, secundario: valor de ajuste IP = 5,25 A, d.h. (630 A / 600 A) · 5 A. El multiplicador de tiempo que se ha de ajustar T IP (dirección 2642) viene dado por el plan de escalonamiento establecido para la red. Al utilizarlo como protección de sobreintensidad temporizada de emergencia son convenientes incluso unos tiempos de retardo más cortos (un escalón de tiempo por encima del disparo rápido), ya que esta función solamente debe trabajar en caso de fallo de la comunicación de datos para la protección diferencial. El multiplicador de tiempo T 3I0P (dirección 2652) generalmente se puede ajustar más corto de acuerdo con un plan de escalonamiento independiente para corrientes de derivación a tierra. Si solamente se han de supervisar las intensidades de fase, el valor de respuesta del nivel de corriente de derivación a tierra se deberá poner en ∞. Además de los retardos en función de la intensidad, se pueden ajustar según necesidad sendos retardos de duración constante. Los ajustes T IPretardo(dirección 2646 para intensidades de fase) y T 3I0Pretardo (dirección 2656 para la intensidad de falta a tierra), se suman a los tiempos de las curvas características ajustadas. El parámetro DIS Autoriz.IP (dirección 2670) determina si a través de la introducción binaria “>U/S/It.idef. DIS Autoriz.“ (FNº 07110) o al estar dispuesto el reenganche automático hay posibilidad de soslayar el retardo T IP (dirección 2642) incluido el tiempo adicional T IPretardo (dirección 2646) y T 3I0P (dirección 2652), inclusive el tiempo adicional T 3I0Pretardo (dirección 2656). La introducción binaria (si está configurada) es común a todos los niveles de la protección de sobreintensidad temporizada. Con DIS Autoriz.IP = Sí se determina por lo tanto que los niveles IP disparan sin retardo después de la excitación, si está activada la introducción binaria; para DIS Autoriz.IP = No, los retardos ajustados están siempre activos. El disparo rápido estando dispuesto el automatismo de reenganche solamente se debería seleccionar si la protección de sobreintensidad temporizada está ajustada como función de emergencia. Dado que la protección diferencial garantiza un disparo rápido y selectivo, por principio, con o sin reenganche, la protección de sobreintensidad temporizada utilizada como protección de reserva tampoco debe disparar de forma no selectiva antes del reenganche. Si al conectar la línea sobre una falta se desea que el nivel IP vuelva a disparar sin demora o con un retardo breve CIERRE MANUAL (dirección 2680, véase arriba bajo el subtítulo “Generalidades“), se deberá ajustar el parámetro a CIERRE FALLO IP (dirección 2671) Sí. Sin embargo, para la desconexión rápida no se debería seleccionar un nivel con ajuste sensible ya que al conectar sobre una falta hay que contar con la posibilidad de un cortocircuito fuerte. Es preciso evitar que el nivel seleccionado responda de forma transitoria al conectar. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 83 2 Funciones Niveles de sobreintensidad IP, 3I0P en la protección S/It.idef. con curvas características ANSI En los niveles dependientes de la intensidad y en función de la configuración (capítulo 2.1.1, dirección 126), se pueden elegir diferentes curvas características. En las curvas características ANSI (dirección 126 SOBRETENSIÓN = S/It.def./idef. ANSI) están disponibles bajo la dirección 2661 CURVA CARACTERÍSTICA: Inverse, Short inverse, Long inverse, Moderately inv., Very inverse, Extremely inv. y Definite inv.. Las curvas características y las fórmulas en las que se basan están reproducidas en las características técnicas (capítulo 4.6, figuras 4-2 y4-3). Para el ajuste de los valores de respuesta IP (dirección 2640) y 3I0P (dirección 2650), son válidas las mismas consideraciones que para los niveles de sobreintensidad de la protección S/It.def. (véase más arriba). Aquí es preciso tener en cuenta que entre el valor de excitación y el valor de ajuste ya está incluido un margen de seguridad. La excitación aquí sólo tiene lugar aproximadamente para un 10 % por encima del valor de ajuste. Haciendo referencia al ejemplo anterior, aquí se puede ajustar por lo tanto directamente la intensidad de corriente máxima previsible estando en servicio: primario: valor de ajuste IP = 630 A, secundario: valor de ajuste IP = 5,25 A, esto es, (630 A / 600 A) · 5 A. El multiplicador de tiempo que se ha de ajustar D IP (dirección 2643) viene dado por el plan de escalonamiento establecido para la red. Al utilizarlo como protección de sobreintensidad temporizada de emergencia son convenientes incluso unos tiempos de retardo más cortos (un escalón de tiempo por encima del disparo rápido), ya que esta función solamente debe trabajar en caso de fallo de la comunicación de datos para la protección diferencial. El multiplicador de tiempo D 3I0P (dirección 2653) generalmente se puede ajustar más corto de acuerdo con un plan de escalonamiento independiente para corrientes de falta a tierra. Si solamente se han de supervisar las intensidades de fase, el valor de respuesta del nivel de corriente de falta a tierra se deberá poner en ∞. Además de los retardos en función de la intensidad, se pueden ajustar según necesidad sendos retardos de duración constante. Los ajustes T IPretardo (dirección 2646 para intensidades de fase) y T 3I0Pretardo (dirección 2656 para la intensidad de derivación a tierra), se suman a los tiempos de las curvas características ajustadas. El parámetro DIS Autoriz.IP (dirección 2670) determina si a través de la introducción binaria “>U/S/It.idef. DIS Autoriz.“ (FNº 07110) o al estar dispuesto el reenganche automático hay posibilidad de soslayar el retardo D IP (dirección 2643) incluido el tiempo adicional T IPretardo (dirección 2646) y D 3I0P (dirección 2653), inclusive el tiempo adicional T 3I0Pretardo (dirección 2656). La introducción binaria (si está configurada) es común a todos los niveles de la protección de sobreintensidad temporizada. Con DIS Autoriz.IP = Sí se determina por lo tanto que los niveles IP disparen sin demora después de la excitación, si está activada la introducción binaria; para DIS Autoriz.IP = No los retardos que están ajustados están siempre activos. El disparo rápido estando dispuesto el automatismo de reenganche solamente se debería seleccionar si la protección de sobreintensidad temporizada está ajustada como función de emergencia. Dado que la protección diferencial garantiza un disparo rápido y 84 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.8 Protección de sobreintensidad temporizada selectivo, por principio, con o sin reenganche, la protección de sobreintensidad temporizada utilizada como protección de reserva tampoco debe disparar de forma no selectiva antes del reenganche. Si al conectar la línea sobre una falta se desea que el nivel IP vuelva a disparar sin demora o con un retardo breve CIERRE MANUAL (dirección 2680, véase más arriba bajo el subtítulo “Generalidades“), se deberá ajustar el parámetro a CIERRE FALLO IP (dirección 2671) Sí. Ahora bien para el disparo rápido no se debería seleccionar un nivel de ajuste sensible,ya que al conectar sobre una falta hay que contar con la posibilidad de un cortocircuito fuerte. Es preciso evitar que el nivel seleccionado responda de forma transitoria al conectar. Otro nivel I>>> El nivel I>>> se puede utilizar como nivel de sobreintensidad independiente adicional ya que trabaja con independencia de los restantes niveles. En este caso, sin embargo, es preciso que la entrada de autorización “>U/S/It.idef. I>>> Autoriz.“ (FNº 07131) esté activada permanentemente (a través de una entrada binaria o de CFC). Dado que el nivel I>>> dispone de una entrada de autorización adicional, resulta también adecuado, por ejemplo, como nivel de emergencia si los demás niveles se emplean como niveles de reserva. La entrada de autorización “>U/S/It.idef. I>>> Autoriz.“ (FNº 07131) se ocupa entonces con el mensaje de salida “ Funcionamiento régimen de emergencia“ (FNº 02054), bien a través de entradas y salidas binarias o a través de las funciones lógicas CFC definibles por el usuario). Cuando se utiliza el nivel I>>> como función de emergencia se aplican consideraciones semejantes a las de los niveles I>. También aquí es preciso que el nivel de ajuste Iph>>> (dirección 2630) esté por encima de la intensidad de corriente de servicio máxima permisible, con el fin de excluir la posibilidad de una excitación sin cortocircuito. Sin embargo, el retardo T Iph>>> (dirección 2631) puede ser más corto de lo que correspondería al plan de escalonamiento de la red, puesto que este nivel solamente trabaja en régimen de emergencia, es decir, cuando falle la comunicación de la protección diferencial. Generalmente basta con un escalón de tiempo por encima del tiempo base de la protección diferencial. Correspondientemente, el nivel de intensidad de corriente de falta a tierra 3I0>>> (dirección 2632) debería responder todavía ante la intensidad de corriente a tierra más pequeña previsible en un cortocircuito con falta a tierra y el retardo T 3I0>>> (dirección 2633) debería estar un escalón de tiempo por encima del tiempo básico de la protección diferencial. Si solamente se han de supervisar las intensidades de fase, el valor de respuesta del nivel de corriente de falta a tierra se deberá poner en ∞. También el nivel I>>> se puede acelerar mediante la señal de autorización “>U/S/ It.idef. DIS Autoriz.“ (FNº 07110), p.ej. antes de un reenganche automático. Esto se determina por medio del parámetro DIS Autoriz.I>>> (dirección 2634). Ponga éste en Sí, si se desea que el nivel I>>> dispare sin demora, mientras esté activada la introducción binaria “>U/S/It.idef. DIS Autoriz.“ o el reenganche automático esté dispuesto para reenganchar. Estando dispuesto el reenganche automático solamente se debería seleccionar el disparo rápido si el nivel I>>> se emplea como función de emergencia. Si entonces está fuera de servicio la protección diferencial, este nivel de emergencia garantiza un disparo rápido antes del reenganche. Al conectar la línea sobre una falta también hay posibilidad de disparos sin retardo mediante el nivel I>>>. Si es ésto lo que desea, ponga el parámetro CIERRE FALLO I>>> (dirección 2635) en Sí. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 85 2 Funciones 2.8.3 Resumen de parámetros Observación: En la lista siguiente se indican los campos de ajuste y los preajustes para una intensidad de corriente nominal secundaria de IN = 1 A. Para una corriente nominal secundaria de IN = 5 A estos valores deberán multiplicarse por 5. Las direcciones que llevan como sufijo una “A“ solamente se pueden modificar mediante DIGSI® bajo “Display additional values“. Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 2601 MODO DE FUNCIONAMIENTO Conectado Sólo como función de emergencia Desconectado Conectado Modo de funcionamiento 2680 CIERRE MANUAL 0.00..30.00 s 0.00 s Tiempo de retardo en caso de conexión 2610 Iph>> 0.10..25.00 A; ∞ 2.00 A Iph>>: Valor de respuesta 2611 T Iph>> 0.00..30.00 s; ∞ 0.30 s Iph>>: Tiempo de retardo 2612 3I0>> 0.05..25.00 A; ∞ 0.50 A 3I0>> Valor de respuesta 2613 T 3I0>> 0.00..30.00 s; ∞ 2.00 s 3I0>> Tiempo de retardo 2614 AUTORIZ.DISP.I>> No Sí Sí Sin retardo con autorización por entrada bin. 2615 CIERR.FALLO I>> No Sí No Sin retardo al conectar sobre falta 2620 Iph> 0.10..25.00 A; ∞ 1.50 A Iph>: Valor de respuesta 2621 T Iph> 0.00..30.00 s; ∞ 0.50 s Iph>: Tiempo de retardo 2622 3I0> 0.05..25.00 A; ∞ 0.20 A 3I0>: Valor de respuesta 2623 T 3I0> 0.00..30.00 s; ∞ 2.00 s 3I0>: Tiempo de retardo 2624 AUTORIZ.DISP.I> No Sí No Sin retardo con autorización por entrada bin. 2625 CIERR.FALLO I> No Sí No Sin retardo al conectar sobre falta 2640 IP 0.10..4.00 A; ∞ ∞A IP: Valor de respuesta 2642 T IP 0.05..3.00 s; ∞ 0.50 s IP: S/I t.inv.tiempo para curvas caract. IEC T IP 2643 D IP 0.50..15.00; ∞ 5.00 IP: S/I t.inv.t. para curvas caract. ANSI D IP 2646 T IPretardo 0.00..30.00 s 0.00 s IP: Retardo adicional de S/I t.inv. T IPretardo 2650 3I0P 0.05..4.00 A; ∞ ∞A 3I0P: Valor de respuesta 2652 T 3I0P 0.05..3.00 s; ∞ 0.50 s 3I0P: S/I t.inv.T.(curvas caract. IEC) T 3I0P 2653 D 3I0P 0.50..15.00; ∞ 5.00 3I0P: Tiempo de S/I t.inv.(curvas características ANSI) D 3I0P 2656 T 3I0Pretardo 0.00..30.00 s 0.00 s 3I0P: Retardo adicional S/I t.inv. T 3I0Pretardo 86 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.8 Protección de sobreintensidad temporizada Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 2660 CURVA CARACTERÍSTICA Inversa Inversa alta Extremadamente inversa S/I t.inv. tiempo largo Inversa Curva característica IEC 2661 CURVA CARACTERÍSTICA Inversa Inversa corta Inversa larga Moderadamente inversa Muy inversa Extremadamente inversa Definitivamente inversa Inversa Curva característica ANSI 2670 AUTOR. DISP. IP No Sí No Sin retardo con autorización por entrada bin. 2671 CIERRE FALLO IP No Sí No Sin retardo al conectar sobre falta 2630 Iph>>> 0.10..25.00 A; ∞ 1.50 A Iph>>>: Valor de respuesta 2631 T Iph>>> 0.00..30.00 s; ∞ 0.30 s Iph>>>: Tiempo de retardo 2632 3I0>>> 0.05..25.00 A; ∞ 0.20 A 3I0>>>: Valor de respuesta 2633 T 3I0>>> 0.00..30.00 s; ∞ 2.00 s 3I0>>>: Tiempo de retardo 2634 AUTORIZ.DISP.I>> > No Sí No Sin retardo con autorización por entrada bin. 2635 CIERR.FALLO I>>> No Sí No Sin retardo al conectar sobre falta 2.8.4 Resumen de informaciones FNº. Mensaje Explicación 07104 >U/S/It.idef. >> bloq I >U/S/It.idef. >>bloquear nivel I 07105 >U/S/It.idef. > bloq I >U/S/It.idef. >bloquear nivel I 07106 >U/S/It.idef. bloq Ip >U/S/It.idef. bloquear nivel Ip 07107 >U/S/It.idef. >> bloq Ie >U/S/It.idef. bloquear nivel Ie>> 07108 >U/S/It.idef. > bloq Ie >U/S/It.idef. bloquear nivel Ie> 07109 >U/S/It.idef. bloq Iep >U/S/It.idef. bloquear nivel Iep 07110 >U/S/It.idef. DIS autoriz. >U/S/It.idef. autorización orden de disparo 07130 >U/S/It.idef. >>> bloq I >U/S/It.idef. >>>bloquear nivel I 07131 >U/S/It.idef. >>> autoriz. I >U/S/It.idef. >>>autorizar nivel I 07132 >U/S/It.idef. >>> bloq Ie >U/S/It.idef. bloquear nivel Ie>>> 07151 U/S/It.idef. desc U/S/It.idef. desconectada 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 87 2 Funciones FNº. Mensaje Explicación 07152 U/S/It.idef. bloq U/S/It.idef. bloqueada 07153 U/S/It.idef. activo U/S/It.idef. activo 07161 U/S/It.idef. Exc G U/S/It.idef.: Excitación general 07162 U/S/It.idef. Exc L1 U/S/It.idef.: Excitación L1 07163 U/S/It.idef. Exc L2 U/S/It.idef.: Excitación L2 07164 U/S/It.idef. Exc L3 U/S/It.idef.: Excitación L3 07165 U/S/It.idef. Exc E U/S/It.idef.: Excitación tierra 07191 U/S/It.idef. I>> Exc U/S/It.idef.: Excitación nivel I>> 07192 U/S/It.idef. I> Exc U/S/It.idef.: Excitación nivel I> 07193 U/S/It.idef. Exc Ip U/S/It.idef.: Excitación nivel Ip 07201 U/S/It.idef. I>>> Exc U/S/It.idef.: Excitación nivel I>>> 07211 U/S/It.idef. DISP G U/S/It.idef.: Orden general de disparo 07212 U/S/It.idef. DISP1polL1 U/S/It.idef.: Orden de disparo L1, sólo monopolar 07213 U/S/It.idef. DISP1polL2 U/S/It.idef.: Orden de disparo L2, sólo monopolar 07214 U/S/It.idef. DISP1polL3 U/S/It.idef.: Orden de disparo L3, sólo monopolar 07215 U/S/It.idef. DISP L123 U/S/It.idef.: Orden de disparo tripolar 07221 U/S/It.idef. >> DISP I U/S/It.idef.: Orden de disparo nivel I>> 07222 U/S/It.idef. > DISP I U/S/It.idef.: Orden de disparo nivel I> 07223 U/S/It.idef. DISP Ip U/S/It.idef.: Orden de disparo nivel Ip 07235 U/S/It.idef. >>> DISP I U/S/It.idef.: Orden de disparo nivel I>>> 88 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.9 Automatismo de reenganche (opcional) 2.9 Automatismo de reenganche (opcional) La experiencia muestra que aproximadamente el 85 % de los cortocircuitos con arco eléctrico en líneas aéreas se apagan automáticamente después de desconectar mediante la protección. Por lo tanto la línea se puede volver a conectar. El reenganche lo realiza un automatismo de reenganche (RE). Un ejemplo de desarrollo normal en el tiempo para un doble reenganche se puede ver en la figura 2-23. El reenganche automático sólo está permitido en líneas aéreas, porque solamente allí existe la posibilidad de que un arco eléctrico de cortocircuito se apague por sí solo. En todos los demás casos está prohibido utilizarla. Si el objeto a proteger está compuesto por una mezcla de líneas aéreas y otros medios de trabajo (p. ej. líneas aéreas en bloque con un transformador o línea aérea/cable), es preciso asegurarse de que el reenganche sólo puede tener lugar en caso de avería en la línea aérea. Si los polos del interruptor de potencia se pueden conmutar individualmente, en una red con punto de estrella puesto a tierra se realiza con frecuencia una breve interrupción monopolar en caso de averías monofásicas y una tripolar en caso de averías multifásicas. Si después del reenganche persiste el cortocircuito (el arco eléctrico no se ha apagado o hay un cortocircuito metálico), la protección desconecta definitivamente. En algunas redes se llevan a cabo también varios reintentos de reenganche. En la versión con disparo monopolar, 7SD610 permite la desconexión monopolar selectiva por fases. En función de la variante de pedido está integrado un reenganche automático monopolar y tripolar, de uno y varios tramos. Teniendo en cuenta las entradas y salidas binarias disponibles,7SD610 también puede trabajar juntamente con un reenganche automático exterior. En este caso deberá efectuarse el intercambio de señales entre 7SD610 y el equipo de reenganche exterior, a través de las entradas y salidas binarias. También existe la posibilidad de que el reenganche automático integrado sea controlado por una protección exterior (p. ej. segunda protección). Excitación abortado abortado Tiempo de activación Orden de disparo Orden de conexión Tiempo de pausa Tiempo de bloqueo abortado Tiempo de bloqueo 1. RE infructuoso, nuevo disparo durante el tiempo de bloqueo RE Tiempo de pausa 2. RE satisfactorio; no hay nuevo disparo durante el tiempo de bloqueo Arranque con 1ª orden de disparo Figura 2-23 Diagrama de desarrollo de un reenganche doble con tiempo activo (2º RE satisfactorio) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 89 2 Funciones 2.9.1 Descripción del funcionamiento La función de reenganche automático integrado permite hasta 8 intentos de reenganche. Los primeros cuatro ciclos de interrupción pueden trabajar con parámetros distintos (tiempos activos y de pausa, monopolar/tripolar). A partir del quinto ciclo se aplican los parámetros del cuarto ciclo. Conectar y desconectar El automatismo de reenganche se puede conectar y desconectar, concretamente a través del parámetro 3401 REENG-AUTO, a través del interfaz de sistema (si existe) y a través de introducciones binarias (si están configuradas). Los estados de conexión se memorizan internamente (véase la figura 2-24) y se aseguran contra fallo de tensión auxiliar. Por principio solamente se puede conectar desde donde previamente se haya desconectado. Para ello es necesario que la función esté conectada desde las tres fuentes de conmutación, para ser efectiva. Durante el transcurso de un caso de avería no tiene efecto ningún cambio a través del ajuste o del interfaz. 3401 REENG. AUT. “1“ Con Desc FNº02702 >RE.AU. desc S FNº02701 R >RE.AU. con ≥1 RE.AU. desconectado por el interfaz de sistema: >RE.AU. S >RE.AU. R Figura 2-24 Conexión y desconexión del reenganche automático Selectividad previa al reenganche Para que el reenganche automático pueda tener éxito se deberían desconectar las averías en todo el trayecto de la línea aérea en ambos extremos de la línea, con un mismo tiempo, lo más corto posible. En la protección diferencial esto ocurre así normalmente, ya que la delimitación rigurosamente selectiva del objeto de protección por medio de los grupos de transformadores de medida de intensidad permite siempre un disparo sin retardo. Pero también en caso de disparo provocado por otras funciones de cortocircuito puede ser deseable que antes de producirse el reenganche por medio del reenganche automático tenga lugar un disparo rápido de la protección. Para ello toda protección contra cortocircuitos que esté en condiciones de iniciar el reenganche automático dispone de la posibilidad de tener por lo menos un nivel para disparo sin retardo si el reenganche automático está preparado para el primer ciclo de interrupción para el enganche. Sin embargo, es preciso tener en cuenta que se debe evitar un disparo rápido no selectivo mientras la protección diferencial trabaje correctamente: Como protección de reserva, la protección de sobreintensidad temporizada no debe desconectar sin retardo, aunque tenga lugar un reenganche. Incluso en caso de reenganche múltiple cabe la posibilidad de un disparo rápido antes del reenganche. Enlaces apropiados entre los mensajes de salida (p. ej., 2º reenganche dispuesto: “Autoriz RE.AU. 2.RE“) y las introducciones para disparo sin 90 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.9 Automatismo de reenganche (opcional) retardo de las funciones de protección se pueden establecer a través de las entradas y salidas binarias o de las funciones lógicas integradas definibles por el usuario (CFC). Arranque El arranque del reenganche automático significa almacenar la primera señal de disparo de una avería de la red, que fue generada por una función de protección que trabaje con reenganche automático. En el caso de reenganches múltiples, el arranque por lo tanto sólo tiene lugar una vez con la primera orden de disparo. Este almacenamiento es condición previa para todas las actividades subsiguientes del reenganche automático. El arranque tiene cierta importancia cuando la primera señal de disparo solamente aparece después de transcurrido un tiempo de acción (véase más abajo en “Tiempos de actuación“). El reenganche automático no se arranca si en el momento de la primera orden de disparo el interruptor de potencia no está dispuesto por lo menos para un ciclo DESCON-DES. Esto se puede conseguir mediante los parámetros de ajuste. Véase también bajo el subtitulo “Consulta de la disponibilidad del interruptor de potencia“ (página 93). Para cada función de protección contra cortocircuito se puede determinar por medio de parámetros de ajuste si ésta debe o no trabajar con reenganche, es decir, si el reenganche automático debe arrancar o no. Esto mismo es aplicable para las órdenes de disparo que se acoplan desde el exterior a través de entradas binarias y/o se generen por señales de arrastre (disparo remoto). Las funciones de protección y vigilancia del equipo que no reaccionen ante procesos semejantes a cortocircuitos no producen el arranque del automatismo de reenganche, puesto que este caso no tendría sentido el reenganche. En 7SD610 se trata, por ejemplo, de la protección contra sobrecargas. Tampoco la protección contra el fallo del interruptor de potencia debe arrancar el reenganche automático. Tiempos de actuación Con frecuencia es deseable que se anule la disposición de reenganche si el cortocircuito ha persistido durante un cierto tiempo, p. ej., porque entonces se puede suponer que el arco eléctrico se ha extendido de tal modo que no quedan perspectivas de una extinción automática durante la fase sin tensión. También por razones de selectividad (véase arriba), las averías desconectadas con frecuencia con retardo no deben provocar el reenganche. El reenganche automático del 7SD610 puede trabajar con o sin tiempos de actuación (parámetro de configuración CLASE DE FUNC.RE.AU. dirección 134, véase el capítulo 2.1.1 Configuración del volumen de funciones). Sin tiempo de actuación no hay necesidad de señal de excitación de las funciones de protección o de los dispositivos de protección exteriores. El arranque tiene lugar en cuanto aparezca la primera orden de disparo. Cuando se trabaje con tiempo de actuación, una de éstas está disponible para cada ciclo de interrupción. Los tiempos de actuación se inician por principio por las señales de excitación enlazadas con O, de todas las funciones de protección que pueden arrancar el reenganche automático. Si transcurrido un tiempo de actuación todavía no se dispone de ninguna orden de disparo no se puede llevar a cabo el correspondiente ciclo de interrupción. Para cada ciclo de reenganche se puede ajustar si éste permite o no realizar un arranque. Con la primera excitación general, solamente tienen importancia los tiempos de actuación cuyos ciclos permiten el arranque, ya que los restantes ciclos no pueden arrancar. Mediante los tiempos de actuación y el permiso de arranque se 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 91 2 Funciones puede controlar qué ciclos se pueden realizar bajo diferentes condiciones de tiempo de orden. Ejemplo 1: Se supone que están ajustados 3 ciclos. Supongamos que se permite el arranque por lo menos para el primer ciclo. Supongamos que están ajustados los tiempos de actuación: 1.RE: T ACTIV = 0,2 s; 2.RE: T ACTIV = 0,8 s; 3.RE: T ACTIV = 1,2 s; Dado que el reenganche está dispuesto antes de producirse la avería, el primer disparo sobre cortocircuito tiene lugar en tiempo rápido, es decir, antes de que transcurra ningún tiempo de actuación. Con ello se inicia la función de reenganche automático. Después de un reenganche fallido estaría ahora activo el 2º ciclo; pero en este ejemplo la protección de sobreintensidad temporizada solamente dispara de acuerdo con su plan de escalonamiento después de 1 s. Puesto que con esto se había excedido el tiempo de actuación para el segundo ciclo, éste queda bloqueado. Por lo tanto, se realiza ahora el 3er ciclo con sus parámetros. Si la orden de disparo después del 1er reenganche no llegase hasta después de 1,2 s, no habría ningún reenganche posterior. Ejemplo 2: Se supone que están ajustados 3 ciclos. Se supone que el arranque sólo está permitido para el primero. Se supone que los tiempos de actuación están ajustados igual que en el ejemplo 1. El primer disparo de protección se lleva a cabo 0,5 s después de la excitación. Dado que el tiempo de actuación para el 1er ciclo ya ha expirado en este momento, éste no puede iniciar la función de reenganche automático. Pero tampoco pueden realizarse el 2º y 3er ciclos, ya que con estos no está permitido ningún arranque. Por lo tanto, no se produce ningún reenganche puesto que no tiene lugar ningún arranque. Ejemplo 3: Se supone que están ajustados 3 ciclos. Se supone que el arranque está permitido por lo menos para los dos primeros. Se supone que los tiempos de actuación están ajustados igual que en el ejemplo 1. Se supone que el primer disparo de protección se lleva a cabo 0,5 s después de la excitación. Dado que en este momento el tiempo de actuación para el 1er cicloya ha expirado, éste no puede iniciar la función de reenganche automático sino que se inicia inmediatamente el 2º ciclo para el que sí está permitido el arranque. Con éste se arranca la función de reenganche automático, saltándose prácticamente el 1er ciclo. Modos de función del automatismo de reenganche Si de entre los tiempos de pausa, es decir, los tiempos desde la desconexión de la falta (reposición de la orden de disparo o mensaje a través de contactos auxiliares) hasta el comienzo de la orden de conexión automática, pueden variar según el régimen de funcionamiento de la función de reenganche automático elegida al determinar el volumen de funciones (capítulo 2.1.1, dirección 134 CLASE DE FUNC.RE.AU.) y de las señales resultantes de las funciones de protección que provocan el arranque. En modo de función DES ... (Con la orden desconexión ...) son posibles ciclos de interrupción monopolares o mono/tripolares, si el equipo y el interruptor de potencia son adecuados para ello. En este caso son posibles distintos tiempos de pausa (para cada ciclo de interrupción), después de desconexión monopolar por una parte y de desconexión tripolar por otra. La función de protección que provoca la activación determina la clase de desconexión: monopolar o tripolar. En función de esto se controla el tiempo de pausa. En modo de función Exc. ... (Con excitación ...) se pueden ajustar para los ciclos de interrupción unos tiempos de pausa distintos después de averías monofásicas, bifásicas y trifásicas. Lo determinante en este caso es la situación de excitación de las funciones de protección en el momento en el que desaparece la orden de disparo. 92 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.9 Automatismo de reenganche (opcional) Este modo de función permite que en los ciclos de interrupción tripolares los tiempos de pausa dependan de la clase de avería. Bloqueo de reenganche Diversos acontecimientos dan lugar a que se bloquee el reenganche automático. Si se bloquea, p. ej., por medio de una entrada binaria, no hay posibilidad de reenganche. Si no se ha arrancado todavía el automatismo de reenganche, éste no puede llegar a arrancar. Si ya está en curso un ciclo de interrupción tiene lugar un bloqueo dinámico (véase más abajo). Cada ciclo también se puede bloquear individualmente a través de una introducción binaria. En este caso, el ciclo correspondiente no es válido y será saltado en la secuencia de los ciclos permitidos. Si se produce un bloqueo estando ya en progreso el ciclo correspondiente, esto da lugar al aborto del reenganche, es decir, que ya no tiene lugar ningún reenganche aunque se hayan parametrizado como válidos otros ciclos. Durante el desarrollo de los ciclos de interrupción se producen bloqueos internos, que tienen una determinada limitación de tiempo: El tiempo de bloqueo T. BLOQUEO comienza con cada orden de reenganche automático. Si el reenganche es satisfactorio, todas las funciones del reenganche automático vuelven a la posición de reposo una vez transcurrido el tiempo de bloqueo; una avería que se produzca después de producido el tiempo de bloqueo se considera como nueva avería de la red. Un nuevo disparo de una función de protección dentro de este tiempo da lugar a que en caso de reenganche múltiple se inicie el siguiente ciclo de interrupción; si no está permitido ningún nuevo reenganche, se considera que en caso de nuevo disparo, dentro del tiempo de bloqueo, el último reenganche no fue satisfactorio. El automatismo de reenganche se bloquea dinámicamente. El bloqueo dinámico bloquea el reenganche durante eltiempo del bloqueo dinámico (0,5 s). Se produce, p. ej., después de una desconexión definitiva o de otros sucesos que bloquean la función de reenganche automático después del arranque. Durante este tiempo está bloqueado un nuevo arranque. Una vez transcurrido este tiempo, la función de reenganche automático vuelve a la posición de reposo y está disponible para una nueva avería en la red. Si el interruptor de potencia se conecta manualmente (desde el interruptor de confirmación de mando a través de introducción binaria, control integrado o interfaz de sistema, véase también el capítulo 2.13.1), el reenganche automático queda bloqueado durante un tiempo de bloqueo de conexión manual T. BLQ. CIERRE MAN. Si durante este tiempo surge una orden de disparo, se puede suponer que se conectó sobre un cortocircuito metálico (p. ej. un seccionador de toma de tierra cerrado). Toda orden de disparo que se produzca dentro de este tiempo es por tanto definitiva. A través de las funciones de lógica definibles por el usuario (CFC) se pueden tratar otras funciones de control tales como una orden de conexión manual. Consulta de la disponibilidad del interruptor de potencia 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 La condición necesaria para que después de la desconexión por cortocircuito pueda efectuarse un reenganche automático es que en el momento del arranque de la función de reenganche automático (es decir, al comienzo de la primera orden de disparo), el interruptor de potencia esté disponible por lo menos para un ciclo DESCCON-DESC. La disponibilidad del interruptor de potencia se comunica al equipo a través de la entrada binaria “>IP1 listo“ (FNº 00371). Para el caso de que no esté disponible una señal de esta clase, se puede suprimir la consulta al interruptor de potencia (preajuste), ya que en caso contrario no habría absolutamente ninguna posibilidad de reenganche automático. 93 2 Funciones En el caso de una sola interrupción breve basta generalmente con esta consulta. Dado que después de una desconexión puede bajar, p. ej., la presión del aire o la tensión de los muelles para accionamiento del interruptor de potencia, no se debe efectuar ninguna nueva consulta. Especialmente para el caso de reenganches múltiples es ventajoso consultar la disponibilidad del interruptor de potencia no sólo en el momento de la primera orden de disparo sino también antes de cada reenganche siguiente. El reenganche se bloquea mientras el interruptor no comunique su disposición para un nuevo ciclo CON-DESC. Con el 7SD610 se puede supervisar el tiempo de nueva disponibilidad del interruptor de potencia. Este tiempo de supervisión T. SUPERVIS. IP comienza en cuanto el interruptor no comunique su disponibilidad. En este caso el tiempo de pausa se puede alargar si una vez transcurrido todavía no se señaliza la disponibilidad. Pero si la no disponibilidad del interruptor de potencia durante una pausa dura más que el tiempo de supervisión, se bloquea dinámicamente el reenganche (véase también arriba bajo el subtítulo “Bloqueo de reenganche“, página 93). Tratamiento de los contactos auxiliares del interruptor de potencia. Si los contactos auxiliares del interruptor de potencia están conectados al equipo se comprueba también la plausibilidad de la reacción del interruptor de potencia. En el caso del control individual de los polos del interruptor esto concierne a cada polo individual del interruptor . Esto presupone que los contactos auxiliares correspondientes a cada polo están conectados a las correspondientes introducciones binarias (“>IP1 Pos. Con. L1“, FNº 00366; “>IP1 Pos. Con. L2“, FNº 00367; “>IP1 Pos. Con. L3“, FNº 00368). Si en lugar de los polos individuales están conectadas las conexiones en serie de los contactos cerradores y abridores de los polos, se considera que el interruptor está abierto en todos los polos cuando está cerrado el circuito en serie de los contactos abridores (entrada binaria “>IP1 Pos. Des. 3p“, FNº 00411). Se considera conectado en todos los polos si la conexión en serie de los contactos cerradores está cerrada (entrada binaria “>IP1 Pos. Des. 3p“, FNº 00410). Si no está ninguno de los mensajes de entrada citados, se supone que el interruptor tiene abierto un polo (si bien esta situación también existe teóricamente en un interruptor que tenga dos polos abiertos). El equipo comprueba continuamente la posición del interruptor de potencia: Mientras los contactos auxiliares comuniquen que el interruptor no está cerrado (tres polos) no se puede arrancar la función de reenganche automático. Esto asegura que solamente se pueda dar una orden de conexión si el interruptor fue previamente disparado (a partir del estado cerrado). El tiempo de pausa válido comienza cuando ha desaparecido la orden de disparo o si a través de los contactos auxiliares se comunica que el (polo del interruptor) se ha abierto. Si después de una orden de disparo monopolar el interruptor ha abierto tripolar, se considera como disparo tripolar. En la medida en que estén permitidos los ciclos de interrupción tripolares, se vuelve activo el tiempo de pausa para disparo tripolar en caso de funcionamiento con control mediante orden de disparo (véase más arriba bajo el subtítulo “Modos de función del automatismo de reenganche“, página 92) en el caso de mando por excitación sigue siendo válida la configuración de excitación de la(s) función(es) de protección causantes del arranque. Si no se permiten ciclos tripolares se bloquea dinámicamente el reenganche. La orden de disparo fue definitiva. 94 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.9 Automatismo de reenganche (opcional) Esto último también es válido si el interruptor disparó bipolar con una orden de disparo monopolar. El equipo solo detecta ésto si los contactos auxiliares para cada polo están conectados individualmente. El equipo acopla inmediatamente en tres polos, de manera que resulta una orden de disparo tripolar. Si durante la pausa sin tensión después de un disparo monopolar los contactos auxiliares del interruptor comunican que ha abierto por lo menos un polo más, se inicia, si está permitido, un ciclo de interrupción tripolar con el tiempo de pausa para reenganche tripolar. Si los contactos auxiliares para cada polo están conectados individualmente, el equipo puede reconocer un interruptor abierto en dos polos. En este caso, el equipo envía inmediatamente una orden de disparo tripolar, siempre y cuando esté activado el arrastre de interruptor tripolar (véase más adelante bajo el subtítulo “Arrastre tripolar del interruptor“, página 98). Secuencia de un ciclo de interrupción tripolar Si la función de reenganche automático está dispuesta, la protección contra cortocircuitos dispara tripolar en todas las averías dentro del nivel parametrizado para reenganche. Se inicia la función de reenganche automático. Con la retirada de la orden de disparo o la apertura del interruptor de potencia (criterio de los contactos auxiliares), comienza un tiempo de pausa (ajustable) . Una vez transcurrido el tiempo de pausa, el interruptor de potencia recibe una orden de conectar. Al mismo tiempo se inicia el tiempo de bloqueo (ajustable). Si al configurar las funciones de protección se ajustó bajo la dirección 134 CLASE DE FUNC.RE.AU. = Exc. ... según el modo de excitación de protección se pueden parametrizar tiempos de pausa diversos. Una vez eliminada la falta (reenganche satisfactorio), termina el tiempo de bloqueo y todas las funciones pasan a su estado de reposo. La avería ha terminado. Si no se ha eliminado la avería (reenganche infructuoso), se produce una desconexión definitiva por la protección contra cortocircuitos, después del nivel de protección válido sin reenganche. También cualquier avería durante el tiempo de bloqueo da lugar a la desconexión definitiva. Después del reenganche insatisfactorio (desconexión definitiva), se bloquea dinámicamente el automatismo de reenganche (véase también más arriba bajo el subtítulo “Bloqueo de reenganche“, página 93). La secuencia anterior es válida en caso de un solo reenganche. En el 7SD610 también hay posibilidad de reenganche múltiple (hasta 8 ciclos) (véase más adelante). Secuencia de un ciclo de interrupción monopolar Los ciclos de interrupción monopolares solamente son posibles si el equipo está previsto para disparo monopolar y éste se permitió al efectuar la configuración de las funciones de protección (dirección 110, véase también el capítulo 2.1.1). Naturalmente, es preciso que el interruptor de potencia sea adecuado para desconexión monopolar. En la medida en que esté dispuesto el automatismo de reenganche, la protección contra cortocircuitos dispara monopolarmente en el caso de averías monofásicas dentro del nivel(es) parametrizado(s) para el reenganche. En los ajustes generales (dirección 1156A Err. DIS 2 P., véase también el capítulo 2.1.4) se puede establecer también que se produzca un disparo monopolar en caso de averías bifásicas exentas de tierra. El disparo monopolar naturalmente sólo es posible por las funciones de protección contra cortocircuitos que estén en condiciones de determinar la fase afectada por la avería. En el caso de averías multifásicas, la protección contra cortocircuitos desconecta definitivamente en forma tripolar con el nivel válido sin reenganche. Toda 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 95 2 Funciones desconexión tripolar es definitiva. El automatismo de reenganche se bloquea dinámicamente (véase también más arriba bajo el subtítulo “Bloqueo de reenganche“, página 93). En caso de disparo monopolar se arranca el automatismo de reenganche. Con la recuperación de la orden de disparo o la apertura del polo del interruptor de potencia (criterio del contacto auxiliar), comienza el tiempo de pausa (ajustable) para el ciclo de interrupción monopolar. Después de éste, el interruptor de potencia recibe una orden de conexión. Al mismo tiempo se inicia el tiempo de bloqueo (ajustable). Si el reenganche se bloquea durante la pausa después de una desconexión monopolar, opcionalmente se puede efectuar inmediatamente un disparo tripolar (“Arrastre tripolar del interruptor“, página 98). Si se ha eliminado la avería (reenganche satisfactorio), termina el tiempo de bloqueo y todas las funciones pasan a su posición de reposo. La avería ha terminado. Si no se ha eliminado la avería (reenganche insatisfactorio), por parte de la protección de cortocircuito se produce la desconexión tripolar definitiva, después del nivel de protección válido sin reenganche. También cualquier falta que se produzca durante el tiempo de bloqueo da lugar a la desconexión tripolar definitiva. Después del reenganche insatisfactorio (desconexión definitiva), se bloquea dinámicamente la función de reenganche automático (véase también más arriba bajo el subtítulo “Bloqueo de reenganche“, página 93). La secuencia anterior es válida en caso de un solo reenganche. En el 7SD610 cabe también la posibilidad de reenganche múltiple (hasta 8 ciclos) (véase más abajo). Secuencia de un ciclo de interrupción monopolar y tripolar Este modo de función solamente es posible si el equipo está previsto para disparo monopolar y éste fue permitido al configurar las funciones de protección (dirección 110, véase también el capítulo 2.1.1). Naturalmente, es preciso que el interruptor de potencia sea adecuado para desconexión monopolar. En la medida en que entonces esté dispuesto el automatismo de reenganche, la protección contra cortocircuitos produce un disparo monopolar en el caso de averías monofásicas, dentro del nivel(es) parametrizado(s) para el reenganche y en caso de averías polifásicas, tripolar. En los ajustes generales (dirección1156A Err. DIS 2 P., véase también el capítulo 2.1.4) se puede determinar también que en el caso de averías bifásicas exentas de tierra se produzca el disparo monopolar. El disparo monopolar naturalmente sólo es posible para aquellas funciones de protección de cortocircuitos que estén en condiciones de poder determinar la fase afectada por la avería. Para todas las clases de avería se aplica el nivel válido en caso de reenganche dispuesto. Al producirse el disparo se arranca el automatismo de reenganche. Con la recuperación de la orden de disparo o la apertura del (polo) del interruptor de potencia (criterio de contactos auxiliares), comienza, según el tipo de avería, el tiempo de pausa (ajustable) para el ciclo de interrupción monopolar o el tiempo de pausa (ajustable) de forma independiente para el ciclo de interrupción tripolar. Después de éste, el interruptor de potencia recibe una orden de conexión. Simultaneamente se inicia el tiempo de bloqueo (ajustable). Si se bloquea el reenganche durante la pausa después de la desconexión monopolar, opcionalmente se puede efectuar inmediatamente un disparo tripolar (arrastre tripolar). Si se ha eliminado la avería (reenganche satisfactorio), termina el tiempo de bloqueo y todas las funciones pasan a su posición de reposo. La avería ha terminado. Si no se ha eliminado la avería (reenganche insatisfactorio), se produce una desconexión tripolar definitiva por la protección contra cortocircuitos, con el nivel de 96 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.9 Automatismo de reenganche (opcional) protección válido sin reenganche. También cualquier falta que se produzca durante el tiempo de bloqueo da lugar a la desconexión tripolar definitiva. Después del reenganche insatisfactorio (desconexión definitiva), se bloquea dinámicamente la función de reenganche automático (véase también más arriba bajo el subtítulo “Bloqueo de reenganche“, página 93). La secuencia anterior es válida en caso de un solo reenganche. En el 7SD610 también hay posibilidad de reenganche múltiple (hasta 8 ciclos) (véase más adelante). Reenganche múltiple Si después de un intento de reenganche persiste todavía un cortocircuito, se pueden abordar otros intentos de reenganche. Con el automatismo de reenganche integrado en 7SD610, se tiene la posibilidad de realizar hasta 8 intentos de reenganche. Los cuatro primeros ciclos de reenganche son independientes entre sí. Cada uno de ellos tiene tiempos de actuación y pausa independientes, puede trabajar de forma monopolar o tripolar y se puede bloquear independientemente por medio de introducciones binarias. A partir del quinto ciclo de reenganche se aplican los parámetros y posibilidades de intervención del cuarto ciclo. La secuencia es en principio igual que la descrita anteriormente para los diversos programas de reenganche. Pero si el primer intento de reenganche no es satisfactorio, no se bloquea el reenganche sino que comienza el siguiente ciclo de interrupción. Con la recuperación de la orden de disparo o la apertura (del polo) del interruptor de potencia (criterio de los contactos auxiliares), comienza el correspondiente tiempo de pausa. Después de éste, el interruptor de potencia recibe una nueva orden de conexión. Simultaneamente se inicia el tiempo de bloqueo. Mientras no se haya alcanzado el número ajustado de ciclos permitidos, se reinicia el tiempo de bloqueo después de una nueva orden de disparo tras el reenganche y comienza de nuevo con la siguiente orden de conexión. Si ninguno de los ciclos es satisfactorio, después del último reenganche admisible se produce la desconexión tripolar definitiva por la protección contra cortocircuitos, después del tiempo de escalonamiento válido sin reenganche. La avería ha terminado. Si ninguno de los ciclos tiene éxito, la protección contra cortocircuitos inicia un disparo tripolar final después del último reenganche permitido, seguido de una etapa activa de protección sin reenganche automático. El automatismo de reenganche se bloquea dinámicamente (véase también más arriba bajo el subtítulo “Bloqueo de reenganche“, página 93). Tratamiento de las averías subsiguientes Si en la red se llevan a cabo ciclos de interrupción monopolares o monopolares y tripolares, hay que prestar especial atención a las averías subsiguientes. Se entiende por averías subsiguientes aquellas que se producen después de la desconexión de la primera avería, durante la pausa sin tensión. Para el tratamiento de las averías subsiguientes el 7SD610 ofrece diversas posibilidades, según los requisitos de la red: Para la identificación de una avería subsiguiente se puede seleccionar si la orden de disparo de una función de protección durante la pausa sin tensión o cualquier otra excitación constituye el criterio para una avería subsiguiente. Para la reacción de la función interna de reenganche automático al haber reconocido una avería subsiguiente también se puede elegir entre diversas posibilidades. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 97 2 Funciones a) Fallos subsiguientes RE.AU. bloqueado: En cuanto se identifique una avería subsiguiente se bloquea el reenganche. El disparo causado por la avería subsiguiente es tripolar. Esto es aplicable con independencia de que se hayan permitido o no ciclos tripolares. No se producen nuevos intentos de reenganche; el automatismo de reenganche se bloquea dinámicamente (véase también más arriba bajo el subtítulo “Bloqueo de reenganche“, página 93). b) Fallos subsiguientes Inicio ciclo RE tripolar: En cuanto se reconoce una avería subsiguiente, se conmuta a un ciclopara interrupción tripolar. Toda orden de disparo es tripolar. Con la desconexión de la avería subsiguiente emmienza a contar el tiempo de pausa para averías subsiguientes que se puede ajustar de forma independiente y después de éste el interruptor de potencia recibe una orden de conexión. La restante secuencia es igual que para ciclos monopolares y tripolares. En este caso, el tiempo total de pausa se compone de aquella parte del tiempo de pausa transcurrido hasta la desconexión de la avería subsiguiente para la interrupción monopolar, más el tiempo de pausa para la avería subsiguiente. Esto es útil, porque para la estabilidad de la red es determinante ante todo la duración de la pausa sin tensión durante la desconexión tripolar. Si debido a una avería subsiguiente se llega a producir un bloqueo de la función de reenganche, sin que la protección emita una orden de disparo tripolar (p. ej. en caso de identificación de averías subsiguientes con excitación), el equipo puede emitir una orden de disparo tripolar para que el interruptor de potencia no permanezca abierto con un polo (Arrastre tripolar del interruptor). Arrastre tripolar del interruptor Si durante el tiempo de pausa de un ciclo monopolar se llega a producir un bloqueo de la función de reenganche sin que se haya emitido una orden de disparo tripolar, la línea permanecería desconectada de un polo. En la mayoría de los casos, el interruptor de potencia dispone de un sincronismo forzoso que al cabo de unos segundos abre los demás polos. Pero también se puede conseguir por medio del ajuste que la lógica de disparo del equipo produzca inmediatamente en este caso una orden de disparo tripolar. Este arrastre de interruptor tripolar precede al sincronismo forzoso de los polos del interruptor, ya que el arrastre tripolar del equipo actúa inmediatamente, en cuanto se haya bloqueado el reenganche después de un disparo monopolar, o si los contactos auxiliares del interruptor comunican una posición de interruptor no plausible. Cuando diferentes funciones de protección internas producen en distintas fases sendas órdenes de disparo monopolares, el equipo dispara tripolar a través de su lógica de disparo (capítulo 2.13.4), y esto con independencia de este arrastre de interruptor tripolar. Una orden de disparo exterior acoplada (capítulo 2.5) o una orden de disparo remoto recibida (capítulo 2.6) se tratan por igual, ya que actúan directamente sobre la lógica de disparo del equipo. Si el equipo realiza un disparo monopolar y una orden de disparo externa de otra fase pasa sólo a través de una de las entradas binarias “>desc Lx para RE“ a la función de reenganche automático interna, entonces la lógica de disparo no se entera. En este caso sólo es posible conseguir un disparo tripolar inmediato a través del arrastre de interruptor tripolar. El arrastre de interruptor tripolar también actúa si se permiten exclusivamente ciclos tripolares, pero desde el exterior se comunica a través de una entrada binaria un disparo monopolar. 98 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.9 Automatismo de reenganche (opcional) Supervisión de latensiónde retorno de línea (RSÜ) Si después de desconectar un cortocircuito no desaparece la tensión en la fase que ha sido desconectada se puede impedir el reenganche. Esto presupone que los transformadores de medida de tensión están dispuestos por el lado de la línea y conectados al equipo; esto debe estar de acuerdo con la configuración según el capítulo 2.1.1. Para ello se activa la supervisión de la tensión de retorno. El automatismo de reenganche comprueba entonces que la línea que ha sido desconectada está sin tensión: Dentro de la pausa sin tensión, la línea deberá haber estado sin tensión durante un tiempo de medida suficiente. Si no es así, el reenganche se bloquea dinámicamente. Esta comprobación de ausencia de tensión en la línea resulta ventajosa si en el curso de la línea está acoplado un pequeño generador (p. ej. un generador eólico). Pausa adaptiva sin tensión (ASP) En todas las posibilidades anteriores se ha supuesto que en ambos extremos de la línea se habían ajustado unos tiempos de pausa definidos e iguales, eventualmente para distintas clases de avería y/o distintos ciclos de interrupción. También existe la posibilidad de ajustar los tiempos de pausa (eventualmente diferentes para distintas clases de avería y/o distintos ciclos de interrupción) solamente en un extremo de la línea y configurar en el otro extremo la pausa adaptiva sin tensión. Para ello, o bien se transmite una orden de conexión o se lleva a cabo una medición de tensión. En este último caso, es condición necesaria que los transformadores de medida de tensión estén dispuestos por el lado de la línea. La figura 2-25 muestra un ejemplo con medición de la tensión. Se supone que el equipo I trabaja con unos tiempos de pausa definidos, mientras que en el punto II está configurada la pausa adaptiva sin tensión. Lo importante es que la línea se alimente por lo menos desde las barras colectoras A, es decir, desde el lado con los tiempos de pausa definidos. En la pausa adaptiva, el automatismo de reenganche decide en el extremo de la línea II por sí solo, cuándo es conveniente y admisible un reenganche y cuando no. El criterio es la tensión de línea en el extremo II, que se conectó desde el extremo I después del reenganche. El reenganche en el extremo II se efectúa por lo tanto en cuanto queda establecido que la línea ha vuelto a ser puesta bajo tensión desde el extremo I. En el cortocircuito indicado se desconectan en el ejemplo las líneas en los puntos I y II. En I se vuelve a conectar después del tiempo de pausa que allí está parametrizado. Una vez que está eliminado el cortocircuito (reenganche satisfactorio) se vuelve a poner la línea A–B bajo tensión por las barras colectoras A a través del punto I. El equipo II detecta esta tensión y después de una breve demora (para asegurar un tiempo suficiente para la medición de la tensión), también vuelve a conectar. La avería ha terminado. Si después del reenganche en I el cortocircuito no ha quedado eliminado (reenganche insatisfactorio), se vuelve a conectar en I nuevamente sobre el fallo y en II no aparece ninguna tensión sana. Aquél equipo detecta esto y no vuelve a conectar. En caso de reenganche múltiple, este proceso se puede repetir varias veces si el reenganche no ha tenido éxito, hasta que uno de los reenganches sea satisfactorio o se produzca la desconexión definitiva. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 99 2 Funciones protección de tiempo escalonado de nivel superior A B I (pausas definidas) Campo dif II (PAST) A, B barras colectoras I, II lugares de instalación Figura 2-25 Ejemplo de pausa adaptiva sin tensión (PASP) Tal como muestra el ejemplo, la pausa adaptiva sin tensión ofrece las siguientes ventajas: • El interruptor de potencia situado en el lugar II no vuelve a conectar si persiste la avería, con lo cual queda protegido. • En el caso de disparo no selectivo fuera del campo de protección debido a la protección escalonada de tiempo de nivel superior, no se pueden formar allí nuevos ciclos de interrupción dado que la vía de cortocircuito a través de las barras colectoras B y el punto II permanece interrumpido incluso en caso de reenganche múltiple. • En el caso de reenganche múltiple e incluso en el caso de disparo definitivo, en el punto I se permite una acción superior debida a la protección escalonada de tiempo superpuesta, ya que la línea permanece abierta en el punto II y por lo tanto, en I no puede llegar a formarse ningún auténtico exceso de alcance. Transmisión de la orden de conexión (CON inter) En la transmisión de la orden de conexión se ajustan los tiempos de pausa solamente en uno de los extremos de la línea. El otro se ajusta a “Pausa adaptiva sin tensión (ASP)“. Este último solamente reacciona ante las órdenes de conexión recibidas desde el extremo transmisor. De este modo puede haber una pausa adaptiva sin tensión incluso si no hay tensión. En el extremo de línea transmisor se retrasa la transmisión de la orden de conexión de tal manera que solamente se envíe la orden de conexión cuando el reenganche local haya sido satisfactorio. Esto quiere decir que después del reenganche se espera todavía una posible excitación local. Este retardo impide por una parte una conexión innecesaria en el extremo opuesto, pero también alarga el tiempo hasta el reenganche que se realice allí. Éste no es crítico para interrupciones monopolares o en redes radiales o en redes malladas, si no se esperan problemas de estabilidad. En la 7SD610 se emplean para la transmisión de la orden de conexión los interfaces de activación. Control del automatismo de reenganche interno por medio de un equipo de protección externo. En la medida en que el 7SD610 esté equipado con el automatismo de reenganche interno, éste se puede controlar también desde un equipo de protección externo. Esto resulta conveniente por ejemplo, para extremos de línea con protección redundante o protección de reserva adicional, si se emplea una segunda protección para el mismo extremo de la línea, que deba trabajar conjuntamente con el automatismo de reenganche integrado en el 7SD610. En este caso se deberán tener en cuenta las entradas y salidas binarias previstas para ello. Aquí hay que distinguir si el automatismo de reenganche interno ha de ser controlado por la excitación o por la orden de disparo de la protección externa (véase también más arriba bajo “Modos de función del automatismode reenganche“, pág. 92). 100 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.9 Automatismo de reenganche (opcional) Si el automatismo de reenganche es controlado por la orden de disparo, se pueden considerar como recomendación para ciclos monopolares las siguientes introducciones y salidas: El arranque del automatismo de reenganche interno tiene lugar a través de las introducciones binarias: 02711 >Exc Gen para RE . AU. Excitación general para el automatismo de reenganche (se necesita únicamente para el tiempo de activación), 02712 >Dis L1 para RE Orden de disparo L1 para el automatismo de reenganche, 02713 >Dis L2 para RE Orden de disparo L2 para el automatismo de reenganche, 02714 >Dis L2 para RE Orden de disparo L3 para el automatismo de reenganche. La excitación general es determinante para el comienzo de los tiempos de activación. Además es necesaria si se desea que el automatismo de reenganche interno pueda detectar las averías subsiguientes a través de la excitación. En los demás casos, sobra esta información de entrada. Con las órdenes de disparo se decide si el tiempo de pausa ha de ser activo para ciclos de interrupción monopolares o tripolares, o bien si en el caso de disparo tripolar se deberá bloquear el reenganche (depende de la parametrización de los tiempos de pausa). La figura 2-26 muestra como ejemplo de conexión la interconexión entre el automatismo de reenganche interno 7SD610 y un equipo de protección externo, si se desean ciclos monopolares. Para acoplar la protección externa tripolar y eventualmente autorizar sus niveles acelerados antes del reenganche, son adecuadas las siguientes funciones de salida: 02864 RE.AU. 1pol perm. automatismo de reenganche interno dispuesto para ciclo de interrupción monopolar, es decir, que permite el disparo monopolar (inversión lógica del acoplamiento tripolar). 02889 Autoriz RE.AU. 1.RE. automatismo de reenganche interno dispuesto para el primer ciclo de interrupción, es decir, que autoriza el nivel de protección externa determinante para el reenganche, mientras que para otros ciclos se pueden utilizar las salidas correspondientes. La salida se puede omitir si la protección externa no necesita ningún nivel de orden superior (p. ej. protección diferencial u otro procedimiento comparable con protección remota). 02820 RE.AU. 1pol.Prog.el automatismo de reenganche interno está programado monopolar, es decir, que únicamente vuelve a conectar después de un disparo monopolar. La salida se puede omitir si no se precisa ningún nivel de sobrealcance (p. ej. protección diferencial u otro procedimiento comparable con protección remota). En lugar de las órdenes de disparo adecuadas para las tres fases se puede comunicar también al automatismo de reenganche interno el disparo monopolar y tripolar, en la medida en que lo permita el equipo de protección externo, es decir, que se pueden ocupar las siguientes introducciones binarias del 7SD610: 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 101 2 Funciones 02711 >Exc G para RE.AU. Excitación general para el automatismo de reenganche interno (se precisa únicamente para tiempo de activación), 02715 >Dis 1pol. para RE Int. Orden de disparo monopolar para el automatismo de reenganche interno, 02716 >Dis 3pol. para RE Int. Orden de disparo tripolar para el automatismo de reenganche interno. Si se desea realizar únicamente ciclos de interrupción tripolares, basta con ocupar la introducción binaria “>Dis 3pol. para RE Int.“ (FNº02716) para la señal de disparo. La figura 2-27 muestra un ejemplo. La autorización de eventuales niveles de sobrealcance de la protección externa vuelve a efectuarse a través de “Autoriz RE.AU. 1.RE“ (FNº 02889) y eventualmente desde otros ciclos. Equipo de protecc. externo 7SD610 Excitación G >Exc G para RE.AU. Disparo L1 >DIS L1 para RE Disparo L2 >DIS L2 para RE Disparo L3 >DIS L3 para RE L+ L– Autoriz niveles RE Autoriz RE.AU. 1er RE (eventualm. para otros RE) Acoplamiento tripolar Permitido RE.AU. 1p sólo monopolar L– RE.AU. 1pol. Prog. L– Figura 2-26 Ejemplo de conexión con equipo de protección externo para reenganche mono/ tripolar; modo de función RE.AU. = con orden de disparo 102 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.9 Automatismo de reenganche (opcional) equipo de protecc. externo 7SD610 Excitación Disparo >Exc G para RE.AU. >DIS 3pol.p.RE L+ L– Autoriz niveles RE Autoriz RE.AU. 1er RE (eventualm. para otros RE) L– L+ Figura 2-27 Ejemplo de conexión con equipo de protección externo para reenganche tripolar; modo de función RE.AU. = con orden de desconexión En cambio, si se controla el automatismo de reenganche interno por la excitación, es preciso que se conecten las señales de excitación de la protección externa, correctas por fase, si se desea distinguir la clase de excitación. En ese caso, para el disparo entonces basta con la orden general de disparo (FNº 02746). La figura 2-28 muestra los ejemplos de conexión. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 103 2 Funciones equipo de protecc. externo 7SD610 Excitación L1 >Exc L1 para RE.AU. Excitación L2 >Exc L2 para RE.AU. Excitación L3 >Exc L3 para RE.AU. Disparo >DIS-G para RE.AU. L+ L– Autoriz niveles RE Autoriz RE.AU. 1er RE (eventualm. para otros RE) L– L+ Señal de excitación para cada fase equipo de protecc. externo 7SD610 Excitación monofásica >Exc 1fa.p.RE.AU. Excitación 2 fases >Exc 2fa.p.RE.AU. Excitación 3 fases .AU.>Exc 3fa.p.RE.AU. Disparo >DIS-G para RE.AU. L+ L– Autoriz niveles RE Autoriz RE.AU. 1er RE (eventualm. para otros RE) L– L+ Señal de excitación monofásica, bifásica y trifásica Figura 2-28 Ejemplo de conexión con equipo de protección externo para tiempo de pausa dependiente de la avería — control de tiempo de pausa mediante las señales de excitación del equipo de protección; modo de función RE.AU. = con excitación. 104 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.9 Automatismo de reenganche (opcional) 2.9.2 Ajuste de los parámetros de función Generalidades Si en la derivación para la cual se utiliza la protección diferencial 7SD610 no se realiza ningún reenganche (p. ej. en el caso de cables, transformadores, motores o similares), hay que desconfigurar el automatismo de reenganche (véase el capítulo 2.1.1, dirección 133 REENG-AUTO). En ese caso, el automatismo de reenganche está totalmente inactivado, es decir, que en el 7SD610 no tiene lugar ningún tratamiento del automatismo de reenganche. No hay mensajes a este respecto, se ignoran las introducciones binarias del automatismo de reenganche. Todos los parámetros para los ajustes del automatismo de reenganche quedan inaccesibles y carecen de significado. En cambio, si se desea utilizar el automatismo de reenganche interno es preciso que al configurar las funciones del equipo (véase el capítulo 2.1.1) se ajuste bajo la dirección 133 REENG-AUTO la clase de reenganche y bajo la dirección 134 el CLASE DE FUNC.RE.AU. Con el automatismo de reenganche integrado 7SD610, permite hasta 8 intentos de reenganche. Mientras que los ajustes realizados en la dirección 3401 hasta 3441 son comunes a todos los ciclos de interrupción, en cambio se efectúan los ajustes individuales de los ciclos a partir de la dirección 3450. Al hacerlo, se pueden ajustar parámetros individuales diferentes para los cuatro primeros ciclos de interrupción. A partir del quinto ciclo se aplican los parámetros correspondientes al cuarto ciclo. Bajo la dirección 3401 REENG-AUTO el automatismo de reenganche se puede conectar Con o Desc desconectar. La condición necesaria para que después de la desconexión por cortocircuito pueda efectuarse un reenganche es que en el momento del arranque del automatismo de reenganche (es decir, al comienzo de la primera orden de disparo), el interruptor de potencia esté disponible por lo menos para un ciclo DESC-CON-DESC. La disponibilidad del interruptor de potencia se comunica al equipo a través de la introducción binaria “>IP1 listo“ (FNº 00371). Para el caso de que no esté disponible una señal de esta clase, se deberán dejar los ajustes que figuran bajo la dirección 3402 IP? ANTES DEL ARRANQUE = No, ya que en caso contrario no habría ninguna posibilidad de un reenganche automático. Si hay posibilidad de consultar al interruptor de potencia se debería ajustar IP? ANTES DEL ARRANQUE = Sí. Además, se puede consultar la disponibilidad del interruptor de potencia antes de cada reenganche. Esto se logra al ajustar los ciclos de interrupción individuales (véase más adelante). Para comprobar la nueva disponibilidad del interruptor de potencia durante los tiempos de pausa, se puede ajustar, bajo la dirección 3409 T. SUPERVIS. IP. un tiempo de supervisión de disponibilidad del interruptor de potencia. El tiempo se ajusta algo superior al tiempo de regeneración del interruptor de potencia después de un ciclo DESC-CON-DESC. Si el interruptor de potencia no volviese a estar disponible al terminar este tiempo, no se produce la conexión y el automatismo de reenganche se bloquea dinámicamente. El hecho de tener que esperar a la nueva disponibilidad del interruptor de potencia puede dar lugar a que se alarguen los tiempos de pausa. También la consulta de verificación de sincronismo (si se utiliza) puede retardar el reenganche. Para evitar un alargamiento incontrolado se puede ajustar en este caso y bajo la dirección 3411A PROLONG. T. PAUSA un alargamiento máximo del tiempo de pausa. En caso de ajustar ∞, esta extensión es ilimitada. Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. Es preciso tener en cuenta que después de una desconexión tripolar solamente se permiten tiempos de pausa largos si no surgen 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 105 2 Funciones problemas de estabilidad o si antes del reenganche tiene lugar una comprobación de sincronismo. El tiempo de bloqueo T. BLOQUEO (dirección 3403) es el período de tiempo al cabo del cual se considera terminada la avería de la red después de un reenganche satisfactorio. Un nuevo disparo de una función de protección dentro de este tiempo da lugar a que en el caso de reenganche múltiple se inicie el siguiente ciclo de interrupción; si no se permite ningún nuevo reenganche, se considera que al producirse un nuevo disparo el último reenganche fue fallido. Por lo tanto, el tiempo de bloqueo tiene que ser más largo que el tiempo de comando más largo de una función de protección que pueda iniciar el automatismo de reenganche. En general bastan unos pocos segundos. En zonas muy afectadas por tormentas y vientos, es conveniente trabajar con un tiempo de bloqueo más corto para reducir el riesgo de una desconexión definitiva causada por impactos de rayo muy sucesivos, o saltos de cable (baile de cable). Deberá elegirse un tiempo de bloqueo largo cuando en el caso de reenganche múltiple no exista la posibilidad de supervisión del interruptor de potencia (véase más arriba) (p. ej., por ausencia de contactos auxiliares y de informaciones de disponibilidad del interruptor de potencia). En ese caso, el tiempo de bloqueo debe ser más largo que el tiempo de nueva disponibilidad del interruptor de potencia. La duración del bloqueo en caso de identificación de conexión manual T.BLQ.CIERR. MAN (dirección 3404) deberá garantizar la conexión y desconexión segura del interruptor de potencia (0,5 s a 1 s). Si dentro de este tiempo y después de haber reconocido la conexión del interruptor de potencia, una función de protección detecta una avería, no tiene lugar ningún reenganche y se produce la desconexión tripolar definitiva. Si no se desea esto, se ajusta la dirección 3404 en 0. Las posibilidades para el tratamiento de averías subsiguientes se describen en el capítulo 2.9.1 bajo el subtítulo “Tratamiento de las averías subsiguientes“ (página 97). El tratamiento de averías subsiguientes se omite para aquellos extremos de línea en los que se hace uso de la pausa adaptiva sin tensión133 REENG.