Serie 650 Relion. Protección de generadores REG650 Guía de Producto

Guía de Producto

Contenido

1. Descripción general de la serie 650...3

2. Aplicación...3

3. Funciones disponibles...6

4. Protección diferencial...13

5. Protección de impedancia...14

6. Protección de corriente...15

7. Protecciones de tensión...17

8. Protección de frecuencia...19

9. Supervisión del sistema secundario...19

10. Control...20

11. Lógica...22

12. Monitorización...24

13. Mediciones...26

14. Interfaz hombre-máquina...26

15. Funciones básicas del IED...27

16. Comunicación de estación...28

17. Descripción del hardware...30

18. Diagramas de conexión...31

19. Datos técnicos...32

20. Pedidos de IED personalizados...65

21. Pedidos de IED configurados...69

22. Pedido de accesorios...71

Renuncia

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2 ABB

1. Descripción general de la serie 650

Un mismo IED puede proporcionar protección para una amplia variedad de aplicaciones, control de dispositivos de conmutación con enclavamiento y monitorización.

Los IED de la serie 650 ofrecen soluciones personalizadas y configuradas. Con los IED personalizados, usted dispone de libertad para adaptar completamente la funcionalidad a sus necesidades.

Los IED de la serie 650 ofrecen soluciones "llave en mano"

óptimas. Se configura con una completa funcionalidad de protección y parámetros predeterminados para satisfacer las necesidades de una amplia variedad de aplicaciones para redes de generación, transmisión y subtransmisión.

Los IED de la serie 650 abarcan:

• Versiones personalizadas que proporcionan la posibilidad de adaptar la funcionalidad a las necesidades de aplicación para protección y control en un mismo IED.

• Las soluciones de las versiones configuradas están totalmente listas para su uso y optimizadas para una amplia variedad de aplicaciones para redes de generación, transmisión y subtransmisión.

• Compatibilidad con nombres definidos por el usuario en el idioma local para señales y funciones.

• Ajustes de parámetros minimizados basados en reglas, basados en valores predeterminados y el concepto global de valores de base de ABB. Usted sólo necesita ajustar los parámetros específicos para su propia aplicación instalada y activada.

• Mensajería GOOSE para comunicación horizontal en bus de estación redundante de conmutación suave de acuerdo con la norma IEC62439–3 ed2 PRP.

• HMI de mayor funcionalidad, con 15 LEDs de indicación dinámicos en tres colores por página y en un máximo de tres páginas, y botones configurables de método abreviado para diferentes acciones.

• Etiquetas de texto LED programables.

• Entradas ajustables de corriente nominal de 1 A / 5 A.

• Control de acceso basado en roles con contraseñas independientes y comunicación FTPS encriptada.

Autentificación y registro gestionados de todas las actividades del usuario.

2. Aplicación

REG650 se utiliza para la protección y monitorización de centrales de generación eléctrica. El IED es especialmente

adecuado para aplicaciones en sistemas de control

distribuido con una alta demanda de fiabilidad. Está pensado principalmente para pequeñas y medianas centrales de generación. El control de aparatos para un máximo de 8 aparatos con enclavamiento puede incluirse en un IED mediante la ingeniería de bloques funcionales

REG670 se puede utilizar cuando se necesitan sistemas de protección más extensivos o junto con REG650 para proporcionar esquemas redundantes.

Existe un amplio rango de funciones de protección para lograr una protección completa y confiable para distintos tipos de centrales de generación, como por ejemplo centrales hidroeléctricas y termoeléctricas. Esto permite la adaptación a los requisitos de protección de la mayoría de las centrales de generación eléctrica.

Existen funciones de protección para detectar y despejar faltas internas, como cortocircuitos y faltas a tierra en el estátor del generador, faltas a tierra en el rotor del generador, cortocircuitos y faltas a tierra en el transformador de unidad, y faltas en el sistema eléctrico externo, que provienen de la central de generación eléctrica.

Se han definido dos paquetes para las siguientes aplicaciones:

• IED de protección del generador con protección diferencial de generador (B01)

• IED de protección de la unidad generador-transformador con protección diferencial de transformador (B05) En muchas centrales de generación eléctrica, el sistema de protección se puede diseñar con una combinación de los dos paquetes, es decir, dos IEDs, ya sea del mismo tipo o diferentes; lo cual proporciona protección redundante para una unidad de generación (generador y transformador de unidad), según los requisitos de diseño de cada central.

Los paquetes ya están configurados y listos para ser usados.

Las entradas analógicas y los circuitos de entradas y salidas binarias están predefinidos.

El IED configurado se puede cambiar y adaptar con la

herramienta de configuración gráfica.

A, B, C or D

~

59N UN>

STEF PHIZ 59THD U3d/N

REG650-B01 TR PTTR

49 Ith

LEX PDIS 40

OEX PVPH 24 U/f>

UV2 PTUV 27 3U<

OV2 PTOV 59 3U>

OC4 PTOC 51 3I>

GEN PDIF 87G 3Id/I

SA PTUF 81U f<

Subestación de AT 110kV

VR PVOC 51V I>/U<

ZGC PDIS 21 Z<

AEG GAPC 50AE U</I>

SA PTOF 81O f>

Y Y

SDD RFUF 60FL

Nota:

1) Entrada para funciones de sobreintensidad no direccional independiente y sobrecarga. Puede usarse para fines diferentes (p.ej. protección de sobreintensidad para transformador auxiliar o transformador de excitación o transformador elevador de lado de AT)

I U

NS2 PTOC 46 I2>

OC4 PTOC 51 3I>

CC RPLD

52PD PD

CC RBRF 50BF 3I> BF Y Y

Interruptor de generador Transformador

auxiliar Transformador

de unidad 29 MVA 121/11 kV

YNd5

Transformador de excitación

HV CB

ROV2 PTOV 59N 3Uo>

TR PTTR

49 Ith

OOS PPAM

78 Ucos

SES RSYN

25 SC

1)

2) 3)

3) Entrada para función de falta a tierra direccional independiente (sensible). Puede usarse para distintos fines (p. ej. como protección de falta a tierra de rotor con RXTTE4 o falta a tierra de estator para generadores que funcionan en paralelo).

Inte rrup tor de

cam po

HZ PDIF

87N IdN

2) Entrada para función de falta a tierra no direccional independiente. Puede usarse para distintos fines (p. ej. como protección de falta a tierra de estator o protección entre espiras para generadores con devanado dividido, o incluso protección de falta a tierra de lado de AT). También puede usarse para protección REF de alta impedancia.

ROV2 PTOV 59N 3Uo>

CV MMXN Med.

GUP PDUP 37

GOP PDOP 32 P>

Módulo TRM con 4I+1I*+5U Módulo AIM con 6I+4U

¤)

¤) Requiere núcleos de TC dedicados, resistencia externa y Metrosil para un funcionamiento correcto

V MSQI 47 U2>

EF4 PTOC 67N SDE PSDE 67N

Protección de falta a tierra de rotor 64R

GOP PDOP 32

SA PFRC 81R df/dt

390kVA 11/0.37kV

Dyn11 50/5

1600/5

1600/5

10/1 1.6MVA

11/0.4kV

EF4 PTOC 51N IN>

200/1

100/5 2500/5

1000

29MVA 11kV 150rpm

RX TT E4 D

C B

A

H J, G or H 200/5

G

Y

J

C MSQI Med.

