en movimiento y algunas partes pueden alcanzar temperaturas elevadas. Como consecuencia, su utilización puede comportar riesgos de tipo eléctrico, mecánico y térmico.
Ormazabal, a fin de proporcionar un nivel de protección aceptable para las personas y los bienes, y teniendo en consideración las recomendaciones medioambientales aplicables al respeto, desarrolla y construye sus productos de acuerdo con el principio de seguridad integrada, basado en los siguientes criterios:
• Eliminación de los peligros siempre que sea posible.
• Cuando esto no sea técnica ni económicamente factible, incorporación de las protecciones adecuadas en el propio equipo.
• Comunicación de los riesgos remanentes para facilitar la concepción de los procedimientos operativos que prevengan dichos riesgos, la formación del personal de operación que los realice y el uso de los medios de protección personal pertinentes.
• Utilización de materiales reciclables y establecimiento de procedimientos para el tratamiento de los equipos y sus componentes, de modo que una vez alcanzado el fin de su vida útil, sean convenientemente manipulados, respetando, en la medida de lo posible, la normativa ambiental establecida por los organismos competentes
En consecuencia, en el equipo al que se refiere este manual, y/o en sus proximidades, se tendrá en cuenta lo especificado en el apartado 11.2 de la norma IEC 62271-1. Asimismo, únicamente podrá trabajar personal con la debida preparación y supervisión, de acuerdo con lo establecido en la norma EN 50110-1 sobre seguridad en instalaciones eléctricas y la norma EN 50110-2 aplicable a todo tipo de actividad realizada en, con o cerca de una instalación eléctrica. Dicho personal deberá estar plenamente familiarizado con las instrucciones y advertencias contenidas en este manual y con aquellas otras de orden general derivadas de la legislación vigente que le sean aplicables[1].
Lo anterior debe ser cuidadosamente tenido en consideración, porque el funcionamiento correcto y seguro de este equipo depende no solo de su diseño, sino de circunstancias en general fuera del alcance y ajenas a la responsabilidad del fabricante, en particular de que:
• El transporte y la manipulación del equipo, desde la salida de fábrica hasta el lugar de instalación, sean adecuadamente realizados.
• Cualquier almacenamiento intermedio se realice en condiciones que no alteren o deterioren las características del conjunto, o sus partes esenciales.
• Las condiciones de servicio sean compatibles con las características asignadas del equipo.
• Las maniobras y operaciones de explotación sean realizadas estrictamente según las instrucciones del manual, y con una clara comprensión de los principios de operación y seguridad que le sean aplicables.
• El mantenimiento se realice de forma adecuada, teniendo en cuenta las condiciones reales de servicio y las ambientales en el lugar de la instalación.
Por ello, el fabricante no se hace responsable de ningún daño indirecto importante resultante de cualquier violación de la garantía, bajo cualquier jurisdicción, incluyendo la pérdida de beneficios, tiempos de inactividad, gastos de reparaciones o sustitución de materiales.
Garantía
El fabricante garantiza este producto contra cualquier defecto de los materiales y funcionamiento durante el periodo contractual. Si se detecta cualquier defecto, el fabricante podrá optar por reparar o reemplazar el equipo. La manipulación de manera inapropiada del equipo, así como la reparación por parte del usuario se considerará como una violación de la garantía.
Índice
1. Descripción general ...5
1.1. Características funcionales generales . . . .6
1.2. Partes de la unidad. . . .7
1.2.1. Relé electrónico. . . .8
1.2.2. Sensores de intensidad. . . .9
1.2.3. Sensores de tensión. . . .9
1.2.4. Bobina de disparo y disparador biestable “Binox” . . . .10
1.3. Funcionalidad del conjunto . . . .10
1.4. Comunicaciones . . . .11
2. Aplicaciones ...12
2.1. Telecontrol de centros de transformación y de reparto . . . .12
2.2. Reenganche automático de líneas . . . .12
2.3. Protección de línea con interruptor automático . . . .13
2.4. Protección de transformador . . . .14
2.5. Transferencia automática. . . .16
2.6. Detección de fase con contacto a tierra . . . .16
2.7. Protección y control de Centros de interconexión en MT . . . .17
2.8. Balances de energías . . . .17
3. Funciones de medida ...18
3.1. Medida de intensidades y tensiones . . . .18
3.2. Medidas de potencia. . . .19 3.3. Contador de energia . . . .19 4. Funciones de protección ...20 4.1. Unidades de sobreintensidad . . . .20 4.1.1. Unidades de sobreintensidad temporizadas . . . .20 4.1.2. Unidades de sobreintensidad instantáneas . . . .21 4.1.3. Diagrama de bloques . . . .21 4.2. Ultrasensible de tierra . . . .22 4.3. Unidades direccionales. . . .23
4.3.1. Unidades direccionales de fase . . . .23
4.3.2. Unidades direccionales de neutro y neutro sensible . . . .24
4.4. Unidad de imagen térmica . . . .25
4.6. Unidades de tensión . . . .33
4.6.1. Unidades de sobretensión temporizadas . . . .34
4.6.2. Unidades de sobretensión instantáneas . . . . .34
4.6.3. Unidades de subtensión temporizadas . . . .35
4.6.4. Unidades de subtensión instantánea . . . .35
4.6.5. Diagrama de bloques . . . .36
4.7. Unidad de bloqueo por segundo armónico . . . .37
4.7.1. Funcionalidad . . . .37
4.7.2. Diagrama de bloques . . . .39
4.8. Bloqueo por Imax . . . .41
5. Funciones de detección, automatización y control ...42
5.1. Automatismo reenganchador . . . .42
5.1.1. Funcionalidad . . . .42
5.1.2. VREF. . . .42
5.1.3. Ajustes . . . .43
5.1.4. Estados del reenganchador . . . .43
5.2. Automatismo presencia/ausencia de tensión . . . .45
5.2.1. Funcionalidad . . . .45
5.2.2. Ajustes . . . .45
5.2.3. Estados del automatismo presencia/ausencia de tensión . . . .45
5.3. Control interruptor . . . .46
5.3.1. Introducción. . . .46
5.3.2. Ajustes . . . .46
5.3.3. Estados del control interruptor . . . .47
5.4. Telecontrol . . . .47
6. Sensores ...48
6.1. Sensores de intensidad. . . .48
6.1.1. Características funcionales de los sensores de intensidad. . . .49
6.1.2. Conexionado suma vectorial/homopolar . . . .50
6.2. Sensores de tensión. . . .51
6.2.1. Pasatapas. . . .51
6.2.2. ekor.evt-c . . . .52
7. Características técnicas del equipo ...53
8. Modelos de protección, medida y control ...56
8.1. Descripción modelos vs funciones. . . .56
8.1.1. ekor.rpa-110. . . .58
8.1.2. ekor.rpa-120. . . .58
8.1.3. ekor.rpa-100-v/ekor.rpa-100-p. . . .59
8.1.4. Configurador de relés . . . .60
8.2. Unidades de de tipo “v” ekor.rpa-110-v y ekor.rpa-120-v. . . .61
8.2.1. Descripción funcional . . . .61
8.2.2. Definición de entradas/salidas digitales . . . . .62
8.2.3. Instalación en celda . . . .63
8.2.4. Comprobación y mantenimiento . . . .64
8.3. Unidades de tipo “p” ekor.rpa-110-p y ekor.rpa-120-p . . . .66
8.3.1. Descripción funcional . . . .66
8.3.2. Definición de entradas/salidas digitales. . . .67
8.3.3. Protección por fusible . . . .68
8.3.4. Instalación en celda . . . .71
8.3.5. Comprobación y mantenimiento . . . .72
9. Ajustes de configuracion de usuario ...73
9.1. Ajustes locales de protecciones y automatismos . . . .73
9.2. Ajustes de fecha y hora. . . .79
9.3. Ajustes de comunicación remota . . . .79
10. Registro de historicos ...80
10.1. Informe de faltas . . . .80
10.1.1. Lógica de captura de datos . . . .80
10.1.2. Estructura del informe . . . .81
10.1.3. Lista señales disponibles . . . .82
10.2. Registro de eventos . . . .84
11. Interfaz de usuario ...85
11.1. Servidor Web. Consulta y configuración de parámetros . . . .85
11.1.1. Características del servidor Web . . . .85
11.1.2. Acceso servidor Web: Acceso local y acceso remoto . . . .86
11.2. Teclado/Display . . . .90
11.2.1. Introducción. . . .90
11.2.2. Pantallas de visualización . . . .91
11.2.3. Códigos de error . . . .96
11.3. Servidor de archivos en memoria USB . . . .97
11.3.1. Conexión con el equipo . . . .97
11.3.2. Utilización de la interfaz. . . .98 11.3.3. ekor.soft-xml . . . 100 12. Comunicaciones ... 102 12.1. Medio físico: RS-485. . . 102 12.1.1. Protocolo MODBUS . . . 102 12.1.2. Protocolo PROCOME . . . 107
12.2. Medio físico: Ethernet . . . 110
12.3. Medio físico: Mini-USB . . . 111
1. Descripción general
Dentro de la familia ekor.sys, la gama de unidades de protección, medida y control ekor.rpa, agrupa toda una serie de diferentes equipos multifuncionales. Dependiendo del modelo, los equipos pueden incorporar funciones de protección de intensidad y tensión, así como funciones de automatización, control local/telemando, etc. Todas estas funciones están relacionadas con las necesidades actuales y futuras de automatización, control y protección de los centros de transformación y de reparto.