-AUT.= PTA, capítulo 2.1.1). Las siguientes direcciones 3406 y 3407 no son procedentes para estos equipos y quedan inaccesibles. La identificación de una avería subsiguiente se puede determinar bajo la dirección 3406 DETECT FALTA SUC. DETECT FALTA SUC. Con excitación significa que durante una pausa sin tensión, toda excitación de una función de protección se interpreta como avería subsiguiente. En el caso de DETECT FALTA SUC. Con orden de disparo se evalúa una avería durante una pausa sin tensión únicamente como avería subsiguiente si ha dado lugar a una orden de disparo de una función de protección. Esto puede incluir también órdenes de disparo que hayan sido acopladas desde el exterior a través de introducción binaria o hayan sido transmitidas desde el otro extremo del objeto de protección. Cuando un equipo de protección externo opera conjuntamente con el automatismo de reenganche interno, la identificación de avería subsiguiente con excitación presupone que en el 7SD610 está conectada también una señal de excitación del equipo externo; en los demás casos solamente se puede identificar una avería subsiguiente con la orden de disparo externa, aunque aquí se hubiera ajustado Con excitación. La reacción en caso de averías subsiguientes se selecciona bajo la dirección 3407. RE.AU. fallos subsiguientes bloqueado significa que después de identificar una avería subsiguiente no se realiza ningún reenganche. Esto es útil siempre que se vayan a realizar únicamente interrupciones monopolares, o cuando al conectar después de la subsiguiente pausa tripolar se esperan problemas de estabilidad. Si debido a la desconexión de la avería subsiguiente se debe iniciar un ciclo de interrupción tripolar, se deberá ajustar AVERÍA SUBSIGUIENTE = Inicio ciclo RE 106 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.9 Automatismo de reenganche (opcional) tripolar. En este caso se inicia con la orden de disparo tripolar de la avería subsiguiente una pausa tripolar con un tiempo de pausa ajustable independientemente. Esto solamente tiene sentido si se permiten también interrupciones tripolares. La dirección 3408 T. SUPERV. ARR. supervisa la reacción del interruptor de potencia después de una orden de disparo. Si al cabo de este tiempo (a partir de iniciarse la orden de disparo) el interruptor no ha abierto, se bloquea dinámicamente el automatismo de reenganche. El criterio para la apertura es la posición de los contactos auxiliares del interruptor de potencia o la desaparición de la orden de disparo. Si en la derivación se emplea una protección (interna o externa) contra fallo del interruptor, este tiempo debe ser más corto que el tiempo de retardo de la protección contra el fallo del interruptor, para que en el caso de producirse un fallo del interruptor de potencia no se produzca ningún reenganche. Si se transmite la orden de reenganche al otro extremo se puede retrasar esta transmisión mediante la dirección 3410 T INTER-CON. Esta transmisión presupone que el equipo trabaja en el extremo opuesto con pausa adaptiva sin tensión (dirección 133 REENG.-AUTO. = PTA en el extremo opuesto, véase también el capítulo 2.1.1). En los demás casos, este parámetro no es relevante. Si no desea que se transmita la orden de conexión, a pesar de que en el otro extremo está ajustado PTA, deberá ajustar T INTER-CON = ∞. Este retardo puede evitar, por una parte, que el equipo situado en el extremo opuesto vuelva a conectar innecesariamente, si el reenganche local no resulta satisfactorio. Por lo tanto, deberá ser la suma del tiempo de conexión del interruptor de potencia más el tiempo propio máximo, más la duración de la orden de la protección, más el tiempo de desconexión del interruptor de potencia, más el tiempo de recuperación de la protección, más un margen de seguridad. Por otra parte, es preciso tener en cuenta que la línea no está disponible para el transporte deenergía mientras no esté conectado también el extremo opuesto. Por lo tanto, para considerar la estabilidad de la red hay que sumarlo al tiempo de pausa. Configuración del automatismo de reenganche. Esta configuración se refiere a la interacción entre las funciones de protección y las funciones adicionales del equipo y el automatismo de reenganche. Aquí se pueden determinar qué funciones del equipo deberán iniciar el reenganche automático y cuáles no. En el caso de 7SD610 esto se refiere a: dirección 3420 RE.AU. con DIF, es decir, con protección diferencial, dirección 3421 RE.AU. con DRAP, es decir, con desconexión rápida de alta intensidad, dirección 3423 RE.AU. con Arr., es decir, con arrastre y disparo remoto, dirección 3424 RE.AU. con EXT, es decir, con orden de disparo acoplada exteriormente, dirección 3425 RE.AU. con U/S/It.idef., es decir, con protección diferida de sobreintensidad. Para aquellas funciones que deban iniciar el automatismo de reenganche se fija la dirección correspondiente en Sí y para las restantes en No. Las restantes funciones (protección de sobrecarga, protección de fallo del interruptor) no pueden iniciar el automatismo de reenganche ya que en este caso no tiene sentido el reenganche. Arrastre tripolar del interruptor 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Si durante el tiempo de pausa de un ciclo monopolar se llega a producir un bloqueo del reenganche sin que se haya emitido una orden de disparo tripolar, la línea permanece desconectada en un polo. Con la dirección 3430 ARRASTRE 3 POLOS se determina que la lógica de disparo del equipo emite en este caso una orden de disparo tripolar (sincronismo forzado de los polos del conmutador). Ponga esta dirección en Sí, si el interruptor se puede controlar en un solo polo y no tenga el 107 2 Funciones mismo sincronismo forzado. Pero también en los demás casos, el equipo se anticipa al sincronismo forzoso de los polos del interruptor, ya que el arrastre tripolar del equipo actúa inmediatamente, en cuanto se bloquea el reenganche después de un disparo monopolar, o si los contactos auxiliares del interruptor comunican una posición de interruptor no plausible. Si solamente hay una posibilidad de control tripolar del interruptor, no se precisa el arrastre. Supervisión de la tensión inversa Bajo la dirección 3431 se puede activar la supervisión de la tensión inversa. Esto presupone que los transformadores de medida de tensión están situados por el lado de la línea. Si no fuera así, o si no se desea utilizar esta función, se deberá ajustar SUP.U.INV/REbr = sin. SUP.U.INV/REbr = SUP.U.INV/REbr significa que se utiliza la supervisión de la tensión inversa de la línea. Ésta solamente permite el reenganche si previamente queda determinado que la línea estaba sin tensión. En este caso se ajustará bajo la dirección 3441 Funcionamiento Uphe< la tensión límite fase-tierra, por debajo de la cual la línea se puede considerar con toda seguridad como sin tensión (desconectada). El ajuste se realiza en voltios secundarios. Al parametrizar mediante ordenador personal y DIGSI® se puede introducir este valor como valor primario. La dirección 3438 T U ESTABLE determina el tiempo de medición disponible para determinar la ausencia de tensión. Pausa adaptiva sin tensión (ASP) Cuando se trabaja con pausa adaptiva sin tensión hay que prestar atención previamente a que en cada línea un extremo trabaje con unos tiempos de pausa definidos y disponga de alimentación. El otro puede trabajar con pausa adaptiva sin tensión. Los detalles relativos al procedimiento se encuentran en la subsección 2.9.1 bajo el subtítulo “Pausa adaptiva sin tensión (PTA)“ en la página 99 y “Transmisión de la orden de conexión (CON inter)“ en la página 100. Para el extremo de la línea que tenga los tiempos de pausa definidos es preciso que al efectuar la configuración de las funciones de protección (capítulo 2.1.1) se haya ajustado bajo la dirección133 REENG.-AUTO. el número de ciclos de interrupción deseados. Además debe estar activado el arrastre de disparo de la protección diferencial (véase del capítulo 2.3.2, dirección1301 ARR. DIF = Sí). Para el equipo que trabaje con pausa adaptiva sin tensión es preciso que al configurar las funciones de protección (capítulo 2.1.1) se haya ajustado bajo la dirección 133 REENG.-AUTO. = PTA. Para este último se consultan únicamente los parámetros descritos a continuación. Para los distintos ciclos de reenganche no hay entonces ningún ajuste. La pausa adaptiva sin tensión puede estar controlada por la tensión o por CIERRE interno. También cabe la posibilidad de ambos simultáneos. En el primer caso, el reenganche se realiza después de la desconexión por cortocircuito, en cuanto el automatismo de reenganche haya detectado la tensión del extremo opuesto. Para ello es preciso que el equipo disponga de entradas de tensión y esté conectado a transformadores de medida de tensión en el lado de la línea. En el caso de inter-CON el automatismo de reenganche espera a una orden inter-CON transmitida desde el extremo opuesto. El tiempo de actuación PTA T. ACT. (dirección 3433) es el tiempo que transcurre después de la excitación realizada por cualquier función de protección, que esté en condiciones de iniciar el automatismo de reenganche, dentro del cual debe aparecer la orden de disparo. Si la orden solamente aparece una vez transcurrido el tiempo de actuación, no se produce el reenganche. Según la configuración del volumen de funciones (véase el capítulo 2.1.1), también puede carecer de tiempo de actuación; 108 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.9 Automatismo de reenganche (opcional) esto se aplica especialmente cuando la función de protección que produce el arranque no dispone de señal de excitación. Los tiempos de pausa vienen determinados por la orden de reenganche del equipo situado en el extremo de la línea que tenga los tiempos de pausa definidos. En aquellos casos donde no aparezca esta orden de reenganche, por ejemplo, porque allí mientras tanto se ha bloqueado el reenganche, es necesario que la disponibilidad del equipo local vuelva en algún momento a su estado de reposo. Esto sucede después del tiempo de espera máximo PTA T MÁX (dirección 3434). Éste debe ser lo suficientemente largo para que el último reenganche del extremo opuesto quede todavía dentro de él. En el caso de un solo reenganche, basta con la suma del tiempo de pausa máximo más el tiempo de bloqueo del otro equipo. En caso de reenganche múltiple, el caso más desfavorable es que todos los reenganches del otro extremo hayan fallado salvo el último. Es preciso tener en cuenta el tiempo de todos estos ciclos. Con el fin de ahorrarse unos cálculos más detallados, se puede aplicar la suma de todos los tiempos de pausa y todos los tiempos de comando de los disparos, más un tiempo de bloqueo. Bajo la dirección 3435 permitido PTA 1p. se puede determinar si se deberá permitir un disparo monopolar (suponiendo que el disparo monopolar sea efectivamente posible). Si No, la protección produce un disparo tripolar para toda clase de averías. En el caso de Sí, son determinantes las posibilidades de disparo de las funciones de protección causantes del arranque. Bajo la dirección 3436 PTA IP? antes de RE se determina si antes de efectuar el reenganche después de una pausa adaptiva sin tensión se debe consultar la disponibilidad del interruptor de potencia. Si se ajusta Sí, se puede alargar el tiempo de pausa si, una vez transcurrido éste, el interruptor de potencia no está disponible para un ciclo CON-DESC, como máximo en la duración del tiempo de supervisión del interruptor de potencia; éste fue ajustado conjuntamente para todos los ciclos de reenganche bajo la dirección 3409 (véase arriba). Para más detalles relativos a la supervisión del interruptor de potencia véase la descripción de funciones, capítulo 2.9.1, bajo el subtítulo “Consulta de la disponibilidad del interruptor de potencia“, página 93. Si durante una interrupción tripolar llegaran a producirse problemas de estabilidad en la red, se debería poner la dirección 3437 PTA: Comp. sinc. en Sí. En este caso, antes de un reenganche después de una desconexión tripolar se comprueba, en primer lugar, si las tensiones de la derivación y de las barras colectoras son suficientemente síncronas. En este caso, es condición necesaria disponer de un equipo exterior para ello. Si se ejecutan solo ciclos de interrupción monopolares o si no se esperan problemas de estabilidad durante una pausa tripolar (p. ej. debido a un fuerte mallado de la red o redes radiales), la dirección 3437 se deberá poner en No. Las direcciones 3438 y 3440 solamente son significativas si se utiliza la pausa adaptiva sin tensión controlada por tensión. Bajo la dirección 3440 Funcionamiento Uphe> se ajustará la tensión límite fase-tierra, por encima de la cual se deba considerar la línea exenta de averías. Debe ser más baja que la menor tensión de trabajo previsible. El ajuste se realiza en voltios secundarios. Al parametrizar mediante ordenador personal y DIGSI® este valor se puede introducir como valor primario. La dirección 3438 T U ESTABLE determina el tiempo de medición disponible para determinar la tensión. Debe ser mayor que las eventuales oscilaciones transitorias de estabilización al conectar la línea. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 109 2 Funciones 1. Ciclo de reenganche Si en un extremo de la línea se trabaja con una pausa adaptiva sin tensión, no se consultan aquí otros parámetros para los distintos ciclos de interrupción. Todos los parámetros subsiguientes asignados a los distintos ciclos son entonces superfluos e inaccesibles. La dirección 3450 1.RE: ARRANQUE solamente está disponible si el automatismo de reenganche trabaja en régimen con tiempo de actuación, es decir, si al configurar las funciones de protección (véase el capítulo 2.1.1) se ajustó la dirección 134 CLASE DE FUNC.RE.AU. = Exc. y T. act. o DIS y T. act. (la primera únicamente si se trata exclusivamente de disparo tripolar). Ésta determina si con el primer ciclo debe tener lugar realmente un arranque del automatismo de reenganche. Esta dirección existe principalmente debido a la uniformidad de los parámetros para cada intento de reenganche y para el primer ciclo se debe confirmar con Sí. Si se realizan varios ciclos, se puede controlar la eficacia de los ciclos mediante este parámetro y tiempos de actuación diferentes. En el capítulo 2.9.1 y bajo el subtítulo “Tiempos de actuación“ (página 91) figuran instrucciones y ejemplos. El tiempo de actuación 1.RE: T. ACT. (dirección 3451) es el tiempo que transcurre después de la excitación debida a cualquiera de las funciones de protección, que puede iniciar el automatismo de reenganche, dentro de la cual debe aparecer la orden de disparo. Si la orden solamente aparece una vez transcurrido el tiempo de actuación, no se produce el reenganche. Según la configuración del volumen de funciones (véase el capítulo 2.1.1), puede no haber tiempo de actuación; esto es especialmente aplicable si la función de protección causante del arranque no dispone de señal de excitación. Según el modo de función configurado para el automatismo de reenganche (véase el capítulo 2.1.1 bajo la dirección 134 CLASE DE FUNC.RE.AU.), solamente están disponibles las direcciones 3456 y 3457 (si el modo de función = DIS ...) o las direcciones 3453 hasta 3455 (si el modo de función = Exc. ...) . En el modo de función DIS... se pueden ajustar diferentes tiempos de pausa para los ciclos de interrupción monopolares y tripolares. El que se produzca un disparo monopolar o tripolar depende únicamente de las funciones de protección que provocan el arranque. El disparo monopolar naturalmente sólo es posible si tanto el equipo como la correspondiente función de protección son adecuados para disparo monopolar. La dirección 3456 1.RE: TP DIS.1 P es el tiempo de pausa después de un disparo monopolar, La dirección 3457 1.RE: TP DIS.3 P es el tiempo de pausa después de un disparo tripolar. Si solo se desea permitir un ciclo de interrupción monopolar, se deberá poner el tiempo de pausa para disparo tripolar en ∞. Si solo se desea permitir un ciclo de interrupción tripolar, se pondrá en ∞ el tiempo de pausa para el disparo monopolar; en ese caso, la protección produce un disparo tripolar para cualquier clase de avería. El tiempo de pausa después de una desconexión monopolar (si está ajustado)1.RE: TP DIS.1 P (dirección 3456) debe ser suficientemente largo para que se haya apagado el arco eléctrico del cortocircuito y se haya desionizado el aire que lo rodea, con el fin de que el reenganche pueda ser satisfactorio. Debido a la carga de las capacidades de línea, este tiempo es tanto más largo cuanto mayor longitud tenga la línea. Los valores usuales están entre 0,9 s y 1,5 s. En el caso de desconexión tripolar (dirección 3457 1.RE: TP DIS.3 P), tiene prioridad la estabilidad de la red. Dado que la línea desconectada no está en condiciones de desarrollar fuerzas de sincronización, a menudo únicamente es permisible una breve pausa sin tensión. Los valores usuales están entre 0,3 s y 0,6 s. Si el equipo trabaja conjuntamente con un equipo de control de sincronismo exterior, 110 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.9 Automatismo de reenganche (opcional) en ciertas circunstancias se podrá tolerar también un tiempo más largo. También hay posibilidad de pausas tripolares más largas en las redes radiales. En el modo de función = Exc. ... se puede hacer que los tiempos de pausa dependan de la clase de excitación de la(s) función(es) que provoca(n) el arranque: La dirección 3453 1.RE: TP EXC. 1 fa es el tiempo de pausa después de una excitación monofásica, La dirección 3454 1.RE: TP EXC. 2 fa es el tiempo de pausa después de una excitación bifásica, La dirección 3455 1.RE: TP EXC. 3 fa es el tiempo de pausa después de la excitación trifásica. Si se desea que el tiempo de pausa sea el mismo para toda clase de averías, se ajustarán por igual los tres parámetros. Es preciso tener en cuenta que estos ajustes solamente dan lugar a tiempos de pausa distintos si las excitaciones son distintas. El disparo solamente puede ser tripolar. Si al ajustar la reacción ante las averías subsiguientes (véase más arriba bajo “Generalidades“, página 105) se ha ajustado la dirección 3407 FALLOS SUBSIGUIENTES Start TP. SUC., para la pausa tripolar después de la desconexión de la avería subsiguiente se puede ajustar un tiempo de pausa independiente 1.RE: TP. SUC. (dirección 3458). También para esto son determinantes los aspectos de estabilidad. Normalmente se puede ajustar igual que la dirección 3457 1.RE: TP DIS. 3 P. Bajo la dirección 3459 1.RE: IP? antes de RE se determina si antes de este primer reenganche se deberá consultar la disponibilidad del interruptor de potencia. Si se ajusta Sí, se puede alargar el tiempo de pausa si, una vez transcurrido éste, el interruptor de potencia no está disponible para un ciclo CON-DESC, como máximo en la duración del tiempo de supervisión del interruptor de potencia; éste fue ajustado conjuntamente para todos los ciclos de reenganche bajo la dirección 3409 (véase más arriba). Para más detalles relativos a la supervisión del interruptor de potencia véase la descripción de funciones, capítulo 2.9.1, bajo el subtítulo “Consulta de la disponibilidad del interruptor de potencia“, página 93. Si durante una interrupción tripolar llegaran a producirse problemas de estabilidad en la red, se debería poner la dirección 3460 1.RE: Comp. sinc. en Sí. En este caso, antes de cada reenganche efectuado después de una desconexión tripolar se comprueba si las tensiones de la derivación y de las barras colectoras están suficientemente sincronizadas. Para ello es condición necesaria disponer de un equipo exterior para controlar el sincronismo. Si se ejecutan solo ciclos de interrupción monopolares o si no se esperan problemas de estabilidad durante las pausas tripolares (p. ej. debido a un fuerte mallado de la red o redes radiales), se deberá poner la dirección 3460 en No. 2º a 4º ciclo de reenganche Si al configurar el volumen de funciones (capítulo 2.1.1) se ajustaron varios ciclos, se pueden ajustar parámetros de reenganche individuales para los ciclos 2º a 4º . Las posibilidades son las mismas que para el 1er ciclo. Según la configuración de las funciones de protección (capítulo 2.1.1), también aquí solamente están disponibles una parte de los parámetros siguientes. Para el 2º ciclo: La dirección 3461 2.RE: La dirección 3462 2.RE: La dirección 3464 2.RE: monofásica. La dirección 3465 2.RE: bifásica. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 ARRANQUE; arranque en el 2º ciclo, está permitido. T ACTIV.; tiempo de activación para el 2º ciclo. TP EXC. 1 fa; tiempo de pausa después de excitación TP EXC. 2 fa; tiempo de pausa después de excitación 111 2 Funciones La dirección 3466 2.RE: TP EXC. 3 fa; tiempo de pausa después de excitación trifásica. La dirección 3467 2.RE: TP DIS.1 P.; tiempo de pausa después de disparo monopolar. La dirección 3468 2.RE: TP DIS. 3 P.; tiempo de pausa después de disparo tripolar. La dirección 3469 2.RE: TP SUC.; tiempo de pausa en caso de averías subsiguientes. La dirección 3470 2.RE: IP? antes de RE; comprobar la disponibilidad del interruptor de potencia antes del reenganche. La dirección 3471 2.RE: Comp. sinc.; comprobación del sincronismo después de un disparo tripolar. Para el 3er ciclo: La dirección 3472 3.RE: ARRANQUE; arranque en el 3er ciclo está permitido. La dirección 3473 3.RE: T ACTIV.; tiempo activo para el 3er ciclo. La dirección 3475 3.RE: TP EXC.1 fa; tiempo de pausa después de excitación monofásica. La dirección 3476 3.RE: TP EXC.2 fa; tiempo de pausa después de excitación bifásica. La dirección 3477 3.RE: TP EXC.3 fa; tiempo de pausa después de excitación trifásica. La dirección 3478 3.RE: TP DIS.1 P.; tiempo de pausa después de disparo monopolar. La dirección 3479 3.RE: TP DIS.3 P.; tiempo de pausa después de disparo tripolar. La dirección 3480 3.RE: TP SUC.; tiempo de pausa en caso de averías subsiguientes. La dirección 3481 3.RE: IP? antes de RE; comprobar la disponibilidad del interruptor de potencia antes del reenganche. La dirección 3482 3.RE: Comp. sinc.; comprobación del sincronismo después de un disparo tripolar. Para el 4º ciclo: La dirección 3483 4.RE: ARRANQUE; arranque en el 4ºciclo está permitido. La dirección 3484 4.RE: T ACTIV.; tiempo de activación para el 4º ciclo. La dirección 3486 4.RE: TP EXC. 1 fa; tiempo de pausa después de excitación monofásica. La dirección 3487 4.RE: TP EXC. 2 fa; tiempo de pausa después de excitación bifásica. La dirección 3488 4.RE: TP EXC. 3 fa; tiempo de pausa después de excitación trifásica. La dirección 3489 4.RE: TP DIS. 1 P.; tiempo de pausa después de disparo monopolar. La dirección 3490 4.RE: TP DIS. 3 P.; tiempo de pausa después de disparo tripolar. La dirección 3491 4.RE: TP SUC.; tiempo de pausa en caso de averías subsiguientes. La dirección 3492 4.RE: IP? antes de RE; comprobar la disponibilidad del interruptor de potencia antes del reenganche. La dirección 3493 4.RE: Comp. sinc.; comprobación del sincronismo después de un disparo tripolar. 112 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.9 Automatismo de reenganche (opcional) hasta el 8º ciclo de reenganche 2.9.3 Si al configurar el volumen de funciones (capítulo 2.1.1) se ajustaron más de cuatro ciclos, los ciclos siguientes al cuarto trabajan con los valores de ajuste del cuarto ciclo. Resumen de parámetros Observación: Las direcciones que llevan como sufijo una “A" solamente se pueden modificar mediante DIGSI® bajo “Display additional values“. Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 3401 REENG-AUTO Desconectado Conectado Conectado Reenganche automático 3402 IP? ANTES DEL ARRANQUE Sí No No ¿Comprobar la disponibilidad del IP antes del arranque? 3403 T. BLOQUEO 0.50..300.00 s 3.00 s Tiempo de bloqueo después del reenganche 3404 T.BLQ.CIERR. MAN 0.50..300.00 s; 0 1.00 s Duración del bloqueo al detectar conexión manual 3406 DETEC .FALTA SUC. Con excitación Con orden de disparo Con orden de disparo Detección de avería subsiguiente 3407 AVERÍA SUBSIGUIENTE RE.AU. bloqueado Inicio ciclo RE tripolar Inicio ciclo RE tripolar Avería subsiguiente durante la pausa sin tensión 3408 T. SUPERV. ARR. 0.01..300.00 s 0.50 s Tiempo de supervisión del arranque 3409 T SUPERVIS. IP 0.01..300.00 s 3.00 s Tiempo de supervisión de la disponibilidad del IP 3410 T INTER-CON 0.00..300.00 s; ∞ 0.20 s Tiempo hasta Inter-CON 3411A PROLONG. T. PAUSA 0.50..300.00 s; ∞ ∞s Prolongación máxima del tiempo de pausa 3450 1er RE: ARRANQUE Sí No Sí ¿Arranque permitido con este ciclo? 3451 1er RE: T ACTIV. 0.01..300.00 s; ∞ 0.20 s Tiempo de activación 3453 1er RE: TP EXC. 1 f 0.01..1800.00 s; ∞ 1.20 s Tiempo de pausa con excitación monofásica 3454 1er RE: TP EXC. 2 f 0.01..1800.00 s; ∞ 1.20 s Tiempo de pausa con excitación bifásica 3455 1er RE: TP EXC. 3 f 0.01..1800.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de pausa con excitación trifásica 3456 1er RE: TP DIS. 1 p 0.01..1800.00 s; ∞ 1.20 s Tiempo de pausa con disparo monopolar 3457 1er RE: TP DIS. 3 p 0.01..1800.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de pausa con disparo tripolar 3458 1er RE: TP. SUC. 0.01..1800.00 s 1.20 s Tiempo de pausa con avería subsiguiente 3459 1er RE: IP? antes de RE Sí No No Comprobar disponibilidad del IP antes del RE 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 113 2 Funciones Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 3460 1er RE: Comp. sinc. Sí No No Comprobar sincronía después de pausa tripolar 3461 2º RE: ARRANQUE Sí No No ¿Arranque permitido con este ciclo? 3462 2º RE: T ACTIV. 0.20 s Tiempo de activación 3464 2º RE: TP EXC. 1 fa 0.01..1800.00 s; ∞ 1.20 s Tiempo de pausa con excitación monofásica 3465 2º RE: TP EXC. 2 fa 0.01..1800.00 s; ∞ 1.20 s Tiempo de pausa con excitación bifásica 3466 2º RE: TP EXC. 3 fa 0.01..1800.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de pausa con excitación trifásica 3467 2º RE: TP DIS. 1 p 0.01..1800.00 s; ∞ ∞s Tiempo de pausa con disparo monopolar 3468 2º RE: TP DIS. 3 p 0.01..1800.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de pausa con disparo tripolar 3469 2º RE: TP. SUC. 0.01..1800.00 s 1.20 s Tiempo de pausa con avería subsiguiente 3470 2º RE: IP? antes de RE Sí No No Comprobar disponibilidad del IP antes del RE 3471 2º RE: Comp. sinc. Sí No No Comprobar sincronía después de pausa tripolar 3472 3er RE: ARRANQUE Sí No No ¿Arranque permitido con este ciclo? 3473 3er RE: T ACTIV. 0.01..300.00 s; ∞ 0.20 s Tiempo de activación 3475 3er RE: TP EXC. 1 fa 0.01..1800.00 s; ∞ 1.20 s Tiempo de pausa con excitación monofásica 3476 3er RE: TP EXC. 2 fa 0.01..1800.00 s; ∞ 1.20 s Tiempo de pausa con excitación bifásica 3477 3er RE: TP EXC. 3 fa 0.01..1800.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de pausa con excitación trifásica 3478 3er RE: TP DIS. 1 p 0.01..1800.00 s; ∞ ∞s Tiempo de pausa con disparo monopolar 3479 3er RE: TP DIS. 3 p 0.01..1800.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de pausa con disparo tripolar 3480 3er RE: TP. SUC. 0.01..1800.00 s 1.20 s Tiempo de pausa con avería subsiguiente 3481 3er RE: IP? antes de RE Sí No No Comprobar disponibilidad del IP antes del RE 3482 3er RE: Comp. sinc. Sí No No Comprobar sincronía después de pausa tripolar 3483 4º RE: ARRANQUE Sí No No Arranque permitido con este ciclo 3484 4º RE: T ACTIV. 0.20 s Tiempo de activación 114 0.01..300.00 s; ∞ 0.01..300.00 s; ∞ 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.9 Automatismo de reenganche (opcional) Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 3486 4º RE: TP EXC. 1 fa 0.01..1800.00 s; ∞ 1.20 s Tiempo de pausa con excitación monofásica 3487 4º RE: TP EXC. 2 fa 0.01..1800.00 s; ∞ 1.20 s Tiempo de pausa con excitación bifásica 3488 4º RE: TP EXC. 3 fa 0.01..1800.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de pausa con excitación trifásica 3489 4º RE: TP DIS. 1 p 0.01..1800.00 s; ∞ ∞s Tiempo de pausa con disparo monopolar 3490 4º RE: TP DIS. 3 p 0.01..1800.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de pausa con disparo tripolar 3491 4º RE: TP. SUC. 0.01..1800.00 s 1.20 s Tiempo de pausa con avería subsiguiente 3492 4º RE: IP? antes de RE Sí No No Comprobar disponibilidad del IP antes del RE 3493 4º RE: Comp. sinc. Sí No No Comprobar sincronía después de pausa tripolar 3420 RE.AU. con DIF. Sí No Sí ¿Trabaja el RE.AU. con protección diferencial? 3421 RE.AU. con desc. ráp. Sí No Sí ¿RE.AU. después de desconexión rápida? 3423 RE.AU. con arrastre Sí No Sí ¿Trabaja el RE.AU. con arrastre? 3424 RE.AU. con ACOP. EXT Sí No Sí ¿RE.AU. después de DISP por acopl. ext.? ¿Acoplamiento? 3425 RE.AU. con U/S/ It.idef. Sí No Sí ¿RE.AU. con protección de sobreintensidad temporizada? 3430 ARRASTRE 3POL. Sí No Sí Arrastre tripolar (plausibilidad del IP) 3431 SUP.U.INV/REbr sin Supervisión de la tensión inversa sin Supervisión de la tensión inversa 3433 PTA T. ACT. 0.01..300.00 s; ∞ 0.20 s Tiempo de activación 3434 PTA T MÁX 0.50..3000.00 s 5.00 s Tiempo de pausa máximo 3435 PTA 1p permit. Sí No No ¿Disparo monopolar permitido? 3436 PTA IP? antes del RE Sí No No Comprobar disponibilidad del IP antes del RE 3437 PTA: Comp. sinc. Sí No No Comprobar sincronía después de pausa tripolar 3438 T U ESTABLE 0.10..30.00 s 0.10 s Tiempo para el estado estable de la tensión 3440 Funcionamiento Uphe> 30..90 V 48 V Valor límite para tensión sin fallo 3441 Funcionamiento Uphe< 2..70 V 30 V Valor límite para estado sin tensión 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 115 2 Funciones 2.9.4 Resumen de informaciones Las informaciones más importantes del automatismo de reenganche se explican brevemente, siempre y cuando no se aclaren mediante las explicaciones de las listas siguientes o hayan sido descritas detalladamente en el texto precedente. “>1.bloq. Re.AU.“ (FNº02742) a “>4.-n.bloq. Re.AU.“ (FNº02745) Se bloquea el ciclo de interrupción correspondiente. Si ya existe el bloqueo al arrancar el automatismo de reenganche no se lleva a cabo el ciclo bloqueado y eventualmente se salta (si se permiten otros ciclos). Esto mismo es aplicable si el automatismo de reenganche ha arrancado fuera del ciclo bloqueado. Si el bloqueo llega para un ciclo que se encuentra en ejecución, se bloquea dinámicamente el automatismo de reenganche; entonces no hay nuevos reenganches automáticos. “Autoriz. Re.AU.1.RE“ (FNº02889) a “Autoriz. Re.AU. 4.RE“ (FNº02892) El automatismo de reenganche está dispuesto para el ciclo de reenganche correspondiente. La información indica qué ciclo se ejecutará como el siguiente. De este modo se pueden ajustar las funciones de protección externas, p. ej., para disparo acelerado o de sobrealcance antes del reenganche correspondiente. “Bloqueo Re.AU.” (FNº02783) El automatismo de reenganche está bloqueado (p. ej. el interruptor de potencia no esta dispuesto). La información le indica al sistema que en caso de que se produzca un fallo en la red se producirá un disparo definitivo, es decir, sin reenganche. Si el automatismo de reenganche ya ha arrancado, esta información no aparece. “Re.AU. no dispuesto” (FNº02784) El automatismo de reenganche no está momentáneamente dispuesto para el reenganche. Además del “Bloqueo Re.AU.“ antes mencionado (FNº 02783) puede haber también obstáculos durante el desarrollo de los ciclos de interrupción, tales como “tiempo de activación finalizado“ o “último tiempo de bloqueo funcionando“. Esta información es especialmente útil al efectuar pruebas, ya que durante este aviso no se puede iniciar ninguna prueba de protección con reenganche. “Re.AU. marcha” (FNº02801) Esta información se recibe al arrancar el automatismo de reenganche, es decir, con la primera orden de disparo que pueda poner en marcha el automatismo de reenganche. Si el reenganche fue satisfactorio (o lo fue uno cualquiera en el caso de varios), esta información desaparece al finalizar el último tiempo de bloqueo. Si ningún reenganche fue satisfactorio o si se había bloqueado el reenganche, termina con la última orden de disparo, la definitiva. “Re.AU. ctrl. sinc.” (FNº02865) Solicitud de medición a un equipo externo de control de sincronismo. Esta información llega al finalizar un tiempo de pausa después de desconexión tripolar, si se había parametrizado una solicitud de sincronismo para el ciclo correspondiente. El reenganche solamente tiene lugar si el control de sincronismo ha dado la autorización “>Sinc.desde ext“ (FNº 02731). “>Sinc.desde ext” (FNº02731) Autorización del reenganche desde un equipo de control de sincronismo externo, si éste había sido solicitado a través de la información de salida “Re.AU. ctrl. sinc.“ (FNº 02865). 116 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.9 Automatismo de reenganche (opcional) FNº Mensaje Explicación 00127 RE.AU. act/des RE.AU. act/des (interfaz de sistema) 02701 >Act RE.AU. >Activar RE.AU. 02702 >RE.AU. des >Desactivar RE.AU. 02703 >Bloq RE.AU. >Bloquear RE.AU. 02711 >Exc G para RE.AU. >RE.AU: Excitación general para arranque desde el exterior. 02712 >Dis L1 para RE >RE.AU: Disparo L1 para arranque desde el exterior 02713 >Dis L2 para RE >RE.AU: Disparo L2 para arranque desde el exterior 02714 >Dis L3 para RE >RE.AU: Disparo L3 para arranque desde el exterior 02715 >DIS 1pol.p.RE >RE.AU: DIS monopolar para arranque desde el exterior 02716 >DIS 3pol.p.RE >RE.AU: DIS tripolar para arranque desde el exterior 02727 >RE.AU. CON-Inter >RE.AU: CON-Inter desde la estación opuesta 02731 >Sinc. desde ext. >RE.AU: Autorización sincronismo desde el exterior 02737 >RE monopolar Bloq >RE.AU: Bloquear ciclo RE.AU. monopolar 02738 >Bloq. RE tripolar >RE.AU: Bloquear ciclo RE.AU. tripolar 02739 >1f. Bloq. RE >RE.AU: Bloquear ciclo RE.AU. monofásico 02740 >2f. Bloq. RE >RE.AU: Bloquear ciclo RE.AU. bifásico 02741 >3f. Bloq. RE >RE.AU: Bloquear ciclo RE.AU. trifásico 02742 >Bloq 1er RE.AU. >RE.AU: 1. Bloquear ciclo 02743 >Bloq 2º RE.AU. >RE.AU: 2. Bloquear ciclo 02744 >Bloq 3er RE.AU. >RE.AU: 3. Bloquear ciclo 02745 >Bloq 4º-n RE.AU. >RE.AU: Bloquear ciclo 4º-n 02746 >DISP G para RE.AU. >RE.AU: DISP. general para arranque desde el exterior 02747 >Exc L1 para RE.AU. >RE.AU: Excitación L1 para arranque desde el exterior 02748 >Exc L2 para RE.AU. >RE.AU: Excitación L2 para arranque desde el exterior 02749 >Exc L3 para RE.AU. >RE.AU: Excitación L3 para arranque desde el exterior 02750 >Exc 1fa.p.RE.AU. >REA: excitación monofásica para arranque desde el exterior 02751 >Exc 2fa.p.RE.AU. >RE.AU: Excitación bifásica para arranque desde el exterior 02752 >Exc 3fa.p.RE.AU. >RE.AU: Excitación trifásica para arranque desde el exterior 02781 RE.AU. desactivado RE.AU. está desconectado 02782 RE.AU. activado RE.AU. está conectado 02783 Bloqueo RE.AU. No se puede arrancar RE.AU. 02784 RE.AU. no dispuesto RE.AU. momentáneamente no dispuesto 02787 RE.AU. IP no dispuesto RE.AU: Interruptor potencia no dispuesto 02788 RE.AU. Tctrl.IPtrans RE.AU.: Tiempo control IP transcurrido 02801 RE.AU. activo RE.AU. arrancado 02809 RE.AU. fin. T arr. RE.AU.: Fin tiempo supervisión arranque 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 117 2 Funciones FNº Mensaje Explicación 02810 RE.AU. fin. Fin TP máx. RE.AU.: Sobrepasada la duración máxima de la pausa 02818 RE.AU. fallos subsiguientes RE.AU. ha detectado un fallo subsiguiente 02820 RE.AU. 1pol. Prog. Ciclo RE.AU. ajustado sólo para monopolar 02821 RE.AU: Tp.falt.suc RE.AU.: Tiempo de pausa activo durante fallo subsiguiente 02839 RE.AU: Tpausa 1pol RE.AU.: Tiempo de pausa monopolar en curso 02840 RE.AU: Tpausa 3pol RE.AU.: Tiempo de pausa tripolar en curso 02841 RE.AU: Tpausa 1fa RE.AU.: Tiempo de pausa monofásico en curso 02842 RE.AU: Tpausa 2fa RE.AU.: Tiempo de pausa bifásico en curso 02843 RE.AU: Tpausa 3fas RE.AU.: Tiempo de pausa trifásico en curso 02844 RE.AU. 1er ciclo RE.AU.: 1. Primer ciclo en curso 02846 RE.AU. 3er ciclo RE.AU.: 3. Primer ciclo en curso 02845 RE.AU. 2º ciclo RE.AU.: 2. Primer ciclo en curso 02847 RE.AU. >3er ciclo RE.AU.: Ciclo > 3er ciclo en curso 02848 RE.AU. ASP en curso RE.AU.: Ciclo ASP en curso 02851 RE.AU. orden CIERRE RE.AU.: Orden de cierre 02852 RE.AU. CIERRE1p,1er ciclo RE.AU.: Orden de cierre después del 1er ciclo monopolar 02853 RE.AU. CIERRE3p,1er ciclo RE.AU.: Orden de cierre después del 1er ciclo tripolar 02854 Cierre RE.AU. >=2°ciclo RE.AU.: Orden de cierre a partir del 2º ciclo 02861 RE.AU. Tbloqu RE.AU.: Tiempo de bloqueo en curso 02862 RE.AU. satisfactorio RE.AU. concluido satisfactoriamente 02863 RE.AU. definit. DESCONECTADO RE.AU.: disparo definitivo 02864 RE.AU. 1pol perm Solo RE.AU. monopolar permitido 02865 RE.AU. ctrl.sinc RE.AU.: Req. para controlar sincronismo 02871 RE.AU. DISP Arr. RE.AU.: Orden disparo arrastre tripolar 02889 Autoriz RE.AU. 1er RE RE.AU.: Autorización de zonas en el 1er ciclo 02890 Autoriz RE.AU. 2º RE RE.AU.: Autorización de zonas en el 2º ciclo 02891 Autoriz RE.AU. 3er RE RE.AU.: Autorización de zonas en el 3er ciclo 02892 Autoriz RE.AU. 4º RE RE.AU.: Autorización de zonas en el 4º ciclo 02893 Autoriz RE.AU. ASP RE.AU.: Autorización de zonas en el ciclo ASP 02894 RE.AU. CIERRE-Inter RE.AU.: CIERRE-Inter 02796 RE.AU. act/des bin RE.AU.: Entrada/salida a través de introducción binaria 118 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional) 2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional) 2.10.1 Descripción del funcionamiento Generalidades La protección contra fallo del interruptor de potencia sirve para la desconexión rápida de reserva si en el caso de una orden de disparo procedente de un relé de protección fallo el interruptor de potencia local. Si por ejemplo, la protección contra cortocircuitos de una derivación envía una orden de disparo al interruptor de potencia, esto se comunica al mismo tiempo a la protección contra fallo del interruptor de potencia (figura 2-29). En este caso, se inicia una etapa de tiempo T-SVS. Esta etapa de tiempo funciona mientras esté presente una orden de disparo de la protección y pase corriente a través del interruptor de potencia. Protección contra fallo del interruptor de potencia Función de protecc. (interno o externo) I> SVS & T–SVS 0 SVS DESCONECTADO Figura 2-29 Diagrama de funcionamiento simplificado de la protección contra fallo del interruptor de potencia con supervisión del flujo de corriente. Durante el funcionamiento sin perturbaciones, el interruptor de potencia desconectará la corriente de fallo y por lo tanto interrumpirá el flujo de corriente. El nivel de valor límite de intensidad se reinicia muy rápidamente (típico1/2 período), e impide que continúe desarrollándose la etapa de tiempo T–SVS. Si no se ejecuta la orden de disparo de la protección (en el caso de fallo del interruptor de potencia), la corriente sigue pasando y la etapa de tiempo llega hasta el final. Ahora es la protección contra fallo del interruptor de potencia la que emite por su parte una orden de disparo que provoca que los interruptores de potencia circundantes desconecten la corriente de fallo. El tiempo de reinicio de la protección de la derivación no es relevante en este caso ya que la supervisión de flujo de corriente de la protección contra fallo del interruptor de potencia detecta ella misma la interrupción de la corriente. En aquellos relés de protección cuyos criterios de disparo no estén relacionados con el flujo de la corriente que se pueda determinar (p. ej. relé Buccholz), el flujo de corriente no constituye una característica fiable para el correcto funcionamiento del interruptor de potencia. Para esos casos, la posición del interruptor de potencia puede ser comunicada por los contactos auxiliares del interruptor de potencia. En este caso 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 119 2 Funciones se consulta por lo tanto a los contactos auxiliares del interruptor de potencia en lugar de al flujo de corriente (figura 2-30). Para ello es preciso que la posición de los contactos auxiliares del interruptor de potencia esté conectada al equipo a través de entradas binarias (véase también el capítulo 2.13.2). L+ Protección contra fallo del interruptor de potencia Función de protecc. (interno o externo) & T–SVS 0 SVS DESCONECTADO Figura 2-30 Diagrama de función simplificado de la protección contra fallo del interruptor de potencia, con control por el contacto auxiliar del interruptor de potencia. Supervisión del flujo de corriente Cada una de las corrientes de fase y una corriente de verificación (véase más abajo) se filtran por medio de filtros numéricos de tal manera que solamente se evalúe la frecuencia fundamental. Se han tomado medidas especiales para la detección del instante de desconexión. En el caso de corrientes senoidales se reconoce la interrupción del paso de la corriente después de aprox. 1/2 período. En el caso de elementos de corriente continua aperiódicos en la corriente de cortocircuito y después de desconectar (p. ej. en el caso de interruptores de medida de intensidad con núcleo linealizado), o si los transformadores de medida de intensidad se llegan a saturar debido al elemento de corriente continua en la corriente de cortocircuito, puede durar un período completo hasta que se detecte con seguridad la desaparición de la corriente primaria. Las corrientes se supervisan y se comparan con el valor límite que está ajustado. Además de las tres corrientes de fase están previstos otros dos umbrales de intensidad que permiten la plausibilidad (véase la figura 2-31). Como corriente de plausibilidad se emplea preferentemente la corriente a tierra IIE (3 · I0). Si la corriente a tierra está conectada al equipo desde el punto de estrella del conjunto de transformadores de medida de intensidad, se utiliza ésta. En los demás casos, la calcula el equipo a partir de las intensidades de fase: 3·I0 = IL1 + IL2 + IL3. Como corriente de plausibilidad se sigue utilizando la corriente triple del sistema opuesto calculada por el 7SD610, 3 · I2. Ésta se calcula de acuerdo con la ecuación que la define 3·I2 = IL1 + a2 · IL2 + a · IL3 siendo a = ej120°. Si bien las corrientes de plausibilidad no influyen en la función básica de la protección contra fallo del interruptor de potencia, sin embargo permiten controlar que en cada 120 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional) caso de fallo es preciso que se rebasen por lo menos dos umbrales de intensidad antes de que pueda iniciarse un tiempo de retardo. 3902 I>P FALL IL1 Criterio de intensidad & I> >1 L1> >1 L2> >1 L3> & IL2 & I> & IL3 & I> & 3I2 3I0 I> >1 Plausibilidad I> Figura 2-31 Supervisión del flujo de corriente con las corrientes plausibles 3·I0 y 3·I2 Supervisión de los contactos auxiliares del interruptor de potencia La posición del interruptor del potencia se le comunica a la protección contra fallo del interruptor desde el control central del equipo (véase el capítulo 2.13.2). La evaluación de los contactos auxiliares solamente tiene lugar en la función contra fallo del interruptor de potencia si no pasa ninguna corriente superior al valor ajustado para la supervisión del flujo de corriente. Si al producirse el disparo de protección ha respondido el criterio de flujo de corriente, se interpreta exclusivamente como apertura del interruptor de potencia el fin del flujo de corriente, aunque desde el contacto auxiliar (todavía) no se haya comunicado que está abierto el interruptor de potencia (figura 2-32). Esto da preferencia al criterio de flujo de corriente que tiene mayor fiabilidad y evita la operación en falso causada por un defecto, por ejemplo, en el mecanismo de los contactos auxiliares. Este bloqueo es válido tanto para cada fase individual como para el disparo tripolar. También existe la posibilidad de renunciar al criterio del contacto auxiliar. Si el conmutador de parámetros CRITER. CONT. AUX. (figura 2-34 arriba) se pone en No, solamente puede iniciarse la protección contra fallo del interruptor si se reconoce 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 121 2 Funciones paso de corriente. En ese caso no se consulta la posición de los contactos auxiliares aunque los contactos auxiliares estén unidos con el equipo a través de entradas binarias. L1> & R Arranque FNº 00351 >IP Pos.Con.L1 FNº 00380 >IP Pos.Disp. 3p S Q 1 ) 2 ) & >1 1 Cont. aux. IP ) si los contactos auxiliares están disponibles separados si está disponible la conexión en serie de los contactos 2) Figura 2-32 Bloqueo del criterio de contactos auxiliares — Ejemplo para la fase L1 Por otra parte, sólo se puede controlar la reacción del interruptor de potencia en caso de fallos de baja intensidad, que no den lugar a la respuesta de la supervisión del flujo de corriente (p. ej. en caso de disparo por relé Buchholz), exclusivamente por medio de las informaciones relativas a la posición de sus contactos auxiliares. Para este fin sirve la entrada binaria “>INI P FALL IP sin I“ (FNº01439) (figura 2-34 izquierda). Esta inicia la protección contra fallo del interruptor incluso si no se cumple ningún criterio de intensidad. Arranque común a las fases El arranque común a las fases se emplea en redes que tengan exclusivamente disparo tripolar, en derivaciones de transformador o en el caso de disparo debido a una protección de barras colectoras. En el 7SD610 es la única clase de arranque, si el equipo está disponible en la variante exclusivamente para disparo tripolar. Si la protección contra fallo del interruptor es arrancada por otros dispositivos de protección externos, el arranque sólo se debe efectuar por motivos de seguridad si están activadas por lo menos dos introducciones binarias: Por ese motivo se recomienda que además de la orden de disparo de la protección exterior a la introducción binaria “>Arranque FALL IP 3pol“ (FNº 01415) se conecte también la excitación general a la introducción binaria “>P FALL IP autor“ (FNº 01432). En el relé Buchholz también se recomienda conectar ambas entradas a través de pares de hilos independientes. Si en casos excepcionales no se dispone de señal de autorización independiente, el arranque desde el exterior también puede efectuarse en un solo canal. En ese caso no se puede configurar la señal “>P FALL IP autor“ (FNº 01432). La figura 2-34 muestra el principio de funcionamiento. Si aparece una orden de disparo de una función de protección interna o externa y existe por lo menos un criterio de intensidad según la figura 2-31, se produce el arranque y con ello el comienzo del tiempo(s) de retardo correspondiente(s). Si no se cumple el criterio de intensidad para ninguna de las fases, se puede consultar el contacto auxiliar del interruptor de potencia de acuerdo con la figura 2-32. En el caso de que haya posibilidad de control de un polo singular, es determinante la conexión en serie de los contactos abridores de los contactos auxiliares (los tres abridores cerrados cuando están abiertos los tres polos). Y es que después de una orden de disparo tripolar, el interruptor de potencia solamente habrá trabajado de 122 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional) forma regular si no pasa ya corriente a través de ninguno de los polos o si están cerrados los tres contactos abridores de los contactos auxiliares. La figura 2-33 muestra la formación de la señal interna “Cont.aux. IP≥1p cerrado“ (véase la figura 2-34 izquierda) si está cerrado por lo menos uno de los polos del interruptor. L1> L2> >1 L3> & S Q R Inicio L123 & FNº 00351 Cont.aux. IP≥1p >IP Pos.Con.L1 FNº 00352 >LS Pos.con.L2 >1 FNº 00353 >INT.Pos.Con.L3 FNº 00379 >IP Pos.Con. 3p FNº 00380 >IP Pos.Disp. 3p Figura 2-33 Formación de la señal “Cont.aux. IP≥1p cerrado“ Si dispara una función de protección o un dispositivo de protección exterior, cuya forma de trabajo no esté relacionada necesariamente con un flujo de corriente, esto pasa internamente a través de la entrada “inicio interno sin I“ o desde una protección exterior, a través de la introducción binaria “>INI P FALL IP sin I“ (FNº 01439). En este caso cuenta exclusivamente el criterio del contacto auxiliar para la apertura del interruptor. El arranque se puede bloquear a través de una introducción binaria “>P FALL IP bloqu.“ (FNº 01403) (p. ej. durante una comprobación de la protección de la derivación). Además está previsto un bloqueo interno. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 123 2 Funciones 3909 CRIT. CO. AUX. (de la figura 2-33) Sí (de la fig. 2-31) Cont.aux. IP≥1p No L1> >1 L2> L3> & Arranque int. sin I >1 FNº 1439 >1 >INI P FALL IP sin I Inicio interno 3pol >Arr. FALL IP 3pol >P F. IP autor FNº 1403 >P F. IP bloqu. & & Inicio L123 FNº 1461 >1 FNº 1415 FNº 1432 >1 Arr.P FALL IP Configurac. “1“ sin configurar configura. & bloqueo interno Figura 2-34 Protección contra fallo del interruptor con arranque de fase común Arranque de fase segregada El arranque de fase segregada se necesita siempre que los polos del interruptor se activen individualmente, es decir, cuando se utilice un disparo monopolar con reenganche. Para ello es preciso que el equipo sea adecuado para disparo monopolar. Si la protección contra fallo del interruptor es arrancada por otros dispositivos de protección externos, este arranque sólo debe realizarse por motivos de seguridad si están activadas por lo menos 2 introducciones binarias. Por eso se recomienda conectar no sólo las tres órdenes de disparo de la protección externa a las introducciones binarias “>P.FALLini.L1“ (FNº 01435), “>P.FALLini.L2“ (FNº 01436) y “>P.FALLini.L3“ (FNº 01437), sino también por ejemplo, la excitación general a la introducción binaria “>P FALL IP autor“ (FNº 01432). La figura 2-35 muestra esta conexión. Si en casos excepcionales no se dispone de señal de autorización independiente, el arranque desde el exterior también puede efectuarse en un solo canal. En ese caso no se puede configurar la señal “>P FALL IP autor“ (FNº 01432). Si el equipo de protección exterior no dispone de señal de excitación general, en su lugar se puede utilizar también una señal de disparo general o la conexión en paralelo de un segundo conjunto de contactos de disparo (véase la figura 2-36). La lógica de las condiciones de arranque para los tiempos de retardo está estructurada en principio igual que para el arranque de fase común, solo que esta lógica tiene una estructura independiente para cada fase (figura 2-37). De este modo se determinan la intensidad de corriente y las condiciones de arranque para cada uno de los polos del interruptor; también durante una breve interrupción monopolar se vigila de manera fiable la interrupción de corriente, pero únicamente el polo del interruptor que ha disparado. 124 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional) equipo de protecc. externo 7SD610 Disparo L1 >P.FALLini.L1 Disparo L2 >P.FALLini.L3 Disparo L3 >P.FALLini.L3 Excitación G >P FALL IP autor L+ L– Figura 2-35 Protección contra fallo del interruptor con arranque separado por fases — Ejemplo de arranque desde equipo de protección externo con autorización mediante excitación general equipo de protecc. externo 7SD610 Disparo L1 >P.FALLini.L1 Disparo L1 Disparo L2 >P.FALLini.L3 Disparo L2 Disparo L3 >P.FALLini.L3 Disparo L3 L+ >P FALL IP autor L– Figura 2-36 Protección contra fallo del interruptor con arranque de fase segregada — Ejemplo de arranque desde equipo de protección externo con autorización mediante un conjunto independiente de contactos de disparo El arranque para una única fase, p. ej. “Inicio sólo L1” únicamente es válido si aparece la señal de arranque (= señal de disparo de la protección de la ramificación), exactamente para esta fase y se cumple el criterio de intensidad por lo menos para esta fase. Si no se cumple esto, se puede consultar el contacto auxiliar del interruptor de potencia de acuerdo con la figura 2-32 - en la medida en que esté parametrizado (CRITER. CONT. AUX. = Sí ). El criterio de contacto auxiliar también se procesa individualmente por cada polo. Si no están disponibles los contactos auxiliares por cada polo del interruptor, una orden de disparo monopolar solamente se considera ejecutada si está interrumpido el circuito en serie de los cerradores de los contactos auxiliares. Esto lo comunica el control de la función central (véase también el capítulo 2.13.2). Si aparecen señales de arranque de más de una fase se utiliza el arranque común a las fases “Inicio L123". Éste bloquea las señales de arranque para las fases individuales. Del mismo modo trabaja el arranque sin flujo de corriente (p. ej. del relé 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 125 2 Funciones Buchholz), sólo en modalidad trifásica. Esta función es en principio igual que para el arranque en fase común. La señal de autorización adicional “>P FALL IP autor“ (FNº 01432) actúa para todas las condiciones de arranque (si está configurada). El arranque se puede bloquear a través de una introducción binaria “>P FALL IP bloqu.“ (FNº 01403) (p. ej. durante una comprobación de la protección de la derivación). Además está previsto un bloqueo interno. 126 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional) 3909 CRIT. C. AUX. Sí Cont. aux. IP No L1> Arranque interno FNº 1435 >1 >1 & >P.FALLini.L1 & Arranque & Arranque & Arranque & Inicio L123 Sí Cont. aux. IP No L2> Arranque interno FNº 1436 >1 >1 & >P.FALLini.L3 Sí Cont. aux. IP No L3> Arranque interno FNº 1437 >1 >1 & >P.FALLini.L3 >2 Sí Cont.aux. IP≥1p No L1> >1 >1 L2> L3> & Inicio interno sinI >1 FNº 1439 >1 >INI P FALL IP sin I Inicio interno 3pol FNº 1415 >1 Configurac. >Arranque FALL IP “1“ FNº 1432 >P FALL IP FNº 1403 >P FALL IP & >1 sin configurar configurado FNº 1461 Arranque P FALL IP & bloqueo interno Figura 2-37 Condiciones de arranque en caso de orden de disparo monopolar 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 127 2 Funciones Tiempos de retardo Si se cumplen las condiciones de arranque se inician los tiempos de retardo asignados, dentro de los cuales deberá haber abierto el interruptor de potencia. Puede haber tiempos de retardo distintos para arranque monopolar y tripolar. Otro tiempo de retardo se puede utilizar para una protección en dos etapas. En el caso de protección contra fallo del interruptor de una etapa, la orden de disparo se pasa a los interruptores circundantes, para que éstos interrumpan la corriente del fallo (figura 2-29 2-30). Los interruptores circundantes son los de las barras colectoras o del tramo de barras colectoras al cual está conectada la ramificación considerada. Las posibles condiciones de arranque son las tratadas anteriormente. Según las posibilidades de la protección de la ramificación puede haber condiciones de arranque comunes a las fases o independientes por fase. El disparo producido por la protección contra fallo del interruptor es siempre tripolar. En el caso más sencillo se emplea el tiempo de retardo T2 (figura 2-38). Las señales de arranque segregadas por fase se omiten cuando las funciones de protección que producen el arranque solamente pueden producir disparo tripolar, o si los polos del interruptor no se pueden controlar individualmente. Si durante el disparo monopolar y el disparo tripolar de las funciones de protección causantes del arranque se obtuvieran tiempos de retardo diferentes, se emplearán los tiempos de retardo T1 1POL y T1 3POL según la figura 2-39. 3906 T2 (Disparo Barras colectoras) Arranque sólo L1 Arranque sólo L2 Arranque sólo L3 >1 T FNº 1494 0 DSIP. P. FALL. IP T2 Inicio L123 Figura 2-38 Protección contra fallo del interruptor de una sola etapa con arranque común a las fases 3904 T1 1 POL Arranque sólo L1 Arranque sólo L2 >1 T 0 (Disparo Barras colectoras) Arranque sólo L3 3905 T1 3 POL Inicio L123 T >1 FNº 1476 DISP. P. FALL. IP T1 L123 0 Figura 2-39 Protección contra fallo del interruptor de una sola etapa con tiempos de retardo diferentes En el caso de protección contra fallo del interruptor de dos etapas se repiten normalmente las órdenes de disparo de la protección de la ramificación, en un primer nivel de la protección contra fallo del interruptor, al interruptor de potencia de la derivación, generalmente a un segundo juego de bobinas de disparo. Solamente si el interruptor no reacciona ante esta repetición del disparo se disparan en una segunda etapa los interruptores de potencia circundantes. 128 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional) En el caso de disparo unipolar por parte de la protección causante del arranque se puede ajustar para el primer nivel un retardo diferente T1 1POL que para el disparo tripolar. Además se puede determinar por medio de ajuste (parámetro DIS 1POL (T1)), si una vez concluido el primer nivel debe efectuarse un disparo unipolar por fase por parte de la protección contra fallo del interruptor, o siempre un disparo tripolar. 3904 T1 1 POL 3903 DISP. 1 P. (T1) Arranque sólo L1 Arranque sólo L2 >1 T Sí 0 Arranque sólo L1 No Arranque sólo L3 Inicio L123 & DIS P FALL IP T1sóloL1 (Repetición de disparo derivación) 3905 T1 3 POL T (correspondientemente paraotras FNº 1472 fases) >1 0 FNº 1476 DISP P FALL I P T1 L123 3906 T2 T 0 (Disparo Barras colectoras) FNº 1494 T >1 0 DISP P FALL IP T2 Figura 2-40 Protección contra fallo del interruptor de dos etapas, con arranque separado por fases Si no está operativo el interruptor de potencia Cabe imaginar casos en los que resulta obvio que el interruptor de potencia asignado para la protección de la derivación no está en condiciones de resolver el cortocircuito, p. ej., si falta la tensión de disparo o la energía de disparo. En este caso no es necesario esperar a la reacción del interruptor de potencia. Si está disponible el criterio que comunica la indisponibilidad del interruptor de potencia (p. ej. controladores de tensión, controladores de aire comprimido), éste se puede aplicar a la introducción binaria “>Fallo IP“ (FNº00378) del 7SD610. Si en este caso aparece una condición de inicio, se activa el nivel de tiempo T3 AVERÍA IP (véase la figura 2-41), que normalmente se ajusta a cero. De esta manera, al estar averiado el interruptor de potencia se disparan inmediatamente los interruptores de potencia circundantes. (todas las condiciones de arranque figura 2-34/2-37) FNº 378 >Fallo IP FNº 1461 3907 T3 AVERÍA IP Arranque P FALL IP & T 0 FNº 1493 F.IP DISP fallo IP Figura 2-41 Interruptor de circuito no operativo 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 129 2 Funciones Disparo del interruptor de potencia en el extremo opuesto En caso de fallo del interruptor de potencia de la derivación local se debería provocar también a menudo la desconexión del interruptor de potencia en el extremo opuesto de la línea. Para ello es necesario transmitir la orden. Protección contra fallo de terminal Se entiende por fallo de terminal un cortocircuito situado en un extremo de una línea o de un objeto de protección, que haya surgido entre el interruptor de potencia y el transformador de medida de intensidad. En el 7SD610 se aplica la orden correspondiente, generalmente aquella que provoca el disparo de los interruptores de potencia circundantes, a la introducción binaria para el arrastre. Esto puede conseguirse mediante un cableado externo: La salida de orden se conecta con la entrada de arrastre “> Arrastre 3 polos“ (FNº 03504) (véase también el capítulo 2.3). Resulta más sencillo acoplar la orden a la entrada de arrastre a través de la lógica definible por el usuario (CFC). Esta situación se muestra en la figura 2-42. El fallo está situado, visto desde el transformador de medida de intensidad (= punto de medida) por el lado de las barras colectoras y por lo tanto, no es reconocido por la protección de la derivación como fallo en la derivación. Por lo tanto sólo puede ser reconocido por la protección de barras colectoras. Una orden de disparo para el interruptor de potencia de la derivación sin embargo no resuelve el fallo, puesto que sigue estando alimentado desde el extremo opuesto. La corriente de fallo, por lo tanto, no deja de pasar pese a que el interruptor de potencia de la derivación ha ejecutado correctamente la orden de disparo que le ha sido dada. Barras colectoras DESCON. Protección IC Salida de derivación Figura 2-42 Fallo del terminal entre el interruptor de potencia y el transformador de medida de intensidad. El objetivo de la protección de fallo de terminal consiste en detectar esta situación y enviar una orden de disparo al extremo opuesto de la línea. Para esto sirve la instrucción “DISP P FALL IP Fterm“ (FNº 01495), que se transmite a la entrada de arrastre de la protección diferencial, eventualmente junto con otras señales para el disparo en el extremo opuesto. Esto puede conseguirse mediante un cableado externo o por medio de la lógica definible por el usuario (CFC). El fallo de terminal es detectado por la protección de fallo de terminal, porque se registra un flujo de corriente, a pesar de que los contactos auxiliares del interruptor de potencia comunican que el interruptor de potencia está abierto. Como criterio adicional se evalúa el arranque de la protección de fallo del interruptor. La figura 2-43 muestra el principio de funcionamiento. Si ha arrancado la protección contra fallo del interruptor y se registra paso de corriente (criterios de corriente “L∗>“ según la figura 2-31), pero no está cerrado ningún polo del interruptor de potencia (no está presente el criterio de contactos auxiliares “≥1 polo cerrado“), empieza a contar un tiempo 130 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional) (de la figura 2-31) T FALLO DE TERMINAL al cabo del cual, se transmite una orden de disparo al extremo opuesto. L1> L2> >1 3922 T FALLO DE TERMINAL L3> FNº 1461 & Arranque P FALL IP ≥1 polo cerrado T & 0 FNº 1495 DISP P FALL IP Fterm Figura 2-43 Esquema de funcionamiento de la protección de fallo de terminal Verificación de la discrepancia polar Esta función supervisa el sincronismo de los tres polos del interruptor de potencia. En régimen de servicio estacionario, los tres polos tienen que estar los tres abiertos o los tres cerrados. Únicamente después de una desconexión monopolar previa a un reenganche automático, puede estar abierto un solo polo durante un breve tiempo. La figura 2-44 muestra el esquema de funcionamiento. Las señales tratadas ya se necesitaron para la protección contra fallo del interruptor de potencia. La condición para la falta de sincronismo de los polos del interruptor es que esté cerrado por lo menos uno de los polos (“≥1 polo cerrado“) y que no estén cerrados los tres polos (“≥1 polo abierto“). Adicionalmente se consultan también los criterios de flujo de corriente de la figura 231). La supervisión de sincronismo solamente entra en acción si no pasa corriente por los tres polos (<3), es decir, sólo por uno o dos de los polos del interruptor. En el caso de las tres corrientes es preciso que estén cerrados los tres polos, aunque los contactos auxiliares comuniquen otra cosa. La detección de la falta de sincronismo de los polos del interruptor se comunica de modo selectivo por fase como “excitación". De esta manera se identifica el polo que estaba abierto antes del disparo por la supervisión de sincronismo. (de la figura 2-31) L1> L2> FNº 1498 Exc. SINC FORZ L2 FNº 1499 & Exc. SINC FORZ L3 3932T ZGL <3 ≥1 polo abierto Exc. SINC FORZ L1 & L3> ≥1 polo cerrado FNº 1497 & & T 0 FNº 1500 DISP SINC FORZ local Figura 2-44 Esquema de funcionamiento de la supervisión de sincronismo de los polos del interruptor 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 131 2 Funciones 2.10.2 Ajuste de los parámetros de función Generalidades La protección contra fallo del interruptor de potencia, incluidas sus funciones complementarias (protección de fallo de terminal, supervisión de sincronismo) solamente puede trabajar si al configurar el volumen del equipo (véase el capítulo 2.1.1, dirección139 FALLO INTERRUPTOR) se ajustó como disponible. Protección contra fallo del interruptor Bajo la dirección 3901 FALLO INTERRUPTOR se activa Con o desactiva Des la protección contra fallo del interruptor. El ajuste del umbral de respuesta de intensidad I> P FALL IP (dirección 3902) se deberá elegir de tal modo que la supervisión de flujo de corriente todavía responda para la menor corriente de cortocircuito previsible. Para ello se debería ajustar el valor por lo menos un 10 % por debajo de la corriente de cortocircuito mínima. Sin embargo, el valor de respuesta tampoco debería elegirse más bajo de lo necesario. Normalmente la protección contra fallo del interruptor evalúa no solo el criterio de flujo de corriente sino también la posición de los contactos auxiliares del interruptor. Si no hay disponibles contactos auxiliares del interruptor de potencia, tampoco se pueden evaluar. En este caso, debe ponerse la dirección 3909 CRITER. CONT. AUX. en No. La protección contra fallo del interruptor puede trabajar en una sola etapa o en dos etapas. Protección contra fallo del interruptor de dos etapas En caso de régimen en dos etapas, transcurrido un tiempo de espera T1 se repite la orden de disparo al interruptor de potencia local de la derivación, normalmente a un juego independiente de bobinas de disparo del interruptor de la derivación. En caso de disparo monopolar debido a una función de protección, esta repetición de disparo puede ser monopolar, siempre y cuando el equipo y la función de protección que provoca el arranque sean adecuados para disparo monopolar. Ponga la dirección 3903 DIS 1POL (T1) en Sí, si la primera etapa debe provocar un disparo monopolar, y en los demás casos en No. Si el interruptor de potencia no reacciona ante la repetición del disparo, al cabo de T2 se disparan los interruptores de potencia circundantes, es decir, los de las barras colectoras o del tramo de barras colectoras afectado y, eventualmente, también el interruptor de potencia en el extremo opuesto, si es que todavía no se ha eliminado el fallo. Los tiempos de retardo se pueden ajustar de forma independiente − para repetición de disparo monopolar o tripolar en el interruptor local después de una orden de disparo monopolar de la protección de la ramificación T1 1POL (dirección 3904), − para la repetición de disparo tripolar, al interruptor local después de una orden de disparo tripolar de la protección de la ramificación T1 3POL (dirección 3905), − para el disparo de los interruptores de potencia circundantes (barras colectoras y eventualmente también extremo opuesto)T2 (dirección 3906). Los tiempos de retardo que deben ajustarse vienen dados por el tiempo de desconexión máximo del interruptor de potencia, el tiempo de recuperación de los detectores de corriente, más un margen de seguridad que tiene también en cuenta la dispersión en el tiempo de desarrollo. La figura 2-45 muestra las secuencias de tiempo mediante un ejemplo. En el caso de corrientes senoidales se puede partir de 132 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional) que el tiempo de recuperación ≤εσ δε 15 ms. Si hay que contar con la saturación del transformador de medida de intensidad, se deberían utilizar sin embargo 25 ms. Inicio del fallo Tiem. de resol. fallo normal Instr. Tiem. desconex. IP Recup. Segur. Prot. (local) IP F. IP arr. Prot. contra fallo interruptor Tiempo de retardo T1 Protección contra fallo interruptor Instrucc.repetic. Rec. Segur. IP F. IP arr. Tiempo de retardo T2 Protección contra fallo del interruptor Tiem. desconex. IP (circundante) Tiempo total de resolución del fallo en caso de fallo del interruptor Figura 2-45 Ejemplo de desarrollo en el tiempo en el caso de resolución normal del fallo y en caso de fallo del interruptor de potencia con protección contra fallo del interruptor en dos etapas Protección contra fallo del interruptor de una sola etapa En la protección contra fallo del interruptor de una sola etapa, una vez transcurrido un tiempo de espera T2 (dirección 3906) se disparan los interruptores de potencia circundantes, es decir, los de las barras colectoras o del tramo de barras colectoras afectado y eventualmente también el interruptor de potencia del extremo opuesto. Los tiempos T1 1POL (dirección 3904) y T1 3POL (dirección 3905) se ajustan entonces en ∞, ya que no se precisan. En el caso de que se desee utilizar los distintos tiempos de retardo después de disparo monopolar y tripolar por la protección de la derivación, se puede utilizar también la primera etapa como etapa única. En ese caso deberá ajustar T1 1POL (dirección 3904) y T1 3POL (dirección 3905) por separado, pero la dirección 3903 AUS 1POL (T1) en No, para que las barras colectoras no reciban una orden de disparo monopolar. Ajuste T2 (dirección 3906) en ∞ o igual aT1 3POL (dirección 3905). Asegúrese de que están configuradas las instrucciones correctas (mensajes de salida para el disparo). El tiempo de retardo que debe ajustarse viene dado por el tiempo de desconexión máximo del interruptor de potencia, el tiempo de recuperación de los detectores de corriente, más un margen de seguridad que tiene también en cuenta la dispersión en el tiempo de desarrollo. La figura 2-46 muestra las secuencias de tiempo mediante un ejemplo. En el caso de corrientes senoidales se puede partir de que el tiempo de recuperación ≤εσ δε 15 ms. Si hay que contar con la saturación del transformador de medida de intensidad, se deberían utilizar sin embargo 25 ms. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 133 2 Funciones Inicio del fallo Tiem. resoluc. fallo normal Instr. Prot. Tiem. descon. IP Recup. IP F. IP Seg. arr. Prot. contra fallo interruptor Tiempo de retardo T2 Protección contra fallo interruptor Tiem. desconex. IP (circundante) Tiempo total de resolución del fallo en caso fallo interruptor Figura 2-46 Ejemplo de desarrollo en el tiempo en el caso de resolución normal del fallo y en caso de fallo del interruptor de potencia con protección contra fallo del interruptor de una sola etapa Fallo del interruptor de potencia local En caso de fallo en el circuito de mando del interruptor de potencia local (p. ej., falta de aire comprimido o de tensión del muelle), no se necesitan los tiempos de retardo, ya que queda claro de entrada que el interruptor de potencia local no está en condiciones de ejecutar la orden de disparo. En la medida en que el fallo ha sido comunicado al equipo (a través de la entrada binaria >Fallo IP“, FNº 00378), se disparan en este caso los interruptores de potencia circundantes (barras colectoras y eventualmente también el extremo opuesto) mediante T3 AVERÍA IP(dirección 3907), que normalmente se ajusta en 0. A través de la dirección 3908 AVERÍA IP se determina a qué salida se debe conducir la orden en caso de fallo del interruptor. Seleccione la etapa de tiempo cuya salida está destinada para enviar la instrucción a los interruptores de potencia circundantes. Protección contra fallo de terminal La protección contra fallo de terminal se puede conectar o desconectar por separado en la dirección 3921 FALLO DE TERMINAL Con Des. Se entiende por fallo de terminal un cortocircuito del interruptor de potencia y el transformador de medida de intensidad de la derivación. La condición necesaria para el funcionamiento de la protección contra fallo de terminal es que el equipo esté informado sobre la posición del interruptor de potencia, a través de entradas binarias. Si en este caso se dispara el interruptor de potencia por una protección de barras colectoras (el fallo pertenece a las barras colectoras, vistas desde los transformadores de medida de intensidad), la corriente de cortocircuito sigue pasando, puesto que se alimenta desde el extremo opuesto. La etapa de tiempo T FALLO DE TERMINAL (dirección 3922) si durante la orden de disparo de una función de protección de la derivación se comunica desde el contacto auxiliar del interruptor de potencia que hay un interruptor de potencia abierto y al mismo tiempo está pasando corriente (dirección 3902). La orden de disparo de la protección de fallo de terminal está prevista para la transmisión al extremo opuesto. Por lo tanto, el tiempo se ajusta de tal manera que no llegue a su término, en el caso de cumplimiento transitorio de las condiciones de arranque al conmutar el interruptor. 134 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional) Supervisión de sincronismo del interruptor de potencia La supervisión de sincronismo para los polos del interruptor se puede conectar o desconectar independientemente en la dirección 3931 SINCRON. POLOS (sincronismo forzado) Con Des. Esto sólo tiene sentido si los polos del interruptor de potencia se pueden controlar individualmente. La supervisión de sincronismo trata de evitar que de modo estacionario estén abiertos sólo uno o dos polos del interruptor de potencia. Para ello es preciso que estén conectados a las entradas binarias del equipo, bien los contactos auxiliares de cada uno de los polos del interruptor o las conexiones en serie de los cerradores y abridores de los contactos auxiliares. Si no se cumplen estas condiciones, se debe desconectar la dirección 3931 Des. El tiempo T SINCRON. POLOS (dirección 3932) indica cuanto tiempo puede durar un estado asimétrico, es decir, abierto solamente uno o dos polos, antes de que comience a actuar el sincronismo forzoso, es decir, que se emita una orden de disparo tripolar. Este tiempo ha de ajustarse notablemente más largo que la duración de un ciclo de interrupción monopolar en caso de enganche automático. Sin embargo, el valor máximo del tiempo puede estar limitado por la duración permitida por la carga desequilibrada provocada por la posición asimétrica de los polos del interruptor. Los valores usuales están en 2 s hasta 5 s. 2.10.3 Resumen de parámetros Nota: Los valores de intensidad de corriente secundaria indicados para los campos de ajuste y los preajustes están referidos a IN = 1 A. Para una intensidad de corriente nominal de 5 A, se deberán multiplicar por 5 los valores de intensidad. Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 3901 FALLO INTERRUPT Conectado Desconectado Conectado Protección contra fallo del interruptor 3902 I> P FALL IP 0.05..20.00 A 0.10 A Valor de respuesta de la supervisión del flujo de corriente 3903 DISP. 1 POL (T1) No Sí Sí Disparo monopolar después de transcurrido T1 3904 Figura 2-47 T1 1 POL 0.00.00,30.00 s; ∞ 0.00 s Tiempo de retardo T1 para monopolar Arranque 3905 T1 3 POL 0.00.00,30.00 s; ∞ 0.00 s Tiempo de retardo T1 para tripolar Arranque 3906 T2 0.00.00,30.00 s; ∞ 0.15 s Tiempo de retardo T2 3907 T3 AVERÍA IP 0.00.00,30.00 s; ∞ 0.00 s Tiempo de retardo con avería del IP 3908 AVERÍA IP No Disparo de la PFI (T1) Disparo de la PFI (T2) Disparo de la PFI (T1 y T2) No Selección de orden de disparo con avería del IP 3909 CRITER. CONT. AUX. No Sí Sí Evaluación automática del contacto auxiliar del IP 3921 FALLO DE TERMINAL Conectado Desconectado Desconectado Protección contra fallo de terminal 3922 T FALLO DE TERMINAL 0.00.00,30.00 s; ∞ 2.00 s Tiempo de retardo para fallo de terminal 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 135 2 Funciones Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 3931 SINCRON. POLOS Conectado Desconectado Desconectado Supervisión sincronismo de los polos 3932 T SINCRON. 0.00.00,30.00 s; ∞ 2.00 s Tiempo de retardo para sincronismo forzado de los polos POLOS 136 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.10 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional) 2.10.4 Resumen de informaciones FNº Mensaje Explicación 01401 >P FALL.P con. >Conectar protección contra fallo del interruptor 01402 >P FALL IP desc. >Desconectar protección contra fallo del interruptor 01403 >P FALL IP bloqu. >Bloquear protección contra fallo del interruptor 01432 >P FALL IP autor >Autorizar protección contra fallo del interruptor 01439 >INI P FALL IP sin I >Inicio P fallo IP sin intensidad (relé Buchholz) 01415 >Arranque FALL IP 3pol >Inicio protección contra fallo del interruptor tripolar 01435 >P.FALLini.L1 >Inicio protección contra fallo del interruptor L1 01436 >P.FALLini.L3 >Inicio protección contra fallo del interruptor L2 01437 >P.FALLini.L3 >Inicio protección contra fallo del interruptor L3 01440 a/d EB P FALL IP Activar/desactivar P fallo IP a través de entrada binaria 01451 P FALL IP desc Protección contra fallo del interruptor desactivada 01452 P FALL IP bloq. Protección contra fallo del interruptor bloqueada 01453 P FALL IP activo Protección contra fallo del interruptor activa 01461 Arranque P FALL IP Protección contra fallo del interruptor arrancada 01493 F.IP DISP fallo IP Disparo P fallo IP en caso de fallo del interruptor de la derivación 01472 DISP P FALL IP T1sóloL1 Disp P FALL IP, nivel 1, sólo L1 01473 DISP FALL IP T1sóloL2 Disp P FALL IP, nivel 1, sólo L2 01474 DISP P FALL IP T1sóloL3 Disp P FALL IP, nivel 1, sólo L3 01476 DISP P FALL IP T1 L123 Disp. P FALL IP, nivel 1, L123 01494 DISP P FALL IP T2 Disp. P fallo IP, nivel 2 (barras colectoras) 01495 DISP P FALL IP Fterm Disparo de fallo IP protección fallo terminal 01496 Exc. sincr. forz. Iniciado sincronismo forzado 01497 Exc. SINCFORZ L1 Iniciado sincronismo forzado para L1 01498 Exc. SINCFORZ L2 Iniciado sincronismo forzado para L2 01499 Exc. SINCFORZ L3 Iniciado sincronismo forzado para L3 01500 DISP SINCFORZ local Disparo sincronismo forzado 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 137 2 Funciones 2.11 Protección de sobrecarga térmica 2.11.1 Descripción del funcionamiento La protección de sobrecarga térmica impide la sobrecarga térmica del objeto a proteger, especialmente en los transformadores, máquinas rotativas, impedancias de potencia y cables. En el caso de líneas aéreas por lo general no se precisa, puesto que no tiene sentido calcular un exceso de temperatura debido a las fuertes variaciones de las condiciones del ambiente (temperatura, vientos). En este caso, sin embargo, un nivel de alarma dependiente de la corriente puede advertir sobre una sobrecarga inminente. El equipo calcula el exceso de temperatura de acuerdo con un modelo térmico de estructura simple basado en la siguiente ecuación diferencial térmica. dΘ 1 1 I 2 -------- + ------- ⋅ Θ = ------- ⋅ ------------- dt τ th τ th k ⋅ I N siendoΘ τth k I IN – exceso de temperatura actual referido al exceso de temperatura final para intensidad de corriente de línea admisible k· IN – constante de tiempo térmica de calentamiento – k– factor k, que expresa la intensidad de corriente máxima admisible permanente referida a la intensidad nominal de los transformadores de medida de intensidad – intensidad de corriente efectiva actual – intensidad de corriente nominal de los transformadores de medida de intensidad La solución de esta ecuación es en caso estacionario una función exponencial cuya asíntota representa la sobretemperatura final ΘEnd. Después de alcanzar un primer umbral de sobretemperatura ajustable Θalarma, que está por debajo de la sobretemperatura final, se emite un mensaje de advertencia, p. ej., para provocar una reducción de carga preventiva. Si se alcanza el segundo límite de exceso de temperatura, el exceso de temperatura final = exceso de temperatura de disparo, se aisla de la red el objeto a proteger. Sin embargo, la protección de sobrecarga también se puede ajustar a Sólo mensaje. En este caso solamente se emite un mensaje incluso al alcanzar la temperatura final. El cálculo del exceso de temperatura se realiza para cada una de las fases en una reproducción térmica a partir del cuadrado de la correspondiente corriente de fase. Esto garantiza el procesamiento del valor eficaz real y tiene en cuenta también influencias de armónicos. Para la evaluación en los niveles de valor límites se puede recurrir opcionalmente a la máxima de las tres sobretemperaturas de línea calculadas, su valor medio, o la sobretemperatura calculada a partir de la mayor de las intensidades de línea. La intensidad permanente máxima admisible térmicamente Imáx se describe como un múltiplo de la intensidad de corriente nominal IN: Imáx = k · IN Además de indicar este factor k se debe introducir la constante de tiempo térmica τth así como la sobretemperatura de advertencia Θalarma. La protección de sobrecarga dispone no solo de la etapa de advertencia térmica sino también de una dependiente de la intensidad Ialarma. Éste puede realizar un aviso precoz de una corriente de sobrecarga, incluso si el exceso de temperatura todavía no ha alcanzado el exceso de temperatura de advertencia o de disparo. 138 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.11 Protección de sobrecarga térmica La protección de sobrecarga se puede bloquear a través de una entrada binaria. En ese caso también se ponen a cero las reproducciones térmicas. 4203 CONST. TIEMPO 4206 MÉTODO CÁLCULO 4202 FACTOR K 4204 ALAR.Q 2 Θ i IL1 IL2 IL3 Θmáx Θ Θ(Imáx) Θ> & & 4205 ALAR.I Θ≥1 FNº 01503 Alarma prot. sobrec. Q FNº 01517 Excitac.P. sobrec.Q FNº 01521 I> L1 FNº 01516 & ≥1 L2 L3 & >blop. p.sobrec. 4201 PROT. SOBREC. ≥1 P.sobr. DES FNº 01515 Al. Prot. sobrec.I Des “1“ Sólo mens. Con Figura 2-48 Diagrama lógico de la protección de sobrecarga térmica 2.11.2 Ajuste de los parámetros de función Generalidades La condición previa para utilizar la protección de sobrecarga térmica es que al configurar las funciones del equipo (capítulo 2.1.1) se haya configurado bajo la dirección142 SOBRECARGA = disponible. Bajo la dirección 4201 PROTECCIÓN DE SOBRECARGA se puede activar Con o Des desactivar. Existe además la posibilidad de efectuar el ajuste Sólo mensaje. En este último caso, la función de protección está activada, pero al alcanzar la temperatura de disparo solamente emite un aviso, es decir que no está activada la función de salida “DISP SBRCA“. Factor k Como intensidad de corriente base para determinación de la sobrecarga se toma la intensidad de corriente nominal del equipo. El factor de ajuste k se ajusta bajo la dirección 4202 FACTOR K. Viene determinado por la relación entre la corriente permanentemente admisible por razones térmicas y esta corriente nominal: I max k = -----------IN La corriente permanente admisible es al mismo tiempo aquella corriente para la cual la función exponencial de sobretemperatura tiene su asíntota. No es preciso determinar una sobretemperatura de disparo, ya que viene dada automáticamente por la sobretemperatura final para k · IN. En las máquinas eléctricas, la intensidad permanente admisible por lo general viene indicada por el fabricante. Si no se dispone de datos, se elige para k 1,1 veces la intensidad de corriente nominal del objeto protegido. En los cables depende de la sección, del material de aislamiento, de la 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 139 2 Funciones forma de construcción y de la forma de tendido, y se puede deducir de las tablas correspondientes. Es preciso tener en cuenta que las indicaciones relativas a la sobrecarga de los equipos de trabajo se refieren a su corriente primaria. Si ésta difiere de la intensidad de corriente nominal de los transformadores de medida de intensidad, hay que tenerlo en cuenta. Ejemplo: Cable multipolar trenzado 10 kV 150 mm2 intensidad de corriente permanente admisible Imáx = 322 A Transformador de medida de intensidad 400 A/5 A 322 A k = --------------- = 0,805 400 A Valor de ajuste FACTOR K = 0,80 Constante de tiempo τ La constante de tiempo de calentamiento τth se ajusta bajo la dirección 4203 CONSTANTE DE TIEMPO. Esta constante también debe ser indicada por el fabricante. Es preciso tener en cuenta que la constante de tiempo se debe ajustar en minutos. Con frecuencia existen indicaciones de otro tipo a partir de las cuales se puede determinar la constante de tiempo: • intensidad de corriente 1-s 2 τ th 1 intensidad de corriente 1-s admisible --------- = ------ ⋅ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- mín 60 intensidad de corriente permanente admisible • intensidad de corriente admisible para un período de actuación distinto a 1 s, p. ej. para 0,5 s 2 τ th 0,5 intensidad de corriente 5-s admisible --------- = -------- ⋅ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- mín 60 intensidad de corriente permanente admisible • tiempo t6; este es el tiempo en segundos durante el cual puede pasar una intensidad de corriente 6 veces la nominal del objeto protegido. τ th --------- = 0,6 ⋅ t 6 mín Ejemplo: Cable como el descrito arriba con intensidad de corriente 1-s admisible 13,5 kA τ th 2 1 1 13500 A 2 --------- = ------ ⋅ ---------------------- = ------ ⋅ 42 = 29, 4 60 mín 60 322 A Valor de ajuste CONSTANTE DE TIEMPO = 29,4 mín Etapas de alarma Establecimiento una etapa de alarma térmica ALARMA Q (dirección 4204) se puede emitir un mensaje de alarma antes de alcanzar la sobretemperatura de disparo, evitando de este modo el disparo mediante una reducción de carga preventiva o conmutación. El porcentaje se refiere a la sobretemperatura de disparo. El nivel de alarma relativo a la intensidad ALARMA I (dirección 4205) debe indicarse como factor de la intensidad de corriente nominal del equipo y debería ser igual o algo inferior a la intensidad de corriente permanente admisible k · IN. Se puede utilizar 140 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.11 Protección de sobrecarga térmica también en lugar del nivel de alarma térmico. El nivel de alarma térmico se ajusta entonces al 100 %, con lo cual prácticamente resulta inefectiva. Cálculo de la sobretemperatura El cálculo de la reproducción térmica se realiza por separado para cada fase. La dirección 4206 MÉTODO DE CÁLCULO determina si para el nivel de alarma térmica y el nivel de disparo es determinante la máxima de las tres sobretemperaturas calculadas (Q máx) o su media aritmética (Q medio) o la sobretemperatura (Q med. Imáx) calculada a partir de la intensidad de corriente de línea máxima. Puesto que normalmente la sobrecarga es un proceso simétrico, este ajuste tiene un papel secundario. Cuando haya que contar con sobrecargas asimétricas, estas posibilidades sin embargo, dan lugar a resultados diferentes. La formación del valor medio solamente se debería utilizar si en el objeto a proteger también tiene lugar una compensación térmica rápida, por ejemplo, en el caso de cables multipolares trenzados. Pero si las tres líneas están más o menos desacopladas térmicamente, tal como sucede en cables monofilares o líneas aéreas, se debería elegir en todo caso un máximo. 2.11.3 Resumen de parámetros Observación: En la siguiente lista se indican los campos de ajuste y los preajustes para una intensidad de corriente nominal secundaria IN = 1 A. Para una corriente nominal secundaria de IN = 5 A estos valores deberán multiplicarse por 5. Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 4201 PROTECCIÓN DE SOBRECARGA Desconectado Conectado Solo mensaje Desconectado Protección de sobrecarga 4202 FACTOR K 0.10..4.00 1.10 Factor k 4203 CONSTANTE DE TIEMPO 1.0..999.9 min 100.0 min Constante de tiempo 4204 Θ ALARMA 50..100 % 90 % Nivel de alarma térmica 4205 I ALARMA 0.10.0,4.00 A 1.00 A Nivel de alarma de intensidad 4206 MÉTODO DE CÁLCULO Theta máx Theta medio Theta con Imáx Theta máx Método de calculo de la sobretemperatura 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 141 2 Funciones 2.11.4 Resumen de informaciones FNº Mensaje Explicación 01503 >P.SOBRCAbloq >Bloquear protección contra sobrecarga 01511 PSOBREC desc La protección contra sobrecarga está desconectada 01512 Pr.SOBREC.bloq Protección contra sobrecarga bloqueada 01513 PBLOQU activa Protección contra sobrecarga activa 01515 SOBREC alarma I Protección de sobrecarga: Nivel de intensidad 01516 Alarma prot. SOBREC.Θ Protección de sobrecarga: Nivel de alarma térmica 01517 Excitación SOBREC.Θ Protección de sobrecarga: Excitación nivel disparo 01521 PSOBREC DESC Protección de sobrecarga: Orden de desconexión 142 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.12 Funciones de supervisión 2.12 Funciones de supervisión El equipo dispone de numerosas funciones de supervisión, tanto para el hardware del equipo como para el software, controlándose también permanentemente la plausibilidad de los valores de medida, con lo cual están incluidos en la supervisión también los circuitos de los transformadores de medida de intensidad y de tensión. También existe la posibilidad de realizar una supervisión del circuito de disparo a través de las entradas binarias correspondientes disponibles. 2.12.1 Descripción del funcionamiento 2.12.1.1 Supervisiones de hardware El equipo se vigila desde las entradas de medida hasta los relés de mando. Unos circuitos de supervisión y el procesador comprueban el hardware en cuanto a averías e inadmisibilidades. Tensiones auxiliares y de referencia El hardware supervisa la tensión del procesador de 5 V, ya que si baja del valor mínimo el procesador ya no está en condiciones de funcionamiento. El equipo se pone fuera de servicio. Al volver la tensión se inicia de nuevo el sistema procesador. Un corte de corriente o la desconexión de la tensión de alimentación pone fuera de servicio al equipo; la comunicación se realiza a través de un contacto de reposo. Las irrupciones de tensión auxiliar de corta duración no perturban la disponibilidad del equipo (véase también el capítulo 4.1.2 en las características técnicas). El procesador supervisa la tensión de desplazamiento y la tensión de referencia del convertidor analógico-digital. En el caso de desviaciones inaceptables, se bloque la protección; los fallos permanentes se comunican. Batería tampón Cíclicamente se comprueba el estado de carga de la batería tampón, que en caso de fallo de la tensión auxiliar asegura la continuidad del reloj interno y del almacenamiento de contadores y mensajes. Si no se alcanza la tensión mínima admisible se emite el mensaje “Fallo batería“ (FNº00177). Si el equipo está aislado de la tensión auxiliar durante 1 a 2 días, desconecta automáticamente la batería tampón interna, es decir, que no continúa el reloj. En cambio se sigue manteniendo la memoria de mensajes y datos de los valores de fallo. Módulos de memoria Los módulos de trabajo (RAM) se verifican cuando arranca el sistema. Si aquí se produce un fallo, se interrumpe el inicio y un LED hace señales intermitentes. Durante el funcionamiento se controlan las memorias mediante su suma de comprobación. Para la memoria del programa se forma cíclicamente la suma transversal, y se compara con la suma transversal del programa que está registrada. Para la memoria de programas se forma cíclicamente la suma transversal y se compara con la suma transversal actualizada durante cada proceso de parametrización. Si surge un fallo, se reinicia el sistema del procesador. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 143 2 Funciones Frecuencia de exploración La frecuencia de exploración y el sincronismo entre los ADU (convertidores analógico-digitales) se supervisa constantemente. Si hay eventuales desviaciones que no se pueden corregir mediante una nueva sincronización, el equipo se pone fuera de servicio y se ilumina el LED rojo “ERROR“. El relé de disponibilidad abre y comunica la avería mediante su “Live-Contact". Determinación de los valores de medida Intensidades de corriente En la vía de corriente hay cuatro entradas de medición. Si están conectadas al equipo las tres intensidades de fase y la intensidad a tierra del punto de estrella del transformador de medida de intensidad o de un transformador de medida de intensidad a tierra independiente, de la línea que se trata de proteger, la suma de las cuatro corrientes digitalizadas debe ser 0 en todo momento. También se reconocen fallos en los circuitos de corriente, si: iF = |iL1 + iL2 + iL3 + kI · iE | > SUM.LÍMITE I+ SUM.FAC. I · Σ|i| En este caso, kI (parámetro I4/Iph WDL, dirección 221) tiene en cuenta una posible diferencia con respecto a la relación de transmisión de un transformador de medida de intensidad E independiente (p. ej. convertidor de mazo de cables).SUM.LÍMITE I y SUM.FAC. I son parámetros de ajuste. El componente SUM.FAC. I · Σι|i| considera los errores de relación de transmisión proporcionales a la intensidad admisibles en los transmisores de entrada, que pueden aparecer especialmente en el caso de intensidades de cortocircuito altas (figura 2-49). La relación de recuperación es de aprox. un 97 %. Σ|i| es la suma de todas las corrientes rectificadas: Σ|i| = |iL1 | + |iL2 | + |iL3 | + |kI · iE | En cuanto se detecta un error en la corriente suma fuera de un fallo de la red, se bloquea la protección diferencial. Este fallo se comunica con “Fallo TR“ (FNº 00289). Durante un fallo en la red no está activada esta supervisión, para que no dé lugar a un bloqueo debido a errores en la relación de transmisión de los transformadores de medida (saturación), en el caso de corrientes de cortocircuito altas. Nota: La supervisión de la suma de corriente solamente está activa si en la cuarta entrada de medida de intensidad (I4) para la corriente a tierra está conectada la corriente a tierra de la línea que se trata de proteger. iF IN Pendiente: “Fallo TR“ SUM.FAC. I SUM.LÍMITE I Σ|i| IN Figura 2-49 Supervisión de la suma de corrientes 144 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.12 Funciones de supervisión 2.12.1.2 Supervisiones de software Watchdog Para la supervisión continua del desarrollo de los programas está prevista una supervisión de tiempo en el hardware (hardware Watchdog), el cual reinicia completamente el sistema del procesador en el evento de un fallo del procesador o si un programa sale de secuencia. Otro Watchdog de software se encarga de detectar los fallos en el tratamiento de los programas. Éste también provoca el reinicio del procesador. Si una avería de esta clase no quedara corregida al producirse el reinicio se lleva a cabo un nuevo intento de reinicio. Después de tres rearranques infructuosos en un plazo de 30 s, la protección se pone ella misma fuera de servicio y se ilumina el LED rojo “ERROR” . El relé de disposición abre y con su contacto de reposo (“LiveContact“) comunica la avería del equipo. 2.12.1.3 Supervisiones de los equipos de medida El dispositivo detecta y señaliza la mayoría de las interrupciones o cortocircuitos en los circuitos secundarios de los transformadores de medida de intensidad y de tensión, así como los fallos en las conexiones (¡Importante durante la puesta en marcha!). Para ello se comprueban cíclicamente las magnitudes de medida en un segundo plano, en tanto no exista una situación de avería. Simetría de intensidades Mientras la red esté funcionando sin fallos se puede suponer que hay una cierta simetría entre las intensidades. Esta simetría se comprueba en el equipo mediante una supervisión de los valores. Para ello se establece la relación entre la intensidad de fase menor y la mayor. La simetría se detecta cuando: |Imín | / |Imáx | < FAC.SIM. I mientras Imáx / IN > SIM.LÍMITE / IN En este caso Imáx es la mayor de las tres corrientes de fase, e Imín la más pequeña. El factor de simetría FAC.SIM. I es la medida para la asimetría de las intensidades de fase, el valor límite SIM.LÍMITE es el límite inferior del campo de trabajo de esta supervisión (véase la figura 2-50). Estos dos parámetros son ajustables. La relación de recuperación es de aprox. un 97 %. Este fallo se comunica con “Fallo Isim.“ (FNº 00163). Imín IN Pendiente: FAC. SIM. I “Fallo Isim." SIM. LÍMITE I Imáx IN Figura 2-50 Supervisión de la simetría de las intensidades 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 145 2 Funciones Simetría de tensiones Mientras la red esté funcionando sin fallos se puede suponer que hay una cierta simetría entre las tensiones. Si están conectadas tensiones de medida, esta simetría se controla en el equipo mediante una supervisión de las magnitudes. Para ello se utilizan las tensiones entre fases, para que esta supervisión no salte durante una derivación a tierra simple, que en las redes sin puesta a tierra puede ser perfectamente un estado de servicio permanente. Se establece la relación entre la menor y la mayor de las tensiones entre fases. La simetría se detecta cuando: |Umín | / |Umáx | < FAC. SIM. U mientras |Umáx| > SIM. LÍMITE U Para ello Umáx es la mayor de las tres tensiones entre fases y Umín la menor. El factor de simetría FAC. SIM. U da la medida de la asimetría entre las tensiones y el valor límite SIM. LÍMITE U es el límite inferior del campo de trabajo de esta supervisión (véase la figura 2-51). Estos dos parámetros son ajustables. La relación de recuperación es de aprox. un 97 %. Este fallo se comunica con “Fallo U sim.“ (FNº 00167). Umín V Pendiente: FAC. SIM. U “Fallo U sim" SIM. LÍMITE U Umáx V Figura 2-51 Supervisión de la simetría entre tensiones Supervisión de rotura de hilos Durante el funcionamiento estacionario, la supervisión de rotura de hilos debe detectar las interrupciones en el circuito secundario de los transformadores de medida de intensidad. Además del peligro que suponen en el circuito secundario a causa de altas tensiones, estas interrupciones simulan para la protección diferencial corrientes diferenciales tales como las que aparecen también por cortocircuitos en el objeto de protección. La supervisión de rotura de hilos vigila la intensidad de corriente de cada fase y responde cuando ésta salta bruscamente a cero (de >0,1·IN), sin que al mismo tiempo aparezca también el correspondiente salto en la corriente a tierra. En la fase afectada se bloquea inmediatamente la protección diferencial, actuando este bloqueo sobre ambos extremos del objeto protegido. El equipo emite además el mensaje “rotura de hilo“ con indicación de la fase. El bloqueo se vuelve a cancelar en cuanto en el equipo afectado se vuelva a registrar paso de corriente en la fase afectada. También se cancela si el otro equipo del sistema de protección diferencial detecta una intensidad de cortocircuito alta durante el tiempo de esta corriente de cortocircuito. Es preciso tener en cuenta que los sistemas de comprobación electrónicos no tienen el mismo comportamiento que un interruptor de potencia, de manera que en este caso puede llegar a producirse una excitación. 146 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.12 Funciones de supervisión Nota: La supervisión de rotura de hilos solamente está activada si en la cuarta entrada de medida de intensidad (I4) está conectada la corriente a tierra de un transformador de medida de intensidad a tierra independiente de la línea que se trata de proteger, o ninguna corriente a tierra. 2.12.1.4 Supervisión del circuito de disparo La protección diferencial 7SD610 dispone de una supervisión integrada del circuito de disparo. Según la cantidad de entradas binarias todavía disponibles no arraigadas se puede elegir entre la supervisión con una o con dos introducciones binarias. Si la configuración de las introducciones binarias necesarias para esto no se corresponde con la clase de supervisión preseleccionada, se produce el mensaje correspondiente (“CCD Error de config....“), con el número del circuito de supervisión defectuoso. Si hay posibilidad de un disparo monopolar, se puede realizar una supervisión del circuito de disparo por cada uno de los polos del interruptor de potencia, siempre y cuando estén disponibles las entradas binarias necesarias. Supervisión con dos entradas binarias Si se utilizan dos entradas binarias, éstas se conectan de acuerdo con la figura 2-52, por una parte en paralelo al correspondiente contacto del relé de mando de la protección, y por otra en paralelo con el contacto auxiliar del interruptor de potencia. La condición necesaria para poder utilizar la supervisión del circuito de disparo es que la tensión de mando para el interruptor de potencia sea mayor que la suma de las caídas de tensión mínimas en las dos entradas binarias (USt > 2·UEBmín). Dado que por cada entrada binaria se necesitan como mínimo 19 V, la supervisión solamente puede aplicarse cuando en la instalación haya una tensión de mando superior a 38 V. USt L+ 7SD610 FNº 6854 >CCD CTO 1 UEB1 7SD610 FNº 6855 >CCD CONT CR Leyenda: UEB2 IP BIP L– Cont Aux 1 Cont Aux 2 CR — Contacto del relé de orden IP — Interruptor de potencia BIP — Bobina del interruptor de potencia ContAux1—Contacto auxiliar del interruptor de potencia (cerrador) ContAux2—Contacto auxiliar del interruptor de potencia (abridor) USt — Tensión de control (tensión de disparo) UEB1 — Tensión de entrada para la 1ª entrada binaria UEB2 — Tensión de entrada para la 2ª entrada binaria Nota: El interruptor de potencia está representado en Figura 2-52 Principio de la supervisión del circuito de disparo con dos entradas binarias 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 147 2 Funciones Dependiendo del estado de conmutación del relé de mando y del interruptor de potencia, se activan las entradas binarias (estado lógico “H“ en la tabla 2-4) o se ponen en corto (estado lógico “L“). La situación en la que ambas entradas binarias están sin excitar (“L”), solamente es posible en el caso de circuitos de disparo intactos durante una breve fase de transición (el contacto del relé de comando está cerrado pero el interruptor de potencia todavía no ha abierto). La aparición permanente de esta situación solamente es imaginable en caso de interrupción o cortocircuito del circuito de disparo, así como en caso de fallo de la tensión de la batería y por lo tanto, se utiliza como criterio de supervisión. Tabla 2-4 Tabla de estado de las entradas binarias dependiendo de TR y CB Nº Relé de mando Interruptor de potencia Cont Aux 1 Cont Aux 2 EB 1 EB 2 1 abierto CONECTAD O cerrado abierto H L 2 abierto DESCONECTADO abierto cerrado H H 3 cerrado CONECTAD O cerrado abierto L L 4 cerrado DESCONECTADO abierto cerrado L H Periódicamente se consultan los estados de las dos entradas binarias. Cada consulta se realiza aproximadamente cada 500 ms. Únicamente si n = 3 de tales consultas de estado consecutivas detectan un fallo, se emite un mensaje de fallo (véase la figura 2-53). Mediante estas repeticiones de las mediciones se determina el tiempo de retardo del mensaje de avería, y de esta manera se evita que se produzca un mensaje de avería si las fases de transición son de corta duración. Después de eliminar la avería en el circuito de disparo, el mensaje de fallo desaparece automáticamente al cabo del mismo tiempo. FNº 6854 >CCD CTO 1 FNº 6855 >CCD CONT AUX IP 1 & T T FNº 6865 Fallo SCD T aprox. 1a2s Figura 2-53 Diagrama lógico de la supervisión de circuito de disparo con dos estradas binarias 148 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.12 Funciones de supervisión Supervisión con una entrada binaria La entrada binaria se conecta de acuerdo con la figura 2-54 en paralelo con el correspondiente contacto del relé de mando del equipo de protección. El contacto auxiliar del interruptor de potencia está puenteado mediante una resistencia equivalente de alto valor ohmico R. La tensión de mando para el interruptor de potencia debería ser aproximadamente el doble de la caída de tensión mínima en la entrada binaria St > 2·UEBmín). Dado que para la entradabinaria se necesitan como mínimo 19 V, se puede aplicar la supervisión si la tensión de mando por parte de la instalación es superior a unos 38 V. Las instrucciones para el cálculo de la resistencia equivalente R figuran en el capítulo 3.1.2 bajo el subtítulo “Supervisión del circuito de disparo (página 201). USt L+ 7SD610 FNº 6854 >CCD CTO 1 UEB 7SD610 CR Leyenda: CR — Contacto del relé de orden IP — Interruptor de potencia BIP — Bobina del interruptor de potencia ContAux1—Contacto auxiliar del interruptor de potencia (cerrador) ContAux2—Contacto auxiliar del interruptor de potencia (abridor) R — Resistencia equivalente R UR IP BIP Cont Aux 1 Cont Aux 2 USt UBE UR L– — Tensión de control (tensión de disparo) — Tensión de entrada para entrada binaria — Tensión en la resistencia equivalente Figura 2-54 Principio de la supervisión del circuito de disparo con una entrada binaria Durante el funcionamiento normal y estando abierto el contacto del relé de mando e intacto el circuito de disparo, la entrada binaria está activada (estado lógico “H“), ya que el circuito de supervisión está cerrado por el contacto auxiliar (con interruptor de potencia cerrado) o por la resistencia equivalente R. La entrada binaria solamente está cortocircuitada y por lo tanto, desactivada, (estado lógico “L"), mientras está cerrado el relé de mando. Si la entrada binaria está permanentemente desexcitada durante el funcionamiento, esto permite deducir que hay una interrupción en el circuito de disparo o que hay un fallo de la tensión de mando (de disparo). Dado que la supervisión del circuito de disparo no trabaja durante un caso de avería, el contacto de mando cerrado no da lugar a un mensaje de avería. Pero si también trabajan en paralelo sobre el circuito de disparo los contactos de mando de otros equipos, hay que retardar el mensaje de avería con T. AVERÍA CD (véase también la figura 2-55). Después de eliminar la avería en el circuito de disparo, el mensaje de avería desaparece automáticamente después de aprox. 1 a 2 s. 4003 T. AVERÍA CD FNº 6854 >CCD CTO Sit. de avería & T Tr aprox. Tr 1 a 2 s FNº 6865 Fallo SCD Figura 2-55 Diagrama lógico de la supervisión del circuito de disparo con una entrada binaria 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 149 2 Funciones 2.12.1.5 Reacciones de fallo Según la avería detectada, se emite un mensaje, se comienza un reinicio del sistema procesador o se pone el equipo fuera de servicio. Después de tres intentos de reinicio infructuoso el equipo es puesto también fuera de servicio. El relé de disposición abre y con su contacto de reposo(“Live-Contact“) comunica que el equipo está defectuoso. Además se ilumina el LED rojo “ERROR” en la tapa frontal, si está presente la tensión auxiliar interna, y se apaga el LED verde “RUN”. Si falla también la tensión auxiliar interna se oscurecen todos los LEDs. La tabla 2-5 muestra un resumen de las funciones de supervisión y las reacciones ante fallos del equipo Tabla 2-5 Resumen de las reacciones del equipo ante fallos Supervisión Posibles causas Reacción ante un fallo Falta de tensión auxiliar externa (tensión auxiliar) interna (convertidor) Equipo fuera de servicio o alarma si es necesario todos los LED apagados “”Fallo 5V” Caída DOK2) Determinación de los valores de medida interna (convertidor o tensión de referencia) Protección fuera de operación, alarma LED “ERROR” “”Fallo valor medido” Caída DOK2) Batería tampón interna (Batería tampón) Mensaje “Fallo batería“ tal como está configurado Watchdog de hardware interno (fallo del procesador) Equipo fuera de servicio LED “ERROR” Caída DOK2) Watchdog de software interno (desarrollo del programa) Intento de reinicio1) LED “ERROR” Caída DOK2) Memoria de trabajo interna (RAM) Intento de reinicio1), aborto del arranque Equipo fuera de servicio LED parpadea Caída DOK2) Memoria de programa interna (EPROM) Intento de reinicio1) LED “ERROR” Caída DOK2) Memoria de parámetros interna (EEPROM Flash o RAM) Intento de reinicio 1) LED “ERROR” Caída DOK2) Frecuencia de exploración interna (reloj) Equipo fuera de servicio LED “ERROR” Caída DOK2) 1 Mensaje Salida ) Después de tres intentos de arranque infructuosos el equipo se pone fuera de servicio DOK = “Equipo OK“ = Relé de disposición 2) 150 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.12 Funciones de supervisión Tabla 2-5 Resumen de las reacciones del equipo ante fallos Supervisión 1 A/5 A–ajustes Posibles causas Posición del puente 1/ 5 A errónea Reacción ante un fallo Alarmas: Protección fuera de servicio Mensaje Salida “IN (1/5A) erróneo“ “”Fallo valor medido” LED “ERROR“ Caída DOK2) Datos de calibrado interna (EEPROM Flash o RAM) Mensaje: Utilización de valores por defecto “Fallo Datos cal. “ tal como está configurado Módulos El módulo no se corresponde con la numeración ordenada Alarmas: Protección fuera de servicio “Fallo BG1...7“ y eventualm. “”Fallo valor medido” Caída DOK2) Sumatoria de corriente interna (determinación de valor de medida) Mensaje Protección diferencial bloqueada “FalloΣI“ tal como está configurado Simetría de intensidades Externa (instalación o transformadores de medida de intensidad) Mensaje “Fallo Isim“ tal como está configurado Rotura de hilo externa (transformador de medida de intensidad del circuito secundario) Mensaje “Rotura de hilo ILx“ (x = 1,2,3 = Fase) tal como está configurado Simetría de tensiones Externa (instalación o transformador de medida de tensión) Mensaje “Fallo Usim“ tal como está configurado Supervisión del circuito de disparo Externa (circuito de disparo o tensión de mando) Mensaje “Fallo CD“ tal como está configurado 1 ) Después de tres intentos de arranque infructuosos el equipo se pone fuera de servicio DOK = “Equipo OK“ = Relé de disposición 2) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 151 2 Funciones 2.12.1.6 Mensajes colectivos Determinados mensajes de las funciones de supervisión se reúnen para formar mensajes colectivos. La tabla 2-6 muestra estos mensajes colectivos y su composición. Tabla 2-6 Mensajes colectivos Mensajes colectivos Composición FNº Designación FNº 00161 Supervisión del valor de medida I 00289 00163 Fallo TR Fallo Isim 00164 Supervisión del valor de medida U 00167 Fallo Usim 00160 Mensaje colectivo de alarma 00289 00163 00167 00361 00182 00177 00193 03464 00183 00184 00185 00186 00187 00188 00189 Fallo TR Fallo Isim Fallo Usim >Aut.transfU Fallo UHR Fallo batería Fallo resist. compens. Topol completa, negado Fallo Módulo 1 Fallo Módulo 2 1) Fallo Módulo 31) Fallo Módulo 4 1) Fallo Módulo 5 1) Fallo Módulo 6 1) Fallo Módulo 7 1) 00140 Mensaje colectivo de alarma 00144 00192 00181 Fallo 5V IN(1/5A) erróneo Fallo Medida w. 1) Significado según el número de identificación del módulo 2.12.2 Ajuste de los parámetros de función La sensibilidad de la supervisión de los valores de medida se puede modificar. De fábrica vienen ya preajustados valores de experiencia, que en la mayoría de los casos son suficientes. Hay que contar con unas asimetrías de intensidades y/o tensiones especialmente altas durante el funcionamiento, o si durante el funcionamiento resulta que una u otra supervisión responde esporádicamente, se debería ajustar a una sensibilidad menor. 152 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.12 Funciones de supervisión Supervisiones de simetría En la dirección 2901 SUPERVIS VAL. MED se puede conectar o desconectar la supervisión de simetría Con o Des. La dirección 2902A SIM.LÍMITE U determina la tensión límite (fase a fase), por encima de la cual está activa la supervisión de la simetría de tensiones (véase también la figura 2-51). La dirección 2903A FAC.SIM. U es el factor de simetría correspondiente, es decir, la pendiente de la curva característica de simetría (figura 2-51).Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. La dirección 2904A SIM.LÍMITE I determina la intensidad de corriente límite por encima de la cual está activa la supervisión de la simetría de intensidades (véase también la figura2-50). La dirección 2905A FAC.SIM. I es el factor de simetría correspondiente, es decir, la pendiente de la curva característica de simetría (figura 2-50). Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. Supervisión de rotura de hilo La supervisión de rotura de hilo se puede conectar o desconectar en la dirección 2908 SUP. ROTURA HILO Con o Des. Supervisión de sumas de corriente La supervisión de sumas de corriente se puede conectar o desconectar en la dirección 2921 Supervisión S i Con o Des. La dirección 2906A LÍM. SUMA I determina la intensidad de corriente límite por encima de la cual se activa la supervisión de la suma de corriente (véase la figura 249) (componente absoluto, referido únicamente a IN). La componente relativa (referida a la intensidad de corriente máxima de la línea) para la activación de la supervisión de la corriente suma (figura 2-49) se ajusta bajo la dirección 2907A SUM.FAC. I. Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. Nota: La supervisión de la suma de corriente solamente está activa si en la cuarta entrada de medida de intensidad (I4) para la corriente a tierra está conectada la corriente a tierra de la línea que se trata de proteger. Supervisión del circuito de disparo Al efectuar la configuración se ajustó bajo la dirección 140 SUPERV.CIRC.DISPARO. (capítulo 2.1.1) cuantos circuitos se deberían supervisar. En el caso de que no se vaya a utilizar en absoluto la supervisión del circuito de disparo, se deberá ajustar allí no disponible. La supervisión del circuito de disparo se puede conectar o desconectar en la dirección 4001 SUPERV.CIRC.DISPARO Con. o Desc. En la dirección 4002 Nº INTROD.BIN se ajusta el número de entradas binarias de cada circuito de supervisión. Si la configuración de las introducciones binarias necesarias para esto no se corresponde con la clase de supervisión preseleccionada, se produce el mensaje correspondiente (“CCD err.config ...“, con el número del circuito de supervisión defectuoso. Mientras que en la supervisión mediante dos entradas binarias el mensaje de fallo está retardado un valor fijo de aprox. 1 s bis 2 s, en el caso de la supervisión con una introducción binaria se puede ajustar el retardo del mensaje en la dirección 4003 T. AVERÍA CD. Si es únicamente el equipo 7SD610 el que trabaja sobre los circuitos de disparo, son suficientes de 1 s a 2 s, ya que durante un caso de fallo la supervisión del circuito de disparo no opera. Pero si hay también contactos de mando de otros 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 153 2 Funciones equipos que trabajen en paralelo sobre el circuito de disparo, hay que retardar el mensaje de fallo lo suficiente para puentear con seguridad en el tiempo la duración más larga de una orden de disparo. 154 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.12 Funciones de supervisión 2.12.3 Resumen de parámetros Supervisión de valores medidos Observación: En la siguiente lista se indican los campos de ajuste y los preajustes para una intensidad de corriente nominal secundaria IN = 1 A. Para una corriente nominal secundaria de IN = 5 A estos valores deberán multiplicarse por 5. Las direcciones que lleven como sufijo una “A“ solamente se pueden modificar mediante DIGSI® bajo “Display additional values“ Dir. Parámetro 2901 SUPERVIS VAL. MED Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación Conectado Desconectado Conectado Supervisión de valores medidos 2.902A LÍM SIM. U 10..100 V 50 V Simetría U: Valor de respuesta 2.903A FACT. SIM. U 0.58..0.95 0.75 Simetría U: Pendiente de la línea característica 2.904A LÍM. SIM. I 0.10.0,1.00 A 0.50 A Simetría 1fa: Valor de respuesta 2.905A FACT. SIM. I 0.10..0.95 0.50 Simetría 1fa: Pendiente de la línea característica 2908 SUP. ROTURA HILO Conectado Desconectado Desconectado Supervisión de rotura de hilo 2921 SUPERVISΣ i Conectado Desconectado Conectado Supervisión suma I 2.906A LÍM. SUMA I 0.10..2.00 A 0.25 A Suma I: Valor de respuesta 2.907A FACT. SUMA I 0.00..0.95 0.50 Suma I: Pendiente de la línea característica Supervisiones del circuito de disparo Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 4001 SUP. CIRC. DISP. Conectado Desconectado Desconectado Supervisión del circuito de disparo 4002 Nº INTROD.BIN 1..2 2 Número de introducciones binarias por circuito de disparo 4003 T. AVERÍA CD 1..30 s 2s Tiempo de retardo de mensajes 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 155 2 Funciones 2.12.4 Resumen de información Supervisiones de Hard-/Software FNº Mensaje Explicación 00140 Mens.colect.pert Mensaje colectivo de perturbación 00144 Fallo 5V Fallo, tensión de alimentación 5V 00160 Aviso colect alar Aviso colectivo de alarma 00177 Fallo batería Fallo HW: Batería descargada 00181 Fall.val.med. Fallo HW: Determinación de los valores de medida 00182 Fallo RELOJ Fallo HW: Reloj 00190 Fallo módulo 0 Fallo módulo 0 00183 Fallo módulo 1 Fallo módulo 1 00184 Fallo módulo 2 Fallo módulo 2 00185 Fallo módulo 3 Fallo módulo 3 00186 Fallo módulo 4 Fallo módulo 4 00187 Fallo módulo 5 Fallo módulo 5 00188 Fallo módulo 6 Fallo módulo 6 00189 Fallo módulo 7 Fallo módulo 7 00192 IN(1/5A) erróneo Fallo HW: Puente IN diferente a parám.IN 00193 Fall valor calibr. Fallo HW: valores calibrado entrada analógica no válidos 00191 Perturb. Offset Fallo HW: Offset 02054 Funcionamiento régimen de emergencia Función de emergencia en marcha Supervisión de valores medidos FNº Mensaje Explicación 00161 Sup.val.med I Supervisión de valores medición I, mensaje colectivo 00163 Fallo Isim. Fallo valor medición simetría de intensidad 00164 Sup.val.med.U Supervisión valor medida U, mensaje colectivo 00167 Fallo U sim Fallo valor de medida simetría de tensiones 00197 Sup.val.med.des Supervisión valores medida desactivada 00295 Sup.rot.hilo desc Supervisión rotura de hilo desconectada 00296 Superv. ΣI desc Supervisión Suma I desconectada 00289 Fallo ΣI Fallo valor de medida Suma I 00290 Rotura hilo IL1 Rotura hilo IL1 00291 Rotura hilo IL2 Rotura hilo IL2 156 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.12 Funciones de supervisión FNº Mensaje 00292 Rotura hilo IL3 Explicación Rotura hilo IL3 Supervisiones del circuito de disparo FNº Mensaje Explicación 06854 >CCD CTO 1 >CCD: Conexión relé de mando circuito disparo 1 06855 >CCD CONT AUX IP 1 >CCD: Conexión contacto auxiliar IP circuito disparo 1 06856 >CCD CTO 2 >CCD: Conexión relé de mando circuito disparo 2 06857 >CCD CONT AUX IP 2 >CCD: Conexión contacto auxiliar IP circuito disparo 2 06858 >CCD CTO 3 >CCD: Conexión relé de mando circuito disparo 3 06859 >CCD CONT AUX IP 3 >CCD: Conexión contacto auxiliar IP circuito disparo 3 06861 CCD desactivada La supervisión del circuito de disparo está desactivada 06865 Fallo SCD Fallo del circuito de disparo 06866 CCD err.config. 1 CCD: Error de configuración, supervisión del circuito de disparo 1 06867 CCD err.config. 2 CCD: Error de configuración, supervisión del circuito de disparo 2 06868 CCD err.config. 3 CCD: Error de configuración, supervisión del circuito de disparo 3 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 157 2 Funciones 2.13 Control de funciones El control de funciones es la central de control del equipo. Éste coordina el desarrollo de las funciones de protección y complementarias, procesa sus decisiones y las informaciones que proceden de la instalación. Identificación de cierre • Identificación del estado, • Identificación del estado de la(s) posición(es) del interruptor de potencia, • Lógica de excitación, • Lógica de disparo. 2.13.1 Identificación de cierre Al conectar un objeto de protección pueden ser necesarias o deseables diversas medidas. Al efectuar la conexión manual sobre un cortocircuito se desea normalmente una desconexión inmediata. Esto sucede p. ej., en la protección de sobreintensidad temporizada por el hecho de que se soslaya el retardo de un nivel de intensidad. Para cada función de cortocircuito que se puede retardar, se puede elegir por lo menos un nivel que actúe sin retardo en caso de conexión manual, tal como se menciona en los capítulos correspondientes. Véase también a este respecto el capítulo 2.1.4 bajo el subtítulo “Estado del interruptor de potencia“. La orden de supervisión manual se tiene que comunicar al equipo a través de una entrada binaria. Para ser independientes de un accionamiento manual individual, se llega en el equipo a una longitud definida (que puede ajustarse bajo la dirección 1150A T ACTUACIÓN CIERRE MANUAL). La figura 2-56 muestra el diagrama lógico. FNº 00356 >CIER MAN 1150 T ACT. CIE MAN 50 ms 0 & FNº 00561 T CIE MAN FNº 02851 RE.AU.CIERR Figura 2-56 Diagrama lógico del tratamiento de la CONEXIÓN manual Si el equipo dispone de un automatismo de reenganche integrado, la lógica de conexión manual integrada del 7SD610 distingue automáticamente entre una orden de control externa a través de la entrada binaria y un reenganche automático debido al automatismo de reenganche interno, de manera que la introducción binaria “>CIERRE MANUAL“ se puede conectar directamente al circuito de control de la bobina de conexión del interruptor de potencia 2-57). Para esto se interpreta cualquier conexión que no esté provocada por el automatismo de reenganche interno como conexión manual, es decir, también la que se efectúe mediante orden de mando desde el propio equipo. A través de las funciones de lógica definibles por el usuario (CFC) se pueden tratar otras funciones de control tales como una orden de conexión manual. 158 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.13 Control de funciones L+ 7SD610 Interruptor de de confirmación de mando FNº 00356 >CIE MAN FNº 02851 RE.AU.CIERR IP CON. L– Leyenda: IP — Interruptor de potencia CON — Bobina de conex del interruptor de potencia Figura 2-57 Conexión manual con automatismo de reenganche interno Sin embargo, si hay posibilidad de instrucciones de conexión externas que no deban activar la función de conexión manual (p. ej. equipo de reenganche exterior), es necesario que la introducción binaria “>CIERRE MANUAL“ sea excitada por un contacto independiente del interruptor de confirmación de mando (figura 2-58). Si en este último caso también se puede dar una instrucción de conexión manual mediante una orden de mando interna del equipo, ésta hay que interconectarla con la función de conexión manual, bien a través de entradas y salidas binarias o mediante la lógica definible por el usuario (CFC). L+ Externo Equipo RE 7SD610 Interruptor de de confirmación de mando FNº 00356 >CIE MAN Instrucción de conexión IP CON. L– Leyenda: IP — Interruptor de potencia CON — Bobina de conex del interruptor de potencia Figura 2-58 Cierre manual con automatismo de reenganche externo 2.13.2 Identificación del estado del interruptor de potencia Diversas funciones de protección y auxiliares necesitan informaciones relativas a la posición del interruptor de potencia para poder funcionar óptimamente. Esto p. ej., es útil para: − las condiciones al conectar el objeto protegido (véase el capítulo 2.7.1), − el inicio de los tiempos de pausa previos al reenganche automático (capítulo 2.9.1), − la verificación de plausibilidad previa al reenganche automático (véase el capítulo 2.9.1), 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 159 2 Funciones − la condición de autorización para la desconexión rápida por alta intensidad (nivel I>>>, véase el capítulo 2.7.1), también para el otro extremo del objeto protegido, − la protección contra fallo del interruptor de potencia (véase el capítulo 2.10.1), − verificación de la condición de recuperación para la orden de disparo (véase el capítulo 2.13.4), − la comprobación de los circuitos de disparo mediante un ciclo de prueba DES-CON (véase el capítulo 2.13.5). El equipo dispone de una lógica de posición del interruptor de potencia (figura 2-59), que ofrece diversas posibilidades , según los contactos auxiliares del interruptor de potencia que estén disponibles y cómo están conectados al equipo. En la mayoría de los casos basta con comunicar al equipo la posición del interruptor de potencia desde su contacto auxiliar a través de una entrada binaria. Esto sucede en todos aquellos casos en que el interruptor siempre opera en los tres polos. Entonces se conecta el cerrador del contacto auxiliar a una entrada binaria que se deberá configurar para la funcióndeintroducción “>Pos.IP Con. 3p“ (FNº 00379). En ese caso, las restantes entradas no están asignadas y la lógica se limita en principio a retransmitir esta información de entrada. Si los polos del interruptor se pueden operar individualmente y sólo se dispone, p. ej., de un circuito serie de los abridores auxiliares de los polos, se configura la correspondiente entrada binaria para la función “>Pos. IP Des. 3p“ (FNº 00380). En ese caso, las restantes entradas no están asignadas. Si los polos del interruptor se pueden accionar individualmente y los contactos auxiliares están accesibles individualmente, se debería utilizar una introducción binaria propia para cada contacto auxiliar siempre que sea posible y en la medida en que el equipo pueda realizar un disparo monopolar. Con esta conexión el equipo puede tratar la cantidad máxima de informaciones. Para ello se precisan tres entradas binarias: − “>Pos.IP Con. L1“ (FNº 00351), para el contacto auxiliar del polo L1, − “>Pos.IP Con. L2“ (FNº 00352), para el contacto auxiliar del polo L2, − “>Pos.IP Con. L3“ (FNº 00353), para el contacto auxiliar del polo L3, En este caso no se utilizan las entradas FNº 00379 y FNº 00380. Si los polos del interruptor pueden operar individualmente, basta con dos entradas binarias, si están disponibles no solo la conexión en serie de los cerradores sino también la conexión en serie de los abridores de los contactos auxiliares de los tres polos. En este caso se configura la conexión en serie de los cerradores para la función de entrada“>Pos.IP Con. 3p“ (FNº 00379) y la conexión en serie de los abridores para la función de introducción “>Pos.IP Des. 3p“ (FNº 00380). Es preciso tener en cuenta que la figura 2-59 muestra la lógica de todas las posibilidades de conexión. En cada caso concreto se emplea siempre sólo una parte de las entradas, tal como se ha descrito anteriormente. Las 8 señales de salida de la lógica de la posición del interruptor pueden ser procesadas por las distintas funciones de protección y adicionales. Las señales de salida están bloqueadas si las señales suministradas por el interruptor de potencia no son plausibles: por ejemplo, el interruptor no puede estar al mismo tiempo abierto y cerrado. Tampoco puede pasar ninguna corriente a través de un polo de interruptor abierto. La posición de los polos del interruptor de potencia detectada por un equipo se transmite en 7SD610 también al equipo situado en el extremo opuesto. De esta 160 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.13 Control de funciones manera se conocen las posiciones de los interruptores de ambos extremos en los dos extremos. Esto lo aprovecha, p. ej., la Desconexión rápida de alta intensidad (capítulo 2.7.1). IP-Contactos L1 L2 (Conexión FNº 00380 L3 en serie R 00380 >Pos. IP Des.3p R 00380 ≥1 & FNº 00351 L1 R 00351 >Pos.IP Con. L1 ≥1 R 00351 FNº 00352 L2 ≥1 R 00352 FNº 00353 L2 L3 (Conexión cierre cerradores) L1 cerrado & L1 abierto & L2 cerrado ≥1 & L2 abierto & L3 cerrado & L3 abierto R 00353 >Pos.IP Con. L3 ≥1 R 00353 L1 ≥1 & R 00352 >Pos.IP Con. L2 L3 polo ≥1 FNº 00379 ≥1 R 00379 >Pos.IP Con. 3p ≥1 & ≥1 polo R 00379 8 Interruptor de potencia L1, L2, L3 Contactos auxiliares FNº ... Introducción binaria mediante FNº .... IRES Control Plausibilidad 3 Figura 2-59 Lógica de la posición del interruptor de potencia 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 161 2 Funciones Para el automatismo de reenganche y la comprobación del interruptor de potencia están disponibles unas introducciones binarias independientes que se tratan de igual manera y que en caso de necesidad se deberán configurar adicionalmente. Éstas tienen significado análogo a las introducciones antes descritas y para distinguirlas llevan la designación “IP1 ...“, es decir: − “>Pos.IP1 Con. 3p“ (FNº 00410) para la conexión en serie de los cerradores de los contactos auxiliares, − “>Pos.IP1 Des. 3p“ (FNº00411) para la conexión en serie de los abridores de los contactos auxiliares, − “>Pos.IP1 Con. L1“ (FNº 00366), para el contacto auxiliar del polo L1, − “>Pos.IP1 Con. L2“ (FNº 00367), para el contacto auxiliar del polo L2, − “>Pos.IP1 Con. L3“ (FNº 00368), para el contacto auxiliar del polo L3, 2.13.3 Lógica de excitación del conjunto del equipo Excitación separada por fases La lógica de excitación enlaza las señales de excitación de todas las funciones de protección. En aquellas funciones de protección que permitan una excitación independiente por fases, se emite la excitación adecuadamente por fases. Si una función de protección detecta un fallo a tierra, ésta también se emite como mensaje colectivo del equipo. De este modo están disponibles los mensajes “Excit. Gen. L1“, “Excit. Gen. L2“, “Excit. Gen. L3“ y “Excit. Gen. E“. Los mensajes anteriores se pueden configurar para LED o relé de salida. Para la presentación local de los mensajes de avería y para la transmisión de los mensajes a un ordenador personal o a una central de control, están disponibles también para algunas funciones de protección las fases que han sido excitadas como mensaje colectivo, por ejemplo “Dif Excit. L12E“ para la excitación por la protección diferencial L1–L2–E, de las cuales aparece en cada caso solamente una, que representa entonces a la totalidad del cuadro de excitación. Excitación general Las señales de excitación se enlazan mediante OR y dan lugar a la excitación general del equipo. Se comunica mediante “Excit. Gen.”. Cuando dejan de estar excitadas las funciones de protección del equipo, se reinicia “Excit. Gen.” desaparece (mensaje: Marcha”). La excitación arranque general es condición necesaria para una serie de funciones subsiguientes interiores y exteriores. Entre las funciones internas que son controladas por la excitación general se incluyen: • Inicio de un caso de avería: Antes del comienzo de la excitación general hasta la recuperación se anotan todos los mensajes de los casos de avería en el protocolo de casos de avería. • Inicialización de la memoria de casos de avería: La memorización y facilitación de valores de avería puede hacerse depender adicionalmente de que se produzca una orden de disparo. • Generación de mensajes espontáneos: Determinados mensajes de casos de avería pueden presentarse en la pantalla del equipo como mensajes espontáneos (véase abajo “Mensajes espontáneos“). Esta presentación se puede hacer depender además de la presencia de una orden de disparo. 162 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.13 Control de funciones • Inicio del tiempo de actuación del automatismo de reenganche (si existe y se utiliza). Las funciones externas se pueden controlar a través de un contacto de salida. Los ejemplos son: • Equipos de reenganche, • Arranque de otros equipos adicionales o similares Mensajes espontáneos Los mensajes espontáneos son mensajes de casos de avería que aparecen automáticamente en la pantalla después de la excitación general del equipo o de una orden de disparo debida al equipo. En 7SD610 se trata de: • “Exc. dif.“: la excitación de una función de protección, en este caso, p. ej., de la protección diferencial, con indicación de la(s) fase(s); • “T–Exc=“: el tiempo que transcurre desde la excitación general hasta la recuperación del equipo, con indicación del tiempo en ms; • “T–DIS=“: el tiempo que transcurre desde la excitación general hasta la primera orden de disparo del equipo, con indicación del tiempo en ms. 2.13.4 Lógica de disparo del conjunto del equipo Acoplamiento Monopolar En general, el equipo produce un disparo tripolar en caso de fallo. Según la variante del pedido, cabe también la posibilidad de un disparo monopolar (véase más abajo). Si de forma general no es posible o no se desea un disparo monopolar, se emplea la función de salida “DIS Gen. L123“ para el envío de la instrucción al interruptor de potencia. En estos casos no son procedentes los capítulos siguientes relativos al disparo monopolar. Disparo Monopolar El disparo monopolar solamente tiene sentido en líneas aéreas en las que se vayan a hacer interrupciones breves y cuyos interruptores de potencia de ambos extremos sean adecuados para disparo monopolar. Entonces, en caso de un fallo monofásico se puede efectuar un disparo unipolar en la fase del fallo, seguido de reenganche; en el caso de fallos bifásicos y trifásicos con o sin contacto a tierra se realiza en general un disparo tripolar. Las condiciones necesarias para disparo separado por polos son, por parte del equipo, • que el equipo esté previsto para disparo separado por polos (según la designación del pedido), • que la función de protección que provoca el disparo esté prevista para un disparo independiente por polos (por tanto, p. ej., no para protección contra sobrecarga), • que esté configurada y activada la introducción binaria “>DIS monop.“ o que el automatismo de reenganche interno esté dispuesto para el reenganche después de un disparo monopolar. En todos los demás casos se efectúa siempre el disparo tripolar. La introducción binaria “>DIS monop.