=IEC10000299=3=es=Original.vsd Q>

P<

IN> IN> <

IEC 61850 Función activada

en ajustes

Función desactivada en ajustes

IEC61850 IEC61850 IEC

ANSI ANSI IEC

IEC10000299 V3 ES

Figura 1. IED de protección del generador con protección diferencial de generador (B01)

IEC10000300 V3 ES

Figura 2. IED de protección de la unidad generador-transformador con protección diferencial de transformador (B05)

3. Funciones disponibles

Principales funciones de protección

IEC 61850 o Nombre de función

ANSI Descripción de la función Generador

REG650 REG650 (B01) Gen diff REG650 (B05) Gen+Trafo diff

Protección diferencial

T3WPDIF 87T Protección diferencial de transformador, tres devanados 0–1 1

REFPDIF 87N Protección restringida contra faltas a tierra de baja impedancia 0–1

HZPDIF 87 Protección diferencial monofásica de alta impedancia 0–1 1 1

GENPDIF 87G Protección diferencial de generador 0–1 1

Protección de impedancia

ZMRPSB 68 Detección de oscilaciones de potencia 0–1

ZGCPDIS 21G Protección de subimpedancia para generadores y transformadores 0–1 1 1

LEXPDIS 40 Pérdida de excitación 0–1 1 1

OOSPPAM 78 Protección contra pérdida de sincronismo 0–1 1 1

LEPDIS Delimitación de carga 0–1 1 1

Funciones de protección de respaldo

IEC 61850 o Nombre de función

ANSI Descripción de la función Generador

REG650 REG650 (B01) Gen diff REG650 (B05) Gen+Trafo diff

Protección de corriente

OC4PTOC 51/67 Protección de sobreintensidad de fases de cuatro etapas, salida trifásica 0–2 2 2 EF4PTOC 51N/67N Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas, dirección de

secuencia cero/negativa

0–2 2 2

SDEPSDE 67N Protección de sobreintensidad y potencia residual, direccional y sensible 0–1 1 1

TRPTTR 49 Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo 0–2 2 2

CCRBRF 50BF Protección de fallo de interruptor, activación y salida trifásicas 0–1 1 1

CCRPLD 52PD Protección de discordancia de polos 0–1 1 1

GUPPDUP 37 Protección de mínima potencia direccional 0–1 1 1

GOPPDOP 32 Protección de máxima potencia direccional 0–2 2 2

AEGGAPC 50AE Protección de energización accidental para generadores síncronos 1 1 1

NS2PTOC 46I2 Protección de sobreintensidad de tiempo de secuencia negativa para máquinas 1 1 1

VRPVOC 51V Protección de sobreintensidad de tiempo restringida por tensión 1 1 1

Protección de tensión

UV2PTUV 27 Protección de subtensión de dos etapas 0–1 1 1

OV2PTOV 59 Protección de sobretensión de dos etapas 0–1 1 1

ROV2PTOV 59N Protección de sobretensión residual de dos etapas 0–2 2 2

OEXPVPH 24 Protección de sobreexcitación 0–1 1 1

STEFPHIZ 59THD Protección contra faltas a tierra del estátor al 100%, basada en el tercer armónico

0–1 1 1

Protección de frecuencia

SAPTUF 81 Función de subfrecuencia 0–4 4 4

SAPTOF 81 Función de sobrefrecuencia 0–4 4 4

SAPFRC 81 Protección de derivada de la frecuencia 0–2 2 2

Funciones de control y monitorización

IEC 61850 o Nombre de función

ANSI Descripción de la función Generador

REG650 REG650 (B01) Gen diff REG650 (B05) Gen+Trafo diff

Control

SESRSYN 25 Comprobación de sincronismo, comprobación de energización y

sincronización 0–1 1 1

SLGGIO Conmutador giratorio lógico para selección de funciones y presentación en HMI local

15 15 15

VSGGIO Miniconmutador selector 20 20 20

DPGGIO Funciones de E/S de punto doble según la norma de comunicaciones IEC

61850 16 16 16

SPC8GGIO Ocho señales de control genérico de un solo punto 5 5 5

AUTOBITS Bits de automatización, función de órdenes para DNP3.0 3 3 3

I103CMD Órdenes de funciones para IEC60870-5-103 1 1 1

I103IEDCMD Órdenes del IED para IEC60870-5-103 1 1 1

I103USRCMD Órdenes de funciones definidas por el usuario para IEC60870-5-103 4 4 4

I103GENCMD Órdenes de funciones genéricas para IEC60870-5-103 50 50 50

I103POSCMD Órdenes del IED con posición y selección para IEC60870-5-103 50 50 50

Control y enclavamiento de aparatos

APC8 Control de aparatos para una bahía, máx. 8 aparatos (1 interruptor) incl.

enclavamiento 0–1

QCBAY Control de bahía 1 1 1

LOCREM Manejo de posiciones del conmutador LR 1 1 1

LOCREMCTRL Control a través de HMI local de la fuente permitida para maniobras (PSTO) 1 1 1

CBC1 Control de interruptores para 1 interruptor 0–1 1

CBC2 Control de interruptores para 2 interruptores 0–1 1

Supervisión del sistema secundario

SDDRFUF Supervisión de fallo de fusible 0–1 1 1

TCSSCBR Monitorización del circuito de cierre/disparo del interruptor 3 3 3

Lógica

SMPPTRC 94 Lógica de disparo, salida trifásica común 1–6 6 6

TMAGGIO Lógica de matriz de disparo 12 12 12

OR Bloques lógicos configurables 283 283 283

INVERTER Bloques lógicos configurables 140 140 140

PULSETIMER Bloques lógicos configurables 40 40 40

GATE Bloques lógicos configurables 40 40 40

XOR Bloques lógicos configurables 40 40 40

IEC 61850 o Nombre de función

ANSI Descripción de la función Generador

REG650 REG650 (B01) Gen diff REG650 (B05) Gen+Trafo diff

LOOPDELAY Bloques lógicos configurables 40 40 40

TIMERSET Bloques lógicos configurables 40 40 40

AND Bloques lógicos configurables 280 280 280

SRMEMORY Bloques lógicos configurables 40 40 40

RSMEMORY Bloques lógicos configurables 40 40 40

Q/T Bloques lógicos configurables Q/T 0–1

ANDQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–120

ORQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–120

INVERTERQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–120

XORQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–40

SRMEMORYQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–40

RSMEMORYQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–40

TIMERSETQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–40

PULSETIMERQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–40

INVALIDQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–12

INDCOMBSPQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–20

INDEXTSPQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–20

FXDSIGN Bloque funcional de señales fijas 1 1 1

B16I Conversión de booleanos de 16 bits a enteros 16 16 16

B16IFCVI Conversión de booleanos de 16 bits a enteros con representación de nodo lógico

16 16 16

IB16A Conversión de enteros a booleanos de 16 bits 16 16 16

IB16FCVB Conversión de enteros a booleanos de 16 bits con representación de

nodo lógico 16 16 16

TEIGGIO Integrador de tiempo transcurrido con transgresión de límites y supervisión de desbordamiento

12 12 12

Monitorización

CVMMXN Mediciones 6 6 6

CMMXU Medición de la corriente de fase 10 10 10

VMMXU Medición de la tensión de fase a fase 6 6 6

CMSQI Medición del componente secuencial de la corriente 6 6 6

VMSQI Medición de la secuencia de tensión 6 6 6

VNMMXU Medición de la tensión de fase a neutro 6 6 6

AISVBAS Bloque funcional para la presentación de los valores de servicio de las entradas analógicas

1 1 1

IEC 61850 o Nombre de función

ANSI Descripción de la función Generador

REG650 REG650 (B01) Gen diff REG650 (B05) Gen+Trafo diff

TM_P_P2 Bloque funcional 600TRM para la presentación de los valores de servicio de las entradas analógicas primarias

1 1 1

AM_P_P4 Bloque funcional 600AIM para la presentación de los valores de servicio

de las entradas analógicas primarias 1 1 1

TM_S_P2 Bloque funcional 600TRM para la presentación de los valores de servicio de las entradas analógicas secundarias

