7SJ62-64_Manual_A1_V046008_es

SIPROTEC

Protección multifuncional con función de control7SJ62/63/64V4.6

Manual

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C53000-G1178-C147-1

Prefacio

Introducción 1unciones 2ontaje y Puesta en marcha 3atos técnicos 4nexo A

ndicación de bibliografía

losario

ndice

7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Exclusión de responsabilidadHemos comprobado el contenido del manual en su conformidad con el hardware y software descritos. A pesar de esto, no se pueden descartar divergencias, de manera que no asumimos ga-rantía para una conformidad completa.Los datos en este manual se comprueban periodicamente y se efectúan las correcciones necesarias en las ediciones siguien-tes. perjuicios. Le agradecemos por las propuestas de mejora.Nos reservamos el derecho de cambios técnicos, sin previo aviso.

CopyrightCopyright © Siemens AG 2004. All rights reserved.No está permitida la tramitación o la reproducción múltiple de este documento, como tampoco la utilización o publicación sin permiso explícito. El incumplimiento implica compensaciones por daños y perjuicios. Todos los derechos están reservados es-pecialmente para los casos del otorgamiento y registro de paten-tes.

Marcas registradasSIPROTEC, SINAUT, SICAM und DIGSI son marcas registradas de la empresa SIEMENS AG. Las demás denominaciones en este manual pueden ser marcas cuyo uso por terceros puede afectar, para sus objetivos, los derechos del propietario.Versión del documento 4.60.08

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Objetivo del manual

Este manual proporciona información general respecto a la administración, configu-ración, parametrización, manejo, montaje y puesta en marcha de los equipos 7SJ62/63/64. Especialmente se describen los siguientes puntos:• Indicaciones para la configuración de la capacidad funcional y una descripción de

las funciones del equipo y las posibilidades de ajuste → Capítulo 2; • Indicaciones para el montaje y puesta en marcha → Capítulo 3;• Visión general de los datos técnicos → Capítulo 4;• como también un resumen de los datos más importantes para el usuario con cono-

cimientos más avanzados → apéndice A.

Indicaciones generales para el servicio y configuración de los equipos SIPROTEC® 4, ver por favor el manual descripción de sistema SIPROTEC ® 4 /1/.

Grupo objetivo Ingenieros de diseño, ingenieros de protecciones, ingenieros de puesta en servicio, personal responsable de realización de ajustes, verificación y mantenimiento de equipos de protección y control, y personal técnico de instalaciones eléctricas y plantas de generación.

Validez del manual Este manual es válido para: SIPROTEC® 4 Protección multifuncional con función de mando 7SJ62/63/64; de la versión de firmware V4.6.

Indicaciones de conformidad

Este producto corresponde a las reglamentaciones del Consejo de la Comunidad Europea para la adecuación de las normas legales de los Estados Miembros re-specto a la compatibilidad electromagnética (Norma CEM 89/336/EEC) y las rel-ativas a equipos eléctricos para aplicaciones dentro de unos límites de tensión especificados (Directiva de baja tensión 73/23 EEC).Esta conformidad es el resultado de las pruebas realizadas por Siemens AG, de acuerdo con el artículo 10 de la directiva, de acuerdo con las normas genéricas EN 50081 y EN 61000-6-2 para la directiva CEM, y con la norma EN 60255-6 para la directiva de baja tensión.El equipo está diseñado de acuerdo con el estándar internacional IEC 60255 y con la norma alemana VDE 0435.

Otras Normas IEEE Std C37.90-*

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Servicios adicionales

Para más información respecto al sistema SIPROTEC® 4 diríjase, por favor, a la oficina Siemens más cercana.

Cursos Las ofertas de cursos individuales se encuentran en el catálogo de cursos o contacte con nuestro Centro de Formación en Nürnberg.

Instrucciones y advertencias

Las notas y advertencias incluidas en este manual deben ser tenidas en cuenta para su seguridad personal y para garantizar una duración adecuada del equipo.Se utilizan las siguientes indicaciones y definiciones standard:PELIGROsignifica que ocurrirán, situaciones peligrosas para la vida de personas, con altos daños personales y materiales, si no se toman las correspondientes medidas de precaución.Advertenciasignifica que podrán ocurrir, situaciones peligrosas para la vida de personas, con altos daños personales y materiales, si no se toman las correspondientes medidas de precaución.Cuidadosignifica que pueden ocacionarse daños menores personales o materiales, si no se toman las correspondientes medidas de seguridad. Esto aplica particularmente para los daños dentro y alrededor del equipo y los producidos a consecuencia de éstos.Notaes una información importante sobre el producto o sección del manual correspon-diente que debe ser observada especialmente.

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AdvertenciaDurante el funcionamiento de los equipos eléctricos, determinadas partes de éstos se encuentran bajo tensión peligrosa.

La no observación puede ocasionar situaciones peligrosas para la vida de personas, daños personales o materiales altos.

Solo se permite trabajar a personal cualificado con el equipo. Éste deberá conocer a fondo las instrucciones de seguridad y las indicaciones de precaución correspondi-entes así como las advertencias de este manual.

El funcionamiento correcto y seguro del equipo requiere un transporte, almacenami-ento, instalación y montaje adecuados, realizados por personal cualificado y consid-erando las advertencias e instrucciones del manual. Especialmente se deben seguir las Instrucciones Generales de Instalación y Seguridad para el trabajo en instala-ciones de alta tensión (p.ej. DIN, VDE, EN, IEC u otras normativas nacionales e inter-nacionales).

Definición PERSONAL CUALIFICADOEn referencia a este manual como también en relación a las advertencias indicadas en el mismo producto, se considera como personal cualificado las personas que están familiarizadas con la instalación, montaje, puesta en marcha y en servicio del equipo y que disponen de la cualificación correspondiente p.ej.:• Formados y autorizados para efectuar conexiones, desconexiones, puestas a

tierra de equipos y circuitos cumpliendo las normas y procedimientos de seguri-dad establecidos.

• Entrenamiento e instrucción de acuerdo a los standards técnicos de seguridad en mantenimiento y utilidad de equipamientos de seguridad.