“ es la inversión lógica de un acoplamiento tripolar, y es 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 163 2 Funciones activada por un automatismo de reenganche externo, siempre y cuando está éste preparada para un ciclo de interrupción breve monopolar. En 7SD610 se tiene también la posibilidad de efectuar el acoplamiento tripolar de la orden de disparo, si el Disparo afecta sólo a una fase, pero se han excitado más de una fase. Este puede ser el caso, p. ej., si aparecen simultáneamente dos cortocircuitos en puntos diferentes, de los cuales solamente uno está dentro del alcance de la protección diferencial. Esto se consigue mediante el parámetro de ajuste ACOPLAM. TRIPOL. (dirección 1155), que se puede ajustar para Con excitación (toda excitación multifásica da lugar a un disparo tripolar), o Con orden de disparo (en el caso de orden de disparo multipolar, el disparo es siempre tripolar). La lógica de disparo enlaza las señales de disparo de todas las funciones de protección. En aquellas funciones de protección que permiten el disparo monopolar el disparo se activa correctamente por fase. Los mensajes correspondientes son “DISP gen. L1“, “DISP gen. L2“ y “DISP gen. L3“. Estos mensajes se pueden configurar para LED o para relé de salida. En el caso de disparo tripolar aparecen los tres mensajes. Para las presentaciones locales de mensajes de casos de fallo y para la transmisión de los mensajes a un ordenador personal o a una central de control, también está disponible para las funciones de protección, y en la medida en que sea posible el disparo monopolar, también el disparo como mensaje colectivo, véase por ejemplo “Dif DIS monopol. L1“, “Dif DIS monopol. L2“, “Dif DIS monopol. L3“ para disparo monopolar por medio de la protección diferencial así como “Dif DIS L123“ para disparo tripolar, de los cuales aparece solamente uno en cada caso. Estos mensajes se utilizan también para el envío de instrucciones para el interruptor de potencia. Disparo monopolar en el caso de fallos bifásicos El disparo monopolar en caso de fallos bifásicos constituye un caso especial. Si en la red con tomas de tierra aparece un cortocircuito fase-fase sin contacto a tierra, existe la posibilidad de resolver el fallo mediante una breve interrupción monopolar en una de las fases, ya que así se interrumpe ya el trayecto del cortocircuito. La fase que se elija deberá ser uniformemente la misma en ambos extremos de la línea (y debería serlo en toda la red). Con el parámetro de ajuste Fallo DIS bipol. (dirección 1156A) se puede seleccionar si este disparo se ha de realizar fase monopolar adelantada, es decir monopolar en la fase adelantada, o fase monopolar retrasada, es decir monopolar en la fase retrasada. El ajuste normal es disparo tripolar en el caso de fallos bifásicos (ajuste por defecto). La tabla 2-7 muestra un resumen de las condiciones que han de darse para que se produzca un disparo monopolar o tripolar. Tabla 2-7 Disparo monopolar y tripolar, dependiendo del tipo de fallo Tipo de fallo Ajuste (de la función de protección) Fallo DIS bipol DISP1polL1 (cualquiera) X L1 164 Señales de salida para el disparo DISP1polL2 DISP1polL3 DISP L123 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.13 Control de funciones Tabla 2-7 Disparo monopolar y tripolar, dependiendo del tipo de fallo Tipo de fallo Ajuste (de la función de protección) Fallo DIS bipol L2 L1 L2 L3 E (cualquiera) E (cualquiera) E (cualquiera) L2 tripolar L1 L2 fase monopolar adelantada L1 L2 fase monopolar adelantada L2 L3 tripolar L2 L3 fase monopolar adelantada L2 L3 fase monopolar retrasada L1 L3 tripolar L1 L3 fase monopolar adelantada L1 L3 fase monopolar retrasada L2 L1 DISP1polL2 DISP1polL3 DISP L123 X (cualquiera) L1 L2 DISP1polL1 (cualquiera) L3 L1 Señales de salida para el disparo X X X X X X X X X X X X X E (cualquiera) X L3 E (cualquiera) X L3 E (cualquiera) X (cualquiera) X (cualquiera) X L1 L2 L3 L1 L2 L3 E 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 165 2 Funciones Tabla 2-7 Disparo monopolar y tripolar, dependiendo del tipo de fallo Señales de salida para el disparo Tipo de fallo Ajuste (de la función de protección) Fallo DIS bipol E DISP1polL1 DISP1polL2 DISP1polL3 (cualquiera) DISP L123 X Disparo general Todas las señales de disparo de las funciones de protección se enlazan con OR y dan lugar al mensaje “Equipo DIS“. Este se puede configurar para LED o para relé de salida. Desactivación de la orden de disparo Una vez que se haya dado una orden de disparo ésta se registra separada por polos (en el caso de disparo tripolar, para los tres polos) (véase la figura 2-60). Al mismo tiempo se inicia un tiempo de orden de disparo mínimo T MÍN. ORDEN DISP.. Éste trata de asegurar que la orden se emite al interruptor de potencia durante un tiempo suficientemente largo, incluso si la función de protección que la activa se repone muy rápidamente. Solamente cuando se haya recuperado la última función de protección (cuando ya no haya ninguna función excitada) AND haya transcurrido el período de orden de disparo mínimo, se pueden desactivar las órdenes de disparo. I-RESIDUAL 1130 de las funciones de protección. FNº 507 Disparo L1 de la figura 2-59 L1 abierto S IL1 & Q DISP gen. L1 Q DISP gen. L2 Q DISP gen. L3 R FNº 508 Disparo L2 de la figura 2-59 L2 abierto S IL2 & R FNº 509 Disparo L3 de la figura 2-59 L3 abierto S IL3 & R & T MÍN. ORDEN DISP. 0240 ≥1 T Figura 2-60 Almacenamiento y desactivación de la orden de disparo 166 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.13 Control de funciones Otra condición para la desactivación de la orden de disparo es que haya abierto el interruptor de potencia, en el caso de disparo monopolar, el polo afectado del interruptor de potencia. La intensidad de corriente deberá haber descendido por debajo de un valor que corresponda al valor de ajuste I-RESIDUAL (dirección 1130A, véase el capítulo 2.1.4 bajo el subtítulo “Estado del interruptor de potencia“), más un 10 % de la intensidad de la corriente de fallo. Se consultan los contactos auxiliares del interruptor de potencia, en la medida en que estén configurados. Bloqueo de reenganche Una vez que el interruptor de potencia haya disparado debido a una función de protección se debe impedir en muchos casos el reenganche hasta que se haya aclarado la causa del disparo de protección. 7SD610 permite esto mediante el bloqueo de reenganche integrado. El estado de bloqueo ("LOCKOUT“) se realiza mediante una memoria RS protegida contra fallo de tensión auxiliar (figura 2-61). La memoria se activa a través de la introducción binaria “> PONER LOCKOUT “ (FNº 00385). Mediante el mensaje de salida “PONER LOCKOUT“ (FNº 00530) y por medio de la correspondiente desconexión se puede bloquear el reenganche del interruptor de potencia (por ejemplo, para reenganche automático, conexión manual, sincronización, conexión a través del control). Solamente cuando se haya aclarado la causa de la avería se debe suprimir el bloqueo por medio de un rearme manual por medio de la introducción binaria “>REPON. LOCKOUT “ (FNº 00386). FNº 385 FNº 530 >Poner S FNº 386 R >Reponer Q LOCKOUT Figura 2-61 Bloqueo de reenganche Las condiciones que dan lugar al bloqueo de reenganche así como las instrucciones de mando que se deben bloquear se pueden establecer libremente de forma individual. Las dos estradas y la salida se pueden cablear exteriormente a través de las entradas y salidas binarias debidamente configuradas, o se pueden enlazar por medio de las funciones lógicos definibles por el usuario (CFC). Si se desea, p. ej., que todo disparo de protección dé lugar a un bloqueo de enganche, se enlazará la orden de disparo del equipo “Equipo DIS“ (FNº 00511) con la entrada de bloqueo “>PONER LOCKOUT“. Si se utiliza el automatismo de reenganche, pero se desea que solamente un disparo de protección definitivo dé lugar al bloqueo de enganche. Entonces se debe conectar el mensaje de salida “DIS definitivo“ (FNº 00536) con la entrada de bloqueo “>PONER LOCKOUT“, de manera que el bloqueo no se active si todavía se espera un reenganche automático. En el caso más sencillo, el mensaje de salida “LOCKOUT“ (FNº 00530) se puede configurar sin más enlaces para la misma salida que acciona al disparador del interruptor de potencia. Entonces se mantiene la orden de disparo hasta que se haya restablecido el bloqueo a través de la entrada de rearme. Para ello naturalmente es condición necesaria que la bobina de conexión del interruptor de potencia esté bloqueada — tal como es usual — cuando está presente la orden de disparo. También se puede interconectar el mensaje de salida “LOCKOUT“ de manera selectiva para el bloqueo de determinadas instrucciones de conexión (externamente o a través de CFC), p. ej., aplicando sobre la introducción binaria “>Bloq. CON.“ (FNº 00357), o la une a través de un inversor con el bloqueo de campo de la ramificación. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 167 2 Funciones La entrada de rearme “>REPON. LOCKOUT“ (FNº 00386) sirve para cancelar el estado de bloqueo. Por lo tanto se controla desde una fuente exterior que esté protegida para impedir su accionamiento no autorizado o voluntario. También se puede controlar desde fuentes internas, véase por ejemplo tecla de función, maniobra del equipo o maniobra desde el PC mediante DIGSI®. En todos los casos es preciso tener en cuenta que se deben considerar los correspondientes enlaces lógicos, medidas de seguridad, etc. durante la configuración de las entradas y salidas binarias y eventualmente durante la creación de las funciones lógicas definibles por el usuario. Para más informaciones véase el Manual del sistema SIPROTEC®, Nº de pedido E50417–H1178–C151. Mensajes dependientes de la instrucción El almacenamiento de mensajes que estén configurados para los LED locales así como la disponibilidad de mensajes espontáneos se pueden hacer depender de que el equipo haya emitido una orden de disparo. Estas informaciones no se emiten si en un caso de avería se han excitado una o varias funciones de protección, pero no se ha llegado a producir un disparo por 7SD610, porque el fallo ya ha sido solucionado por otro equipo (por ejemplo, en otra línea). Por lo tanto estas informaciones se limitan a fallos en la línea que se trata de proteger. La figura 2-62 muestra el diagrama lógico de esta función. 0610 VISUAL.AVERÍA Con excitación “1“ Con orden de disp. Equipo & Rearmar LED y mensajes Reposición Figura 2-62 Diagrama lógico de los mensajes dependientes de la instrucción Estadística de conmutaciones Se cuenta el número de desconexiones que han sido provocadas por el equipo 7SD610. Si el equipo está previsto para disparo monopolar se cuenta por separado la cantidad para cada uno de los polos del interruptor. Además, para cada orden de disparo se determina la corriente desconectada para cada polo, se emite en los mensajes de los casos de avería y se va sumando en una memoria. También se mantiene disponible la intensidad de corriente máxima que ha sido desconectada. Si el equipo está equipado con el automatismo de reenganche integrado, se cuentan también las órdenes de enganche automático, y esto por separado de los reenganches después de desconexión monopolar, después de desconexión tripolar así como por separado para el primer ciclo de reenganche y los restantes ciclos de reenganche. Los niveles de los contadores y memorias están protegidos contra fallo de la tensión auxiliar. Se pueden poner a cero o a cualquier valor inicial. Para más detalles véase el Manual del sistema SIPROTEC® 4, Nº de pedido E50417–H1178–C151. 168 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.13 Control de funciones 2.13.5 Prueba del interruptor de potencia La protección diferencial 7SD610 permite realizar de manera sencilla una comprobación de los circuitos de disparo y de los interruptores de potencia. Para la prueba están disponibles los programas de prueba según la tabla 2-8. Las pruebas monopolares naturalmente sólo están disponibles si con el equipo existente hay posibilidad de realizar órdenes de disparo monopolares. Al efectuar la configuración de las entradas y salidas binarias, los mensajes de salida indicados deben estar aplicados a los relés de mando correspondientes que se utilicen para el control de las bobinas del interruptor de potencia. El inicio de la prueba se efectúa a través del panel de mandos en el frente del equipo o desde el PC a través de DIGSI®. La figura 2-63 muestra el desarrollo en el tiempo de un ciclo de prueba DES-CON. Los valores de ajuste de los tiempos son los correspondientes según el capítulo 2.1.2 para “Duración de la orden“ (direcciones 240A T MÍN. ORDEN DISP. y 241A T MÁX. ORDEN DISP) y “Prueba del interruptor de potencia“ (dirección 242 PRUEBA T PAUSA). Para más detalles sobre la forma de proceder véase el Manual del sistema SIPROTEC®, Nº de pedido E50417–H1178– C151. En la medida en que los contactos auxiliares del interruptor de potencia transmiten al equipo la posición de los interruptores o polos del interruptor a través de introducciones binarias, el ciclo de prueba sólo se puede activar si el interruptor de potencia está cerrado. La información relativa a la posición del interruptor no es adoptada automáticamente durante la prueba del interruptor de potencia por la lógica de posición según el capítulo 2.13.2 (figura 2-59). Para la prueba del interruptor de potencia existen más bien unas interrupciones binarias independientes para los retroavisos de posición, que se deberán tener en cuenta al configurar las entradas binarias, tal como se menciona en el capítulo 2.13.2. El equipo muestra el estado respectivo del desarrollo de la prueba por medio de los correspondientes mensajes. Tabla 2-8 Pos. Nº 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Programa de prueba del interruptor de potencia Programas de prueba Interrup tor Mensajes de salida (FNº) 1 Ciclo CON/DES monopolar fase L1 PR IP1 DISP1pL1 (7325) 2 Ciclo CON/DES monopolar fase L2 3 Ciclo CON/DES monopolar fase L3 PR IP1 DISP1pL3 (7327) 4 Ciclo tripolar CON/DES PR IP1 DISP123 (7328) Instrucción de conexión correspondiente PR IP1 Orden CIERRE (7329) LS 1 PR IP1 DISP1pL2 (7326) 169 2 Funciones DES CON T MÍN. ORDEN DISP.PRUE.T.PDESA 0240 0242 TMÁX.ORDEN DISP 0241 t Figura 2-63 CICLO PRUEBA DISP-CON 2.13.6 Ajuste de los parámetros de función La parametrización que afecta a la lógica de disparo del conjunto del equipo y a la prueba del interruptor de potencia ya se ajustó en los datos generales, en los capítulos 2.1.4 y 2.1.2. Además, la dirección 610 VISUALIZACIÓN DE LA AVERÍA, determina si los mensajes de los casos de avería que estén configurados para LED locales así como los mensajes espontáneos que aparecen en un caso de avería en la pantalla local, se deben almacenar cada vez que se excita una función de protección (Con excitación) o si esto solamente debe efectuarse cuando se haya dado una orden de disparo Con la orden desconexión). 2.13.7 Resumen de parámetros Visualización de fallos Dir. 610 Parámetro VISUALIZACIÓN DE LA AVERÍA Posibilidades de ajuste con excitación con orden de disparo Preajuste con excitación Explicación Visualización del fallo en el LED/ LCD 2.13.8 Resumen de información Prueba del interruptor de potencia FNº Mensaje Explicación 07325 PR IP1 DISP1pL1 Prueba IP: Orden disparo IP1 1pol. L1 07326 PR IP1 DISP1pL2 Prueba IP: Orden disparo IP1 1pol. L2 07327 PR IP1 DISP1pL3 Prueba IP: Orden disparo IP1 1pol. L3 07328 PR IP1 DISPL123 Prueba IP: Orden disp. IP1 tripolar 170 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.13 Control de funciones FNº Mensaje Explicación 07329 PR IP1 Or-CIERRE Prueba IP: Orden cierre IP1 07345 PR IP en proceso Prueba IP en proceso 07346 PR IP Perturb. Prueba IP abortada por avería 07347 PR IP abierto Prueba IP aborto puesto que IP está abierto 07348 PR IP no disponible Aborto prueba IP causa IP no disponible 07349 PR IP aún cerrado Aborto prueba IP dado que IP no ha abierto 07350 Prueba IP satisfactoria Prueba IP concluida satisfactoriamente PRB IP1 L1 Prueba IP CIERRE/DISP: IP1, monopolar L1 PRB IP1 L2 Prueba IP CIERRE/DISP: IP1, monopolar L2 PRB IP1 L3 Prueba IP CIERRE/DISP: IP1, monopolar L3 PRB IP1 3P Prueba IP CIERRE/DISP: IP1, tripolar 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 171 2 Funciones 2.14 Ayudas para la puesta en marcha 2.14.1 Descripción del funcionamiento Para la comprobación de la comunicación y del conjunto del sistema de la protección diferencial hay un amplio conjunto de herramientas de puesta en marcha y observación que forman parte del equipo. Sirviéndose de un ordenador personal con navegador de red (web browser) permite obtener una representación clara de la comunicación protección diferencial y del estado de la instalación. El software de maniobra forma parte del equipo, y la ayuda en línea correspondiente está disponible sobre CD-ROM con DIGSI® y también puede obtenerse a través de Internet. Para la comunicación del equipo con el navegador del PC son necesarias ciertas condiciones previas. Además de la coincidencia de velocidad de transmisión es preciso asignar una dirección IP para que el equipo pueda ser identificado por el Navegador. Mediante la “Herramienta de puesta en marcha“ se tiene también la posibilidad de maniobrar el equipo desde el PC. En la pantalla del PC aparece la vista frontal del equipo con su teclado de maniobra. Con el cursor del ratón se puede simular ahora la maniobra del equipo. Esta posibilidad se puede desconectar. 2.14.2 Ajuste de los parámetros de función Los parámetros para la herramienta de puesta en marcha se pueden ajustar independientemente para el interfaz de maniobra anterior y para el interfaz de servicio posterior. Lo importante son las direcciones correspondientes al interfaz a través del cual se deberá establecer la comunicación con el PC y la herramienta de puesta en marcha. Las direcciones 4401 hasta 4406 son válidas para el interfaz frontal. La dirección IP válida de 12 caracteres tiene el formato ∗∗∗.∗∗∗.∗∗∗.∗∗∗. En cada una de las direcciones de ajuste 4401 IP-A (A.x.x.x), 4402 IP-B (x.B.x.x), 4403 IPC (x.x.C.x) y 4404 IP-D (x.x.x.D) aparece un bloque de tres caracteres de la dirección IP. Con la dirección 4405 BLOQ. TECLADO se determina si los equipos se pueden maniobrar desde el PC. Con el preajuste Sí está bloqueado el accionamiento del teclado de los equipos a través de la simulación en la pantalla. Esto representa el caso normal durante el funcionamiento. Durante la puesta en marcha se puede conseguir con el ajuste No que se puedan modificar los parámetros del equipo. En la dirección 4406 LCP/NCP se indica si su interfaz de PC soporta LCP (Link Control Protocol) o NCP (Network Control Protocol). En un enlace punto-a-punto es preciso que el ajuste sea Sí (preajuste) para permitir un enlace DFÜ (Transmisión remota de datos). Cuando se utilice un acoplador en estrella se realiza el ajuste únicamente en uno de los equipos (equipo maestro) Sí y en los restantes angulitos No. 172 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.14 Ayudas para la puesta en marcha Para el interfaz posterior se aplican en el mismo sentido las direcciones 4411 IP-A (A.x.x.x), 4412 IP-B (x.B.x.x), 4413 IP-C (x.x.C.x), 4414 IP-D (x.x.x.D), 4415 BLOQ. TECLADO y 4416 LCP/NCP. 2.14.3 Resumen de parámetros Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 4401 IP-A (A.x.x.x) 0..255 141 Dirección IP ×××.xxx.xxx.xxx(Posición 1-3) 4402 IP-B (x.B.x.x) 0..255 142 Dirección IP xxx.×××.xxx.xxx(Posición 4-6) 4403 IP-C (x.x.C.x) 0..255 255 Dirección IP xxx.xxx.×××.xxx(Posición 7-9) 4404 IP-D (x.x.x.D) 0..255 150 Dirección IP xxx.xxx.xxx.×××(Posición 10-12) 4405 TECLADO BLOQUEO Sí No Sí Bloqueo de teclado 4406 LCP/NCP No Sí Sí Interfaz soportado para LCP/ NCP 4411 IP-A (A.x.x.x) 0..255 141 Dirección IP ×××.xxx.xxx.xxx(Posición 1-3) 4412 IP-B (x.B.x.x) 0..255 142 Dirección IP xxx.×××.xxx.xxx(Posición 4-6) 4413 IP-C (x.x.C.x) 0..255 255 Dirección IP xxx.xxx.×××.xxx(Posición 7-9) 4414 IP-D (x.x.x.D) 0..255 160 Dirección IP xxx.xxx.xxx.×××(Posición 10-12) 4415 TECLADO BLOQUEO Sí No Sí Bloqueo de teclado 4416 LCP/NCP No Sí Sí Interfaz soportado para LCP/ NCP 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 173 2 Funciones 2.15 Funciones adicionales Las funciones adicionales de la protección diferencial 7SD610 incluyen • Tratamiento de mensajes, • Mediciones de servicio, • Memorización de los datos de cortocircuito para la determinación de los valores de avería. 2.15.1 Tratamiento de mensajes 2.15.1.1 Generalidades Después de producirse una avería en la instalación son importantes las informaciones relativas a la reacción del equipo de protección y las relativas a las magnitudes de medida para poder analizar con exactitud el desarrollo de la avería. Para este fin, el equipo dispone de una función de tratamiento de mensajes, que opera de manera triple: Visualizaciones y Salidas binarias (Relé de salida) Los sucesos y estados importantes se visualizan en la tapa frontal mediante indicadores ópticos (LED). El equipo contiene además relés de salida para la señalización remota. La mayoría de los mensajes y visualizaciones se pueden configurar, es decir, asignar de manera distinta a la preajustada en el suministro. En el Manual del sistema SIPROTEC® 4 (Nº de pedido E50417–H1178–C151) se describe detalladamente la forma de proceder para la configuración. En el Anexo A.4 del presente manual figuran las configuraciones en el estado de suministro. Los relés de salida y los LEDs pueden trabajar con memoria o sin memoria (pudiendo parametrizarse individualmente cada uno). Las memorias están protegidas contra fallo de la tensión auxiliar. Se rearman: − en el sitio, accionando la tecla LED en el equipo, − a distancia, a través de una entrada binaria configurada correspondientemente, − a través de uno de los interfaces seriales, − automáticamente al comienzo de una nueva excitación. Los mensajes de estado no se deberían memorizar. Tampoco se pueden reiniciar hasta que haya desaparecido el criterio que se ha de comunicar. Esto se refiere, p. ej., a mensajes de funciones de supervisión o similares. Un LED verde indica disposición de servicio (“RUN”); no se puede reiniciar. Se apaga cuando el autocontrol del microprocesador detecta una falta o si falla la tensión auxiliar. Si se dispone de tensión auxiliar pero hay una avería interna en el equipo, se ilumina el LED rojo ("ERROR") y se bloquea el equipo. Con DIGSI® se pueden controlar individualmente de forma selectiva los relés de salida y diodos luminosos del equipo, controlando con ello (p. ej., durante la fase de puesta en marcha) las conexiones correctas con la instalación (véase también el capítulo 3.3.4). 174 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.15 Funciones adicionales Informaciones relativas a la pantalla o al ordenador personal Los sucesos y estados se pueden leer en la pantalla, en la tapa frontal del equipo. A través del interfaz de maniobra frontal o del interfaz de servicio se puede conectar también, p. ej., un ordenador personal al cual se envían entonces las informaciones. En el estado de reposo, es decir, mientras no se presente un fallo, la pantallla puede mostrar informaciones selectivas sobre el funcionamiento (resumen de valores de medida operacionales). En el caso de que se produzca un fallo, en su lugar aparecen informaciones relativas a el fallo, las denominadas presentaciones espontáneas. Después de confirmar los mensajes de los casos de avería se vuelven a visualizar las informaciones de reposo. La confirmación es equivalente a la confirmación de los indicadores luminosos (véase más arriba). El equipo dispone de varias memorias intermedias de sucesos, p. ej., para mensajes de servicio, mensajes de casos de avería, estadística de conmutaciones, etc. que están protegidos mediante batería tampón contra falta de tensión auxiliar. Estos mensajes se pueden llevar en todo momento al panel indicador por medio del teclado de maniobra, o se pueden transmitir al ordenador personal a través del interfaz de maniobra serial. La lectura de los mensajes durante el funcionamiento se describe detalladamente en el Manual del sistemas SIPROTEC® (Nº de pedido E50417– H1178–C151). Con el ordenador personal y el programa de tratamiento de datos de protección DIGSI® también se pueden leer los sucesos, con la comodidad de visualizarlos en pantalla y con desarrollo conducido por menú. Al mismo tiempo, los datos se pueden documentar opcionalmente en una impresora que esté conectada o se pueden memorizar y evaluar en otro lugar. Informaciones a un centro de control En la medida en que el equipo disponga de un interfaz de sistema serial, las informaciones memorizadas se pueden transmitir adicionalmente a través de éste a una unidad de control y memoria central. Son posibles distintos protocolos de transmisión. Con DIGSI® se puede comprobar si los mensajes se transmiten correctamente. También se puede influir en las informaciones que se transmiten al centro de control, durante el funcionamiento o durante las pruebas. El protocolo IEC 60870-5-103 permite que, mientras se está comprobando el equipo en el sitio, se marquen con la nota "Régimen de prueba" todos los mensajes y valores de medida que se transmitan al centro de control, como causa del mensaje de forma que se pueda reconocer que no se trata de mensajes de auténticas averías. Alternativamente se puede determinar que durante la prueba no se transmita ningún mensaje a través del interfaz del sistema ("Bloqueo de transmisión"). Para influir en las informaciones en el interfaz del sistema durante el régimen de prueba ("Régimen de prueba" y "Bloqueo de transmisión"), es preciso un enlace a través de CFC, que sin embargo está realizado en el estado de suministro del equipo (véase Anexo A.4 bajo el subtítulo “Planos CFC preconfeccionados“, página 296, figura A-7). La forma en que se puede activar o desactivar el régimen de prueba y el bloqueo de transmisión durante el trabajo se describe detalladamente en el Manual del sistema SIPROTEC® 4 E50417–H1178–C151. Estructuración de los mensajes 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Los mensajes están estructurados de la siguiente manera: • Mensajes de trabajo; se trata de mensajes que pueden surgir durante el funcionamiento del equipo: Informaciones relativas al estado de las funciones del equipo, datos de medida, datos de la instalación, protocolización de órdenes de mando y similares. 175 2 Funciones • Mensajes de caso de avería; se trata de mensajes de las últimas 8 averías de la red que hayan sido tratadas por el equipo. • Mensajes relativos a la Estadística de conmutación; se trata de contadores para las maniobras de conmutación de los interruptores de potencia ordenadas por el equipo así como valores de las intensidades de corriente desconectadas y corrientes de cortocircuito acumuladas. • Borrar y establecer los mensajes antes citados. En el anexo se encuentra una lista completa de todas las funciones de mensaje y salida que se pueden generar en el equipo que disponga del volumen máximo de funciones, con el correspondiente número de información FNº. Allí se indica también para cada mensaje hacia donde se puede comunicar. Si en una versión menos completa no están presentes algunas funciones, o si también están proyectadas como no presentes, entonces naturalmente no pueden aparecer sus mensajes. 2.15.1.2 Mensajes de servicio Los mensajes de servicio son aquellas informaciones que el equipo genera durante el funcionamiento y relativas al trabajo. En el equipo se registran por orden cronológico hasta 200 mensajes de servicio. Cuando se generan mensajes de servicio nuevos, entonces se van añadiendo. Una vez que se haya agotado la capacidad máxima de la memoria se va perdiendo cada vez el mensaje más antiguo. Los mensajes de servicio entran automáticamente y se pueden recuperar en todo momento en la pantalla del equipo o sobre la pantalla de un PC que esté conectado. Los cortocircuitos detectados en la red solamente se indican con “Fallo en la red“ y número correlativo en caso de avería. Las indicaciones detalladas relativas al desarrollo de la red figuran en los mensajes de los casos de avería, véase subsección 2.15.1.3. 2.15.1.3 Mensajes de caso de avería Después de una avería se pueden leer, p. ej., informaciones importantes relativas a su desarrollo, tales como excitación y disparo. El comienzo de la avería está señalado con el tiempo absoluto del reloj interno del sistema. El desarrollo de la avería se emite con un tiempo relativo, referido al momento de la excitación, de manera que se pueda reconocer también la duración hasta el disparo y hasta la recuperación de la instrucción de disparo. La resolución de la información de tiempo es de 1 ms. Una avería en la red comienza con la identificación de un fallo por la excitación de cualquiera de las funciones de protección, y termina con la reposición de la excitación de la última función de protección. Si una avería da lugar a que se activen varias funciones de protección, se considera como un solo caso de avería todo aquello que sucede entre la excitación de la primera función de protección y la reposición de la última función de protección. Si se efectúa un reenganche, la avería en la red termina una vez transcurrido el último tiempo de bloqueo, es decir, después de un reenganche con o sin éxito. De esta manera, todo el proceso de supresión de la avería, incluido el ciclo de reenganche (o todos los ciclos de reenganche), ocupa un solo protocolo de avería. Dentro de una avería de la red pueden aparecer varios casos de avería (desde la primera excitación 176 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.15 Funciones adicionales de una función de protección hasta la anulación de la última excitación). Sin reenganche cada perturbación es un fallo en la red. Presentaciones espontáneas Después de un caso de avería aparecen automáticamente en la pantalla, sin más intervenciones de maniobra, los datos más importantes de la avería después de la excitación general del equipo, siguiendo el orden indicado en la figura 2-64. Exc. protección T-Exc= T-DISP= Función de protección que ha provocado la última excitación; Tiempo transcurrido desde la excitación general hasta la reposición; Tiempo transcurrido desde la excitación general hasta la primera orden de disparo Figura 2-64 Visualización de mensajes espontáneos en la pantalla del equipo - Ejemplo Mensajes recuperables Se pueden recuperar y leer los mensajes de los ocho últimos casos de avería. En total se pueden memorizar hasta 600 mensajes. Si se producen más mensajes de avería se van borrando en la memoria intermedia, respectivamente, las últimas siguiendo un orden consecutivo. 2.15.1.4 Mensajes espontáneos Los mensajes espontáneos representan la protocolización paralela de los mensajes actuales entrantes. Cada nuevo mensaje entrante aparece inmediatamente sin que sea necesario esperar a la actualización o activar ésta. Esto resulta útil durante la maniobra, prueba y puesta en marcha. Los mensajes espontáneos se pueden leer mediante DIGSI®. Para más detalles véase el Manual del sistema SIPROTEC® 4 (Nº de pedido E50417–H1178–C151). 2.15.1.5 Consulta general La consulta general que puede leerse mediante DIGSI® ofrece la posibilidad de consultar el estado actual del equipo SIPROTEC®. Todos los mensajes con obligación de interrogación general se visualizan con su valor actual. 2.15.1.6 Estadística de conmutaciones Los mensajes relativos a la estadística de conmutaciones son contadores de las operaciones de conmutación activadas por 7SD610 de los interruptores de potencia, así como para los valores de las corrientes de cortocircuito acumuladas durante las desconexiones activadas por las funciones de protección del equipo, así como las intensidades de corriente máximas desconectadas. Los valores de medida indicados son valores primarios. Se pueden recuperar en el frente del equipo y se pueden leer a través del interfaz de maniobra o de servicio mediante ordenador personal empleando el programa DIGSI®. En 7SD610 se llevan además las estadísticas relativas a la comunicación de protección. Los tiempos de transmisión de las informaciones de equipo a equipo a 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 177 2 Funciones través del interfaz(es) activo(s) (ida y vuelta) se miden constantemente y se visualizan en los valores estadísticos. Igualmente se presenta la disponibilidad de los medios de transmisión. Para ello se representa la disponibilidad en %/mín. y %/h. Esto permite evaluar la calidad de la transmisión. Los contadores y memorias de la estadística de conmutación se almacenan protegidos en el equipo. De esta manera no se pierden en caso de fallo de la tensión auxiliar. Sin embargo, los contadores se pueden poner a cero o en un valor cualquiera dentro de sus límites de ajuste. Para leer el estado de los contadores y memorias no es preciso introducir códigos de acceso, pero sí para borrarlos. Para más detalles véase el Manual del sistema SIPROTEC® 4 (Nº de pedido E50417–H1178–C151). 2.15.2 Medición de trabajo Visualización y transmisión de valores de medida Los valores de trabajo medidos y los valores de contabilización los determina el sistema procesador en un segundo plano. Se pueden recuperar en el frente del equipo, se pueden ver a través del interfaz de maniobra mediante ordenador personal con el programa DIGSI® o eventualmente se pueden transmitir a una estación central de control a través del interfaz del sistema. El cálculo de los valores de trabajo medidos se efectúa también mientras esté en curso un caso de avería, a intervalos de aprox. 2 s. La condición necesaria para una visualización correcta de los valores primarios y porcentuales es la introducción íntegra y correcta de los valores nominales de los transformadores de medida y de los medios de trabajo así como de las relaciones de transmisión de los transformadores de medida y de intensidad y tensión en las vías a tierra, de acuerdo con el capítulo 2.1.2. La tabla 2-9 muestra un resumen de los valores presentados en el equipo local. Dependiendo de la designación del pedido, de la conexión del equipo y de las funciones de protección que estén configuradas estará disponible solamente una parte de los valores de medida relacionados. Solamente se pueden visualizar tensiones si en las entradas de tensión están conectadas tensiones fase-tierra. La tensión de desplazamiento 3U0 es la tensión e-n multiplicada por √3, - si están conectados U en - o calculado a partir de las tensiones fase-tierra 3U0 = |UL1 + UL2 + UL3|. Para esto es preciso que estén conectadas las tres entradas de tensión fase-tierra. Los componentes de potencia P, Q son positivos si en el objeto a proteger entra potencia activa o potencia reactiva inductiva. El signo del factor de potencia cos ϕ corresponde al de la potencia activa. Los valores de medida térmicos solamente pueden aparecer si está configurada la protección contra sobrecarga disponible. 178 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.15 Funciones adicionales Tabla 2-9 Valores de servicio medidos del equipo local Valores de medida 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 primario secundario IL1, IL2, IL3 Intensidades de fase A A 3I0 Corriente de falta a tierra A A ϕ(IL1–IL2), ϕ(IL2–IL3), ϕ(IL3–IL1) Ángulo de fase de las intensidades de línea entre sí ° — I1, I2 Componente directa e inversa de las intensidades A A UL1–L2, UL2–L3, UL3–L1 Tensiones fase-fase kV V UL1–E, UL2–E, UL3–E Tensiones fase-tierra kV V 3U0 Tensión de desplazamiento kV V ϕ(UL1–UL2), ϕ(UL2– UL3), ϕ(UL3–UL1) Ángulo de fase de las tensiones de línea entre sí ° — ϕ(UL1–IL1), ϕ(UL2–IL2), ϕ(UL3–IL3) Ángulos de fase de las tensiones de línea respecto a las intensidades de línea ° — U1, U2 Componente directa e inversa Tensiones kV V S, P, Q Potencia aparente, activa, reactiva MVA, MW, MVAR — cos ϕ Factor de potencia (abs) (abs) f Frecuencia Hz Hz ΘL1/ΘDIS, ΘL2/ΘDIS, ΘL3/ΘDIS Valor térmico de cada fase, referido al valor de disparo % — Θ/ΘDIS Valor térmico resultante, referido al valor de disparo calculado por el método parametrizado % — 179 2 Funciones Valores de la protección diferencial Los valores diferenciales y de estabilización de la protección diferencial también se pueden leer de acuerdo con la tabla 2-10. Tabla 2-10 Valores de medida de la protección diferencial Valores de medida IDifL1, IDifL2, IDifL3 Corrientes diferenciales calculadas de las tres fases Intensidad nominal de servicio 1) IEstabL1, IEstabL2, IEstabL3 Corrientes de estabilización calculadas de las tres fases Intensidad nominal de servicio 1) IDif3I0 Corriente diferencial calculada del sistema cero Intensidad nominal de servicio 1) 1 Valores de medida remotos ) en líneas según la dirección 1104 (véase capítulo 2.1.4), en transformadores de la dirección 1106 (véase capítulo 2.1.4) IN = SN /(√3·UN) Estando operativa la comunicación se pueden leer también los datos del otro extremo del objeto protegido. Se pueden visualizar intensidades, tensiones y desfases entre los valores de medida locales y remotos. Esto es especialmente útil para comprobar la correspondencia correcta y unitaria de las fases en ambos extremos y para verificar los grupos vectores, si dentro de la zona protegida hay un transformador de potencia. También se transmiten las direcciones del equipo correspondiente al otro equipo, de manera que en una estación están disponibles todos los datos importantes de ambos extremos. Los datos posibles están relacionados en la tabla 2-11. Tabla 2-11 Datos y valores de servicio medidos que se transmiten desde el otro extremo, en comparación con los datos locales Datos 180 % referido a % referido a DIR equipo Dirección del equipo remoto (abs) IL1, IL2, IL3 remoto Intensidades de fase del equipo remoto Intensidad nominal de servicio 1) IL1, IL2, IL3 local Intensidades de fase del equipo local Intensidad nominal de servicio 1) ϕ(IL1), ϕ(IL2), ϕ(IL3) Ángulo de fase entre las intensidades de fase remotas y locales ° 1 ) en líneas según la dirección 1104 (véase capítulo 2.1.4), en transformadores de la dirección 1106 (véase capítulo 2.1.4) IN = SN /(√3·UN) 2 ) según la dirección 1103 (véase capítulo 2.1.4) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.15 Funciones adicionales Tabla 2-11 Datos y valores de servicio medidos que se transmiten desde el otro extremo, en comparación con los datos locales Datos UL1, UL2, UL3 remoto Tensiones del equipo remoto Tensión nominal de servicio / √3 2) UL1, UL2, UL3 local Tensiones del equipo local Tensión nominal de servicio / √3 2) ϕ(UL1), ϕ(UL2), ϕ(UL3) Ángulos de fase entre las tensiones remotas y locales ° 1 ) en líneas según la dirección 1104 (véase capítulo 2.1.4), en transformadores de la dirección 1106 (véase capítulo 2.1.4) IN = SN /(√3·UN) 2) Estadística de transmisión % referido a según la dirección 1103 (véase capítulo 2.1.4) En el 7SD610 se llevan las estadísticas relativas a la comunicación de protección. Los tiempos de transmisión de las informaciones de equipo a equipo a través de los interfaces activos (ida y vuelta) se miden constantemente y se visualizan en los valores estadísticos. Igualmente se presenta la disponibilidad de los medios de transmisión. La disponibilidad se representa en %/mínimo y %/h. Esto permite evaluar la calidad de la transmisión. Si está configurada la sincronización GPS entonces se determinan y visualizan independientemente los dos tiempos de recorrido (ida y vuelta), mientras el GPS trabaje sin fallos. Herramienta de puesta en marcha La "Herramienta de puesta en marcha“ es una herramienta voluminosa para la puesta en marcha y observación que mediante un ordenador personal con navegador de red permite una representación clara de los datos de medida más importantes de la protección diferencial. Los valores de medida y las magnitudes derivadas de ellas se representan gráficamente como diagramas vectoriales. Además se pueden ver diagramas de disparo, estando indicadas las magnitudes escalares en forma numérica. Los detalles pueden verse en la ayuda en línea correspondiente a la “Herramientade puesta en marcha". Con ayuda de esta herramienta se pueden representar gráficamente en un PC, p. ej., las intensidades, tensiones (en la medida en que estén conectadas) y sus ángulos de fase para todos los equipos de un sistema de protección diferencial. Además de los diagramas vectoriales de los valores de medida figuran también los valores numéricos así como la frecuencia y las direcciones de los equipos. La figura 2-65 muestra un ejemplo. También se puede representar la magnitud de las corrientes diferenciales y de estabilización así como su posición con respecto a la curva característica de disparo que esté ajustada. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 181 2 Funciones Figura 2-65 Valores de medida locales - Ejemplo de tensiones e intensidades 2.15.3 Almacenamiento de valores de fallo La protección diferencial 7SD610 dispone de una memoria de valores de fallo. Los valores instantáneos de las magnitudes de medida iL1, iL2, iL3, 3i0, uL1, uL2, uL3, 3 u0 así como IdifL1, IdifL2, IdifL3, Iestab L1, IestabL2, IestabL3 (Tensiones según conexión) se exploran con una trama de un 1 ms (para 50 Hz), y se registran en una memoria intermedia recirculante (20 valores explorados por cada período). En caso de fallo, los datos se registran durante un período de tiempo ajustable, como máximo durante 5 segundos por cada anotación de valor de fallo. Se pueden registrar hasta 8 casos de fallo. La capacidad total de la memoria de registro de fallos es de aprox. 15 segundos. Al producirse un nuevo caso de fallo, se actualiza automáticamente la memoria de valores de fallo, por lo que no es necesaria la confirmación. El registro de fallo se puede iniciar, no sólo mediante la excitación de protección sino también a través de introducción binaria, a través del panel de mandos integrado, a través del interfaz de maniobra serial y a través del interfaz de servicio serial. 182 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.15 Funciones adicionales Para el sistema de protección diferencial de un objeto protegido se sincronizan las anotaciones de los valores de fallo de ambos extremos por medio de la administración de tiempos. De esta manera se obtiene la seguridad de que todas las anotaciones de valores de fallo trabajan prácticamente con la misma base de tiempos absoluta. Como consecuencia de esto, los valores de medida iguales son congruentes en ambos extremos. A través de los interfaces se pueden leer los datos desde un ordenador personal y se pueden procesar mediante el programa de tratamiento de datos de protección DIGSI® y del programa gráfico SIGRA 4. Con esto último se preparan gráficamente los datos registrados en caso de avería y como complemento se calculan también otras magnitudes a partir de los valores de medida suministrados. Las magnitudes de medida se pueden representar opcionalmente como magnitudes primarias o secundarias. Adicionalmente se representan también señales en forma de trazos binarios (marcas), por ejemplo "excitación", "disparo”. En la medida en que el equipo disponga de un interfaz del sistema serial, los datos de los valores de la avería se pueden transmitir a través de éste a un equipo central. La evaluación de los datos se efectúa en el equipo central mediante los programas correspondientes. Para ello las magnitudes de medida se refieren a su valor máximo, se normalizan al valor nominal y se preparan para la representación gráfica. Adicionalmente se representan también señales en forma de trazos binarios (marcas), por ejemplo "excitación", "disparo”. Para la transmisión a un equipo central se puede efectuar automáticamente el requerimiento para la transmisión, y ésto opcionalmente o bien después de cada excitación de la protección o sólo después de un disparo. 2.15.4 Ajuste de los parámetros de función Registro de los valores de avería Las determinaciones para el registro de los valores de avería se efectúan en el submenú REGISTRO DE AVERÍAS del menú PARÁMETROS. Para el registro de los valores de averías se distingue entre el momento de referencia y el criterio de almacenamiento (dirección 402A FUNCIÓN). Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. El momento de referencia es normalmente la excitación del equipo, es decir, que a la excitación de cualquier función de protección se le asigna el momento 0. Aquí el criterio de almacenamiento puede ser igualmente la excitación del equipo (Memoriz. con arranque) o el disparo del equipo (Memorización con disparo). También se puede seleccionar como momento de referencia el disparo del equipo (Inicio con disparo), y entonces éste constituye también el criterio de almacenamiento. Un caso de avería comienza con la excitación debida a cualquier función de protección y termina con el restablecimiento de la última excitación de una función de protección. Esto es normalmente también el volumen de la anotación del valor de avería (dirección 403A CAPACIDAD = Perturbación). Si se llevan a cabo reenganches automáticos se puede registrar la totalidad de la avería de la red — eventualmente con varios reenganches — hasta la solución definitiva (dirección 403A CAPACIDAD = Fallo en la red). Esto reproduce el historial completo del transcurso de la avería, pero también consume capacidad de memoria durante la(s) pausa(s) sin tensión. Este parámetro puede ser ajustado solo a través de DIGSI bajo “Display additional settings“. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 183 2 Funciones El tiempo de almacenamiento real comienza en el tiempo previo T PREV (dirección 411) antes del momento de referencia, y termina en el tiempo posterior T SEG (dirección 412) después de que termine el criterio de almacenamiento. El tiempo máximo admisible de registro por anotación de valor de avería T MÁX se ajusta bajo la dirección 410. Cuando se activa el almacenamiento de los valores de avería por medio de una introducción binaria o por maniobra desde el frente o a través del interfaz de maniobra mediante PC, el almacenamiento se dispara dinámicamente. La dirección 415 T EXTERN determina la duración de la anotación del valor de avería (pero como máximo T MÁX, dirección 410). A esto hay que sumar los tiempos previo y posterior a la falta. Si el tiempo correspondiente a la introducción binaria se pone en ∞ , entonces el almacenamiento dura mientras esté activada (estáticamente) la introducción binaria, pero como máximo T MÁX (dirección 410). 2.15.5 Resumen de parámetros Observación: Las direcciones que llevan como sufijo una "A" solamente se pueden modificar mediante DIGSI® bajo “Display additional values“. Almacenamiento de valores de fallo Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 402A FUNCIÓN Almacenar con excitación Almacenar con disparo de protección Iniciar con disparo de protección Almacenar con excitación Condición de inicio para el almacenamiento del valor de la avería 403A CAPACIDAD Perturbación Fallo en la red Perturbación Volumen de anotación de los valores de perturbación 410 T MÁX 0.30..5.00 s 2.00 s Duración máxima por anotación Tmáx 411 T PREV 0.05..0.50 s 0.25 s Tiempo previo T-prev 412 T SEG 0.05..0.50 s 0.10 s Tiempo de seguimiento T-seg 415 T EXTERN 0.10..5.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de anotación en caso de arranque exterior 184 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.15 Funciones adicionales 2.15.6 Resumen de información Estadísticas FNº Mensaje Explicación 02895 REA 1pol, 1º cic = RE.AU.: Orden de cierre después de 1º ciclo monopolar 02896 RE.AU. 3pol,1 cic.= RE.AU.: Órdenes de cierre después de 1° ciclo tripolar 02897 RE.AU. 1p,>=2º cic= RE.AU.: Órdenes de cierre a partir del 2° ciclo monopolar 02898 RE.AU. 3p,>=2° cic= RE.AU.: Órdenes de cierre a partir del 2° ciclo tripolar 01000 NÚM. DISP.= Número de órdenes de disparo = 01001 CONT. DISP.L1= Nivel del contador de disparos fase L1 01002 CONT. DISP.L2= Nivel del contador de disparos fase L2 01003 CONT. DISP.L3= Nivel del contador de disparos fase L3 01027 ΣIL1= Suma de las intensidades de desconexión primarias fase L1 01028 ΣIL2= Suma de las intensidades de desconexión primarias fase L2 01029 ΣIL3= Suma de las intensidades de desconexión primarias fase L3 01030 MÁX IL1 Intensidad de corriente máxima desconectada en la fase L1 01031 MÁX IL2 Intensidad de corriente máxima desconectada en la fase L2 01032 MÁX IL3 Intensidad de corriente máxima desconectada en la fase L3 07751 INT1 T INT1 T (Tiempo de recorrido de la señal) 07753 INT1DIS/m INT1Dis/m (Disponibilidad) 07754 INT1DIS/h INT1Dis/h (Disponibilidad) 07875 INT1 T RECEP INT1 T red (Tiempo de recorrido de la señal) 07876 INT1 T TRANSM. INT1 T transmisión (Tiempo de recorrido de la señal) Valores de medida locales FNº Mensaje Explicación 00601 IL1 = Valor de medición IL1 00602 IL2 = Valor de medición IL2 00603 IL3 = Valor de medición IL3 00610 3I0 = Valor de medición 3I0 00619 I1 = Valor de medición I1 (Cosistema) 00620 I2 = Valor de medición I2 (Sistema contrario) 07731 Φ IL1L2= Ángulo IL1 -> IL2 (medido localmente) 07732 Φ IL2L3= Ángulo IL2 -> IL3 (medido localmente) 07733 Φ IL3L1= Ángulo IL3 -> IL1 (medido localmente) 00621 UL1E= Valor de medición UL1E 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 185 2 Funciones FNº Mensaje Explicación 00622 UL2E= Valor de medición UL2E 00623 UL3E= Valor de medición UL3E 00624 UL12= Valor de medición UL12 00625 UL23= Valor de medición UL23 00626 UL31= Valor de medición UL31 00631 3U0 = Valor de medición 3U0 00634 U1 = Valor de medición U1 (Cosistema) 00635 U2 = Valor de medición U2 (Sistema opuesto) 00641 P = Valor de medición P (potencia activa) 00642 Q = Valor de medición Q (potencia reactiva) 00643 cosϕ = Valor de medición cosPHI (factor de potencia) 00645 S = Valor de medición S (potencia aparente) 07734 Φ UL1L2= Ángulo UL1 -> UL2 (medido localmente) 07735 Φ UL2L3= Ángulo UL2 -> UL3 (medido localmente) 07736 Φ UL3L1= Ángulo UL3 -> UL1 (medido localmente) 07737 Φ UIL1= Ángulo UL1 -> IL1 (medido localmente) 07738 Φ UIL2= Ángulo UL2 -> IL2 (medido localmente) 07739 Φ UIL3= Ángulo UL3 -> IL3 (medido localmente) 00644 f = Valor de medición f (frecuencia) 00801 Θ /Θdisp= Protección de sobrecarga: Temperatura de servicio 00802 Θ /Θdisp L1= Valor de sobrecarga para L1 00803 Θ /Θdisp L2= Valor de sobrecarga para L2 00804 Θ /Θdisp L3= Valor de sobrecarga para L3 Valores medidos remotos FNº Mensaje Explicación 07761 DIR equipo Dirección del 1º equipo 07762 IL1_TN = IL1 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio) 07763 ΦI L1= Ángulo IL1_remoto <-> IL1_local 07764 IL2_TN = IL2 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio) 07765 ΦI L2= Ángulo IL2_remoto <-> IL2_local 07766 IL3_TN = IL3 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio) 07767 ΦI L3= Ángulo IL3_remoto <-> IL3_local 07769 UL1_TN = UL1 (% de la intensidad nominal de servicio) 07770 ΦU L1= Ángulo UL1_remoto <-> UL1_local 186 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.15 Funciones adicionales FNº Mensaje Explicación 07771 UL2_TN = UL2 (% de la intensidad nominal de servicio) 07772 ΦU L2= Ángulo UL2_remoto <-> UL2_local 07773 UL3_TN = UL3 (% de la intensidad nominal de servicio) 07774 ΦU L3= Ángulo UL3_remoto <-> UL3_local FNº Mensaje Explicación 07781 DIR equipo Dirección del segundo equipo 07782 IL1_TN = IL1 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio) 07783 ΦI L1= Ángulo IL1_remoto <-> IL1_local 07784 IL2_TN = IL2 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio) 07785 ΦI L2= Ángulo IL2_remoto <-> IL2_local 07786 IL3_TN = IL3 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio) 07787 ΦI L3= Ángulo IL3_remoto <-> IL3_local 07789 UL1_TN = UL1 (% de la intensidad nominal de servicio) 07790 ΦU L1= Ángulo UL1_remoto <-> UL1_local 07791 UL2_TN = UL2 (% de la intensidad nominal de servicio) 07792 ΦU L2= Ángulo UL2_remoto <-> UL2_local 07793 UL3_TN = UL3 (% de la intensidad nominal de servicio) 07794 ΦU L3= Ángulo UL3_remoto <-> UL3_local Valores dif FNº Mensaje Explicación 07742 IDifL1= IDifL1 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio) 07743 IDifL2 = IDifL2 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio) 07744 IDifL3 = IDifL3 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio) 07745 IEstabL1= IEstabL1 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio) 07746 IEstabL2= IEstabL2 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio) 07747 IEstabL3= IEstabL3 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio) 07748 Dif3I0= IDif310 (% de la intensidad de corriente nominal de servicio) Almacenamiento de valores de fallo FNº Mensaje Explicación 00004 >Valores avería Inicio >Iniciar almacenamiento de valores de avería 00203 Valores aver. borrado Memoria de valores de avería borrada Perturb. Inicio 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Activación registro de valores de prueba (marcado) 187 2 Funciones 2.16 Tratamiento de órdenes Generalidades En el SIPROTEC® 7SD610 está integrado un tratamiento de órdenes mediante el cual se pueden activar maniobras de conmutación en la instalación. El mando puede proceder de cuatro fuentes de órdenes: • Mando en el sitio a través del panel de mandos del equipo, • Maniobra a través de DIGSI®, • Mando remoto a través del sistema de control central (por ejemplo, SICAM®), • Función automática (p. ej., a través de entrada binaria). El número de equipos que se pueden controlar está limitado exclusivamente por el número de entradas o salidas binarias necesarias y existentes. Las condiciones necesarias para que sea posible el mando es que las correspondientes entradas y salidas binarias estén configuradas y hayan sido dotadas de las características adecuadas. Si para la emisión de órdenes se necesitan determinadas condiciones de bloqueo se pueden programar en el equipo los bloqueos de campo por medio de las funciones lógicas definibles por el usuario (CFC). La forma de proyectar las entradas y salidas, la creación de funciones lógicas definibles por el usuario y las formas de proceder al conmutar los equipos se describen en el Manual del sistema SIPROTEC®, Nº de pedido E50417–H1178– C151. 2.16.1 Tipos de órdenes Con relación al control de las instalaciones por medio del equipo se pueden distinguir los siguientes tipos de órdenes: Órdenes al Proceso Estos incluyen todas las órdenes enviadas directamente a los elementos de la instalación de conmutación y provocan un cambio en el estado del proceso: • Órdenes de conmutación para el control de interruptores de potencia (no sincronizadas), de seccionadores y de tomas de tierra, • Órdenes de escalonamiento, p. ej., para un escalonamiento superior e inferior de los transformadores, • Órdenes de ajuste con tiempo de recorrido parametrizable, p. ej., para el control de impedancias E. Órdenes internas del equipo Estas no provocan la emisión directa de órdenes en el proceso. Sirven para iniciar funciones internas, comunicarle al equipo la toma de conocimiento de los cambios de estado o confirmar éstos. • Órdenes de seguimiento para “Seguimiento“ del valor informativo de los objetos acoplados al proceso tales como mensajes y estados de conmutación, p. ej., en caso de ausencia de acoplamiento al proceso. El seguimiento se marca en el estado de información y se puede visualizar correspondientemente. 188 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.16 Tratamiento de órdenes • Órdenes de marcado (para “Ajustar“) el valor informático de objetos internos, p. ej., jerarquía de conmutación (remota/local), conmutación de parámetros, bloqueos de transmisión y borrar/preasignar valores de recuento. • Órdenes de confirmación y recuperación para fijar/recuperar memorias internas o estados de datos. • Órdenes del estado de la información para establecer/borrar la información adicional “Estado de la información” correspondiente al valor informativo de un objeto de proceso tal como − Bloqueo de registro, − Bloqueo de salida. 2.16.2 Desarrollo del curso de las órdenes Los mecanismos de seguridad en el curso de la orden aseguran que solamente pueda efectuarse una orden de conmutación si ha finalizado positivamente la comprobación de los criterios previamente establecidos. Para cada medio de trabajo se pueden proyectar bloqueos por separado. A continuación se vigila la realización propiamente dicha del encargo dado por la orden. Todo el desarrollo de establecimiento de una orden se describe a continuación de forma abreviada. Comprobación de una orden de mando • Introducción de la orden, p. ej., a través de la maniobra integrada: − Comprobar el código de acceso → derecho de acceso; − Comprobación del modo de mando (bloqueado/no bloqueado) → Elección de las identificaciones de desbloqueo. • Comprobaciones de órdenes que se pueden proyectar: − Jerarquía de conmutación; − Comprobación del sentido de conmutación (comparación teórica -real) − Protección contra errores de conmutación, bloqueo de campo (lógica a través de CFC); − Protección contra errores de conmutación, bloqueo de la instalación (centralizada a través de SICAM); − Bloqueo de doble accionamiento (bloqueo de acciones de conmutación paralelas); − Bloqueo de protección (bloqueo de maniobras de conmutación mediante funciones de protección). • Comprobaciones fijas de órdenes: − Vigilancia del envejecimiento (se vigila el tiempo que transcurre entre el establecimiento de la orden y su tratamiento): − Parametrización en marcha (si está en curso un proceso de parametrización se rechaza o demora la orden); 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 189 2 Funciones − El medio de trabajo está presente como salida (si un medio de trabajo está proyectado pero no ha sido configurado para una salida binaria, se rechaza la orden); − Bloqueo de salida (si un bloqueo de salida ha sido fijado con relación al objeto y está activo en el momento del tratamiento de la orden, se rechaza la orden); − Fallo de hardware del conjunto; − La orden para este medio de trabajo ya ha sido activada (para un mismo medio de trabajo solamente se puede tratar simultáneamente una orden, bloqueo de doble accionamiento referido al objeto); − Control 1-de-n (en el caso de ocupaciones múltiples tales como relé radical, se comprueba si para los relés de salida afectados ya se había iniciado un proceso de orden). Supervisión de la ejecución de la orden • Se supervisa lo siguiente: − Perturbación de un proceso de orden debido a una orden de interrupción; − Vigilancia del tiempo transcurrido (vigilancia del tiempo de retroaviso). 2.16.3 Protección contra fallos de conmutación Mediante la lógica definible por el usuario (CFC) se puede realizar una protección contra fallos de conmutación. Las comprobaciones de fallos de conmutación se suelen subdividir normalmente dentro de un sistema SICAM®/SIPROTEC® en: • El sistema de bloqueo de la instalación ha sido comprobado en el sistema de control central (para las barras colectoras), • Bloqueos de campo comprobados en el equipo de campo (para la derivación). El bloqueo de la instalación se basa en la reproducción del proceso en el equipo central. El bloqueo de campo se basa en la reproducción del objeto (retroavisos) en el equipo de campo (en este caso por lo tanto el equipo SIPROTEC®), tal como había sido establecido al proyectar. El volumen de comprobaciones de bloqueo viene determinado por la lógica de bloqueo y la parametrización. Los objetos de conmutación que están sujetos a un bloqueo de instalación en el equipo central se identifican debidamente en el equipo de campo por medio de un parámetro (en la matriz de configuración). En todas las órdenes se puede determinar si se debe conmutar en estado bloqueado (normal) o sin bloquear (prueba): − en las órdenes locales, mediante cambio de parámetros con verificación de la contraseña, − en el caso de órdenes automáticas del tratamiento de la orden mediante CFC por medio de identificaciones de desbloqueo, − en el caso de órdenes próximas/remotas mediante una orden de desbloqueo adicional a través de Profibus. 190 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.16 Tratamiento de órdenes 2.16.3.1 Conexión con/sin enclavamiento Las comprobaciones de órdenes que se pueden proyectar se designan en los equipos SIPROTEC® también como “Bloqueo estándar“. Estas comprobaciones se pueden activar (conmutación/marcado bloqueado) o desactivar (sin bloqueo) a través de DIGSI®. Conmutar desbloqueado o sin bloquear significa que no se comprueban las condiciones de bloqueo proyectadas. Conmutar bloqueado significa que dentro de la comprobación de la orden se comprueban todas las condiciones de bloqueo proyectadas. Si no se cumple alguna condición se rechaza la orden con un mensaje que lleva de sufijo un signo menos (por ejemplo, “CO–“) y la correspondiente respuesta de maniobra. La tabla 2-12 muestra los posibles tipos de orden para un equipo de conmutación, y sus mensajes correspondientes. Los mensajes marcados con *) aparecen en la forma representada en la pantalla del equipo en los mensajes de servicio, bajo DIGSI®, que se encuentran en los mensajes espontáneos. Tabla 2-12 Tipos de órdenes y mensajes correspondientes Tipo de orden Orden Causa Mensaje Orden de salida al proceso Conmutar BF BF+/– Orden de seguimiento Seguimiento NF NF+/– Orden del estado de la información, bloqueo de detección Bloqueo de detección Bloq. Det. EST+/– *) Información sobre el estado de la información, bloqueo de salida Bloqueo de salida Bloq. Sal. EST+/– *) Orden de interrupción Interrupción INT INT+/– En el mensaje el signo más significa una confirmación de la orden: El resultado de la orden emitida es positivo, es decir tal como se espera. De forma correspondiente, el signo menos significa un resultado negativo, no previsto, y se ha rechazado la orden. La figura 2-66 muestra a título de ejemplo, en los mensajes de servicio, la orden y el retroaviso de una maniobra de conmutación del interruptor de potencia de transcurso satisfactorio. La comprobación de los bloqueos se puede proyectar por separado para todos los equipos de conmutación y marcas. Otras órdenes internas tales como seguimiento o aborto no se comprueban, es decir, que se ejecutan con independencia de los bloqueos. MENSAJE DE SERVICIO --------------------19.06.99 11:52:05,625 Q0 BF+ CON 19.06.99 11:52:06,134 Q0 RM+ CON Figura 2-66 Ejemplo de un mensaje de servicio al conmutar el interruptor de potencia Q0 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 191 2 Funciones Bloqueo estándar Los bloqueos estándar son las comprobaciones que se establecieron al configurar las entradas y salidas por equipo de conmutación. La figura 2-67 muestra un diagrama lógico de estas condiciones de bloqueo. . Nivel jerárquico de conmutación CON/DES Local & Orden con fuente causante = LOCAL REMOTO DIGSI & Local AUTO & Nivel jerárquico de conmutación (LOCAL/REMOTO) Remoto Jerarquía de conmutación DIGSI DIGSI & Modo de conmutación & DIGSI ≥1 & Remoto Modo de conmutación LOCAL (no bloqueado/ bloqueado) & Modo de conmutación REMOTO (no bloqueado/ bloqueado) & Conmutación no bloqueada TEÓRICO = REALs/n ≥1 Conmutación bloqueada ≥1 Retroaviso CON/DES Bloqueo de protección Autorización SG CON Autorización SG DES TEÓRICO = REAL s/n Bloqueo de la instalación s/n Bloqueo de campo s/n Bloqueo de protección s/n ≥1 Emisión de órdenes sobre relé Suceso Estado 1) El origen causante REMOTO incluye también el origen PRÓXIMO. LOCAL: Orden a través del sistema de control central en la estación REMOTO: Orden a través de telemando al sistema de control central y del sistema de control central al equipo Figura 2-67 Bloqueos estándar En la pantalla del equipo se pueden leer los motivos de bloqueo proyectados. Están identificados por medio de letras, cuyo significado se explica en la tabla 2-13: Tabla 2-13 Identificación de desbloqueos Identificación (Forma abreviada) Visualización en pantalla Nivel jerárquico de conmutación SV S Enclavamiento de la instalación EP A Identificación de desbloqueos 192 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 2.16 Tratamiento de órdenes Tabla 2-13 Identificación de desbloqueos Identificación (Forma abreviada) Visualización en pantalla Bloqueo de campo EC F TEÓRICO = REAL (Control del sentido de conmutación) TR I Bloqueo de protección BP B Identificación de desbloqueos La figura 2-68 muestra a título de ejemplo las condiciones de bloqueo que se pueden leer en la pantalla del equipo para tres objetos protegidos, utilizando las abreviaturas explicadas en la tabla 2-13. Se presentan todas las condiciones de bloqueo parametrizadas (véase la figura 2-68). BLOQUEO 01/03 -------------------Q0 CON/DES S - F I B Q1 CON/DES S - F I B Q8 CON/DES S - F I B Figura 2-68 Ejemplo de las condiciones de bloqueo proyectadas Lógica de autorización a través de CFC Para el bloqueo de campos se puede establecer a través de CFC una lógica de autorización. Mediante las correspondientes condiciones de autorización se facilita entonces la información “libre” o “bloqueada en el campo” (p. ej., objeto "Liberación SG CONECTADA“ y "Liberación SG DESCONECTADA“ con los valores informativos: ENTRANTE/SALIENTE). 2.16.4 Confirmación de la protocolización de la/orden Durante el tratamiento de las órdenes se envían retromensajes de orden y proceso al tratamiento de mensajes, con independencia de la ulterior configuración y tratamiento de las órdenes. En estos mensajes figura lo que se llama la causa del mensaje. Si existe la correspondiente configuración se anotan estos mensajes en el protocolo de mensajes de servicio para ser protocolizados. Confirmación de la orden en el panel del equipo 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Todos los mensajes junto con el origen causante VQ_LOCAL se convierten en la correspondiente respuesta de maniobra y se visualizan en el campo de texto de la pantalla. 193 2 Funciones Confirmación de órdenes en Próximo/Remoto/ Digsi Los mensajes con los orígenes causantes VQ_PRÓXIMO/REMOTO/DIGSI se han de enviar al causante, con independencia de la configuración (configuración de los interfaces seriales). Supervisión de retroaviso El procesamiento de las órdenes lleva a cabo una supervisión del tiempo para todos los procesos de orden con retroaviso. En paralelo a la orden se inicia un tiempo de vigilancia (vigilancia del tiempo de desarrollo de la orden), que comprueba si el equipo de conmutación ha alcanzado la posición final deseada dentro de este tiempo. Al recibirse el retroaviso se detiene el tiempo de vigilancia. Si no llega el retroaviso, aparece una respuesta de maniobra “Finalizado tiempo de RA“ y se da por concluido el proceso. La confirmación de la orden se efectúa por lo tanto de forma distinta a la orden local, mediante una respuesta a la orden, sino por medio de la protocolización normal de la orden y del retroaviso. En los mensajes de servicio también se protocolizan las órdenes y sus retroavisos. La terminación normal de una orden emitida es la llegada del retroaviso (RA+) procedente del equipo de conmutación en cuestión, o en el caso de órdenes sin retroaviso de proceso, un mensaje después de haber concluido la emisión de la orden. En el retroaviso, el signo más significa una confirmación de la orden. La orden ha sido concluida positivamente, es decir, en la forma esperada. De manera similar, el signo menos significa una terminación negativa, distinta a la prevista. Emisión de la orden/ Activación del relé Los tipos de órdenes necesarias para conectar o desconectar equipos de conmutación o para subir o bajar las tomas de los transformadores se establecen en la configuración. Para más detalles véase el Manual del sistema SIPROTEC® 4, Nº de pedido E50417–H1178–C151. 2.16.5 Resumen de informaciones FNº Mensaje Explicación Nivel jerárquico de conmutación Nivel jerárquico de conmutación Modo conm. local Modo de conmutación local Mod. conm. remoto Modo de conmutación remoto 194 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Montaje y puesta en marcha 3 Este capítulo está dirigido al técnico de puesta en marcha con experiencia. Deberá estar familiarizado con la puesta en marcha de dispositivos de protección y mando, con el funcionamiento de la red y con los reglamentos y normas de seguridad. Eventualmente son necesarias algunas adaptaciones del hardware a los datos de la instalación. Para las comprobaciones primarias el objeto a proteger (conductor, transformador, etc.) debe estar conectado. