transformador Preconfigurado 1MRK BES

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Página 1 Fecha de edición: Febrero 2007 Información sujeta a cambios sin previo aviso

Características • Hay cuatro alternativas de configuración para disposiciones de interruptor sencillo o múltiple listas para conexión

• Para transformadores de potencia, autotransfor- madores, reactancias shunt, protección en T, bloques generador-transformador, transforma- dores de desplazamiento de fase y sistemas de barra pequeños

• Para transformadores de dos y tres devanados con un máximo de seis entradas estabilizadas

• Para disposiciones de varios interruptores auto- máticos o de uno

• Protección diferencial del transformador con:

- Limitación de polarización en porcentaje para defectos pasantes

- Limitación de la forma de onda y del segundo componente armónico para corrientes de inserción

- Limitación del quinto componente armónico para sobreexcitación

- Alta sensibilidad para defectos entre espiras

• Protección de defecto a tierra restringida para todos los devanados conectados a tierra directa- mente o de baja impedancia

- Funcionamiento extremadamente rápido - Alta sensibilidad

- Basada en alta y baja impedancia

• Protección de distancia de fase a fase y fase a tierra de esquema completo con un máximo de cuatro zonas:

- Característica de delimitación de carga

• Función de cortocircuito instantáneo de alta velocidad con bajo sobrealcance momentáneo

• Protección de sobreintensidad direccional con cuatro etapas para cada devanado

- Cada etapa puede tener retardo indepen- diente o inverso

- Cada etapa puede ser direccional o no direc- cional

• Función de defecto a tierra instantáneo de alta velocidad con bajo sobrealcance momentáneo

• Protección de defecto a tierra direccional con cuatro etapas para cada devanado

- Cada etapa puede tener retardo indepen- diente o inverso

- Cada etapa puede ser direccional o no direc- cional

- Cada etapa se puede bloquear en el segundo componente armónico

• Función de comprobación de sincronismo para disposiciones de uno o varios interruptores auto- máticos:

- Dirección de alimentación seleccionable - Dos funciones con selección de tensión

incorporada

• Funciones de software adicionales selecciona- bles como protección de fallo de interruptor para cada interruptor, protección de tensión, protec- ción de sobreexcitación, control y supervisión

• Disparo de Buchholtz, dispositivos de tempera- tura, etc. a través de entradas binarias estabili- zadas contra descargas eléctricas capacitivas

• Mediciones analógicas de precisión Clase 1

• Versátil interfaz persona-máquina local

• Amplia autosupervisión con registro de eventos internos

• Seis grupos independientes de configuración completa de parámetros con protección por con- traseña

• Potente herramienta de software para PC para ajuste, evaluación de perturbaciones y configu- ración

• Módulos de comunicación de datos para bus de estación IEC 60870-5-103, LON y SPA

• Módulos de comunicación de datos integrados para bus de estación IEC 61850-8-1

• Módulos de comunicación de datos con el

extremo remoto para C37.94 y G.703

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Aplicación El RET670 proporciona una rápida y selectiva pro- tección, supervisión y control para transformado- res de dos y tres devanados, autotransformadores, unidades de generador-transformador, transforma- dores de desplazamiento de fase, transformadores especiales ferroviarios y reactancias shunt. El IED del transformador está diseñado para funcionar correctamente en una amplia gama de frecuencia para adaptar las variaciones de frecuencia de la red de energía eléctrica durante perturbaciones, y el arranque y parada del generador.

Una función de protección diferencial muy rápida (con adaptación automática de la razón de CT y compensación del grupo vectorial) convierte a este IED en la solución idónea incluso para las aplica- ciones más exigentes. El RET670 tiene requisitos muy bajos en los CT principales; no se requieren unidades CT de interposición. Resulta adecuado para aplicaciones diferenciales con disposiciones de varios interruptores automáticos con un máximo de seis entradas de CT de limitación. La función de protección diferencial dispone de carac- terísticas de limitación del bloque de onda y del 2º componente armónico para evitar el disparo por corriente de inserción de magnetización, y de limi- tación del 5º componente armónico para evitar el disparo por sobreexcitación.

La función diferencial ofrece una alta sensibilidad para averías internas de bajo nivel. La exclusiva e innovadora característica de protección diferencial sensible del RET670, basada en la conocida teoría de componentes simétricos, proporciona la mejor cobertura posible para defectos internos entre espi- ras de devanados.

La función de protección diferencial de faltas a tie- rra de baja impedancia se puede utilizar como una sensible y rápida protección principal adicional contra defectos a tierra de los devanados. Esta fun- ción incluye como seguridad adicional un criterio de corriente direccional de secuencia cero.

Se puede utilizar también una función diferencial de alta impedancia. Se puede emplear como pro- tección diferencial de faltas a tierra o, al incluirse tres funciones, también como protección diferen- cial en autotransformadores, como protección dife- rencial para inductancias conectadas terciarias, como protección diferencial en T para el alimenta- dor del transformador en una disposición de anillo o de esquina en malla, como protección del bus terciario, etc.

El disparo de dispositivos Buchholz y de tempera- tura se puede realizar mediante el IED donde se lleva a cabo el impulso, la desconexión definitiva, etc. Las entradas binarias se estabilizan firme- mente contra perturbaciones para evitar funciona- mientos incorrectos al producirse descargas capacitivas del sistema de CC, por ejemplo.

La funcionalidad de protección de distancia para averías de fase a fase y de fase a tierra se puede emplear como protección de respaldo para averías

del transformador y en la red de energía eléctrica conectada.

Las funciones de sobreintensidad de fase versátil, tierra, positiva, negativa y de secuencia cero, que se pueden ajustar opcionalmente en modo direc- cional o con control de tensión, ofrecen una pro- tección de respaldo adicional y alternativa.

También se pueden utilizar las funciones de pro- tección de sobrefrecuencia y subfrecuencia, de sobrecarga térmica, de voltios por hercios y de sobretensión y mínima tensión.

El registro de eventos y perturbaciones incorpo- rado ofrece al usuario datos valiosos sobre el estado y funcionamiento para análisis de perturba- ciones posteriores a averías.

La protección de fallos del interruptor automático de cada transformador permite realizar el disparo de respaldo de alta velocidad de los interruptores automáticos adyacentes.

El IED puede disponer también de una funcionali- dad de enclavamiento y control total incluyendo la función de comprobación de sincronismo para posibilitar la integración del control principal o de respaldo local.

La capacidad de lógica avanzada, en la que la lógica de usuario cuenta con una utilidad gráfica, permite utilizar aplicaciones especiales tales como la desconexión automática de seccionadores en disposiciones con varios interruptores automáti- cos, la conexión de anillos de interruptores auto- máticos, lógicas de transferencia de cargas, etc. La utilidad de configuración gráfica asegura una sen- cilla y rápida puesta en servicio y ensayo.

La comunicación de datos en serie se realiza mediante conexiones ópticas para asegurar la inmunidad contra perturbaciones.

La gran flexibilidad de aplicación hace que este producto sea una elección excelente tanto para ins- talaciones nuevas como para la renovación de ins- talaciones existentes.