Las necesidades de automatización en las redes de distribución, como consecuencia de una mayor exigencia en la calidad de suministro, hacen que sea cada vez más necesario y extendido el uso de equipos que permitan realizar funciones de supervisión de medida y control del interruptor en las celdas de distribución.
Las unidades de protección, medida y control ekor.rpa-100 han sido diseñadas para cubrir dichas necesidades, según los requisitos de las normas y recomendaciones nacionales e internacionales, que aplican a cada una de las partes que integran la unidad:
• EN 60255, EN 61000, EN 62271-200, EN 60068, EN 60044. • IEC 60255, IEC 61000, IEC 62271-200, IEC 60068, IEC 60044,
IEC 61958.
La integración de las unidades ekor.rpa en los sistemas de celdas Ormazabal, proporciona productos específicos para las necesidades de las diferentes instalaciones.
La serie de unidades ekor.rpa-100, de la gama ekor.rpa, dispone de salidas que permiten, tanto de forma local como de forma remota, la apertura y cierre del interruptor de la celda donde se instala. Asimismo, la serie de equipos dispone de entradas que reciben el estado en el que se encuentra el interruptor de la celda.
Las unidades ekor.rpa-100 presentan, además, las siguientes ventajas respecto a los sistemas convencionales: 1. La protección y la unidad remota de telecontrol (RTU
o Remote terminal unit) quedan integradas en la celda de una forma compacta, simplificando la solución y minimizando la necesidad de instalar cajones de control sobre las celdas.
2. La entrega de la solución completa integrada (celda + relé + sensores), reduce la manipulación de interconexiones en el momento de la instalación de la celda en la conexión con la red. La única conexión necesaria corresponde a la de los cables de media tensión (MT). Se eliminan la posibilidad de errores de cableado e instalación y, por lo tanto, agilizan el tiempo de puesta en marcha.
3. Los sensores de tensión e intensidad van instalados en los pasatapas de la celda. Se obtienen medidas de V, I, P, Q y energías sin necesidad de transformadores de tensión.
4. Se instalan, ajustan y comprueban todas las unidades en fábrica, realizándose una comprobación unitaria completa de cada equipo (relé + control + sensores), antes de su instalación. Las pruebas finales de la unidad se realizan con el equipo integrado en la celda, antes de su suministro.
5. La medida de intensidad se realiza mediante unos sensores de intensidad de alta relación de transformación, lo que permite que el rango de potencias que se pueden proteger con el mismo equipo sea muy amplio. Esto es posible gracias a la alta sensibilidad y bajo ruido de los canales analógicos del relé.
1.1. Características funcionales generales
Todos los relés de la serie ekor.rpa-100 incorporan un microprocesador para el tratamiento de las señales de los sensores de medida. Procesan las medidas de tensión e intensidad, eliminando la influencia de fenómenos transitorios, y calculan las magnitudes necesarias para realizar las funciones de protección de intensidad y tensión, automatismos, etc. Asimismo, determinan los valores eficaces de las medidas eléctricas, que informan del valor instantáneo de dichos parámetros de la instalación.
Figura 1.2. Relé de la serie ekor.rpa-100
Los relés ekor.rpa-100 disponen de un teclado para visualizar, ajustar y operar de manera local la unidad, así como puertos de comunicación para poder hacerlo también mediante un PC, bien sea de forma local o remota. El diseño de los menús del teclado es ergonómico, de modo que la utilización de los diferentes menús sea intuitiva. La medida de intensidad se realiza mediante unos sensores de intensidad de alta relación de transformación. Estos transformadores, o sensores de intensidad, mantienen la clase de precisión en todo su rango nominal.
La medida de la tensión se realiza normalmente captando la señal de tensión mediante un divisor capacitivo incorporado en el propio pasatapas de la celda. Para aplicaciones donde se requiere alta precisión de medida de tensión, como aplicaciones con contadores de energía de la red de MT, existe la posibilidad de instalar sensores de tensión capacitivos externos ekor.evt-c.
Las diferentes interfaces, local (Display) o remoto (Web), proporcionan, además de valores instantáneos de la medida de intensidades, tensiones, potencias y energías; parámetros de ajuste, histórico de faltas y eventos, etc. Desde el punto de vista de mantenimiento, las unidades ekor.rpa-100 presentan una serie de facilidades, que reducen el tiempo y la posibilidad de errores en las tareas de prueba y reposición. Entre las principales características, destacan unos toroidales de gran diámetro instalados en los pasatapas de la celda, pletina de test incorporada en los toroidales (para facilitar su comprobación), y borneros accesibles para pruebas mediante inyección de intensidad o tensión, así como para comprobar las entradas y salidas del relé. De este modo, la unidad permite una comprobación completa.
1.2. Partes de la unidad
Las partes que integran la serie de unidades de protección, medida y control ekor.rpa-100 son el relé electrónico, los sensores de tensión e intensidad, los circuitos auxiliares (bornero y cableado), el disparador biestable “Binox” y la bobina de disparo.
1 Bornero
2 Relé electrónico ekor.rpa
3 Sensores de tensión e intensidad
1.2.1. Relé electrónico
El relé electrónico dispone de teclas y Display para visualizar y ajustar los parámetros de protección y control. Asimismo, el Display proporciona información de las medidas del equipo, alarmas y señales de control en tiempo real. El teclado incluye un precinto en la tecla <<SET>>, de modo que, una vez realizados los ajustes, estos no se puedan modificar, salvo rotura del precinto.
Los disparos de la protección quedan registrados en el Display con los siguientes parámetros:
• Unidad de disparo.
• El fasor en el momento del disparo (tensiones e intensidades).
• El tiempo de disparo. El tiempo que pasa entre el arranque y el disparo de la unidad.
• La hora y la fecha en la que ha sucedido el evento. También se indican de forma permanente errores de la unidad. Además, es posible consultar los informes de falta a través del puerto USB frontal, conectando un PC a dicho puerto y utilizando el sistema de carpetas implementado. La indicación LED “ON” se activa cuando el equipo recibe energía de una fuente exterior y parpadea rápidamente durante la inicialización del relé. Dicho LED, pasa a parpadear con una frecuencia menor una vez el microprocesador comprueba que el estado del equipo es el correcto y todas las unidades de protección están activas. En esta situación, el equipo está operativo para realizar las funciones de protección.
Las señales analógicas de tensión e intensidad son acondicionadas internamente mediante pequeños transformadores muy precisos, que aíslan los circuitos electrónicos del resto de la instalación.
El equipo dispone, en todas sus variantes, de 9 entradas y 4 salidas. Tanto entradas como salidas están protegidas contra activaciones/desactivaciones indeseadas.
El equipo dispone de 2 puertos Ethernet traseros para configuración, un puerto mini-USB frontal para mantenimiento, y dos puertos traseros de comunicaciones RS-485 para telecontrol. Los protocolos de comunicación
1 LED de señalización “ON”
2 Display de visualización de medidas y parámetros de ajuste
3 Tecla SET
4 Teclado para desplazarse por pantallas
5 Puerto de comunicación frontal mini-USB
Figura 1.4. Descripción de los elementos disponibles en el frontal del relé ekor.rpa-120
1.2.2. Sensores de intensidad
Los sensores de intensidad son transformadores toroidales de relación 300/1 A, 1000/1 A o 2500/1 A, dependiendo de los modelos. Con estos transformadores se cubre todo el rango de funcionamiento de las celdas de Ormazabal, desde intensidades nominales de 5 A hasta 2500 A.