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.1 Montaje y conexión 196 3.2 Control de las conexiones 218 3.3 Puesta en marcha 224 3.4 Preparación final del equipo 251 195 3 Montaje y puesta en marcha 3.1 Montaje y conexión ¡Advertencia! Para un funcionamiento perfecto y seguro del equipo es necesario que se haya efectuado un transporte reglamentario, y un almacenamiento, instalación y montaje profesionales, teniendo en cuenta las advertencias e instrucciones del manual del equipo. Deberán tenerse en cuenta, en particular, las normas generales de instalación y seguridad para trabajos en instalaciones con corrientes fuertes (por ejemplo, DIN, VDE, EN, IEC u otras normas nacionales e internacionales). Si no se tienen en cuenta puede producirse como consecuencia la muerte, lesiones personales o importantes daños materiales. Requisito previo 3.1.1 Montaje Instalación en el panel de mandos 196 Controle, con ayuda de la denominación de pedido completa (MLFB) del equipo si la versión presente corresponde con los datos nominales y funciones necesarias y si se dispone de la herramienta necesaria y deseada. La denominación de pedido completa del equipo figura en la placa de características. El código de pedido aparece indicado en el Anexo A.1. Es especialmente importante la correspondencia de los datos nominales del equipo con los datos de la instalación. Estos datos se pueden tomar también de la placa de características. Retirar las 4 tapas de cubierta en las esquinas de la tapa frontal. De esta manera quedan accesibles 4 orificios de fijación en las esquinas de fijación. Introducir el equipo en la ventana de montaje del panel de control y fijarlo con 4 tornillos. Dibujo dimensional, véase capítulo 4.13, figura 4-5. Volver a colocar las 4 tapas de cubierta. Fijar en la cara posterior del equipo una toma de tierra sólida de bajo valor ohmico para protección y servicio, empleando por lo menos un tornillo M4. La sección del conductor utilizado para ello deberá corresponder con la sección máxima conectada, siendo como mínimo de 2,5 mm2. Establecer las conexiones en la cara posterior del equipo, de acuerdo con el esquema, mediante bornes de enchufe o atornillados. En los bornes atornillados es preciso que cuando se utilicen terminales de cable de horquilla o en el caso de conexión directa, se enrosquen los tornillos antes de introducir los conductores, de tal manera que la cabeza del tornillo quede a la misma altura que el borde exterior del módulo de conexión. Al emplear terminales de cable de anillo, ésta se debe centrar en el alojamiento de conexión de tal manera que la rosca del tornillo encaje en el agujero del terminal del cable. Es imprescindible observar las indicaciones relativas a secciones máximas, par de 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.1 Montaje y conexión apriete, radios de curvatura y tracción máxima, que figuran en el manual del sistema (Pedido número E50417–H1178–C151). También hay indicaciones en las instrucciones abreviadas que acompañan al equipo. Orificio alargado SIEMENS SIPROTEC RUN ERROR MENÚ PRINCIPAL 7SD610 01/05 Avisos Valores de medición 1 2 MENU ESC LED Avisos F1 7 Valores F2 de medic. Avisos de pert. F3 F4 ENTER 8 9 4 5 6 1 2 3 0 +/- Figura 3-1 Instalación de un panel de mando 7SD610 Instalación en bastidor e Instalación en armario 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Para instalar un equipo en un bastidor o en un armario se necesitan 2 perfiles angulares. Los números de pedido figuran en el Anexo en el capítulo A.1.1. Atornillar los dos perfiles angulares en el bastidor o armario con 4 tornillos cada uno, dejándolos por ahora flojos. Quitar las 4 tapas de cubierta en las esquinas de la tapa frontal. De esta manera quedan accesibles 4 orificios alargados en las esquinas de fijación. Fijar el equipo con 4 tornillos en los perfiles angulares. Volver a colocar las 4 tapas de cubierta. Apretar firmemente los 8 tornillos de los perfiles angulares en el bastidor o armario. Fijar en la cara posterior del equipo una toma de tierra sólida de bajo valor ohmico para protección y servicio, empleando por lo menos un tornillo M4. La sección del conductor utilizado para ello deberá corresponder con la sección máxima conectada, siendo como mínimo de 2,5 mm2. 197 3 Montaje y puesta en marcha Perfil angular SIEMENS SIPROTEC RUN ERROR 7SD610 MENÚ PRINCIPAL 01/05 Mensajes Valores de medición 2 1 MENU ENTER ESC LED Mensajes F1 7 8 9 Valores de medición F2 4 5 6 Mensaje F3 de perturbación 1 2 3 0 +/- F4 Perfil angular Figura 3-2 Montaje de un 7SD610 en bastidor o armario Montaje sobre el panel de mandos 198 Establecer los bornes en la cara posterior del equipo, de acuerdo con el esquema, mediante conexiones de enchufe o atornillados. En los bornes atornillados es preciso que cuando se utilicen terminales de cable de horquilla o en el caso de conexión directa, se enrosquen los tornillos antes de introducir los conductores, de tal manera que la cabeza del tornillo quede a la misma altura que el borde exterior del módulo de conexión. Al emplear terminales de cable de anillo, ésta se debe centrar en el alojamiento de conexión de tal manera que la rosca del tornillo encaje en el agujero del terminal del cable. Es imprescindible observar las indicaciones relativas a secciones máximas, par de apriete, radios de curvatura y máxima tracción, que figuran en el manual del sistema (Número de pedido E50417–H1178–C151). También hay indicaciones en las instrucciones abreviadas que acompañan al equipo. Atornillar el equipo con 4 tornillos sobre el panel de mandos. Para el dibujo dimensional véase el capítulo 4.13, figura 4-6. Unir la borna de toma de tierra del equipo con la tierra de protección del panel de mandos. La sección del conductor utilizado para ello deberá corresponder con la sección máxima conectada, siendo como mínimo de 2,5 mm2. Conectar una toma de tierra de trabajo de bajo valor ohmico (sección del conductor ≥ 2,5 mm2) en la superficie lateral de toma de tierra, empleando como mínimo un tornillo M4. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.1 Montaje y conexión 3.1.2 Establecer las conexiones de acuerdo con el esquema mediante las bornas de atornillar, conexiones LWL o a través del bastidor del pupitre. Es imprescindible observar las indicaciones relativas a secciones máximas, pares de apriete, radios de curvatura y máxima tracción, que figuran en el manual del sistema (Número de pedido E50417–H1178–C151). También hay indicaciones en las instrucciones abreviadas que acompañan al equipo. Variantes de conexión Los planos de conjunto figuran en el Anexo A.2. En el Anexo A.3 figuran ejemplos de circuitos de intensidad y de tensión. Es preciso comprobar que los ajustes de los parámetros de configuración (capítulo 2.1.1) y los datos de la instalación (capítulo 2.1.2) coinciden con el objeto a proteger y sus conexiones: Corrientes Las figuras A-3 y A-4 muestran ejemplos de las opciones de conexión de transformadores de medida de intensidad. Para la conexión normal de acuerdo con la figura A-3 se debe ajustar la dirección 220 TRANSFORMADOR I4 = línea propia y además se debe ajustar la dirección 221 TRANSF. I4/Iph = 1.000 . También en el caso de conexión de acuerdo con la figura A-4 debe estar ajustada la dirección 220 TRANSFORMADOR I4 = línea propia . El factor 221 TRANSF. I4/ Iph puede desviarse del punto 1 . Las indicaciones para calcular el factor se encuentran en el capítulo 2.1.2 bajo “Conexión de corriente”. Tensiones Esta sección es únicamente relevante si se conectan tensiones de medida en el equipo, esta condición se ajustó previamente durante la configuración (dirección 144, véase el capítulo 2.1.1). Las figuras A-5 y A-6 muestran ejemplos de las opciones de conexiones de tranformadores de intensidad. Para la conexión normal de acuerdo con la figura A-5 no se usa la cuarta entrada de medida de tensión y de manera correspondiente la dirección 210 TRANSF. U4 = no conectado debe estar ajustada. El factor, dirección 211 TRANSF. Uph/Uen debe por tanto estar ajustado a 1.73 (este factor se usa internamente para la conversión de valores de medición y de perturbación). La figura A-6 muestra un ejemplo de conexión adicional de un arrollamiento e-n del conjunto de transformadores de tensión. Aquí debe estar ajustada la dirección 210 TRANSFORMADOR U4 = Transformador Uen . El factor, dirección 211 TRANSF. Uph/Uen depende de la relación de transformación del arrollamiento e-n. Para más información en el capítulo 2.1.2 véase “Conexión de la tensión” . Entradas y salidas binarias Las conexiones del lado de la instalación dependen de las posibilidades de configuración de las entradas y salidas binarias, es decir de la adaptación individual a la instalación. La ocupación de las conexiones cuando se suministra el equipo se muestra en el Anexo A.4 en las tablas A-1 y A-2. Compruebe también que las tiras de rotulación que figuran en el frente se corresponden con las funciones de aviso configuradas. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 199 3 Montaje y puesta en marcha Es importante también que los retroavisos de la posición del interruptor de potencia estén conectados desde los contactos auxiliares del interruptor de potencia que se supervisa hasta las entradas binarias correctas, y que éstas estén asignadas de forma correspondiente (en la medida en que se utilicen). Conmutación de grupos de parámetros Si se trata de efectuar la conmutación de los grupos de ajuste a través de introducciones binarias, se deberá tener en cuenta lo siguiente: • Para el control de 4 posibles grupos de ajuste deberán estar disponibles 2 entradas binarias. Éstas están designadas por ">Parám. Selección1“ y "Parám. Selección 2“, y han de estar configuradas sobre dos entradas binarias físicas y controlables de este modo. • Para el control de 2 grupos de ajuste basta con una entrada binaria, concretamente ">Parám. Selección1“, ya que la entrada binaria "Parám. Selección 2“ que se considera como no activada. • Las señales de control deben estar presentes permanentemente para que el grupo de ajuste seleccionado se mantenga activo. La relación entre las entradas binarias y los grupos de ajuste A a D figura en la tabla 3-1, mientras que la figura 3-3 muestra un ejemplo de conexión simplificado. En el ejemplo se presupone que las entradas binarias están configuradas en conexión de corriente de trabajo, es decir que están activas cuando hay tensión (H-activo). Tabla 3-1 Selección de parámetros (Conmutación de grupos de ajuste) a través de entradas binarias Introducción binaria >Parám. >Parám. Selección1 Selección2 resulta activo No No Grupo A sí No Grupo B No sí Grupo C sí sí Grupo D no = no activado sí = activado Conmutador para grupo de parámetros L+ A B C D L+ A B C D 7SD610 L– L– FNº 7 >Parám. FNº 8 >Parám. Figura 3-3 Esquema de conexiones (ejemplo) para la conmutación de grupos de parámetros a través de entradas binarias 200 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.1 Montaje y conexión Supervisión del circuito de disparo Es preciso tener en cuenta que 2 entradas binarias o una entrada binaria y una resistencia equivalente R están conectados en serie. El umbral de conmutación de las entradas binarias debe estar por lo tanto claramente por debajo de la mitad del valor nominal de la tensión continua de accionamiento. Si se utilizan dos entradas binarias para la supervisión del circuito de disparo es preciso que las entradas para la vigilancia del circuito de disparo estén exentas de potencial, es decir sin conexión común. Al utilizar una entrada binaria, hay que intercalar una resistencia equivalente R (véase la figura 3-4). Esta resistencia R se intercala en el circuito del segundo contacto auxiliar del interruptor de potencia (AUX 2) para poder reconocer una avería incluso cuando el contacto auxiliar del interruptor de potencia 1 (AUX 1) esté abierto y el relé de disparo ya esté en reposición. El valor de esta resistencia deberá estar dimensionado de tal manera que al estar abierto el interruptor de potencia (por lo tanto AUX 1 está abierto y AUX 2 está cerrado), la impedancia del interruptor de potencia (IIP) ya no se excite, y al estar abierto simultáneamente el relé de mando, se excite todavía la entrada binaria (EB1). UTD L+ 7SD610 FNº 6854 >CCD CR 1 UEB 7SD610 CR Leyenda: R IP IIP AUX1 AUX2 L– CR — IP — IIP — AUX1 — (cerrador) AUX2 — (abridor) R — UTD Contacto del relé de orden Interruptor de potencia Impedancia del interruptor de potencia Contacto auxiliar del interruptor de potencia Contacto auxiliar del interruptor de potencia Resistencia equivalente — Tensión de control (tension de disparo) Figura 3-4 Supervisión del circuito de disparo con una entrada binaria - Ejemplo para circuito de disparo 1 De ahí resulta para el dimensionado un valor límite superior Rmáx. y un valor límite inferior Rmín., entre los cuales se debe elegir como valor óptimo la media aritmética R: R max + R min R = --------------------------------2 Con el fin de que esté asegurada la tensión mínima para la activación de la entrada binaria se obtiene para Rmáx. : U TD – U EB mín R máx = ------------------------------------- – R IIP I EB (High) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 201 3 Montaje y puesta en marcha Para que en el caso anterior no permanezca excitada la impedancia del interruptor de potencia, se obtiene para Rmín. : U TD – U IIP (LOW) R mín = R IIP ⋅ -------------------------------------------- U IIP (LOW) IEB (HIGH) Intensidad constante estando activada EB (=1,8 mA) UEB mín. tensión de activaciónl mínima para EB = 19 V posición de suministro para tensiones nominales 24/48/60 V; =88 V posición de suministro para tensiones nominales 110/125/220/250 V; = 176 V posición de suministro para tensiones nominales 220/250 V UTD Tensión de mando para el circuito de disparo RIIP Resistencia óhmica de la bobina del IP UIIP (LOW) tensión máxima en la bobina del IP, que no da lugar a un disparo Si en el cálculo resulta que Rmáx. < Rmín., entonces hay que repetir el cálculo con el umbral de conmutación inmediato inferior U EB mín., y realizar este umbral en el equipo mediante puentes enchufables (véase el capítulo 3.1.3). En cuanto al consumo de potencia de la resistencia, se tiene: U TD 2 2 P R = I ⋅ R = ---------------------- ⋅ R R + R IIP Ejemplo: IEB (HIGH) 1,8 mA (de SIPROTEC® 7SD610) UEB mín. 19 V Posición de suministro para tensiones nominales 24/48/60 V (del equipo 7SD610) UTD 110 V (de la instalación/circuito de disparo) RIIP 500 Ω (de la instalación/circuito de disparo) UIIP (LOW) 2 V (de la instalación/circuito de disparo) 110 V – 19 V R máx = ---------------------------------- – 500 Ω 1,8 mA Rmáx. = 50,1 kΩ 110 V – 2 V R mín = 500 Ω ⋅ ------------------------------ 2V Rmín. = 27 kΩ R máx + R mín R = -------------------------------- = 38, 6 kΩ 2 Se elige el valor normalizado más próximo de 39 kΩ; en cuanto a la potencia se tiene: 2 110 V P R = ---------------------------------------- ⋅ 39 kΩ 39 kΩ + 0,5 kΩ PR ≥ 0,3 W 202 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.1 Montaje y conexión 3.1.3 Adaptación del hardware 3.1.3.1 Generalidades Puede resultar necesario efectuar una adaptación posterior del hardware según las condiciones de la instalación, por ejemplo en cuanto a la tensión de mando para las introducciones binarias o la terminación de los interfaces aptos para bus. Si se realizan adaptaciones o se sustituyen módulos de interfaz hay que tener en cuenta en cualquier caso las indicaciones que figuran en los capítulos 3.1.3.2 a 3.1.3.5. Tensión auxiliar Para la tensión auxiliar hay diversas gamas de tensión de entrada (véanse los datos del pedido en el Anexo A.1). Las versiones para DC 60/110/125 V y DC 110/125/220/ 250 V/AC 115/230 V se pueden transformar unas en otras modificando la posición de los puentes enchufables. La asignación de estos puentes a las gamas de tensión nominal y su disposición física sobre la tarjeta de circuito se describe más adelante en el capítulo 3.1.3.3, bajo el subtítulo "Módulo del procesador CPU“. Al suministrar el equipo, todos los puentes están colocados correctamente de acuerdo con los datos que figuran en la placa de características y no es necesario modificarlos. Corrientes nominales Los transformadores de entrada del equipo están ajustados para una intensidad de corriente nominal de 1 A ó 5 A mediante conmutación de la carga. Cuando se suministra el equipo, los puentes enchufables vienen ajustados de fábrica de acuerdo con los datos de la placa de características. La correspondencia entre los puentes enchufables y la corriente de intensidad nominal así como la disposición física de los puentes se describe más adelanteen el capítulo 3.1.3.3 bajo el subtítulo "Módulo de entrada/salida I/O-11“. Nota: Si de manera excepcional se introduce algún cambio, no olvide comunicar dicho cambio también al equipo a través del parámetro 206 IN-GER SECUNDARIO en los datos de la instalación (véase el capítulo 2.1.2) . Tensión de mando para las entradas binarias En estado de suministro, las entradas binarias están ajustadas de tal manea que se presupone como magnitud de mando una tensión de igual valor que la tensión de alimentación. En el caso de que varíen los valores nominales de la tensión de mando del lado de la instalación puede llegar a ser necesario modificar el umbral de conmutación de las entradas binarias. Para modificar el umbral de conmutación de una entrada binaria hay que cambiar la posición de los puentes. La correspondencia entre los puentes y las entradas binarias así como su disposición física se describe en el capítulo 3.1.3.3 bajo los subtítulos "Módulo del procesador CPU“ y „Módulo de entrada/salida I/O-11“. Nota: Si se utilizan las entradas binarias para la supervisión del circuito de disparo hay que tener en cuenta que hay conectadas en serie dos entradas binarias (o una entrada binaria y una resistencia equivalente). El umbral de conexión ha de estar aquí claramente por debajo de la mitad de la tensión nominal de mando. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 203 3 Montaje y puesta en marcha Sustitución de interfaces Los interfaces seriales se pueden sustituir en los bastidores para empotrar. De qué interfaces se trata y cómo se pueden sustituir se describe más adelante en el capítulo 3.1.3.4 bajo el subtítulo "Sustitución de módulos de interfaz“. Terminación de interfaces aptos para bus Para transmitir los datos con seguridad es preciso terminar el bus RS485 en el último equipo respectivo en el bus (conectando resistencias de terminación). Para esto se han previsto en la tarjeta de circuitos del módulo del procesador CPU y en el módulo de interfaz RS485 o Profibus, resistencias de terminación que se pueden conectar mediante puentes enchufables. La disposición física de los puentes en la tarjeta de circuitos del módulo del procesador CPU se describe en el capítulo 3.1.3.3 bajo el subtítulo “Módulo del procesador CPU“ y en el módulo de interfaces en el capítulo 3.1.3.4 bajo el subtítulo “Interfaz RS485“. Piezas de recambio Pueden ser piezas de recambio la batería tampón, que en caso de fallo de la tensión de alimentación mantiene los datos registrados en la memoria RAM soportada por la batería, así como el fusible rápido de la alimentación de corriente interna. Véase su disposición en la figura 3-6. Los datos del fusible se deducen de la tabla 3-2. Al efectuar una sustitución es preciso tener en cuenta las instrucciones que figuran en el manual del sistema SIPROTEC® 4 (Núm. de pedido E50417–H1178–C151) bajo “Mantenimiento”. 3.1.3.2 Desmontaje del equipo Cuando se tengan que realizar trabajos en las tarjetas de circuitos, tales como comprobaciones o cambio de conexión de elementos de conmutación, sustitución de módulos, sustitución de la batería tampón o del fusible rápido, se deberá proceder de la forma siguiente: ¡Precaución! Las modificaciones de elementos de las tarjetas de circuitos que afecten a las características nominales del equipo tienen como consecuencia el que la designación de pedido (MLFB) y los valores nominales que figuran en la placa de características ya no coinciden con el equipo. Si en un caso excepcional fuera necesario efectuar una modificación, es imprescindible marcarlo de manera clara y llamativa en el equipo. Para ello se dispone de pegatinas que se pueden utilizar como placa de características complementaria. Preparar el puesto de trabajo: Preparar una base adecuada para componentes con riesgo electrostático (EIE). Además se necesitan las siguientes herramientas: − un destonillador, con un ancho de hoja de 5 a 6 mm, − un destornillador para tornillos de estrella tamaño 1, − una llave de encaje de 5 mm. 204 Desatornillar en la cara posterior los tornillos del conector DSUB en la posición "A". Este proceso se omite en la variante del equipo para montaje sobre panel de mandos. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.1 Montaje y conexión Si el equipo lleva además del interfaz en la posición "A" otros interfaces en las posiciones "B" y/o "C", entonces hay que soltar respectivamente los tornillos situados en diagonal. Este proceso se omite en la variante del equipo para montaje sobre panel de mandos. Quitar las tapas de cubierta en la tapa frontal del equipo y soltar los tornillos que entonces quedan accesibles. Retirar la tapa frontal y abatirla cuidadosamente hacia un lado. ¡Precaución! Es preciso evitar a toda costa descargas electrostáticas a través de las conexiones de los componentes, pistas de circuito y clavijas de enchufe, tocando previamente piezas metálicas puestas a tierra. ¡Las conexiones de interfaz no se deben enchufar o desenchufar bajo tensión! La disposición de los módulos se deduce de la figura 3-5. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Retirar el conector de enchufe del cable de banda plana entre el conjunto del procesador CPU (n) y la tapa frontal, en esta última. Para ello separar los bloqueos en la parte superior e inferior en el conector de enchufe de manera que se expulse el conector de enchufe del cable de banda plana. Retirar el conector de enchufe del cable de banda plana entre el conjunto del procesador CPU (n) y el móduloo de entrada/salida A-I/O-11 (o). Extraer los módulos y colocarlos sobre la base adecuada para módulos con riesgo electrostático (EIE). En la variante del equipo para montaje sobre panel de mandos hay que tener en cuenta que al sacar el módulo del procesador CPU es necesario aplicar una cierta fuerza debido a los conectores de enchufe existentes. Comprobar los puentes según las figuras 3-6 a 3-10 y las explicaciones siguientes y eventualmente modificarlos o quitarlos. 205 3 Montaje y puesta en marcha 1 2 Módulo del procesador CPU Módulo de entrada/salida I/O–11 Puesto 5 Puesto 19 1 EB1 a EB5 2 EB6 y EB7 Entradas binarias Figura 3-5 Vista frontal después de retirar la tapa frontal (simplificada y reducida) 206 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.1 Montaje y conexión 3.1.3.3 Elementos de conmutación en las tarjetas de circuitos Módulo del procesador CPU La disposición de la tarjeta de circuitos para el módulo del procesador CPU está representada en la figura 3-6. La tensión nominal ajustada de la alimentación de corriente integrada se controla según la tabla 3-2, la posición de reposo del contacto activo según la tabla 3-3, las tensiones de control seleccionadas de las entradas binarias EB1 a EB5 según la tabla 3-4 y el interfaz integrado RS232/RS485 según las tablas 3-5 a 3-7. 2 1 X51 F1 Interfaz de maniobra frontal Cables para amarre 321 321 X104 X106 3 2 1 X103 X105 321 Interfaz frontal (Puerto C) X109 123 X90 1 2 3 X111 X110 X108 X107 1 2 3 X25 4 3 2 1 4 3 X24 2 1 4 3 2 1 X23 1 2 3 4 X52 X22 4 3 2 1 4 3 2 1 X21 X55 1 2 3 1 2 3 X53 2 1 X40 3 Antes del control del interfaz integrado RS232/RS485 se deberán retirar en su caso los módulos de interfaz que pudieran encontrarse por encima. Sincroniz. de tiempo (Puerto A) – + G1 Batería Figura 3-6 Módulo procesador CPU con la representación de los puentes necesarios para comprobar los ajustes 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 207 3 Montaje y puesta en marcha Tabla 3-2 Posición de los puentes de la tensión nominal de la alimentación de corriente integrada, en el conjunto procesador CPU Puente Tensión nominal DC 24 a 48 V DC 60 a 125 V DC 110 a 250 V, AC 115 V X51 sin ocupar 1–2 2–3 X52 sin ocupar 1–2 y 3–4 2–3 X53 sin ocupar 1–2 2–3 X55 sin ocupar sin ocupar 1–2 Fusible Tabla 3-3 no se pueden cambiar se pueden intercambiar T4H250V T2H250V Posición de los puentes de la posición de reposo del contacto activo en el módulo del procesador CPU Puente Posición de reposo abierta Posición de reposo cerrada Posición de suministro X40 1–2 2–3 2–3 Tabla 3-4 Posición de los puentes de las tensiones de control de las entradas binarias EB1 a EB5 en el módulo del procesador CPU Introducción binaria Puente Umbral 17 V 1) Umbral 73 V 2) Umbral 154 V 3) EB1 X21 1–2 2–3 3–4 EB2 X22 1–2 2–3 3–4 EB3 X23 1–2 2–3 3–4 EB4 X24 1–2 2–3 3–4 EB5 X25 1–2 2–3 3–4 1) Posición de suministro para equipos con tensiones nominales de alimentación DC 24 a 125 V Posición de suministro para equipos con tensiones nominales de alimentación DC 110 a 250 V, AC 115 a 230 V 3) Posición de suministro para equipos con tensiones nominales de alimentación DC 220 a 250 V y AC 115 V 2) Existe la posibilidad de transformar el interfaz R485 en un interfaz RS232 cambiando la posición de los puentes. ¡Los puentes X105 hasta X110 deben ser insertados homogéneamente en el mismo sentido! 208 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.1 Montaje y conexión Tabla 3-5 Posición de los puentes del interfaz de servicio RS232/RS485 integrado en el módulo del procesador CPU Puente RS232 RS485 X103 y X104 1–2 1–2 X105 a X110 1–2 2–3 En posición de suministro los puentes vienen colocados según la configuración pedida. En el interfaz RS232, mediante el puente X111 se activa el control de flujo, que es importante para la comunicación con el módem. Posición del puente 2-3: La conexión por módem se efectúa en la instalación, por lo general, mediante el acoplador en estrella o convertidor de fibra óptica, con lo cual no están disponibles las señales de control del módem según RS232 Norma DIN 66020. La señales del módem no son necesarias porque la conexión a los equipos SIPROTEC® 4 funciona siempre en el modo semidúplex. Debe utilizarse el cable de conexión con la designacion de pedido 7XV5100-4. Posición del puente 1–2: Con este ajuste se facilitan las señales de módem, es decir para la conexión directa RS232 entre el equipo SIPROTEC® 4 y el módem se puede seleccionar también opcionalmente este ajuste. Para ello se recomienda utilizar cables de conexión de módem comerciales RS232 (convertidor de 9 polos a 25 polos). Nota: Con la conexión directa de DIGSI® al interfaz RS232 el puente X111 debe estar enchufado en la posición 2–3. Tabla 3-6 Posición de los puentes del CTS (control de flujo) en el módulo del procesador CPU Puente /CTS del interfaz RS232 /CTS activado por /RTS X111 1–2 2–3 *) *)Configuración de suministro Los últimos equipos respectivos en un bus RS485 deben estar terminados a través de los puentes X103 y X104, si no están conectados a través de resistencias externas. Tabla 3-7 Posición de los puentes de las resistencias de cierre del interfaz RS485 en el módulo del procesador CPU Puente Resistencia de cierre conectada Resistencia de cierre desconectada Configuración de suministro X103 2–3 1–2 1–2 X104 2–3 1–2 1–2 Para el suministro se deberán desconectar las resistencias de cierre (posición del puente 1–2). 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 209 3 Montaje y puesta en marcha La realización de las resistencias de cierre también puede efectuarse exteriormente (p. ej. en el módulo de conexión, véase la figura 3-12). En este caso las resistencias de cierre que se encuentran en la tarjeta de circuitos del módulo del procesador CPU deben estar desconectadas (X103 y X104 en posición 1–2). El Puente X90 no tiene función. La posición de suministro es 1–2. 210 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.1 Montaje y conexión Módulo de entrada/ salida I/O-11 La disposición de la tarjeta de circuito para el módulo de entrada/salida A-I/O 11 está representado en la figura 3-7. Las tensiones de control seleccionadas de las entradas binarias EB6 y EB7 se controlan según la tabla 3-8. LMH 1 X21 1 LMH X22 X60 1 1A 2 5A 3 1 2 3 X61 T9 1A 5A T10 1 2 3 1A 5A (AD1) X62 3 3 L 2 2 H 1 1 X73 X72 X71 (AD2) (AD0) X63 T11 X65 X64 1 2 3 1A 5A T8 IEE IE 1 2 3 1A 5A Figura 3-7 Módulo de entrada/salida C-I/O-11 con indicación de los puentes necesarios para el control de los ajustes 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 211 3 Montaje y puesta en marcha Tabla 3-8 Posición de los puentes de las tensiones de control de las entradas binarias EB6 y EB7 en el módulo de entrada/salida I/O-11 Entradas binarias Puente Umbral 17 V 1) Umbral 73 V 2) Umbral 154 V 3) EB6 X21 L M H EB7 X22 L M H 1) Posición de suministro para equipos con tensión nominal de alimentación DC 24 a 125 V Posición de suministro para equipos con tensión nominal de alimentación DC 110 a 250 V y AC 115 V 3 ) Posición de suministro para equipos con tensiones nominales de alimentación DC 220 a 250 V y AC 115 V 2) Las intensidades nominales ajustadas de los transformadores de entrada de corriente se controlan en el módulo de entrada/salida I/O-11. Todos los puentes deben estar ajustados uniformemente para una intensidad nominal, es decir, un puente (X61 a X64) para cada transformador de entrada y adicionalmente el puente común X60. El puente X65 está enchufado en la posición “IE“ . Los puentes X71, X72 y X73 en el módulo de entrada/salida I/O-11 sirven para el ajuste de las direcciones de bus y no deben ser modificados. La tabla 3-9 muestra las posiciones de los puentes en la configuración de suministro. . Tabla 3-9 212 Posición de los puentes de las direcciones de los módulos del módulo de entrada/salida I/O-11 Puente Configuración de suministro X71 1–2 (H) X72 1–2 (H) X73 2–3 (L) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.1 Montaje y conexión 3.1.3.4 Módulos de intefaz Nota: En los equipos en bastidor para montaje superpuesto con conexión de fibra óptica, el módulo de fibra óptica está alojado en un bastidor de mando. En el módulo CPU se encuentra, por el contrario, un módulo de interfaz RS232 que se comunica eléctricamente con el módulo de fibra óptica que se encuentra en el bastidor de mando. Sustitución de módulos de interfaz 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Los módulos de interfaz se pueden intecambiar en el bastidor para empotrar. Se encuentran en el módulo del procesador CPU (n en la figura 3-5). La figura 3-8 muestra una vista de la tarjeta de circuitos con la disposición de los módulos. Los números de pedido de los módulos intercambiables figuran en el Anexo en el capítulo A.1.1 Accesorios. 213 3 Montaje y puesta en marcha Puesto de instalación (Cara posterior del equipo) Interfaz de activación 1 D Interfaz de sistema sistema B Figura 3-8 Conjunto del procesador CPU con módulos de interfaz Es preciso tener en cuenta: • La sustitución de un módulo de interfaz solamente puede efectuarse en equipos en bastidor de empotrar. Los equipos en bastidor para montaje superpuesto solamente se pueden transformar en fábrica. • Solamente se pueden utilizar módulos de interfaz con los que el equipo también se pueda pedir de fábrica de acuerdo con el código de pedido (véase también el anexo Anexo A.1). • La terminación de los interfaces aptos para bus según el subtítulo "Interfaz RS485“ (página 215) debe asegurarse eventualmente. 214 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.1 Montaje y conexión Tabla 3-10 Módulos de sustitución para interfaces en bastidor de empotrar Interfaz Puesto de instalación Modulo de sustitución RS232 RS485 LWL 820 nm Interfaz de sistema B Profibus DP, RS485 Profibus DP; LWL 820 nm DNP 3.0; RS485 DNP 3.0, LWL 820 nm RS232 Interfaz de servicio C RS485 LWL 820 nm Interfaz de activación 1 Interfaz RS232 D FO5 a FO8 El interfaz RS232 se puede reconfigurar según la figura 3-10 en un interfaz RS485. La figura 3-8 muestra la vista de la tarjeta de circuitos del módulo del procesador CPU con la disposición de los módulos. La figura 3-9 muestra el emplazamiento de los puentes enchufables del interfaz RS232 en el módulo de interfaz. En este caso no se necesitan resistencias de terminación. Están siempre desconectadas. Tenga en cuenta que en equipos en bastidor para montaje superpuesto con conexión a cable de fibra óptica en el módulo CPU se encuentra un módulo de interfaz RS232 (véase la Nota más arriba). En este tipo de utilización, los puentes enchufables X12 y X13 están insertados en el módulo RS232 en la posición 2-3, en contra de lo indicado en la figura 3-9. 8X 1 2 3 X12 1 2 3 1 2 3 X11 1 2 3 1 2 3 X3 X6 X7 X4 X5 Representación de los puentes en la configuración de suministro X10 1 2 3 X13 1 2 3 C53207A324-B180 Figura 3-9 Emplazamiento de los puentes enchufables para la configuración del interfaz RS232 Interfaz RS485 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 El interfaz RS485 se puede reconfigurar según la figura 3-9 en un interfaz RS232. 215 3 Montaje y puesta en marcha En los interfaces aptos para bus es necesaria en el último equipo respectivo del bus una terminación, es decir que hay que conectar resistencias de terminación. Las resistencias de terminación se encuentran en el correspondiente módulo de interfaz que está situado en el conjunto del procesador CPU. La figura 3-8 muestra la vista de la tarjeta de circuitos del módulo del procesador CPU con la disposición de los módulos. El módulo para el interfaz RS485 está representado en la figura 3-10, y para el interfaz Profibus y el interfaz DNP en la figura 3-11. Los dos puentes de un módulo tienen que estar enchufados siempre en el mismo sentido. En el estado de suministro, los puentes están enchufados por lo general de tal manera que están desconectadas las resistencias de cierre. 8X desconectada X3 2–3 1–2 *) X4 2–3 1–2 *) X12 1 2 3 1 2 3 X10 1 2 3 X13 conectada 1 2 3 1 2 3 1 2 3 X11 Resistencia de cierre Puente 1 2 3 X3 X6 X7 X4 X5 *)Configuración de suministro C53207A324-B180 Figura 3-10 Posición de los puentes enchufables para la configuración del interfaz RS485 incluidas las resistencias de terminación La realización de las resistencias de cierre también puede efectuarse exteriormente (p. ej. en el módulo de conexión) como se representa en la figura 3-12). En este caso deberán estar desconectadas las resistencias de terminación que se encuentran en el módulo de interfaz RS485. C53207-A322Resistencias de terminación Puente conectada desconectada X3 1–2 2–3 *) X4 1–2 2–3 *) B100 B101 2 3 4 X4 X3 3 2 1 3 2 1 *)Configuración de suministro Figura 3-11 Posición de los puentes enchufables para la configuración de las resistencias de cierre de los interfaces Profibus DP y DNP3.0 216 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.1 Montaje y conexión +5 V 390 Ω A/A´ 220 Ω B/B´ 390 Ω Figura 3-12 Terminación exterior del interfaz RS485 3.1.3.5 Montaje del equipo El montaje del equipo se realiza siguiendo los pasos siguientes: 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Introducir cuidadosamente los módulos en el bastidor. Los puntos de instalación de los módulos se deducen de la figura 3-5. En la variante del equipo para montajes sobre el panel de mandos se recomienda que al enchufar el conjunto del procesador CPU se haga presión sobre las escuadras metálicas de los módulos para facilitar la introducción en los conectores de enchufe. Conectar los enchufes del cable plano primero en el módulo de entrada/salida I/O-11 y luego en el módulo del procesador CPU. ¡Proceder con precaución para no doblar ninguna espiga de conexión! ¡No aplicar la fuerza! Enchufar el conector de enchufe del cable de banda plana entre el módulo del procesador CPU y la tapa frontal, sobre el conector de enchufe de la tapa frontal. Comprimir los bloqueos de los conectores de enchufe. Colocar la tapa frontal y volver a fijarla en el bastidor con los tornillos. Volver a colocar las tapas de cubierta. Volver a atornillar firmemente los interfaces de la cara posterior del equipo. Este proceso se omite en la variante del equipo para montaje sobre panel de mandos. 217 3 Montaje y puesta en marcha 3.2 Control de las conexiones 3.2.1 Control de la conexión de datos de los interfaces seriales RS485/LWL RS232 RS485 Las tablas de los capítulos siguientes muestran las ocupaciones de los pines de los diferentes interfaces seriales del equipo y las del interfaz de sincronización de tiempo. El emplazamiento de las conexiones se deduce de la figura 3-13. 5 9 P-Slave AME 6 1 Interfaz de maniobra en la cara frontal del equipo 1 6 1 6 9 5 9 5 Interfaz serial en la cara posterior del equipo Interfaz de sincronización de tiempo en la cara posterior del equipo (Bastidor para empotrar) Figura 3-13 Conectores hembra DSUB 9 polos Interfaz de maniobra Al utilizar el cable de interfaz recomendado (para la designación de pedido véase el Anexo A.1.1) queda asegurada automáticamente la conexión física correcta entre el equipo SIPROTEC® 4 y el PC o Laptop. Interfazdel sistema En las versiones con interfaz serial con una central de control es preciso comprobar la conexión de datos. Es importante comprobar visualmente la correspondencia entre los canales de transmisión y de recepción. En el interfaz RS232 y en el conductor de fibra óptica, cada conexión está destinada para un determinado sentido de transmisión. Por eso es necesario que la salida de datos de uno de los equipos esté conectada a la entrada de datos del otro equipo, y viceversa. En los cables de datos, las conexiones están designadas de acuerdo con las normas DIN 66020 e ISO 2110: − TxD Salida de datos − RxD Entrada de datos − RTS Solicitud de envío − CTS Autorización de envío − GND Tierra de la señal/de trabajo El blindaje de la línea se pone a tierra en ambos extremos del cable. En un entorno con una carga CEM, se puede acompañar la GND en una pareja de hilos independiente con blindaje individual, para mejorar la resistencia a las interferencias. 218 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.2 Control de las conexiones Tabla 3-11 Distribución del conector DSUB en los diferentes interfaces Nº de Pin 1 SS de maniobra RS232 RS485 Profibus DP esclavo, RS485 DNP3.0, RS485 2 RxD RxD — — 3 TxD TxD A/A’ (RxD/TxD-N) B/B’ (RxD/TxD-P) A 4 — — — CNTR-A (TTL) RTS (Nivel TTL) 5 GND GND C/C' (GND) C/C' (GND) GND1 6 — — — +5 V (puede cargarse con < 100 mA) VCC1 7 RTS RTS —*) — — 8 CTS CTS B/B’ (RxD/TxD-P) A/A’ (RxD/TxD-N) B 9 — — — — — Blindaje (unido eléctricamente al cuello del blindaje) — *) El pin 7 lleva también cuando actúa como interfaz RS485 la señal RTS con nivel RS232. Por ese motivo, ¡el pin 7 no se debe conectar! Terminación El interfaz RS485 es apto para bus para régimen semidúplex con las señales A/A' y B/B', y con el potencial de referencia común C/C' (GND). Es preciso comprobar que las resistencias de terminación solamente están conectadas en el último equipo del bus, pero no lo están en todos los demás equipos del bus. Los puentes para las resistencias de terminación se encuentran en el módulo del procesador (véase la figura 3-6 y la tabla 3-5) y/o en el módulo de interfaces para RS485 (véase la figura 3-10) o para Profibus RS485 o DNP3.0 RS485 (véase la figura 3-11). La resistencia de terminación también pueden estar situadas en el exterior (figura 312); En este caso se deberán desconectar las resistencias de cierre que se encuentran dentro del módulo. Si se amplía el bus es preciso comprobar de nuevo que las resistencias de terminación solamente están conectadas en el último equipo del bus, pero no lo están en todos los demás equipos del bus. Interfaz de sincronización de tiempo Se pueden procesar opcionalmente señales de sincronización de tiempo de 5-V, 12-V ó 24-V, si se llevan a las entradas indicadas en la tabla 3-12. Tabla 3-12 Conexión del conector DSUB del interfaz de sincronización de tiempo Nº de Pin 1 Designación Sigificado de la señal P24_TSIG Entrada 24 V 2 P5_TSIG Entrada 5 V 3 M_TSIG Conductor de retorno 4 M_TSYNC*) Conductor de retorno*) 5 SCHIRM Potencial del blindaje 6 – – *) sólo para señal PPS- (GPS) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 219 3 Montaje y puesta en marcha Tabla 3-12 Conexión del conector DSUB del interfaz de sincronización de tiempo Nº de Pin 7 Designación Sigificado de la señal P12_TSIG Entrada 12 V 8 P_TSYNC*) Entrada 24 V*) 9 SCHIRM Potencial del blindaje *) sólo para señal PPS- (GPS) Conductor de fibra óptica Para la comunicación de datos de protección véase el capítulo 3.2.2. Para el interfaz del sistema, la transmisión por medio de conductores de fibra óptica es especialmente insensible frente a las interferencias electromagnéticas, y garantiza por sí sola una separación galvánica de la conexión. Las conexiones de transmisión y recepción están identificadas mediante los símbolos para la salida de transmisión y para la entrada de recepción. La posición de reposo de la señal para la conexión mediante conductor de fibra óptica está preajustada con "luz apagada". Si se desea modificar la posición de reposo de la señal, para el interfaz del sistema, esto se efectúa mediante el programa de maniobra DIGSI®, tal como se describe en el manual del sistema SIPROTEC® (Nº de pedido E50417–H1178–C151). ¡Advertencia! ¡Radiación láser! ¡No mirar directamente a los elementos del conductor de fibra óptica! 3.2.2 Control de la comunicación de la Protección diferencial La comunicación de la protección diferencial normalmente se conduce o bien a través de un conductor de fibra óptica, directamente de equipo a equipo, o a través de un convertidor de comunicación y una red de comunicación general o un medio de comunicación dedicado. Conductor de fibra óptica directo 220 El control visual de la conexion del conductor de fibra óptica tiene lugar al igual que en los demás interfaces con conexión mediante conector de fibra óptica. Cada conexión está destinada a una dirección de transmisión. Por eso es necesario que la salida de datos de uno de los equipos esté conectada a la entrada de datos del otro equipo, y viceversa. Las conexiones de transmisión y recepción están identificadas mediante los símbolos para la salida de transmisión y para la entrada de recepción. Es importante comprobar visualmente la correspondencia entre los canales de transmisión y de recepción. Para distancias cortas, si se utilizan los módulos FO5 y el tipo de fibra recomendado, se recomienda la clase de láser 1. En otros casos pueden aparecer potencias de láser más elevadas. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.2 Control de las conexiones ¡Advertencia! ¡Radiación láser! No mirar directamente hacia los rayos, ni siquiera con equipos ópticos. Clase láser 3A de acuerdo con EN 60825–1. Convertidor de comunicación Las conexiones entre los equipos y los correspondientes convertidores de comunicación se realizan normalmente mediante conductores de fibra óptica. Estas se comprueban igual que las conexiones directas de conductores de fibra óptica. Asegúrese en la dirección 1502 INT1 CONEXIÓN (véase también el capítulo 2.4.2), de que está parametrizada la clase de conexión correcta. Otras conexiones 3.2.3 Para las demás conexiones es suficiente con realizar un control visual. Durante la puesta en servicio se realizan los controles eléctricos y funcionales (capítulo 3.3.5) . Comprobación de las conexiones de la instalación ¡Advertencia! Las fases de control siguientes se realizan en parte en presencia de tensiones peligrosas. Por ese motivo solamente deberán ser realizadas por personas debidamente cualificadas que estén familiarizadas con las disposiciones de seguridad y medidas de precaución, y las cumplan. ¡Precaución! No está permitido que el equipo funcione conectado a un dispositivo cargador de baterías, sin tener conectada la batería, lo que puede dar lugar a tensiones inadmisiblemente altas y por lo tanto a la destrucción del equipo. Para los valores límites véase también el capítulo 4.1.2, bajo Características técnicas. Antes de aplicar tensión por primera vez al equipo se deberá haber dejado por lo menos durante dos horas aclimatándose en el local de trabajo, para conseguir un equilibrio de temperaturas y evitar la humedad y la formación de rocío. Las pruebas de conexión se efectúan en el equipo completamente montado, estando la instalación desconectada y puesta a tierra. En el capítulo A.3 en el Anexo se incluyen ejemplos de conexión para conexiones de transformadores de intensidad. Vea también los planos de la instalación. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Los interruptores de protección de la alimentación de tensión auxiliar y de la tensión de medida deben estar desconectados. Medición de todas las acometidas a los transformadores de intensidad y de corriente de acuerdo con los planos de instalación y de conexiones: ¿Es correcta la puesta a tierra de los transformadores de intensidad? ¿Es idéntica la polaridad de los transformadores de intensidad? 221 3 Montaje y puesta en marcha 222 ¿Es correcta la asignación de fases de los transformadores de intensidad? ¿Están puestos a tierra correctamente los transformadores de tensión (si se usan)? ¿Es idéntica y correcta la polaridad de las conexiones de los transformadores de tensión (si se usan)? ¿Es correcta la asignación de fases de los transformadores de tensión (si se usa)? ¿Es correcta la polaridad para la entrada de corriente I 4 (si se utiliza)? ¿Es correcta la polaridad de voltaje de la entrada U4 (si se usa, p. ej. con una conexión en triangulo abierto)? Cuando se utilicen conmutadores de prueba para la comprobación del secundario del equipo hay que comprobar también sus funciones, en particular, que en la posición "Test" los circuitos secundarios del transformador de intensidad queden en cortocircuito automáticamente. Hay que comprobar los cortocircuitadores de los conectores de enchufe de conexión para los circuitos de corriente. Esto puede hacerse con un dispositivo de prueba secundario o un dispositivo de prueba de continuidad. Asegúrese de que no se ha producido ningún cambio erróneo de la continuidad en bornas en retorno a través de los transformadores de intensidad o de las conexiones en cortocircuito. Desatornillar la tapa frontal (véase también la figura 3-5). Soltar el cable de banda plana en el módulo de entrada/salida I/O-11 (véase la figura 3-5) y sacar el módulo hasta que deje de haber contacto alguno con el zócalo de enchufe en el equipo. Comprobar la continuidad en el lado de conexión, haciéndolo con cada pareja de conexiones de corriente. Volver a introducir firmemente el módulo; encajar cuidadosamente a presión el cable de banda plana. ¡Proceder con precaución para no doblar ninguna espiga de conexión! ¡No aplicar la fuerza! Volver a comprobar la continuidad en el lado de conexión, concretamente con cada pareja de conexionesde corriente. Volver a colocar la tapa frontal y atornillarla. Intercalar un amperímetro en el cable de alimentación de tensión auxiliar; rango aprox. 2,5 A a 5 A. Conectar el automático para la tensión auxiliar (protección de la alimentación), comprobar el valor de la tensión y eventualmente la polaridad en las bornas del equipo o en los módulos de conexión. El consumo de corriente debe corresponder al consumo de potencia en reposo del equipo. Una breve desviación de la aguja no tiene importancia, e indica el impulso de corriente de carga de los condensadores acumuladores. Desconectar el automático para la tensión auxiliar de alimentación. Quitar el amperímetro; volver a restablecer la conexión normal de tensión auxiliar. Conectar el interruptor auxiliar de la tensión de alimentación. Conectar el interruptor de protección de los transformadores de tensión (si se usa). Controle el sentido del campo giratorio en las bornas del equipo. Desconecte los automáticos para la tensión de los transformadores (si se usa) y la tensión auxiliar de la alimentación. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.2 Control de las conexiones 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Comprobar los conductores de disparo que van a los interruptores de potencia. Si el convertidor de comunicación está conectado a la red de comunicación, el relé de disponibilidad indica (GOK = “equipo Ok“). Esto señala también que se reconoce el impulso de la red de comunicación. Las restantes comprobaciones tienen lugar después de acuerdo con el capítulo 3.3.5. Necesariamente deberá tener en cuenta también la documentación que se adjunta con los convertidores de comunicación. Comprobar los conductores de conexión que van a los interruptores de potencia. Comprobar los conductores de mando desde y hacia otros equipos. Comprobar los conductores de mensajes. Volver a conectar los automáticos. Si se utilizan convertidores de comunicación: Compruebe la alimentación de tensión auxiliar para los convertidores de comunicación. 223 3 Montaje y puesta en marcha 3.3 Puesta en marcha ¡Advertencia! Durante el funcionamiento de los equipos eléctricos determinadas partes de dichos equipos están sometidas forzosamente a tensiones peligrosas. Por lo tanto podrían producirse graves lesiones corporales o daños corporales si no se procede profesionalmente. En este equipo sólo debería trabajar personal cualificado. Éste debe estar bien familiarizado con las correspondientes normas de seguridad y medidas de precaución y con las instrucciones y advertencias de este manual. Ante todo hay que tener en cuenta: • Antes de conectar cualquier conexión es preciso poner a tierra el equipo en la conexión del conductor de protección. • Todas las partes del circuito que estén unidas a las magnitudes de medida o de comprobación y a la alimentación de tensión pueden tener tensiones peligrosas. • Incluso después de separar la tensión de alimentación puede seguir habiendo tensiones peligrosas en el equipo (acumulador condensador). • Después de desconectar la tensión auxiliar se debería esperar por lo menos durante 10 segundos hasta volver a conectar la tensión auxiliar, para obtener unas condiciones iniciales definidas. • Los valores límites indicados en las características técnicas no se deben rebasar, tampoco durante las pruebas y puesta en marcha. Al efectuar comprobaciones con un dispositivo de prueba del secundario hay que tener en cuenta que no esté conectada ninguna otra magnitud de medida y que estén interrumpidas las órdenes de disparo y eventualmente conexión que van a los interruptores de potencia, salvo que se indique otra cosa. ¡PELIGRO! ¡Las conexiones del secundario de los transformadores de intensidad deben estar puestas en cortocircuito en éstos antes de interrumpir las acometidas de corriente al equipo! Si hay un interruptor de prueba que ponga automáticamente en cortocircuito los secundarios del transformador de intensidad, basta con poner éste en la posición de "Prueba", siempre y cuando se haya comprobado previamente el cortocircuitador. Para la puesta en marcha hay que realizar también operaciones de conmutación. En las pruebas descritas se presupone que éstas se pueden realizar sin peligro. Por lo tanto no están pensadas para controles de trabajo. 224 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.3 Puesta en marcha ¡Advertencia! Los ensayos del primario solamente podrán ser realizados por personas cualificadas que estén familiarizadas con la puesta en marcha de sistemas de protección, con el funcionamiento de la instalación y con las reglas y normas de seguridad (conmutación, puesta a tierra, etc.). 3.3.1 Régimen de prueba y conexión y desconexión del bloqueo de transmisión Si el equipo está conectado a un dispositivo central de mando o de registro, se puede influir en alguno de los protocolos ofrecidos en las informaciones que se vayan a transmitir al centro de mando (véase el capítulo A.5 en el Anexo). Si está conectado el régimen de prueba, los mensajes enviados por un equipo SIPROTEC®4 a la central se marcan con un bit de prueba adicional, que permite identificar que no se trata de mensajes de auténticas averías. Además, activando el bloqueo de transmisión se puede determinar que durante un régimen de prueba no se transmita ningún mensaje a través del interfaz del sistema. La forma cómo se puede activar y desactivar el régimen de prueba y el bloqueo de transmisión se describe en el manual del sistema (Nº de pedido E50417–H1178– C151). Es preciso tener en cuenta que en el tratamiento del equipo mediante DIGSI®, es condición necesaria que esté en régimen de trabajo Online, para poder utilizar estas funciones de prueba. 3.3.2 Verificación del interfaz de sincronización de tiempo Si el equipo está conectado a un indicador externo de señal de tiempo (antena o generador) se deberán respetar los datos técnicos indicados (véase el capítulo 4.1.4 bajo el subtítulo “Interfaz de sincronización de tiempo”). Se reconoce si el funcionamiento es correcto (IRIG B, DCF77) porque al cabo de como máximo 3 minutos, después de encendido el equipo, el estado de la hora del reloj aparece indicado como “sincronizado“, acompañado del mensaje de funcionamiento “Perturbación Hora SALIENTE”. La tabla 3-13 muestra los mensajes de visualización en condiciones regulares. Para más detalles véase el Manual del sistema SIPROTEC® Núm. de pedido E50417–H1178–C151. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 225 3 Montaje y puesta en marcha Tabla 3-13 Estado hora del reloj Nr. Texto estado 1 -- -- -- -- 2 -- -- -- SZ 3 -- -- ST -- 4 -- -- ST SZ 5 -- UG ST -- 6 -- UG -- -Leyenda: UG ST SZ Estado sincronizado no sincronizado Hora no válida Perturbación de la hora Hora de verano Si mediante la conexión de un receptor GPS se recibe una señal GPS perfecta, 3 segundos después de encender el equipo aparecerá el mensaje “Caída GPS SALIENTE” . 3.3.3 Probar el interfaz del sistema Observaciones previas En la medida en que el equipo disponga de un interfaz del sistema y éste se utilice para la comunicación con una central de mando se puede probar por medio de la maniobra del equipo DIGSI® si el mensaje se transmite correctamente. Ahora bien, en modo alguno debe hacerse uso de esta posibilidad de prueba durante el funcionamiento "rígido". ¡PELIGRO! El envío o recepción de mensajes a través del interfaz del sistema mediante una función de prueba constituye un auténtico intercambio de información entre el equipo SIPROTEC® 4 y el centro de mando. ¡Esto podría dar lugar a que se conmutaran medios de trabajo que estén conectados tales como por ejemplo interruptores de potencia o seccionadores! Nota: Una vez que termine el régimen de prueba se realizará con el equipo un primer arranque. Con ello se borran todas las memorias intermedias de mensaje. Eventualmente, las memorias intermedias deben leerse y asegurarse medianteDIGSI®. La prueba del interfaz se realiza mediante DIGSI® en régimen en línea: 226 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.3 Puesta en marcha Disposición del cuadro de diálogo Abrir el fichero Online mediante un doble clic; aparecen las funciones de maniobra para el equipo. Hacer clic en Test; en la parte derecha de la imagen aparece la selección de funciones. Hacer un doble clic en la vista del listado en Generar mensajes. Se abre el cuadro de diálogo Generar mensajes (veáse la figura 3-14). En la columna Aviso aparecen los textos de pantalla de todos los mensajes que se configuraron en la matriz en el interfaz del sistema. En la columna Estado TEÓRICO se establece un valor fijo para los mensajes que se trata de probar. Según el tipo de mensaje se ofrecen para ésto diferentes campos de introducción (p. ej. Mensaje entrante/ saliente). Haciendo clic en uno de los campos se puede elegir el valor deseado en la lista que se abre. Figura 3-14 Cuadro de diálogo: Generar mensajes — Ejemplo Modificar el régimen de funcionamiento Al pulsar por primera vez una de las teclas en la columna acción, se le pide la clave de acceso Nº 6 (para menús de prueba de hardware). Una vez introducida correctamente la clave de acceso se pueden ir descargando individualmente los mensajes. Para ello haga clic sobre el botón de mando Enviar, dentro de la línea correspondiente. Se descarga el mensaje correspondiente y ahora se puede leer tanto en los mensajes de trabajo del equipo SIPROTEC® 4 como en la central de mando de la instalación. La autorización para otras pruebas persiste hasta que se cierre el cuadro de diálogo. Prueba en el sentido del mensaje 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Para todas aquellas informaciones que se vayan a transmitir a la central de mando se probarán las posibilidades ofrecidas en la lista abatible en Estado TEÓRICO: Asegúrese de que las operaciones de conmutación eventualmente provocadas por las pruebas se puedan realizar sin peligro (véase más arriba en PELIGRO!). 227 3 Montaje y puesta en marcha En la función que se trata de probar, haga clic en enviar, y compruebe que la información correspondiente llega a la central, y que eventualmente da lugar al efecto deseado. Las informaciones que normalmente se acoplan a través de entradas binarias (primer carácter ">”) también se comunican en este procedimiento a la central. La función de las entradas binarias propiamente dichas se prueba por separado. Terminación del del proceso Para terminar la prueba del interfaz del sistema, haga clic en Cerrar. Se cierra el cuadro de diálogo, y durante el primer arranque que tiene lugar a continuación, el equipo está durante un breve tiempo fuera de servicio. Prueba en sentido de la orden Las informaciones en el sentido de la orden empiezan con una “>“ señal. Estas deben ser enviadas desde la central. Verificar si la reacción del equipo es correcta. 3.3.4 Verificar el estado de conmutación de las entradas/salidas binarias Observaciones previas Mediante DIGSI® se pueden controlar individualmente y de forma selectiva las entradas binarias, relés de salida y diodos luminosos del equipo SIPROTEC®4. Así, por ejemplo, durante la fase de puesta en marcha se comprueba si las conexiones con la instalación son correctas. Ahora bien, en modo alguno debe hacerse uso de esta posibilidad de prueba durante el servicio "activo". ¡PELIGRO! La modificación de los estados de conmutación mediante la función de prueba provoca el cambio efectivo del estado de funcionamiento en el equipo SIPROTEC®4. ¡Esto podría dar lugar a que se conmutaran medios de trabajo que estén conectados (tales como p. ej. interruptores de potencia, seccionadores)! Nota: Una vez que termine el régimen de prueba se realizará con el equipo un primer arranque. Con ello se borran todas las memorias intermedias de mensaje. Eventualmente, las memorias intermedias deben leerse y asegurarse mediante DIGSI®. Nota: Una vez terminada la prueba de hardware se realizará con el equipo un primer arranque. Con ello se borran todas las memorias intermedias de mensaje. Eventualmente, las memorias intermedias deben leerse y asegurarse mediante DIGSI®. La prueba del hardware puede realizarse mediante DIGSI® en régimen de funcionamiento en línea: 228 Abrir el fichero Online mediante un doble clic; aparecen las funciones de maniobra para el equipo. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.3 Puesta en marcha Disposición del cuadro de diálogo Hacer clic en Test; en la parte derecha de la imagen aparece la selección de funciones. Hacer un doble clic en la vista del listado en Entradas y salidas del equipo. Se abre el cuadro de diálogo de igual nombre (véase la figura 3-15). El cuadro se subdivide en tres grupos: EB para entradas binarias, SB para salidas binarias y LED para diodos luminosos. Cada uno de estos grupos tiene asignado a la izquierda un botón de mando debidamente rotulado. Haciendo un doble clic en estos botones se pueden obtener o introducir informaciones individuales para el grupo correspondiente. En la columna Real se visualiza el estado actual del respectivo componente de hardware. La representación es simbólica. Los estados físicos reales de las entradas binarias y salidas binarias se representan mediante los símbolos de contactos de conmutador abiertos o cerrados, y los de los diodos luminosos mediante el símbolo de un LED apagado o encendido. La respectiva situación antivalente se representa en la columna Teórico. La visualización se realiza en texto legible. La columna más a la derecha muestra qué órdenes o mensajes están configurados para el respectivo componente de hardware. Figura 3-15 Cuadro de diálogo, entradas y salidas del equipo - Ejemplo Modificar el régimen de funcionamiento 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Para modificar el régimen de funcionamiento de un componente de hardware hay que hacer clic en el correspondiente botón de mando en la columna Teórico. Antes de ejecutar el primer cambio de régimen de funcionamiento se pide la clave de acceso Nº 6 (si ha sido activada en la configuración). Después de introducir la clave de acceso correcta se ejecuta el cambio de régimen. Persiste la autorización para otros cambios de régimen hasta que se cierre el cuadro de diálogo. 229 3 Montaje y puesta en marcha Prueba de los relés de salida Prueba de las entradas binarias Se puede excitar individualmente cada relé de salida, comprobando de esta manera el cableado entre el relé de salida del 7SD610 y la instalación, sin tener que generar los mensajes configurados para ello. En cuanto se haya activado el primer cambio de estado para un diodo luminoso cualquiera, se aislan todos los diosos luminosos de la funcionalidad del lado del equipo y solamente se pueden accionar ya a través de la función de prueba de hardware. Esto significa, por ejemplo, que una orden de conmutación a un relé de salida, procedente de una función de protección o de una orden de control en el panel de mandos, no se ejecuta. Asegúrese de que las operaciones de conmutación eventualmente provocadas por las pruebas se puedan realizar sin peligro (véase más arriba en PELIGRO!). Pruebe cada uno de los relés de salida por medio del correspondiente campo Teórico del cuadro de diálogo. Finalice el proceso de prueba (véase el subtítulo "Terminación del proceso“), para no provocar inadvertidamente acciones de conmutación al realizar otras pruebas. Para comprobar el cableado entre la instalación y las entradas binarias del 7SD610 es preciso que en la instalación se active la causa para el acoplamiento y se vea el efecto en el mismo equipo. Para ello es preciso volver a abrir el cuadro de diálogo Probar entradas y salidas de equipos, para ver la posición física de la introducción binaria. Todavía no se necesita el código de acceso. Accione en la instalación cada una de las funciones que sean causa de las introducciones binarias. Compruebe la reacción en la columna Real del cuadro de diálogo. Para ello es necesario actualizar el cuadro de diálogo. Las posibilidades se pueden ver más adelante bajo el subtítulo "Cómo actualizar la pantalla”. Pero si desea comprobar los efectos de una entrada binaria sin realizar auténticas acciones de conmutación en la instalación, lo puede hacer activando las distintas entradas binarias mediante la prueba de hardware. En cuanto haya activado el primer cambio de estado para una entrada binaria cualquiera y haya introducido la clave de acceso Nº 6, se aislan todas las entradas binarias del lado de la instalación, y solamente se pueden accionar ya a través de la función de prueba de hardware. Finalice el proceso de prueba (véase más adelante el subtítulo “Terminación del proceso“). Prueba de los diodos luminosos Los LED se pueden probar de forma similar a los demás componentes de entrada/ salida. En cuanto se haya activado el primer cambio de estado para un diodo luminoso cualquiera, se aislan todos los diosos luminosos de la funcionalidad del lado del equipo y solamente se pueden accionar ya a través de la función de prueba de hardware. Esto significa, por ejemplo, que una función de protección o el accionamiento de la tecla de Reset de los LED ya no llega a iluminar ningún diodo luminoso. Cómo actualizar la pantalla Mientras se abre el cuadro de diálogo Prueba del Hardware, se leen y se visualizan los regímenes de funcionamiento de los componentes de hardware que estén activados en ese momento. Se efectúa la actualización: − para el respectivo componente de hardware si se ha realizado con éxito una orden de cambio a otro régimen de funcionamiento, 230 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.3 Puesta en marcha − para todos los componentes de hardware haciendo clic en el botón de mando Actualización, − para todos los componentes de hardware mediante la actualización cíclica (el tiempo del ciclo es de 20 segundos), marcando para ello la opción Actualizar cíclicamente. Terminación del proceso 3.3.5 Para terminar la prueba de hardware, haga clic en Cerrar. Se cierra el cuadro de diálogo. Con ello se vuelven a poner todos los componentes de hardware en su régimen de funcionamiento especificado por las condiciones de la instalación y durante el primer arranque, que tiene lugar a continuación, el equipo está durante un breve tiempo fuera de servicio. Verificación de la topología de los datos de protección Generalidades La topología de la comunicación se puede verificar desde un ordenador personal con DIGSI® o con un navegador de red a través de la “herramienta PS“ . Si desea trabajar con la "Herramienta PS" es preciso tener también en cuenta las ayudas pertenecientes a la "herramienta PS“. También puede acoplar localmente el PC directamente en el equipo a través del interfaz de maniobra frontal o el interfaz de servicio de la parte posterior al equipo (ejemplo, figura 3-16). Asimismo, puede acceder al equipo a través de un módem, en concreto a través del interfaz de servicio (ejemplo, figura 3-17). Si utiliza la “herramienta–PS“: Asegúrese de que la dirección IP de 12 dígitos válida para el navegador en formato ∗∗∗.∗∗∗.∗∗∗.∗∗∗ está ajustada correctamente. En cada una de las direcciones de ajuste 4401 a 4404 ó 4411 a 4414 se inserta un bloque de tres dígitos de la dirección IP. Si está conectado directamente al equipo puede poner la dirección 4405 ó 4415 BLOQUEO TECLADO en No. Después tendrá la opción de acceder a todos los equipos por medio de la “herramienta PS“. Si está connectado al equipo a través del módem puede poner la dirección 4405 ó 4415 BLOQUEO TECLADO en No. Después tendrá la opción de acceder a los dos equipos por medio de la “herramienta PS”. 7SD610 7SD610 Figura 3-16 PC conectado directamente al equipo — ejemplo de principio 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 231 3 Montaje y puesta en marcha 7SD610 7SD610 Mo d em Mo Mo d em d em Red de comunicación Figura 3-17 PC conectado a través de un módem — ejemplo de principio Verificación con unión directa Para la unión de dos equipos por medio de cables de fibra óptica (como en la figura 3-16 ó 3-17), esta se verifica como se indica a continuación. Ambos equipos en los extremos de la unión tienen que estar encendidos. Verifique en los mensajes de funcionamiento o en los mensajes espontáneos: Si el mensaje “INT1 con conex.“ (interfaz de activación 1 aparece junto con el FNr 03243) del índice del equipo del otro equipo, significa que se ha establecido la unión y que el equipo ha reconocido al otro. El equipo comunica también el índice de equipos del equipo, que se comunica regularmente (p.ej. mensaje “Equ2 exist.“, FNr 03492, si el equipo 2 ha sido reconocido). En caso de error en el enlace de comunicación aparecerá el mensaje “INT1 INTERFER.“ (FNr 03229) . En este caso, verifique nuevamente la unión del cable de fibra óptica: Los enlaces, ¿son correctos y no se han cambiado? Los cables, ¿presentan daños mecánicos, están intactos y sus conectores están asegurados? Repetir la verificación si es necesario. Proceda a continuación con el subtítulo “Consistencia de la topología y parametrización, página 234“. Verificar una conexión con un convertidor de comunicación 232 Si se utiliza un convertidor de comunicación, observe también las instrucciones que se proporcionan con el equipo. El convertidor de comunicación tiene un ajuste de prueba en el que las salidas se retornan a las entradas. Las conexiones que se establecen a través del convertidor de comunicación se prueban por medio de un circuito de retorno local (figura 3-18, izquierda). 