• Con formación en primeros auxilios.

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En los gráficos y tablas, en los cuales el tipo de caracterización se aclara por si mismo, no es necesaria esta convención.

Se utilizan en las figuras los siguientes símbolos:

En general, se utilizan los símbolos de conexión de acuerdo a IEC 60617-12 y IEC 60617-13 o derivados de éstos. Los símbolos más frecuentes son los siguientes:

Convenciones para tipografías y signos

Para caracterizar los términos que denominan las informaciones textuales del equipo en el texto del manual, se utilizan las siguientes tipos de letra:Nombres de parámetros

Denominación de los parámetros de configuración y función que aparecen literal-mente en el display del equipo o en la pantalla del PC (con DIGSI®) y se exponen en el texto en letra negra monoscript (de ancho constante). Lo mismo es válido para los títulos de los menús de selección.1234A

Las direcciones de parámetros se exponen de igual forma que los nombres de parámetros. Las direcciones de parámetros contienen en las tablas generales el sufijo A, si el parámetro solo puede ser ubicado en DIGSI® mediante la opción Indicar más parámetros.Estados de los parámetros

Los ajustes posibles de parámetros de texto que aparecen literalmente en el display del equipo o en la pantalla del PC (con DIGSI®), se exponen en letra cursi-va. Lo mismo es válido para las opciones de los menús de selección.„Avisos“

La denominación de las informaciones que da el equipo o que el equipo requiere de otros equipos o de unidades de conmutación, son textos escritos en monoscript (de anchura contante) y adicionalmente puestos en comillas.

señal lógica de entrada interna del equipo

señal lógica de salida interna del equipo

señal de entrada analógica interna

señal de entrada externa binaria con número de función F No. (Entrada binaria, aviso de entrada)Señal de salida digital externa con número de función FNo. (aviso del equipo)Señal de salida digital externa con número utilizada como señal de entrada (aviso del equipo)Ejemplo del parametro conmutable FUNCIÓN con la direc-ción 1234 y los estados posibles Activar y Desactivar

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Magnitud analógica de entrada

Puerta lógica AND de magnitudes de entrada

Puerta lógica OR de magnitudes de entrada

Puerta lógica OR exclusivo (Anti equivalencia): Salida activa si sólo una de las entradas está activa

Coincidencia: La salida se activa, si ambas entradas están activas en el mismo sentido

Señales dinámicas de entrada (controladas por flancos) la entrada arriba con flanco positivo, la entrada abajo con flanco negativoFormación de una señal analógica de salida a partir de di-versas señales analógicas de entrada

Escalón de valor límite con dirección y nombre de parámetro

Temporizador (retardo de arranque T ajustable) con direc-ción y nombre de parámetro

Temporizador (Retardo de reposición T, no ajustable)

Escalón de tiempo controlado por flancos con el tiempo activo T

Memorizador estático (Flipflop RS) con entrada Set (S), Reset (R), Salida (Q) y salida inversa (Q)

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Contenido

1 Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

1.1 Función general. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

1.2 Campos de aplicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

1.3 Propiedades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

2 Funciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

2.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 372.1.1 Capacidad de funciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 372.1.1.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 372.1.1.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 372.1.1.3 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 402.1.2 Equipo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 422.1.2.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 422.1.2.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 422.1.2.3 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 432.1.2.4 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 432.1.3 Datos de la instalación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 452.1.3.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 452.1.3.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 452.1.3.3 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 492.1.3.4 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 512.1.4 Perturbografía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 522.1.4.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 522.1.4.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 522.1.4.3 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 532.1.4.4 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 532.1.5 Cambio del grupo de parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 542.1.5.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 542.1.5.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 542.1.5.3 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 542.1.5.4 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 552.1.6 Datos Generales de planta 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 562.1.6.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 562.1.6.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 562.1.6.3 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 592.1.6.4 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 592.1.7 EN100-Módulo 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 602.1.7.1 Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 602.1.7.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 602.1.7.3 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

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Contenido

2.2 Protección sobreintensidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 612.2.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 612.2.2 Escalones de alta intensidad de tiempo definido I>>, IE>>. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 622.2.3 Escalones de alta intensidad de tiempo definido I>, IE> . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 642.2.4 Escalones de sobreintensidad de tiempo inverso Ip, IEp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 682.2.5 Cambio dinámico de los umbrales de arranque . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 712.2.6 Estabilización de cierre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 712.2.7 Lógica de arranque y disparo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 742.2.8 Protección de sobreintensidad bifásica (sólo no-direccional) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 742.2.9 Protección rápida para barras colectoras mediante bloqueo reversible . . . . . . . . . . . . . . . 752.2.10 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 762.2.11 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 852.2.12 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87

2.3 Protección sobreintensidad direccional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 902.3.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 902.3.2 Niveles de alta intensidad independientes direccional I>>, IE>>. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 932.3.3 Niveles de sobreintensidad independientes direccional I>, IE>. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 952.3.4 Niveles de sobreintensidad direccional dependientes de la intensidad Ip, IEp . . . . . . . . . . 972.3.5 Función Fuse-Failure-Monitor (FFM) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1002.3.6 Conmutación dinámica de los valores de respuesta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1002.3.7 Estabilización de la conexión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1002.3.8 Determinación del sentido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1012.3.9 Bloqueo posterior en el caso de tramos de línea con alimentación por dos lados . . . . . . 1062.3.10 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1082.3.11 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1172.3.12 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119

2.4 Cambio dinámico de parámetros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1212.4.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1212.4.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1252.4.3 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1262.4.4 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127

2.5 S/I t.def. monofásico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1282.5.1 Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1282.5.2 Protección diferencial de alta impedancia contra avería con derivación a tierra. . . . . . . . 1292.5.3 Protección de la cuba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1322.5.4 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1322.5.5 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1372.5.6 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138

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Contenido

2.6 Protección de tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1392.6.1 Formación del valor de medida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1392.6.2 Protección contra sobretensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1402.6.3 Protección contra subtensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1412.6.4 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1452.6.5 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1482.6.6 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149