Para las siguientes aplicaciones se han definido cuatro paquetes:

• Transformador de dos devanados en disposi- ciones con un interruptor (A30)

• Transformador de dos devanados en disposi- ciones con varios interruptores (B30)

• Transformador de tres devanados en disposi- ciones con un interruptor (A40)

• Transformador de tres devanados en disposi-

ciones con varios interruptores (B40)

Los paquetes están configurados y definidos con

las funciones básicas activas para permitir el uso

directo. Las funciones opcionales no están confi-

guradas pero está disponible una configuración

máxima con todas las funciones opcionales en

(3)

forma de plantilla en la herramienta de configura- ción gráfica. También está disponible una alterna- tiva para autotransformadores en forma de plantilla de configuración. La interfaz para IO ana- lógico y binario se puede configurar desde la herramienta de matriz de señales sin la necesidad de cambios de configuración. El IO analógico y de disparo ha sido predefinido para uso básico en el módulo de entrada binaria y en el módulo de salida binaria estándar. Agregue IO si es necesario para su aplicación en el pedido. Otras señales tienen

que aplicarse para cada aplicación según sea nece- sario.

Para obtener más información sobre las funciones básicas, consulte el capítulo "Funciones disponi- bles".

Las aplicaciones se muestran en las figuras 1, 2, 3 y 4 para disposiciones de uno o varios interrupto- res respectivamente.

Figura 1: En la figura se muestra una aplicación de protección típica para un transformador de dos deva- nados con disposiciones de un interruptor. El principio de puesta a tierra del sistema y el grupo de conexión variarán, lo que proporciona diferentes disposiciones detalladas para cada apli- cación.

IN>

4 4

3U>

2 2

3U<

2 2 I->O

51/67/

51N/67N

59 27 94/86

87T 3Id/I>

IdN/I>

87N

IdN/I>

87N 3I>

50BF

3I>

4 4

IN>

4 4 51N/67N

SC/VC 25 51/67/

3I>

50BF 3I>

4 4 I->O

94/86

DESC BARRA

CB2 DESC CB2

CB1 DESC CB1

es05000272.vsd

(4)

Figura 2: En la figura se muestra una aplicación de protección típica para un transformador de dos deva- nados con disposiciones de varios interruptores. El principio de puesta a tierra del sistema y el grupo de conexión variarán, lo que proporciona diferentes disposiciones detalladas para cada aplicación. Para cada interruptor se ofrece la función de fallo de interruptor.

IN>

4 4

3U>

2 2

3U<

2 2 I->O

51/67

51N/67N

59 27 94/86

87T 3Id/I>

IdN/I>

87N

IdN/I>

87N

3I>

50BF

3I>

4 4

IN>

4 4 51N/67N

SC/VC 25 51/67

3I>

50BF 3I>

4 4 I->O

94/86

DESC BARRA&CB2

DESC BARRA

&CB1/2

CB3 DESC CB3

CB1

DESC CB1

CB2 Σ

3I>

50BF DESC CB1/3

I->O 94/86 DESC CB2

es05000273.vsd

(5)

Figura 3: En la figura se muestra una aplicación de protección típica para un transformador de tres deva- nados con disposiciones de un interruptor. El principio de puesta a tierra del sistema y el grupo de conexión variarán, lo que proporciona diferentes disposiciones detalladas para cada apli- cación.

IN>

4 4

3U>

2 2

3U<

2 2 I->O

51/67

51N/67N

59 27 94/86

87T 3Id/I>

IdN/I>

87N

IdN/I>

87N 3I>

50BF

3I>

4 4

IN>

4 4 51N/67N

SC/

VC 25 51/67

3I>

50BF 3I>

4 4 I->O

94/86

DESC BARRA

&CB1/2/3

CB2 DESC CB2

DESC CB1 CB1

CB3 3I>

4 4

3I>

DESC BARRA 50BF

&CB1/2

UN>

2 2 59N

t2 I->O DESC 94/86

es05000274.vsd

(6)

Figura 4: En la figura se muestra una aplicación de protección típica para un transformador de tres deva- nados con disposiciones de varios interruptores. El principio de puesta a tierra del sistema y el grupo de conexión variarán, lo que proporciona diferentes disposiciones detalladas para cada aplicación. Para cada interruptor se ofrece la función de fallo de interruptor.

IN>

4 4

3U>

2 2

3U<

2 2 I->O

51/67

51N/67N

59 27 94/86

87T 3Id/I>

IdN/I>

87N

IdN/I>

87N

3I>

50BF 3I>

4 4

IN>

4 4 51N/67N

SC/VC 25 51/67

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50BF 3I>

4 4 I->O

94/86

DESC BARRA&CB2/3/4

DESC BARRA

&CB1/2/4

CB3 DESC CB3

CB1

DESC CB1

CB2 Σ

3I>

50BF DESC CB1/3/4/X

I->O 94/86 DESC CB2

CB4 3I>

4 4

3I>

DESC BARRA 50BF

&CB1/2/3

DESC

UN>

2 2 59N

t2 I->O 94/86

es05000275.vsd

(7)

Funciones disponibles

ANSI Descripción de funciones Un interruptor, 2

devanados (A30) Varios interruptores, 2 devanados (B30)

Un interruptor, 3 devanados (A40)

Varios interruptores, 3 devanados (B40) Básico Opción

(Cantidad / diseño de opción)

Básico Opción (Cantidad / diseño de opción)

Protección diferencial

87T Protección diferencial de transformador, dos devanados (PDIF) 1 - 1 - - - - - 87T Protección diferencial de transformador, tres devanados (PDIF) - - - - 1 - 1 -

87N Protección de defecto a tierra restringida (PDIF) 2 - 2 - 2 1/A01 2 1/A01

87 Protección diferencial de alta impedancia (PDIF) - 3/A02 - 3/A02 - 3/A02 - 3/A02

Protección de distancia

21 Zonas de protección de distancia (PDIS) - 4/B02 - 4/B02 - 4/B02 - 4/B02

21 Selección de fase con delimitación de carga (PDIS) - 1/B02 - 1/B02 - 1/B02 - 1/B02

Impedancia direccional (RDIR) - 1/B02 - 1/B02 - 1/B02 - 1/B02

78 Detección de oscilación de potencia (RPSB) - 1/B02 - 1/B02 - 1/B02 - 1/B02

Protección de corriente

50 Protección de sobreintensidad de fase instantánea (PIOC) 2 - 2 - 3 - 3 -

51/67 Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas (POCM) 2 - 2 - 3 - 3 -

50N Protección de sobreintensidad residual instantánea (PIOC) 2 - 2 - 3 - 3 -

51N/67 N

Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas (PEFM) 2 - 2 - 3 - 3 -

49 Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo (PTTR)

1 1/C05 1 1/C05 2 1/C05 2 1/C05

50BF Protección de fallo de interruptor(RBRF) 2 - 4 - 3 - 6 -

52PD Protección de discordancia de polo (RPLD) 1 - 2 - 1 - 2 -

Protección de tensión

27 Protección de mínima tensión de dos etapas (PUVM) 1 1/D01 1 1/D01 1 2/D02 1 2/D02

59 Protección de sobretensión de dos etapas (POVM) 1 1/D01 1 1/D01 1 2/D02 1 2/D02

59N Protección de sobretensión residual de dos etapas (POVM) 1 1/D01 1 1/D01 1 2/D02 1 2/D02