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.3 Puesta en marcha Convertidor de comunicación 7SD610 óptica KU-1 eléctrica Convertidor de comunicación Red de comunicación eléctrica KU-2 óptica 7SD610 local Figura 3-18 Protección diferencial comunicación a través de un convertidor de comunicación y una red de comunicación — ejemplo de principio Ambos equipos en los extremos de un enlace tienen que estar encendidos Primero configure el convertidor de comunicación KU-1: Desconecte la tensión auxiliar de ambos polos. ¡PELIGRO! Antes de abrir el convertidor de comunicación es absolutamente necesario aislarlo de la tensión auxiliar en todos los polos! ¡La existencia de partes con tensión representa un riesgo para la vida! Abra el convertidor de comunicación Ajuste los puentes enchufables en la posición correcta según el tipo de interfaz y la velocidad de transmisión correctas; deben estar de acuerdo con la parametrización del 7SD610 (dirección 1502 INT1 CONEXIÓN, véase también el capítulo 2.4.2). Mueva el convertidor de comunicación a la posición de prueba (puente enchufable X32 en posición 2–3). Cierre el bastidor del convertidor de comunicación. Conecte de nuevo la tensión auxiliar para el convertidor de comunicación. El interfaz de red (X.21 o G703.1 o RDSI) debe estar conectado al convertidor de comunicación y operativo. Revise ésto por medio del relé Equipo listo del convertidor de comunicación (continuidad en el cerrador). Cambie en el 7SD610 los parámetros del interfaz (en el frontal del equipo o con DIGSI®): 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Si el relé Equipo listo del convertidor de comunicación no cierra, verifique la conexión entre el convertidor de comunicación y la red (equipo de comunicación). El equipo de comunicación debe emitir el impulso de transmisión correcto al convertidor de comunicación. Dirección 1502 INT1 CONEXIÓN = FO directo. Verifique los mensajes de funcionamiento o los mensajes espontáneos: Mensaje 03217 “INT1 REFLEX.RED ENTRANTE“ (Interfaz de activación 1 reflejo de red entrante). Si el mensaje no se transmite, verifique lo siguiente: 233 3 Montaje y puesta en marcha − ¿Se ha conectado correctamente la salida de transmisión de fibra óptica del 7SD610 con la entrada de recepción de fibra óptica del convertidor de comunicación y viceversa (sin intercambio erróneo)? − El equipo 7SD610 ¿tiene el módulo de interfaz correcto y está éste operativo? − ¿Están intactos los cables de fibra óptica? − ¿Están correctos los ajustes de los parámetros para el tipo de interfaz y la velocidad de transmisión en el convertidor de comunicación (véase arriba, y observe la nota de PELIGRO)? Repita la revisión después de corregir, si es necesario. Vuelva ajustar de nuevo correctamentelos parámetros del interfaz en el 7SD610 : Dirección1502 INT1 CONEXIÓN = ajuste necesario. Desconecte la tensión auxiliar del convertidor de comunicación en ambos polos. ¡Lea la instrucción de PELIGRO que aparece arriba! Ponga de nuevo el convertidor de comunicación en su posición normal (X32 en posición 1-2) y cierre el bastidor nuevamente. Conecte de nuevo la tensión auxiliar del convertidor de comunicación. Realice las verificaciones anteriores en el otro extremo con el equipo conectado allí, y con su convertidor de comunicación respectivo. Proceda a continuación con el subtítulo “Consistencia de la topología y parametrización". Consistencia de la topología y parametrización Una vez realizadas las verificaciones anteriores queda verificado el par de equipos — eventualmente inclusive el convertidordecomunicación — y conectada la tensión auxiliar. Ahora los equipos se comunican por sí mismos. 234 Revise ahora los mensajes de funcionamiento o los mensajes espontáneos del equipo, en el que se encuentra. Mensaje FNº 03243 “INT1 con conex.“ (interfaz de activación 1 conectado) seguido del índice de equipo del otro equipo. Tan pronto como los equipos están conectados entre sí aparece el mensaje FNº:03464 "Topol. completa“. Además si la parametrización del equipo es consistente, es decir, si al efectuar el ajuste de las funciones (capítulo 2.1.1), datos de la instalación 1 (2.1.2), datos de la instalación 2 (2.1.4), de los parámetros de topología y del interfaz de activación (capítulo 2.4.2) se han tenido en cuenta los requisitos previos, desaparece asimismo el mensaje de perturbación para el interfaz que ha sido verficado, es decir, FNº 3229 "Interfaz activación 1 PERTURBACIÓN”. La comunicación y la prueba de consistencia queda así completada. Por el contrario, si no desaparece el mensaje de perturbación, deberá buscarse y eliminarse el fallo en cuestión. La tabla 3-14 muestra los mensajes que advierten sobre tales fallos. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.3 Puesta en marcha Tabla 3-14 FNº Mensajes de inconsistencia Texto corto Significado / Medidas 3233 DT inconsistente “Tabla del equipo inconsistente“: La indización de los equipos es inconsistente (faltan números o números repetidos, véase el capítulo 2.4.2) 3234 DT desigual “Tabla del equipo desigual“: Los números de identificación de los equipos son desiguales (véase el capítulo 2.4.2) 3235 Par. inconsistente Parametrización inconsistente: Para los equipos se han ajustado parámetros funcionales diferentes, que deben ser iguales en ambos extremos: Protección diferencial disponible o no (véase el capítulo 2.1.1), Transformador en la zona protegida o no (véase el capítulo 2.1.1), Frecuencia nominal (véase el capítulo 2.1.2), Potencia o corriente de servicio (véase el capítulo 2.1.4) Finalmente, no pueden aparecer más avisos de perturbación del interfaz de activación. Disponibilidad de los interfaces de activación La calidad de la transmisión de datos de protección depende de la disponibilidad de todos los medios de transmisión. Por lo tanto, compruebe los avisos estadísticos del equipo en el que se encuentra. Verifique los siguientes mensajes: El aviso FNº 07753 “IN1D/m“ y el aviso FNº 07754 “IN1D/h“ son los valores de disponibilidad del interfaz de activación 1. El valor del FNº 07753 “IN1D/m“ debería alcanzar al cabo de dos minutos de funcionamiento una disponibilidad mínima por minuto del 99,85 %. El valor del FNº 07754 “IN1D/h“ debería alcanzar al cabo de una hora de funcionamiento una disponibilidad mínima por hora del 99,85 %. Si no se alcanzan estos valores, debe comprobarse la conexión de comunicación. Si el equipo está sincronizado con GPS, se indicará el tiempo de recorrido para cada dirección. Para el interfaz de activación 1, el mensaje FNº 07876 “IN1DUR T“ indica el tiempo de transmisión y el FNº 07875 “IN1DUR R“ el tiempo de recepción. En todos los demás casos se indicará el valor medio para ambas direcciones. Herramienta PS 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 El mensaje FNº 07751 “IN1 LZ“ indica el tiempo de recorrido para el interfaz de activación 1. Mediante la “herramienta PS“ se puede representar la topología de manera gráfica en la pantalla. Para ello, necesita un ordenador personal y un navegador de red. La figura 3-19 muestra un ejemplo. Los equipos se han enlazado adecuadamente (cuadros de color verde) y actúan como Protección diferencial (estado: modo diferencial). El PC se ha conectado al equipo con el índice 2 (PC-relé conectado). El tiempo de transmisión entre el equipo 2 y el equipo 1 representa 0,080 ms. 235 3 Montaje y puesta en marcha Topología de la comunicación PC-relé conectado Dirección: 17 Dirección: 16 Indice: 2 Indice: 1 0,080 ms Estado modo diferencial Estado modo diferencial Figura 3-19 Ejemplo de representación de una topología con comunicación correcta 3.3.6 Verificar la protección contra fallo del interruptor de potencia Si el equipo dispone de protección contra fallo del interruptor, y se utiliza ésta, es preciso comprobar la inclusión de esta función de protección en la instalación en condiciones semejantes a la práctica. Debido a la multitud de posibilidades de aplicación y posibles configuraciones de la instalación no es posible ofrecer una descripción detallada de las comprobaciones necesarias. En cualquier caso se deberán tener en cuenta las circunstancias locales y los planos de la instalación y esquemas de protección. Se recomienda que antes de iniciar las comprobaciones se aísle por ambos lados el interruptor de potencia de la derivación que se trata de comprobar, es decir que el seccionador de la derivación y el seccionador de las barras colectoras deben estar abiertos para que el interruptor se pueda conmutar sin peligro. ¡Precaución! En las comprobaciones en el interruptor de potencia local de la derivacion también puede llegar a darse la orden de disparo para las barras colectoras. Por esto es preciso desactivar previamente el disparo para los interruptores circundantes (barras colectoras), por ejemplo desconectando las correspondientes tensiones de mando. No obstante, si continúan en servicio partes de la instalación, deberá tenerse en cuenta la posibilidad de un disparo a través de dispositivos de protección asignados para el caso de que se produzca un fallo primario real. Hasta la conexión definitiva se debe interrumpir también la orden de disparo de la protección de derivación al interruptor de potencia, para que éste sólo pueda ser disparado por la protección contra fallo del interruptor. Las listas que figuran a continuación no pretenden ser exhaustivas, pero también pueden contener puntos que se pueden saltar en el caso de aplicación actual. 236 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.3 Puesta en marcha Contactos auxiliares del interruptor de potencia Si están conectados al equipo los contactos auxiliares del interruptor de potencia entonces éstos forman un elemento esencial de la seguridad de la protección contra fallo del interruptor. Asegúrese de que se ha comprobado la correspondencia correcta (capítulo 3.3.4). Condiciones de arranque exteriores Si la protección contra fallo del interruptor también se puede iniciar desde dispositivos de protección exteriores se comprueban las condiciones de arranque exteriores. Dependiendo de los ajustes de la protección contra fallo del interruptor será posible un disparo monopolar o tripolar. También puede ocurrir que tras el disparo monopolar de la discrepancia de polos del equipo o del propio interruptor se produzca un disparo tripolar posterior. Asegúrese por tanto de cómo están ajustados los parámetros de la protección contra fallo del interruptor. Véase también el capítulo 2.10.2, dirección 3901 y ss. Para poder arrancar la protección contra fallo del interruptor es preciso que fluya una corriente, por lo menos por la fase objeto de la comprobación. Se puede tratar de una corriente superpuesta secundaria. Después del arranque debe aparecer el mensaje "Arranque SVS“ (FNº 01461) en los mensajes espontáneos o en los mensajes de perturbación. Solo si es posible un arranque monopolar. Arranque mediante la orden de disparo de la protección exterior monopolar L1: Funciones de introducciones binarias “>SVS Inicio L1“ (FNº 01435) y eventualmente. “>SVS Autorización“ (FNº 01432) (en mensajes espontáneos o de perturbaciones). Orden de disparo dependiendo de los ajustes. Arranque mediante la orden de disparo de la protección exterior monopolar L2: Funciones de introducciones binarias “>SVS Inicio L2“ (FNº 01436) y eventualmente. “>SVS Autorización“ (FNº 01432) (en mensajes espontáneos o de perturbaciones). Orden de disparo dependiendo de los ajustes. Arranque mediante la orden de disparo de la protección exterior monopolar L3: Funciones de introducciones binarias “>SVS Inicio L3“ (FNº 01437) y eventualmente. “>SVS Autorización“ (FNº 01432) (en mensajes espontáneos o de perturbaciones). Orden de disparo dependiendo de los ajustes. Arranque mediante orden de disparo de la protección externa tripolar a través de tres introducciones binarias L1, L2 y L3: Funciones de introducciones binarias “>SVS Inicio L1“, “>SVS Inicio L2“ y “>SVS Inicio L3“ y eventualmente “>SVS Autorización“ (FNr 01432) (en mensajes espontáneos o de perturbaciones). Orden de disparo tripolar. Para arranque tripolar: Arranque mediante la orden de disparo de la protección exterior tripolar: Funciones de introducciones binarias “>SVS INICIO 3pol“ (FNº 01415) y eventualmente. “>SVS Autorización“ (FNº 01432) (en mensajes espontáneos o de perturbaciones). Orden de disparo tripolar. Desconectar la corriente de prueba. En el caso de que sea posible arrancar sin paso de corriente: 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Arranque mediante orden de disparo de la protección exterior sin paso de corriente: Funciones de introducciones binarias “>SVS INICIO sin I“ y eventualmente “>SVS Autorización“ (en mensajes espontáneos o de perturbación). Orden de disparo dependiendo de los ajustes. 237 3 Montaje y puesta en marcha Disparo de barras colectoras Para la comprobación en la instalación es especialmente importante que la distribución de la orden de disparo en caso de fallo del interruptor se realice correctamente a los interruptores de potencia circundantes. Se consideran como interruptores de potencia circundantes, todos aquellos que es necesario disparar en caso de fallo del interruptor de potencia de la derivación, para que se interrumpa la corriente de cortocircuito. Se trata por lo tanto de los interruptores de potencia de todas las derivaciones a través de las cuales se pueden alimentar las barras colectoras o el tramo de barras colectoras a las que está conectada la derivación afectada por el cortocircuito. No es posible establecer unas normas de comprobación detalladas de validez general, ya que la definición de los interruptores de potencia circundantes depende en gran medida de la disposición de toda la instalación de conmutación. Especialmente en el caso de barras colectoras múltiples es preciso comprobar la lógica de distribución para los interruptores de potencia circundantes. Al hacerlo hay que comprobar para cada tramo de las barras colectoras, que en caso de fallo del interruptor de potencia de la derivación considerada se disparen todos los interruptores de potencia que están unidos al mismo tramo de barras colectoras, y sólo éstos. Disparo del lado opuesto Si la orden de disparo de la protección contra fallo del interruptor de potencia también tiene que hacer un disparo en el interruptor de potencia en el lado opuesto de la línea observada, entonces se debe controlar también el canal de transmisión para disparo remoto. Practicamente, esto se produce junto con la transmisión de otras señales de acuerdo con el capítulo 3.3.9. Terminación Todas las medidas provisionales que se tomaron para efectuar la comprobación se deberán anular, por ejemplo listados de conmutación especiales, órdenes de disparo interrumpidas, modificaciones de valores de ajuste o desconexión de determinadas funciones de protección. 3.3.7 Verificar las conexiones del transformador de intensidad de un extremo de la línea Si hubiese dispositivos de comprobación secundarios conectados al equipo se deberán retirar o se deberá conmutar a la posición de trabajo el interruptor de prueba eventualmente existente. Nota: Hay que tener en cuenta que si las conexiones se realizan de manera incorrecta, puede ocurrir un disparo incorrecto incluso en el extremo opuesto del elemento protegido. Antes de conectar el objeto a proteger debe asegurarse de que al menos en el extremo de alimentación está activa una protección contra cortocircuito. Si existe una protección de reserva adicional (p. ej., protección de sobreintensidad), esta debe ponerse en operación y activarse con precisión. 238 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.3 Puesta en marcha Prueba de tensión y de campo giratorio Si el equipo está conectado a transformadores de tensión, estas conexiones se verifican con valores primarios. Para los equipos que no tengan conexión a un transfomador de tensión puede omitirse el resto de este capítulo. Las conexiones al transformador de tensión se prueban de manera individual en cada extremo del elemento protegido. En el otro extremo, el interruptor de potencia permanece de momento abierto. Una vez conectado el interruptor de potencia, no puede responder ninguna de las comprobaciones de valores medidos en el equipo. Sin embargo, en el caso de que ocurra una señal de supervisión, la causa de la misma puede investigarse en el Registro de eventos, o en el área de mensajes espontáneos. De aparecer el mensaje de comprobación de la simetría es posible que existan realmente asimetrías con respecto al sistema primario. Si éstas corresponden a una situación normal de trabajo, se procederá a reducir la sensibilidad de la correspondiente función de supervisión (véase el capítulo 2.12.1 bajo el subtítulo "Supervisiones de simetría“). Las tensiones se pueden leer en la pantalla frontal del equipo o a través del interfaz de maniobra o de servicio, en el ordenador personal y se pueden comparar con los valores reales medidos, como valores primarios o secundarios. Además de los valores absolutos de las tensiones conductor-tierra y de las encadenadas, se indican también las diferencias de fase de las tensiones, de manera que se puede leer también la secuencia de fase correcta y la inversión de polaridad de los transformadores individuales de tensión . Las tensiones se pueden leer también con la “herramienta PS ” (véase a continuación, “Prueba de corriente”). Las tensiones deben de ser casi iguales. Los tres ángulos ϕ(ULx–ULy deben estar aproximadamente a 120°. Si los valores medidos no son plausibles, se deben controlar y verificar las conexiones después de desconectar la línea. Si la diferencia de fase entre dos tensiones es de 60° en lugar de 120°, una tiene la polaridad invertida. Lo mismo ocurre si hay dos tensiones fase a fase que son casi iguales a las tensiones de fase, en lugar de tener un valor √3 veces más grande. Las mediciones deben repetirse después de ajustar las conexiones. En general, el campo giratorio es dextrógiro. Si la red tiene un campo giratorio levógiro, éste debe ser igual en ambos extremos del elemento protegido. Debe verificarse el orden de las fases de las magnitudes de medida y eventualmente deberá modificarse una vez desconectada la línea. A continuación deberá repetirse la medición. Desconectar el interruptor de protección del transformador de tensión de la desviación. Bajo los valores de medida de servicio se indican para las tensiones valores prácticamente 0 (los valores con divergencias mínimas son insignificantes). Conectar de nuevo el interruptor de protección: Los avisos anteriores aparecen entre los mensajes de funcionamiento como “saliente”, es decir, >Aut. transf.U Saliente”). 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Hay que cerciorarse en los avisos de funcionamiento o en los avisos espontáneos de que el fallo del interruptor de protección ha quedado anotado (mensaje “>Aut. transf.U Entrante“, FNº 00361). Para ello, naturalmente, es condición necesaria que se haya comunicado al equipo la posición del interruptor de protección del transformador de tensión. Si alguno de los avisos no apareciese, se debe controlar la conexión y la configuración de estas señales. 239 3 Montaje y puesta en marcha 3.3.8 Si los atributos "ENTR" y "SALI“ parecen cambiados, se debe controlar el tipo de contactos (H-activo o L-activo) y también corregirlos. El objeto protegido se desconecta de nuevo. Esta verificación hay que realizarla en ambos extremos. Verificar las conexiones del transformador de intensidad en ambos extremos de la línea. Prueba de corriente Las conexiones de los transformadores de corriente se prueban con valores primarios. Para esto se requiere una corriente de carga de al menos el 5 % de la corriente nominal de régimen. El sentido es discrecional. Esta comprobación no puede sustituir a la inspección visual de las conexiones correctas del transformador de intensidad. Por lo tanto se presupone que están terminadas las comprobaciones según el capítulo 3.2.3. Las conexiones del transformador de corriente se prueban en cada extremo del objeto protegido. La corriente atraviesa por tanto el objeto protegido. Una vez conectado el interruptor de potencia, no puede responder ninguna de las comprobaciones de valores medidos en el 7SD610 Sin embargo, en el caso de que ocurra una señal de supervisión, la causa de la misma puede investigarse en lel Registro de eventos, o en el área de avisos espontáneos. Si ocurre un error de sumatoria de corriente, verifique los factores de adaptación (véase el capítulo 2.1.2, bajo el subtítulo “Conexión de corriente”). Si el aviso viene de la supervisión de simetrías, es posible que existan realmente asimetrías con respecto al sistema primario. Si éstas corresponden a una situación normal de trabajo, se procederá a reducir la sensibilidad de la correspondiente función de supervisión (véase el capítulo 2.12.2 bajo el subtítulo "Supervisiones de simetría“). Las tensiones se pueden leer en la pantalla frontal del equipo o a través del interfaz de maniobra o de servicio, en el ordenador personal y se pueden comparar con los valores reales medidos, como valores primarios o secundarios. Los valores absolutos así como las diferencias de fase de las corrientes se indican, de manera que la secuencia de fase correcta así como la polaridad de cada uno de los transformadores puede obtenerse. La "herramienta PS“ permite leer cómodamente todas las magnitudes medidas con visualización mediante diagramas vectoriales (figura 3-20). Las intensidades deben ser casi iguales. Los tres ángulos ϕ(ILx–ILy) tienen que tener aproximadamente 120°. Si los valores de medida no son plausibles, entonces se deberán controlar y corregir las conexiones después de haber desconectado la línea y cortocircuitado el transformador de intensidad de intensidad. Si, p. ej., la diferencia entre dos fases es de 60° grados en lugar de 120°, una de las corrientes tiene la polaridad invertida. Lo mismo ocurre si se detecta una corriente sustancial con derivación a tierra 3I0: − 3I0 ≈ corriente de fase ⇒ faltan una o dos corrientes de fase; − 3I0 ≈ corriente de fase duplicada ⇒ una o dos corrientes de fase tienen la polaridad invertida. 240 Las mediciones deben repetirse después de ajustar las conexiones. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.3 Puesta en marcha Los controles precedentes de los valores medidos deben realizarse también en el otro extremo. Los valores de intensidad del otro extremo, como valores porcentuales y los ángulos de fase también pueden leerse localmente. En la “herramienta PS”, los valores medidos locales y remotos pueden indicarse gráficamente. La figura 3-21 muestra un ejemplo. Figura 3-20 Valores medidos locales en la “herramienta PS“ — Ejemplo de valores medidos plausibles Verificación de la polaridad Si el equipo está conectado al transformador de tension, los valores locales medidos permiten comprobar la polaridad. Continúa siendo necesaria una corriente de carga de al menos el 5 % de la intensidad nominal de régimen. El sentido es discrecional pero debe ser conocido. Con los interruptores de potencia conectados se pueden leer los valores de potencia en la pantalla frontal o a través del interfaz de maniobra o de servicio, con el ordenador personal, como valores primarios y secundarios. Aqui, también, la "herramienta PS" es una ayuda práctica, ya que los diagramas vectoriales permiten reconocer también la correlación entre las corrientes y tensiones (figura 3-20). Se pueden reconocer sin más los errores de fase cíclicos y acíclicos. En el propio equipo o en DIGSI® uno se puede convencer, a la vista de los valores de potencia medidos, de que éstos se corresponden con la dirección de potencia (figura 3-22): P positivo, si la potencia activa fluye en el elemento protegido, 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 241 3 Montaje y puesta en marcha P negativo, si la potencia activa fluye hacia las barras colectoras, Q positivo, si la potencia reactiva inductiva fluye en el objeto protegido, Q negativo, si la potencia reactiva inductiva fluye hacia las barras colectoras. Por lo tanto, los resultados de potencia y sus componentes deben tener señales opuestas en ambos extremos. Se debe tener en cuenta que las corrientes de carga alta, que pudieran aparecer con líneas aéreas largas o con cables, son capacitivas, es decir, corresponden a una potencia reactiva negativa. A pesar de que exista una carga resistiva-inductiva, esto puede representar una pequeña potencia reactiva negativa en el extremo de alimentación mientras que en el otro extremo muestra una potencia reactiva negativa elevada. La influencia será tanto más grande, cuanto más baja sea la corriente de carga para la comprobación. Eventualmente se debe aumentar la corriente de carga para obtener unas relaciones más claras. Figura 3-21 Valores medidos locales y remotos en la "herramienta PS “ — Ejemplo de valores medidos plausibles 242 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.3 Puesta en marcha P SCarga Potencia activa positiva en la dirección de la línea jQ Potencia reactiva positiva en la dirección de la línea Potencia reactiva negativa en la dirección de la línea Figura 3-22 Potencia de carga aparente La medición de la potencia ofrece una primera indicación general respecto a la polaridad correcta de los valores de medición. • Si la dirección de la potencia reactiva es correcta pero la potencia activa tiene signo incorrecto, es posible que se haya producido un intercambio de las fases cíclicas de las corrientes (derecha) o de las tensiones (izquierda). • Si la dirección de la potencia reactiva es correcta, pero la potencia reactiva tiene signo incorrecto, es posible que se haya producido un intercambio de las fases cíclicas de las corrientes (izquierda) o de las tensiones (derecha). • Si tanto la potencia activa como la reactiva tienen signo incorrecto deberá controlarse y corregirse la polaridad de acuerdo con la dirección 201 PUNTO ESTRELLA TRANSF. I • Los ángulos de fase entre las corrientes y tensiones también deben ser concluyentes. Los tres ángulos de fase ϕ(ULx–ILx) deben ser aproximadamente iguales y deben representar el estado de operación. Si se comprueba una potencia que va en dirección del objeto protegido, los ángulos representan el desplazamiento actual de fase (cos ϕ positivo); en el caso de una potencia en la dirección de la barra colectora, los ángulos serán mayores en 180° (cos ϕ negativo). Según las circunstancias, deberán tenerse en cuenta las corrientes de carga (véase más arriba). Eventualmente, las mediciones deberán repetirse una vez corregidas las conexiones. Los controles precedentes de los valores medidos deben realizarse también en el otro extremo. Los valores de corriente y de tension así como los ángulos de fase del otro extremo también pueden leerse localmente como valores porcentuales. Observe que cuando las corrientes fluyen hacia el objeto (sin corrientes de carga) idealmente tiene señales opuestas en ambos extremos, es decir, están giradas 180°. En la “herramienta PS”, los valores medidos locales y remotos pueden indicarse gráficamente. La figura 3-21 muestra un ejemplo. Verificación de la polaridad para la entrada de corriente I4 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 El objeto protegido se desconecta, es decir, el interruptor de potencia se abre. Si se usa la conexión estándar del equipo, cuando la entrada de corriente I4 está conectada en el punto de estrella del transformador de corriente (véase también el diagrama de conexiones en el Anexo, figura A-3), por regla general se obtiene directamente la polaridad correcta de la vía de corriente de tierra. 243 3 Montaje y puesta en marcha Sin embargo, si la corriente I4 se deriva de un transformador de corriente suma independiente se hace necesaria una comprobación adicional de la dirección de esta corriente. La prueba se realiza con un circuito de disparo desconectado y una corriente de carga primaria. A este respecto cabe señalar que en todas las simulaciones, que no se correspondan exactamente con los casos prácticos, puede requerirse la comprobación de los valoresmedidos debido a la asimetría de los valores medidos. Estos deben ignorarse al realizar tales comprobaciones. ¡PELIGRO! ¡Los trabajos que se realicen en los transformadores de medida exigen unas medidas de precaución máximas! ¡Poner en corto los transformadores de medida antes de interrumpir cualquier acometida de corriente al equipo! Para generar una tension de desplazamiento, el arrollamiento e-n de una fase del conjunto de transformadores de tension (p. ej. L1) se desvía (véase la figura 3-23). Si no está prevista ninguna conexión a los arrollamientos e-n de los transformadores de tensión se interrumpe por el lado del secundario la fase correspondiente. Por el circuito de corriente se hace pasar únicamente la corriente de aquel transformador de medida en cuya fase falta la tensión en el circuito de tensión; los otros dos transformadores de corriente se ponen en corto. Si la línea transporta carga óhmicainductiva, la protección está en principio sujeta a las mismas condiciones que en el caso de un cortocircuito a tierra en la dirección de la línea. En el otro extremo se realiza la misma manipulación en los transformadores de intensidad y de tensión. L1 Barra colectora L2 L3 (desconectar aquí alternativamente) e n derivar una fase Ue Un UL1 UL2 UL3 UN IL1 IL2 IL3 I4 7SD610 Línea Figura 3-23 Comprobación de la polaridad para I4, ejemplo con transformadores de intensidad en conexión tipo Holmgreen 244 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.3 Puesta en marcha La figura 3-24 muestra un ejemplo, de acuerdo con la conexión de la figura 3-23, cuando fluye la corriente en dirección del objeto protegido. Las corrientes IL2 y IL3 son prácticamente cero, y para ello aparece una corriente de tierra 3I0 del mismo valor que IL1 . En consecuencia, falta la tensión UL1E y aparece una tensión cero 3U0. En caso de fallo de polaridad, 3I0 se encuentra en fase opuesta a IL1 o la tensión cero 3U0 reintegra las otras dos tensiones a la estrella de tensión (en este caso falsa). Desconecte los interruptores de potencia, ponga en cortocircuito los tranformadores de corriente y efectúe correctamente las conexiones de los transformadores de corriente y de tensión. A continuación repita la comprobación. Terminada la prueba, desconecte todos los interruptores de potencia, ponga los transformadores en cortocircuito y restablezca las conexiones de los tranformadores de corriente y de tensión. Figura 3-24 Valores medidos locales — Ejemplo de comprobación monofásica asimétrica Al final de la comprobación se leen las corrientes diferenciales y de estabilización. Para ello se verifica de manera simultánea que las conexiones del transformador de corriente están ajustadas correctamente después de la comprobación I4 (si se ha realizado). Medición de las corrientes diferenciales y de estabilización 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Lea las corrientes diferenciales y de estabilización. Estas se encuentran disponibles para cada fase en la pantalla del equipo o a través de DIGSI® entre los valores medidos . 245 3 Montaje y puesta en marcha También las corrientes diferenciales deben ser reducidas, es decir por lo menos un orden de magnitud inferiores a la corriente de paso. En el caso de líneas o de cables largos, si cabe esperar corrientes de carga elevadas, éstas pasan adicionalmente a las corrientes diferenciales. Las corrientes de estabilización se deducen del valor de respuesta I-DIF> (dirección 1210, véase el capítulo 2.2.2) además de la suma de las corrientes de fallo que pueden tolerarse: los fallos de los transformadores de intensidad localmente tolerables de acuerdo con la dirección 253 F con N_B/N_N (véase subtítulo 2.1.2), los fallos de los transformadores de intensidad tolerables en el otro extremo de acuerdo con ajuste local, así como la estimación interna de fallo del sistema (frecuencia, sincronización y errores en el retraso de tiempo). Con los valores preajustados para I-DIF> (0,3 IN) y F con N_B/N_N (5,0 % = 0,05) resulta: I estab I I -------------- = 0, 3 + 0,05 ⋅ -------- + 0, 05 ⋅ -------- + FalloSistema I N1 I N2 I NB Valor ajus. IDIF> fallo del transfo. localm. tolerable fallo del transfo. remotam. tolerable siendo I flujo real de corriente, INB la corriente nominal operativa tal como está parametrizada), IN1 la corriente nominal primaria del transformador de corriente local, IN2 la corriente nominal primaria de los transformadores de corriente del extremo remoto. En la “herramienta PS ” se representan gráficamente las corrientes diferenciales y de estabilización en un diagrama de la curva característica. La figura 3-25 muestra un ejemplo. 246 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.3 Puesta en marcha Figura 3-25 Corrientes diferenciales y de estabilización - Ejemplo para magnitudes de medida plausibles 3.3.9 Si hay una corriente diferencial que sea el doble del tamaño de la corriente de flujo, se puede asumir que hay una polaridad inversa del transformador(es) de corriente en uno de los extremos. Compruebe otra vez la polaridad y ajuste correctamente la polaridad de los tres transformadores de intensidad, después de ponerlos en corto. Si se han realizado modificaciones en los transformadores de intensidad deberá repetirse también la comprobación de potencia o angular. Finalmente, desconecte de nuevo el interruptor de potencia. Si se han modificado parámetros para realizar las pruebas éstos se deberán ajustar nuevamente a los valores necesarios para el funcionamiento. Disparo remoto, señales remotas, etc. Tan pronto como se establezca la comunicación entre los equipos se pueden comprobar las funciones que pasan por las vías de comunicación de la protección. Entre éstas se incluyen, en particular: 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 el disparo remoto a través de una entrada binaria (véase el capítulo 2.3), la transmisión de otras órdenes remotas o mensajes remotos (véase el capítulo 2.6), 247 3 Montaje y puesta en marcha el disparo del extremo opuesto provocado por la protección contra fallo del interruptor o la protección contra fallo con derivación a tierra (véase el capítulo 3.3.6), verificación de los ajustes del interruptor de potencia de control remoto. Para esto último puede utilizarse también la “herramienta PS“ . Este contiene una hoja en la que está anotado el ajuste del interruptor de potencia. Observe que el ajuste del interruptor sólo se puede indicar de manera fiable si los retroavisos de los contactos auxiliares del interruptor de potencia están acoplados al equipo correspondiente a través de entradas binarias. Sin estos retroavisos, los equipos sólo pueden deducir la posición del interruptor por el flujo de corriente, Pero como la corriente puede ser cero incluso si el interruptor está cerrado, cabe esperar que se produzcan mensajes equivocados. La valoración del ajuste del interruptor de las funciones de protección tiene lugar, por el contrario, de tal forma que en caso de duda se encuentra en el lado seguro. Para todas las demás órdenes e informaciones transmitidas, genere en cada caso la causa de la información y verifique que se produce el efecto deseado en el lado del receptor. Observe también lo siguiente: ¡PELIGRO! Asegúrese de que los procesos de conmutación iniciados mediante orden remota/señal remota, en el estado de conmutación actual de la instalación, pueden realizarse sin ningún peligro. 3.3.10 Funciones a definir por el usuario Dado que el equipo dispone de funciones que puede definir el usuario, en particular de la lógica CFC, es preciso comprobar también las funciones y enlaces establecidos. Obviamente no se puede indicar una forma de proceder general. Más bien es preciso conocer y comprobar la configuración de estas funciones y las condiciones teóricas. En particular se deberán observar y comprobar eventuales condiciones de bloqueo de los medios de conmutación (interruptor de potencia, seccionador, conector a tierra). 3.3.11 Prueba de disparo y conexión del interruptor de potencia Los circuitos de disparo y el interruptor de potencia pueden comprobarse de manera conveniente desde el equipo 7SD610. Este procedimiento se describe detalladamente en el capítulo 2.13.5. Si la comprobación no discurre de la manera prevista, a partir de los datos de la pantalla o del PC puede deducirse la causa. Eventualmente deberán comprobarse las conexiones de los contactos auxiliares del interruptor de potencia. 248 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.3 Puesta en marcha Hay que tener en cuenta que las entradas binarias para los contactos auxiliares del interruptor de potencia deben estar configuradas por separado para la prueba del CB. Es decir, no es suficiente con que los contactos auxiliares estén configurados en las entradas binarias FNº 00351 a 00353, 00379 y 00380 (según las posibilidades de los contactos auxiliares); adicionalmente deben estar configurados los correspondientes FNº 00366 a 00368 ó 00410 y/o 00411 (según las posibilidades de los contactos auxiliares). Estos últimos se utilizan exclusivamente para la prueba del CB. Véase también el capítulo 2.13.2. Además debe indicarse la disponibilidad del interruptor de potencia para la prueba del CB en la entrada binaria FNº 00371. 3.3.12 Prueba de la estabilidad y establecimiento de un listado de medida de ensayo Para comprobar la estabilidad de la protección también durante los procesos de conexión se pueden realizar, por último, unos ensayos de conexión. Los listados de medida suministran la máxima información relativa al comportamiento de la protección. Requisito previo Además de las posibilidades de almacenar una anotación con los valores de perturbación mediante la excitación de la protección, el 7SD610 permite también activar un registro de valores de medición por medio del programa de maniobra DIGSI®, a través de los interfaces seriales y mediante introducción binaria. En este último caso es preciso que se haya configurado para ello la información "> valor de perturbación iniciar en una entrada binaria. La activación del registro se realiza entonces, p. ej. a través de la introducción binaria, al conectarse el objeto protegido. Esta clase de listados de medida de ensayo con inicio por el exterior (es decir, sin excitación de protección) son tratados por el equipo como registros normales de valores de perturbación, es decir que para cada registro de medición se abre un protocolo de caso de perturbación con su número propio, con el fin de crear una correspondencia unívoca. Ahora bien, estos registros de medición no se relacionan en la pantalla en la memoria intermedia de avisos de perturbaciones puesto que no representan ninguna perturbación de la red. Iniciar el listado de medición de ensayo. Para iniciar un listado de medición de ensayo a través de DIGSI®, se deberá elegir en la parte izquierda de la ventana la función de maniobra Test. Haga doble clic en la vista del listado, sobre la indicación Prueba de avisos de perturbografía (véase la figura 3-26). 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 249 3 Montaje y puesta en marcha Figura 3-26 Iniciar ventana del listado de medición de ensayo en DIGSI® - Ejemplo El listado de medición de ensayo se inicia inmediatamente. Durante la anotación aparece un mensaje en la zona izquierda de la línea de estado. Unos segmentos de barras van informando adicionalmente sobre el avance del proceso. Para visualizar y evaluar la anotación se necesita uno de los programas SIGRA o Comtrade Viewer. 250 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 3.4 Preparación final del equipo 3.4 Preparación final del equipo Hay que apretar firmemente los tornillos. Han de estar apretados los tornillos de todas las bornas, incluso de las que no se utilicen . ¡Precaución! ¡No aplicar la fuerza! ¡Los pares de apriete admisibles no se deben rebasar ya que podrían dañarse las roscas y los alojamientos de las bornas! Si los valores de ajuste se han modificado durante las pruebas se deberán volver a comprobar. En particular, es preciso comprobar si están correctamente ajustadas todas las funciones de protección, mando y complementarias en los parámetros de la configuración (véase también el capítulo 2) y si todas las funciones deseadas están conectadas. Asegúrese de que en el PC queda registrada una copia de los valores de ajuste. Se debería controlar el reloj interno del equipo, y eventualmente se debería poner en hora/sincronizar, si es que no se sincroniza automáticamente. Las instrucciones al respecto figuran en el Manual del sistema, Pedido núm. E50417–H1178–C151. Las memorias intermedias de mensajes se borraron en MENÚ PRINCIPAL → Mensajes → Borrar/Poner, para que éstas contengan en el futuro sólo informaciones relativas a sucesos y situaciones reales. En la misma selección, los contadores de la estadística de conmutación se ponen en sus valores iniciales. Los contadores de los valores de medición de trabajo (p. ej. contadores de trabajo, en la medida en que existan) se ponen a cero en MENÚ PRINCIPAL → Valores de medición → Poner a cero . Para volver a la pantalla inicial pulse la tecla ESC (eventualmente varias veces). En el campo de visualización aparece la pantalla inicial (p. ej. la visualización de los valores de medición de trabajo). Las visualizaciones en la tapa frontal del equipo se borran pulsando la tecla LED para que en el futuro éstas suministren únicamente informaciones relativas a sucesos y situaciones reales. Al hacerlo también se reponen los relés de salida que estén eventualmente memorizados. Mientras se pulsa la tecla LED se iluminan los diodos luminosos configurables en la tapa frontal, y de esta manera se realiza también una prueba de los diodos luminosos. Si los diodos luminosos indican estados que tienen lugar en el momento actual, entonces naturalmente permanecen iluminados. El diodo luminoso verde "RUN" debe estar iluminado, mientras que el diodo luminoso rojo "ERROR" debe estar apagado. Si existe un interruptor de prueba éste debe estar conectado en la posición de trabajo. El equipo está ahora en disposición de funcionamiento. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 251 3 Montaje y puesta en marcha 252 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Características técnicas 4 En este capítulo se describen los datos técnicos del equipo SIPROTEC® 7SD610 y las funciones detalladas del mismo incluidos los valores límites, que no deberán superarse bajo ninguna circunstancia. A continuación de los datos eléctricos y funcionales del equipo totalmente equipado figuran los datos mecánicos con dibujos dimensionales. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 4.1 Datos generales del equipo 254 4.2 Protección diferencial 265 4.3 Arrastre del interruptor, disparo directo y remoto externos 267 4.4 Transmisión de órdenes remotas (opcional) 267 4.5 Interfaces de activación y protección diferencial topología 268 4.6 Protección de sobreintensidad diferida 269 4.7 Desconexión rápida de alta tensión 274 4.8 Automatismo de reenganche (opcional) 274 4.9 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional) 276 4.10 Protección de sobrecarga térmica 277 4.11 Supervisión de funciones 279 4.12 Funciones adicionales 280 4.13 Dimensiones 283 253 4 Características técnicas 4.1 Datos generales del equipo 4.1.1 Entradas y salidas analógicas Entradas de corriente Frecuencia nominal fN 50 Hz ó 60 Hz Intensidad nominal IN 1Aó5A Consumo por fase y vía a tierra – con IN = 1 A – con IN = 5 A (ajustable) aprox. 0,05 VA aprox. 0,3 VA Capacidad de carga de la vía de intensidad – térmica (efectiva) 100 · IN para 1 s 30· IN para 10 s 4 · IN permanente – dinámica (corriente de choque) 250 · IN (semioscilación) Requisitos de los transformadores de intensidad 1. Condición: Los transformadores de medida pasando una corriente de cortocircuito máxima estacionaria no deben estar saturados I cd máx n’ ≥ -----------------I N prim 2. Condición: El factor de sobreintensidad de trabajo n’ deberá ser como mín. 30 o bien se garantiza un tiempo t’AL de como mín. 1/4 de período garantizado n’ ≥ 30 ó t’AL ≥ 1/4 período 3. Condición: La relación máx. entre las intensidades nominales del primario de los transformadores de medida de intensidad en los extremos del objeto protegido entre sí Entradas de tensión Tensión nominal UN Consumo a 100 V por fase I prim máx --------------------- ≤ 8 I prim mín 80 V a 125 V (ajustable) ≤ 0,1 VA Capacidad de sobrecarga en la vía de tensión por entrada – térmica (efectiva)) 230 V permanente 4.1.2 Tensión auxiliar Tensión continua Alimentación de tensión a través de convertidor integrado: Tensión continua auxiliar nominal UH– Gamas de tensión admisibles 254 24/48 V– 19 a 58 V– 60/110/125 V– 48 a 150 V– 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 4.1 Datos generales del equipo Tensión continua auxiliar nominal UH– Gamas de tensión admisibles Tensión alterna Tensión alterna superpuesta, pico a pico ≤15 % de la tensión auxiliar Consumo de potencia – sin excitar – excitada aprox. 6,5 W aprox. 10 W Tiempo de conmutación para fallo/cortocircuito circuito de la tensión continua auxiliar ≥50 ms a UH = 48 V y UH ≥ 110 V ≥20 ms a UH = 24 V y UH = 60 V Alimentación de tensión a través de convertidor integrado Tensión continua auxiliar nominal UH~ Gamas de tensión admisibles Consumo de potencia – sin excitar – excitada Tiempo de derivación a Fallo/cortocircuito 4.1.3 110/125/220/250 V– 88 a 300 V– 115 V~ 92 a 132 V~ aprox. 10 VA aprox. 17 VA ≥ 50 ms Entradas y salidas binarias Entradas binarias Número 7 (configurable) Gama de tensión nominal 24 V– a 250 V– en 3 rangos, bipolar Umbrales de conmutación ajustables por medio de puentes – para tensiones nominales 24/48 V– Uhigh ≥ 19 V– 60/110/125 V– Ulow ≤ 10 V– – para tensiones nominales 110/125/ 220/250 V– Uhigh ≥ 88 V– ? Ulow ≤ 44 V– – para tensiones nominales 220/250 V– Uhigh ≥ 176 V– Ulow ≤ 88 V– 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Consumo de corriente, excitada aprox. 1,8 mA independiente de la tensión de control Tensión máxima admisible 300 V– Supresión del impulso de entrada 220 nF capacidad de acoplamiento a 220 V con un tiempo de recuperación >60 ms 255 4 Características técnicas Relé de salida Relés de mensaje/orden/alarma (véase también los planos de conjunto en el Anexo A.2) Número 3 cada uno con 1 cerrador (común) (configurable); más 2 cada uno con 1 cerrador (libre de potencial) (configurables); 1 Relé de alarma con 1 abridor o 1 cerrador (conmutable) Potencia de conexión 4.1.4 CONEC. DESC. 1000 W/VA 30 VA 40 W óhmico 25 W con izquierda/derecha ≤ 50 ms Tensión de conexión 250 V Intensidad autorizada por contacto Conectar y mantener 5 A permanente 30 A para 0,5 s (cerrador) Intensidad total autorizada para contactos arraigados 5 A permanente 30 A para 0,5 s (cerrador) Listado de UL para relés de órdenes/ Relé de mensaje/relé de alarma con los siguientes datos nominales 120 Vac Servicio piloto, B300 240 Vac 240 Vac 24 Vdc 48 Vdc 240 Vdc 120 Vac 240 Vac Servicio piloto, B300 5 A Uso General 5 A Uso General 0.8 A Uso General 0.1 A Uso General 1/6 hp (4.4 FLA) 1/2 hp (4.9 FLA) Interfaces de comunicación Interfaz de activación Véase el capítulo 4.5 Interfaz de maniobra – Conexión panel frontal, no aislado, RS 232 conector DSUB-Hembra de 9 pines para conectar un ordenador personal – Operación con DIGSI® – Velocidad de transmisión mín. 4 800 baudios; máx. 115200 baudios Configuración de suministro: 38400 baudios; paridad: 8E1 – Distancia de transmisión máx.15 m Interfaz de servicio/ módem (opcional) 256 RS232/RS485/ Interfaz exento de potencial para transferencia de datos según la variante de pedido Operación con DIGSI® 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 4.1 Datos generales del equipo RS232 – Conexión en bastidor para empotrar en bastidor para montaje superpuesto por la cara posterior, lugar de instalación "C“ conector DSUB de 9 polos en el bastidor del pupitre, en la cara inferior del bastidor conector DSUB de 9 polos cable de datos blindado – Tensión de prueba 500 V; 50 Hz – Velocidad de transmisión mín. 4800 baudios; máx. 115200 baudios Configuración de suministro 38400 baudios – distancia de transmisión máx.15 m RS485 – Conexión en bastidor para empotrar en bastidor para montaje superpuesto por la cara posterior, lugar de instalación "C“ conector DSUB de 9 polos en el bastidor del pupitre, en la cara inferior del bastidor conector DSUB de 9 polos cable de datos blindado Interfaz del sistema (opcional) – Tensión de prueba 500 V; 50 Hz – Velocidad de transmisión mín. 4800 baudios; máx. 115200 baudios Posición de suministro 38400 baudios – Distancia de transmisión máx. 1 km RS232/RS485/LWL interfaz exento de potencial para transmisión de datos a una unidad central Profibus RS485/Profibus LWL DNP3.0 RS485/DNP3.0 LWL según la variante de pedido RS232 – Conexión en bastidor para empotrar en bastidor para montaje superpuesto 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 por la cara posterior, lugar de instalación "B“ conector DSUB de 9 polos en el bastidor del pupitre, en la cara inferior del bastidor conector DSUB de 9 polos – Tensión de prueba 500 V; 50 Hz – Velocidad de transmisión mín. 4800 baudios; máx. 38400 baudios Configuración de suministro 19200 bd – Distancia de transmisión máx.15 m 257 4 Características técnicas RS485 – Conexión en bastidor para empotrar en bastidor para montaje superpuesto por la cara posterior, lugar de instalación "B“ conector DSUB de 9 polos en el bastidor del pupitre, en la cara inferior del bastidor conector DSUB de 9 polos – Tensión de prueba 500 V; 50 Hz – Velocidad de transmisión mín. 4800 baudios; máx. 38400 baudios Configuración de suministro 19200 baudios – Distancia de transmisión máx. 1 km Conductor de fibra óptica (FO) – Conductor de fibra óptica Conector ST en bastidor para empotrar por la cara posterior, lugar de instalación "B“ en bastidor para montaje superpuesto en el bastidor del pupitre, en la cara inferior del bastidor – Longitud de onda óptica λ = 820 nm – Clase de láser 1 según EN 60825–1/ –2 con fibra de vidrio 50/125 µm o con fibra de vidrio 62,5/125 µm – Atenuación admisible del tramo máx. 8 dB, con fibra de vidrio 62,5/125 µm – Distancia de transmisión máx. 1,5 km – Posición de señal de reposo conmutable; configuración de suministro "Sin iluminación“ Profibus RS485 – Conexión en bastidor para empotrar en bastidor para montaje superpuesto por la cara posterior, lugar de instalación "B“ conector DSUB de 9 polos en el bastidor del pupitre, en la cara inferior del bastidor conector DSUB de 9 polos – Tensión de prueba 500 V; 50 Hz – Velocidad de transmisión a 12 MBd – Distancia de transmisión 1000 m a 500 m a 200 m a 100 m a ≤ 93,75 kBd ≤ 187,5 kBd ≤ 1,5 MBd ≤ 12 MBd Profibus Fibra óptica – Tipo de conector de fibra óptica 258 conector ST Anillo doble 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 4.1 Datos generales del equipo – Conexión en bastidor para empotrar en bastidor para montaje superpuesto por la cara posterior, lugar de instalación "B“ sólo con OLM externos – Velocidad de transmisión recomendada: a 1,5 MBd ≥500 kBd – Longitud de onda óptica λ = 820 nm – Clase de láser 1 según EN 60825–1/ –2 con fibra de vidrio 50/125 µm ó con fibra de vidrio 62,5/125 µm – Atenuación admisible del tramo máx. 8 dB, con fibra de vidrio 62,5/ 125 µm – Distancia máxima salvable entre 2 módulos con óptica redundante topología de anillo y fibra de vidrio aprox. 1,6 km a 500 kB/s aprox. 530 m a 1500 kB/s 62,5/125 µm – Posición de reposo de caracteres “Luz apagada“ – Número de módulos en el anillo óptico máx. 41 a 500 kB/s o 1500 kB/s DNP3.0 RS485 – Conexión en bastidor para empotrar conector DSUB de 9 polos en bastidor para montaje superpuesto por la cara posterior, lugar de instalación "B“ en el bastidor del pupitre, en la cara inferior del bastidor conector DSUB de 9 polos – Tensión de prueba 500 V; 50 Hz – Velocidad de transmisión a 19200 Bd – Distancia de transmisión máx. 1 km DNP3.0 LWL – Tipo de conector de fibra óptica conector ST – Conexión en bastidor para empotrar por la cara posterior, lugar de instalación "B“ sólo con convertidor externo en bastidor para montaje superpuesto – Velocidad de transmisión a 19200 Bd – Longitud de onda óptica λ = 820 nm – Clase de láser 1 según EN 60825–1/ –2 con fibra de vidrio 50/125 µm ó con fibra de vidrio 62,5/125 µm Interfaz de sincronización de tiempo 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 – Atenuación admisible del tramo máx. 8 dB, con fibra de vidrio 62,5/125 µm – Distancia de transmisión máx. 1,5 km – Sincronización de tiempo DCF77/IRIG B/GPS – Conexión en bastidor para empotrar por la cara posterior, lugar de instalación "A“ conector DSUB de 9 polos 259 4 Características técnicas en bastidor para montaje superpuesto en la regleta doble de bornas, en la parte baja del bastidor – Caracterísiticas de la señal DCF77/IRIG B (Formato telegrama IRIG-B000): Tensión nominal de entrada de la señal 12 V 24 V 6,0 V 15,8 V 31 V 1,0 V con IILow = 1,4 V con IILow = 1,9 V con IILow = 0,25 mA 0,25 mA 0,25 mA 4,5 mA a 9,4 mA 4,5 mA a 9,3 mA 4,5 mA a 8,7 mA 1930 Ω con UI = 8,7 V 3780 Ω con UI = 17 V 890 Ω con UI = 4 V 640 Ω con UI = 6 V 1700 Ω con UI = 15,8 V 3560 Ω con UI = 31 V 5V UIHigh UILow IIHigh RI – Características de la señal GPS: Tensión nominal de la señal Señal PPS Relación de pulso CON/DESCON desviación máx. de flanco de todos los receptores GPS-receptor, antena y parte de red 4.1.5 24 V 1/999 a 1/1 ±3 µs véase Anexo A.1.1 bajo Accesorios Pruebas eléctricas Normas Normas: Pruebas de aislamiento Normas: IEC 60255 (normas de producto) IEEE Std C37.90.0/.1/.2 UL 508 VDE 0435 véanse otras normas en pruebas individuales IEC 60255–5 e IEC 60870–2–1 – Prueba de tensión (prueba unitaria) 2,5 kV (ef), 50 Hz todos los circuitos excepto tensión auxiliar entradas auxiliares e interfaces de comunicación y sincronización de tiempo – Prueba de tensión (prueba unitaria) Tensión auxiliar y entradas binarias 3,5 kV– – Prueba de tensión (prueba unitaria) 500 V (ef), 50 Hz sólo interfaces cerrados de comunicación y sincronización de tiempo – Prueba de tensión de impulso (prueba de prototipo) Poner todos los circuitos, excepto interfaces de comunicación comunicación y sincronización de tiempo clase III 260 5 kV (pico); 1,2/50 µs; 0,5 J; 3 positivos y 3 impulsos negativos a intervalos de 5 s 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 4.1 Datos generales del equipo Pruebas de CEM resistencia a las interferencias (Pruebas de prototipos) Normas: IEC 60255–6 y –22 (normas de producto) EN 61000–6–2 (norma técnica básica) VDE0435 – Prueba de alta frecuencia 2,5 kV (pico); 1 MHz; τ = 15 µs; IEC 60255–22–1, VDE 0435 parte 301400 impulsos por s; duración de la prueba clase III 2 s; Ri = 200 Ω – Descarga de electricidad estática IEC 60255–22–2, IEC 61000–4–2 Clase IV 8 kV descarga de contacto; 15 kV descarga al aire; ambas polaridades; 150 pF; Ri = 330 Ω – Irradiación con campo de AF, barrido de frecuencia IEC 60255–22–3, IEC 61000–4–3 10 V/m; 80 MHz a 1000 MHz; Clase III 80 % AM; 1 kHz – Irradiación con campo de AF, frecuencias individuales IEC 60255–22–3, IEC 61000–4–3 Clase III 10 V/m con amplitud modulada 80 MHz; 160 MHz; 450 MHz; 900 MHz; 80 % AM; 1 kHZ; duración de la conexión >10 s con pulso modulado 900 MHz; 50 % PM; frecuencia de repetición 200 Hz – Magnitudes de interferencia transientes rápidas/ráfaga IEC 60255–22–4, IEC 61000–4–4 Clase IV 4 kV; 5/50 ns; 5 kHz; longitud de la ráfaga = 15 ms; frecuencia de repetición 300 ms; ambas polaridades; Ri = 50 Ω; duración de la prueba 1 min – Tensiones de impacto de alta energía (SURGE) IEC 61000–4–5, clase de instalación 3 impulso: 1,2/50 µs Tensión auxiliar modo común: modo dif.: 2 kV; 12 Ω; 9 µF 1 kV; 2 Ω; 18 µF Entradas de medida analógicas, entradas binarias y salidas de relés modo común: modo dif.: 2 kV; 42 Ω; 0,5 µF 1 kV; 42 Ω; 0,5 µF – Línea conducida AF, amplitud modulada IEC 61000–4–6, Clase III 10 V; 150 kHz a 80 MHz; 80 % AM; 1 kHz – Campo magnético con frecuencia de energía técnica IEC 61000–4–8, IEC 60255–6 30 A/m permanente; 300 A/m para 3 s; 50 Hz Clase IV 0,5 mT; 50 Hz – Capacidad oscilatoria para resistencia de sobrecarga 2,5 kV (pico); 1 MHz; τ = 15 µs; norma IEEE C37.90.1 400 impulsos por s; Ri = 200 Ω; duración 2 s – Capacidad de resistencia de sobrecarga de tránsito rápido. IEEE C37.90.1 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 4 kV; 5/50 ns; 5 kHz; longitud de la ráfaga 15 ms; frecuencia de repetición 300 ms; 261 4 Características técnicas ambas polaridades; Ri = 80 Ω; duración 1 min – Interferencia radiada electromagnética IEEE Std C37.90.2 Pruebas CEM relativas a la emisión de interferencias (prueba de prototipo) 35 V/m; 25 MHz a 1000 MHz – Oscilaciones amortiguadas IEC 60694, IEC 61000–4–12 2,5 kV (valor cresta), polaridad alternando 100 kHz, 1 MHz, 10 MHz y 50 MHz, Ri = 200 Ω Norma: EN 50081–∗ (norma técnica básica) – Tensión interferente de radio en las líneas, sólo tensión auxiliar IEC–CISPR 22 150 kHz a 30 MHz valor límite clase B – Intensidad de campo de radio interferente IEC–CISPR 22 30 MHz a 1000 MHz valor límite clase B – Intensidades de armónicos en la acometida de red a 230 VAC IEC 61000–3–2 se respetan los valores límites de clase A – Oscilaciones de la tensión y fluctuaciones se respetan los valores límites en la acometida de red a 230 VAC IEC 61000–3–3 4.1.6 Pruebas mecánicas Solicitación a la oscilación y al choque en caso de empleo estacionario 262 Normas: IEC 60255–21 e IEC 60068 – Oscilación IEC 60255–21-1, clase 2 IEC 60068–2–6 senoidal 10 Hz a 60 Hz amplitud ± 0,075 mm 60 Hz a 150 Hz: aceleración 1 g Barrido de frecuencia1 octava/min 20 ciclos en 3 ejes ortogonales entre sí. – Choque IEC 60255–21–2, clase 1 IEC 60068–2-27 semisenoidal aceleración 5 g, duración 11 ms, por 3 choques en ambos sentidos de los 3 ejes – Oscilación en caso de seismo IEC 60255–21–3, Classe 1 IEC 60068–3–3 senoidal 1 Hz a 8 Hz amplitud ± 3,5 mm (eje horizontal) 1 Hz a 8 Hz: amplitud ± 1,5 mm (eje vertical) 8 Hz a 35 Hz: aceleración 1 g (eje horizontal) 8 Hz a 35 Hz: aceleración 0,5 g (eje vertical) Barrido de frecuencia 1 octava/min 1 ciclo en 3 ejes ortogonales entre sí 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 4.1 Datos generales del equipo Solicitación a la oscilación y al choque durante el transporte Normas: IEC 60255–21 e IEC 60068 – Oscilación IEC 60255–21-1, clase 2 IEC 60068–2–6 senoidal 5 Hz a 8 Hz amplitud ± 7,5 mm 8 Hz a 150 Hz: aceleración 2 g Barrido de frecuencia 1 octava/min 20 ciclos en 3 ejes ortogonales ente sí. – Choque IEC 60255–21–2, clase 1 IEC 60068–2-27 semisenoidal Aceleración 15 g, durante 11 ms, cada 3 choques en ambos sentidos de los 3 ejes – Choque permanente IEC 60255–21–2, clase 1 IEC 60068–2–29 semisenoidal aceleración 10 g, duración 16 ms, cada 1000 choques en ambos sentidos de los 3 ejes Nota: ¡Todos los datos relativos a las solicitaciones son aplicables al embalaje de fábrica! 4.1.7 Solicitaciones debidas al clima Temperaturas – Prueba de prototipo (según IEC 60068–2–1 y –2) –25 °C a +85 °C (prueba Bd para 16 h) – autorizado transitoriamente para funcionamiento –20 °C a +70 °C (probado para 96 h) – recomendado para régimen permanente (IEC 60255–6) –5 °C a +55 °C – Límites de temperatura para almacenamiento prolongado –25 °C a +55 °C – Límites de temperatura para el transporte –25 °C a +70 °C Dificultad de lectura de la pantalla a partir de +55 °C ¡Almacenamiento y transporte en el embalaje de fábrica! 1 ) Listado en UL (normal 508, Industrial Control Equipment): – Temperaturas límite para régimen normal (relés de salida sin excitar) –20 °C a +70 °C (–4 °F a +158 °F) – Temperaturas límite con carga máxima (excitación máx. cont. permitida de entradas y salidas) –5 °C a +40 °C Humedad 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Solicitación de humedad permitida (+23 °F a +104 °F) como media del año ≤75 % humedad relativa; en 56 días del año hasta el 93 % de humedad relativa; ¡condensación en funcionamiento no admisible! 263 4 Características técnicas Se recomienda disponer los equipos de tal manera que no queden expuestos a la radiación directa del sol ni a cambios de temperatura fuertes, en los que podría llegar a producirse condensación. 4.1.8 Condiciones de utilización El equipo de protección está diseñado para ser instalado en locales usuales de relés e instalaciones, de manera que esté asegurada la compatibilidad electromagnética (CEM) si la instalación está realizada profesionalmente. Adicionalmente se recomienda: • Los contactores y relés que trabajen dentro de un mismo armario o sobre un mismo cuadro de relés con los dispositivos de protección digitales deberán estar provistos, por principio, con elementos extintores adecuados. • En instalaciones de conmutación a partir de 100 kV, se deberán utilizar líneas de conexión exteriores con un blindaje puesto a tierra por ambos extremos, capaz de soportar el paso de corriente. En instalaciones de media tensión generalmente no se necesitan medidas especiales. • No está permitido sacar o introducir módulos individuales que estén bajo tensión. En estado desmontado, muchos componentes están expuestos a riesgo electrostático; al manejarlos se deberán tener en cuenta las normas EIE. En estado instalado no hay ningún riesgo. 4.1.9 Versiones constructivas Bastidor 7XP20 Dimensiones ver dibujos dimensionales, capítulo 4.13 Peso aprox. – en bastidor para empotrar – en bastidor para montaje superpuesto 9,5 kg 5,0 kg Clase de protección según IEC 60529 – para el equipo en bastidor para montaje superpuesto en bastidor para empotrar delante detrás – para protección de las personas Condiciones UL 264 IP 51 IP 51 IP 50 IP 2x con tapa de protección cerrada “Para uso sobre una superficie plana de un cerramiento tipo 1” 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 4.2 Protección diferencial 4.2 Protección diferencial Valores de respuesta Corriente diferencial IDIF> 0,10 A a 20,00 A 1) (escalón 0,01 A) Corriente diferencial al conectar IDIF CIERRE.> 0,10 A a 20,00 A 1) (escalón 0,01 A) Corriente diferencial Escalón de carga IDIF>> 0,5 A a 100,0 A 1) (escalón 0,01 A) ó ∞ (escalón desactivado) Tolerancias – Nivel IDIF> – Nivel IDIF>> 1) Tiempos propios 5 % del valor de ajuste 5 % del valor de ajuste Datos secundarios para IN = 1 A; con IN = 5 A hay que multiplicar las corrientes por 5. Los tiempos de las órdenes dependen de la velocidad de comunicación. Tiempos de respuesta/disparo de los escalones IDIF>> aprox. con una velocidad de transmisión de mínimo (50 o 60 Hz) típica 512 kBit/s 128 kBit/s 64 kBit/s 16 ms 20 ms 18 ms 23 ms 24 ms 32 ms Tiempos de recuperación de los escalones de IDIF>> aprox. con una velocidad de transmisión de típica 512 kBit/s 128 kBit/s 64 kBit/s 39 ms 42 ms 52 ms Tiempos de respuesta/disparo de los escalones IDIF> aprox. con una velocidad de transmisión de mínimo (50 Hz) mínimo (60 Hz) típica 512 kBit/s 128 kBit/s 64 kBit/s 34 ms 32 ms 38 ms 39 ms 36 ms 44 ms 47 ms 43 ms 57 ms 512 kBit/s 128 kBit/s 64 kBit/s 30 ms 35 ms 45 ms Tiempos de recuperación de los escalones de IDIF> aprox. con una velocidad de transmisión de típica Tiempos de retardo Retardo del escalón IDIF> TIDIF> 0,00 s a 60,00 s (escalón 0,01 s) ó ∞ (escalón desactivado) Retardo del escalón IDIF> con excitación monofásicaT3I0 1FASE 0,00 s a 60,00 s (escalón 0,01 s) ó ∞ (escalón desactivado con excitación monofásica) Tolerancias de desarrollo 1 % del valor de ajuste ó 10 ms Los tiempos ajustados son puros tiempos de retardo 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 265 4 Características técnicas Austoestabilización Fallo del transformador de medida en cada extremo del objeto protegido Relación entre el factor de sobreintensidad de régimen/ y el factor de sobreintensidad nominal n'/n 1,00 a 10,00 (escalón 0,01) Fallo del transformador de medida siendo n'/n 0,5 % a 50,0 % (escalón 0,1 %) Fallo del transformador de medida siendo n × IN (clase) 0,5 % a 50,0 % (escalón 0,1 %) Otras magnitudes de estabilización (autoestabilización adaptable) desviación de frecuencia, diferencias de tiempo de transmisión, armónicos, calidad de sincronización, Jitter Estabilización de conexión Relación de estabilización 2º armónico I2fN/IfN 10 % a 45 % (escalón 1 %) 1 Intensidad máxima para estabilización 1,1 A a 25,0 A ) Función de bloqueo mutuo conectable y desconectable (escalón 0,1 A) Tiempo activo máximo para función de bloque mutuo 0,00 s a 60,00 s (escalón 0,01 s) T ACT. BLOQUEO CRUZADOó ∞ (activo hasta recuperación) 1) Datos secundarios para IN = 1 A; con IN = 5 A los valores deben multiplicarse por 5. Adaptación de los transformadores (opcional) Adaptación de grupos de conexión 0 a 11 (× 30°) Tratamiento del punto de estrella con o sin toma de tierra (por cada arrollamiento) Operación de emergencia Por fallo de la comunicación véase el capítulo 4.6 Intervalo de trabajo Frecuencia Seguimiento de la frecuencia en la gama 0,8 ≤ f/fN ≤ 1,2 estable al acelerar la máquina 266 (escalón 1) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 4.3 Arrastre del interruptor, disparo directo y remoto externos 4.3 Arrastre del interruptor, disparo directo y remoto externos Arrastre del interruptor Arrastre del otro extremo con disparo unilateral activable y desactivable Disparo directo externo Tiempo propio, total aprox. 12 ms Retardo del disparo TTemp. Disparo Tolerancias de desarrollo 0,00 s a 30,00 s o ∞ (inactivo) (escalón 0,01 s) 1 % del valor de ajuste ó 10 ms Los tiempos ajustados son puros tiempos de retardo Disparo remoto Disparo de los extremos remotor mediante orden a través de entrada binaria acoplada Tiempos propios, total aprox. con una velocidad de transmisión de mínimo típica 512 kBit/s 128 kBit/s 64 kBit/s 15 ms 18 ms 18 ms 21 ms 24 ms 31 ms 512 kBit/s 128 kBit/s 64 kBit/s 13 ms 15 ms 26 ms Tiempos de recuperación, total aprox. con una velocidad de transmisión de típica Retardo de disparo TRETARD TARR 0,00 s a 30,00 s (escalón 0,01 s) Retardo de disparo TRETARD TARR 0,00 s a 30,00 s (escalón 0,01 s) Tolerancias de desarrollo 1 % del valor de ajuste o 10 ms Los tiempos ajustados son puros tiempos de retardo 4.4 Transmisión de órdenes remotas (opcional) Orden remota Número de órdenes remotas posibles 4 Tiempos propios, total aprox. con una velocidad de transmisión de mínimo típica 512 kBit/s 128 kBit/s 64 kBit/s 15 ms 18 ms 18 ms 21 ms 24 ms 31 ms 512 kBit/s 128 kBit/s 64 kBit/s 13 ms 15 ms 26 ms Tiempos de recuperación, total aprox. con una velocidad de transmisión de típica 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 267 4 Características técnicas 4.5 Interfaces de activación y protección diferencial topología Topología Número de equipos para un objeto protegido2 Interfaz de activación – Conexión conductor de fibra óptica en bastidor para empotrar en bastidor para montaje lugar de instalación “D“ por el lado posterior, superpuestoen el bastidor del pupitre, en la cara inferior del bastidor Módulo de conexión para el interfaz de activación, dependiendo de la variante de pedido: Módulo en el equipo Tipo de conector Tipo de fibra Óptica Longitud de onda Atenuación admisible del tramo Distancia típica FO5 1) ST Multimodo 62,5/125 µm 820 nm 8 dB 1,5 km FO6 2) ST Multimodo 62,5/125 µm 820 nm 16 dB 3,5 km FO7 2) ST Monomodo 9/125 µm 1300 nm 7 dB 10 km FO8 2) FC Monomodo 9/125 µm 1300 nm 18 dB 35 km 1)Clase de láser 1 según EN 60825–1/ –2 con fibra de vidrio 62,5/125 µm 2)Clase de láser 3A según EN 60825–1/ –2 – Posición de reposo de caracteres Comunicación de datos de protección “Luz apagada“ Conexión directa: Velocidad de transmisión Clase de fibra Longitud de onda óptica Atenuación admisible del tramo Distancia que se puede salvar 512 kBit/s véase la tabla más arriba Conexión vía redes de comunicación: 268 Convertidor de comunicaciones véase Anexo A.1.1 bajo Accesorios Interfaces de red soportados G701.1 con 64 kBit/s; X.21 con 64 ó 128 ó 512 kBit/s; S0 (RDSI) con 64 ó 128 kBit/s; cables auxiliares hasta 8 km con 128 kBit/s Conexión con convert. de comunicac. véase la tabla más arriba bajo módulo FO5 Tiempo de transmisión máx. 0,1 ms a 30 ms (escalón 0,1 ms) Diferencia máx. tiempo de transmisión 0,000 ms a 3,000 ms (escalón 0,001 ms) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 4.6 Protección de sobreintensidad diferida 4.6 Protección de sobreintensidad diferida Modos de función como protección de sobreintensidad diferida de emergencia o como protección de sobreintensidad diferida de reserva: Protección de sobreintensidad diferida de emergenciaactiva si falla la comunicación, Protección de sobreintensidad diferida de reserva Curvas características Escalones de intensidad escalones independientes(S/It.def.) Escalones dependientes de la corriente (S/It.idef.) Escalones de alta intensidad Escalones de sobreintensidad activa con total independencia IFa>>, 3I0>>, IFa>, 3I0> IP, 3I0P se puede seleccionar según las figuras 4-1 a 4-3 una de las curvas características IFa>>(fases) 0,10 A a 25,00 A 1) ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 A) TFa.I>> (fase) 0,00 s a 30,00 s ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 s) 3I0>> (tierra) 0,05 A a 25,00 A 1) ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 A) T3I0>> (tierra) 0,00 s a 30,00 s ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 s) IFa>(fases) 0,10 A a 25,00 A 1) ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 A) TFa.I> (fase) 0,00 s a 30,00 s ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 s) 3I0> (tierra) 0,05 A a 25,00 A 1) ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 A) T3I0> (tierra) 0,00 s a 30,00 s ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 s) 0,10 A a 4,00 A 1) ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 A) TIP (fases) 0,05 s a 3,00 s ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 s) TIPret (fase) 0,00 s a 30,00 s (escalón 0,01 s) 3I0P (tierra) 0,05 A a 4,00 A 1) ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 A) T3I0P (tierra) 0,05 s a 3,00 s ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 s) Escalones de intensidad dependientes IP(fases) (IEC) T3I0Pret (tierra) 0,00 s a 30,00 s Escalones de intensidad dependientes IP (fases) (ANSI) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 0,10 A a 4,00 A 1) ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 s) (escalón 0,01 A) 269 4 Características técnicas DIP (fases) 0,50 s a 15,00 s ó ∞ (inactivo) TIPret (fase) 0,00 s a 30,00 s (escalón 0,01 s) (escalón 0,01 s) 1 3I0P (tierra) 0,05 A a 4,00 A ) ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 A) D3I0P (tierra) 0,50 s a 15,00 s ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 s) T3I0Pret (tierra) 0,00 s a 30,00 s (escalón 0,01 s) Tolerancias nominal a S/It.def. corrientes 3 % del valor de ajuste ó 1% corriente tiempos 1 % del valor de ajuste ó 10 ms Tolerancias con S/It.idef. (IEC) corrientes tiempos (ANSI) tiempos respuesta a 1,05 ≤ I/IP ≤ 1,15; ó 1,05 ≤ I/3I0P ≤ 1,15 5 % ± 15 ms para 2 ≤ I/IP ≤ 20 y TIP/s ≥ 1; ó 2 ≤ I/3I0P ≤ 20 y T3I0P/s ≥ 1 5 % ± 15 ms para 2 ≤ I/IP ≤ 20 y DIP/s ≥ 1; ó 2 ≤ I/3I0P ≤ 20 y D3I0P/s ≥ 1 Los tiempos ajustados son simples tiempos de retardo. 