Los toroidales de fase van instalados desde fábrica en los pasatapas de las celdas, lo que simplifica notablemente el montaje y conexionado en campo. De este modo, una vez se conectan los cables de media tensión a la celda, quedaría operativa la protección de la instalación. Los errores de instalación de los sensores, debido a las mallas de tierra, polaridades, etc., se eliminan al ir instalados y comprobados directamente desde fábrica.
Todos los sensores de intensidad tienen una protección integrada contra apertura de los circuitos secundarios, que evita que aparezcan sobretensiones.
1 Pasatapas
2 Sensores de intensidad
Figura 1.5. Ubicación de los sensores de intensidad
1.2.3. Sensores de tensión
La medida de la tensión en la celda se realiza mediante un divisor capacitivo incorporado en el propio pasatapas de la celda, que asegura una precisión del ± 5 % en el peor caso. Además, si se desea una precisión mayor, se pueden utilizar sensores capacitivos ekor.evt-c de Ormazabal. Se trata de sensores de tensión de tipo divisor capacitivo para celdas de aislamiento en gas. Están diseñados para permitir su montaje tanto en conectores separables en T como en barras. Su funcionamiento es autónomo y pasivo (sin alimentación auxiliar externa), con salida analógica de baja tensión y baja potencia aplicable directamente a los sistemas de medida sin acondicionamiento previo, para ser instalado en sistemas de Automatización y supervisión de media tensión en redes de hasta 36 kV. Además, puede medir descargas parciales y establecer una comunicación vía PLC.
1.2.4. Bobina de disparo y disparador biestable “Binox”
El disparador biestable “Binox” es un actuador electromecánico de precisión que está sellado con su propia armadura e integrado en el mecanismo de maniobra del interruptor. Este disparador es el que actúa sobre el interruptor cuando se da un disparo de la protección. Se caracteriza por la baja energía de actuación (alta eficiencia energética) que necesita para realizar el disparo. Esta energía se entrega en forma de pulso desde el propio relé, que lo hace de una forma controlada, con el fin de asegurar la correcta actuación del disparador y la apertura del interruptor.
Las pruebas y ensayos superados por el conjunto unidad ekor.rpa-100 y celda, junto con controles de calidad en su fabricación, hacen que se trate de un elemento de alta fiabilidad en la cadena de disparo. Las soluciones presentadas por Ormazabal con unidades ekor.rpa-100 llevan instaladas este disparador por defecto.
Figura 1.7. Bobina de disparo “Binox”
La ejecución de las maniobras ordenadas a través de las salidas digitales de las unidades ekor.rpa-100, se realizan mediante las bobinas de disparo convencionales. De este modo, se consigue un sistema de actuación redundante, otorgando mayor fiabilidad al sistema.
1.3. Funcionalidad del conjunto
La funcionalidad del conjunto como una unidad (celdas de MT, equipos de protección, medida y control, sensórica y transformadores de protección y medida) es validada en un plan de ensayos realizadas en un entorno controlado propio.
Para ello Ormazabal dispone del CIT, el Centro de investigación y tecnología, que representa un instrumento esencial en la I + D, con el objetivo de captar y mejorar las tecnologías existentes e investigar otras nuevas.
Las instalaciones del CIT ofrecen sus servicios al sector científico tecnológico para la realización de ensayos de investigación, de desarrollo y de tipo tanto de productos para las propias unidades de negocio de Ormazabal como para el resto del sector eléctrico.
El CIT se compone principalmente de:
1. HPL: Laboratorio electrotécnico de potencia, tiene como misión la identificación, adquisición y difusión dentro de Ormazabal de las tecnologías de proceso y de los productos estratégicos.
2. UDEX: Unidad de demostración y experimentación consiste en una red de experimentación singular de media tensión altamente configurable e independiente, que permite el desarrollo y realización de pruebas de nuevas tecnologías, productos y servicios en un entorno seguro y controlado.
1.4. Comunicaciones
Todos los relés de las unidades ekor.rpa-100 disponen de dos puertos Ethernet de conexión TCP/IP y servidor Web para su configuración. También disponen de puerto frontal mini-USB para mantenimiento y de dos puertos traseros con par trenzado RS-485 de comunicación serie (COM0 y COM1) para telemando.
Los protocolos de comunicación estándar que se implementan en todos los equipos son MODBUS en modo transmisión RTU (binario) y PROCOME, a través del puerto RS-485 COM0 trasero que disponen estas unidades.
Opcionalmente, el modelo ekor.rpa-120 dispone también de un bus para la conexión de sensores de temperatura. Los relés ekor.rpa-100 pueden ir interconectados a otros equipos de la familia ekor.sys, como se muestra en la siguiente imagen. 1 ekor.ccp 2 ekor.bus 3 ekor.rci 4 ekor.rpa 5 ekor.rpt 6 ekor.rpg
2. Aplicaciones
2.1. Telecontrol de centros de transformación y de reparto
Las unidades de protección, medida y control ekor.rpa-100, permiten realizar aplicaciones de telecontrol de los Centros de transformación y de reparto, implementando el control y la supervisión de cada interruptor mediante las unidades asociadas a cada posición.
Figura 2.1. Centro de reparto telecontrolado
La utilización de un terminal de telecontrol y unidades ekor.rpa-100, permite visualizar y operar cada posición de forma remota, gracias a las entradas y salidas de que disponen para tal efecto.
Figura 2.2. Disposición de diferentes centros en la red
Las unidades que incluyen esta función de telecontrol son:
Unidad Tipo de celda
ekor.rpa-100 tipo = p Interruptor combinado con fusibles
ekor.rpa-100 tipo = v Interruptor automático
Tabla 2.1. Unidades de la función de telecontrol
Las aplicaciones de telecontrol se complementan con la unidad de control integrado ekor.rci asociada a las funciones de línea (ver documento IG-158 de Ormazabal).
2.2. Reenganche automático de líneas
La función reenganchador realiza el reenganche automático de líneas, una vez que la unidad de protección ha dado la orden de disparo y se ha ejecutado la apertura del interruptor.
Esta función siempre va asociada a celdas de interruptor automático de Ormazabal.
Las unidades de protección con reenganchador automático presentan una serie de ventajas frente a las protecciones sin reenganche:
• Evitan la necesidad de restablecer localmente el servicio en centros sin telemando, para faltas transitorias. • Reducen el tiempo de falta, mediante la combinación
de disparos rápidos del interruptor y reenganches automáticos, lo que hace que los daños provocados por la falta sean menores y se generen un menor número de faltas permanentes derivadas de faltas transitorias. La unidad que incluye esta función es:
2.3. Protección de línea con interruptor automático
La protección de línea tiene como cometido aislar dicha parte de la red en caso de defecto, sin que afecte al resto de líneas. De forma general, cubre todos los defectos que se originan entre la subestación, centro de transformación o centro de reparto y los puntos de consumo.
Figura 2.3. Funciones de protección de línea en relés ekor.rpa-100 Los tipos de defectos que aparecen en estas zonas de la red dependen principalmente de la naturaleza de la línea, cable o línea aérea y del régimen de neutro.
En las redes con líneas aéreas, la mayoría de los defectos son transitorios, por lo que muchos reenganches de línea son efectivos; en estos casos se utiliza la función reenganchador, asociada a interruptores automáticos.
Este no es el caso de los cables subterráneos donde los defectos suelen ser permanentes.
Por otro lado, en líneas aéreas los defectos entre fase y tierra, cuando la resistividad del terreno es muy elevada, las corrientes homopolares de defecto son de muy bajo valor. En estos casos es necesaria la detección de intensidad de neutro “ultrasensible”.
Los cables subterráneos presentan el inconveniente de la capacidad a tierra que hace que los defectos monofásicos incluyan corrientes capacitivas. Este fenómeno dificulta en gran medida su correcta detección en las redes de neutro aislado o compensado siendo necesario el uso de la función de direccionalidad.
En los equipos ekor.rpa-100 modelo ekor.rpa-110, la protección de líneas se acomete principalmente por las siguientes funciones:
• 50 ≡ Instantáneo de fase. Protege contra cortocircuitos entre fases.
• 51 ≡ Sobrecarga de fase. Protege contra sobrecargas excesivas que pueden deteriorar la instalación.