2.7 Protección de carga desequilibrada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1502.7.1 Independiente Característica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1512.7.2 Caraterística independiente. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1522.7.3 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1552.7.4 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1582.7.5 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159

2.8 Protección del motor (Supervisión del tiempo de arranque y Bloqueo de rearranque). . . 1602.8.1 Supervisión del tiempo de arranque . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1602.8.1.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1602.8.1.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1632.8.2 Bloqueo de rearranque . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1652.8.2.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1652.8.2.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1712.8.3 Protección de motores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1752.8.3.1 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1752.8.3.2 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176

2.9 Protección de frecuencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1772.9.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1772.9.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1782.9.3 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1802.9.4 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 180

2.10 Protección sobrecarga. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1812.10.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1812.10.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1852.10.3 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1902.10.4 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 190

117SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Contenido

2.11 Funciones de supervisión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1912.11.1 Control de valores de medida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1912.11.1.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1912.11.1.2 Supervisiones de hardware . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1912.11.1.3 Supervisión del software . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1922.11.1.4 Supervisión de los circuitos transformadores de medida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1932.11.1.5 Detección del fallo de la tensión de medida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1962.11.1.6 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1972.11.1.7 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1992.11.1.8 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1992.11.2 Supervisión del circuito de disparo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2002.11.2.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2002.11.2.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2032.11.2.3 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2042.11.2.4 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2042.11.3 Reacciones de fallo de las unidades de supervisión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2052.11.3.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 205

2.12 Detección faltas a tierra (sensitivo) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2082.12.1 Nivel de tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2082.12.2 Niveles de intensidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2102.12.3 Determinación de la dirección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2102.12.4 Lógica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2132.12.5 Localización de la derivación a tierra. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2162.12.6 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2172.12.7 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2262.12.8 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 228

2.13 Protección faltas a tierra intermitentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2302.13.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2302.13.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2352.13.3 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2362.13.4 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 236

2.14 Reenganche automático . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2372.14.1 Función del programa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2382.14.2 Bloqueo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2432.14.3 Detección y supervisión del estado del interruptor de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2452.14.4 Control de escalones de protección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2472.14.5 Coordinación de secuencias de zona

(Zone Sequencing, no para la versión 7SJ6***-**A**-) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2492.14.6 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2502.14.7 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2582.14.8 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 263

2.15 Localizador de faltas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2652.15.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2652.15.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2672.15.3 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2672.15.4 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 267

12 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Contenido

2.16 Protección fallo del interruptor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2692.16.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2692.16.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2722.16.3 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2732.16.4 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273

2.17 Función flexible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2742.17.1 Descripción funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2742.17.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2802.17.3 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2852.17.4 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 286

2.18 Protección direccional de potencia- Aplicación con función de protección flexible . . . . . . 2872.18.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2872.18.2 Realización de la protección de potencia de retorno. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2922.18.3 Parametrización de la protección contra potencia de retorno mediante DIGSI. . . . . . . . . 294

2.19 Función de sincronización (sólo 7SJ64) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2982.19.1 SINC Grupo de función 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2982.19.1.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2982.19.1.2 Comprobación de sincronismos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3022.19.1.3 Síncrono/Asíncrono. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3032.19.1.4 Conexión sin tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3042.19.1.5 Desbloquear/bloquear . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3052.19.1.6 Grupos funcionales SINC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3062.19.1.7 Acción conjunta con control, AR y activación exterior. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3072.19.1.8 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3092.19.1.9 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3162.19.1.10 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 317

2.20 RTD-Box . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3192.20.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3192.20.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3212.20.3 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3222.20.4 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 327

2.21 Cambio de la secuencia de fases . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3282.21.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3282.21.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 329

2.22 Control de funciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3302.22.1 Sistema lógico de excitación del conjunto del equipo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3302.22.2 Lógica de disparo del equipo total . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3312.22.3 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 331

137SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Contenido

2.23 Funciones adicionales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3322.23.1 Elaboración de avisos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3322.23.1.1 Indicadores luminosos y salidas binarias (relés de salida) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3322.23.1.2 Informaciones a través del panel indicador o del ordenador personal . . . . . . . . . . . . . . . 3332.23.1.3 Informaciones para una central . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3352.23.2 Estadística . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3352.23.2.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3352.23.2.2 Mantenimiento del interruptor de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3362.23.2.3 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3432.23.2.4 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3452.23.3 Valores de medida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3462.23.3.1 Visualización de valores de medición . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3462.23.3.2 Transmisión de valores de medición . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3482.23.3.3 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3482.23.4 Valores medios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3502.23.4.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3502.23.4.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3502.23.4.3 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3502.23.4.4 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3512.23.5 Valores mínimos y máximos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3512.23.5.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3512.23.5.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3512.23.5.3 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3522.23.5.4 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3522.23.6 Límites para valores de medida. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3542.23.6.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3542.23.6.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3552.23.6.3 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3552.23.7 Valores límites para estadística . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3562.23.7.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3562.23.7.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3562.23.7.3 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3562.23.8 Contador de energía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3572.23.8.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3572.23.8.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3572.23.8.3 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3572.23.8.4 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3572.23.9 Soporte de puesta en marcha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3582.23.9.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 358

2.24 Protección para conexión de un transformador de tensión monofásico . . . . . . . . . . . . . . 3602.24.1 Conexión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3602.24.2 Repercusiones sobre la funcionalidad del equipo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3612.24.3 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 363

14 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Contenido

2.25 Elaboración de órdenes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3652.25.1 Unidades de conmutación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3652.25.1.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3652.25.1.2 Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3662.25.2 Tipos de orden. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3672.25.2.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3672.25.3 Secuencia de las órdenes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3682.25.3.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3682.25.4 Protección contra fallo de conmutación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3692.25.4.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3692.25.5 Protocolo de órdenes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3782.25.5.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 378