1) Otros escalones independientes Datos secundarios para IN = 1 A; con IN = 5 A las corrientes tienen que multiplicarse por 5. Sobreintensidad Tolerancias nominal IFa>>> (fase) 0,10 A a 25,00 A 1) ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 A) TFa. I>>> 0,00 s a 30,00 s ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 s) 3I0 >>> (tierra) 0,05 A a 25,00 A 1) ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 A) T3I0 >>> 0,00 s a 30,00 s ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 s) corrientes 3 % del valor de ajuste ó 1% corriente Tiempos 1 % del valor de ajuste ó 10 ms Se necesita autorización a través de una entrada binaria especial. Los tiempos ajustados son simples tiempos de retardo. 1) Tiempos propios de los escalones independientes Relaciones de recuperación 270 Datos secundarios para IN = 1 A; con IN = 5 A las corrientes tienen que multiplicarse por 5. Tiempo de respuesta, mínimo aprox. 23 ms con fN = 50 Hz aprox. 21 ms con fN = 60 Hz Tiempo de respuesta, típico aprox. 28 ms con fN = 50 Hz aprox. 26 ms con fN = 60 Hz Tiempo de recuperación, típico aprox. 30 ms con fN = 50 Hz aprox. 27 ms con fN = 60 Hz Escalones de intensidad aprox. 0,95 para I/IN ≥ 0,5 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 4.6 Protección de sobreintensidad diferida 100 100 t [s] t [s] 30 30 20 20 Tp 10 10 3,2 5 5 1,6 3 2 1 0,5 Tp 3 3,2 0,8 2 0,4 1 1,6 0,2 0,5 0,8 0,3 0,4 0,3 0,2 0,1 0,1 0,05 0,2 0,2 0,1 0,05 1 2 3 5 7 10 20 1 I/Ip 0, 14 [s] t = ------------------------------------ ⋅ T p 0, 02 –1 (I ⁄ I ) p Inversa normal: (Tipo A) 0,1 0,05 0,05 2 3 5 10 I/Ip 20 13, 5 t = ---------------------------- ⋅ T [s] p 1 (I ⁄ I ) – 1 p Muy inversa: (Tipo B) 1000 100 t [s] t [s] 300 20 200 10 100 5 50 3 30 Tp 2 20 3,2 10 1,6 5 0,8 1 Tp 3,2 0,5 1,6 0,3 0,2 0,8 0,1 0,4 0,1 0,2 0,05 0,05 1 2 Extremadamente inversa (Tipo C) 3 5 10 I/Ip 20 80 t = ---------------------------- ⋅ T [s] p 2 (I ⁄ I ) – 1 p t Tp I Ip Tiempo de disparo Valor de ajuste Factor de tiempo Corriente de fallo Valor de ajuste de la corriente 3 0,4 2 0,2 1 0,1 0,05 0,5 1 2 3 5 7 10 20 I/Ip Inversa de larga duración: 120 t = ---------------------------- ⋅ T p 1 (I ⁄ I ) – 1 p [s] Observación: Para avería con derivación a tierra debe leerse 3I0p Figura 4-1 Curvas características del tiempo de disparo de la protección diferida de sobreintensidad dependiente de la corriente, según IEC (fases y tierra) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 271 4 Características técnicas 100 100 t [s] t [s] 30 30 20 20 10 10 7 7 5 D [s] 5 15 10 3 2 1 5 3 0,7 0,5 2 1 D [s] 0,7 0,5 2 0,3 15 10 0,3 0,2 1 0,1 0,07 0,05 0,5 1 2 3 5 10 0,1 0,07 0,05 20 5 0,2 1 2 3 2 1 0,5 5 10 I/Ip Inversa/ INVERSA 8, 9341 t = ------------------------------------------ + 0, 17966 ⋅ D [s] 2, 0938 –1 ( I ⁄ Ip ) 100 t [s] 20 I/Ip 0, 2663 t = ------------------------------------------ + 0, 03393 ⋅ D [s] 1, 2969 –1 ( I ⁄ Ip ) Breve inversa/ BREVE INVERSA 100 D [s] 50 15 10 20 5 10 5 3 t [s] 50 20 10 2 5 D [s] 1 3 15 2 10 1 5 2 0,5 1 0,5 0,5 0,3 0,3 0,2 0,2 1 0,1 0,1 0,5 0,05 1 2 3 5 10 20 0,05 2 1 2 3 5 I/Ip 5, 6143 Bastante inversa/ t = -----------------------+ 2, 18592 ⋅ D [s] (I ⁄ I ) – 1 BASTANTE INVERSA p 10 20 I/Ip Moderadamente inversa/ t = MODERADAMENTE INVERSA 0, 0103 ----------------------------------- + 0, 0228 ⋅ D [s] 0, 02 –1 ( I ⁄ Ip ) Figura 4-2 Curvas características del tiempo de disparo de la protección diferida de sobreintensidad dependiente de la corriente, según ANSI/IEEE (fases y tierra) 272 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 4.6 Protección de sobreintensidad diferida 500 100 t [s] t [s] 200 30 100 20 50 30 10 20 5 10 3 D [s] 15 10 2 1 5 0,5 2 1 D [s] 15 0,5 0,3 2 0,2 1 0,1 0,05 5 3 0,5 1 2 3 5 10 20 10 0,3 0,2 5 0,1 0,05 1 2 3 I/Ip 2 1 20 I/Ip 3, 922 t = ---------------------------- + 0, 0982 ⋅ D [s] 2 ( I ⁄ Ip ) – 1 IMuy inversa/ MUY INVERSA 5 0,5 10 Extremadamente inversa 5, 64 t = ---------------------------- + 0, 02434 ⋅ D [s] 2 ( I ⁄ Ip ) – 1 100 t [s] 30 t D I Ip 20 10 5 3 D [s] 15 2 10 1 5 Tiempo de disparo Factor de tiempo ajustable Corriente de fallo Valor de ajuste de la corriente 0,5 2 0,3 0,2 1 0,1 0,05 Observación: Para avería con derivación a tierra debe leerse 3I0p 0,5 1 2 3 5 10 20 I/Ip Uniformememte inversa/ t = DEFINITIVAMENTE INVERSA 0, 4797 ----------------------------------------- + 0, 21359 ⋅ D [s] 1, 5625 –1 ( I ⁄ Ip ) Figura 4-3 Curvas características del tiempo de disparo de la protección diferida de sobreintensidad dependiente de la corriente, según ANSI/IEEE (fases y tierra) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 273 4 Características técnicas 4.7 Desconexión rápida de alta tensión Excitación Excitación de alta tensión I>>> 0,10 A a 15,00 A 1) ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 A) Excitación de alta tensión I>>>> 1,00 A a 25,00 A 1) ó ∞ (inactivo) (escalón 0,01 A) Relación de recuperación aprox. 90 % Tolerancia de respuesta ≤ 3 % del valor de ajuste ó 1% de IN 1 Tiempos 4.8 ) Datos secundarios para IN = 1 A; con IN = 5 A las corrientes tienen que multiplicarse por 5. Tiempo mínimo de la orden aprox. 13 ms Automatismo de reenganche (opcional) Reenganches Número de reenganches máx. 8, los 4 primeros con parámetros individuales Clase (dependiendo de la variante del pedido) monopolar, tripolar, o mono/tripolar Control con excitación u orden de disparo Tiempos de activación Arranque posible sin excitación ni tiempo de activación 0,01 s a 300,00 s; ∞ Tiempos de pausa antes del reenganche 0,01 s a 1800,00 s; ∞ separados para todas las clases y todos los ciclos Tiempos de pausa después del reconocimiento de un fallo consiguiente 0,01 s a 1800,00 s Tiempo de bloqueo después del reenganche Tiempo de bloque tras el bloqueo dinámico Tiempo de bloqueo tras la conexión manual Tiempo muerto adaptable/ supervisión de la tensión de retorno 274 0,50 s a 300,00 s (escalón 0,01 s) (escalón 0,01 s) (escalón 0,01 s) (escalón 0,01 s) 0,5 s 0,50 s a 300,00 s; 0 (escalón 0,01 s) Tiempo de supervisión del arranque Tiempo de supervisión del interruptor de potencia 0,01 s a 300,00 s (escalón 0,01 s) 0,01 s a 300,00 s (escalón 0,01 s) Clase con medición de la tensión o con transmisión de orden Tiempo de activación Arranque posible sin excitación ni tiempo de activación 0,01 s a 300,00 s; ∞ (escalón 0,01 s) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 4.8 Automatismo de reenganche (opcional) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Tiempo de pausa máximo 0,50 s a 3000,00 s (escalón 0,01 s) Medición de tensión con línea desconectada Medición de tensión con línea sin fallos Tiempo de medida para tensiones 2 V a 70 V (fase-tierra) (escalón 1 V) 30 V a 90 V (fase-tierra) (escalón 1 V) 0,10 s a 30,00 s (escalón 0,01 s) Retardo transmisión de la orden de conexión 0,00 s a 300 s; ∞ (escalón 0,01 s) 275 4 Características técnicas 4.9 Protección contra fallo del interruptor de potencia (opcional) Verificación del interruptor Verificación del flujo de corriente Relación de recuperación Tolerancia 0,05 A a 20,00 A 1) (escalón 0,01 A) aprox. 0,95 5 % del valor de ajuste o 0,01 A 1) Verificación de la posición a través de los contactos auxiliares del interruptor de potencia – con control tripolar entrada binaria para el contacto auxiliar del interruptor – con control monopolar 1 entrada para cada contacto auxiliar por cada polo o 1 entrada para conexión en serie cerrador y abridor Observación: La protección contra fallo del interruptor puede funcionar también sin los contactos auxiliares del interruptor de potencia ya indicados, pero con una capacidad reducida. Los contactos auxiliares son necesarios para la protección contra fallo del interruptor en caso de disparo sin o con un flujo de corriente muy pequeño (p. ej. protección Buchholz), protección de fallo de un terminal, supervisión de la discrepancia polar. 1 ) Datos secundarios para IN = 1 A; con IN = 5 A las corrientes tienen que multiplicarse por 5. Condiciones de arranque Para la protección contra fallo del interruptor Tiempos Tiempo de respuesta Tiempo de recuperación interno (tiempo deseguimiento) Tiempos de retardo para todos los escalones Tolerancia disparo monopolar interno disparo tripolar interno disparo monopolar externo a través de disparo tripolar externo disparo tripolar sin corriente entradas aprox. 3 ms con las magnitudes de medición actuales, aprox. 20 ms al conectar las magnitudes de medición ≤ 15 ms con magnitudes de medida senoidales, ≤ 25 ms máximo 0,00 s a 30,00 s; ∞ (escalón 0,01 s) 1 % del valor de ajuste ó 10 ms Protección contra fallo de un terminal con transmisión de señal al extremo opuesto Tiempos de retardo Tolerancia 0,00 s a 30,00 s; ∞ (escalón 0,01 s) 1 % del valor de ajuste ó 10 ms Verificación de la discrepancia polar Criterio de arranque no todos los polos cerrados o abiertos Tiempo de verificación Tolerancia 0,00 s a 30,00 s; ∞ (escalón 0,01 s) 1 % del valor de ajuste ó 10 ms 276 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 4.10 Protección de sobrecarga térmica 4.10 Protección de sobrecarga térmica Intervalos de ajuste Factor k según IEC 60255–8 0,10 a 4,00 Constante de tiempo 1,0 min hasta 999,9 min (escalón 0,1 min) τ Sobretemperatura de advertencia ΘAviso/ΘDisp. Escalón de advertencia en función de la corriente IAviso 1) Método de cálculo Curva característica de disparo Tolerancias Método de cálculo sobretemperatura 0,10 A a 4,00 A 1) (escalón 0,01 A) sobretemperatura máxima de las tres fases Valor medio de la sobretemperatura de las tres fases Sobretemperatura de la intensidad máxima véase la figura 4-4 Curva característica de disparo I 2 I prev 2 ------------ – ------------ k ⋅ I N k ⋅ I N t = τ ⋅ ln -----------------------------------------------I 2 ------------ –1 k ⋅ I N Donde significan: t τ I Iprev k IN Θ/ΘDisp. Reposición con ΘAviso Θ/ΘAviso aprox. 0,99 I/IAviso aprox. 0,95 respecto a k · IN 2 %, o 10 mA 1);clase 2 % según IEC 60 255–8 respecto al tiempo de disparo 3 %, o 1 s; clase 3 % según IEC 60 255–8 para I/(k·IN) > 1,25 1 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 50 % hasta 100 % referida a la sobretemperatura de disparo(escalón 1 %) Datos secundarios para IN = 1 A; con IN = 5 A las corrientes tienen que multiplicarse por 5. para (I/ k · IN) ≤ 8 Relaciones de recuperación (escalón 0,01) Tiempo de disparo Calentamiento–Constante de tiempo Corriente de carga Corriente de carga previa Factor de ajuste según IEC 60255–8 Corriente nominal del objeto protegido ) Datos secundarios para IN = 1 A; con IN = 5 A las corrientes tienen que multiplicarse por 5. 277 4 Características técnicas 100 100 t [mín] t [mín] 50 Parámetro: Val.aj. Const. de tiempo 30 50 30 τ [mín] 20 1000 10 500 5 20 Parámetro: Val.aj. Const. de tiempo 10 5 τ [mín] 200 1000 3 3 2 100 1 50 2 500 1 200 0,5 0,5 20 0,3 0,2 10 100 0,3 0,2 50 0,1 0,1 5 20 1 0,05 1 2 3 4 5 2 6 7 8 1 0,05 10 12 1 2 5 2 3 4 10 5 6 7 8 I / (k·IN) sin carga previa I - 2 ------------k ⋅ I N t = τ ⋅ ln -------------------------------- [mín] I - 2 ------------k ⋅ I – 1 N 10 12 I / (k·IN) con 90 % carga previa 2 I prev I - 2 ------------ ------------- – k ⋅ I k ⋅ I N N t = τ ⋅ ln --------------------------------------------------- [mín] I - 2 ------------k ⋅ I – 1 N Figura 4-4 Curvas características de disparo de la protección de sobrecarga 278 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 4.11 Supervisión de funciones 4.11 Supervisión de funciones Magnitudes de medida Corriente suma Σ|i| – LIM. SUM. I – FAC. SUM. Simetría de intensidad – FAC. SIM. I – LIM. SIM. I Simetría de tensión – FAC. SIM. U – LIM. SIM. U Rotura de hilo 1) Supervisión del circuito de disparo IF = |iL1 + iL2 + iL3 + kI · iE | > LIM. SUM. I + FAC. SUM. I · 0,05 A a 2,00 A1) 0,00 a 0,95 (escalón 0,01 A1) (escalón 0,01) |Imín. | / |Imáx. | < FAC. SIM. I en tanto Imáx > LIM. SIM. 0,10 a 0,95 (escalón 0,01) 0,10 A a 1,00 A1) (escalón 0,01 A1) |Umín | / |Umáx | < FAC. SIM. U en tanto |Umax| > LIM. SIM. 0,58 a 0,95 (escalón 0,01) 10 V a 100 V (escalón 1 V) Verificación de los circuitos del transformador de medida de intensidad por salto de corriente en una fase sin corriente de derivación a tierra Datos secundarios para IN = 1 A; con IN = 5 A los valores deben multiplicarse por 5. Número de circuitos vigilados 1a3 Modalidad de trabajo de cada circuito con 1 entrada binaria ó 2 entradas binarias Tiempo de respuesta y de recuperación aprox. 1 s a 2 s retardo de mensaje ajustable a Modalidad de trabajo con 1 entrada binaria 1 s a 30 s(escalón 1 s) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 279 4 Características técnicas 4.12 Funciones adicionales Valores de régimen medidos Valores de régimen medidos para intensidades – Tolerancia Valores de régimen medidos para intensidades IL1; IL2; IL3 en A primario y secundario y en % de IN oper 1 % del valor medido ó 1 % de IN – Tolerancia 3I0; I1; I2 en A primario y secundario 1 % del valor medido ó 1 % de IN Ángulos de fase de las corrientes ϕ(IL1–IL2); ϕ(IL2–IL3); ϕ(IL3–IL1) in ° – Tolerancia 1° con corriente nominal Valores de régimen medidos para tensiones – Tolerancia Valores de régimen medidos para tensiones – Tolerancia Valores de régimen medidos para tensiones – Tolerancia Valores de régimen medidos para tensiones UL1–L2; UL2–L3; UL3–L1 en kV primario y V secundario 1 % del valor medido ó 1 % de UN UL1–E; UL2–E; UL3–E en kV primario y V secundario 1 % del valor medido ó 1 % de UN UL1–E; UL2–E; UL3–E en % UN oper/√3 2 % del valor medido ó 2 % de UN – Tolerancia 3U0; U1; U2 en kV primario y V secundario 1 % del valor medido ó 1 % de UN 2 % para 3U0, si se calcula Ángulos de fase de las tensiones ϕ(IL1–IL2); ϕ(IL2–IL3); ϕ(IL3–IL1) in ° – Tolerancia 1° con tensión nominal Ángulos de fase de tensiones y corrientes (si las tensiones están conectadas) ϕ(UL1–IL1); ϕ(UL2–IL2); ϕ(UL3–IL3) in ° – Tolerancia Valores de régimen medidos para potencias (si las tensiones están conectadas) – Tolerancia 1° con tensión nominal y corriente nominal S; P; Q (potencia aparente, activa y reactiva) en MVA, MW o Mvar primario 2 % del valor medido de la potencia aparente ó 1 MVA/MW/Mvar Valores de régimen medidos del factor de potenciacos ϕ (si las tensiones están conectadas) 280 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 4.12 Funciones adicionales – Tolerancia 0,02 con tensión nominal y corriente nominal Valor de régimen medido para la frecuenciaf en Hz – Rango 10 Hz a 75 Hz – Tolerancia 20 mHz en el rango fN ±10 % con valores nominales Valor de régimen medido para el valor térmico (si hay protección de sobrecarga) Valores medidos de la protección diferencial es Valores remotos medidos de corrientes ΘL1; ΘL2; ΘL3; Θres referido a la sobretemperatura de disparo ΘDISP IDIFL1; IDIFL2; IDIFL3; IESTABL1; IESTABL2; IESTABL3 en % IN oper IL1; IL2; IL3 del terminal remoto en % IN oper; ϕ(IL1); ϕ(IL2); ϕ(IL3) (remoto frente a local) en ° Valores remotos medidos para tensiones UL1; UL2; UL3 del terminal remoto en % UN oper/√3; ϕ(UL1); ϕ(UL2); ϕ(UL3) (remoto frente a local) en° Memoria de mensajes operativos Capacidad 200 entradas Registro de casos de avería Registro de los mensajes de los últimos 8 casos de avería con un total de máx. 200 entradas Registro de los valores de avería Número de casos de avería almacenados máx. 8 Tiempo de almacenamiento máx. 5 s por cada avería aprox. 15 s en total Trama para fN = 50 Hz Trama para fN = 60 Hz 1 ms 0,83 ms Los registros de los valores de avería se sincronizan entre los extremos. Valores estadísticos Número de desconexiones Número de reenganches Reenganches automáticos ordenadas por el equipo, separadas por cada polo del interruptor ordenados por el equipo, separados por AR monopolares y tripolares; separados para el 1º ciclo de AR y todos los demás Suma de las corrientes de desconexión separada por cada polo del interruptor 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Corriente desconectada máxima separada por cada polo del interruptor Disponibilidad de transmisión Tiempo requerido para la transmisión Disponibilidad en %/min y en %/h Resolución 0,01 ms 281 4 Características técnicas Asignación del tiempo real y batería tampón Resolución para mensajes operativos 1 ms Resolución para mensajes de casos de avería 1 ms Batería tampón Tipo: 3 V/1 Ah, tipo CR 1/2 AA Tiempo de autodescarga aprox. 10 años Sincronización de tiempos Modos operativos: Funciones a definir por el usuario (CFC) Tiempos de procesamiento de los módulos funcionales: Interno IEC 60870–5–103 Interno a través de RTC Externo a través del interfaz del sistema (IEC 60870–5–103) Señal horaria IRIG B Externa a través de IRIG B Señal horaria DCF77 Externa a través de la señal horaria DCF77 Sincronización GPS Externa a través de señal GPS Señal horaria Caja de sincroniz. Externa a través de caja de sincroniz. Impulso a través de entrada binaria Externa con impulso a través de entrada binaria y entre los equipos del maestro de tiempo absoluto Módulo,necesidad básica a partir de la 3ª entrada adicional con módulos genéricos por cada entrada Enlace con el subtítulo de la entrada Enlace con el subtítulo de la salida adicionalmente por cada plan 5 TICKS 1 TICK 6 TICKS 7 TICKS 1 TICK Número máximo de TICKS en los niveles de procesamiento: MW_BEARB (procesamiento de los valores medidos) PLC1_BEARB (procesamiento PLC lento) PLC_BEARB (procesamiento PLC rápido) SFS_BEARB (protección de fallo del interruptor) 282 10000 TICKS 1900 TICKS 200 TICKS 10000 TICKS 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 4.13 Dimensiones 4.13 Dimensiones Montaje en paneles de mandos y armarios (Tamaño del bastidor 1/3) 29,5 172 34 29,5 2 172 29 30 150 145 244 Placa de montaje 266 244 266 Placa de montaje 2 34 Vista lateral (con bornas de tornillo) Vista lateral (con bornas de enchufe) Vista posterior 146 +2 245 0,3 255,8 ± +1 5 o M4 5,4 6 13,2 105 ± 7,3 131,5 Dimensiones en mm 0,5 ± 0,3 Hueco del panel de mandos Figura 4-5 Dibujo dimensional de un 7SD610 para montaje en paneles de mandos y armarios (tamaño del bastidor 1/3) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 283 4 Características técnicas Montaje sobre panel de mandos (Tamaño del bastidor 1/3) 165 144 10,5 45 46 60 9 1 280 320 344 150 29,5 266 31 260 15 30 16 71 Vista frontal Dimensiones en mm Vista lateral Figura 4-6 Dibujo dimensional de un 7SD610 montado sobre panel de mandos (tamaño del bastidor 1/3) 284 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A Anexo El anexo sirve en primera línea como obra de consulta para el usuario experimentado. Contiene los datos del pedido, planos de conjunto y de conexión, preajustes, así como tablas con todos los parámetros e informaciones del equipo con su capacidad máxima de funcionamiento. 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.1 Datos del pedido y accesorios 286 A.2 Planos de conjunto 291 A.3 Ejemplos de conexión 293 A.4 Preajustes 295 A.5 Funciones según el protocolo 298 A.6 Resumen de parámetros 299 A.7 Listas de información 313 A.8 Lista de valores medidos 333 285 A Anexo A.1 Datos del pedido y accesorios 7 Protección diferencial para líneas con dos terminales 7SD610 Entrada de medida Iph = 1 A, Ie = 1 A Iph = 5 A, Ie = 5 A _ 8 9 10 11 12 _ 13 14 15 16 0 1 5 Tensión auxiliar (alimentación de corriente, umbral de conmutación de las introducciones binarias) DC 24 V a 48 V, umbral introducciones binarias 17 V 2) DC 60 V a 125 V 1), umbral introducciones binarias 17 V 2) DC 110 V a 250 V 1), AC 115 a 230 V, umbral introducciones binarias 73 V 2) Bastidor / Número de entradas y salidas EB: Salidas binarias, SB: Relé de salida Bastidor de montaje con bornas de clavija, 1/3 × 19", 7 EB, 5 SB, 1 contacto activo Bastidor de montaje con doble regleta de bornas, 1/3 × 19", 7 EB, 5 SB, 1 contacto activo Bastidor de montaje con bornas de clavija, 1/3 × 19", 7 EB, 5 SB, 1 contacto activo 2 4 5 E B K Preajustes específicos de una región/indicación de funciones y preajustes de idioma Región DE: 50 Hz; Curvas características IEC; idioma alemán (idioma modificable) Región mundo: 50/60 Hz; Curvas características IEC/ANSI; idioma inglés (idioma modificable) Region EE.UU.: 60 Hz; Curvas características ANSI, idioma inglés americano (idioma modificable) A B C (Puerto B): Interfaz del sistema: Funcionalidad y hardware sin interfaz del sistema Protocolo IEC, eléctrico RS232 Protocolo IEC, eléctrico RS485 Protocolo IEC, óptico 820 nm, clavija ST otros protocolos, véase indicación adicional L 0 1 2 3 9 Indicación adicional L Puerto C: Interfaz del sistema + L Profibus FMS Slave, eléctrico RS485 Profibus DP Slave, óptico 820 nm, anillo doble, clavija ST3) DNP3.0, eléctrico RS485 DNP3.0, óptico 820 nm, anillo doble, clavija ST3) 0 0 0 0 A B G H Puerto C: Interfaz DIGSI/Modem e interfaz de activación 1 véase indicación adicional M 9 + M Indicación adicional M Puerto C: Interfaz DIGSI/Módem ningún interfaz DIGSI/Modem DIGSI 4, eléctrico RS232 DIGSI 4, eléctrico RS485 0 1 2 Puerto D: Interfaz de activación 1 Óptico 820 nm, 2 clavijas ST, conductor de fibra óptica hasta 1,5 km de longitud, para conexion directa o redes de comunicación Óptico 820 nm, 2 clavijas ST, conductor de fibra óptica hasta 3,5 km de longitud, para conexión directa a través de fibra multimodo Óptico 1300 nm, 2 clavijas ST, conductor de fibra óptica hasta 10 km, para conexión dir. a través de fibra monomodo Óptico 1300 nm, 2 clavijas FC, conductor de fibra óptica hasta 35 km de longitud, para connexion directa a través de fibra monomodo A B C D 1 ) las dos zonas de tensión auxiliar se pueden transformar una en otra mediante puentes enchufables los umbrales EB se pueden ajustar en dos niveles mediante puentes enchufables por cada entrada binaria 3) no es posible en bastidor para montaje superpuesto (lugar 9 = F). Para montaje superpuesto debe pedir un equipo con el correspondiente interfaz eléctrico RS485 y los accesorios correspondientes A.1.1 bajo “Convertidor externo“ 2) é 286 l á i i i t 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.1 Datos del pedido y accesorios 7 Protección diferencial para líneas con dos terminales Funciones 1 Disparo tripolar Disparo tripolar Disparo mono/tripolar Disparo mono/tripolar 7SD610 _ 8 9 10 11 12 sin reenganche automático con reenganche automático sin reenganche automático con reenganche automático Funciones de reserva sin protección contra fallo del interruptor con protección contra fallo del interruptor Funciones adicionales 1 4 órdenes remotas Ampliaciones de los transformadores (adaptación del grupo de conmutación) sin sin sin con con sin con con sin sincronización GPS externa de la protección diferencial con sincronización GPS externa de la protección diferencial Ejemplo de pedido: _ 13 14 15 16 0 0 1 2 3 B C A E J N 0 1 7SD6101–4BA39–2BJ0 +M1A Protección diferencial para líneas con dos terminales aquí: La pos. 12 = 9 señala a M1A, también versión con interfaz DIGSI RS232 en la parte posterior Interfaz de activación 1 820 nm conexión directa o redes de comunicación 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 287 A Anexo A.1.1 Accesorios Convertidor de comunicación Transformadores de bloqueo Convertidor para el acoplamiento en serie de la protección diferencial 7SD610 a los interfaces X.21 o G.703 (X/G), a líneas RDSI (S0) o a Líneas de comunicación (CoCo). Denominación Número de pedido Convertidor de comunicación óptico-eléctrico Co-X/G 7XV5662–0AA00 Convertidor de comunicación óptico-eléctrico Co-S0 7XV5662–0AB01 Convertidor de comunicación óptico-eléctrico Co-Co 7XV5662–0AC00 Los transformadores de bloqueo se necesitan en uniones de cobre si la tensión longitudinal inducida en lols conductores puede generar más del 60 % de la tensión de prueba en el convertidor de comunicación (esto supone 3 kV en Co-Co). Se conectan entre el convertidor de comunicación y la línea de comunicación. Denominación Número de pedido Transformador de bloqueo 20 kV tensión de prueba 7XR6516 Denominación Número de pedido Receptor de GPS con antena y cable 7XS5400–0AA00 Parte de la red de largo alcance 7XV5810–0BA00 Valores nominales Número de pedido térmico 1,6 A; magnético 6 A 3RV1611–1AG14 GPS Conector de protección del transformador de tensión Convertidor externo Módulos de interfaz En bastidores de montaje superpuesto no existe la posibilidad de interfaces ópticos para Profibus y DNP3.0. Debe pedir un equipo con el correspondiente interfaz eléctrico RS48 y adicionalmente el convertidor indicado a continuación. para interfaz Pida el equipo con accesorios adicionales Profibus DP anillo doble Profibus DP RS485 6GK1502–4AB10 7XV5810–0BA00 DNP3.0 820 nm DNP3.0 RS485 7XV5650–0BA00 Módulos para sustitución de interfaces Denominación Número de pedido RS232 C53207–A351–D641–1 RS485 C53207–A351–D642–1 LWL 820 nm C53207–A351–D643–1 Profibus DP, RS485 C53207–A351–D611–1 Profibus DP; LWL 820 nm anillo doble C53207–A351–D613–1 DNP 3.0; RS485 C53207–A351–D631–3 1) 288 se utiliza también para la conexión a un convertidor de comunicación óptico-eléctrico 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.1 Datos del pedido y accesorios Denominación Número de pedido DNP 3.0, LWL 820 nm C53207–A351 –D633-3 1 F05 con clavija ST; 820 nm; fibra multimodo hasta 1,5 km ) C53207–A351– D651–1 F06 con clavija ST; 820 nm; fibra multimodo hasta 3 km C53207–A351–D652–1 F07 con clavija ST; 1300 nm; fibra monomodo hasta 10 km C53207–A351–D653–1 F08 con clavija FC; 1300 nm; fibra monomodo hasta 35 km C53207–A351–D641–1 1 ) se utiliza también para la conexión a un convertidor de comunicación óptico-eléctrico Tapas de cubierta Puentes deconexión Tapas de cubierta para tipos de bornas Número de pedido Borna de tensión 18 polos, borna de intensidad 12 polos C73334–A1–C31–1 Borna de tensión 12 polos, borna de intensidad 8 polos C73334–A1–C32–1 Puentes de conexion como Jumper-Kit Número de pedido 3 unidades para clavijas de intensidad + 6 unidades para clavijas de tensión C73334–A1–C40–1 Caja de conectores Número de pedido 2 polos C73334–A1–C35–1 3 polos C73334–A1–C36–1 Denominación Número de pedido Perfil angular C73165–A63–C200–3 Batería de litio 3 V/1 Ah, Tipo CR 1/2 AA Número de pedido VARTA 6127 101 501 Caja de conectores Perfiles angulares para montaje en bastidor de 19" Batería tampón Cable de interfaz Software de usuario DIGSI® Para la comunicación entre el equipo SIPROTEC y el PC o Laptop se necesita un cable de interfaz así como el software de usuario DIGSI®: Se requiere como mínimo MS–WINDOWS 95 o MS–WINDOWS NT 4. Cable de interfaz entre PC y SIPROTEC Número de pedido Cable con conector de 9 polos/clavija de 9 polos 7XV5100–4 Software para la configuración y manejo de equipos SIPROTEC® 4 Software de maniobra de protección y configuración DIGSI® Número de pedido DIGSI®, Versión base con licencia para 10 ordenadores 7XS5400–0AA00 DIGSI® 7XS5400–0AA00 , Versión completa con todos los paquetes de opciones 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 289 A Anexo Programa de evaluación gráfica SIGRA DIGSI REMOTE 4 SIMATIC CFC 4 290 Software para la visualización gráfica, análisis y evaluación de listados de averías (paquete opcional para DIGSI®versión completa) Programa de evaluación SIGRA® Número de pedido Versión completa con licencia para 10 ordenadores 7XS5400–0AA00 Software para el mando a distancia de equipos de protección a través de módem (y eventualmente acopladores de estrella) bajo DIGSI®. Idioma: Alemán (paquete opcional para DIGSI® versión completa) DIGSI REMOTE 4 Número de pedido Versión completa con licencia para 10 ordenadores 7XS5440–1AA00 Software para la parametrización gráfica de condiciones de bloqueo y elaboración de funciones ampliadas (paquete opcional para DIGSI®versión completa) SIMATIC CFC 4 Número de pedido Versión completa con licencia para 10 ordenadores 7XS5400–0AA00 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.2 Planos de conjunto A.2 Planos de conjunto A.2.1 Bastidor para empotrar en panel de mandos y en armario 7SD610∗–∗B/K IL2 SB1 SB2 SB3 IL3 SB4 I4 SB5 IL1 R15 R17 R18 R16 R13 R14 UL1 UL2 UL3 F5 F6 F7 F8 F9 F10 R9 R10 R11 R12 EB1 EB2 EB3 EB4 EB5 R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 U4 EB6 EB7 Contacto activo 1 2 F3 3 2 Fuente de alimenta -ción (~) F4 + F1 - F2 Interfaz de activación 1 D Interfaz de servicio C Interfaz del sistema B Sincroniz. de tiempos A Ocupación de pines de los interfaces, véanse las tablas 3-11 y 3-12 en el capítulo 3.2.1 Q1 Q2 Q3 Q4 Q5 Q6 Q7 Q8 Interfaz de maniobra frontal Puesta a tierra pared posterior del bastidor Condensadores de protección de fallo en las salidas de relé, cerámica, 4,7 nF, 250 V Figura A-1 Plano de conjunto 7SD610 ∗−∗B/K (para empotrar en panel de mandos y en armario) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 291 A Anexo A.2.2 Bastidor para montaje sobre panel de mandos 7SD610∗–∗F IL1 IL2 SB1 SB2 SB3 IL3 SB4 I4 SB5 45 44 60 59 26 25 UL1 UL2 UL3 37 36 35 34 33 52 54 39 53 38 EB1 EB2 EB3 EB4 EB5 43 58 42 57 56 41 55 40 U4 EB6 Contacto activo 1 2 31 3 2 Fuente de alimentación (~) 32 + 10 - 11 Borna de toma de tierra (16) EB7 Sincronización de tiempos 2 17 3 18 4 19 1 Interfaz de activación 1 D Interfaz de servicio C Interfaz del sistema B IN SYNC IN 12 V COM SYNC COMMON IN 5 V IN 24 V Pantalla Ocupación de pines de los interfaces, véase la tabla 3-11 en el 15 30 14 29 13 28 12 27 Interfaz de maniobra frontal Puesta a tierra lado del bastidor Condensadores de protección de fallo en las salidas de relé, cerámica, 4,7 nF, 250 V Figura A-2 Plano de conjunto 7SD610∗−∗F (montaje sobre el panel de mandos) 292 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.3 Ejemplos de conexión A.3 Ejemplos de conexión Ejemplos de transformadores de intensidad Bastidor para montaje superpuesto Bastidor para empotrar 15 14 L Q1 Q3 13 Q5 12 Q7 IL1 IL2 IL3 Q2 30 Q4 29 Q6 28 Q8 27 l k K I4 7SD610 L1 L2 L3 Figura A-3 Conexiones de los transformadores de medida de intensidad a 3 transformadores de medida de intensidad y a la corriente en el punto de estrella (Conexión normal) Bastidor para montaje superpuesto Bastidor para empotrar 15 L Q1 14 Q3 13 Q5 27 Q8 IL1 IL2 IL3 Q2 30 Q4 29 Q6 28 Q7 12 l k K I4 7SD610 L1 L2 L3 L l K k ¡Importante! ¡La puesta a tierra del blindaje del cable tiene que realizarse en el lado del cable! Observación:La conmutación de la polaridad de la corriente (dirección 0201) produce también un cambio de polaridad de la entrada de corriente I4! Figura A-4 Conexiones de transformadores de medida de intensidad en 3 transformadores de medida de intensidad y en transformador de medida con derivación a tierra independiente (transformador de medida sumador o transformador de medida toroidal) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 293 A Anexo Ejemplos de transformadores de medida de tensión L1 L2 L3 Bastidor para montaje superpuesto Bastidor para empotrar 45 R15 U V 44 R17 60 R18 u UL1 UL2 UL3 59 R16 v 7SD610 Figura A-5 Conexiones de los transformadores de medida de tensión a 3 transformadores de medida de tensión conectados en estrella (Conexión normal) L1 L2 L3 Bastidor para montaje superpuesto Bastidor para empotrar 45 R15 U V 44 R17 60 R18 e n u v UL1 UL2 UL3 59 R16 26 R13 U4 25 R14 7SD610 Figura A-6 Conexiones de los transformadores de medida de tensión a 3 transformadores de medida de tensión conectados en estrella y arrollamiento en triángulo abierto adicional (arrollamiento e–n) 294 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.4 Preajustes A.4 Preajustes Entradas binarias Tabla A-1 Entradas binarias preajustadas Introducción binaria Salidas binarias Nº de mensaje Observaciones EB1 >Arrastre 3 polos 3504 Arrastre del interruptor, tripolar H–activo EB2 >Confirmación de LED 0005 Reajustar las indicaciones LED, H–activo EB3 >Bloqueo dif 3525 Bloqueo de la protección diferencial, H–activo EB4 >exterior DESC 3pol 4417 Disparo tripolar desde el exterior, H–activo EB5 >S/It.def./idef. I>> blk >S/It.def./idef. I> blk >S/It.def./idef. Ip blk >S/It.def./idef. Ie>> blk >S/It.def./idef. Ie> blk >S/It.def./idef. Iep blk >S/It.def./idef. I>>> blk >S/It.def./idef. Ie>>> blk 7104 7105 7106 7107 7108 7109 7130 7132 Bloqueo de los niveles de protección de sobreintensidad temporizada todos H–activos EB6 >Modo de prueba 3194 Pasar a modo de prueba, H–activo EB7 >IP1 listo 0371 Interruptor de potencia listo para ciclo DESC-CONEC-DESC, H activo Tabla A-2 Relé de salida 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Texto corto Relés de salida preajustados Texto corto Nº de mensaje Observaciones SB1 Exc.Equ. L1 0503 Excitación equipo (general) fase L1, sin registrar SB2 Exc.Equ. L2 0504 Excitación equipo (general) fase L2, sin registrar SB3 Exc.Equ. L3 0505 Excitación equipo (general) fase L3, sin registrar SB4 Equipo DESCON 0511 Orden de disparo equipo (general), sin registrar SB5 Equipo DESCON 0511 Orden de disparo equipo (general), sin registrar 295 A Anexo Señales LED Tabla A-3 Señales LED preajustadas Diodo luminoso Teclas de funciones Texto corto 296 Observaciones LED1 Equipo DESCON 0511 Orden de disparo equipo (general), registrada LED2 Exc.Equ. L1 0503 Excitación equipo (general) fase L1, registrada LED3 Exc.Equ. L2 0504 Excitación equipo (general) fase L2, registrada LED4 Exc.Equ. L3 0505 Excitación equipo (general) fase L3, registrada LED5 Par. inconsistente 3235 Inconsistencia entre los ajustes de los equipos, sin registrar LED6 INT 1 PERTURBACIÓN 3229 Perturbación en el interfaz de activación, sin registrar LED7 DT inconsistente DT desigual Dir. G igual 3233 3234 3487 Inconsistencias entre los equipos: Tabla de equipos (Device Table) o ambos equipos con la misma dirección, sin registrar Las 4 teclas de funciones en el frente tienen el siguiente preajuste: Tecla de función Planos CFC preconfeccionados Nº de mensaje Texto corto Observaciones F1 Salto en el menú “Mensajes operativos” F2 Salto en el menú “Valores de régimen medidos primario” F3 Salto en el menú “Aviso de avería”. → “último“ caso de fallo F4 sin preajustar 7SD610 contiene una hoja de trabajo con planos CFC preconfeccionados. Estos transforman las introducciones binarias “>bloqueo MM“ y “>modo de prueba“ de mensajes individuales (MI) en mensajes individuales internos (MII). 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.4 Preajustes Negator bloqueo MM NEG Negator "IN: Equipo >Bloqueo MM AS" BO X1 PLC1_BEA 1/– "OUT: Equipo EntrMMSp IE" Y BO Temporizador TEMPORIZADOR universal T N: Prot.difer >Modo prueba MI" 0 10 10 BO R BO S I T1x1ms I T2x1ms PLC1_BEA 4/– OR OR Puerto OR Q BO QT1 BO QT2 BO BO X1 BO X2 PLC1_BEA 5/– Y BO COM INVERT N: Prot.difer >Modo prueba MI" NEG Negator BO X1 BOOL_TO_IC PLC1_BEA Bool según Int. 6/– PLC1_BEA 2/– Y BO DM BUILD_DI PLC1_BEA Generación Dopp 3/– 0 N: Prot.difer >Modo prueba MI" BO TYP_DP_I BO VAL OFF BO VAL ON Y W 16#0 16#0 0 W ORIGIN W PROP I TIMx100m BO TRIG W VAL IE BO "OUT: Prot.dif. modo pru. MII" Figura A-7 CFC-Planos para el bloqueo de transmisión (arriba) y para el modo de prueba de la protección diferencial 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 297 A Anexo A.5 Funciones según el protocolo Protocolo → Función ↓ IEC 60870–5–103 Profibus DP DNP3.0 Valores de régimen medidos Sí Sí Sí Valores de recuento Sí Sí Sí Listado de fallos Sí No No Mensajes y objetos a proteger definidos por el usuario Sí “Mensajes definidos por el usuario” predefinidos en CFC “Mensajes definidos por el usuario” predefinidos en CFC Sincronización de tiempos Vía protocolo; DCF77/IRIGB/GPS; Interfaz; Entrada binaria Vía protocolo; DCF77/IRIGB/GPS; Interfaz; Entrada binaria Vía protocolo; DCF77/IRIGB/GPS; Interfaz; Entrada binaria Mensajes con marca de tiempo No Sí Sí Ayudas para la puesta en marcha Bloquear mensajes y valores medidos Sí No No Generar mensajes de prueba Sí No No Modo físico Asíncrono Asíncrono Asíncrono Modo de transmisión Cíclico/puntual Cíclico/puntual Cíclico/puntual Velocidad binaria 4800 bis 38400 hasta 1,5 Mbaudios 2400 bis 19200 Modelo RS232; RS485; Conductor de fibra óptica RS485; Conductor de fibra óptica (Anillo doble) Datos adicionales 298 RS485; Conductor de fibra óptica 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.6 Resumen de parámetros A.6 Resumen de parámetros Observaciones: En función del tipo y variante del pedido pueden faltar algunas direcciones o tener unos preajustes diferentes. En la siguiente lista se indican las gamas de ajuste y preajustes para una intensidad nominal secundaria de IN = 1 A. Para una corriente nominal secundaria de IN = 5 A estos valores deberán multiplicarse por 5. Las direcciones que llevan congada una “A“ sólo se pueden modificar mediante DIGSI® bajo “Otros parámetros”. Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 103 CONMUT. PARAM. no disponible disponible no disponible Conmutación del grupo de parámetros 110 DISPARO sólo tripolar mono/tripolar sólo tripolar Comportamiento al disparo 112 PROT-DIF disponible no disponible disponible Protección diferencial 118 SINC-GPS disponible no disponible no disponible Sincronización GPS 122 ACOPLAMIENTO EXT. no disponible disponible no disponible Acoplamiento exterior 124 DESCONEX. RÁPIDA no disponible disponible no disponible Desconexión rápida 126 SOBRETENSIÓN no disponible S/It.def./idef. (curvas IEC) S/It.def./idef. (curvas ANSI) no disponible Protección de sobreintensidad temporizada 133 REENG-AUTO 1 ciclo RE 2 ciclos RE 3 ciclos RE 4 ciclos RE 5 ciclos RE 6 ciclos RE 7 ciclos RE 8 ciclos RE ASP no disponible no disponible Reenganche automático 134 REAU. CLASE DE SERVICIO Con excitación y tiempo de Con orden de activación disparo y tiempo Con excitación sin tiempo de de activación activación Con orden de disparo y tiempo de activación Con orden de disparo sin tiempo de activación Clase de funcionamiento del RE.AU. 139 FALLO INTERRUPTOR no disponible disponible Protección contra fallo del interruptor 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 no disponible 299 A Anexo Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 140 SUPERVISIÓN CIRCUITO DISPARO no disponible 1 circuito 2 circuitos 3 circuitos no disponible Supervisión del circuito de disparo 142 SOBRECARGA no disponible disponible no disponible Protección de sobrecarga 144 TRANSFORM-U no conectado conectado no conectado Transformador de medida de tensión 145 TRANSF. No Sí No Transformador en la zona protegida Dir. Parámetro Función Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 201 PUNTO DE ESTRELLA TRANSF. MEDIDA INTENSIDAD Datos de la instalación 1 Línea Barras colectoras Línea El centro de estrella del transformador de medida de intensidad está en dirección 203 TENSIÓN NOM. PRIM. TRANSF. MEDIDA INTENS. Datos de la instalación 1 0.4..1200.0 kV 11.0 kV Tensión nominal primaria del transformador de medida 204 TENSIÓN NOM. SECUN. TRANSF. MEDIDA INTENS. Datos de la instalación 1 80.0,125 V 100 V Tensión nominal secundaria del transformador de medida 205 INTENS. NOM. PRIM. TRANSF. MEDIDA INTENS. Datos de la instalación 1 10..5000 A 400 A Intensidad nominal primaria del transformador de medida 206 INTENS. NOM. Datos de la SECUND. EQUIPO instalación 1 1A 5A 1A Intensidad nominal del equipo, secundaria 210 TRANSF. MEDIDA U4 no conectado Transformador de medida Uen no conectado Transformador de medida U4, conectado como 211 Trans. med. Uf/Uen Datos de la instalación 1 0.10..9.99 1.73 Factor de adaptación UpH / Uen 220 TRANSF. MEDIDA I4 Datos de la instalación 1 no conectado Ie, línea propia no conectado Transformador de medida I4, con. como 221 TRANSF. MEDIDA I4/Iph Datos de la instalación 1 0.010..5.000 1.000 Factor adaptación para transform. I4 (I4/Iph) 230 FRECUENCIA NOMINAL Datos de la instalación 1 50 Hz 60 Hz 50 Hz Frecuencia nominal 240A T. MÍN. ORDEN DESC. Datos de la instalación 1 0.02..30.00 s 0,10 s Duración mínima de la orden de disparo 241A T. Máx.Orden Conex Datos de la instalación 1 0.01.0,30.00 s 1.00 s Duración máxima de la orden de conexión 242 PRUEBA T. PAUSA Datos de la instalación 1 0.00..30.00 s 0,10 s Prueba IP: Tiempo de pausa 300 Datos de la instalación 1 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.6 Resumen de parámetros Dir. Parámetro Función Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 251 N_B/N_N Datos de la instalación 1 1.00..10.00 1.00 Cifra Iü-servicio/cifra Iünominal 253 F con N_B/N_N Datos de la instalación 1 0.5..50.0 % 5.0 % Error con cifra Iü-servicio/ cifra Iü-nom. 254 E con N_N Datos de la instalación 1 0.5..50.0 % 15.0 % Error con cifra de sobreintensidad nom. 301 ESTÁ ACTIVO Conmutación del grupo de parámetros Grupo de parámetros A Grupo de parámetros B Grupo de parámetros C Grupo de parámetros D Grupo de parámetros A Está activo 302 ACTIVACIÓN Conmutación del grupo de parámetros Grupo de parámetros A Grupo de parámetros B Grupo de parámetros C Grupo de parámetros D a través de introducción binaria a través de protocolo Grupo de parámetros A Activación 402A FUNCIÓN Listado de fallos Almacenar con Almacenar con excitación excitación Memoriz. con protección DESCON Inicio con protección DESCON Condición de inicio de la perturbografía 403A CAPACIDAD Listado de fallos Caso de avería Fallo en la red Caso de avería Capacidad de registro de valores de fallo 410 T MAX Listado de fallos 0.30..5.00 s 2.00 s Longitud máxima por anotación T-máx 411 T ANTES Listado de fallos 0.05.0,00,50 s 0.25 s Tiempo previo T-antes 412 T DESPUÉS Listado de fallos 0.05.0,00,50 s 0,10 s Tiempo de seguimiento T-después 415 T EXTER. Listado de fallos 0.10..5.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de anotación con inicio exterior 610 VISUALIZACIÓN DE LA AVERÍA Equipo con excitación con excitación con orden de disparo Señalización de fallo en LED/LCD 1103 UN-FUNC. PRIM. Datos de la instalación 2 0.4..1200.0 kV 11.0 kV Tens. nom.operativa de la instalación primaria 1104 EN FUNC. PRIM. Datos de la instalación 2 10..5000 A 400 A Intensidad nominal de servicio de la instalación primaria 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 301 A Anexo Dir. Parámetro 1106 POTENCIA DE REFER. Datos de la instalación 2 0.2..5000.0 MVA 7.6 MVA Potencia de referencia prim. (valor de normaliz.) 1.130 A I-RESIDUAL Datos de la instalación 2 0.05.0,1.00 A 0,10 A I residual: Detección de línea desconectada 1.132 A T. ACT.DETEC. CONEX. Datos de la instalación 2 0.01.0,30.00 s 0,10 s Tiempo activo para detección de conexión 1134 ESTADO IP Datos de la instalación 2 El valor no alcanza Iresidual LS-HiKos abierto AND el valor no alcanza I residual El valor no alcanza Iresidual Detección de estado del IP por 1.150 A T. DETEC. CIERRE MAN. Datos de la instalación 2 0.01.0,30.00 s 0.30 s Tiempo activo para señal de conexión manual 1155 ACOPL. TRIPOL. Datos de la instalación 2 Con excitación Con orden de disparo Con orden de disparo Acoplamiento tripolar (con disparo monop.) 1.156 A DISP.2pol FALTA Datos de la instalación 2 Tripolar monopolar,fase adelantada monopolar, fase atrasada Tripolar Comportamiento de disparo en caso de averías bipolares 1161 GRUPO VECTOR. U Datos de la instalación 2 0..11 0 Grupo vectorial U 1162 GRUPO VECTOR. I Datos de la instalación 2 0..11 0 Grupo vectorial I 1163 CENTRO. ESTR. TRANSF. Datos de la instalación 2 puesto a tierra no puesto a tierra puesto a tierra Centro de estrella del transformador 1201 PROT.DIF. Protección diferencial Desconectado Conectado Conectado Protección diferencial 1210 I-DIF> Protección diferencial 0.10.0,20.00 A 0.30 A I-DIF>: Valor de respuesta 1213 I-DIF> CONEX. Protección diferencial 0.10.0,20.00 A 0.30 A I-DIF> Conexión: Valor de respuesta 1.217 A T-I-DIF> Protección diferencial 0.00.0,60.00 s; ∞ 0,00 s T-I-DIF> : Retardo de tiempo 1.218 A T3I0 1FASE Protección diferencial 0.00.0,60.00 s; ∞ 0,00 s Retardo con 1 fase Excitación (comp/aisl.) 1233 I-DIF>> Protección diferencial 0.8..100.0 A; ∞ 1,2 A I-DIF>>: Valor de respuesta 1301 ARR. DIF Arrastre de interruptor Sí No No Enviar arrastre en caso de disparo de la protección diferencial 1302 ARR. RECEP. Arrastre de interruptor sólo avisar Disparo arrastre Disparo arrastre Comportamiento al recibir arrastre 1303 RETARD. T. ARR. Arrastre de interruptor 0.00..30.00 s 0.02 s Retardo para arrastre a través de EB 302 Función Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.6 Resumen de parámetros Dir. Parámetro 1304 PROL. T. ARR. Arrastre de interruptor 0.00..30.00 s 0,00 s Prolongación para arrastre vía EB 1501 INT 1 Interfaces de activación Conectado Desconectado Conectado Interfaz de activación 1 1502 INT 1 CONEXIÓN Interfaces de activación Cable de fibra óptica Cable de fibra directo óptica directo Convertidor de comunicación de 64 kBit/s Convertidor de comunicación de 128 kBit/s Convertidor de comunicación de 512 kBit/s INT 1 Conexión por 1.505 A INT 1 TIEMPO TRANSCURRIDO Interfaces de activación 0,1.0,300,0 ms 30,0 ms INT 1 Tiempo máximo autorizado de la señal 1.506 A INT 1 ASIMETRÍA Interfaces de activación 0.000..3.000 ms 0.000 ms INT 1 Diferencia máx. de tiempo de transmisión; ida y retorno 1509 T. REP. AVERÍA Interfaces de activación 0.05..2.00 s 0,10 s Tiempo al cabo del cual se comunica la avería 1510 T. REP. FALLO Interfaces de activación 0,0..60.0 s 6,0 s Tiempo al cabo del cual se comunica el fallo 1511 INT 1 MODO SINC Interfaces de activación Telegrama y GPS Telegrama o GPS Sincronización GPS inactivada Telegrama y GPS INT 1 Modo de sincronización 1512 T. rep. señ. remota de reinicio Interfaces de activación 0.00.00,300.00 s; ∞ 0,00 s Tiempo para reinicio de la señal remota después de avería de la comunicación 1.513 A INT 1 tasa máx. de averías Interfaces de activación 0.5..20.0 % 1.0 % INT 1 tasa máxima de averías 1.515 A INT 1 BLOQUE ASIM Interfaces de activación Sí No Sí INT 1 Bloqueo en caso de tiempo de transmisión asimétrico. 1701 Núm. ID EQUIPO 1 Topología de protección diferencial 1..65534 1 Número de identificación del equipo 1 1702 Núm. ID EQUIPO 2 Topología de protección diferencial 1..65534 2 Número de identificación del equipo 2 1710 EQUIPO LOCAL Topología de protección diferencial Equipo 1 Equipo 2 Equipo 1 El equipo local está 1801 SINC-GPS Interfaces de activación Conectado Desconectado Desconectado Sincronización GPS 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Función Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 303 A Anexo Dir. Parámetro 1.803 A T. REP. FALLO GPS Interfaces de activación 0.5..60.0 s 2,1 s Tiempo al cabo del cual se comunica el fallo GPS 2201 ACOPLAMIENTO EXT. Acoplamiento exterior Conectado Desconectado Desconectado Acoplamiento exterior 2202 T. TEMP. DISPARO Acoplamiento exterior 0.00.00,30.00 s; ∞ 0.01 s Retardo de la orden de disparo 2301 ESTABIL. SOBREVOLT. Protección diferencial Desconectado Conectado Desconectado Estabilización de sobrevoltaje de conexión 2302 2º ARMÓNICO Protección diferencial 10..45 % 15 % Porcentaje del 2º armónico para la detección de sobrevoltaje 2303 BLOQUEO CRUZADO Protección diferencial No Sí No Bloqueo mediante la función bloqueo cruzado 2305 PICO DE IRRUPCIÓN MÁX Protección diferencial 1.1..25.0 A 15.0 A Pico de irrupción máximo 2310 T. ACT. BLOQUEO Protección CRUZADO diferencial 0.00.0,60.00 s; ∞ 0,00 s Tiempo activo del bloqueo cruzado 2401 DESCONEX. RÁPIDA Desconexión rápida Conectado Desconectado Conectado Desconexión rápida 2404 I>>> Desconexión rápida 0.10.0,15.00 A; ∞ 1.50 A Val. de arranque para desconex. ráp. I>>> 2.405 A I>>>> Desconexión rápida 1.00..25.00 A; ∞ ∞A Val. de arranque para desconex. ráp. I>>>> 2601 MODO DE FUNCIÓN. Protección de sobreintensidad temporizada Conectado Sólo como función de emergencia Desconectado Conectado Modo de funcionamiento 2610 Iph>> Protección de sobreintensidad temporizada 0.10.00,25.00 A; ∞ 2.00 A Iph>> Valor de respuesta 2611 T Iph>> Protección de sobreintensidad temporizada 0.00.00,30.00 s; ∞ 0.30 s Iph>> Retardo de tiempo 2612 3I0>> Protección de sobreintensidad temporizada 0.05.0,25.00 A; ∞ 0.50 A 3I0>> Valor de respuesta 2613 T 3I0>> Protección de sobreintensidad temporizada 0.00.00,30.00 s; ∞ 2.00 s 3I0>> Retardo de tiempo 2614 AUTORI.DISP.I>> Protección de sobreintensidad temporizada No Sí Sí Sin retardo con autorización por entrada bin. 2615 CIERR. FALLO I>> Protección de sobreintensidad temporizada No Sí No Sin retardo con cierre en caso de fallo 304 Función Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.6 Resumen de parámetros Dir. Parámetro Función Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 2620 Iph> Protección de sobreintensidad temporizada 0.10.00,25.00 A; ∞ 1.50 A Iph> Valor de respuesta 2621 T Iph> Protección de sobreintensidad temporizada 0.00.00,30.00 s; ∞ 0.50 s Iph> Retardo de tiempo 2622 3I0> Protección de sobreintensidad temporizada 0.05.0,25.00 A; ∞ 0.20 A 3I0> Valor de respuesta 2623 T 3I0> Protección de sobreintensidad temporizada 0.00.00,30.00 s; ∞ 2.00 s 3I0> Retardo de tiempo 2624 AUTORI.DISP.I> Protección de sobreintensidad temporizada No Sí No Sin retardo con autorización por entrada bin. 2625 CIERR.FALLO I> Protección de sobreintensidad temporizada No Sí No Sin retardo con cierre en caso de fallo 2630 Iph>>> Protección de sobreintensidad temporizada 0.10.00,25.00 A; ∞ 1.50 A Iph>>> Valor de respuesta 2631 T Iph>>> Protección de sobreintensidad temporizada 0.00.00,30.00 s; ∞ 0.30 s Iph>>> Retardo de tiempo 2632 3I0>>> Protección de sobreintensidad temporizada 0.05.0,25.00 A; ∞ 0.20 A 3I0>>> Valor de respuesta 2633 T 3I0>>> Protección de sobreintensidad temporizada 0.00.00,30.00 s; ∞ 2.00 s 3I0>>> Retardo de tiempo 2634 AUTORI.DISP.I>>> Protección de sobreintensidad temporizada No Sí No Sin retardo con autorización por entrada bin. 2635 CIERR.FALLO I>>> Protección de sobreintensidad temporizada No Sí No Sin retardo con cierre en caso de fallo 2640 IP Protección de sobreintensidad temporizada 0.10.00,4.00 A; ∞ ∞A IP: Valor de respuesta 2642 T IP Protección de sobreintensidad temporizada 0.05..3.00 s; ∞ 0.50 s IP: S/I t.inv.tiempo para curvas caract. IEC T IP 2643 D IP Protección de sobreintensidad temporizada 0.50..15.00; ∞ 5.00 IP: S/I t.inv.t. para curvas caract. ANSI D IP 2646 T IPretardo Protección de sobreintensidad temporizada 0.00..30.00 s 0,00 s IP: Retardo adicional de S/I t.inv. T IP retardo 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 305 A Anexo Dir. Parámetro Función Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 2650 3I0P Protección de sobreintensidad temporizada 0.05.00,4.00 A; ∞ ∞A 3I0P: Valor de respuesta 2652 T 3I0P Protección de sobreintensidad temporizada 0.05..3.00 s; ∞ 0.50 s 3I0P: S/I t.inv.T.(curvas caract. IEC) T 3I0P 2653 D 3I0P Protección de sobreintensidad temporizada 0.50..15.00; ∞ 5.00 3I0P: Tiempo de S/I t.inv.(curvas características ANSI) D 3I0P 2656 T 3I0Pretardo Protección de sobreintensidad temporizada 0.00..30.00 s 0,00 s 3I0P: Retardo adicional S/I t.inv. T 3I0P retardo 2660 CURVA Protección de CARACTERÍSTICA sobreintensidad temporizada Inversa Inversa Inversa alta Extremadamente inversa S/I t.inv. tiempo largo Curva característica IEC 2661 CURVA Protección de CARACTERÍSTICA sobreintensidad temporizada Inversa Inversa corta Inversa larga Moderamente inversa Muy inversa Extremadamente inversa Definitivamente inversa Inversa Curva característica ANSI 2670 AUTOR. DISP. IP Protección de sobreintensidad temporizada No Sí No Sin retardo con autorización por entrada bin. 2671 CIERRE FALLO IP Protección de sobreintensidad temporizada No Sí No Sin retardo con cierre en caso de fallo 2680 CIERRE MANUAL Protección de sobreintensidad temporizada 0.00..30.00 s 0,00 s Tiempo de retardo en caso de conexión 2901 SUPERV. VAL. MED Supervisión de valores medidos Conectado Desconectado Conectado Supervisión de valores medidos 2.902 A LÍM U SIM. Supervisión de valores medidos 10.0,100 V 50 V Simetria U: Valor de respuesta 2.903 A FACT. U SIM. Supervisión de valores medidos 0.58..0.95 0.75 Simetria U: pendiente de curva característica 2.904 A LÍM. I SIM. Supervisión de valores medidos 0.10.0,1.00 A 0.50 A Simetria 1ph: Valor de respuesta 2.905 A FACT. I SIM. Supervisión de valores medidos 0.10..0.95 0.50 Simetria 1ph: pendiente de curva característica 2.906 A LÍM. I SUMA Supervisión de valores medidos 0.10.0,2.00 A 0.25 A Suma I: Valor de respuesta 306 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.6 Resumen de parámetros Dir. Parámetro 2.907 A FACT. I SUMA Supervisión de valores medidos 0.00..0.95 0.50 Suma I: pendiente de curva característica 2908 SUP. ROTURA HILO Supervisión de valores medidos Conectado Desconectado Desconectado Supervisión de rotura de hilo 2921 Σ i UEB Supervisión de valores medidos Conectado Desconectado Conectado Supervisión suma I 3401 REENG-AUTO Reenganche automático Desconectado Conectado Conectado Reenganche automático 3402 IP ANTES DEL ARRANQUE Reenganche automático Sí No No ¿Probar disponibilidad del IP antes del arranque? 3403 T. BLOQUEO Reenganche automático 0.50.0,300.00 s 3.00 s Tiempo de bloqueo después del reenganche 3404 T.BLQ.CIERR. MAN Reenganche automático 0.50..300.00 s; 0 1.00 s Tiempo de bloqueo en deteccion de conexión manual 3406 DETEC. FALLO SUC. Reenganche automático Con excitación Con orden de disparo Con orden de disparo Detección de falta sucesiva 3407 FALTA SUCESIVA Reenganche automático AR. bloqueado Inicio ciclo RE tripolar Inicio ciclo RE tripolar Falta sucesiva en pausa sin tensión 3408 T. SUPERV. ARR. Reenganche automático 0.01.0,300.00 s 0.50 s Tiempo de supervisión del arranque 3409 T SUPERVIS. IP Reenganche automático 0.01.0,300.00 s 3.00 s Tiempo de supervisión de la disponibilidad del IP 3410 T CIERRE REMOTO Reenganche automático 0.00.00,300.00 s; ∞ 0.20 s Tiempo hasta cierre remoto 3411A PROLONG. T. PAUSA Reenganche automático 0.50..300.00 s; ∞ ∞s Prolongación máxima del tiempo de pausa 3420 RE.AU. con DIF. Reenganche automático Sí No Sí ¿Trabaja el RE.AU. con protección diferencial? 3421 RE.AU. con desc. ráp. Reenganche automático Sí No Sí ¿RE.AU. después de desconexión rápida? 3423 RE.AU. con arrastre Reenganche automático Sí No Sí ¿Trabaja el RE.AU. con arrastre? 3424 RE.AU. con ACOP. Reenganche EXT automático Sí No Sí ¿RE.AU. después de DISP por acopl. ext.? ¿Acoplamiento? 3425 RE.AU. con S/I t. Reenganche automático Sí No Sí ¿RE.AU. con protección de sobreintensidad temporizada? 3430 ARRASTRE 3POL. Reenganche automático Sí No Sí Arrastre tripolar (plausibilidad del IP) 3431 SUP.U.INV/REbr sin Supervisión de la tensión inversa sin Supervisión de la tensión inversa 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Función Reenganche automático Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 307 A Anexo Dir. Parámetro 3433 PTA T. EFECT. Reenganche automático 0.01.0,300.00 s; ∞ 0.20 s Tiempo de activación 3434 PTA T MAX Reenganche automático 0.50..3000.00 s 5.00 s Tiempo de pausa máximo 3435 PTA 1p permit.? Reenganche automático Sí No No ¿Disparo monopolar permitido? 3436 PTA IP antes del RE Reenganche automático Sí No No Comprobar disponibilidad del IP antes del RE 3437 PTA: Comp. sinc. Reenganche automático Sí No No Comprobar sincronía después de pausa tripolar 3438 T U ESTABLE Reenganche automático 0,10..30,00 s 0,10 s Tiempo para el estado estable de la tensión 3440 Funcionamiento Uphe> Reenganche automático 30.0,90 V 48 V Valor límite para tensión sin fallo 3441 Funcionamiento Uphe< Reenganche automático 2..70 V 30 V Valor límite para estado sin tensión 3450 1er RE: ARRANQUE Reenganche automático Sí No Sí ¿Arranque permitido con este ciclo? 3451 1er RE: T ACTIV. Reenganche automático 0.01.0,300.00 s; ∞ 0.20 s Tiempo de activación 3453 1er RE: TP EXC. 1 f Reenganche automático 0.01.00,1800.00 s; ∞ 1.20 s Tiempo de pausa con excitación monofásica 3454 1er RE: TP EXC. 2 f Reenganche automático 0.01.00,1800.00 s; ∞ 1.20 s Tiempo de pausa con excitación bifásica 3455 1er RE: TP EXC. 3 f Reenganche automático 0.01.00,1800.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de pausa con excitación trifásica 3456 1er RE: TP DIS. 1 p Reenganche automático 0.01.00,1800.00 s; ∞ 1.20 s Tiempo de pausa con disparo monopolar 3457 1er RE: TP DIS. 3 p Reenganche automático 0.01.00,1800.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de pausa con disparo tripolar 3458 1er RE: TP. SUC. 0.01..1800.00 s 1.20 s Tiempo de pausa con falta sucesiva 3459 1er RE: IP antes de Reenganche RE automático Sí No No Comprobar disponibilidad del IP antes del RE 3460 1er RE: Comp. sinc. Reenganche automático Sí No No Comprobar sincronía después de pausa tripolar 3461 2º RE: ARRANQUE Reenganche automático Sí No No ¿Arranque permitido con este ciclo? 3462 2º RE: T ACTIV. Reenganche automático 0.01.0,300.00 s; ∞ 0.20 s Tiempo de activación 3464 2º RE: TP EXC. 1 f Reenganche automático 0.01.00,1800.00 s; ∞ 1.20 s Tiempo de pausa con excitación monofásica 3465 2º RE: TP EXC. 2 f Reenganche automático 0.01.00,1800.00 s; ∞ 1.20 s Tiempo de pausa con excitación bifásica 308 Función Reenganche automático Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.6 Resumen de parámetros Dir. Parámetro Función Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 3466 2º RE: TP EXC. 3 f Reenganche automático 0.01.00,1800.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de pausa con excitación trifásica 3467 2º RE: TP DIS. 1 p Reenganche automático 0.01.00,1800.00 s; ∞ ∞ s Tiempo de pausa con disparo monopolar 3468 2º RE: TP DIS. 3 p Reenganche automático 0.01.00,1800.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de pausa con disparo tripolar 3469 2º RE: TP. SUC. Reenganche automático 0.01..1800.00 s 1.20 s Tiempo de pausa con falta sucesiva 3470 2º RE: IP antes de RE Reenganche automático Sí No No Comprobar disponibilidad del IP antes del RE 3471 2º RE: Comp. sinc. Reenganche automático Sí No No Comprobar sincronía después de pausa tripolar 3472 3er RE: ARRANQUE Reenganche automático Sí No No ¿Arranque permitido con este ciclo? 3473 3er RE: T ACTIV. Reenganche automático 0.01.0,300.00 s; ∞ 0.20 s Tiempo de activación 3475 3er RE: TP EXC. 1 f Reenganche automático 0.01.00,1800.00 s; ∞ 1.20 s Tiempo de pausa con excitación monofásica 3476 3er RE: TP EXC. 2 f Reenganche automático 0.01.00,1800.00 s; ∞ 1.20 s Tiempo de pausa con excitación bifásica 3477 3er RE: TP EXC. 3 f Reenganche automático 0.01.00,1800.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de pausa con excitación trifásica 3478 3er RE: TP DIS. 1 p Reenganche automático 0.01.00,1800.00 s; ∞ ∞ s Tiempo de pausa con disparo monopolar 3479 3er RE: TP DIS. 3 p Reenganche automático 0.01.00,1800.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de pausa con disparo tripolar 3480 3er RE: TP. SUC. Reenganche automático 0.01..1800.00 s 1.20 s Tiempo de pausa con falta sucesiva 3481 3er RE: IP antes de Reenganche RE automático Sí No No Comprobar disponibilidad del IP antes del RE 3482 3er RE: Comp. sinc. Reenganche automático Sí No No Comprobar sincronía después de pausa tripolar 3483 4º RE: ARRANQUE Reenganche automático Sí No No Arranque permitido con este ciclo 3484 4º RE: T ACTIV. Reenganche automático 0.01.0,300.00 s; ∞ 0.20 s Tiempo de activación 3486 4º RE: TP EXC. 1 f Reenganche automático 0.01.00,1800.00 s; ∞ 1.20 s Tiempo de pausa con excitación monofásica 3487 4º RE: TP EXC. 2 f Reenganche automático 0.01.00,1800.00 s; ∞ 1.20 s Tiempo de pausa con excitación bifásica 3488 4º RE: TP EXC. 3 f Reenganche automático 0.01.00,1800.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de pausa con excitación trifásica 3489 4º RE: TP DIS. 1 p Reenganche automático 0.01.00,1800.00 s; ∞ ∞ s Tiempo de pausa con disparo monopolar 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 309 A Anexo Dir. Parámetro Función Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 3490 4º RE: TP DIS. 3 p Reenganche automático 0.01.00,1800.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de pausa con disparo tripolar 3491 4º RE: TP. SUC. Reenganche automático 0.01..1800.00 s 1.20 s Tiempo de pausa con falta sucesiva 3492 4º RE: IP antes de RE Reenganche automático Sí No No Comprobar disponibilidad del IP antes del RE 3493 4º RE: Comp. sinc. Reenganche automático Sí No No Comprobar sincronía después de pausa tripolar 3901 FALLO INTERRUPT Protección contra fallo del interruptor Conectado Desconectado Conectado Protección contra fallo del interruptor 3902 I> PFI Protección contra fallo del interruptor 0.05..20.00 A 0,10 A Valor de respuesta de la supervisión del flujo de corriente 3903 DISP. 1 POL (T1) Protección contra fallo del interruptor No Sí Sí Disparo monopolar después de transcurrido T1 3904 T1 1 POL Protección contra fallo del interruptor 0.00.00,30.00 s; ∞ 0,00 s Tiempo de retardo T1 para monopolar Arranque 3905 T1 3 POL Protección contra fallo del interruptor 0.00.00,30.00 s; ∞ 0,00 s Tiempo de retardo T1 para tripolar Arranque 3906 T2 Protección contra fallo del interruptor 0.00.00,30.00 s; ∞ 0.15 s Tiempo de retardo T2 3907 T3 AVERÍA IP Protección contra fallo del interruptor 0.00.00,30.00 s; ∞ 0,00 s Tiempo de retardo con avería del IP 3908 AVERÍA IP Protección contra fallo del interruptor No Disparo de la PFI (T1) Disparo de la PFI (T2) Disparo de la PFI (T1 y T2) No Seleccción de orden de disparo con avería del IP 3909 CRITERIO CONT. AUX. Protección contra fallo del interruptor No Sí Sí Evaluación automática del contacto auxiliar del IP 3921 FALLO DE TERMINAL Protección contra fallo del interruptor Conectado Desconectado Desconectado Protección contra fallo de terminal 3922 T FALLO DE TERMINAL Protección contra fallo del interruptor 0.00.00,30.00 s; ∞ 2.00 s Tiempo de retardo para fallo de terminal 3931 SINCRON. POLOS Protección contra fallo del interruptor Conectado Desconectado Desconectado Supervisión sincronismo de los polos 3932 T SINCR. FORZ. POLOS Protección contra fallo del interruptor 0.00.00,30.00 s; ∞ 2.00 s Tiempo de retardo para sincronismo forzado de los polos 4001 SUPERV. CIRC. DISP. Supervisión del circuito de disparo Conectado Desconectado Desconectado Vigilancia del circuito de disparo 4002 Nº INTROD.BIN Supervisión del circuito de disparo 1..2 2 Número de introducciones binarias por circuito de disparo 310 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.6 Resumen de parámetros Dir. Parámetro Función Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación 4003 T. AVERÍA SCD Supervisión del circuito de disparo 1..30 s 2s Tiempo de retardo de mensajes 4201 PROTECCIÓN DE SOBRECARGA Protección de sobrecarga Desconectado Conectado Solo mensaje Desconectado Protección de sobrecarga 4202 FACTOR K Protección de sobrecarga 0.10..4.00 1.10 Factor k 4203 CONSTANTE DE TIEMPO Protección de sobrecarga 1.0..999.9 min 100.0 min Constante de tiempo 4204 Θ ADVERTENCIA Protección de sobrecarga 50..100 % 90 % Nivel de alarma térmica 4205 I WARN Protección de sobrecarga 0.10..4.00 A 1.00 A Nivel de alarma de corriente 4206 MÉTODO DE CÁLCULO Protección de sobrecarga Theta máximo Valor theta máximo Theta con Imáx Theta máximo Método de calculo de la sobretemperatura 4401 IP-A (A.x.x.x) Herramienta PS 0..255 141 Dirección IP ×××.xxx.xxx.xxx (Posiciones 1-3) 4402 IP-B (x.B.x.x) Herramienta PS 0..255 142 Dirección IP xxx.×××.xxx.xxx (Posiciones 4-6) 4403 IP-C (x.x.C.x) Herramienta PS 0..255 255 Dirección IP xxx.xxx.×××.xxx (Posiciones 7-9) 4404 IP-D (x.x.x.D) Herramienta PS 0..255 150 Dirección IP xxx.xxx.xxx.××× (Posiciones 10-12) 4405 TECLADO BLOQUEO Herramienta PS Sí No Sí Bloqueo de teclado 4406 LCP/NCP Herramienta PS No Sí Sí Interfaz soportado para LCP/NCP 4411 IP-A (A.x.x.x) Herramienta PS 0..255 141 Dirección IP ×××.xxx.xxx.xxx(Posiciones 1-3) 4412 IP-B (x.B.x.x) Herramienta PS 0..255 142 Direción IP xxx.×××.xxx.xxx(Posiciones 4-6) 4413 IP-C (x.x.C.x) Herramienta PS 0..255 255 Dirección IP xxx.xxx.×××.xxx (Posiciones 7-9) 4414 IP-D (x.x.x.D) Herramienta PS 0..255 160 Dirección IP xxx.xxx.xxx.