1 1 1

AM_S_P4 Bloque funcional 600AIM para la presentación de los valores de servicio

de las entradas analógicas secundarias 1 1 1

CNTGGIO Contador de eventos 5 5 5

L4UFCNT Contador de eventos con supervisión de límites 12 12 12

DRPRDRE Informe de perturbaciones 1 1 1

AnRADR Señales de entrada analógicas 4 4 4

BnRBDR Señales de entrada binarias 6 6 6

SPGGIO Funciones de E/S según la norma de comunicaciones IEC 61850 64 64 64

SP16GGIO Funciones de E/S según la norma de comunicaciones IEC 61850, 16

entradas 16 16 16

MVGGIO Funciones de E/S según la norma de comunicaciones IEC 61850 16 16 16

MVEXP Bloque de expansión de valores medidos 66 66 66

SPVNZBAT Supervisión de baterías de la estación 0–1 1 1

SSIMG 63 Función de monitorización del gas de aislamiento 0–2 2 2

SSIML 71 Función de monitorización del líquido de aislamiento 0–2 2 2

SSCBR Monitorización de la condición del interruptor 0–1 1 1

I103MEAS Mediciones para IEC60870-5-103 1 1 1

I103MEASUSR Estado de señales definidas por el usuario para IEC60870-5-103 3 3 3

I103AR Estado de la función de reenganche automático para IEC60870-5-103 1 1 1

I103EF Estado de la función de falta a tierra para IEC60870-5-103 1 1 1

I103FLTPROT Estado de la función de protección de faltas para IEC60870-5-103 1 1 1

I103IED Estado del IED para IEC60870-5-103 1 1 1

I103SUPERV Estado de supervisión para IEC60870-5-103 1 1 1

I103USRDEF Estado de señales definidas por el usuario para IEC60870-5-103 20 20 20

Medidas

PCGGIO Contador de pulsos 16 16 16

ETPMMTR Función de cálculo de energía y administración de la demanda 3 3 3

Comunicación de estaciones

IEC 61850 o Nombre de función

ANSI Descripción de la función Generador

REG650 REG650 (B01) Gen diff REG650 (B05) Gen+Trafo diff

Comunicación de estaciones

IEC61850-8-1 Protocolo de comunicación IEC 61850 1 1 1

DNPGEN Protocolo general de comunicación DNP3.0 1 1 1

RS485DNP DNP3.0 para el protocolo de comunicación RS-485 1 1 1

CH1TCP DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP 1 1 1

CH2TCP DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP 1 1 1

CH3TCP DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP 1 1 1

CH4TCP DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP 1 1 1

OPTICALDNP DNP3.0 para el protocolo de comunicación RS-232 óptico 1 1 1

MSTSERIAL DNP3.0 para el protocolo de comunicación serie 1 1 1

MST1TCP DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP 1 1 1

MST2TCP DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP 1 1 1

MST3TCP DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP 1 1 1

MST4TCP DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP 1 1 1

RS485GEN RS485 1 1 1

OPTICALPROT Selección de operación para óptico serie 1 1 1

RS485PROT Selección de operación para RS485 1 1 1

DNPFREC Registros de faltas DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP 1 1 1

OPTICAL103 Comunicación serie óptica IEC60870-5-103 1 1 1

RS485103 Comunicación serie IEC60870-5-103 para RS485 1 1 1

GOOSEINTLKRCV Comunicación horizontal a través de GOOSE para el enclavamiento 59 59 59

GOOSEBINRCV Recepción binaria por GOOSE 4 4 4

ETHFRNT ETHLAN1 GATEWAY

Configuración Ethernet del puerto delantero, puerto LAN1 y puerta de

enlace 1 1 1

ETHLAN1_AB Configuración Ethernet del puerto LAN1 1

PRPSTATUS Componente de sistema para protocolo de redundancia en paralelo 1

CONFPROT Protocolo de configuración de IED 1 1 1

ACTIVLOG Parámetros de registro de actividad 1 1 1

SECALARM Componente para asignación de eventos de seguridad a protocolos

tales como DNP3 y IEC103 1 1 1

AGSAL Componente de aplicación de seguridad genérica 1 1 1

GOOSEDPRCV Bloque funcional GOOSE para recibir un valor de dos puntos 32 32 32

IEC 61850 o Nombre de función

ANSI Descripción de la función Generador

REG650 REG650 (B01) Gen diff REG650 (B05) Gen+Trafo diff

GOOSEINTRCV Bloque funcional GOOSE para recibir un valor entero 32 32 32

GOOSEMVRCV Bloque funcional GOOSE para recepción de un valor de magnitud de medición

16 16 16

GOOSESPRCV Bloque funcional GOOSE para recibir un valor de un punto 64 64 64

Funciones básicas del IED

IEC 61850/Nombre del bloque funcional

Descripción de la función

Funciones básicas incluidas en todos los productos

INTERRSIG Autosupervisión con lista de eventos internos 1

SELFSUPEVLST Autosupervisión con lista de eventos internos 1

TIMESYNCHGEN Sincronización horaria 1

SNTP Sincronización horaria 1

DTSBEGIN, DTSEND,

TIMEZONE Sincronización horaria, horario de verano 1

IRIG-B Sincronización horaria 1

SETGRPS Manejo de grupos de ajustes 1

ACTVGRP Grupos de ajustes de parámetros 1

TESTMODE Funcionalidad del modo de pruebas 1

CHNGLCK Función de bloqueo de cambios 1

PRIMVAL Valores primarios del sistema 1

SMAI_20_1 - SMAI_20_12

Matriz de señales para entradas analógicas 2

3PHSUM Bloque de suma trifásico 12

GBASVAL Valores básicos generales para ajustes 6

ATHSTAT Estado de autorizaciones 1

ATHCHCK Comprobación de autorización 1

AUTHMAN Administración de autoridades 1

FTPACCS Acceso a FTPS con contraseña 1

DOSFRNT Denegación de servicio, control de velocidad de cuadros para puerto frontal 1

DOSLAN1 Denegación de servicio, control de velocidad de cuadros para puertos LAN1A y LAN1B 1

DOSSCKT Denegación de servicio, control de flujo de socket 1

4. Protección diferencial

Protección diferencial de transformador T3WPDIF La protección diferencial de transformadores de tres devanados T3WPDIF incluye adaptación interna de las relaciones de los TC, compensación de grupo vectorial y eliminación ajustable de las corrientes de secuencia cero.

La función puede incluir fases de entradas de corriente.

Todas las entradas de corriente cuentan con características de restricción por polarización porcentual, por lo que el IED se puede utilizar para disposiciones de transformador de dos o tres devanados.

Aplicaciones de tres devanados

xx05000052.vsd

IEC05000052 V1 ES

transformador de potencia de tres devanados con los tres devanados conectados

xx05000049.vsd

IEC05000049 V1 ES

transformador de potencia de tres devanados con devanado terciario de triángulo no

conectado

Figura 3. Disposición de los grupos de TCs para protección diferencial y demás protecciones

Las características de ajuste cubren la aplicación de la protección diferencial para todos los tipos de

transformadores de potencia y autotransformadores con o sin cambiador de tomas en carga, así como para reactores shunt o alimentadores locales de la estación.Se incluye una función de estabilización adaptativa para faltas externas importantes.

Estabilización: se incluye para corrientes de magnetización y sobrexcitación respectivamente; también está disponible el bloqueo cruzado. También se incluye una estabilización adaptable para restablecimiento del sistema por saturación de TC y corrientes de magnetización durante las faltas externas. Se incluye una protección de corriente diferencial no restringida de ajuste alto para disparos de muy alta velocidad por corrientes altas por faltas internas.

Se incluye una innovadora característica de protección diferencial sensible, basada en la teoría de los componentes simétricos. Este elemento ofrece la mejor cobertura posible de las faltas entre espiras de los devanados de los

transformadores de potencia.