3 Montaje y Puesta en marcha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 379

3.1 Montaje y conexión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3803.1.1 Indicaciones para la configuración . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3803.1.2 Adaptación de hardware . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3873.1.2.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3873.1.2.2 Desmontaje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3893.1.2.3 Elementos de conmutación sobre las tarjetas de circuitos del equipo 7SJ62. . . . . . . . . . 3953.1.2.4 Elementos de conmutación en las tarjetas de circuitos del equipo 7SJ63 . . . . . . . . . . . . 4013.1.2.5 Elementos de conmutación en las tarjetas de circuitos del equipo 7SJ64 . . . . . . . . . . . . 4093.1.2.6 Módulos de interfaces . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4203.1.2.7 Montaje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4243.1.3 Montaje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4253.1.3.1 Montaje empotrado en el panel de mandos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4253.1.3.2 Instalación en bastidor y en armario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4273.1.3.3 Montaje superficial en panel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4303.1.3.4 Montaje con unidad frontal independiente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4313.1.3.5 Montaje sin unidad de frontal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 432

3.2 Control de las conexiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4343.2.1 Control de la conexión de datos de los interfaces serie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4343.2.2 Control de las conexiones de la instalación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 437

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Contenido

3.3 Puesta en servicio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4403.3.1 Régimen de prueba/Bloqueo de transmisión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4413.3.2 Comprobar el interfaz del sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4413.3.3 Comprobar los estados de conmutación de las entradas/salidas binarias . . . . . . . . . . . . 4433.3.4 Comprobaciones para la protección contra fallo del interruptor de potencia . . . . . . . . . . 4463.3.5 Comprobación de las funciones definibles por el usuario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4483.3.6 Comprobación de la intensidad, la tensión y la secuencia de fases . . . . . . . . . . . . . . . . 4483.3.7 Prueba de la protección de alta impedancia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4503.3.8 Comprobación del bloqueo posterior. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4503.3.9 Comprobación del sentido con corriente de carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4513.3.10 Comprobación de la polaridad para la entrada de tensiónU4 (sólo 7SJ64) . . . . . . . . . . . 4523.3.11 Comprobación de la puesta a tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4553.3.12 Comprobación de la polaridad para la entrada de intensidad IE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4563.3.13 Comprobación de la determinación de la temperatura a través de Thermobox . . . . . . . 4583.3.14 Medición del tiempo propio del interruptor de potencia (sólo 7SJ64) . . . . . . . . . . . . . . . . 4603.3.15 Comprobación de la actuación de los relés periféricos configurados . . . . . . . . . . . . . . . . 4613.3.16 Establecimiento de un listado de medida de prueba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 462

3.4 Montaje del equipo en su ubicación (panel / armario) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 463

4 Datos técnicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 465

4.1 Datos generales del equipo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4674.1.1 Entradas analógicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4674.1.2 Tensión auxiliar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4684.1.3 Entradas y salidas binarias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4694.1.4 Interfaces de comunicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4724.1.5 Pruebas eléctricas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4774.1.6 Pruebas mecánicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4794.1.7 Requerimientos de temperatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4804.1.8 Condiciones de utilización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4804.1.9 Homologaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4814.1.10 Versiones constructivas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 482

4.2 Protección de sobreintensidad independiente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 483

4.3 Protección de sobreintensidad dependiente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 485

4.4 Protección de sobreintensidad direccional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 496

4.5 Estabilización de la conexión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 498

4.6 Conmutación dinámica de parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 499

4.7 Protección de sobreintensidad monofásica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 500

4.8 Protección de tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 501

4.9 Protección de carga desequilibrada (curva característica independiente) . . . . . . . . . . . . 503

4.10 Protección de carga desequilibrada (curva característica dependiente) . . . . . . . . . . . . . 504

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Contenido

4.11 Supervisión del tiempo de arranque para motores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 510

4.12 Bloqueo de reenganche para motores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .511

4.13 Protección de frecuencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 513

4.14 Protección térmica de sobrecarga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 514

4.15 Determinación de la avería con falta a tierra (sensible/insensible) . . . . . . . . . . . . . . . . . 517

4.16 Protección intermitente contra faltas a tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 522

4.17 Automatismo de reenganche . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 523

4.18 Localizador de faltas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 525

4.19 Protección contra fallo del interruptor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 526

4.20 Funciones de protección flexibles (sólo 7SJ64) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 527

4.21 Función de sincronización (sólo 7SJ64) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 530

4.22 Thermoboxes para determinar la temperatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 532

4.23 Funciones definibles por el usuario (CFC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 533

4.24 Funciones adicionales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 538

4.25 Control de los equipos de mando . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 544

4.26 Requisitos relativos a los transformadores de medida de intensidad . . . . . . . . . . . . . . . 545

4.27 Dimensiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5474.27.1 Montaje sobre panel de mandos y en armario (tamaño del bastidor1/3) . . . . . . . . . . . . . 5474.27.2 Montaje sobre panel de mandos y en armario (tamaño del bastidor 1/2) . . . . . . . . . . . . . 5484.27.3 Montaje sobre panel de mandos y en armario (tamaño del bastidor 1/1) . . . . . . . . . . . . . 5494.27.4 Montaje sobre panel de mandos (tamaño del bastidor 1/3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5504.27.5 Montaje sobre panel de mandos (tamaño del bastidor 1/2) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5504.27.6 Montaje sobre panel de mandos (tamaño del bastidor 1/1) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5514.27.7 Montaje con panel frontal independiente o sin panel frontal

(tamaño del bastidor 1/2) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5524.27.8 Montaje con panel frontal independiente o sin panel frontal

(tamaño del bastidor 1/1) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5534.27.9 Panel frontal independiente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5544.27.10 Conector hembra DSUB del cable Dongle (Recorte en panel de mandos o puerta del armario)

555

A Anexo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 557

A.1 Datos de pedido y accesorios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 558A.1.1 Datos de pedido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 558A.1.1.1 7SJ62 V4.6 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 558A.1.1.2 7SJ63 V4.6 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 562A.1.1.3 7SJ64 V4.6 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 566A.1.2 Accesorios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 571