24 Protección de sobreexcitación (PVPH) - 1/D03 - 1/D03 - 2/D04 - 2/D04

Protección de frecuencia

81 Protección de subfrecuencia (PTUF) - 6/E01 - 6/E01 - 6/E01 - 6/E01

81 Protección de sobrefrecuencia (PTOF) - 6/E01 - 6/E01 - 6/E01 - 6/E01

81 Protección de tasa de cambio de frecuencia (PFRC) - 6/E01 - 6/E01 - 6/E01 - 6/E01

Protección polivalente

Protección general de corriente y tensión (GAPC) - 6/F02 - 6/F02 - 6/F02 - 6/F02

Supervisión de sistema secundario

Supervisión de circuito de intensidad (RDIF) 2 - 3 - 3 - 5 -

Supervisión de fallo de fusible (RFUF) 3 - 3 - 3 - 3 -

Control

25 Comprobación de sincronismo y de energización (RSYN) 1 - 1 2/H01 1 3/H02 1 4/H03

Control de aparatos para una celda, máx. 15 aparatos (2 CB) incl.

enclavamiento (APC15)

- 1/H08 - 1/H08 - 1/H08 - -

Control de aparatos hasta 6 celdas, máx. 30 aparatos incl. encla- vamiento (APC30)

- - - - - - - 1/H09

Lógica

94 Lógica de disparo (PTRC) 2 - 3 - 5 - 6 -

Lógica de matriz de disparo (GGIO) 12 - 12 - 12 - 12 -

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Funcionalidad Protección diferencial

Protección diferencial de transformador (PDIF, 87T)

La función diferencial RET670 para transformado- res de dos y tres devanados dispone de compensa- ción de grupo vectorial y concordancia de relación de CT interna, que permite realizar la conexión directamente a CT principales conectados en estre- lla. La eliminación de corriente de secuencia cero se realiza internamente en el software.

La función puede disponer de hasta seis juegos tri- fásicos de entradas de corriente. Todas las entradas de corriente cuentan con funciones de limitación de la polarización en porcentaje, por lo que la fun- ción RET670 se puede utilizar para transformado- res de dos o tres devanados en disposiciones de estaciones con varios interruptores automáticos.

Supervisión

Medidas (MMXU) 3/10/3 - 3/10/3 - 3/10/3 - 3/10/3 -

Contador de eventos (GGIO) 5 - 5 - 5 - 5 -

Informe de perturbaciones (RDRE) 1 - 1 - 1 - 1 -

Medición

Lógica de contador de impulsos (GGIO) 16 - 16 - 16 - 16 -

Comunicación de estación

Comunicación IEC61850-8-1 1 - 1 - 1 - 1 -

Protocolo de comunicación LON 1 - 1 - 1 - 1 -

Protocolo de comunicación SPA 1 - 1 - 1 - 1 -

Protocolo de comunicación IEC60870-5-103 1 - 1 - 1 - 1 -

Mando simple, 16 señales 3 - 3 - 3 - 3 -

Mando múltiple y transmisión 60/10 - 60/10 - 60/10 - 60/10 -

Comunicación remota

Transferencia de señal binaria 4 - 4 - 4 - 4 -

ANSI Descripción de funciones Un interruptor, 2

devanados (A30) Varios interruptores, 2 devanados (B30)

Un interruptor, 3 devanados (A40)

Varios interruptores, 3 devanados (B40) Básico Opción

(Cantidad / diseño de opción)

Básico Opción (Cantidad / diseño de opción)

Aplicaciones de 2 devanados

Transformador de poten- cia de 2 devanados

Transformador de poten- cia de 2 devanados con devanado terciario de triángulo no conectado Transformador de poten- cia de 2 devanados con 2 interruptores automáticos en un lado

xx05000048.vsd

xx05000049.vsd

xx05000050.vsd

Transformador de poten- cia de 2 devanados con 2 interruptores automáticos y 2 juegos CT en ambos lados

Aplicaciones de 3 devanados

Transformador de poten- cia de 3 devanados con los tres devanados conecta- dos

Transformador de poten- cia de 3 devanados con 2 interruptores automáticos y 2 juegos CT en un lado

Autotransformador con 2 interruptores automáticos y 2 juegos CT en 2 de los 3 lados

Figura 5: Disposición de los grupos de CT para la protección diferencial y demás pro- tecciones

xx05000051.vsd

xx05000052.vsd

xx05000053.vsd

xx05000057.vsd

(9)

Los servicios de ajuste cubren las aplicaciones de la protección diferencial de todos los tipos de transformadores de potencia y autotransformado- res con o sin cambiador de tomas en carga, así como la reactancia shunt o un alimentador local de la estación. Se incluye una función de estabiliza- ción de adaptación para defectos pasantes impor- tantes. Al introducir la posición del cambiador de tomas, el detector de protección diferencial se puede ajustar en una sensibilidad óptima que cubra averías internas con un nivel bajo de averías.

Se incluye estabilización para corrientes de inser- ción respectivamente para condiciones de sobreex- citación. Se incluye también estabilización de adaptación para saturación de CT y corriente de inserción de restablecimiento del sistema para fal- tas externas. Se incluye protección de corriente diferencial ilimitada de ajuste alto rápido para dis- paros de alta velocidad a corrientes altas de averías internas.

La innovadora función de protección diferencial sensible, basada en la teoría de componentes simé- tricos, ofrece la mejor cobertura posible para defectos entre espiras de devanados de transforma- dores de potencia.

Protección de defecto a tierra restringida (PDIF, 87N)

En RET670 pueden incluirse tres funciones de defecto a tierra restringidas de baja impedancia. La función puede usarse en todos los devanados conectados a tierra directamente o de baja impe- dancia. La función de defecto a tierra restringida puede proporcionar mayor sensibilidad (hasta un 5%) y mayor velocidad, ya que mide de manera individual en cada devanado y, de este modo, no necesita estabilización armónica.

La función de baja impedancia es una función de porcentaje polarizado con criterios de comparación direccional de corriente de secuencia cero. Esto proporciona una excelente estabilidad para los defectos pasantes. La función permite usar diferen- tes tasas CT y magnetizar características en los núcleos de CT de fase y neutros, y mezclarlas con otras funciones e IED de protección en los mismos núcleos.

Figura 6: REF de baja impedancia autotransfor- mador

Protección diferencial de alta impedancia (PDIF, 87)

La protección diferencial de alta impedancia se puede utilizar cuando los núcleos del CT implica- dos tienen la misma relación de espiras y una característica de magnetización similar. Utiliza una suma externa de la corriente de neutro y de fases, así como una resistencia en serie y otra depen- diente de la tensión externamente al relé.

Protección de distancia

Zonas de protección de distancia (PDIS, 21)

La protección de distancia de es una protección completa de esquema de cuatro- zonas con tres lazos de defectos para defectos de fase a fase y tres lazos de defectos para defectos de fase a tierra para cada una de las zonas independientes. Los ajustes individuales para cada alcance resistivo y reactivo de zona proporcionan flexibilidad de uso como protección de compensación para el transformador conectado a líneas aéreas y a cables.

También dispone de una función para delimitación de carga, lo que aumenta la posibilidad de detectar defectos altamente resistentes en líneas excesiva- mente cargadas .

Las zonas de protección de distancia pueden ope- rar de forma independiente, en modo direccional (hacia delante o hacia atrás) o en modo no direc- cional.

Detección de oscilación de potencia (RPSB, 78)

Se pueden producir oscilaciones de potencia tras desconectar cargas pesadas o grandes plantas de generación.