Protección restringida de falta a tierra REFPDIF

Protección restringida de faltas a tierra de baja impedancia REFPDIF

La función de protección restringida de faltas a tierra de baja impedancia REFPDIF se puede utilizar para todos los devanados conectados a tierra rígidamente o de baja impedancia. La función REFPDIF proporciona alta

sensibilidad y un disparo de alta velocidad dado que protege cada devanado por separado y por tanto no requiere estabilización para las corrientes de magnetización.

La función de baja impedancia es una función de porcentaje polarizada con un criterio adicional de comparación

direccional de corriente de secuencia cero. Esto proporciona una excelente sensibilidad y estabilidad durante las faltas externas. La función permite utilizar distintas relaciones de los TC y distintas características de magnetización en los

núcleos de fase y neutro del TC. A diferencia de la falta a tierra de alta impedancia restringida, permite la combinación con otras funciones e IED de protección en los mismos núcleos del TC.

Protección diferencial monofásica de alta impedancia HZPDIF Las funciones de protección diferencial monofásica de alta impedancia HZPDIF se pueden utilizar cuando los núcleos de TC involucrados tienen la misma relación de espiras y características de magnetización similares. Cada uno utiliza una suma de las corrientes de los TC interconectados, una resistencia en serie y una resistencia dependiente de la tensión montada externamente y conectada al IED.

La unidad de resistencia externa debe pedirse como parte de los accesorios.

HZPDIF se puede utilizar como protección REF de alta impedancia.

Protección diferencial de generadores GENPDIF La tarea de la protección diferencial de generadores GENPDIF es determinar si una falta está dentro de la zona protegida o fuera de ella. Si la falta es interna, el generador defectuoso se debe disparar rápidamente, es decir, se debe desconectar de la red, disparar el interruptor de campo e interrumpir la potencia de la fuente primaria.

Para limitar los daños relacionados con los cortocircuitos de los devanados del estátor, el despeje de faltas debe ser lo más rápido posible (instantáneo). Si el bloque de generador está conectado a la red eléctrica próximo a otros bloques de generador, la eliminación rápida de las faltas es fundamental para mantener la estabilidad transitoria de los generadores en buen estado.

Por lo general, la corriente de falta de cortocircuito es muy

grande, es decir, es considerablemente más grande que la

corriente nominal del generador. Existe el riesgo de que se

produzca un cortocircuito entre las fases próximo al punto

neutro del generador, lo que causa una corriente de falta

relativamente pequeña. La corriente de falta también puede ser limitada debido a una baja excitación del generador. Por lo tanto, se requiere que la detección de cortocircuitos de fase a fase del generador sea relativamente sensible para detectar pequeñas corrientes de falta.

También es de gran importancia que la protección diferencial de generador no dispare para faltas externas, cuando circulen corrientes de falta grandes desde el generador. Para combinar un despeje rápido de la falta, así como sensibilidad y selectividad, la protección diferencial de generador es, por lo general, la mejor elección de protección para cortocircuitos entre fases en el generador. También se puede utilizar un discriminador de faltas internas/externas basado en la corriente de secuencia negativa para determinar si una falta es interna o externa. El discriminador de faltas internas/

externas no sólo distingue positivamente entre faltas internas y externas, sino que también puede detectar de manera independiente faltas menores que la protección diferencial

“usual” basada en la característica operación - restricción no podría detectar (hasta que se desarrollen a faltas más serias).

El seguimiento de frecuencia adaptativa se incluye a fin de asegurar el funcionamiento apropiado de la función de protección diferencial de generador durante condiciones de frecuencia variadas.

En condiciones de carga normal, una condición de circuito de TC abierto provoca operaciones no esperadas para la protección diferencial de generadores. También es posible dañar el equipo secundario debido a la alta tensión producida desde las salidas del circuito del TC abierto. Por lo tanto, desde el punto de vista de la seguridad y la confiabilidad, puede resultar necesario contar con la función de detección de TCs abiertos que bloqueen la función de protección diferencial de generadores en caso de que haya condiciones de TCs abiertos y, al mismo tiempo, emitan señales de alarma a los operadores, para que realicen las acciones correctivas necesarias de inmediato y corrijan la condición del TC abierto.

La protección diferencial de generadores GENPDIF también es muy adecuada para generar un despeje de faltas rápido, sensible y selectivo, cuando se utiliza para proteger reactores shunt o barras pequeñas.

5. Protección de impedancia

Detección de oscilaciones de potencia ZMRPSB Pueden producirse oscilaciones de potencia tras la desconexión de cargas pesadas o plantas de generación grandes.

El bloque funcional de detección de oscilaciones de potencia ZMRPSB se utiliza para detectar oscilaciones e iniciar el bloqueo de todas las zonas de protección de distancia. La aparición de corrientes de faltas a tierra durante una

oscilación de potencia bloquea la función ZMRPSB para permitir el despeje de las faltas.

Protección de subimpedancia para generadores y transformadores ZGCPDIS

La protección de subimpedancia para generadores y transformadores ZGCPDIS tiene la característica mho desplazada como protección de respaldo de tres zonas para la detección de cortocircuitos de fase a fase en

transformadores y generadores. Las tres zonas de esquema completo cuentan con bucles de medida de fase a fase y ajustes independientes, lo cual proporciona una alta flexibilidad para todo tipo de aplicaciones.

Las tres zonas pueden retardarse individualmente con un tiempo definido.

Existe una característica de delimitación de carga para la tercera zona, como se muestra en la figura 4.

=IE C07000117=2=es=Origi nal.vsd jX

Área de operación

Área de operación

R

Área sin

operación Área sin

operación Área de

operación

IEC07000117 V2 ES

Figura 4. Influencia de la delimitación de carga en la característica mho desplazada para Z3

Pérdida de excitación LEXPDIS

La baja excitación de toda máquina síncrona tiene sus límites.

Una reducción de la corriente de excitación debilita el acoplamiento entre el rotor y el estator. La máquina podría perder el sincronismo y empezar a funcionar como una máquina de inducción. En este caso, aumenta el consumo de energía reactiva. Incluso si la máquina no pierde sincronismo, no es admisible trabajar en este estado durante mucho tiempo. La reducción de la excitación aumenta la generación de calor en la región extrema de la máquina síncrona. El calentamiento local puede dañar el aislamiento del devanado del estator e incluso el núcleo de hierro.

Para evitar daños en el generador, es necesario dispararlo cuando la excitación disminuye demasiado.

La medición de impedancia se utiliza para la función

LEXPDIS. Su característica de operación se ha definido como

dos zonas de dos círculos Mho desplazado y una línea de restricción de elemento direccional.

Protección contra pérdida de sincronismo OOSPPAM La función de protección contra pérdida de sincronismo OOSPPAM del IED puede usarse tanto para proteger

generadores como para aplicaciones de protección de líneas.

El objetivo principal de la función OOSPPAM es detectar y evaluar las instancias de deslizamiento de polos dentro del sistema eléctrico, y llevar a cabo las acciones necesarias.

La función OOSPPAM detecta las condiciones de

deslizamiento de polos y dispara el generador lo más pronto posible, después del primer deslizamiento de polos cuando el centro de la oscilación se encuentra en la zona 1, que generalmente incluye el generador y el transformador de potencia elevador. Cuando el centro de la oscilación se encuentra más afuera en el sistema eléctrico, en la zona 2, por lo general se permite más de un deslizamiento de polos antes de desconectar la unidad de generador-transformador.

Se puede considerar el tiempo de disparo de interruptores mediante el ajuste de parámetros. Si existen varios relés de pérdida de sincronismo en el sistema eléctrico, entonces el que encuentra el centro de oscilación en la zona 1 debe funcionar primero.