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Contenido

A.2 Distribución de las bornas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 574A.2.1 7SJ62 — Carcasa para montaje empotrado en paneles y armarios . . . . . . . . . . . . . . . . 574A.2.2 7SJ62 — Carcasa para montaje superficial en paneles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 576A.2.3 7SJ62 — Ubicación de los interfaces de la carcasa para montaje superficial en paneles 578A.2.4 7SJ63 — Carcasa para montaje empotrado en paneles y armarios . . . . . . . . . . . . . . . . . 579A.2.5 7SJ631/2/3 — Carcasa para montaje superficial en paneles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 584A.2.6 7SJ631/2/3 — Localización de los interfaces de la carcasa para montaje

superficial en paneles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 587A.2.7 7SJ635/6 — Carcasa para montaje superficial en paneles. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 588A.2.8 7SJ635/6 — Localización de los interfaces de la carcasa para montaje

superficial en paneles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 590A.2.9 7SJ63 — Carcasas con panel de servicio independiente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 591A.2.10 7SJ63 — Carcasas para montaje sin panel de servicio independiente. . . . . . . . . . . . . . . 596A.2.11 7SJ64 — Bastidor para montaje sobre panel de mandos y en armario . . . . . . . . . . . . . . 601A.2.12 7SJ64 — Carcasas para montaje superficial en paneles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 605A.2.13 7SJ64 — Carcasas para montaje con panel de servicio independiente . . . . . . . . . . . . . . 609A.2.14 7SJ64 — Carcasas para montaje sin panel de servicio independiente. . . . . . . . . . . . . . . 612A.2.15 Distribución de los enchufes de conexión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 615

A.3 Ejemplos de conexión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 616A.3.1 Ejemplos de conexión para 7SJ62 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 616A.3.2 Ejemplos de conexión para 7SJ63 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 623A.3.3 Ejemplos de conexión para 7SJ64 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 632A.3.4 Ejemplo de conexión para la protección diferencial de faltas a tierra de alta impedancia 642A.3.5 Ejemplos de conexión para unidad Thermobox . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 643

A.4 Requerimientos para el transformador de intensidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 644A.4.1 Factores de sobreintensidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 644

Factor de sobreintensidad de trabajo y nominal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 644Ejemplo de cálculo según IEC 60044–1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 644

A.4.2 Cálculo de clases. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 645. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 645

A.4.3 Transformador toroidal de cables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 645Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 645Requerimientos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 645Exactitud de clases . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 646

A.5 Preconfiguraciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 647A.5.1 Señales luminosas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 647A.5.2 Entrada binaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 648A.5.3 Salida binaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 649A.5.4 Teclas de función. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 651A.5.5 Cuadro básico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 652A.5.6 Planos CFC preestablecidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 656

A.6 Funciones dependientes del protocolo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 659

A.7 Capacidad de funciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 660

A.8 Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 662

18 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Contenido

A.9 Visión general de informaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 684

A.10 Avisos colectivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 714

A.11 Vista general de los valores de medida. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 715

Indicación de bibliografía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 721

Glosario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 723

Ìndice . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 733

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Contenido

20 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Introducción 1En este capítulo se presenta la familia de equipos SIPROTEC® 7SJ62/63/64. Se muestra una visión general sobre los campos de aplicación, propiedades y capacidad de funciones de estos equipos.

1.1 Función general 22

1.2 Campos de aplicación 26

1.3 Propiedades 29

217SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

1 Introducción

1.1 Función general

Los equipos numéricos de protección multifuncionales SIPROTEC® 7SJ62/63/64 dis-ponen de un microprocesador de tecnología avanzada. Aquí se efectúan todos los procedimientos desde la detección de valores de medida hasta la salida de la orden a los interruptores de potencia completamente en forma digital. La figura 1-1 muestra la estructura básica de los equipos 7SJ62/63 y la figura 1-2 la estructura básica del equipo 7SJ64.

Entradas analógicas

Las entradas de medida EM transforman las corrientes y tensiones provenientes de los transformadores de medida y las convierten al nivel de elaboración interno del equipo. El equipo dispone de 4 transformadores de intensidad y según el tipo de equipo de 3 ó 4 transformadores de tensión. Tres transformadores están previstos para las entradas de la intensidad de fase, un transformador más (IE) puede ser utili-zado, según la variante, para la detección de faltas a tierra IE (punto estrella del trans-formador de intensidad) o un transformador especial de intensidad a tierra (para la de-tección sensitiva de la intensidad a tierra IEE y para determinar faltas a tierra direccionales).

Figura 1-1 Estructura de hardware de los equipos de protección multifuncional digitales 7SJ62 y 7SJ63

22 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Los transformadores de tensión pueden ser aplicados opcionalmente bien para las 3 tensiones fase-Tierra o para 2 tensiones de fase y una de desplazamiento (tensión e–n). De igual manera es posible una conexión con dos tensiones fase-fase en circuito V.

En el 7SJ64 se pueden prever todos los 4 transformadores de tensión, opcional-mente, para la entrada de 3 tensiones fase-Tierra, una tensión homopolar Uen o una tensión adicional para la función de sincronización.

Las magnitudes analógicas son conducidas a los amplificadores de entrada AE. El grupo de amplificadores AE proporcionan a las magnitudes de entrada una termi-nación de alta impedancia y contiene filtros que están optimizados para la elaboración de valores de medida en cuanto al ancho de banda y la velocidad de procesamiento.

El grupo de convertidores analógico-/digital AD contiene multiplexores, convertidores analógico/digital y componentes de memoria para la transferencia al microprocesa-dor.

Figura 1-2 Estructura de hardware de la protección digital multifuncional 7SJ64

237SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

1 Introducción

Sistema de micro-procesador

En el sistema de microprocesador se elaboran aparte del control de los valores de medida, las propias funciones de protección y control. Estas son especialmente:• Función filtro y elaboración de magnitudes de medida,• supervisión permanente de magnitudes de medida,• vigilancia de las condiciones de arranque para cada función de protección,• control de valores límite y transcursos de tiempo,• control de señales para las funciones lógicas,• decisión de las órdenes de desconexión y cierre,• memorización de avisos, datos de falta y valores de falta para el análisis de faltas,• administración del sistema operacional y de sus funciones, como por ejemplo

memorización de datos, tiempo real, comunicación, interfaces, etc.• Distribución de las informaciones mediante el amplificador de salida (AS).