La función de detección de oscilaciones de poten- cia se utiliza para detectar dichas oscilaciones e iniciar el bloqueo de zonas de protección de dis- tancia seleccionadas. Si existen corrientes de defectos a tierra durante una oscilación de poten- cia, se puede bloquear la función de detección de oscilaciones de potencia para poder eliminar el defecto.

Protección de corriente

Protección de sobreintensidad de fase instantánea (PIOC, 50)

La función de sobreintensidad de tres fases instan- tánea tiene un bajo sobrealcance transitorio y un tiempo corto de disparo para que se pueda usar como función de protección de cortocircuito con un ajuste alto, con el alcance limitado a menos del típico ochenta por ciento del línea de potencia a una impedancia de fuente mínima.

Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas (POCM, 51/67)

La función de sobreintensidad trifásica de cuatro

etapas tiene un retardo independiente o inverso para cada etapa por separado.

xx05000058.vsd

(10)

Se encuentran disponibles todas las características de retardo IEC y ANSI junto con una característica de tiempo opcional definida por el usuario.

La función se puede ajustar para que sea direccio- nal o no direccional de forma independiente para cada una de las etapas.

Protección de sobreintensidad de fase residual (PIOC, 50N)

La función de sobreintensidad de entrada única tiene tiempos cortos de disparo y bajo sobreal- cance momentáneo para poder utilizarla como fun- ción de protección contra cortocircuitos de ajuste alto, con el alcance limitado a un valor inferior al habitual del 80% del de la línea eléctrica a una impedancia de fuente mínima. La función se puede configurar para medir la intensidad residual de las entradas de corriente trifásica o la corriente de una entrada independiente.

Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas (PEFM, 51N/67N)

La función de sobreintensidad de entrada única de cuatro etapas tiene un retardo independiente o inverso para cada etapa por separado.

Se encuentran disponibles todas las características de retardo IEC y ANSI junto con una característica opcional definida por el usuario.

La función se puede ajustar para que sea direccio- nal, hacia delante, hacia atrás o no direccional de forma independiente para cada una de las etapas.

Se puede fijar un segundo bloqueo armónico indi- vidualmente para cada etapa.

La función se puede utilizar como protección prin- cipal para defectos de fase a tierra.

La función se puede configurar para medir la intensidad residual de las entradas de corriente tri- fásica o la corriente de una entrada independiente.

Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo (PTTR, 49)

Si la temperatura de un transformador de potencia alcanza valores demasiado altos, el equipo se podría dañar. El aislamiento del transformador ten- drá un envejecimiento forzado. Como consecuen- cia, aumentará el riesgo de defectos internos de fase a fase o fase a tierra. La temperatura alta degradará la calidad del aceite del transformador.

La protección de sobrecarga térmica calcula conti- nuamente la cantidad de calor interno del transfor- mador (temperatura). Este cálculo se realiza utilizando un modelo térmico del transformador con dos constantes de tiempo, que se basa en medi- ciones de corriente.

Existen dos niveles de advertencia. Esto permite realizar acciones en la red de energía eléctrica antes de que se alcancen temperaturas peligrosas.

Si la temperatura sigue aumentando hasta el valor

de disparo, la protección iniciará la desconexión del transformador protegido.

Protección de fallo de interruptor (RBRF, 50BF)

La función contra fallos de los interruptores auto- máticos garantiza el disparo rápido de respaldo de los interruptores automáticos adyacentes.

Como criterio de comprobación, se utiliza una fun- ción de comprobación de la corriente con un tiempo de reposición extremadamente corto para obtener una alta seguridad contra operaciones innecesarias.

La unidad se puede poner en funcionamiento monofásica o trifásicamente para poder utilizarla con aplicaciones de disparo monofásico. Los crite- rios de corriente se pueden ajustar en dos fases de cuatro (por ejemplo, dos fases o una fase más la corriente diferencial residual) para obtener una mayor seguridad.

La función se puede programar para proporcionar un redisparo monofásico o trifásico del propio interruptor automático a fin de evitar el disparo innecesario de los interruptores automáticos adya- centes en arranques incorrectos causados por erro- res durante la comprobación.

Protección de discordancia de polo (RPLD, 52PD)

Debido a fallos eléctricos o mecánicos, los inte- rruptores automáticos accionados por un solo polo pueden acabar con los distintos polos en posicio- nes diferentes (cierre-apertura). Esto puede provo- car corrientes negativas y de secuencia cero, lo cual causa tensión térmica en máquinas giratorias, pudiendo provocar un funcionamiento intempes- tivo de funciones de corriente de secuencia cero.

Normalmente, el propio interruptor automático se dispara para corregir las posiciones. Según la situación, el extremo remoto se puede interdisparar para eliminar la situación de carga asimétrica.

La función de discordancia de polo se activa según la información de contactos auxiliares del interrup- tor automático de las tres fases con criterios adi- cionales de corriente de fase asimétrica cuando se requiere.

Protección de tensión

Protección de mínima tensión de dos etapas (PUVM, 27)

Se pueden producir tensiones mínimas en la red de

energía eléctrica mientras hay averías o estados

irregulares. La función se puede utilizar para abrir

interruptores automáticos a fin de preparar el resta-

blecimiento del sistema en estados de indisponibi-

lidad de energía eléctrica o como respaldo

temporizado prolongado en la protección princi-

pal.

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La función cuenta con dos etapas de tensión, cada una con retardo independiente o inverso.

Protección de sobretensión de dos etapas (POVM, 59)

Se producirán sobretensiones en la red de energía eléctrica en estados irregulares, tales como pérdi- das repentinas de energía eléctrica, fallos de regu- lación del cambiador de tomas y extremos de línea abiertos en líneas largas.

La función se puede utilizar como detector de extremos de línea abiertos, normalmente en com- binación con la función de potencia de desborde direccional reactiva o como supervisión de la ten- sión del sistema, proporcionando normalmente sólo una alarma o activando bobinas de inductan- cia o desactivando baterías de condensadores para controlar la tensión.

La función cuenta con dos etapas de tensión, cada una con retardo independiente o inverso.

La función de sobretensión tiene una razón de reposición extremadamente alta que permite ajus- tar un valor próximo a la tensión de servicio del sistema.

Protección de sobretensión residual de dos etapas (POVM, 59N)

Se producirán tensiones residuales en la red de energía eléctrica durante defectos a tierra.

La función se puede configurar para calcular la tensión residual de los transformadores de entrada de tensión trifásica o de un transformador de entrada de tensión monofásica, recibida desde un transformador de tensión de punto neutro o de triángulo abierto.

La función cuenta con dos etapas de tensión, cada una con retardo independiente o inverso.

Protección de sobreexcitación (PVPH, 24) Cuando el núcleo laminado de un transformador de potencia está sometido a una densidad de flujo magnético superior a sus límites de diseño, entrará flujo vagabundo en los componentes no laminados que no están diseñados para transportar flujo y se producirán flujos de corrientes de Foucault. Las corrientes de Foucault pueden provocar un calen- tamiento excesivo y daños graves en el aislamiento y en los componentes adyacentes en un espacio de tiempo relativamente corto.

Protección de frecuencia

Protección de subfrecuencia (PTUF, 81) Se produce subfrecuencia como resultado de la falta de generación en la red.

La función se puede utilizar para sistemas de des- cargo de consumo, esquemas de acciones de repa- ración, arranque de turbinas de gas, etc.

La función dispone de un bloqueo de tensión mínima. La operación se puede basar en medicio- nes de tensión de secuencia positiva, monofásica o fase a fase.