Delimitación de carga LEPDIS

La transferencia de cargas pesadas es común en muchas redes eléctricas y puede hacer que sea difícil lograr la cobertura de resistencia de faltas. En estos casos, la función de delimitación de carga LEPDIS se puede utilizar para aumentar el ajuste resistivo de las zonas de medición de subimpedancia sin interferir en la carga.

Cada uno de los tres bucles de medición de fase a fase cuenta con su propia característica de delimitación de carga.

6. Protección de corriente

Protección de sobreintensidad de fases de cuatro etapas, salida trifásica OC4PTOC

La función de protección de sobreintensidad de fases de cuatro etapas OC4PTOC presenta un retardo de tiempo inverso o definido independiente para las etapas 1 y 4 por separado. Las etapas 2 y 3 tienen siempre un retardo de tiempo definido.

Se encuentran disponibles todas las características de tiempo inverso IEC y ANSI.

La función direccional incluye polarización por tensión con memoria. La función se puede ajustar para que sea direccional o no direccional de forma independiente para cada una de las etapas.

Es posible establecer el nivel de bloqueo por segundo armónico para la función y utilizarlo para bloquear individualmente cada etapa.

Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas, dirección de secuencia cero y secuencia negativa EF4PTOC La función de protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas, dirección de secuencia cero o secuencia negativa (EF4PTOC) presenta un retardo de tiempo inverso o definido ajustable e independiente para las etapas 1 y 4 por separado. Las etapas 2 y 3 tienen siempre un retardo de tiempo definido.

Se encuentran disponibles todas las características de tiempo inverso IEC y ANSI.

EF4PTOC se puede ajustar como direccional o no direccional de forma independiente para cada una de las etapas.

La parte direccional de la función puede configurarse para funcionar con las siguientes combinaciones:

• Corriente direccional (I3PDir) frente a la tensión de polarización (U3PPol)

• Corriente direccional (I3PDir) frente a la corriente de polarización (I3PPol)

• Corriente direccional (I3PDir) frente a polarización doble (UPol+ZPol x IPol) donde ZPol = RPol + jXPol

IDir, UPol y IPol pueden seleccionarse independientemente como secuencia cero o secuencia negativa.

Es posible establecer el nivel de bloqueo por segundo armónico para la función y utilizarlo para bloquear individualmente cada etapa.

Protección de sobreintensidad y potencia residual, direccional y sensible SDEPSDE

En redes aisladas o en redes con alta impedancia de puesta a tierra, la corriente de falta a tierra es considerablemente más pequeña que las corrientes de cortocircuito. Además, la magnitud de la corriente de faltas es casi independiente de la ubicación de las faltas en la red. La protección se puede seleccionar para usar o bien la corriente residual, 3I

·cosj o 3I

·j, o el componente de potencia residual 3U

·3I

·cos j, para la cantidad de operación. También existe una etapa no direccional 3I

y una etapa de disparo de sobretensión no direccional 3U

.

Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo TRPTTR

Si un transformador o generador de potencia alcanzan temperaturas muy altas, se pueden dañar. El aislamiento dentro del transformador/generador sufre un envejecimiento forzado. Como consecuencia, aumenta el riesgo de faltas internas de fase a fase o de fase a tierra. La temperatura alta degrada la calidad del aislamiento del transformador/

generador.

La protección de sobrecarga térmica estima el contenido de calor interno del transformador/generador (temperatura) de forma continua. Esta estimación se realiza utilizando un modelo térmico del transformador/generador con dos constantes de tiempo, que se basa en medición de corriente.

Existen dos niveles de alarma. Esto permite que las medidas correctivas se tomen antes de alcanzar las temperaturas peligrosas. Si la temperatura sigue aumentando hasta el valor de disparo, la protección inicia el disparo del transformador/

generador protegido.

Se presenta el tiempo estimado de disparo antes de la operación.

Protección de fallo de interruptor CCRBRF, activación y salida trifásicas

CCRBRF puede estar basado en corriente, basado en contactos o en una combinación adaptativa de estas dos condiciones.

La protección de fallo de interruptor, activación y salida trifásicas (CCRBRF) garantiza un rápido disparo de respaldo de los interruptores adyacentes en caso de que el propio interruptor no se pueda abrir. CCRBRF puede estar basado en corriente, basado en contactos o en una combinación adaptativa de estas dos condiciones.

Como criterio de comprobación se utiliza una función de comprobación de corriente con un tiempo de reposición extremadamente corto para obtener una alta seguridad contra operaciones accidentales.

Es posible utilizar criterios de comprobación en el caso de que la corriente de falta a través del interruptor sea pequeña.

Los criterios de corriente de la protección de fallo de

interruptor, activación y salida trifásicas (CCRBRF) se pueden cumplir mediante corrientes monofásicas o bifásicas, la corriente residual, o la corriente monofásica más la corriente residual. Cuando estas corrientes rebasan los ajustes definidos por el usuario, la función se activa. Estas

condiciones aumentan la seguridad de la orden de disparo de respaldo.

La función CCRBRF se puede programar para proporcionar un redisparo trifásico del propio interruptor para evitar el disparo accidental de interruptores adyacentes.

Protección de discordancia de polos CCRPLD

Los interruptores y seccionadores terminan con las fases en posiciones diferentes (cerrado-abierto) debido a fallos eléctricos o mecánicos. La existencia de una fase abierta puede causar corrientes de secuencia negativa y de secuencia cero, lo que supone un esfuerzo térmico para las máquinas giratorias y puede causar una operación no deseada de las funciones de corriente de secuencia cero o de secuencia negativa.

Por lo general, se dispara el propio interruptor para corregir tal situación. Si la situación persiste los interruptores adyacentes se deben disparar para eliminar la situación de carga asimétrica.

La función de discordancia de polos funciona basándose en información de la lógica del interruptor, con criterios adicionales de asimetría de corriente de fase selectiva.

Protección de máxima/mínima potencia direccional GOPPDOP/GUPPDUP

La protección de máxima/mínima potencia direccional GOPPDOP/GUPPDUP se puede utilizar siempre que se necesite una protección o sistema de alarma para la potencia alta/baja activa, reactiva o aparente. Las funciones también se pueden utilizar para comprobar la dirección del flujo de potencia activa o reactiva en la red eléctrica. Existen numerosas aplicaciones en las que se requiere esta funcionalidad. Algunas de ellas son:

• detección de flujo de potencia activa invertida

• detección de flujo de potencia reactiva alta Cada función tiene dos etapas con retardo de tiempo definido.

Protección contra energización accidental de generadores síncronos AEGGAPC

La energización inadvertida o accidental de generadores off- line ha sido un tema bastante frecuente, ya sea por errores de operación, descargas disruptivas del interruptor, mal funcionamiento del circuito de control, o por una

combinación de estas causas. Un generador que se energiza de manera inadvertida funciona como un motor de inducción, consumiendo mucha corriente del sistema. La protección de sobreintensidad con supervisión de tensión se utiliza para proteger el generador que se energiza inadvertidamente.

La protección contra energización accidental de generadores síncronos (AEGGAPC) toma la entrada de corriente de fase máxima del lado del terminal o del lado del neutro del generador, y las entradas de tensión máxima de fase a fase del lado del terminal. AEGGAPC se habilita cuando la tensión del terminal cae por debajo del nivel de tensión especificado para el tiempo preestablecido.

Protección de sobreintensidad de tiempo de secuencia negativa para máquinas NS2PTOC

La protección de sobreintensidad de tiempo de secuencia negativa para máquinas NS2PTOC está diseñada

principalmente para proteger generadores frente al posible recalentamiento del rotor, provocado por la corriente de secuencia negativa en la corriente del estator.

En un generador, las corrientes de secuencia negativa

pueden ocurrir, entre otras causas, por:

• cargas desequilibradas,

• faltas de línea a línea,

• faltas de línea a tierra

• conductores rotos y

• averías en uno o más polos de un interruptor o un seccionador.