• 51_2 ≡ Sobrecarga de fase II. Escalón añadido para proteger contra sobrecargas excesivas que pueden deteriorar la instalación.
• 50N ≡ Instantáneo de tierra. Protege contra cortocircuitos de fase a tierra.
• 51N ≡ Fuga a tierra. Protege contra defectos altamente resistivos entre fase y tierra.
• 51_2_N ≡ Fuga a tierra II. Escalón añadido para proteger contra defectos altamente resistivos entre fase y tierra.
• 50NS ≡ Instantáneo ultrasensible de tierra. Protege contra cortocircuitos de fase a tierra de muy bajo valor. • 51NS ≡ Ultrasensible de fuga a tierra. Protege contra
defectos altamente resistivos entre fase y tierra, de muy bajo valor.
• 51_2_NS ≡ Ultrasensible de fuga a tierra II. Escalón añadido para proteger contra defectos altamente resistivos entre fase y tierra, de muy bajo valor.
• 2nd Harm. Block ≡ Bloqueo por segundo armónico. Bloquea unidades de sobreintensidad durante las magnetizaciones del transformador
• 79 ≡ Reenganchador. Posibilita el reenganche automático de líneas.
Adicionalmente, los equipos ekor.rpa-100, modelo ekor.rpa-120 también disponen de las siguientes funciones: • 67/67N y 67NS ≡ Direccional de fase, neutro y neutro
sensible. Funciones direccionales de fase, neutro y neutro sensible que están asociados a sus correspondientes unidades de sobreintensidad, permitiendo en conjunto disponer de unidades de sobreintensidad direccionales. • 49 ≡ Imagen térmica. Protege contra sobrecargas
térmicas de las líneas que no pueden ser detectadas por las unidades de sobreintensidad.
• 46BC ≡ Fase abierta. Detecta líneas abiertas, que generalmente son bastante difíciles de detectar mediante unidades de sobreintensidad.
• 59/59N ≡ Sobretensión. Protege contra sobretensiones de fase y neutro en las líneas con 2 unidades por cada fase y neutro, una temporizada y otra instantánea. • 27 ≡ Subtensión. Protege contra subtensiones de
fase en las líneas con 2 unidades por cada fase, una temporizada y otra instantánea.
Las unidades que aportan las funciones anteriormente indicadas son:
Unidad Tipo de celda
ekor.rpa-100 tipo = v Interruptor automático
Tabla 2.3. ekor.rpa-100-v
2.4. Protección de transformador
Los transformadores de distribución requieren de varias funciones de protección. Su elección depende principalmente de la potencia y del nivel de responsabilidad que tiene en la instalación.
Figura 2.4. Funciones de protección de transformador en relés ekor.rpa-100
Las funciones de protección, disponibles en los modelos ekor.rpa-110, que se deben implementar para proteger transformadores de distribución con potencias comprendidas entre 160 kVA y 2 MVA, son las siguientes:
• 50 ≡ Instantáneo de fase. Protege contra cortocircuitos entre fases en el circuito primario, o cortocircuitos de elevado valor entre fases en el lado secundario. Esta función la realizan los fusibles cuando la celda de protección no incluye un interruptor automático. • 51 ≡ Sobrecarga de fase. Protege contra sobrecargas
excesivas que pueden deteriorar el trasformador, o cortocircuitos de varias espiras del devanado primario. • 51_2 ≡ Sobrecarga de fase II. Escalón añadido para
proteger contra sobrecargas excesivas que pueden deteriorar el trasformador, o cortocircuitos de varias espiras del devanado primario.
• 50N ≡ Instantáneo de tierra. Protege contra cortocircuitos de fase a tierra o al devanado secundario, desde los devanados e interconexiones en el primario.
• 51N ≡ Fuga a tierra. Protege contra defectos altamente resistivos desde el primario a tierra o al secundario. • 51_2_N ≡ Fuga a tierra II. Escalón añadido para proteger
contra defectos altamente resistivos desde el primario a tierra o al secundario.
• 50NS ≡ Instantáneo ultrasensible de tierra. Protege contra cortocircuitos de fase a tierra de muy bajo valor. • 51NS ≡ Ultrasensible de fuga a tierra. Protege contra
defectos altamente resistivos entre fase y tierra, de muy bajo valor.
• 51_2_NS ≡ Ultrasensible de fuga a tierra II. Escalón añadido para proteger contra defectos altamente resistivos entre fase y tierra, de muy bajo valor.
• 2nd Harm. Block ≡ Bloqueo por segundo armónico. Bloquea unidades de sobreintensidad durante las magnetizaciones del transformador.
Adicionalmente, los equipos ekor.rpa-100, modelos ekor.rpa-120 también disponen de las siguientes funciones: • 67/67N y 67NS ≡ Direccional de fase, neutro y neutro
sensible. Funciones direccionales de fase, neutro y neutro sensible que están asociados a sus correspondientes unidades de sobreintensidad, permitiendo en conjunto disponer de unidades de sobreintensidad direccionales. • 49 ≡ Imagen térmica. Protege contra sobrecargas
térmicas de los transformadores que no pueden ser detectadas por las unidades de sobreintensidad.
• 46BC ≡ Fase abierta. Detecta líneas abiertas. Las fases abiertas son bastante difíciles de detectar mediante unidades de sobreintensidad.
• 59/59N ≡ Sobretensión. Protege contra sobretensiones de fase y neutro en las líneas con 2 unidades por cada fase y neutro, una temporizada y otra instantánea. • 27 ≡ Subtensión. Protege contra subtensiones de fase
en las líneas con 2 unidades por cada fase, una temporizada y otra instantánea.
Las unidades de protección mediante las que se implementan las funciones anteriormente indicadas son:
Unidad Tipo de celda
ekor.rpa-100 tipo = p Interruptor combinado con fusibles
ekor.rpa-100 tipo = v Interruptor automático
2.5. Transferencia automática
La transferencia automática de líneas con interruptores automáticos minimiza los cortes de suministro de energía eléctrica, en cargas alimentadas mediante centro de transformación o centro de reparto con más de una línea de entrada, mejorando, de este modo, la continuidad del servicio.
En condiciones normales, con tensión en las dos posibles líneas de entrada, permanecerá cerrado el interruptor seleccionado como preferente, y abierto el interruptor de reserva. Una caída de tensión en la línea preferente provocará la apertura del interruptor de esa línea, y el posterior cierre del interruptor de reserva. Una vez restablecida la normalidad en la línea preferente, se puede realizar el ciclo inverso, devolviendo el sistema a su estado inicial.
Figura 2.5. Transferencia automática
2.6. Detección de fase con contacto a tierra
En redes con neutro aislado o compensado, las corrientes de defecto son de muy bajo valor. Ante un defecto en un sistema de este tipo, la intensidad de defecto puede no llegar a superar el umbral tarado para la protección de sobreintensidad y, por tanto, no detectarse dicho defecto. Se utiliza la función 59N en vez de lógica programada para detectar este tipo de defectos, analizando la tensión de neutro de la instalación además de la intensidad.
2.7. Protección y control de Centros de interconexión en MT
En los clientes de MT en los cuales se instale un relé ekor.rpa-100, en las celdas de protección con interruptor automático o con fusibles que protegen la salida de MT, se podrá enviar la información de dicha salida tanto vía Web como vía protocolo de comunicaciones MODBUS-TCP, a un Scada.
La información accesible sería la siguiente: • Posición de la celda • Disparos • Alarmas • Medidas: - Tensión - Intensidad - Potencia - Energía
2.8. Balances de energías
Con la inclusión de las medidas de energía en MT en los relés ekor.rpa-100, se pueden analizar pérdidas no técnicas que existan entre el CT y los consumos de BT, consiguiendo descubrir tanto bolsas de fraude como la energía no facturada por error en los equipos de BT.
1 ekor.rci 2 ekor.ccp 3 ekor.rpa
4 Contadores
Figura 2.7. Equipo ekor.rpa-100 midiendo energías en MT en un transformador del que cuelgan abonados
3. Funciones de medida
3.1. Medida de intensidades y tensiones
El equipo dispone de cuatro entradas de lectura de intensidad (IA, IB, IC y INS) y tres de lectura de tensión (VA, VB
y VC). Cada una de ellas es acondicionada y digitalizada para
la posterior realización de cálculo.