××× (Posiciones 10-12) 4415 TECLADO BLOQUEO Herramienta PS Sí No Sí Bloqueo de teclado 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 311 A Anexo Dir. 4416 312 Parámetro LCP/NCP Función Herramienta PS Posibilidades de ajuste No Sí Preajuste Sí Explicación Interfaz soportado para LCP/NCP 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.7 Listas de información A.7 Listas de información Notas: En la tabla siguiente encontrará todos los datos relativos a la plena capacidad operativa de un equipo. En función de la variante solicitada se ofrecen en su caso sólo los datos válidos para la variante en cuestión. El signo ‘>‘ indica que la fuente del mensaje es una entrada binaria. Los mensajes según la norma IEC 60870-5-103 se comunican siempre en sentido de entrada/salida, cuando la consulta general es obligatoria para IEC 60870–5–103 y de no ser así sólo en sentido de entrada. Los mensajes generados por el usuario o configurados nuevamente por éste en IEC 60870–5–103 se establecen en sentido de entrada/salida y con CG obligatoria si el tipo de información no es pasajero (“.._W“) . En las columnas “Mensaje operativo“, “Mensaje de fallo“ y “Mensaje de falta a tierra“ se aplica lo siguiente: Función Tipo de inf. Registro mensajes Cons. gen. obligatoria LED EB REL 00004 >Inicio registro valor perturbación (>Inicio reg. reg fallos) Listado de fallos AS E (Entran -te) * LED EB REL 00005 >Reposición de señales LED (>Confirmación LED) Equipo AS * * LED EB REL 00007 >Selección grupo de parámetros (selección Bit 1) ) (>Selec. parám1) Conmutación del grupo de parámetros AS * * LED EB REL 00008 >Selección grupo de parámetros (selección Bit 2) ) (>Selec. parám2) Conmutación del grupo de parámetros AS * * LED EB REL 00015 >Funcionam prueba (>Func prueba) Equipo AS ES (Entran te/ saliente) * LED EB REL 135 53 1 GA 00016 >Bloqueo mensajes y valores medición (>bloqueo MM) Equipo AS * * LED EB REL 135 54 1 GA 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Bloqueo intermitencia * Relé * Tecla de funtción AS (Aviso simple) Entrada binaria Equipo LED 00003 >Sincronizar tiempo (>Sincron. tiempo) Marca listado de fallos Data Unit IEC 60870-5-103 Número de información Posibilidad de configuración Modelo Mens. falta a tierra ENTR/ SAL Significado Mensaje operativo ENTR/ SAL FNº ENTR/SAL preajustado fijo de fábrica, no configurable preajustado, configurable no preajustado, configurable ni preajustado, ni configurable Mensaje de fallo ENTR/SAL MAYÚSCULAS minúsculas * <vacío> 313 A Anexo IEC 60870-5-103 REL 135 81 1 GA 00052 Al menos una función prot. está activada (func.protec.) Equipo IE KG * LED REL 192 18 1 GA 00055 Arranque (Arranque) Equipo AI * * LED REL 192 4 1 00056 Primer arranque (Primer arranque) Equipo AI K * LED REL 192 5 1 00060 Señales LED repuestas (confirmación LED) Equipo AI_T (Avisos simples rápidos transitorios) K * LED REL 192 19 1 00067 Reenganche (Reenganche) Equipo AI K * LED REL 135 97 1 00068 Fallo reloj (Fallo reloj) Equipo AI KG * LED REL 00069 Tiempo de verano (Tiempo de verano) Equipo AI KG * LED REL 00070 Cargar parámetros nuevos (Cargar parámetros) Equipo AI KG * LED REL 192 22 1 00071 Nueva prueba de parámetros (Prueba de parámetros) Equipo AI * * LED REL 00072 Parámetro nivel 2 modificado (Parám. nivel 2) Equipo AI KG * LED REL 00073 Parametrización local (Param. local) Equipo AI * * 00110 Mensajes perdidos (Mensajes perdidos) Equipo AI_TAI _T K * LED REL 135 130 1 00113 Marcas pérdidas (Marcas perdidas) Equipo AI K * LED REL 135 136 1 GA 00125 Bloqueo de aviso intermitente activo (Bloqueo interm. act.) Equipo AI KG * LED REL 135 145 1 GA 00126 Conexión/desconexión de la protección (Interfaz de sistema) (Conexión E/S) Equipo IE KG * LED REL 00127 ¿Conexión/desconexión RE.AU. (Interfaz de sistema) (RE.AU. E/S) Reenganche automático IE KG * LED REL 00140 Aviso central de perturbación (Avis Cent Pert) Equipo AI KG * LED REL 192 47 1 GA 00144 Fallo tensión de alimentación 5V (Fallo 5V) Equipo AI KG * LED REL 135 164 1 GA 00160 Aviso central de alarma (Aviso central alarma) Equipo AI * * LED REL 192 46 1 GA 314 M Bloqueo intermitencia LED Relé * Tecla de funtción KG Entrada binaria AI (Avisos simples rápidos) LED Equipo Marca listado de fallos 00051 Equipo operativo ("Contacto activo") (Equipo operativo) Mens. falta a tierra ENTR/ SAL Cons. gen. obligatoria Posibilidad de configuración Data Unit Registro mensajes Número de información Tipo de inf. Modelo Función Mensaje de fallo ENTR/SAL Significado Mensaje operativo ENTR/ SAL FNº GA 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.7 Listas de información Tipo de inf. Registro mensajes Cons. gen. obligatoria LED REL 192 32 1 GA 00163 Fallo valor medido simetría de intensidad (Fallo sim.int.) Supervisión de valores medidos AI KG * LED REL 135 183 1 GA 00164 Supervisión de valores medidos U, mensaje colectivo (Superv.val.med. U) Supervisión de valores medidos AI * * LED REL 192 33 1 GA 00167 Fallo valor medido simetría de tensión (Fallo U sim) Supervisión de valores medidos AI KG * LED REL 135 186 1 GA 00177 Fallo HW: Batería descargada (Fallo batería) Equipo AI KG * LED REL 135 193 1 GA 00181 Fallo HW: Detección de valores medidos (Fallo detecc.val.med.) Equipo AI KG * LED REL 135 178 1 GA 00182 Fallo HW: Función reloj (Fallo reloj) Equipo AI KG * LED REL 135 194 1 GA 00183 Fallo módulo 1 (Fallo módulo 1) Equipo AI KG * LED REL 135 171 1 GA 00184 Fallo módulo 2 (Fallo módulo 2) Equipo AI KG * LED REL 135 172 1 GA 00185 Fallo módulo 3 (Fallo módulo 3) Equipo AI KG * LED REL 135 173 1 GA 00186 Fallo módulo 4 (Fallo módulo 4) Equipo AI KG * LED REL 135 174 1 GA 00187 Fallo módulo 5 (Fallo módulo 5) Equipo AI KG * LED REL 135 175 1 GA 00188 Fallo módulo 6 (Fallo módulo 6) Equipo AI KG * LED REL 135 176 1 GA 00189 Fallo módulo 7 (Fallo módulo 7) Equipo AI KG * LED REL 135 177 1 GA 00190 Fallo módulo 0 (Fallo módulo 0) Equipo AI KG * LED REL 135 210 1 GA 00191 Fallo HW: Offset (Fallo Offset) Equipo AI KG * LED REL 00192 Fallo HW: Puente IN diferente a Parám.IN (IN(1/5A) falso) Equipo AI KG * LED REL 135 169 1 GA 00193 Error HW: Valores calibr. entrada analógica no válidos (Fallo val.calib.) Equipo AI KG * LED REL 135 181 1 GA 00197 Supervisión valores medidos desactivada (Sup.val.med.des.) Supervisión de valores medidos AI KG * LED REL 135 197 1 GA 00203 Registro de fallos, borrado (Reg.fallos borr.) Listado de fallos AI_T K * LED REL 135 203 1 00289 Fallo valor de medida Suma I (Fallo ΣI) Supervisión de valores medidos AI KG * LED REL 135 250 1 GA 00290 Rotura alambre IL1 (Rot. alambre IL1) Supervisión de valores medidos AI K * LED REL 135 137 1 GA 00291 Rotura alambre IL2 (Rot. alambre IL2) Supervisión de valores medidos AI K * LED REL 135 138 1 GA 00292 Rotura alambre IL3 (Rot. alambre IL3) Supervisión de valores medidos AI K * LED REL 135 139 1 GA 00295 Supervisión de rotura de alambre descon. (Superv.rot.al.des.) Supervisión de valores medidos AI KG * LED REL 00296 Supervisión Suma I desconectada (Superv. ΣI desc.) Supervisión de valores medidos AI KG * LED REL 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Bloqueo intermitencia * Relé * Tecla de funtción AI Entrada binaria Supervisión de valores medidos LED 00161 Supervisión de valores medidos I, mensaje colectivo (Superv.val.med.I) Marca listado de fallos Data Unit IEC 60870-5-103 Número de información Posibilidad de configuración Modelo Mens. falta a tierra ENTR/ SAL Función Mensaje de fallo ENTR/SAL Significado Mensaje operativo ENTR/ SAL FNº 315 A Anexo IEC 60870-5-103 231 2 GA 00302 Fallo (Fallo) Datos de la instalación 2 AI * K 135 232 2 00351 >Contacto aux. interruptor L1 conect. (>INT. P. conect. L1) Datos de la instalación 2 AS * * LED EB REL 150 1 1 GA 00352 >Contacto aux. interruptor L2 conect. (>INT. P. conect. L2) Datos de la instalación 2 AS * * LED EB REL 150 2 1 GA 00353 >Contacto aux. interruptor L3 conect. (>INT. P. conect. L3) Datos de la instalación 2 AS * * LED EB REL 150 3 1 GA 00356 >Conexión manual(>Conexión manual) Datos de la instalación 2 AS * * LED EB REL 150 6 1 GA 00357 >Orden de conexión bloqueada desde exterior (>Bloqu. Conex.) Datos de la instalación 2 AS KG * LED EB REL 150 7 1 GA 00361 >Interruptor protec. transf. tens. Descon. (>Aut. Transf.U) Datos de la instalación 2 AS KG * LED EB REL 192 38 1 GA 00366 >IP1-contacto aux. L1 conect. (para comprobar RE.AU.) (>IP1 Pos.conect. L1) Datos de la instalación 2 AS * * LED EB REL 150 66 1 GA 00367 >IP1-contacto aux. L2 conect. (para comprobar RE.AU.) (>IP1 Pos.conect. L2) Datos de la instalación 2 AS * * LED EB REL 150 67 1 GA 00368 >IP1-contacto aux. L3 conect. (para comprobar RE.AU.) (>IP1 Pos.conect. L3) Datos de la instalación 2 AS * * LED EB REL 150 68 1 GA 00371 >IP1 dispuesto (para comprobar RE.AU.) (>IP1 dispuesto) Datos de la instalación 2 AS * * LED EB REL 150 71 1 GA 00378 > Fallo IP (para prot. fallo del interruptor) (>Fallo IP) Datos de la instalación 2 AS * * LED EB REL 00379 >IP Contacto aux. tripolar conect. (>IP Pos.trip.conect.) Datos de la instalación 2 AS * * LED EB REL 150 78 1 GA 00380 >IP Contacto aux. tripolar desconect. (>IP Pos.trip.desconect.) Datos de la instalación 2 AS * * LED EB REL 150 79 1 GA 00381 >Reenganche exter. permite disp. monopol. (>DISP monopol) Datos de la instalación 2 AS KG * LED EB REL 00382 >Reenganche exter. Programado sólo monopolar (>sólo monopolar) Datos de la instalación 2 AS KG * LED EB REL 00383 >Autorización de escalón de RE desde exterior (>Autor.niveles RE) Datos de la instalación 2 AS KG KG LED EB REL 00385 >Poner función LOCKOUT (>Poner LOCKOUT) Datos de la instalación 2 AS KG * LED EB REL 150 35 1 GA 00386 >Reponer función LOCKOUT (>Reponer LOCKOUT) Datos de la instalación 2 AS KG * LED EB REL 150 36 1 GA 00410 >IP1Contacto aux. tripolar conect. (para comprobar RE.AU.) (>IP1 Pos.trip.conect.) Datos de la instalación 2 AS * * LED EB REL 150 80 1 GA 316 Bloqueo intermitencia 135 Relé K Tecla de funtción KG Entrada binaria AI LED Datos de la instalación 2 Marca listado de fallos 00301 Fallo de la red (Fallo de la red) Mens. falta a tierra ENTR/ SAL Cons. gen. obligatoria Posibilidad de configuración Data Unit Registro mensajes Número de información Tipo de inf. Modelo Función Mensaje de fallo ENTR/SAL Significado Mensaje operativo ENTR/ SAL FNº 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.7 Listas de información Tipo de inf. Registro mensajes Cons. gen. obligatoria GA M LED REL 192 84 2 GA * M LED REL 192 64 2 GA * * M LED REL 192 65 2 GA AI * * M LED REL 192 66 2 GA Datos de la instalación 2 AI * * M LED REL 192 67 2 GA 00507 Protección (general) disparo L1 (DISP equipo L1) Datos de la instalación 2 AI * * M LED REL 192 69 2 00508 Protección (general) disparo L2 (DISP equipo L2) Datos de la instalación 2 AI * * M LED REL 192 70 2 00509 Protección (general) disparo L3 (DISP equipo L3) Datos de la instalación 2 AI * * M LED REL 192 71 2 00510 Conexión del equipo (general) (Equipo Con.) Datos de la instalación 2 AI * * LED REL 00511 Desconexión del equipo (general) (Equipo Descon.) Datos de la instalación 2 AI * G LED REL 192 68 2 00512 Protección (general) disparo L1, sólo monopolar (Equipo desc. 1polL1) Datos de la instalación 2 AI * * LED REL 00513 Protección (general) disparo L2, sólo monopolar (Equipo desc. 1polL2) Datos de la instalación 2 AI * * LED REL 00514 Protección (general) disparo L3, sólo monopolar (Equipo desc. 1polL3) Datos de la instalación 2 AI * * LED REL 00515 Protección (general) disparo tripolar (Equipo desconect. L123) Datos de la instalación 2 AI * * LED REL 00530 LOCKOUT activo (LOCKOUT) Datos de la instalación 2 IE KG * LED REL 00533 Corriente de desconexión (primaria) L1 (IL1 =) Datos de la instalación 2 AI * KG 150 177 4 00534 Corriente de desconexión (primaria) L2 (IL2 =) Datos de la instalación 2 AI * KG 150 178 4 00535 Corriente de desconexión (primaria) L3 (IL3 =) Datos de la instalación 2 AI * KG 150 179 4 00536 Disparo definitivo ( Descon. definitiva) Datos de la instalación 2 AI K K 150 180 2 00545 T. transcurrido desde arranque a reposición (T-Anr=) Datos de la instalación 2 AI 00546 T. transcurrido desde arranque a disparo (T-DISP=) Datos de la instalación 2 AI 00501 Arranque (protección) (Arranque equipo) Datos de la instalación 2 AI * * 00503 Protección (general) excitación L1 (Excit.gen. L1) Datos de la instalación 2 AI * 00504 Protección (general) excitación L2 (Excit.gen. L2) Datos de la instalación 2 AI 00505 Protección (general) excitación L3 (Excit.gen. L3) Datos de la instalación 2 00506 Protección (general) excitación E (Exc.gen. E) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 M LED REL Bloqueo intermitencia 1 * Relé 81 * Tecla de funtción 150 AS Entrada binaria REL Datos de la instalación 2 LED LED EB 00411 >IP1 Contacto aux. tripolar desconect. (para comprobar RE.AU.) (>IP1 Pos. trip.desconect.) Marca listado de fallos Data Unit IEC 60870-5-103 Número de información Posibilidad de configuración Modelo Mens. falta a tierra ENTR/ SAL Función Mensaje de fallo ENTR/SAL Significado Mensaje operativo ENTR/ SAL FNº GA 317 A Anexo Registro mensajes Data Unit LED REL 150 210 2 00561 Reconocimiento de conexión manual (impulso) (Con. manual) Datos de la instalación 2 AI K * LED REL 150 211 1 00563 Supresión de aviso caída del interr.de pot. (Supr. aviso caída IP) Datos de la instalación 2 AI * * LED REL 01000 Número de órdenes de disparo = (Núm, disp. =) Estadística AI 01001 Contador disparos fase L1 (Núm, disp. L1=) Estadística AI 01002 Contador disparos fase L2 (Núm, disp.L1=) Estadística AI 01003 Contador disparos fase L3 (Núm, disp.L1=) Estadística AI 01027 Suma de corrientes de desconexión del primario fase L1 (ΣIL1=) Estadística AI 01028 Suma de corrientes de desconexión del primario fase L2 (ΣIL2=) Estadística AI 01029 Suma de corrientes de desconexión del primario fase L3 (ΣIL3=) Estadística AI 01030 Corriente máx. desconectada en fase L1 (MAX IL1) Estadística AI 01031 Corriente máx. desconectada en fase L2 (MAX IL2) Estadística AI 01032 Corriente máx. desconectada en fase L3 (MAX IL3) Estadística AI 01401 >Conectar protección contra fallo del interruptor (>conect.PFI) Protección contra fallo del interruptor AS * * LED EB REL 01402 >Desconectar protección contra fallo del interruptor (>descon.PFI) Protección contra fallo del interruptor AS * * LED EB REL 01403 >Bloquear protección contra fallo del interruptor (>bloq.PFI) Protección contra fallo del interruptor AS KG * LED EB REL 166 103 1 01415 >Protección contra fallo del interruptor inicio tripolar (>PFI INICIO trip.) Protección contra fallo del interruptor AS KG * LED EB REL 01432 >Liberar protección contra fallo del interruptor (>liberar PFI) Protección contra fallo del interruptor AS KG * LED EB REL 01435 >Protección contra fallo del interruptor inicio L1 (>PFI inicio L1) Protección contra fallo del interruptor AS KG * LED EB REL 01436 >Protección contra fallo del interruptor inicio L2 (>PFI inicio L2) Protección contra fallo del interruptor AS KG * LED EB REL 01437 >Protección contra fallo del interruptor inicio L3 (>PFI inicio L3) Protección contra fallo del interruptor AS KG * LED EB REL 01439 >PFI inicio sin intensidad (protección Buchholz) (>PFI INICIO sin Int.) Protección contra fallo del interruptor AS KG * LED EB REL 318 Bloqueo intermitencia K Relé * Tecla de funtción AI Entrada binaria Datos de la instalación 2 LED 00560 Disparo monopolar acoplado en tripular (acoplam. Tripolar) Marca listado de fallos Número de información IEC 60870-5-103 Modelo Posibilidad de configuración Cons. gen. obligatoria Tipo de inf. Mens. falta a tierra ENTR/ SAL Función Mensaje de fallo ENTR/SAL Significado Mensaje operativo ENTR/ SAL FNº GA 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.7 Listas de información IEC 60870-5-103 REL 01451 Prot. fallo interrup. desconectado (PFI descon) Protección contra fallo del interruptor AI KG * LED REL 166 151 1 GA 01452 Prot. fallo interrup. bloqueado (PFI bloq.) Protección contra fallo del interruptor AI KG KG LED REL 166 152 1 GA 01453 Prot. fallo interrup. activada (PFI activa) Protección contra fallo del interruptor AI * * LED REL 166 153 1 GA 01461 Protección fallo interr. Arrancada (arranque PFI) Protección contra fallo del interruptor AI * KG LED REL 166 161 2 GA 01472 PFI descon, escalón 1, sólo L1 (PFI Descon. T1 sólo L1) Protección contra fallo del interruptor AI * K LED REL 01473 PFI descon, escalón 1, sólo L2 (PFI Descon. T1 sólo L2) Protección contra fallo del interruptor AI * K LED REL 01474 PFI descon, escalón 1, sólo L3 (PFI Descon. T1 sólo L3) Protección contra fallo del interruptor AI * K LED REL 01476 PFI descon, escalón 1, L123 (PFI Descon. T1 L123) Protección contra fallo del interruptor AI * K LED REL 01493 PFI descon con fallo interruptor de derivación (PFI LSStör Descon.) Protección contra fallo del interruptor AI * K LED REL 01494 PFI descon escalón 2 (barras colectoras) (PFI Descon. T2) Protección contra fallo del interruptor AI * K LED REL 192 85 2 01495 PFI descon protección contra fallo de terminal (PFI Descon. terminal) Protección contra fallo del interruptor AI * K LED REL 01496 Sincronismo forzoso iniciado (excitación sincr.forz.) Protección contra fallo del interruptor AI * KG LED REL 01497 Sincronismo forzoso iniciado para L1 (excit. sincr.forz. L1) Protección contra fallo del interruptor AI * KG LED REL 01498 Sincronismo forzoso iniciado para L2 (excit. sincr.forz. L2) Protección contra fallo del interruptor AI * KG LED REL 01499 Sincronismo forzoso iniciado para L3 (excit. sincr.forz. L3) Protección contra fallo del interruptor AI * KG LED REL 01500 Disparo sincronismo forzoso (DISP sincr.forz.local) Protección contra fallo del interruptor AI * K LED REL 01503 >Bloquear protección de sobrecarga (>bloq. PSC) Protección de sobrecarga AS * * LED EB REL 167 3 1 GA 01511 Protección de sobrecarga desconectada (PSC descon) Protección de sobrecarga AI KG * LED REL 167 11 1 GA 01512 Protección de sobrecarga bloqueada (PSC bloq.) Protección de sobrecarga AI KG KG LED REL 167 12 1 GA 01513 Protección de sobrecarga activada (PSC activa) Protección de sobrecarga AI KG * LED REL 167 13 1 GA 01515 Protección de sobrecarga: Escalón de intensidad (PSC alarma I) Protección de sobrecarga AI KG * LED REL 167 15 1 GA 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Bloqueo intermitencia LED Relé * Tecla de funtción KG Entrada binaria IE LED Protección contra fallo del interruptor Marca listado de fallos 01440 PFI Con/descon a través de introducción binaria (PFI C/D bin) Mens. falta a tierra ENTR/ SAL Cons. gen. obligatoria Posibilidad de configuración Data Unit Registro mensajes Número de información Tipo de inf. Modelo Función Mensaje de fallo ENTR/SAL Significado Mensaje operativo ENTR/ SAL FNº 319 A Anexo IEC 60870-5-103 REL 167 16 1 GA 01517 Protección de sobrecarga: Excitación escalón de disparo (Excitación PSC Θ) Protección de sobrecarga AI KG * LED REL 167 17 1 GA 01521 Protección de sobrecarga: Orden de disparo (DISPARO PSC) Protección de sobrecarga AI * K LED REL 167 21 2 GA 02054 Función de emergencia en proceso (func.emerg.) Equipo AI KG KG LED REL 192 37 1 GA 02701 >Conectar RE.AU.(>RE.AU. con) Reenganche automático AS * * LED EB REL 40 1 1 GA 02702 >Desconectar RE.AU. (>Desc. RE.AU.) Reenganche automático AS * * LED EB REL 40 2 1 GA 02703 >Bloquear RE.AU. (>bloq. RE.AU.) Reenganche automático AS KG * LED EB REL 40 3 1 GA 02711 >RE.AU.: Excitación general para arranque desde exter. (>Excit.gen. para RE.AU.) Reenganche automático AS * K LED EB REL 40 11 2 GA 02712 >RE.AU.: L1 descon para arranque desde exter. (>L1 desc para RE.AU.) Reenganche automático AS * K LED EB REL 40 12 2 GA 02713 >RE.AU.: L2 descon para arranque desde exter. (>L2 desc para RE.AU.) Reenganche automático AS * K LED EB REL 40 13 2 GA 02714 >RE.AU.: L3 descon para arranque desde exter. (>L3 desc para RE.AU.) Reenganche automático AS * K LED EB REL 40 14 2 GA 02715 >RE.AU.: DESC 1polo para arranque desde exter. (>DESC 1polo para RE) Reenganche automático AS * K LED EB REL 40 15 2 GA 02716 >RE.AU.: DESC 3polos para arranque desde exter. (>DESC 3pol. para RE) Reenganche automático AS * K LED EB REL 40 16 2 GA 02727 >RE.AU.: Cierre remoto de la estación opuesta (>cierre rem. RE.AU.) Reenganche automático AS * K LED EB REL 40 22 2 GA 02731 >RE.AU.: Liberación sincronizada desde ext. (>Sincr. desde ext) Reenganche automático AS * * LED EB REL 40 31 2 GA 02737 >RE.AU.: Bloquear ciclo RE.AU. monopolar (>bloq. RE monopolar) Reenganche automático AS KG * LED EB REL 40 32 1 GA 02738 >RE.AU.: Bloquear ciclo RE.AU. tripolar (>bloq. RE tripolar) Reenganche automático AS KG * LED EB REL 40 33 1 GA 02739 >RE.AU.: Bloquear ciclo RE.AU. monofásico (>bloq. RE trifás.) Reenganche automático AS KG * LED EB REL 40 34 1 GA 02740 >RE.AU.: Bloquear ciclo RE.AU. bifásico (>bloq. RE trifás.) Reenganche automático AS KG * LED EB REL 40 35 1 GA 02741 >RE.AU.: Bloquear ciclo RE.AU. trifásico (>bloq. RE trifás.) Reenganche automático AS KG * LED EB REL 40 36 1 GA 02742 >RE.AU.: 1. Bloquear ciclo (>bloq. 1º RE.AU.) Reenganche automático AS KG * LED EB REL 40 37 1 GA 02743 >RE.AU.: 2. Bloquear ciclo (>bloq. 2º RE.AU.) Reenganche automático AS KG * LED EB REL 40 38 1 GA 320 Bloqueo intermitencia LED Relé * Tecla de funtción KG Entrada binaria AI LED Protección de sobrecarga Marca listado de fallos 01516 Protección de sobrecarga: Nivel de alarma térmica (alarma PSC) Θ) Mens. falta a tierra ENTR/ SAL Cons. gen. obligatoria Posibilidad de configuración Data Unit Registro mensajes Número de información Tipo de inf. Modelo Función Mensaje de fallo ENTR/SAL Significado Mensaje operativo ENTR/ SAL FNº 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.7 Listas de información IEC 60870-5-103 REL 40 39 1 GA 02745 >RE.AU.: Bloquear ciclo 4º-n. (>bloq. 4º-n RE.AU.) Reenganche automático AS KG * LED EB REL 40 40 1 GA 02746 >RE.AU.: Descon. general para arranque desde ext. (>DESC GEN para RE.AU.) Reenganche automático AS * K LED EB REL 40 41 2 GA 02747 >RE.AU.: Excitación L1 para arranque desde ext. (>Excit. L1 para RE.AU.) Reenganche automático AS * K LED EB REL 40 42 2 GA 02748 >RE.AU.: Excitación L2 para arranque desde ext. (>Excit. L2 para RE.AU.) Reenganche automático AS * K LED EB REL 40 43 2 GA 02749 >RE.AU.: Excitación L3 para arranque desde ext. (>Excit. L3 para RE.AU.) Reenganche automático AS * K LED EB REL 40 44 2 GA 02750 >RE.AU: arranque monofás. para arranque desde ext. (>arran. monofás. para RE.AU.) Reenganche automático AS * K LED EB REL 40 45 2 GA 02751 >RE.AU: arranque bifás. para arranque desde ext. (>arran. bifás. para RE.AU.) Reenganche automático AS * K LED EB REL 40 46 2 GA 02752 >RE.AU: arranque trifás. para arranque desde ext. (>arran. trifás. para RE.AU.) Reenganche automático AS * K LED EB REL 40 47 2 GA 02781 RE.AU. desconectado (RE.AU. desc) Reenganche automático AI KG * LED REL 40 81 1 GA 02782 RE.AU conectado (RE.AU. conectado) Reenganche automático IE * * LED REL 192 16 1 GA 02783 RE.AU. no puede arrancarse (bloqueo RE.AU.) Reenganche automático AI KG * LED REL 40 83 1 GA 02784 RE.AU. momentáneamente no disponible (RE.AU. no dispon.) Reenganche automático AI * K LED REL 192 130 2 GA 02787 RE.AU.: Interruptor de potencia no disponible (RE.AU. IP no dispon.) Reenganche automático AI * * LED REL 40 87 1 GA 02788 RE.AU.: Transcurrido tiempo supervisión del IP (transc.RE.AU.TLSUEW) Reenganche automático AI * K LED REL 40 88 2 GA 02796 RE.AU.: Con/descon a través de introducción binaria (RE.AU. C/D bin) Reenganche automático IE * * LED REL 02801 RE.AU.arrancado (RE.AU. activo) Reenganche automático AI * K LED REL 40 101 2 GA 02809 RE.AU.: Transcurrido tiempo superv. arranque (RE.AU. transc. tiempo arranque) Reenganche automático AI * K LED REL 40 174 2 GA 02810 RE.AU.: Superado tiempo máx. de pausa (RE.AU super. TP máx.) Reenganche automático AI * K LED REL 40 175 2 GA 02818 RE.AU. ha detectado un fallo subsiguiente (RE.AU. fallo subsig.) Reenganche automático AI * K LED REL 40 118 2 GA 02820 Ciclo RE.AU. ajustado sólo para 1polo (RE.AU. program.) 1 polo) Reenganche automático AI * * LED REL 40 143 1 GA 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Bloqueo intermitencia LED EB Relé * Tecla de funtción KG Entrada binaria AS LED Reenganche automático Marca listado de fallos 02744 >RE.AU.: 3. Bloquear ciclo (>bloq. 3º RE.AU.) Mens. falta a tierra ENTR/ SAL Cons. gen. obligatoria Posibilidad de configuración Data Unit Registro mensajes Número de información Tipo de inf. Modelo Función Mensaje de fallo ENTR/SAL Significado Mensaje operativo ENTR/ SAL FNº 321 A Anexo Tipo de inf. Registro mensajes Cons. gen. obligatoria LED REL 40 197 2 GA 02839 RE.AU.: Tiempo de pausa activo 1polo (RE.AU.T1pol.pausa) Reenganche automático AI * K LED REL 40 148 2 GA 02840 RE.AU.: Tiempo de pausa activo 3polos (RE.AU.T3pol.pausa) Reenganche automático AI * K LED REL 40 149 2 GA 02841 RE.AU.: Tiempo de pausa activo monofás. (RE.AU.T1fás.pausa) Reenganche automático AI * K LED REL 40 150 2 GA 02842 RE.AU.: Tiempo de pausa activo bifás. (RE.AU.Tbifás.pausa) Reenganche automático AI * K LED REL 40 151 2 GA 02843 RE.AU.: Tiempo de pausa activo trifás. (RE.AU.Ttrifás.pausa) Reenganche automático AI * K LED REL 40 154 2 GA 02844 RE.AU.: 1. Ciclo en proceso (RE.AU. 1º ciclo) Reenganche automático AI * K LED REL 40 155 2 GA 02845 RE.AU.: 2. Ciclo en proceso (RE.AU. 2º ciclo) Reenganche automático AI * K LED REL 40 157 2 GA 02846 RE.AU.: 3. Ciclo en proceso (RE.AU. 3º ciclo) Reenganche automático AI * K LED REL 40 158 2 GA 02847 RE.AU.: Ciclo > 3º ciclo en proceso (RE.AU >3º ciclo) Reenganche automático AI * K LED REL 40 159 2 GA 02848 RE.AU.: Ciclo ASP en proceso (RE.AU. ciclo ASP) Reenganche automático AI * K LED REL 40 130 2 GA 02851 RE.AU.: Orden de conex. (RE.AU. orden CON) Reenganche automático AI * K LED REL 192 128 2 02852 RE.AU.: Orden de conex. tras 1º ciclo 1polo (RE.AU. conex1p,1ºciclo) Reenganche automático AI * * LED REL 40 152 1 GA 02853 RE.AU.: Orden de conex. tras 1º ciclo 3polos (RE.AU. conex3p,1ºciclo) Reenganche automático AI * * LED REL 40 153 1 GA 02854 RE.AU.: Orden de conex. a partir 2º ciclo (RE.AU. conex.>=2º ciclo) Reenganche automático AI * * LED REL 192 129 1 02861 RE.AU.: Tiempo de bloqueo activo (RE.AU.Tbloqueo) Reenganche automático AI * * LED REL 40 161 1 GA 02862 RE.AU. completado con éxito (RE.AU. con éxito) Reenganche automático AI * * LED REL 40 162 1 GA 02863 RE.AU.: disparo definitivo (RE.AU. disp. definitivo) Reenganche automático AI * * LED REL 40 163 1 GA 02864 RE.AU. permite disparo monopolar (RE.AU. permite monopol.) Reenganche automático AI * * LED REL 40 164 1 GA 02865 RE.AU.: Requisito de medida comprobación sincron. (RE.AU. requisito sincr.) Reenganche automático AI * * LED REL 40 165 2 GA 02871 RE.AU.: Orden disparo tripol. arrastre (RE.AU. disparo arrastre) Reenganche automático AI * K LED REL 40 171 2 GA 02889 RE.AU.: Autorización zonas en 1º ciclo (RE.AU. autoriz. 1º ciclo) Reenganche automático AI * * LED REL 40 160 1 GA 322 M Bloqueo intermitencia KG Relé * Tecla de funtción AI Entrada binaria Reenganche automático LED 02821 RE.AU.: Tiempo de pausa activo con error subsiguiente (RE.AU.T Folge) Marca listado de fallos Data Unit IEC 60870-5-103 Número de información Posibilidad de configuración Modelo Mens. falta a tierra ENTR/ SAL Función Mensaje de fallo ENTR/SAL Significado Mensaje operativo ENTR/ SAL FNº 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.7 Listas de información Tipo de inf. Registro mensajes Cons. gen. obligatoria LED REL 40 169 1 GA 02891 RE.AU.: Autorización zones en 3º ciclo (RE.AU. autoriz. 3º ciclo) Reenganche automático AI * * LED REL 40 170 1 GA 02892 RE.AU.: Autorización zonas en 4º ciclo (RE.AU. autoriz. 4º ciclo) Reenganche automático AI * * LED REL 40 172 1 GA 02893 RE.AU.: Autorización zonas en ciclo ASP (RE.AU. autoriz. ASP) Reenganche automático AI * * LED REL 40 173 1 GA 02894 RE.AU.: Cierre remoto (RE.AU. cierre remoto) Reenganche automático AI * K LED REL 40 129 2 GA 02895 RE.AU.: Orden de conex. tras 1° ciclo monopolar (RE.AU.1pol,1º ciclo=) Estadística AI 02896 RE.AU.: Orden de conex. tras 1° ciclo tripolar (RE.AU. 3pol,1°ciclo=) Estadística AI 02897 RE.AU.: Orden de conex. a partir 2° ciclo monopolar (RE.AU.1p,>=2°ciclo=) Estadística AI 02898 RE.AU.: Orden de conex. a partir 2° ciclo tripolar (RE.AU.3p,>=2°ciclo=) Estadística AI 03102 Dif.: Irrupción L1 (Irrupción dif. L1) Protección diferencial AI * * LED REL 92 89 1 GA 03103 Dif.: Irrupción L2 (Irrupción dif. L2) Protección diferencial AI * * LED REL 92 90 1 GA 03104 Dif.: Irrupción L3 (Irrupción dif. L3) Protección diferencial AI * * LED REL 92 91 1 GA 03120 Dif. activa (Dif. activa) Protección diferencial AI KG * M LED REL 92 92 1 GA 03132 Dif.: Excitación general (excit.gen.dif.) Protección diferencial AI * KG M LED REL 03133 Dif.: Excitación L1 (excit.dif. L1) Protección diferencial AI * KG M LED REL 92 93 2 GA 03134 Dif.: Excitación L2 (excit.dif. L2) Protección diferencial AI * KG M LED REL 92 94 2 GA 03135 Dif.: Excitación L3 (excit.dif. L3) Protección diferencial AI * KG M LED REL 92 95 2 GA 03136 Dif.: Excitación tierra (excit.dif. tierra) Protección diferencial AI * KG M LED REL 92 96 2 GA 03137 Dif.: Excitación dif. I>> (excit.dif. I>>) Protección diferencial AI * KG M LED REL 92 97 2 GA 03139 Dif.: Excitación dif. I> (excit.dif. I>) Protección diferencial AI * KG M LED REL 92 98 2 GA 03141 Dif.: Orden desconex. general (desconex.gen.dif.) Protección diferencial AI * KG M LED REL 92 99 2 GA 03142 Dif.: Orden de desconexión L1, sólo monopolar (descon1polL1 dif) Protección diferencial AI * KG M LED REL 92 100 2 GA 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Bloqueo intermitencia * Relé * Tecla de funtción AI Entrada binaria Reenganche automático LED 02890 RE.AU.: Autorización zonas en 2º ciclo (RE.AU. autoriz. 2º ciclo) Marca listado de fallos Data Unit IEC 60870-5-103 Número de información Posibilidad de configuración Modelo Mens. falta a tierra ENTR/ SAL Función Mensaje de fallo ENTR/SAL Significado Mensaje operativo ENTR/ SAL FNº 323 A Anexo Tipo de inf. Registro mensajes Número de información Data Unit Cons. gen. obligatoria * KG M LED REL 92 101 2 GA 03144 Dif.: Orden de desconexión L3, sólo monopolar (descon.1polL3 dif) Protección diferencial AI * KG M LED REL 92 102 2 GA 03145 Dif.: Orden de desconexión L123 (descon dif L123) Protección diferencial AI * KG M LED REL 92 103 2 GA 03146 Dif.: Orden de desconex. monopolar (desconex. dif 1p) Protección diferencial AI * KG LED REL 03147 Dif.: Orden de desconex. tripolar (desconex. dif 3p) Protección diferencial AI * KG LED REL 03148 Dif bloqueada (dif bloqueada) Protección diferencial AI KG * LED REL 92 104 1 GA 03149 Dif está desconectada (PSC descon) Protección diferencial AI KG * LED REL 92 105 1 GA 03176 Dif.: Excitación sólo fase L1 (dif. excit. sólo L1) Protección diferencial AI * * LED REL 03177 Dif.: Excitación L1 (excit.dif. L1E) Protección diferencial AI * * LED REL 03178 Dif.: Excitación sólo fase L2 (dif. excit. sólo L2) Protección diferencial AI * * LED REL 03179 Dif.: Excitación L2-E (excit.dif. L2E) Protección diferencial AI * * LED REL 03180 Dif.: Excitación L1-L2 (excit.dif. L12) Protección diferencial AI * * LED REL 03181 Dif.: Excitación L1-L2-E (excit.dif. L12E) Protección diferencial AI * * LED REL 03182 Dif.: Excitación sólo fase L3 (dif. excit. sólo L3) Protección diferencial AI * * LED REL 03183 Dif.: Excitación L3-E (excit.dif. L3E) Protección diferencial AI * * LED REL 03184 Dif.: Excitación L3-L1 (excit.dif. L31) Protección diferencial AI * * LED REL 03185 Dif.: Excitación L3-L1-E (excit.dif. L31E) Protección diferencial AI * * LED REL 03186 Dif.: Excitación L2-L3 (excit.dif. L23) Protección diferencial AI * * LED REL 03187 Dif.: Excitación L2-L3-E (excit.dif. L23E) Protección diferencial AI * * LED REL 03188 Dif.: Excitación L1-L2-L3 (excit.dif. L123) Protección diferencial AI * * LED REL 03189 Dif.: Excitación L1-L2-L3-E (excit.dif. L123E) Protección diferencial AI * * LED REL 03190 Dif.: Modo de prueba (modo de prueba) Protección diferencial IE KG * LED 92 106 1 GA 324 FK T REL Bloqueo intermitencia AI Relé Protección diferencial Tecla de funtción 03143 Dif.: Orden de desconexión L2, sólo monopolar (descon.1polL2 dif) Entrada binaria Modelo IEC 60870-5-103 LED Posibilidad de configuración Marca listado de fallos Mens. falta a tierra ENTR/ SAL Función Mensaje de fallo ENTR/SAL Significado Mensaje operativo ENTR/ SAL FNº 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.7 Listas de información Función Tipo de inf. Registro mensajes Posibilidad de configuración 03191 Dif.: Modo de puesta en marcha (modo PS) Protección diferencial IE KG * LED 03192 Dif.: Modo de prueba teleactivado (modo de prueba remoto) Protección diferencial AI KG * 03193 Dif.: Modo de puesta en marcha activo (modo PS activo) Protección diferencial AI KG 03194 Dif.: >Modo de prueba (>modo de prueba) Protección diferencial AS 03195 Dif.: >Modo PS (>modo PS) Protección diferencial 03215 Los equipos tienen Firmware incompatible (VERS. errónea) 03217 INTA1: Reflexión datos propios de la red (INTA1 Reflex.Red) Data Unit Cons. gen. obligatoria LED REL 92 108 1 GA * LED REL 92 109 1 GA KG * LED EB REL AS KG * LED EB REL Interfaces de activación AI K * LED REL Interfaces de activación AI KG * LED REL 03227 >INTA1 luz apagada (transmisión de Interfaces de datos en bloque) (>INTA 1 Luz descon.) activación AS KG * LED EB REL 03229 INTA1: Interferencia transmisión de datos (INTA1 Interferencia) Interfaces de activación AI KG * LED REL 93 135 1 GA 03230 INTA1: Fallo transmisión de datos (INTA1 FALLO) Interfaces de activación AI KG * LED REL 93 136 1 GA 03233 Irregularidad en la dirección del equipo (DA 17xx) (DT inconsistente) Interfaces de activación AI KG * LED REL 03234 Irregularidad en el número/índice de equipo (DT desigual) Interfaces de activación AI KG * LED REL 03235 Irregularidad los parámetros del equipo desiguales (parám.inconsist.) Interfaces de activación AI KG * LED REL 03236 Asignación transm.-recept. INTA1INTA2 errónea (asignación INTA) Interfaces de activación AI KG * LED REL 03239 INTA1: Tiempo de transm. de datos inadmis. (INTA1 t.trans. perturb.) Interfaces de activación AI KG * LED REL 93 139 1 GA 03243 INTA1: Conectado con equipo dir. (INTA1 con. con) Interfaces de activación AI KG * 03245 > Fallo GPS desde exterior (>fallo GPS) Interfaces de activación AS KG * LED EB REL 03247 GPS: Fallo del impulso (fallo GPS) Interfaces de activación AI KG * LED REL 03248 GPS: INTA1 sincronizado por GPS (INTA1 sinc GPS) Interfaces de activación AI KG * LED REL 03250 GPS: INTA1 duración asimetría excesiva (INTA1 durac asim.) Interfaces de activación AI KG * LED REL 03252 > INTA1 sincronización RESET (>SINC INTA1 RESET) Interfaces de activación AS KG * LED EB REL 03254 INTA1 detectado salto tiempo (INTA1 salto tiempo) Interfaces de activación AI KG * LED REL 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Bloqueo intermitencia GA FK T Relé 1 Tecla de funtción 107 Entrada binaria 92 LED REL Marca listado de fallos Número de información IEC 60870-5-103 Modelo Mens. falta a tierra ENTR/ SAL Mensaje de fallo ENTR/SAL Significado Mensaje operativo ENTR/ SAL FNº 325 A Anexo Tipo de inf. Registro mensajes Posibilidad de configuración Interfaces de activación AI KG * LED REL 03451 >Dar de baja al (>equipo) Topología de protección diferencial AS KG * LED EB REL 03458 Topología en cadena (topología en cadena) Topología de protección diferencial AI KG * LED REL 03464 Topología de comunicación completa (topol completa) Topología de protección diferencial AI KG * LED REL 03475 Equipo 1 dado de baja (equipo1 baja) Topología de protección diferencial IE KG * LED FK T 03476 Equipo 2 dado de baja (equipo2 baja) Topología de protección diferencial IE KG * LED 03484 Equipo local dado de baja (equipo baja) Topología de protección diferencial IE KG * LED 03487 Igual dirección del equipo en constelación (igual dir.equipo) Topología de protección diferencial AI KG * LED REL 03491 Equipo 1 conexión disponible (equipo1 dispo.) Topología de protección diferencial AI KG * LED REL 03492 Equipo 2 conexión disponible (equipo2 dispo.) Topología de protección diferencial AI KG * LED REL 03501 >Arrastre L1 (> arrastre L1) Arrastre de interruptor AS KG * LED EB REL 03502 >Arrastre L2 (> arrastre L2) Arrastre de interruptor AS KG * LED EB REL 03503 >Arrastre L3 (> arrastre L3) Arrastre de interruptor AS KG * LED EB REL 03504 >Arrastre tripolar (> arrastre tripolar) Arrastre de interruptor AS KG * LED EB REL 03505 Arrastre recibido de INTA1 L1 (arras. recib.INTA1 L1) Arrastre de interruptor AI kg * LED REL 03506 Arrastre recibido de INTA1 L2 (arras. recib.INTA1 L2) Arrastre de interruptor AI kg * LED REL 03507 Arrastre recibido de INTA1 L3 (arras. recib.INTA1 L3) Arrastre de interruptor AI kg * LED REL 03511 Enviar arrastre a INTA1 L1 (enviar arras. INTA1 L1) Arrastre de interruptor AI KG * LED REL 326 142 1 GA REL 93 143 1 GA FK T REL 93 144 1 GA FK T REL 93 149 1 GA Relé 93 Tecla de funtción Cons. gen. obligatoria 03258 INTA1 superada tasa de errores máxima (INTA1 tasa errores) Data Unit REL Número de información LED Modelo * Entrada binaria KG LED IE Marca listado de fallos Interfaces de activación Mens. falta a tierra ENTR/ SAL 03256 INTA1 duración asimetría excesiva (INTA1 asim.) IEC 60870-5-103 Bloqueo intermitencia Función Mensaje de fallo ENTR/SAL Significado Mensaje operativo ENTR/ SAL FNº 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.7 Listas de información IEC 60870-5-103 REL 03513 Enviar arrastre a INTA1 L3 (enviar arras. INTA1 L3) Arrastre de interruptor AI KG * LED REL 03517 Arrastre orden de desconexión general (arrastre descon. gen.) Arrastre de interruptor AI * KG M LED REL 03518 Arrastre orden de desconexión L1, sólo 1polo (arrastre DESC1polL1 Arrastre de interruptor AI * KG M LED REL 93 150 2 GA 03519 Arrastre orden de desconexión L2, sólo 1polo (arrastre DESC1polL2) Arrastre de interruptor AI * KG M LED REL 93 151 2 GA 03520 Arrastre orden de desconexión L3, sólo 1polo (arrastre DESC1polL3) Arrastre de interruptor AI * KG M LED REL 93 152 2 GA 03521 Arrastre orden de desconexión L123 (arrastre ext L123) Arrastre de interruptor AI * KG M LED REL 93 153 2 GA 03522 Arrastre orden de desconexión monopolar (arrastre DESC 1p) Arrastre de interruptor AI * KG LED REL 03523 Arrastre orden de desconexión tripolar (arrastre DESC 3p) Arrastre de interruptor AI * KG LED REL 03525 > Dif bloq (> dif bloq) Protección diferencial AS KG * LED EB REL 03526 Dif bloq recibido de INTA1 (dif bloq recib INTA1) Protección diferencial AI KG * LED REL 03528 Dif bloq enviar a INTA1 (dif bloq env INTA1) Protección diferencial AI KG * LED REL 03541 > Orden remota 1 (>orden remota 1) Teletransmisión AS kg * LED EB REL 03542 > Orden remota 2 (>orden remota 2) Teletransmisión AS kg * LED EB REL 03543 > Orden remota 3 (>orden remota 3) Teletransmisión AS kg * LED EB REL 03544 > Orden remota 4 (>orden remota 4) Teletransmisión AS kg * LED EB REL 03545 Recibir orden remota 1 (rec orden remota 1) Teletransmisión AI kg * LED REL 93 154 1 GA 03546 Recibir orden remota 2 (rec orden remota 2) Teletransmisión AI kg * LED REL 93 155 1 GA 03547 Recibir orden remota 3 (rec orden remota 3) Teletransmisión AI kg * LED REL 93 156 1 GA 03548 Recibir orden remota 4 (rec orden remota 4) Teletransmisión AI kg * LED REL 93 157 1 GA 04253 >Bloquear desconexión rápida (>bloq desc rápida) Desconexión rápida AS * * LED EB REL 04271 Desconexión rápida desconectada (desc rápida desc) Desconexión rápida AI KG * LED REL 25 71 1 GA 04272 Desconexión rápida bloqueada (desc rápida bloq) Desconexión rápida AI KG KG LED REL 25 72 1 GA 04273 Desconexión rápida activa (desc rápida activa) Desconexión rápida AI * * LED REL 25 73 1 GA 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Bloqueo intermitencia LED Relé * Tecla de funtción KG Entrada binaria AI LED Arrastre de interruptor Marca listado de fallos 03512 Enviar arrastre a INTA1 L2 (enviar arras. INTA1 L2) Mens. falta a tierra ENTR/ SAL Cons. gen. obligatoria Posibilidad de configuración Data Unit Registro mensajes Número de información Tipo de inf. Modelo Función Mensaje de fallo ENTR/SAL Significado Mensaje operativo ENTR/ SAL FNº 327 A Anexo Tipo de inf. Registro mensajes Número de información Data Unit Cons. gen. obligatoria 25 81 2 GA K LED REL 25 82 2 GA * K LED REL 25 83 2 GA Desconexión rápida AI * K LED REL 25 84 2 GA 04285 Excitación desconexión rápida I>>>> fase L1 (desc ráp exc I>>>> L1) Desconexión rápida AI * K LED REL 25 85 2 GA 04286 Excitación desconexión rápida I>>>> fase L2 (desc ráp exc I>>>> L2) Desconexión rápida AI * K LED REL 25 86 2 GA 04287 Excitación desconexión rápida I>>>> fase L3 (desc ráp exc I>>>> L3) Desconexión rápida AI * K LED REL 25 87 2 GA 04289 Desconexión rápida disparo monopolar L1 (desc rápida disp 1polL1) Desconexión rápida AI * K LED REL 25 89 2 GA 04290 Desconexión rápida disparo monopolar L2 (desc rápida disp 1polL2) Desconexión rápida AI * K LED REL 25 90 2 GA 04291 Desconexión rápida disparo monopolar L3 (desc rápida disp 1polL3) Desconexión rápida AI * K LED REL 25 91 2 GA 04292 Desconexión rápida disparo monopolar (desc rápida disp 1pol) Desconexión rápida AI * K LED REL 25 94 2 04293 Desconexión rápida disparo general (desc rápida disp gen) Desconexión rápida AI * K LED REL 04294 Desconexión rápida disparo tripolar (desc rápida disp 3pol) Desconexión rápida AI * K LED REL 04295 Desconexión rápida disparo tripolar (desc rápida disp L123) Desconexión rápida AI * K LED REL 25 95 2 GA 04403 >Acoplamiento exterior Bloquear DESC (>bloquear ext. bloqueado) Acoplamiento exterior AS * * LED EB REL 04412 >Acoplamiento exterior DESC L1 a través bin. (>exterior ext L1) Acoplamiento exterior AS KG * LED EB REL 04413 >Acoplamiento exterior DESC L2 a través bin. (>exterior ext L2) Acoplamiento exterior AS KG * LED EB REL 04414 >Acoplamiento exterior DESC L3 a través bin. (>exterior ext L3) Acoplamiento exterior AS KG * LED EB REL 04417 >Acoplamiento exterior DESC 3polos (>ext. DESC 3pol) Acoplamiento exterior AS KG * LED EB REL 04421 Acoplamiento exterior desconectado (acopl. ext. desc.) Acoplamiento exterior AI KG * LED REL 51 21 1 GA 04422 Acoplamiento exterior bloqueado (acopl. ext. bloqueado) Acoplamiento exterior AI KG KG LED REL 51 22 1 GA 04432 Acoplamiento exterior DESC L1, sólo 1polo (desc ext 1pol L1) Acoplamiento exterior AI * K LED REL 51 32 2 04282 Excitación desconexión rápida I>>> fase L1 (desc ráp exc I>>> L1) Desconexión rápida AI * 04283 Excitación desconexión rápida I>>> fase L2 (desc ráp exc I>>> L2) Desconexión rápida AI 04284 Excitación desconexión rápida I>>> fase L3 (desc ráp exc I>>> L3) 328 G Bloqueo intermitencia REL * Relé LED Desconexión rápida AI Tecla de funtción M 04281 Excitación general desconexión rápida (dif excit gen) Entrada binaria Modelo IEC 60870-5-103 LED Posibilidad de configuración Marca listado de fallos Mens. falta a tierra ENTR/ SAL Función Mensaje de fallo ENTR/SAL Significado Mensaje operativo ENTR/ SAL FNº 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.7 Listas de información Tipo de inf. Registro mensajes REL 51 33 2 04434 Acoplamiento exterior DESC L3, sólo 1polo (desc ext 1pol L3) Acoplamiento exterior AI * K LED REL 51 34 2 04435 Acoplamiento exterior DESC L123, 3polos (desc ext L123) Acoplamiento exterior AI * K LED REL 51 35 2 06854 >CRC:Conexión Relé orden Circuito disparo 1 (>CRC circ 1) Supervisión del circuito de disparo AS KG * LED EB REL 06855 >CRC:Conexión contacto aux. IP circuito disparo 1 (>CRC AUX1 IP) Supervisión del circuito de disparo AS KG * LED EB REL 06856 >CRC:Conexión Relé orden Circuito disparo 2 (>CRC circ 2) Supervisión del circuito de disparo AS KG * LED EB REL 06857 >CRC:Conexión contacto aux. IP circuito disparo 2 (>CRC AUX2 IP) Supervisión del circuito de disparo AS KG * LED EB REL 06858 >CRC:Conexión Relé orden Circuito disparo 3 (>CRC circ 3) Supervisión del circuito de disparo AS KG * LED EB REL 06859 >CRC:Conexión contacto aux. IP circuito disparo 3 (>CRC AUX3 IP) Supervisión del circuito de disparo AS KG * LED EB REL 06861 Superv. circuito de disparo desconectada (CRC desc) Supervisión del circuito de disparo AI KG * LED REL 170 53 1 GA 06865 Fallo circuito de disparo (Fallo circ. disp.) Supervisión del circuito de disparo AI KG * LED REL 170 55 1 GA 06866 CRC: Error de configuración, superv circuito disparo 1 (CRC error config 1) Supervisión del circuito de disparo AI KG * LED REL 06867 CRC: Error de configuración, superv circuito disparo 2 (CRC error config 2) Supervisión del circuito de disparo AI KG * LED REL 06868 CRC: Error de configuración, superv circuito disparo 3 (CRC error config 3) Supervisión del circuito de disparo AI KG * LED REL 07104 >S/It.def./idef. bloquear escalón I>> (>S/It.def./idef. bloquear I>>) Protección de sobreintensidad temporizada AS KG * LED EB REL 64 4 1 GA 07105 >S/It.def./idef. bloquear escalón I> (>S/ It.def./idef. bloquear I>) Protección de sobreintensidad temporizada AS KG * LED EB REL 64 5 1 GA 07106 >S/It.def./idef. bloquear escalón Ip (>S/ It.def./idef. bloquear Ip) Protección de sobreintensidad temporizada AS KG * LED EB REL 64 6 1 GA 07107 >S/It.def./idef. bloquear escalón Ie>> (>S/It.def./idef. bloquear Ie>>) Protección de sobreintensidad temporizada AS KG * LED EB REL 64 7 1 GA 07108 >S/It.def./idef. bloquear escalón Ie> (>S/It.def./idef. bloquear Ie>) Protección de sobreintensidad temporizada AS KG * LED EB REL 64 8 1 GA 07109 >S/It.def./idef. bloquear escalón Iep (>S/It.def./idef. bloquear Iep) Protección de sobreintensidad temporizada AS KG * LED EB REL 64 9 1 GA 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Cons. gen. obligatoria LED Bloqueo intermitencia K Relé * Tecla de funtción AI Entrada binaria Acoplamiento exterior LED 04433 Acoplamiento exterior DESC L2, sólo 1polo (desc ext 1pol L2) Marca listado de fallos Data Unit IEC 60870-5-103 Número de información Posibilidad de configuración Modelo Mens. falta a tierra ENTR/ SAL Función Mensaje de fallo ENTR/SAL Significado Mensaje operativo ENTR/ SAL FNº 329 A Anexo IEC 60870-5-103 REL 64 10 1 GA 07130 >S/It.def./idef. bloquear escalón I>>> (>S/It.def./idef. bloquear I>>>) Protección de sobreintensidad temporizada AS KG * LED EB REL 64 30 1 GA 07131 >S/It.def./idef.autorizar escalón I>>> (>S/It.def./idef. autorizar I>>>) Protección de sobreintensidad temporizada AS KG KG LED EB REL 64 31 1 GA 07132 >S/It.def./idef. bloquear escalón Ie>>> (>S/It.def./idef. bloquear Ie>>>) Protección de sobreintensidad temporizada AS KG * LED EB REL 64 32 1 GA 07151 S/It.def./idef. desconectada (S/It.def./ idef. desc) Protección de sobreintensidad temporizada AI KG * LED REL 64 51 1 GA 07152 S/It.def./idef. bloqueada (S/It.def./idef. bloqueada) Protección de sobreintensidad temporizada AI KG KG LED REL 64 52 1 GA 07153 S/It.def./idef. activa (S/It.def./idef. activa) Protección de sobreintensidad temporizada AI * * LED REL 64 53 1 GA 07161 S/It: Excitación general (dif excit gen) Protección de sobreintensidad temporizada AI * G LED REL 64 61 2 GA 07162 S/It: Excitación L1 (excit S/It L1) Protección de sobreintensidad temporizada AI * K LED REL 64 62 2 GA 07163 S/It: Excitación L2 (excit S/It L2) Protección de sobreintensidad temporizada AI * K LED REL 64 63 2 GA 07164 S/It: Excitación L3 (excit S/It L3) Protección de sobreintensidad temporizada AI * K LED REL 64 64 2 GA 07165 S/It: Excitación tierra (excit S/It tierra) Protección de sobreintensidad temporizada AI * K LED REL 64 65 2 GA 07191 S/It: Excitación escalón I>> (S/It excit I>>) Protección de sobreintensidad temporizada AI * K M LED REL 64 91 2 GA 07192 S/It: Excitación escalón I> (S/It excit I>) Protección de sobreintensidad temporizada AI * K M LED REL 64 92 2 GA 07193 S/It: Excitación escalón Ip (S/It excit Ip) Protección de sobreintensidad temporizada AI * K M LED REL 64 93 2 GA 07201 S/It: Excitación escalón I (S/It excit I>>>) Protección de sobreintensidad temporizada AI * KG M LED REL 64 101 2 GA 07211 S/It: Orden de disparo general (S/It disp gen) Protección de sobreintensidad temporizada AI * * LED REL 64 111 2 330 M Bloqueo intermitencia LED EB Relé KG Tecla de funtción KG Entrada binaria AS LED Protección de sobreintensidad temporizada Marca listado de fallos 07110 >S/It.def./idef. autorización orden disparo (>S/It.def./idef. autoriz disparo) Mens. falta a tierra ENTR/ SAL Cons. gen. obligatoria Posibilidad de configuración Data Unit Registro mensajes Número de información Tipo de inf. Modelo Función Mensaje de fallo ENTR/SAL Significado Mensaje operativo ENTR/ SAL FNº 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.7 Listas de información Tipo de inf. Registro mensajes REL 64 112 2 07213 S/It: Orden de disparo L2, sólo monopolar (S/It DISP1polL2) Protección de sobreintensidad temporizada AI * K LED REL 64 113 2 07214 S/It: Orden de disparo L3, sólo monopolar (S/It DISP1polL3) Protección de sobreintensidad temporizada AI * K LED REL 64 114 2 07215 S/It: Orden de disparo tripolar (S/It DISP L123) Protección de sobreintensidad temporizada AI * K LED REL 64 115 2 07221 S/It: Orden de disparo escalón I>> (S/It.def./idef. DISP I>>) Protección de sobreintensidad temporizada AI * K LED REL 64 121 2 07222 S/It: Orden de disparo escalón I> (S/It.def./idef. DISP I>) Protección de sobreintensidad temporizada AI * K LED REL 64 122 2 07223 S/It: Orden de disparo escalón Ip (S/It.def./idef. DISP Ip) Protección de sobreintensidad temporizada AI * K LED REL 64 123 2 07235 S/It: Orden de disparo escalón I>>> (S/It.def./idef. DISP I>>>) Protección de sobreintensidad temporizada AI * K LED REL 64 135 2 07325 Prueba IP: Orden disparo IP1 monopolar L1 (PRU IP1 DISP1pL1) Pruebas: AI KG * LED REL 153 25 1 GA 07326 Prueba IP: Orden disparo IP1 monopolar L2 (PRU IP1 DISP1pL2) Pruebas: AI KG * LED REL 153 26 1 GA 07327 Prueba IP: Orden disparo IP1 monopolar L3 (PRU IP1 DISP1pL3) Pruebas: AI KG * LED REL 153 27 1 GA 07328 Prueba IP: Orden disparo IP1 tripolar (PRU IP1 DISP1pL123) Pruebas: AI KG * LED REL 153 28 1 GA 07329 Prueba IP: Orden conexión IP1 (PRU IP1 orden CON) Pruebas: AI KG * LED REL 153 29 1 GA 07345 Prueba IP en proceso (PRU IP en proceso) Pruebas: AI KG * LED REL 153 45 1 GA 07346 Prueba IP interrupción por fallo (PRU IP fallo) Pruebas: AI_T K * 07347 Prueba IP interrupción, causa IP abierto (PRU IP abierto) Pruebas: AI_T K * 07348 Interrupción prueba IP, IP no disponible (PRU IP no dispo.) Pruebas: AI_T K * 07349 Interrupción prueba IP, IP no abre (PRU IP todavía cerrado) Pruebas: AI_T K * 07350 Prueba IP completada con éxito (PRU IP éxito) Pruebas: AI_T K * Equipo AS KG * >Luz encendida (pantalla del equipo) (>luz encend) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Cons. gen. obligatoria LED Bloqueo intermitencia K Relé * Tecla de funtción AI Entrada binaria Protección de sobreintensidad temporizada LED 07212 S/It: Orden de disparo L1, sólo monopolar (S/It DISP1polL1) Marca listado de fallos Data Unit IEC 60870-5-103 Número de información Posibilidad de configuración Modelo Mens. falta a tierra ENTR/ SAL Función Mensaje de fallo ENTR/SAL Significado Mensaje operativo ENTR/ SAL FNº EB 331 A Anexo 332 Tipo de inf. Registro mensajes Cons. gen. obligatoria KG * LED REL 192 20 1 GA IE KG * LED REL 192 23 1 GA Conmutación del grupo de parámetros IE KG * LED REL 192 24 1 GA Grupo de parámetros C (grupo parám. C) Conmutación del grupo de parámetros IE KG * LED REL 192 25 1 GA Grupo de parámetros D (grupo parám. D) Conmutación del grupo de parámetros IE KG * LED REL 192 26 1 GA Nivel jerárquico de conmutación (niv. jer. conm.) Nivel jerárquico de conmutación y modo de conmutación IE KG * LED 101 85 1 GA Modo de conmutación remoto (modo conm. rem.) Nivel jerárquico de conmutación y modo de conmutación IE KG * LED Modo de conmutación local (modo conm. loc.) Nivel jerárquico de conmutación y modo de conmutación IE KG * LED 101 86 1 GA Funcionam. de prueba (funcion.prueba) Equipo IE KG * LED REL 192 21 1 GA Sincronización de la hora (sinc. hora) Equipo IE_W * * LED REL - * Prueba IP DESCON/CON: IP1, 1polo L2 (PRU IP1 L2) Pruebas: - * Prueba IP DESCON/CON: IP1, 1polo L3 (PRU IP1 L3) Pruebas: - * Prueba IP DESCON/CON: IP1, 3polos (PRU IP1 3P) Pruebas: - * Desbloqueo mensajes y valores med. vía EB (desblMyV) Equipo IE Modo de prueba hardware (modo prueba HW) Equipo IE KG Bloquear mensajes y valores medidos (bloqueo MyV) Equipo IE Grupo de parámetros A (grupo parám. A) Conmutación del grupo de parámetros Grupo de parámetros B (grupo parám. B) Bloqueo intermitencia REL Pruebas: Relé LED Prueba IP DESCON/CON: IP1, 1polo L1 (PRU IP1 L1) Tecla de funtción * IE Entrada binaria REL Listado de fallos LED LED Activación registro de fallos de prueba (marcado) (inicio reg fallos) Marca listado de fallos Data Unit IEC 60870-5-103 Número de información * Posibilidad de configuración Modelo KG Mens. falta a tierra ENTR/ SAL Función Mensaje de fallo ENTR/SAL Significado Mensaje operativo ENTR/ SAL FNº 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.8 Lista de valores medidos Lista de valores medidos Valores medidos 148 comp 9 1 CFC 134 129 priv 9 1 192 148 comp 9 2 134 129 priv 9 2 192 148 comp 9 3 134 129 priv 9 3 CFC CFC 00610 Valor medido 3I0 (3I0 =) Valores medidos CFC 00619 Valor medido I1 (co-sistema) (I1=) Valores medidos CFC 00620 Valor medido I2 (sistema opuesto) (I2=) Valores medidos CFC 00621 Valor medido UL1E (UL1E=) Valores medidos 00622 00623 Valor medido UL2E (UL2E=) Valor medido UL3E (UL3E=) Valores medidos Valores medidos 192 148 comp 9 4 134 129 priv 9 4 192 148 comp 9 5 134 129 priv 9 5 192 148 comp 9 6 134 129 priv 9 6 CFC CFC CFC 00624 Valor medido UL12 (UL12=) Valores medidos 134 129 priv 9 10 CFC 00625 Valor medido UL23 (UL23=) Valores medidos 134 129 priv 9 11 CFC 00626 Valor medido UL31 (UL31=) Valores medidos 134 129 priv 9 12 CFC 00631 Valor medido 3U0 (3U0 =) Valores medidos CFC 00634 Valor medido U1 (co-sistema) (U1=) Valores medidos CFC 00635 Valor medido U2 (sistema opuesto) (U2=) Valores medidos CFC 00641 Valor medido P (potencia activa) (P=) Valores medidos 00642 Valor medido Q (potencia reactiva) (Q=) Valores medidos 00643 Valor medido cosPHI (factor de potencia) (cosϕ =) Valores medidos 00644 Valor medido f (frecuencia) (f=) Valores medidos 00645 Valor medido S (potencia aparente) (S=) 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Valores medidos 192 148 comp 9 7 134 129 priv 9 7 192 148 comp 9 8 134 129 priv 9 8 Pantalla inicial 192 Cuadro de control derivación CFC Valor medido IL3 (IL3 =) Valores medidos Posibilidad de configuración Posición 00603 Valor medido IL2 (IL2 =) Valores medidos IEC 60870-5-103 Unidad de datos 00602 Valor medido IL1 (IL1 =) Función Compatibilidad 00601 Significado Número de información FNº Tipo de función A.8 CFC CFC CFC 192 148 comp 9 9 134 129 priv 9 9 CFC CFC 333 A Anexo 00801 Protección de sobrecarga: Temperatura de servicio(Θ /Θdesc =) Valores medidos CFC 00802 Valor de sobrecarga para L1 (Θ /Θdesc L1=) Valores medidos CFC 00803 Valor de sobrecarga para L2 (Θ /Θdesc L2=) Valores medidos CFC 00804 Valor de sobrecarga para L3 (Θ /Θdesc L3=) Valores medidos CFC 07731 Ángulo IL1 -> IL2 (medido localmente) (Φ IL1L2=) Valores medidos CFC 07732 Ángulo IL2 -> IL3 (medido localmente) (Φ IL2L3=) Valores medidos CFC 07733 Ángulo IL3 -> IL1 (medido localmente) (Φ IL3L1=) Valores medidos CFC 07734 Ángulo UL1 -> UL2 (medido localmente) (Φ UL1L2=) Valores medidos CFC 07735 Ángulo UL2 -> UL3 (medido localmente) (Φ UL2L3=) Valores medidos CFC 07736 Ángulo UL3 -> UL1 (medido localmente) (Φ UL3L1=) Valores medidos CFC 07737 Ángulo UL1 -> IL1 (medido localmente) (Φ UIL1=) Valores medidos CFC 07738 Ángulo UL2 -> IL2 (medido localmente) (Φ UIL2=) Valores medidos CFC 07739 Ángulo UL3 -> UL3 (medido localmente) (Φ UIL3=) Valores medidos CFC 07742 IDifL1 (% de la intensidad nominal de trabajo) (IDifL1=) Valores medidos dif. y estab. 134 122 priv 9 1 CFC 07743 IdifL2 (% de la intensidad nominal de trabajo) (IdifL2=) Valores medidos dif. y estab. 134 122 priv 9 2 CFC 07744 IdifL3 (% de la intensidad nominal de trabajo) (IdifL3=) Valores medidos dif. y estab. 134 122 priv 9 3 CFC 07745 IestabL1 (% de la intensidad nominal de trabajo) (IestabL1=) Valores medidos dif. y estab. 134 122 priv 9 4 CFC 07746 IestabL2 (% de la intensidad nominal de trabajo) (IestabL2=) Valores medidos dif. y estab. 134 122 priv 9 5 CFC 07747 IestabL3 (% de la intensidad nominal de trabajo) (IestabL3=) Valores medidos dif. y estab. 134 122 priv 9 6 CFC 07748 IdifL3I0 (% de la intensidad nominal de trabajo) (IdifL3I0=) Valores medidos dif. y estab. 07751 INTA1 tiempo (tiempo señal) (INTA1 tiempo) Estadística 07753 INTA1 dispo/con (disponibilidad) (INTA1 d/c) Estadística 07754 INTA1 dispo/h (disponibilidad) (INTA1 d/h) Estadística 334 Pantalla inicial Cuadro de control derivación CFC Posibilidad de configuración Posición Unidad de datos IEC 60870-5-103 Compatibilidad Función Número de información Significado Tipo de función FNº CFC 134 122 priv 9 7 CFC CFC 134 121 priv 9 3 134 122 priv 9 8 CFC 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 A.8 Lista de valores medidos 07761 Dirección del 1º equipo (DIR equipos) Valores medidos constelación equipo 1 CFC 07762 IL1 (% de la intensidad nominal de trabajo) (IL1_BN =) Valores medidos constelación equipo 1 CFC 07763 Ángulo IL1_remoto <-> IL1_local (ΦI L1=) Valores medidos constelación equipo 1 CFC 07764 IL2 (% de la intensidad nominal de trabajo) (IL2_BN =) Valores medidos constelación equipo 1 CFC 07765 Ángulo IL2_remoto <-> IL2_local (ΦI L2=) Valores medidos constelación equipo 1 CFC 07766 IL3 (% de la intensidad nominal de trabajo) (IL3_BN =) Valores medidos constelación equipo 1 CFC 07767 Ángulo IL3_remoto <-> IL3_local (ΦI L3=) Valores medidos constelación equipo 1 CFC 07769 UL1 (% de la intensidad nominal de trabajo) (UL1_BN =) Valores medidos constelación equipo 1 CFC 07770 Ángulo UL1_remoto <-> UL1_local (ΦU L1=) Valores medidos constelación equipo 1 CFC 07771 UL2 (% de la intensidad nominal de trabajo) (UL2_BN =) Valores medidos constelación equipo 1 CFC 07772 Ángulo UL2_remoto <-> UL2_local (ΦU L2=) Valores medidos constelación equipo 1 CFC 07773 UL3 (% de la intensidad nominal de trabajo) (UL3_BN =) Valores medidos constelación equipo 1 CFC 07774 Ángulo UL3_remoto <-> UL3_local (ΦU L3=) Valores medidos constelación equipo 1 CFC 07781 Dirección del 2º equipo (DIR equipos) Valores medidos constelación equipo 2 CFC 07782 IL1 (% de la intensidad nominal de trabajo) (IL1_BN =) Valores medidos constelación equipo 2 CFC 07783 Ángulo IL1_remoto <-> IL1_local (ΦI L1=) Valores medidos constelación equipo 2 CFC 07784 IL2 (% de la intensidad nominal de trabajo) (IL2_BN =) Valores medidos constelación equipo 2 CFC 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Pantalla inicial Cuadro de control derivación CFC Posibilidad de configuración Posición Unidad de datos IEC 60870-5-103 Compatibilidad Función Número de información Significado Tipo de función FNº 335 A Anexo 07785 Ángulo IL2_remoto <-> IL2_local (ΦI L2=) Valores medidos constelación equipo 2 CFC 07786 IL3 (% de la intensidad nominal de trabajo) (IL3_BN =) Valores medidos constelación equipo 2 CFC 07787 Ángulo IL3_remoto <-> IL3_local (ΦI L3=) Valores medidos constelación equipo 2 CFC 07789 UL1 (% de la intensidad nominal de trabajo) (UL1_BN =) Valores medidos constelación equipo 2 CFC 07790 Ángulo UL1_remoto <-> UL1_local (ΦU L1=) Valores medidos constelación equipo 2 CFC 07791 UL2 (% de la intensidad nominal de trabajo) (UL2_BN =) Valores medidos constelación equipo 2 CFC 07792 Ángulo UL2_remoto <-> UL2_local (ΦU L2=) Valores medidos constelación equipo 2 CFC 07793 UL3 (% de la intensidad nominal de trabajo) (UL3_BN =) Valores medidos constelación equipo 2 CFC 07794 Ángulo UL3_remoto <-> UL3_local (ΦU L3=) Valores medidos constelación equipo 2 CFC 07875 INTA1 tiempo recep (tiempo señal) (INTA1 tiempo rec) Estadística 134 121 priv 9 1 CFC 07876 INTA1 tiempo envío (tiempo señal) (INTA1 tiempo env) Estadística 134 121 priv 9 2 CFC Pantalla inicial Cuadro de control derivación CFC Posibilidad de configuración Posición Unidad de datos IEC 60870-5-103 Compatibilidad Función Número de información Significado Tipo de función FNº 336 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Glosario A Accesorios 282 Advertencia (Definición) ii Almacenamiento de valores de fallo 176 Ámbito de validez del manual i Antena de GPS 282 Arranque del reenganche automático 88 Arrastre de interruptor 47, 261 Avería en la comunicación 54 Averías subsiguientes 94 Ayudas para la puesta en marcha 166 B Batería véase batería tampón 276, 283 Batería tampón 276, 283 Bloqueo de reenganche 161 Bloqueo de transmisión 219 Bloqueo estándar 186 C Cable de interfaz 283 Caja de conectores 283 Capacidad funcional 12 CFC 276, 284 Ciclo de interrupción monopolar 92 Ciclo de interrupción monopolar y tripolar 93 Ciclo de interrupción tripolar 92 Comparación de carga 38 Comparación de intensidades 32 Comunicación Protección diferencial 51 Comunicación de protección diferencial 51 CON inter 97 Conector de protección del transformador de tensión 282 Conexión de corriente 17, 193 Conexión de la tensión 14, 17 Conexión de tensión 193 Conexión de transformador de medida de tensión 288 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Conexión del transformador de intensidad 287 Confirmación de la orden 188 Conmutación de los grupos de ajuste 194 Constante de tiempo 134 Consulta general 171 Consultas ii Contactos auxiliares del interruptor de potencia 26, 65, 91, 95, 105, 116, 118, 122, 127, 129, 143, 155, 163 Control de funciones 153 Control: Comunicación de la protección diferencial 214 Conexión de transformador de medida de tensión 233 Conexión del transformador de intensidad 234 Conexiones de la instalación 215 Hardware 197 Interfaces 212 Convenciones tipográficas iii Copyright ii Corriente de conexión 36 Corriente de irrupción 36 Cuidado (Definición) ii Curva característica de respuesta (protección diferencial) 37, 38 Curva característica del transformador de medida de intensidad 19 Curvas características del tiempo de disparo protección AMZ 265, 266 D Dar de baja el equipo 54 Datos de la instalación 1 16 Datos de la instalación 2 24 Datos generales de protección 24 DCF77 276 Declaración de conformidad i Desarrollo del curso de las órdenes 183 Desconexión rápida 8, 65, 268 Desconexión rápida de alta intensidad 8, 65 Desconexión rápida de alta tensión 268 Desmontaje del equipo 198 Dibujos dimensionales = Dimensiones 277 DIGSI REMOTE 4 284 337 Glosario DIGSI® 4 283 Dimensiones 277 Disparo directo 8, 61, 261 Disparo directo local 8, 61, 261 Disparo exterior 61 Disparo externo 8 Disparo monopolar 13, 158 Disparo monopolar en el caso de fallos bifásicos 159 Disparo remoto 8, 47, 63, 127, 261 Disparo tripolar 158 Disponibilidad de la transmisión 175 Disponibilidad de la transmisión de datos de protección 172 Disponibilidad de transmisión 275 Disponibilidad del interruptor de potencia 90 Duración de la orden 18, 160 Duración de la orden de disparo 18 Funciones a definir por el usuario 276 Funciones según el protocolo 292 G Grupos de ajuste Conmutación 194 Definición 23 H Herramienta de puesta en marcha 166, 175 Herramienta IBS 229 Homologación UL ii I E Ecuación diferencial térmica 134 Ejemplos de conexión Transformador de intensidad 287 Transformador de medida de tensión 288 Elementos de conmutación en las tarjetas de circuitos 201 Elementos frontales 3 Entradas binarias 3, 249 Errores de los transformadores de medida 19, 34 Errores de los transformadores de medida de intensidad 19, 34 Escalonamiento de intensidades 67 Escalonamiento de las intensidades 77 Estabilización 34 Estabilización de conexión 36, 43 Estadística 172 Estadística de conmutaciones 163, 172 Estado del interruptor de potencia 26, 154 Excitación de la protección de sobreintensidad temporizada 75 de la protección diferencial 39 del conjunto del equipo 157 Excitación general 157 Explicación de las señales ii F Factor de sobreintensidad de servicio 19 Fallo de la comunicación 54 Frecuencia nominal 18 Fuente de alimentación 4, 248 338 Identificación de cierre 153 Instalación en armario 191 Instalación en bastidor 191 Instalacion en el panel de mandos 190 Interbloqueo 39 Interdisparo 7 Interfaces de activación 4, 33, 51, 226, 262 Interfaces seriales 4 Interfaz de maniobra 4 Interfaz de servicio 4 Interfaz de sincronización de tiempo 4, 213 Interfaz del sistema 4 IRIG B 276 L LED 3 Listado de medida de ensayo 243 Lógica de disparo de la protección de sobreintensidad temporizada 75 de la protección diferencial 40 del conjunto del equipo 158 M Medición de trabajo 172 Mensajes colectivos 147 Mensajes de caso de avería 170 Mensajes de servicio 170 Mensajes espontáneos 171 Modo de prueba 55, 219 Modo de trabajo 54 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Glosario Modo IBS 55 Módulos de interfaz 282 Montaje Instalación en bastidor y en armario 191 Instalacion en el panel de mandos 190 Montaje sobre el panel de mandos 192 Montaje del equipo 211 Montaje sobre el panel de mandos 192 Protector contra fallo del interruptor de potencia 270 Prueba del interruptor de potencia 18, 163 Pruebas de aislamiento 254 Pruebas de CEM 255 Público objetivo del manual i Puentes de conexión 283 R N Nombres de parámetros iii O Observación (Definición) ii Opciones de parámetros iii Orden remota 261 Órdenes remotas 63 P Pantalla-LC 3 Pausa adaptiva sin tensión (antes del reenganche) 96 Peligro (Definición) ii Perfil angular 191, 283 Personal cualificado (definición) iii Piezas de recambio 198 Polaridad de los transformadores de medida de intensidad 16 Presentaciones espontáneas 171 Programa de evaluación gráfica SIGRA 284 Protección AMZ 70 Protección contra fallo de terminal 127 Protección contra fallo de un terminal 270 Protección contra fallo del interruptor 9, 116, 270 Protección contra fallo del interruptor de potencia 9, 116 Protección contra fallos de conmutación 184 Protección de sobrecarga 9, 134, 271 Protección de sobrecarga térmica 9, 134, 271 Protección de sobreintensidad diferida 263 Protección de sobreintensidad temporizada 70 Protección de sobreintensidad temporizada de emergencia 70 Protección de sobreintensidad temporizada de reserva 70 Protección diferencial 7, 32, 259 Valores de medida 174 Protección diferida de sobreintensidad 8 Protección UMZ 70 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Reenganche automático 8, 13, 86, 268 Reenganche múltiple 94 Registro de los valores de avería 275 Regulación de tensión en el transformador 21 Relé de salida 168, 250 Requisitos relativos a los transformadores de medida de intensidad 248 S Salidas binarias 3, 168 véase relé de salida 250 Señal de conexión iv SIGRA 284 Símbolos utilizados en los dibujos iv Sincronización a través de GPS 57 Sincronización de tiempos 276 Sincronización del valor medido 33 Sincronización GPS 35, 54, 56, 57 Software de usuario DIGSI® 4 283 Solicitación a la oscilación y el choque 256 Soporte adicional ii Supervisión de la comunicación 53 Supervisión de la simetría de intensidades 141 Supervisión de la simetría de tensiones 142 Supervisión de la tensión de retorno de línea (antes del reenganche) 96 Supervisión de rotura de hilo 142 Supervisión del circuito de disparo 143, 195 Supervisión del flujo de corriente (protección contra fallo del interruptor) 117 Supervisiones de hardware 139 Supervisiones de software 141 Sustitución de módulos de interfaces 207 T Tapas de cubierta 283 Teclas de control 3 Teclas numéricas 3 Tensión alterna (alimentación) 249 Tensión continua (tensión auxiliar) 248 Terminación (interfaces) 213 339 Glosario Tiempo de transmisión 56 Tiempos de actuación del reenganche automático 88 Tipos de órdenes 182 Topología de comunicación 51, 57 Topología de la protección diferencial 262 Topología de los datos de protección 51, 225 Transformador con regulación de tensión 21 Transformador de medida de tensión 14 Transformador en la zona protegida 21, 25, 43, 174 Transformadores de bloqueo 282 Transmisión de datos protección diferencial 51 Transmisión de valores de medida 172 Transmisión de valores medidos 32 Tratamiento de mensajes 168 340 V Valores de medida 172 Valores de medida remotos 174 Valores de régimen medidos 274 Valores medidos 274 Valores nominales en las líneas 24 para transformadores 25 Valores nominales de los tranformadores de medida 16 Verificación de la discrepancia polar 128, 270 Visualización de valores de medida 172 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Correcciones A De Siemens AG Nombre: Abt. PTD EA D SC 22 D-13623 Berlín Estimada lectora, estimado lector: Si al leer este manual, pese al cuidado con que se ha trabajado en su redacción, encontrara algún error de imprenta le agradeceremos nos lo comunique utilizando este impreso. Asimismo le agradeceremos cualquier sugerencia o propuesta de mejora. Correcciones/Propuestas 7SD610 Manual C53000–G1178–C145–1 Empresa/Servicio: Dirección: Teléfono: Fax: Se reserva el derecho de efectuar modificaciones técnicas Siemens S.A: Está prohibida la distribución y reproducción de este documento y el aprovechamiento y comunicación de su contenido a menos que se haya obtenido una autorización expresa. Las infracciones obligan a una indemnización por daños. Todos los derechos reservados, en particular por lo que respecta a la concesión de patentes o registro de modelos de utilidad Nº Pedido.: C53000–G1178–C145–1 Lugar Pedido: LZF Fürth-Bislohe Printed in Germany/Imprimé en Allemagne AG 0803 0,2 XX 322 De