NS2PTOC también se puede utilizar como protección de respaldo, es decir, para proteger el generador en caso de que las protecciones de línea o los interruptores no despejen las faltas desequilibradas del sistema.

Para brindar una protección efectiva al generador contra condiciones externas desequilibradas, NS2PTOC es capaz de medir la corriente de secuencia negativa directamente.

NS2PTOC también cuenta con una característica de retardo que coincide con la característica de calentamiento del generador I t ^{2 2} = K como se define por la norma IEEE C50.13.

donde:

I

es la corriente de secuencia negativa expresada por unidad de la corriente nominal del generador

t es el tiempo de operación en segundos

K es una constante que depende del tamaño

y diseño de los generadores

NS2PTOC presenta un amplio rango de ajustes para K y tiene la sensibilidad y capacidad para detectar corrientes de secuencia negativa y emitir órdenes de disparo hasta la capacidad constante del generador.

Con el fin de reflejar las características de calentamiento del generador, es posible ajustar un parámetro de tiempo de reposición.

Está disponible una salida con retardo de tiempo definido separada como característica de alarma para advertir al operador sobre una posible situación de peligro.

Protección de sobreintensidad de tiempo restringida por tensión VRPVOC

La función de protección de sobreintensidad de tiempo restringida por tensión (VRPVOC) se recomienda como protección de respaldo para generadores.

La característica de protección de sobreintensidad tiene un nivel de corriente ajustable que se puede utilizar ya sea como característica de tiempo definido o como característica de tiempo inverso. Además, se le puede controlar/restringir por la tensión.

La función también incluye una etapa de subtensión con característica de tiempo definido para proporcionar la funcionalidad de protección de sobreintensidad con conservación por subtensión.

Protección de faltas a tierra del rotor

Por lo general, el devanado del rotor del generador y su circuito eléctrico asociado de alimentación de CC están totalmente aislados de la tierra. Por lo tanto, la conexión simple de este circuito a tierra no causa el flujo de ninguna corriente importante. Sin embargo, si aparece una segunda falta a tierra en este circuito, las circunstancias pueden tornarse bastante graves. Según la ubicación de estas dos faltas, esta condición de operación puede causar:

• Pérdida total o parcial del campo en el generador

• Un gran flujo de corriente continua por el circuito magnético del rotor

• Vibración del rotor

• Suficiente desplazamiento del rotor para causar daños mecánicos en el estator

Por lo tanto, prácticamente todos los generadores grandes tienen algún tipo de protección dedicada capaz de detectar la primera falta a tierra en el circuito del rotor y después, según la resistencia de la falta, generar una alarma al

personal a cargo de la explotación o dar una orden de parada de la máquina. Se requiere una unidad de inyección externa para la protección de faltas a tierra de rotor RXTTE4 y una resistencia protectora externa en una placa para un

funcionamiento correcto. Puede usarse la función SDEPSDE o EF4PTOC conjuntamente con RXTTE4 como protección de falta a tierra del rotor.

7. Protecciones de tensión

Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV En el sistema eléctrico puede haber subtensiones durante faltas o condiciones anómalas. La función de protección de subtensión de dos etapas (UV2PTUV) se puede utilizar para abrir interruptores a fin de prepararse para la restauración del sistema en el caso de apagones eléctricos o como respaldo con retardo de tiempo prolongado para la protección primaria.

UV2PTUV tiene dos etapas de tensión, donde la etapa 1 se puede ajustar como retardo de tiempo inverso o definido. La etapa 2 siempre es un retardo de tiempo definido.

UV2PTUV tiene una relación de reposición alta a fin de permitir unos ajustes próximos a la tensión de servicio de la red.

Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV En la red eléctrica, se producen tensiones altas durante condiciones anormales, como pérdida repentina de potencia, fallos de regulación del cambiador de tomas y extremos de línea abiertos en líneas largas.

OV2PTOV tiene dos etapas de tensión, donde la etapa 1 se

puede ajustar como retardo de tiempo inverso o definido. La

etapa 2 siempre es un retardo de tiempo definido.

OV2PTOV tiene una relación de reposición alta a fin de permitir unos ajustes próximos a la tensión de servicio de la red.

Protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV En el sistema eléctrico puede haber tensiones residuales durante faltas a tierra.

La función de protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV calcula la tensión residual de los transformadores de entrada de tensión trifásica o la mide desde un solo transformador de entrada de tensión

alimentado desde un transformador de tensión conectado en triángulo abierto o de punto neutro.

ROV2PTOV tiene dos etapas de tensión, donde la etapa 1 se puede ajustar como retardo de tiempo inverso o definido. La etapa 2 siempre es un retardo de tiempo definido.

Protección de sobreexcitación OEXPVPH

Cuando el núcleo laminado de un transformador o generador de potencia está sujeto a una densidad de flujo magnético más allá de sus límites de diseño, el flujo de fuga entra en componentes no laminados que no están diseñados para llevar flujo. Esto puede dar lugar a corrientes parásitas. Estas corrientes parásitas pueden causar un calentamiento

excesivo y daños graves al aislamiento y a las partes adyacentes en un tiempo relativamente corto. La función tiene curvas de operación inversas ajustables y etapas de alarma independientes.

Protección del estator al 95% y al 100% contra falta a tierra basada en el tercer armónico STEFPHIZ

La falta a tierra del estátor es un tipo de falta con un índice de falta relativamente alto. Por lo general, los sistemas de generador tienen una puesta a tierra de alta impedancia, es decir, una puesta a tierra a través de una resistencia en el neutro. Esta resistencia se suele dimensionar para que proporcione una corriente de falta a tierra en el rango de 3 a 15 A en el caso de una falta a tierra rígida en el terminal de alta tensión del generador. Las corrientes de falta a tierra relativamente pequeñas producen mucho menos esfuerzo térmico y mecánico en el generador que los cortocircuitos

que se producen entre conductores de dos fases. De cualquier modo, las faltas a tierra en el generador se deben detectar y el generador se debe disparar, aunque se pueda permitir un tiempo de falta mayor en comparación con los cortocircuitos internos.

En el funcionamiento normal sin fallos en la unidad de generación, la tensión del punto neutro está próxima a cero y no hay flujo de corriente de secuencia cero en el generador.

Cuando aparece una falta de fase a tierra, la tensión del punto neutro aumenta y hay un flujo de corriente a través de la resistencia del punto neutro.

Para detectar una falta a tierra en los devanados de una unidad de generación, se puede utilizar una protección de sobretensión del punto neutro, una protección de

sobreintensidad del punto neutro, una protección de sobretensión de secuencia cero o una protección diferencial residual. Estas protecciones son sencillas y han funcionado bien durante muchos años. Sin embargo, estos esquemas simples protegen como máximo sólo el 95% del devanado del estator. Dejan el 5% próximo al extremo del neutro sin protección. En condiciones desfavorables, la zona ciega se puede extender hasta un 20% del extremo del neutro.

La protección del estator al 95% contra faltas a tierra mide el componente de tensión de frecuencia fundamental en el punto estrella del generador y funciona cuando la tensión de frecuencia fundamental excede el valor preestablecido.