Se encuentran disponibles hasta seis etapas de subfrecuencias independientes.

Protección de sobrefrecuencia (PTOF, 81) Se generará sobrefrecuencia al producirse caídas de carga repentinas o averías shunt en la red de energía eléctrica. En ciertos casos, los problemas del regulador de generación también pueden pro- vocar sobrefrecuencia.

La función se puede utilizar para esquemas de acciones de reparación, deslastre de generación, etc. También se puede usar como etapa de frecuen- cia subnominal de inicio de restauración de cargas.

La función dispone de un bloqueo de tensión mínima. La operación se puede basar en medicio- nes de tensión de secuencia positiva, monofásica o fase a fase.

Se encuentran disponibles hasta seis etapas de fre- cuencias independientes.

Protección de tasa de cambio de frecuencia (PFRC, 81)

La función de ritmo de cambio de frecuencia pro- porciona una indicación temprana de la existencia de perturbaciones principales en el sistema.

La función se puede utilizar para deslastre de generación, deslastre de carga, esquemas de accio- nes de reparación, etc.

La función dispone de un bloqueo de tensión mínima. La operación se puede basar en medicio- nes de tensión de secuencia positiva, monofásica o fase a fase.

Cada etapa permite diferenciar entre cambio de frecuencia positivo o negativo.

Se encuentran disponibles hasta seis etapas de tasa de cambio de frecuencia independientes.

Protección polivalente

Protección general de corriente y tensión (GAPC)

El módulo de protección se recomienda como pro- tección de socorro general con muchas áreas de aplicación posibles debido a sus servicios de media y ajuste flexibles.

La función de protección de sobreintensidad inte- grada tiene dos niveles de corriente ajustables.

Ambos pueden usarse con la característica de

tiempo definido o de tiempo inverso. Las etapas de

protección de sobreintensidad pueden hacerse

direccionales con la cantidad de polarización de

tensión seleccionable. Además, pueden estar con-

troladas/limitadas por la tensión o la corriente.

(12)

También está disponible el servicio de limitación del 2º armónico. Con una tensión de polarizado demasiado baja, la función de sobreintensidad se puede bloquear, hacer no direccional o hacer que use memoria de tensión de acuerdo con el ajuste del parámetro.

Además, dentro de cada función están disponibles dos etapas de sobretensión y dos de mínima ten- sión, ya sea con característica de tiempo definido o de tiempo inverso.

La función general se ajusta a aplicaciones con baja impedancia y soluciones de sobreintensidad controlada por tensión. La función general también se puede utilizar para aplicaciones de protección de transformador generador, donde normalmente se requieren componentes positivos, negativos o de secuencia cero de magnitudes de corriente y tensión.

Además, las aplicaciones de generador como ate- nuación de campo, alimentación accidental, sobre- carga de estátor o rotor, descarga disruptiva de interruptor automático y detección de fase abierta son algunas de las posibles disposiciones de pro- tección con estas funciones.

Supervisión del sistema secun- dario

Supervisión del circuito de intensidad (RDIF)

Si los núcleos de un transformador de intensidad están abiertos o en cortocircuito, se puede producir el funcionamiento intempestivo de las funciones de protección como, por ejemplo, las funciones de diferencial, de corriente de defecto a tierra y de corriente de secuencia inversa.

Es necesario recordar que el bloqueo de las funcio- nes de protección en un circuito CT que esté abierto implican que esta situación se va a mante- ner y que el circuito secundario estará sometido a tensiones muy elevadas.

La función de supervisión de circuito de intensidad compara la intensidad residual del conjunto trifá- sico de núcleos de un transformador de intensidad con la intensidad en el punto neutro de una entrada independiente tomada de otro conjunto de núcleos de un transformador de intensidad.

Si se detecta alguna diferencia, indicará que hay una avería en el circuito y se utilizará como alarma o para bloquear las funciones de protección que puedan ocasionar un disparo no deseado.

Supervisión de fallo de fusible (RFUF) Los fallos en los circuitos secundarios del transfor- mador de tensión pueden ocasionar el funciona- miento intempestivo de la protección de distancia, protección de mínima tensión, protección de ten- sión de punto neutro, función de alimentación (comprobación de sincronismo), etc. La función de

supervisión de fallo de fusible evita estos funcio- namientos intempestivos.

Hay tres métodos de detección de fallos de fusible.

Un método que se basa en la detección de tensión de secuencia cero sin que exista corriente de secuencia cero. Este principio resulta útil con los sistemas de tierra directa y permite detectar fallos de fusible en una o dos fases.

Un método que se basa en la detección de tensión de secuencia negativa sin que exista corriente de secuencia negativa. Este principio resulta útil con los sistemas sin tierra directa y permite detectar fallos de fusible en una o dos fases.

Un método que se basa en la detección de du/dt-di/dt, la variación de tensión se compara con la variación de corriente. Sólo la variación de ten- sión indica que haya un fallo de transformador de tensión. Este principio permite detectar fallos de fusible en una, dos o tres fases.

Control

Comprobación de sincronismo y de ener- gización (RSYN, 25)

La función de comprobación de sincronismo con- trola que las tensiones de ambos lados del interrup- tor automático están en sincronismo, o con al menos un lado sin tensión, para asegurar que la conexión se pueda realizar de forma segura.

La función incluye un esquema incorporado de selección de tensión para disposiciones de barra en anillo (de un interruptor y medio) o de doble barra.

La conexión manual y el reenganche automático se pueden comprobar mediante la función, y pueden tener distintos ajustes; por ejemplo, la diferencia de frecuencia permitida se puede ajustar a fin de admitir límites más amplios para el reenganche automático que para la conexión manual.

Control de aparatos (APC)

El control del aparato es una función que permite controlar y supervisar los interruptores automáti- cos, los seccionadores y los seccionadores de puesta a tierra existentes en una celda. Se propor- ciona la autorización correspondiente para operar tras evaluar las condiciones de otras funciones tales como enclavamiento, comprobación de sin- cronismo, selección del sitio del operador y blo- queos externos o internos.

Enclavamiento

La función de enclavamiento impide la posibilidad de accionar aparatos de conexión primarios, por ejemplo, si un seccionador se encuentra bajo carga, para evitar daños materiales y/o lesiones persona- les causadas por un accidente.

La función de control de cada aparato dispone de

módulos de enclavamiento incluidos para distintas

disposiciones de interruptores, en los que cada fun-

(13)

ción maneja el enclavamiento de una celda. La función de enclavamiento está distribuida en cada IED y no depende de la función central. Para el enclavamiento de toda la estación, los IED se comunican a través del bus intercelda del sistema (IEC 61850-8-1) o mediante entradas/salidas bina- rias cableadas. Las condiciones de enclavamiento dependen de la configuración de circuito y del estado de posición del aparato en cada momento.

Para facilitar la realización segura de la función de enclavamiento, el IED se suministra con módulos de enclavamiento dotados de software estándar ya probado y que disponen de lógica para las condi- ciones de enclavamiento. Las condiciones de enclavamiento se pueden alterar, de cara a cumplir los requisitos específicos del cliente, añadiendo lógica configurable mediante la herramienta de configuración gráfica.

Lógica

Lógica de disparo (PTRC, 94)

Se proporciona un bloque funcional de disparo de protección para cada interruptor automático impli- cado en el disparo de la avería. Ofrece la prolonga- ción del impulso para asegurar un impulso de disparo de suficiente longitud, así como toda la funcionalidad necesaria para la correcta coopera- ción con funciones de reenganche automático.