Entradas y salidas binarias

Las entradas y salidas binarias para el sistema de control se transmiten a los compo-nentes de entrada y salida (bornes de entrada y salida). Desde aquí, el sistema recibe informaciones de la instalación (p.ej. reposición remota) o de otras unidades (p.ej. órdenes de bloqueo). Las funciones de salida son generalmente órdenes al interrup-tor de potencia o avisos para la señalización remota de eventos y estados impor-tantes.

Elementos en la parte frontal

En los equipos con panel de servicio integrado o separado, los elementos ópticos (LED) y la pantalla de indicación (LCD) en la parte frontal sirven para dar informa-ciones sobre la función del equipo y señalizan los eventos, estados y valores de medida.

Las teclas integradas numéricas y funcionales en combinación con la pantalla LCD posibilitan la comunicación con el equipo local. Mediante estas teclas se pueden con-sultar todas las informaciones del equipo, es decir, parámetros de configuración y de ajuste, avisos de servicio y faltas o valores de medida como también modificar los parámetros de ajuste.

Además, mediante el panel de servicio del equipo se pueden efectuar funciones de control a los elementos de la subestación.

Interfaces serie Por el interfaz serie operacional situado en el frontal se puede realizar la comuni-cación mediante un PC utilizando el programa de servicio DIGSI®. Aquí es posible re-alizar operaciones confortables con todas las funciones del equipo.

Por el interfaz serie de servicio se puede realizar igualmente una comunicación con el equipo mediante un PC, utilizando DIGSI®. Este interfaz es apropiado especial-mente para un cableado fijo del equipo con el PC o para operaciones por módem. El interfaz de servicio puede ser utilizado alternativamente para una conexión de un Thermobox para introducir valores de temperatura externo (p. ej. para la protección de sobrecarga).

El interfaz adicional (sólo en el 7SJ64) está previsto exclusivamente para la conexión a una unidad Thermobox para la introducción de temperaturas externas.

Por el interfaz serie de sistema se pueden transmitir todos los datos del equipo hacia un equipo central de evaluación o un sistema de control. Según la aplicación este in-terfaz puede ser acondicionado para diferentes medios físicos de transmisión y difer-entes protocolos.

Se ha previsto además otro interfaz para la Sincronización de tiempo del reloj interno mediante una fuente de sincronización externa.

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Se pueden realizar otros protocolos de comunicación adicionales mediante módulos de interfaz suplementarios.

Alimentación Las unidades de función mencionadas están alimentadas por una fuente de corriente (AE) con la potencia necesaria para los diferentes niveles de tensión. Las caídas breves de tensión en la alimentación que pueden producirse durante cortocircuitos en los sistemas de tensión auxiliar de la instalación, son eliminadas en general por un elemento capacitivo de almacenamiento (ver también Datos Técnicos).

257SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

1 Introducción

1.2 Campos de aplicación

Los equipos numéricos de protección multifuncional SIPROTEC® 4 7SJ62/63/64 se aplican como equipos de protección, control y mando para las salidas de la barra colectora. Como protección de línea el equipo puede ser instalado en redes con puesta a tierra directa o por baja impedancia, aislada o compensada. Es apropiada para redes radiales alimentadas por un lado, redes en anillos de configuración abierta o cerrada, como también para líneas de doble alimentación. Como protección de mo-tores, el equipo es apropiado para máquinas asíncronas de cualquier dimensión.

El equipo contiene las funciones necesarias usuales para la protección, la vigilancia de la posición del interruptor y para las funciones de mando de las unidades de con-mutación en las barras colectoras simples y dobles y por lo tanto el equipo es aplica-ble en forma universal. También, se pueden utilizar los equipos como protección de reserva de tiempo para los equipos de protección diferenciales de cualquier tipo para líneas, transformadores, generadores, motores y barras colectoras para todas las ten-siones eléctricas.

Funciones de pro-tección

La función básica es una protección de sobreintensidad temporizada no direccional. Ésta tiene respectivamente dos escalones independientes de la intensidad (tiempo definido) y un Escalón dependiente (tiempo inverso) para las las intensidades de fase y la intensidad a tierra. Para el Escalón de tiempo inverso, es disponible una serie de curvas características de diferentes standards. Opcionalmente, se puede ajustar una Caraterística definida por el usuario.

Según la variante de pedido, la protección de sobreintensidad puede ser complemen-tada con una protección de sobreintensidad temporizada direccional, una protección fallo del interruptor y una protección de faltas a tierra (para cortocircuitos a tierra de alto ohmiaje o faltas a tierra) que puede trabajar en forma direccional o no-direccional.

Además de las funciones de protección para cortocircuito ya mencionadas, existen más funciones de protección como variantes de pedido, como protección de frecuen-cia, protección de sub- y sobretensión, protección de carga desequilibrada y protec-ción de sobrecarga con bloqueo de rearranque y supervisión del tiempo de arranque, como también una función de automatismo de reenganche, con el cual es posible efectuar con líneas aéreas diversos ciclos de interrupción diferentes. La conexión a un dispositivo externo de reenganche automático es también posible. Para situar rápi-damente la falta después de un cortocircuito, se ha integrado un localizador de faltas.

Para la detección de faltas a tierra intermitentes se puede solicitar una función de pro-tección que reconoce y acumula faltas a tierra de corta duración.

Mediante sensores externos se pueden tener en cuenta las temperaturas de ambi-ente o de refrigeración (por medio de una unidad Thermobox externa).

En el 7SJ64 se puede comprobar en el equipo, antes de un reenganche y después de un disparo tripolar, la tolerabilidad del reenganche mediante un control de las ten-siones y/o de sincronismo. La función de sincronismo también puede ser activada ex-ternamente.

Funciones de mando

El equipo dispone de una función de mando, por lo que es posible conectar y desconectar las unidades de conmutación por teclas operacionales, por el interfaz de sistema, vía entradas binarias y mediante el PC y el programa de servicio DIGSI®.