Aplicando este principio, se puede proteger

aproximadamente el 95% del devanado del estator. Para proteger el último 5% del devanado del estator próximo al extremo del neutro, se puede medir la tensión del tercer armónico. En la protección del estator al 100% contra faltas a tierra basada en el tercer armónico se puede aplicar el principio diferencial de tensión del tercer armónico, el principio de subtensión del tercer armónico del punto neutro o el principio de sobretensión del tercer armónico del lado del terminal. De todas maneras, se recomienda utilizar el

principio diferencial. La combinación de estos dos principios

de medición proporciona cobertura para la protección del

devanado completo del estator frente a faltas a tierra.

x E3

Rf

T CB 2

(1- x) E3

over- voltage protection 10% – 100%

Differential 0% – 30%

RN

N CB 1

uN uT

x E3

Rf Transformador

T CB 2

(1- x) E3

x

5% - 100% protección de sobretensión de la frecuencia fundamental en el punto neutro

Diferencial del tercer armónico

0% - 30%

Interruptor 1 puede no existir

1 o 100 % RN

N

N CB 1

devanado del estátor

uN 1 - x 1 - x uT

Muestras de la tensión del punto

neutro desde el que se filtran las

tensiones fundamental y

del tercer armónico

Muestras de la tensión del terminal desde el

que se filtra la tensión del tercer

armónico

=IEC10000202=1=es=Original.vsd IEC10000202 V1 ES

Figura 5. Principios de protección para la función STEFPHIZ

8. Protección de frecuencia

Protección de subfrecuencia SAPTUF

La subfrecuencia se produce como resultado de la ausencia de suficiente generación en la red.

La protección de subfrecuencia SAPTUF mide la frecuencia con una alta exactitud y se utiliza para sistemas de deslastre de carga, esquemas de acciones correctivas, arranque de turbinas de gas, etc. Se proporcionan retardos de tiempo definido separados para operación y restauración.

SAPTUF dispone de un bloqueo por subtensión.

Protección de sobrefrecuencia SAPTOF

La función de protección de sobrefrecuencia SAPTOF se puede aplicar en todas las situaciones en las que se necesite contar con una detección fiable de la frecuencia fundamental alta del sistema eléctrico.

La sobrefrecuencia ocurre debido a caídas repentinas de la carga o faltas de shunt en la red eléctrica. Cerca de la central eléctrica, problemas con la regulación del generador también pueden causar sobrefrecuencia.

SAPTOF mide la frecuencia con una alta exactitud y se utiliza especialmente para deslastre de generación y esquemas de

medidas correctivas. También se utiliza como una etapa de frecuencia de inicio de restauración de la carga. Se

proporciona un retardo de tiempo definido para la operación.

SAPTOF incluye un bloqueo de subtensión.

Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC La función de protección de derivada de la frecuencia SAPFRC proporciona una indicación anticipada de una perturbación mayor en el sistema. SAPFRC mide la frecuencia con una alta exactitud y se puede utilizar para disminuir la generación, deslastre de carga y para esquemas de medidas correctivas. SAPFRC puede diferenciar entre cambio de frecuencia positivo y negativo. Se proporciona un retardo de tiempo definido para la operación.

SAPFRC incluye un bloqueo por subtensión.

9. Supervisión del sistema secundario Supervisión de fallo de fusible SDDRFUF

El objetivo de la función de supervisión de fallo de fusible

SDDRFUF es bloquear las funciones de medición de tensión

ante fallos en los circuitos secundarios entre el transformador

de tensión y el IED, a fin de evitar operaciones accidentales

que, de otro modo, puedan ocurrir.

La función de supervisión de fallo de fusible tiene, básicamente, tres métodos de detección diferentes:

detección basada en la secuencia negativa y la secuencia cero, detección adicional de cambio de tensión y cambio de intensidad.

La detección de secuencia negativa se recomienda para los IED utilizados en redes aisladas o conectadas a tierra con alta impedancia. Se basa en las cantidades de medición de secuencia negativa, un alto valor de tensión de secuencia negativa 3U

sin la presencia de la intensidad 3I

de secuencia negativa.

La detección de secuencia cero se recomienda para los IED utilizados en redes conectadas rígidamente a tierra o con baja impedancia. Se basa en las cantidades de medición de secuencia cero, un alto valor de tensión de secuencia cero3U

sin la presencia de la intensidad 3I de secuencia cero

.

Para una mejor adaptación a los requerimientos del sistema, se ha introducido un ajuste del modo de operación que permite seleccionar las condiciones de operación para la función basada en secuencia negativa o secuencia cero. La selección de diferentes modos de funcionamiento permite elegir diferentes posibilidades de interacción entre la detección basada en secuencia cero y la de secuencia negativa.

Se puede agregar un criterio basado en mediciones de cambios de corriente y cambios de tensión a la función de supervisión de fallo de fusible, para detectar un fallo de fusible trifásico, lo cual, en términos prácticos, se asocia más con la conmutación del transformador de tensión durante las maniobras en la estación.

Monitorización del circuito de cierre/disparo del interruptor TCSSCBR

La función de supervisión del circuito de disparo TCSSCBR está diseñada para supervisar el circuito de control del interruptor. La supervisión del circuito de disparo genera una corriente de aproximadamente 1 mA a través del circuito de control supervisado. La supervisión de la validez de un circuito de control se proporciona para los contactos de salida de potencia T1, T2 y T3.

La supervisión del circuito de disparo actúa después de un tiempo de operación definido ajustable y se repone tras un tiempo definido ajustable tras la desaparición del fallo.

10. Control

Comprobación de sincronismo, comprobación de energización y sincronización SESRSYN

La función de sincronización permite cerrar las redes asíncronas en el momento adecuado, incluido el tiempo de cierre del interruptor, lo cual mejora la estabilidad de la red.

La función de comprobación de sincronismo, comprobación de energización y sincronización SESRSYN comprueba que las tensiones en ambos lados del interruptor estén en sincronismo o con al menos un lado muerto para asegurar que el cierre se pueda realizar de forma segura.

La función SESRSYN incluye un esquema de selección de tensiones incorporado para disposiciones de barra doble y un interruptor y medio o disposiciones de barra en anillo.

El cierre manual y el reenganche automático se pueden comprobar mediante la función y pueden tener diferentes ajustes.

Para los sistemas que funcionan de manera asíncrona, se proporciona una función de sincronización. La finalidad principal de la función de sincronización es proporcionar un cierre controlado de los interruptores cuando se va a establecer la conexión entre dos sistemas asíncronos. La función de sincronización evalúa la diferencia de tensión, la diferencia de ángulo de fase, el deslizamiento de la frecuencia y la derivada de la frecuencia antes de emitir un cierre controlado del interruptor. El tiempo de cierre del interruptor es un ajuste de parámetro.

Sin embargo, esta función no puede utilizarse para sincronizar automáticamente un generador a la red.

Control de aparatos APC

La función de control de aparatos APC8 para hasta 8 aparatos se utiliza para el control y la supervisión de interruptores, seccionadores y seccionadores de puesta a tierra dentro de una bahía. Se da permiso para operar después de la evaluación de las condiciones desde otras funciones, como enclavamiento, comprobación de sincronismo, selección de la ubicación del operador y bloqueos internos o externos.

Características del control de aparatos:

• Principio de selección-ejecución para proporcionar alta fiabilidad

• Función de selección para evitar maniobras simultáneas

• Selección y supervisión de la ubicación del operador

• Supervisión de órdenes

• Bloqueo/desbloqueo de la maniobra

• Bloqueo/desbloqueo de la actualización de indicaciones de posición

• Sustitución de indicaciones de posición

• Cancelación de funciones de enclavamiento

• Cancelación de la comprobación de sincronismo

• Contador de operaciones

• Eliminación de la posición media

Se pueden utilizar dos tipos de modelos de órdenes:

• Directo con seguridad estándar

• SBO (selección antes de la maniobra) con seguridad

mejorada

Las órdenes directas se reciben sin ninguna orden de selección previa. Las órdenes SBO se reciben con una primera orden de selección y, con una selección satisfactoria, una orden de continuación de la maniobra.

En condiciones de seguridad normal, la orden se procesa y la posición resultante no se supervisa. En cambio, en

condiciones de seguridad mejorada, la orden se procesa y la posición resultante se supervisa.