El bloque funcional de disparo incluye una funcio- nalidad para desarrollar la desconexión definitiva del interruptor automático y averías.

Lógica de matriz de disparo (GGIO, 94X) En el IED se incluyen doce bloques lógicos de matriz de disparo. Los bloques funcionales se utili- zan en la configuración del IED para enviar seña- les de disparo y demás señales de salida lógicas a los distintos relés de salida.

La matriz y las salidas físicas se visualizarán en la utilidad de ingeniería PCM600. Esto permitirá al usuario adaptar las señales a las salidas de disparo físicas según las necesidades específicas de la apli- cación.

Bloques de lógica configurable

Existe un gran número de bloques de lógica y de temporizadores para que el usuario adapte la confi- guración a las necesidades específicas de la aplica- ción.

Bloque funcional de señal fija

El bloque funcional de señal fija genera distintas señales predefinidas (fijas) que se pueden utilizar para la configuración de un terminal, bien para for- zar las entradas sin utilizar de los otros bloques funcionales hasta determinado valor o bien para crear determinada lógica.

Supervisión

Medidas (MMXU, MSQI)

La función de valor de servicio se utiliza para obtener información en línea del IED. Estos valo- res de servicio permiten visualizar información en línea en el HMI local sobre:

• medidas de tensiones, corrientes, frecuencia, potencia activa, reactiva y aparente, y factor de potencia,

• los fasores primarios y secundarios,

• corrientes diferenciales, corrientes de polariza- ción,

• corrientes y tensiones positivas, negativas y de secuencia cero,

• mA,

• contadores de impulsos,

• valores medidos y otra información de diferen- tes parámetros de las funciones incluidas,

• valores lógicos de todas las entradas y salidas binarias e

• información IED general.

Supervisión de señales de entrada mA (MVGGIO)

El principal objetivo de la función es medir y pro- cesar señales de diferentes transductores de medida. Muchos dispositivos usados en el control de procesos representan varios parámetros como, por ejemplo, frecuencia, temperatura y tensión de batería DC como valores de corriente bajos, nor- malmente en el margen 4-20 mA o 0-20 mA.

Los límites de alarma se pueden ajustar y usar como disparos, por ejemplo, para generar señales de disparo o alarma.

La función requiere que el IED esté equipado con el módulo de entrada mA.

Contador de eventos (GGIO)

La función consta de seis contadores que se utili- zan para almacenar el número de veces que se ha activado cada uno de los contadores. También dis- pone de una función de bloqueo común para los seis contadores, que se puede utilizar, por ejemplo, para realizar pruebas. Cada contador se puede acti- var o desactivar por separado mediante el ajuste de un parámetro.

Informe de perturbaciones (RDRE) Las funciones de informe de perturbaciones son las que permiten obtener datos completos y fiables sobre las perturbaciones en el sistema primario y/o secundario junto con un registro de continuo de los eventos.

El informe de perturbaciones, que se incluye siem-

pre con el IED, captura una muestra de los datos de

todas las entradas analógicas y señales binarias

seleccionadas que estén conectadas al bloque fun-

cional, es decir, de un máximo de 40 señales analó-

gicas y 96 señales binarias.

(14)

Los informes de perturbaciones incluyen varias funciones bajo un mismo nombre:

• Lista de eventos (EL)

• Indicaciones (IND)

• Registro de eventos (ER)

• Registro de valores de disparo (TVR)

• Registrador de perturbaciones (DR)

Estas funciones se caracterizan por una gran flexi- bilidad en cuanto a la configuración, condiciones de arranque, tiempos de registro y gran capacidad de almacenamiento.

Una perturbación se puede definir como la activa- ción de una entrada en los bloques funcionales DRAx o DRBy que está configurada para disparar el registrador de perturbaciones. En el registro se incluirán todas las señales desde inicio del periodo previo a la avería hasta el final del periodo poste- rior a la avería.

Todos los registros del informe de perturbaciones se guardan en el IED en formato Comtrade están- dar. Lo mismo sucede con todos los eventos, que se van guardando continuamente en una memoria intermedia. La interfaz persona-máquina local (LHMI) se utiliza para buscar los registros, pero también es posible leer los archivos de informe de perturbaciones desde el PCM600 (administrador de IED de protección y control) y realizar análisis adicionales con la herramienta de manejo de per- turbaciones.

Lista de eventos (RDRE)

El registro continuo de eventos resulta útil para supervisar el sistema desde una perspectiva gene- ral, y es un complemento de las funciones específi- cas del registrador de perturbaciones.

En la lista de eventos se registran todas las señales de entradas binarias conectadas con la función de informe de perturbaciones. La lista puede contener hasta 1.000 eventos con marca de tiempo almace- nados en una memoria intermedia.

Indicaciones (RDRE)

Para obtener información fiable, resumida y con rapidez sobre perturbaciones existentes en el sis- tema principal o en el secundario, es importante conocer, por ejemplo, las señales binarias que han cambiado de estado durante una perturbación. Esta información se utiliza en una perspectiva corta para obtener información mediante la LHMI de una forma sencilla.

Hay tres LED en la LHMI (verde, amarillo y rojo), que muestran información de estado sobre el IED y la función de informe de perturbaciones (acti- vada).

La función de lista de indicaciones muestra todas las señales de entradas binarias seleccionadas, conectadas con la función de informe de perturba-

ciones que han cambiado de estado durante una perturbación.

Registro de eventos (RDRE)

Es fundamental contar con una información rápida, completa y fiable sobre perturbaciones existentes en el sistema principal o en el secunda- rio (por ejemplo, eventos con marca de tiempo registrados durante perturbaciones). Esta informa- ción se utiliza para distintos fines a corto plazo (por ejemplo, acciones correctivas) y a largo plazo (por ejemplo, análisis funcionales).

El registro de eventos registra todas las señales de entradas binarias seleccionadas, conectadas con la función de informe de perturbaciones. Cada regis- tro puede contener hasta 150 eventos con marca de tiempo.

La información del registro de eventos se puede utilizar para las perturbaciones localmente en el IED.

La información de registro de eventos es una parte integrada del registro de perturbaciones (archivo Comtrade).

Registro de valores de disparo (RDRE) La información sobre los valores de la avería y los previos a ésta relativos a corrientes y tensiones es fundamental para evaluar las perturbaciones.

El registro de valores de disparo calcula los valo- res de todas las señales de entrada analógica selec- cionadas, conectadas con la función de informe de perturbaciones. El resultado es el ángulo de retardo y magnitud antes y durante la avería por cada señal de entrada analógica.

La información del registro de valores de disparo se puede utilizar para las perturbaciones local- mente en el IED.

La información del registro de valores de disparo es una parte integrada del registro de perturbacio- nes (archivo Comtrade).

Registrador de perturbaciones (RDRE) La función del registrador de perturbaciones pro- porciona una información rápida, completa y fide- digna sobre las perturbaciones en la red de energía.

Facilita la comprensión del comportamiento del sistema y de los equipo primario y secundario aso- ciados, durante y después de una perturbación. La información grabada se utiliza para diferentes fines en una perspectiva corta (p. ej. acciones correctivas) y en una perspectiva larga (p. ej. análi- sis funcional).