Mediante los contactos auxiliares de los interruptores y las entradas binarias del equipo se registran retroavisos de los estados de conexión. Con esto se pueden ob-servar en el equipo los estados de conexión actuales y utilizarlos para el control de

26 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

1.2 Campos de aplicación

plausibilidad y enclavamientos. El número de los elementos de subestación a contro-lar está limitado solamente por las entradas y salidas disponibles del equipo como también por su parametrización designada para los retroavisos de la posición del in-terruptor. Por cada elemento de subestación se necesitan una (aviso simple) o dos entradas binarias (aviso doble).

La autorización de mando puede ser limitada por las condiciones predeterminadas para la autoridad de mando (remota o local) y el modo de conmutación (bloquea-do/desbloqueado, con o sin código de acceso).

Las condiciones de enclavamiento para la conmutación (p.ej. protección fallo de con-mutación) pueden ser determinadas mediante la función lógica integrada definible por el usuario.

Avisos y valores de medida; Memoriza-ción de valores de falta

Los avisos de servicio informan sobre los estados en la subestación y en el mismo equipo. Las magnitudes de medida y los valores determinados por cálculo pueden ser señalizados durante el funcionamiento y ser transmitidos por los interfaces.

Los avisos del equipo pueden ser señalizados por un número de LEDs en la placa frontal, ser transferidos para una elaboración externa mediante contactos de salida (configurables), ser vinculados con las funciones lógicas definidas por el usuario y/o ser transmitidos mediante los interfaces serie.

Durante una perturbación (falta en la red) se registran eventos importantes y cambios de estado en los protocolos de faltas. Igualmente los valores instantáneos de la per-turbación son registrados en el equipo y éstos quedan disponibles para un análisis de falta posterior.

Comunicación Para la comunicación con sistemas externos de servicio, mando o memorización se disponen de interfaces.

Un conector DSUB en la parte frontal sirve para la comunicación local con un PC. Me-diante el programa de servicio de SIPROTEC® 4 DIGSI® se pueden efectuar por este interfaz operacional todos las operaciones de servicio y evaluación, como la deter-minación y modificación de los parámetros de configuración y ajuste, la configuración de funciones lógicas definidas por el usuario, la lectura de avisos de servicio y de per-turbaciones, el control de estado del equipo y de los valores de medida asi como la introducción de órdenes.

Otros interfaces se encuentran, según la variante de pedido, en la parte posterior del equipo. Por éstos se puede establecer una comunicación con otras unidades digitales de servicio, mando y memorización:

El interfaz de Servicio puede ser conectado por un cable de comunicación de datos o por un conductor de fibras ópticas y también permite una comunicación por módem. De esta manera es posible realizar operaciones de servicio desde un lugar remoto con un PC y el programa de servicio DIGSI®, p. ej. cuando diversos equipos deberán ser controlados por un PC central.

El interfaz adicional (sólo en el 7SJ64) está previsto exclusivamente para la conexión a una unidad Thermobox para la introducción de temperaturas externas. Este interfaz puede ser conectado, de igual manera, por un cable de transmisión de datos o con-ductor de fibras ópticas.

El interfaz de Sistema sirve para la comunicación entre el equipo y el sistema central de control. Este interfaz puede ser conectado, de igual manera, por un cable de trans-misión de datos o conductor de fibras ópticas. Para la transmisión de datos se dispo-nen de protocolos standard según IEC60870–5–103. Con este perfil de comunicación

277SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

1 Introducción

se realiza la integración de los equipos a los sistemas de automatización SINAUT® LSA y SICAM®.

Mediante un módulo EN100 se puede efectuar una integración de los equipos a la red Ethernet de 100 Mbit en los sistemas de control y automatización con protocolos según IEC 61850. En paralelo a la comunicación con el sistema de control es posible realizar mediante este interfaz una red de intercomunicación de equipos con GOOSE.

Opcionalmente, también se dispone en SIPROTEC® 4 de un acoplamiento al bus procesal PROFIBUS FMS. El PROFIBUS FMS según DIN19245 es un standard de comunicación abierta de amplia aceptación y gran rendimiento en las técnicas de control de subestaciones y de automatización. Para la comunicación con el PROFI-BUS existe un perfil definido que incluye todos los tipos de información de las técnicas de protección, control y mando. Con este perfil de comunicación se puede integrar el equipo al sistema de automatización de energía SICAM®.

Alternativamente al acoplamiento de bus de campo con PROFIBUS FMS se disponen de otras posibilidades de acoplamiento opcionales con PROFIBUS DP y de los pro-tocolos DNP3.0 y MODBUS. Estos protocolos no ofrecen las posibilidades que el pro-tocolo PROFIBUS FMS.

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1.3 Propiedades

1.3 Propiedades

Propiedades gene-rales

• Sistema de microprocesador de 32 bit de tecnología avanzada.

• Elaboración de valores de medida y funciones de mando completamente numéri-cos desde el proceso de muestreo y digitalización de las magnitudes de medida hasta la decisión de cierre o disparo para el interruptor de potencia.

• Aislamiento galvánico íntegro y libre de interferencias entre los circuitos internos de elaboración y los circuitos de medición, control y alimentación de la instalación me-diante transformadores instrumentales de medida, módulos binarios de entra-da/salida y rectificadores de corriente continua.

• Capacidad completa de las funciones necesarias para la protección y el control de una salida de línea o una barra colectora.

• Operaciones de servicio fáciles mediante el panel integrado de servicio y señaliza-ción o mediante un PC conectado con programa de guía.

• Cálculo permanente y señalización de los valores de medida sobre la parte frontal.

• Memorización de valores de medida Mín/Máx (función indicador de seguimiento) y memorización de valores medios de largo tiempo.

• Memorización de avisos de perturbación para los últimos 8 eventos (faltas en la red) con referencia de tiempo real, como también de los valores instantáneos para una perturbografía durante un espacio de tiempo máximo de 5 s.

• Supervisión permanente de los valores de medida como también del hard- y soft-ware del equipo.

• Posibilidad de comunicación con unidades centrales de control y memorización mediante interfaces serie, opcionalmente por línea de datos, módem o por fibra optica.

• Reloj con batería tampón, que puede ser sincronizado mediante una señal de sin-cronización (DCF77, IRIG B vía receptor de satélite), entrada binaria o interfaz de sistema.