El diseño del equipo y sensores, junto a su integración en celda, forman un conjunto donde todo funciona como una única unidad en la que se consigue la máxima inmunidad y calidad de las señales a medir, tanto en redes de 50 Hz como de 60 Hz.
Las etapas de transducción y acondicionamiento de la señal, están diseñadas para que el conjunto sensor&relé reproduzca tanto la magnitud como la fase de las señales de intensidad y tensión de la red de distribución. De este modo, se consigue que en todas las condiciones de funcionamiento, se dispongan de las mejores prestaciones en las aplicaciones en tiempo real con algoritmos de protección y en las medidas de supervisión de cargas o calidad de suministro.
A las entradas de tensión e intensidad muestreadas directamente, además, hay que añadir aquellas obtenidas para IN y VN, calculadas como suma de muestras de las
señales de fases correspondientes. Las características de estas señales calculadas son equivalentes a aquellas obtenidas por suma vectorial de las señales obtenidas de los sensores convencionales.
Las medidas para supervisión de intensidad y tensión, son medidas integradas durante 1,28 segundos y representados en modo fasorial (módulo + argumento). De este modo, se actualiza periódicamente el estado de carga de la red. Las medidas de intensidad y tensión son:
• Intensidades de línea: IA, IB e IC.
• Tensiones de red: UAB, UBC y UCA y Tensiones de línea: VA,
VB y VC.
• Intensidades y tensiones residuales. Representadas como: IN/INS (3Io) y VN (3Vo).
Figura 3.1. Medidas de intensidad y tensión
La calibración final es la conjunta de sensores, equipos de medida, cableados y aparamenta; y es validada en un exhaustivo plan de ensayos realizados en un entorno controlado, que reproduce la realidad de la red de distribución eléctrica de media tensión.
Todo este proceso incluye diferentes escenarios:
• Escenarios de máxima interferencia electromagnética y calentamiento del conjunto, realizados a la corriente nominal de la aparamenta.
• Escenarios de máxima variación térmica, realizados en cámara climática entre - 10 °C y 60 °C.
• Escenarios con perturbaciones transitorias muy agresivas, ensayos de potencia y de impulso tipo rayo con niveles de tensión de media tensión.
• etc.
Con estos ensayos, se concluye en puntos como: la relación del número de espiras de los transformadores de intensidad, impedancia de las entradas de lectura de tensión, etc. Todo
3.2. Medidas de potencia
Las potencias que se monitorizan (localmente o remotamente), son medidas integradas de 1,28 segundos de los valores instantáneos RMS calculados.
Unas medidas acreditadas en clase de precisión, nos aseguran la fiabilidad en los valores obtenidos.
El equipo sirve como central de medidas, para tareas de supervisión de la calidad del suministro eléctrico o análisis de cargas. Las medidas monitorizadas para la potencia activa y reactiva son monofásicas y trifásicas, y solo trifásica para la potencia aparente.
Las medidas se componen de:
• Monofásicas: Activas PA, PB y PC y Reactivas QA, QB y QC.
• Trifásicas: Potencias PT, QT y ST y Factor de potencia (F.P.).
3.3. Contador de energia
El equipo lleva incorporado un “medidor de energía eléctrica activa y reactiva” que cumple con los requisitos particulares para medidores estáticos de energía. Se trata de un contador trifásico de conexión indirecta, que junto con los sensores de medida de intensidad y tensión, compone un contador en MT.
El contador de energía acumula 100 medidas de las potencias P y Q integradas en un semiciclo (1 segundo para 50 Hz y 1,2 segundos para 60 Hz). En total habrá cuatro contadores; tres monofásicos (fase A, fase B y fase C) y uno trifásico.
Cada uno de estos contadores consta de dos registros de energía activa (E+ y E-) y cuatro de energía reactiva (Q1, Q2, Q3 y Q4); cada uno de ellos de 32 bits. Estos registros disponen de un bit para la indicación de desbordamiento y de la opción de reset mediante comando.
Las potencias activas se expresan en kilovatios-hora (kWh) y las potencias reactivas en kilovoltiamperios reactivos-hora (kVArh). a Reactiva b Inductiva c Capacitiva d Generada e Consumida f Activa
Energía activa importada (kWh): EA + , EB + , EC + y ET + Energía activa exportada (kWh): EA , EB , EC y ET
4. Funciones de protección
4.1. Unidades de sobreintensidad
Los equipos ekor.rpa-100 disponen de las siguientes unidades de protección de sobreintensidad:
Fases:
• Seis unidades temporizadas de sobreintensidad de fases (3 x 51, 3 x 51(2)).
• Tres unidades instantáneas de sobreintensidad de fases (3 x 50).
Neutro (Calculado):
• Dos unidades de sobreintensidad temporizada de neutro (1 x 51N, 1 x 51(2)N).
• Una unidad de sobreintensidad instantánea de neutro (1 x 50N).
Neutro sensible (medido):
• Dos unidades de sobreintensidad temporizada de neutro sensible (1 x 51NS, 1 x 51(2)NS).
• Una unidad de sobreintensidad instantánea de neutro sensible (1 x 50NS).
4.1.1. Unidades de sobreintensidad temporizadas
Las unidades temporizadas de fases, neutro y neutro sensible arrancan si el valor fundamental de la magnitud correspondiente a cada unidad supera el valor de 1,05 veces el arranque ajustado, mientras que se reponen cuando este valor es inferior a 0,95 veces el valor ajustado.
El disparo se produce si la unidad permanece arrancada durante el tiempo ajustado. Este tiempo puede ser adecuado mediante la selección de varios tipos de curva, según las normas IEC y ANSI.
Las curvas implementadas en los equipos ekor.rpa-100 son: CURVAS IEC
• IEC DT: Tiempo definido
• IEC NI: Curva normalmente inversa • IEC VI: Curva muy inversa
• IEC EI: Curva extremadamente inversa • IEC LTI: Curva inversa de tiempo largo • IEC STI: Curva inversa de tiempo corto CURVAS ANSI
Los ajustes de las unidades temporizadas son:
• Habilitación unidad: Habilitar/deshabilitar la unidad (ON/OFF).
• Arranque de la unidad: Intensidad de arranque de la unidad. Rangos variables según TIs utilizados.
• Curva de tiempo: Tipo de curva (IEC DT, IEC NI, IEC VI, IEC EI, IEC LTI, IEC STI, ANSI LI, ANSI NI, ANSI VI, ANSI EI). • Índice de tiempo: Índice de tiempos, también conocido
como dial de tiempos (de 0,05 a 1,60). Este ajuste aplica a todos los tipos de curva, con excepción de IEC DT. • Tiempo fijo: Tiempo de disparo de la unidad (de 0,00 s a
100,00 s). Este ajuste sólo aplica al tipo de curva IEC DT. • Control de par: Máscara de disparo direccional (OFF,
FORWARD o REVERSE). Para indicar la dirección en la cual queremos disparar:
- OFF: Independientemente de la dirección, la unidad de sobreintensidad correspondiente disparará si se cumplen las condiciones de sobreintensidad.
- FORWARD: La unidad de sobreintensidad correspondiente disparará si se cumplen las
4.1.2. Unidades de sobreintensidad instantáneas
Las unidades instantáneas de fases, neutro y neutro sensible arrancan si el valor fundamental de la magnitud correspondiente a cada unidad supera el valor de 1,00 veces el arranque ajustado mientras que se reponen cuando este valor es inferior a 0,95 veces el valor ajustado.
El disparo se produce si la unidad permanece arrancada durante el tiempo ajustado.
Los ajustes de las unidades instantáneas son:
• Habilitación unidad: Habilitar/deshabilitar la unidad (ON/OFF).
• Arranque de la unidad: Intensidad de arranque de la unidad. Rangos variables según TIs utilizados.
• Tiempo fijo: Tiempo de disparo de la unidad (de 0,00 s a 100,00 s).
• Control de par: Máscara de disparo direccional (OFF, FORWARD o REVERSE). Para indicar la dirección en la cual queremos disparar:
- OFF: Independientemente de la dirección, la unidad de sobreintensidad correspondiente disparará si se cumplen las condiciones de sobreintensidad.
- FORWARD: La unidad de sobreintensidad correspondiente disparará si se cumplen las condiciones de sobreintensidad y además la unidad direccional correspondiente da señalización de FORWARD (hacia delante).
- REVERSE: La unidad de sobreintensidad correspondiente disparará si se cumplen las condiciones de sobreintensidad y además la unidad direccional correspondiente da señalización de REVERSE (hacia atrás).