El registrador de perturbaciones adquiere datos

simples de todas las señales seleccionadas de

entrada análoga y binarias conectadas a la función

de informe de perturbaciones (máximo 40 señales

análogas y 96 binarias). Las señales binarias son

las mismas señales que están disponibles en la fun-

ción de registro de eventos.

(15)

La función se caracteriza por una gran flexibilidad y no depende de la operación de funciones de pro- tección. Puede registrar perturbaciones no detecta- das por funciones de protección.

La información del registrador de perturbaciones sobre las últimas 100 perturbaciones se guarda en el IED y se usa la interfaz persona-máquina local LHMI) para ver la lista de registros.

Función de eventos (EV)

Cuando se usa un sistema de automatización de subestación con comunicación LON o SPA, los eventos con marca de tiempo se pueden enviar en cambios o cíclicamente desde el IED hasta el nivel de estación. Estos eventos se crean a partir de cual- quier señal disponible en el IED que esté conec- tado al bloque de función de eventos. El bloque de función de eventos se usa para la comunicación LON y SPA.

Los valores de indicación analógicos y dobles tam- bién se transfieren a través del bloque de eventos.

Medición

Lógica de contador de impulsos (GGIO) La función lógica de contador de impulsos cuenta los impulsos binarios de generación externa (por ejemplo, impulsos procedentes de un contador de energía externo) para calcular los valores de con- sumo de energía. El módulo de entrada binaria captura los impulsos y, a continuación, la función de contador de impulsos los lee. Se puede utilizar un valor de servicio a escala mediante el bus de estación. Para obtener esta funcionalidad, se debe pedir el módulo especial de entrada binaria con capacidades mejoradas de recuento de impulsos.

Funciones básicas del IED

Sincronización horaria

Utilice el selector de origen de sincronización horaria para definir el origen común de tiempo absoluto para el IED cuando forme parte de pro- tección. Esto hace que sea posible comparar los datos de eventos y perturbaciones entre todos los IED en un sistema SA.

Interfaz persona-máquina

La interfaz persona-máquina local está disponible en modelos de tamaño pequeño y medio. La prin- cipal diferencia entre los dos es el tamaño del

LCD. El LCD de tamaño pequeño tiene cuatro líneas y el LCD de tamaño medio puede mostrar el diagrama unifilar hasta 15 objetos.

La interfaz persona-máquina local está equipada con un LCD que puede mostrar un diagrama unifi- lar hasta 15 objetos.

La interfaz persona-máquina local es simple y fácil de comprender; toda la placa frontal está dividida en zonas, cada una de ellas con una funcionalidad bien definida:

• LED de indicación de estado

• LED de indicación de alarma que consta de 15 LED (6 rojos y 9 amarillos) con una etiqueta que puede imprimir el usuario. Todos los LED se pueden configurar desde la herramienta PCM600

• Pantalla de cristal líquido (LCD)

• Teclado numérico con botones para fines de control y navegación, conmutador para selec- cionar entre control local y remoto, y reposi- ción

• Puerto de comunicación RJ45 aislado

Figura 7: HMI gráfico pequeño

(16)

Figura 8: HMI gráfico medio, 15 objetos contro- lables

Comunicación de estación

Información general

Cada IED está provisto de una interfaz de comuni- cación que le permite conectarse a uno o varios sistemas de nivel de subestación, ya sea en el bus de Automatización de Subestación (SA) o en el bus de Supervisión de Subestación (SM).

Están disponibles los siguientes protocolos de comunicación:

• Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1

• Protocolo de comunicación LON

• Protocolo de comunicación SPA o IEC 60870-5-103

En teoría, todos los protocolos pueden combinarse en el mismo sistema.

Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1 Se proporcionan puertos Ethernet ópticos únicos o dobles de la nueva norma de comunicación IEC61850-8-1 de subestación para el bus de esta- ción. La norma IEC61850-8-1 permite que dispo- sitivos inteligentes (IED) de distintos proveedores intercambien información, y simplifica la ingenie- ría SA. La comunicación punto a punto según GOOSE forma parte de la norma.

Comunicación serie, LON

Las estaciones existentes con LON de bus de esta- ción de ABB se pueden ampliar con el uso de la interfaz LON óptica. Esto permite una funcionali-

dad completa de SA que incluye mensajería punto a punto y cooperación entre los IED de ABB exis- tentes y el nuevo IED REx670.

Protocolo de comunicación SPA

Para el protocolo SPA de ABB se proporciona un puerto de vidrio o plástico. Esto permite extensio- nes de sistemas de automatización de subestacio- nes simples, pero el uso principal es para sistemas de supervisión de subestaciones (SMS).

Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103

Para la norma IEC60870-5-103 se proporciona un puerto de vidrio o plástico. Esto permite el diseño de sistemas de automatización de subestaciones simples que incluyen equipos de diferentes pro- veedores. Permite la lectura de archivos de pertur- baciones.

Mando simple, 16 señales

Los IED pueden recibir comandos bien desde un sistema automático de subestación, bien desde la interfaz persona-máquina local, HMI. El bloque funcional de comandos dispone de salidas que se pueden utilizar, por ejemplo, para controlar apara- tos de alta tensión o para otras funciones que defina el usuario.

Transmisión y comando múltiple

Cuando se utilizan 670 IED en sistemas de auto- matización de subestaciones con protocolos de comunicación LON, SPA o IEC60870-5-103, se usan bloques de la función de comando múltiple y evento como interfaz de comunicación para comu- nicaciones verticales con la estación HMI y la puerta de enlace, y como interfaz para comunica- ción punto a punto horizontal (sobre LON sola- mente).

Comunicación remota

Transferencia de señal binaria al extremo remoto, 6 x 32 señales

Cada uno de los seis bloques funcionales de trans- ferencia de señal binaria se puede utilizar para enviar y recibir 32 señales relativas al esquema de comunicación, transferir señales de disparo y/o otras señales binarias entre los IED locales y/o remotos. Un IED se puede comunicar con un cua- tro IED como máximo mediante el módulo de comunicación de datos (LDCM).

Módulo de comunicación de datos de línea, corto alcance

El módulo de comunicación de datos de línea

(LDCM) se utiliza para la comunicación entre los

IED o desde el IED hacia un convertidor de óptico

a eléctrico con interfaz G.703 ubicado a una distan-

cia <3 km. El módulo LDCM envía y recibe los

datos, hacia y desde otro módulo LDCM. Se uti-

liza el formato estándar IEEE/ANSI C37.94.

(17)

Interfaz galvánica G.703

El convertidor de comunicación de datos galvá- nico externo G.703 realiza la conversión de óptico

a galvánico para la conexión al multiplexor. Estos módulos están diseñados para funcionamiento a 64 kbit/s.

Descripción del hardware

Módulos hardware

Módulo de alimentación (PSM)

El módulo de alimentación se utiliza para propor- cionar las tensiones internas correctas y un total seccionamiento entre el terminal y el sistema de batería. Se puede utilizar una salida de alarma de fallos interna.

Módulo de entrada binaria (BIM)

El módulo de entrada binaria cuenta con 16 entra- das ópticamente aisladas y se encuentra disponible en dos versiones, una estándar y otra con capacida- des mejoradas de recuento de impulsos de las entradas que se vayan a utilizar con la función de contador de impulsos. Las entradas binarias se pueden programar libremente y se pueden utilizar para la entrada de señales lógicas de cualquiera de las funciones. Igualmente, se pueden incluir en las funciones de registro de eventos y de perturbacio- nes. Esto permite supervisar y evaluar amplia- mente el funcionamiento del IED y todos los circuitos eléctricos asociados.