La operación de control se puede llevar a cabo desde la HMI local bajo control de autorización, si se define de este modo.

IEC09000668 V1 ES

Figura 6. Selección antes de la maniobra con confirmación de la orden

IEC09000669 V2 ES

Figura 7. Cancelación de la comprobación de sincronismo

El controlador de seccionadores SCSWI inicia y supervisa todas las funciones para seleccionar y utilizar adecuadamente los aparatos de conmutación primarios. Cada uno de los 8 controladores de seccionadores SCSWI puede manejar y operar un aparato trifásico.

Cada uno de los 3 controladores de interruptores SXCBR proporciona el estado de la posición actual y da las órdenes

al interruptor primario y supervisa la función de conmutación y las posiciones.

Cada uno de los 7 controladores de seccionadores SXSWI proporciona el estado de la posición actual y da las órdenes a los seccionadores primarios y seccionadores de puesta a tierra y supervisa la función de conmutación y las posiciones.

Enclavamiento

La funcionalidad de enclavamiento bloquea la posibilidad de maniobrar la aparamenta de conmutación de alta tensión, por ejemplo, cuando un seccionador está bajo carga, para evitar daños materiales o lesiones físicas accidentales.

Cada IED de control tiene funciones de enclavamiento para diferentes disposiciones de la aparamenta, y cada uno de ellos se ocupa del enclavamiento de una bahía. La

funcionalidad de enclavamiento de cada IED no depende de ninguna función central. Para el enclavamiento en toda la estación, los IEDs se comunican a través del bus de estación o mediante el uso de entradas/salidas binarias conectadas.

Las condiciones de enclavamiento dependen de la

configuración de la barra primaria y del estado de cualquier seccionador o interruptor en un momento dado.

Control de bahías QCBAY

La función de control de bahías QCBAY se utiliza junto con la función de remoto local y la función de control remoto local para controlar la selección de la ubicación del operador en cada bahía. QCBAY también proporciona funciones de bloqueo que se pueden distribuir a distintos aparatos dentro de la bahía.

Remoto local LOCREM / Control remoto local LOCREMCTRL Las señales de la HMI local o de un conmutador local/remoto externo se aplican a través de los bloques funcionales LOCREM y LOCREMCTRL al bloque funcional de control de bahías QCBAY. En el bloque funcional LOCREM, se ajusta un parámetro para elegir si las señales de conmutación

provienen de la HMI local o de un conmutador físico externo conectado a través de entradas binarias.

Control de interruptores para interruptores, CBC1 y CBC2 El CBC1 y el CBC2 constan de 3 funciones y 2x3 funciones respectivamente:

• SCILO - El nodo lógico para enclavamiento. La función SCILO contiene la lógica necesaria para habilitar una operación de conmutación y proporciona la información al SCSWI de si se permite operar en función de la topología actual de la aparamenta de maniobra. Las condiciones de enclavamiento se generan en bloques funcionales aparte que disponen de la lógica de enclavamiento.

• SCSWI - El controlador de seccionadores inicia y

supervisa todas las funciones para seleccionar y utilizar

adecuadamente los aparatos de conmutación primarios.

El controlador de seccionadores puede manejar y operar un dispositivo trifásico.

• SXCBR - El controlador de interruptores SXCBR proporciona el estado de la posición actual y da las órdenes al interruptor primario, y supervisa la función de conmutación y las posiciones.

Conmutador giratorio lógico para selección de funciones y presentación LHMI SLGGIO

La función de conmutador giratorio lógico para selección de funciones y presentación LHMI SLGGIO (o bloque funcional de conmutador selector) se utiliza para obtener una funcionalidad mejorada del conmutador selector similar a la que proporciona un conmutador selector de hardware. Las compañías eléctricas utilizan mucho los conmutadores selectores de hardware para tener distintas funciones que operan con valores preestablecidos. Sin embargo, los conmutadores de hardware requieren mantenimiento constante, brindan poca fiabilidad del sistema y requieren un mayor volumen de compras. Los conmutadores selectores lógicos eliminan todos estos problemas.

Miniconmutador selector VSGGIO

El bloque funcional de miniconmutador selector VSGGIO es una función multipropósito que se utiliza en diversas aplicaciones como conmutador de uso general.

VSGGIO se puede controlar desde el menú o desde un símbolo en el esquema unifilar (SLD), en la HMI local.

Funciones de E/S según la norma de comunicaciones IEC 61850 DPGGIO

El bloque funcional de E/S según la norma de

comunicaciones IEC 61850 (DPGGIO) se utiliza para enviar indicaciones dobles a otros sistemas o equipos de la subestación con IEC61850. Se utiliza, sobre todo, en las lógicas de enclavamiento y reserva en toda la estación.

Ocho señales de control genérico de un solo punto SPC8GGIO El bloque funcional de control genérico de 8 señales de un solo punto SPC8GGIO recoge 8 órdenes de un solo punto, diseñado para recibir órdenes desde REMOTO (SCADA) a las partes de la configuración lógica que no necesitan una funcionalidad completa de recepción de órdenes (por ejemplo, SCSWI). De este modo, se pueden enviar órdenes simples directamente a las salidas del IED, sin confirmación.

Las órdenes pueden ser por pulsos o continuas con un tiempo de pulso ajustable.

Bits de automatización AUTOBITS

La función de bits de automatización AUTOBITS se utiliza para configurar el manejo de órdenes según el protocolo DNP3. Cada una de las 3 AUTOBITS disponibles tiene 32 salidas, cada una de las cuales se puede asignar como un punto de salida binaria en DNP3.

Órdenes de funciones para IEC60870-5-103, I103CMD, I103IEDCMD, I103URSCMD, I103GENCMD, I103POSCMD Existen bloques funcionales y de lógica de órdenes IEC60870–

5–103 para la configuración del IED. Las señales de salida están predefinidas o son definidas por el usuario en función del bloque funcional seleccionado.

11. Lógica

Lógica de disparo, salida común trifásica SMPPTRC Se proporciona un bloque funcional para el disparo de protección para cada interruptor involucrado en el disparo de una falta. Este proporciona una prolongación de pulso ajustable para asegurar un pulso de disparo trifásico de longitud suficiente, así como toda la funcionalidad necesaria para una cooperación correcta con las funciones de reenganche automático.

El bloque funcional de disparo también incluye funcionalidad de bloqueo ajustable para bloqueo de interruptor .

Lógica de matriz de disparo TMAGGIO

La función de lógica de matriz de 12 disparos TMAGGIO, cada una con 32 entradas, se utiliza para dirigir señales de disparo y otras señales lógicas de salida a las lógicas de disparo SMPPTRC y SPTPTRC o a distintos contactos de salida en el IED.

Las señales de salida de TMAGGIO 3 y las salidas físicas permiten que el usuario adapte las señales a las salidas físicas de disparo según las necesidades específicas de la aplicación para salida de pulso ajustable o salida continua.

Bloques de lógica configurables

El usuario dispone de un número de bloques de lógica y temporizadores para adaptar la configuración a las necesidades específicas de la aplicación.

• OR . Cada bloque tiene 6 entradas y dos salidas y una está invertida.

• INVERTER : bloques funcionales que invierten la señal de entrada.

• PULSETIMER : bloque funcional que se puede utilizar, por ejemplo, para extensiones de pulsos o delimitación de operación de salidas, tiempo de pulso ajustable.

• GATE : bloque funcional que se utiliza para que una señal pueda pasar o no desde la entrada a la salida.

• XOR . Cada bloque tiene dos salidas y una está invertida.

• LOOPDELAY : bloque funcional que se utiliza para retardar la señal de salida un ciclo de ejecución.

• TIMERSET : función que tiene salidas retardadas de

activación y desconexión relacionadas con la señal de

entrada. El temporizador tiene un retardo de tiempo