Este ajuste sólo existirá en los equipos ekor.rpa-100 modelo 120.
4.1.3. Diagrama de bloques
Cualquier unidad de sobreintensidad cumple con el diagrama que se presenta a continuación.
1 Medida
Básicamente, el diagrama representa que, siempre y cuando una magnitud medida en tiempo real (Ix) supere el valor de una consigna (ajuste Ipick up), pasa a descontar un contador de tiempo (counter: f (curve, index, time), que libera un disparo en el caso de que llegue a expirar en su totalidad.
Si durante el transcurso de la temporización, la magnitud medida (Ix) cae por debajo de la consigna (Ipick up), la unidad y el contador se restablecen, quedando la unidad en el estado de reposo.
Todas las unidades generan la siguiente señalización: • Pick-up: Se activa cuando la magnitud medida (Ix)
supera una consigna (ajuste Ipick up) y se desactiva cuando el valor de la medida cae por debajo de la consigna. • Temporize: Se activa cuando el contador de tiempo
llega a su finalización y se desactiva cuando el valor de la medida cae por debajo de la consigna.
• Trip: Se activa con la señal temporize y se desactiva cuando el valor de la medida cae por debajo de la consigna.
Además, las unidades de sobreintensidad, pueden ser bloqueadas por las unidades de bloqueo por intensidad máxima y bloqueo por segundo armónico detalladas en próximos apartados.
Las unidades de sobreintensidad tienen la posibilidad de ser bloqueadas de tres modos diferentes:
• Unit block: Bloquea la unidad, no dejando que arranque mientras esta entrada se encuentre activa.
• Timing Block: Congela el valor del contador de tiempo mientras esta entrada esté activa.
• Trip Block: Deja avanzar a la unidad y la bloquea en el momento anterior a dar la salida de disparo.
4.2. Ultrasensible de tierra
Esta funcionalidad, disponible tanto en ekor.rpa con funcionalidad direccional como no, corresponde a un caso particular de la detección de sobreintensidad para faltas fase-tierra. Se utiliza principalmente en redes con neutro aislado, neutro compensado o terrenos muy resistivos, donde la intensidad de defecto entre fase y tierra tiene un valor muy pequeño.
La detección de la intensidad que circula por tierra se realiza con un toroidal que abarca las tres fases. De este modo, la medida se independiza de la intensidad de las fases, evitando los errores de los sensores de medida de fase. La utilización de este tipo de toroidal, hace que las intensidades medidas de neutro por desequilibrio de fases sean fiables, en valores de amperios primarios muy bajos. Para este tipo de configuración, el equipo permite un ajuste mínimo de disparo de 0,3 amperios primarios en su canal de Neutro sensible.
1 Sensores de tensión e intensidad
2 Transformador homopolar
4.3. Unidades direccionales
Las unidades direccionales se conjugan con las unidades de sobreintensidad en la toma de la decisión del disparo. Según el ajuste de dirección “control de par” (Forward o Reverse) y el resultado de la dirección de la falta, las unidades de sobreintensidad concluyen en dar un disparo o no.
Los equipos ekor.rpa-100 modelo 120 disponen de las siguientes unidades direccionales:
• Tres unidades direccionales de fase (3 x 67). • Una unidad direccional de neutro (1 x 67N).
• Una unidad direccional de neutro sensible (1 x 67NS).
4.3.1. Unidades direccionales de fase Criterio angular
Las unidades direccionales de fase son unidades que, mediante el criterio angular, determinan la dirección de cada una de las 3 fases. La tensión de polarización utilizada por cada fase, es la tensión compuesta correspondiente a las otras 2 fases.
Estas unidades determinan la dirección en base a: • Los ajustes tarados.
• El desfase existente entre la señal de polarización y la señal de intensidad.
Los ajustes de la unidad direccional de fases son:
• Ángulo característico de fases: Ángulo característico (de - 90,0° a 90,0°). Suele corresponder al ángulo de las impedancias serie de las líneas. Valores típicos en distribución: 30° y 45°.
• Tensión mínima de fases: Mínima tensión de polarización (de 0,5 kV a 72,0 kV). Valor de la tensión de polarización a partir de la cual la unidad direccional considera el ángulo fiable, y es capaz de determinar una dirección.
• Zona de indeterminación: Ángulo de la zona indeterminada (de 0,0° a 90,0°). Ajuste para determinar la zona de indeterminación, que está próxima a la línea de par cero.
La dirección indicada por las unidades puede ser Forward (hacia delante), Reverse (hacia atrás) o ndef (no definida).
La zona de dirección Reverse será la contraria a la zona Forward. Es decir, habría que girar 180° en la fórmula superior para conseguir la expresión que delimite la zona de dirección Reverse.
Las unidades direccionales indicarán dirección ndef si se encuentra en la zona indeterminada o la tensión de polarización es inferior al ajuste de Vmin.
En la siguiente figura se muestra un ejemplo del funcionamiento para la unidad direccional de la fase A:
1 Reserve
2 Forward
4.3.2. Unidades direccionales de neutro y neutro sensible
Las unidades direccionales de neutro y neutro sensible incluyen dos criterios diferentes para determinar la dirección: Criterio direccional y criterio vatimétrico. La selección del criterio se realiza mediante un ajuste en la propia unidad.
Criterio angular
El criterio angular de las unidades direccionales de neutro y neutro sensible se basa en el desfase existente entre la señal de polarización (- 3Vo) y la señal de intensidad residual (3Io).
La señal de polarización utilizada es la tensión residual desfasada 180°, es decir, - 3Vo.
Los ajustes de la unidad direccional de neutro y neutro sensible, aplicables al criterio angular son:
• Ángulo característico de neutro: Ángulo característico (de - 90,0° a 90,0°). En distribuciones con neutro puesto a tierra, suele corresponder al ángulo de la impedancia de puesta a tierra.
• Tensión mínima de neutro: Mínima tensión de polarización (de 0,5 kV a 72,0 kV). Valor de la tensión de polarización a partir de la cual la unidad direccional considera el ángulo fiable, y es capaz de determinar una dirección.
• Zona de indeterminación: Ángulo de la zona indeterminada (de 0,0° a 90,0°). Ajuste para determinar la zona de indeterminación que está próxima a la línea de par cero.
La dirección indicada por las unidades puede ser Forward (hacia delante), Reverse (hacia atrás) o ndef (no definida). La zona de dirección Forward queda delimitada por la siguiente fórmula:
La zona de dirección Reverse será la contraria a la zona Forward. Es decir, habría que girar 180° en la fórmula superior para conseguir la expresión que delimite la zona de dirección Reverse.
1 Reserve
2 Forward
3 Zona indeterminada
Figura 4.4. Unidad dieccional de neutro
Criterio vatimétrico
El criterio vatimétrico de las unidades direccionales de neutro y neutro sensible se basa en el desfase existente entre la señal de polarización (- 3Vo) y la señal de intensidad
residual (3Io), así como en la magnitud de la potencia activa
residual.
Los ajustes de la unidad direccional de neutro y neutro sensible, aplicables al criterio vatimétrico, son:
• Potencia activa mínima de neutro: Potencia activa residual mínima. Valor de potencia activa residual mínima (en valor absoluto), a partir de la cual se puede considerar la dirección diferente a ndef (es decir, Forward o Reverse). Rangos variables según TIs utilizados.
• Tensión mínima de neutro: Mínima tensión de polarización (de 0,5 kV a 72,0 kV). Valor de la tensión de la polarización a partir de la cual la unidad direccional
La unidad indicará dirección Forward en las siguientes condiciones:
• La señal de intensidad residual (3Io) cae en la siguiente
zona:
La potencia activa residual es menor que - Pmin.
La zona de dirección reverse será la contraria a la zona Forward. Es decir, habría que girar 180° en la fórmula superior para conseguir la expresión que delimite la zona de dirección reverse. Además, se tiene que cumplir que la potencia activa residual sea mayor que + Pmin.
La unidad dará dirección no definida si:
• La potencia activa residual en valor absoluto es menor que Pmin.
• El valor de la tensión de polarización es menor que el ajuste Vmin.
• Se encuentra en la zona indeterminada (ver siguiente figura).