Módulos de salida binaria (BOM)

El módulo de salida binaria cuenta con 24 relés de salida independientes y se utiliza para la salida de disparo o con cualquier otro fin de señalización.

Módulo de entrada/salida binaria (IOM) El módulo de entrada/salida binaria se utiliza cuando se necesitan pocos canales de entrada y salida. Los diez canales de salida estándar se emplean para la salida de disparo o con cualquier finalidad de señalización. Los dos canales de salida de señal de alta velocidad se utilizan para aplicaciones en que es muy importante un tiempo de funcionamiento corto. Ocho entradas binarias con aislamiento óptico ofrecen la información de entrada binaria necesaria.

Módulo de entrada mA (MIM)

El módulo de entrada de milliamperios se utiliza como interfaz de señales de transductor en el inter-

valo de –20 a +20 mA desde, por ejemplo, los transductores de posición OLTC, temperatura o presión. El módulo dispone de seis canales inde- pendientes con separación galvánica.

Módulo de entrada de transformador (TRM)

El módulo de entrada del transformador se usa para separar galvánicamente y transformar las corrientes secundarias y las tensiones generadas por los transformadores de medida. El módulo tiene doce entradas en diferentes combinaciones.

Módulo de comunicación serie SPA/IEC 60870-5-103 y LON (SLM)

El módulo de canal serie y de canal LON se utiliza para conectar un IED al sistema de comunicación que utilice SPA, LON o IEC60870–5–103. El módulo dispone de dos puertos ópticos para plás- tico/plástico, plástico/vidrio o vidrio/vidrio.

Módulo ethernet óptico (OEM)

El módulo óptico de red Ethernet rápida se utiliza para conectar un IED a los buses de comunicación (como el bus de estación) que empleen el proto- colo IEC 61850-8-1. El módulo dispone de uno o dos puertos ópticos con conectores ST.

Módulo de comunicación de datos de línea (LDCM)

El módulo de comunicación de datos de línea se utiliza para la transmisión de la señal binaria. El módulo dispone de un puerto óptico con conecto- res ST.

Unidad resistiva de alta impedancia

La unidad resistiva de alta impedancia, con resis-

tencias para ajuste de valor de detección y resisten-

cia dependiente de la tensión, está disponible en

unidad monofásica y en unidad trifásica. Los dos

se montan en una placa de aparato de 1/1 19 pulga-

das con terminales de compresión.

(18)

Diseño y dimensiones

Dimensiones

Alternativas de montaje

Están disponibles las siguientes alternativas de montaje (protección IP40 desde la parte frontal):

• Kit de montaje en rack 19”

• Kit de montaje empotrado con dimensiones de corte:

- tamaño de caja 1/2 (altura) 259,3 mm (anchura) 210,1 mm

- tamaño de caja 3/4 (altura) 259,3 mm (anchura) 322,4 mm

- tamaño de caja 1/1 (altura) 259,3 mm (anchura) 434,7 mm

• Kit de montaje mural

Consulte en el pedido las distintas alternativas de montaje disponibles.

Figura 9: Caja 1/2 x 19” con cubierta posterior Figura 10: Montaje adyacente

Tamaño de caja A B C D E F

6U, 1/2 x 19” 265.9 223.7 201.1 242.1 252.9 205.7

6U, 3/4 x 19” 265.9 336.0 201.1 242.1 252.9 318.0

6U, 1/1 x 19” 265.9 448.1 201.1 242.1 252.9 430.3

(mm) xx05000003.vsd

B C

E F

A

D

xx05000004.vsd

(19)

Diagramas de conexión

Tabla 1: Designaciones para contenedor 1/2 x 19” con 1 ranura TRM

Tabla 2: Designaciones para contenedor 3/4 x 19” con 2 ranuras TRM

Tabla 3: Designaciones para contenedores 1/1 x 19” con 2 ranuras TRM Módulo Posiciones de atrás

PSM X11

BIM, BOM o IOM X31 y X32 etc. hasta X51 y X52

GSM X51

SLM X301:A, B, C, D

LDCM X302:A, B

LDCM X303:A, B

OEM X311:A, B, C, D

LDCM X312:A, B

LDCM X313:A, B

TRM X401

Módulo Posiciones de atrás

PSM X11

BIM, BOM, IOM o MIM X31 y X32 etc. hasta X71 y X72

GSM X71

SLM X301:A, B, C, D

LDCM X302:A, B

LDCM X303:A, B

OEM X311:A, B, C, D

LDCM X312:A, B

LDCM X313:A, B

TRM X401, 411

Módulo Posiciones traseras

PSM X11

BIM, BOM o IOM X31 y X32 etc. a X131 y X132

MIM X31, X41, etc. o X131

GSM X131

SLM X301:A, B, C, D

LDCM X302:A, B

LDCM X303:A, B

OEM X311:A, B, C, D

LDCM X312:A, B

LDCM X313:A, B

TRM 1 X401

TRM 2 X411

(20)

Figura 11: Módulo de entrada de transformador (TRM)

Designación de entrada CT/VT según la figura 11 Configuración de

corriente/ten- sión (50/60 Hz)

AI01 AI02 AI03 AI04 AI05 AI06 AI07 AI08 AI09 AI10 AI11 AI12

9I y 3U, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 0-220V 0-220V 0-220V

9I y 3U, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 0-220V 0-220V 0-220V

5I, 1A y 4I, 5A y 3U

1A 1A 1A 1A 1A 5A 5A 5A 5A 0-220V 0-220V 0-220V

6I y 6U, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 0-220V 0-220V 0-220V 0-220V 0-220V 0-220V 6I y 6U, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 0-220V 0-220V 0-220V 0-220V 0-220V 0-220V

6I, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A - - - - - -

6I, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A - - - - - -

Figura 12: Módulo de entrada binaria (BIM). Los contactos de entrada con el nombre XA corresponden a las posi- ciones X31, X41, etc. de la parte posterior y los contac- tos de entrada con el nombre XB a las posiciones X32, X42, etc. de la parte posterior.

Figura 13: Módulo de entrada mA (MIM)

(21)

Figura 14: Módulo de entrada/salida binaria (IOM). Los contactos de entrada con el nombre XA corresponden a las posiciones X31, X41, etc. de la parte poste- rior y los contactos de salida con el nombre XB a las posiciones X32, X42, etc. de la parte posterior.

Figura 15: Interfaces de comunicación (OEM, LDCM, SLM y HMI)

Notas para la figura 15 1)

2) 3) 4) 5)

Puerto de comunicación trasero IEC 61850, conector ST

Puerto de comunicación trasero C37,94, conector ST Puerto de comunicación trasero SPA, LON e IEC103 Puerto de comunicación trasero SPA, LON e IEC103 Puerto de comunicación frontal, conector RJ45

Figura 16: Módulo de alimentación (PSM)

Figura 17: Módulo de sincronización horaria GPS

(GSM)

(22)

Figura 18: Módulo de salida binaria (BOM). Los contactos de salida con el nombre XA corresponden a las

posiciones X31, X41, etc. de la parte posterior y los contactos de salida con el nombre XB a las

posiciones X32, X42, etc. de la parte posterior.

(23)

Figura 19: Diagrama de conexión típico de un transformador de dos devanados con disposición de un interruptor. ¡Atención! Se incluye IO