En la siguiente figura se muestra un ejemplo del funcionamiento para la unidad direccional de neutro, con criterio vatimétrico:
1 Reserve
2 Forward
3 Zona indeterminada
Figura 4.5. Unidad de neutro con criterio vatimétrico
4.4. Unidad de imagen térmica
Los equipos ekor.rpa-100 modelo 120 disponen de la unidad de imagen térmica (49) para la protección de líneas y transformadores.
En ciertas ocasiones, la sobrecarga térmica del elemento a proteger no puede ser detectada por las unidades de protección convencionales. A esto se le añade que muchos de los elementos instalados en el sistema de potencia se
están utilizando cada vez más cerca de sus límites térmicos, lo que hace necesario que los dispositivos de protección utilizados para proteger dichos elementos, incorporen unidades térmicas.
La unidad de imagen térmica es una unidad que, en función del valor de la capacidad térmica estimada, genera señales de alarma y de disparo.
4.4.1. Capacidad térmica estimada
El equipo estima la capacidad térmica a través de las intensidades de fase (IA, IB e IC), mediante la siguiente
fórmula:
Donde:
Tn: Capacidad térmica estimada en el instante n
Tn-1: Capacidad térmica estimada en el instante n-1
Δt: Intervalo de tiempo entre instantes n y n-1 consecutivos τ: Constante de enfriamiento o calentamiento Si Tfinal > Tn-1, en la
fórmula aplicará la constante de calentamiento Si en cambio, Tfinal < Tn-1, en la fórmula aplicará la constante de enfriamiento
Tfinal: Capacidad térmica final Este valor se calcula a partir de las
intensidades de fase y la intensidad nominal ajustada, según la siguiente fórmula:
Itherm: Es la intensidad térmica media estimada a partir de las
intensidades de fase:
Ejemplo
La evolución de la capacidad térmica estimada por el equipo
de un transformador de 250 kVA en una red de 30 kV, bajo
las siguientes condiciones:
Secuencia de Itherm leída por el equipo:
Intervalo 1 Intervalo 2 Intervalo 3
De 0 min a 100 min De 100 min a 150 min De 150 min a 250 min
5,8 A 1,5 A 5,8 A
Tabla 4.1. Itherm leída por el equipo
Capacidad térmica
estimada (T)
Tiempo (min)
Figura 4.6. Capacidad térmica estimada
Partiendo de una capacidad térmica inicial de 0 %, durante los primeros 100 min donde la intensidad es un 16 % superior a la nominal (5,8 A), la capacidad térmica estimada alcanza un valor del 84,6 %.
En los siguientes 50 min la intensidad baja al 30 % de la intensidad nominal (1,5 A), y esto hace que la capacidad térmica caiga hasta el 58,4 %.
Para verificar el efecto memoria que tiene la capacidad térmica estimada, se ha elegido un tercer intervalo idéntico al intervalo 1. Es decir, una intensidad un 16 % superior a la nominal (5,8 A) durante 100 min. Se observa que, tras esos 100 min, la capacidad térmica alcanza el 106,3 % superando así el 100 % (ajuste típico de nivel de disparo).
Esta diferencia en la capacidad térmica estimada entre los intervalos 1 y 3, se debe a que el cálculo de la capacidad térmica tiene en cuenta estados anteriores. Así como en el primer intervalo se parte de una capacidad térmica igual al 0 %, en el tercero se parte de la capacidad térmica acumulada hasta ese momento, teniendo en cuenta todo el estrés térmico sufrido por el elemento a proteger. Esto hace que las capacidades térmicas estimadas sean diferentes en esos intervalos.
4.4.2. Funcionalidad
La unidad de imagen térmica arranca (dando señalización de alarma) si el valor de la capacidad térmica supera el ajuste nivel de alarma (%), llegando a disparar cuando se supera el ajuste nivel de disparo (%). Una vez que la unidad ha disparado, ésta se repondrá cuando el valor de la capacidad térmica baje del ajuste nivel de reposición de disparo (%). Los ajustes de la unidad de imagen térmica son:
• Habilitación unidad: Habilitar/deshabilitar la unidad (ON/OFF).
• Constante de calentamiento: Constante de calentamiento (de 3 min a 60 min).
• Constante de enfriamiento: Constante de enfriamiento (de 3 min a 180 min).
• Nivel de alarma: Umbral de alarma en tanto por ciento. Es el porcentaje de capacidad térmica a partir del cual se considera situación de alarma (de 80 % a 100 %).
• Nivel de disparo: Umbral de disparo en tanto por ciento. Es el porcentaje de capacidad térmica a partir del cual se dispara por sobrecarga térmica (de 100 % a 200 %).
• Nivel de reposición de disparo: Umbral de reposición. Es el porcentaje de capacidad térmica por debajo del cual la unidad se repone (de 50 % a 99 %).
• Intensidad nominal: Intensidad nominal del elemento que se quiere proteger. Rangos variables según TIs utilizados.
El tiempo que se tarda en llegar al disparo, partiendo de una capacidad térmica igual a cero, viene dado por la siguiente fórmula:
Donde:
t: Tiempo de disparo
τc: Constante de calentamiento
In: Intensidad nominal ajustada
Itherm: Es la intensidad térmica media estimada a partir de las
intensidades de fase
A continuación, se muestran gráficamente los tiempos de disparo para diferentes constantes de calentamiento:
4.4.3. Diagrama de bloques
La unidad de imagen térmica cumple con el siguiente diagrama de bloques:
1 Medida
2 Señal de entrada
3 Señal de salida
4 Ajustes
Figura 4.8. Diagrama de bloqeus
La unidad de imagen térmica genera la siguiente señalización:
• Alarm: Se activa cuando la magnitud de capacidad térmica estimada (Th. C) supera el ajuste “Alarm Threshold”, y se desactiva cuando la capacidad térmica estimada (Th. C) baja del ajuste “Alarm Threshold - 5 %”. • Temporize: Se activa cuando la magnitud de capacidad
térmica estimada (Th. C) supera el ajuste “Trip Threshold”, y se desactiva cuando la capacidad térmica estimada (Th. C) baja del ajuste “Restore Threshold”.
• Trip: Se activa tras activarse la señal temporize, y se desactiva cuando la capacidad térmica estimada (Th. C)
Además, la unidad de imagen térmica, puede ser bloqueada por la unidad de bloqueo por intensidad máxima detallada en próximos apartados.
La unidad de imagen térmica tiene la posibilidad de ser bloqueada de tres modos diferentes:
• Unit Block: Bloquea la unidad, no dejando que arranque mientras esta entrada se encuentre activa.
• Timing Block: Bloquea la unidad, permitiendo que ésta dé señalización de alarma, pero sin que pueda dar señalización de temporize ni trip.
• Trip Block: Deja avanzar a la unidad, y la bloquea en el momento anterior a dar la salida de disparo.
4.5. Unidad de fase abierta
Los equipos ekor.rpa-100 modelo 120 disponen de la unidad de fase abierta (46BC).
Las funciones de protección convencionales no pueden detectar condiciones en las que uno de los conductores está roto.
La unidad de fase abierta (46 Broken Conductor) permite la detección de conductores rotos, mediante la monitorización de las intensidades de secuencia, y otra serie de condiciones que se detallan en este apartado.
4.5.1. Cálculo de intensidades de secuencia
La unidad de fase abierta se alimenta de las intensidades de secuencia (I1, I2 e Io), calculadas previamente por el equipo.
El cálculo de las intensidades de secuencia, se realiza según estas fórmulas:
Donde,
Conocidas las componentes de secuencia correspondientes a la fase A, las componentes de secuencia de las fases B y C serán idénticas en módulos, y desplazadas 120° en ángulo en el caso de la secuencia directa e inversa, y con el mismo ángulo en el caso de la secuencia homopolar.
En la siguiente imagen, se muestra un ejemplo del cálculo de las secuencias a partir de un sistema desequilibrado. Se observa que el sistema tiene mucha componente inversa,
pero nada de homopolar (situación que se puede dar en líneas que no están cargadas uniformemente en las tres fases):
Intensidades de línea Intensidades de secuencia directa
Intensidades de secuencia inversa Intensidades de secuencia homopolar
Otro ejemplo que aplica para el caso de las fases abiertas o conductores rotos, podría ser el siguiente: Una de las fases sin intensidad (obviando las intensidades capacitivas que
pueden ir a través de la fase abierta), y las otras dos fases en contra-dirección:
Intensidades de línea Intensidades de secuencia directa
Intensidades de secuencia inversa Intensidades de secuencia homopolar
4.5.2. Funcionalidad
La unidad de fase abierta arranca al cumplirse una serie de condiciones, detallada más adelante, mientras que se repone cuando alguna de estas condiciones cae a 0. El disparo se produce si la unidad permanece arrancada durante el tiempo ajustado.
Los ajustes de la unidad de fase abierta son:
• Habilitación unidad: Habilitar/deshabilitar la unidad (ON/OFF).
• Intensidad base: La magnitud que se desea utilizar para calcular los ratios. Puede ser I1 (secuencia directa) o In (intensidad nominal primaria del TI). El valor de In será
diferente según los TIs utilizados.
• Arranque de la unidad: Valor de I2 (secuencia inversa)/ Ib (base current) de arranque (de 0,05 a 0,5 p.u.).
• Temporización de la unidad: Tiempo de disparo de la unidad (de 0,05 s a 600,00 s).
• Umbral de intensidad mínima para fases: Valor de intensidad de fase, por debajo del cual se considera que la línea está abierta. Aunque la línea esté realmente abierta, puede que haya circulación de intensidad por esa fase (por elementos capacitivos de las líneas, porque esa línea sigue alimentando todavía algunos centros situados antes de la fase abierta…). Rangos variables según TIs utilizados.
• Umbral de intensidad máxima para neutro: Máximo ratio de Io (secuencia homopolar)/Ib (base current) a partir del cual se considera que es una falta monofásica, y no una fase abierta (de 0,00 a 0,5 p.u.). Si el ajuste es 0,00, la unidad 46BC no hace ninguna comprobación de intensidad homopolar.
4.5.3. Diagrama de bloques
La unidad de fase abierta cumple con el siguiente diagrama de bloques:
1 Señal de entrada
2 Señal de salida
3 Ajustes
Y las cuatro condiciones que hacen que la unidad de fase abierta arranque, son:
Figura 4.12. Condiciones A, B, C y D
La unidad de fase abierta genera la siguiente señalización: • Pick up: Se activa cuando se cumplen las cuatro
condiciones simultáneamente, y se desactiva cuando alguna de las 4 condiciones deja de cumplirse.
• Temporize: Se activa cuando la señal de Pick up se mantiene activa durante el tiempo ajustado, y se desactiva cuando alguna de las 4 condiciones deja de cumplirse.
• Trip: Se activa tras activarse la señal Temporize, y se desactiva cuando alguna de las 4 condiciones deja de cumplirse.
Además, la unidad de fase abierta, puede ser bloqueada por la unidad de bloqueo por intensidad máxima detallada en próximos apartados.
La unidad de fase abierta tiene la posibilidad de ser bloqueada de tres modos diferentes:
• Unit Block: Bloquea la unidad, no dejando que arranque mientras esta entrada se encuentre activa.
• Timing Block: Congela el valor del contador de tiempo mientras esta entrada esté activa.
• Trip Block: Deja avanzar a la unidad y la bloquea en el momento anterior a dar la salida de disparo.
4.6. Unidades de tensión
Los equipos ekor.rpa-100 modelo 120 disponen de las siguientes unidades de protección de tensión:
Fases:
1. Tres unidades temporizadas de sobretensión de fases (3 x 59_TEMP)
Neutro (calculado):
1. Una unidad temporizada de sobretensión de neutro (1 x 59N_TEMP)
2. Una unidad instantánea de sobretensión de neutro (1 x 59N_INST)
4.6.1. Unidades de sobretensión temporizadas
Las unidades temporizadas de fases y neutro arrancan si el valor fundamental de la magnitud (tensión simple o compuesta, ajustable por el usuario), correspondiente a cada unidad, supera el valor de 1,05 veces el arranque ajustado, mientras que se reponen cuando este valor es inferior a 0,95 veces el valor ajustado.
El disparo se produce si la unidad permanece arrancada durante el tiempo ajustado. Este tiempo puede ser adecuado mediante la selección de varios tipos de curva, según las normas IEC y ANSI. Las curvas implementadas para las unidades de tensión son idénticas a las que hay en las unidades de sobreintensidad.
Los ajustes de las unidades temporizadas son:
• Habilitación unidad: Habilitar/deshabilitar la unidad (ON/OFF).
• Tensión de trabajo: Selección de la magnitud con la que se quiere trabajar: Tensión simple o compuesta (Phase to neutral o Phase to phase).
• Arranque de la unidad: Tensión de arranque de la unidad (de 0,5 kV a 72,0 kV).
• Curva de tiempo: Tipo de curva (IEC DT, IEC NI, IEC VI, IEC EI, IEC LTI, IEC STI, ANSI LI, ANSI NI, ANSI VI, ANSI EI). • Índice de tiempo curva inversa: Índice de tiempos,
también conocido como dial de tiempos (de 0,05 a 1,60). Este ajuste aplica a todos los tipos de curva, con excepción de IEC DT.
• Tiempo fijo: Tiempo de disparo de la unidad (de 0,00 s a 100,00 s). Este ajuste sólo aplica al tipo de curva IEC DT.
4.6.2. Unidades de sobretensión instantáneas
Las unidades temporizadas de fases y neutro arrancan si el valor fundamental de la magnitud, correspondiente a cada unidad, supera el valor de 1,00 veces el arranque ajustado, mientras que se reponen cuando este valor es inferior a 0,95 veces el valor ajustado.
El disparo se produce si la unidad permanece arrancada durante el tiempo ajustado.
Los ajustes de las unidades instantáneas son:
• Habilitación unidad: Habilitar/deshabilitar la unidad (ON/OFF).
• Tensión de trabajo: Selección de la magnitud con la que se quiere trabajar: Tensión simple o compuesta (Phase to Phase o Phase to Neutral).
• Arranque de la unidad: Tensión de arranque de la unidad (de 0,5 kV a 72,0 kV).
• Tiempo fijo: Tiempo de disparo de la unidad (de 0,00 s a 100,00 s).
4.6.3. Unidades de subtensión temporizadas
Las unidades temporizadas de fases arrancan si el valor fundamental de la magnitud (tensión simple o compuesta ajustable por el usuario), correspondiente a cada unidad, es inferior al valor de 0,95 veces el arranque ajustado, mientras que se reponen cuando este valor es superior a 1,05 veces el valor ajustado.
El disparo se produce si la unidad permanece arrancada durante el tiempo ajustado. Este tiempo puede ser ajustado mediante la selección de varios tipos de curva según las normas IEC y ANSI. Las curvas implementadas para las unidades de tensión son idénticas a las que hay en las unidades de sobreintensidad.
Los ajustes de las unidades temporizadas son:
• Habilitación unidad: Habilitar/deshabilitar la unidad (ON/OFF).
• Tensión de trabajo: Selección de la magnitud con la que se quiere trabajar: Tensión simple o compuesta (Phase to neutral o Phase to phase).
• Arranque de la unidad: Tensión de arranque de la unidad (de 0,5 kV a 72,0 kV).
• Curva de tiempo: Tipo de curva (IEC DT, IEC NI, IEC VI, IEC EI, IEC LTI, IEC STI, ANSI LI, ANSI NI, ANSI VI, ANSI EI). • Índice de tiempo curva inversa: Índice de tiempos,
también conocido como dial de tiempos (de 0,05 a 1,60). Este ajuste aplica a todos los tipos de curva con excepción de IEC DT.
• Tiempo fijo: Tiempo de disparo de la unidad (de 0,00 s a 100,00 s). Este ajuste solo aplica al tipo de curva IEC DT.
4.6.4. Unidades de subtensión instantánea
Las unidades instantáneas de fases arrancan si el valor fundamental de la magnitud (tensión simple o compuesta ajustable por el usuario), correspondiente a cada unidad, es inferior al valor de 1,00 veces el arranque ajustado, mientras que se reponen cuando este valor es superior a 1,05 veces el valor ajustado
El disparo se produce si la unidad permanece arrancada durante el tiempo ajustado.
Los ajustes de las unidades instantáneas son:
• Habilitación unidad: Habilitar/deshabilitar la unidad (ON/OFF).
• Tensión de trabajo: Selección de la magnitud con la que se quiere trabajar: Tensión simple o compuesta (Phase to Phase o Phase to Neutral).
• Arranque de la unidad: Tensión de arranque de la unidad (de 0,5 kV a 72,0 kV).
• Tiempo fijo: Tiempo de disparo de la unidad (de 0,00 s a 100,00 s).