• Estadística de conexiones: Contaje de las órdenes de disparo producidas por el equipo como también protocolización de las intensidades de las últimas desconex-iones efectuadas por el equipo y acumulación de las intensidades de cortocircuito desconectadas para cada polo del interruptor.

• Contador de horas de servicio: Contaje de las horas de servicio del objeto a prote-ger bajo carga.

• Ayudas de puesta en marcha como control de conexión y dirección, señalización de estado de todas las entradas y salidas binarias, posibilidades de chequeo para el interfaz de sistema y posibilidad de intervenir en la informaciones vía interfaz de sistema durante el modo de prueba.

Protección de so-breintensidad tem-porizada

• Dos escalones independientes (tiempo definido) y un Escalón dependiente de la in-tensidad (tiempo inverso) respectivamente para las intensidades de fase, la inten-sidad a tierra IE y también para la suma de intensidades 3I0;

• Posibilidad de aplicación bifásica de la protección de sobreintensidad (IL1, IL3);

• Para la protección de tiempo inverso es posible seleccionar diferentes curvas cara-cterísticas con diferentes standards o una Caraterística definible por el usuario;

297SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

1 Introducción

• Posibilidad de bloqueos, por ejemplo, aplicación para bloqueo reversible con cualquier Escalón;

• Posibilidad de un disparo inmediato por cierre sobre un cortocircuito con cualquier Escalón;

• Estabilización por cierre con segundo armónico.

Protección de cor-tocircuitos a tierra

• Protección de sobreintensidad temporizada con dos escalones independientes (tiempo definido) y un Escalón dependiente de la intensidad (tiempo inverso) para faltas a tierra de alta impedancia en redes puesta a tierra;

• Para la protección de tiempo inverso es posible seleccionar diferentes curvas cara-cterísticas con diferentes standards o una Caraterística definible por el usuario;

• Estabilización por cierre con segundo armónico;

• Posibilidad de un disparo inmediato por cierre sobre un cortocircuito con cualquier Escalón;

Protección direc-cional de sobrein-tensidad tempori-zada

• Tres escalones para fase y Tierra respectivos se activan paralelamente a los es-calones no-direccionales de sobreintensidad y son ajustables en su valor de ar-ranque y temporización independientemente de éstos;

• Determinación direccional con las tensiones ajenas al cortocircuito y una memoria para los valores de tensión, con lo cual se logra una sensibilidad direccional dinámi-ca ilimitada.

• La determinación direccional se efectúa por fase selectiva e independiente para faltas de fase y tierra como también para faltas de intensidad suma o residual.

Cambio dinámico de parámetros

• Posibilidad de un cambio dinámico de los parámetros de la protección de sobrein-tensidad durante el arranque en frío de una instalación;

• Reconocimiento de un arranque opcionalmente por la posición del interruptor de potencia o por umbral de intensidad;

• Posibilidad de activación mediante la función automática de reenganche (RE);

• Posibilidad de inicio también por entrada binaria.

Protección de so-breintensidad monofásica

• Evalucación de la intensidad medida mediante el transformador de intensidad a tierra sensible o no-sensible.

• apropiado como protección diferencial considerando la intensidad del punto estrel-la a un lado del transformador, generador o motor así como para un grupo de reac-tancias de compensación puestas a tierra.

• aplicación como protección de cuba contra corrientes de fuga inadmisibles entre la cuba del transformador y tierra.

Protección de tensión

• Detección de subtensión con dos escalones para la componente de secuencia pos-itiva de las tensiones así como detección de la tensión mínima existente.

• Criterio de intensidad conectable opcionalmente como condición de autorización adicional;

• Detección de sobretensión con dos escalones separados para la mayor de las ten-siones existentes asi como detección de la componente de secuencia negativa de las tensiones.

30 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

1.3 Propiedades

• para las conexiones monofásicas se evalúa la tensión monofásica conectada fase-Tierra o fase-fase ;

• relación de reposición ajustable en todos los escalones de la protección de sub- o sobretensión.

Protección de carga dese-quilibrada

• Evaluación del sistema de secuencia de fase negativa de las intensidades;

• Curva característica independiente de disparo de dos escalones; opcionalmente se disponen de curvas características inversas de diferentes standards.

Supervisión del tiempo de arranque para motores

• Característica de disparo dependiente de la corriente por evaluación de la intensi-dad de arranque;

• Temporización independiente de la corriente con rotor bloqueado.

Bloqueo de rear-ranque para motores

• Representación aproximada de la sobretemperatura del rotor;

• La conexión del motor se autoriza solamente debajo de un límite de rearranque;

• Posibilidad de desactivar la función bloqueo de rearranque para el caso de un ar-ranque de emergencia.

Protección de fre-cuencia

• Vigilancia de subfrecuencia (f) y/o sobrefrecuencia (f) con 4 valores límite de fre-cuencia ajustables y temporizaciones;

• Insensible a los armónicos y saltos de fase;

• Umbral de subtensión ajustable.

Protección de so-brecarga térmica

• Imagen térmica de las pérdidas por calor de la corriente (protección de sobrecarga con función de memoria completa);

• Cálculo de valores efectivos;

• Escalón ajustable de alarma térmica;

• Escalón ajustable de alarma de intensidad;

• En la aplicación para motores, posibilidad de prolongación de las constantes de tiempo para enfriamiento durante el paro;

• Posibilidad de acoplamiento de la temperatura ambiente o de refrigeración con sensores térmicos externos y unidad Thermobox.

Funciones de su-pervisión

• Supervisión de los circuitos internos de medida, de la alimentación de tensión aux-iliar como también del hardware y software, y por esto una elevada eficacia;

• Control de los circuitos secundarios de los transformadores de intensidad y tensión por supervisión de sumas y simetrías;

• Posibilidad de vigilancia del circuito de disparo;

• Control de la secuencias de fase.

317SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

1 Introducción

Detección de faltas a tierra

• Detección de la tensión homopolar por medida o cálculo con las tensiones de fase;

• Detección de la intensidad a tierra con alta sensibilidad o con amplio rango de in-tensidad;

• Determinación de la fase con cortocircuito para su aplicación en redes aisladas o compensadas;

• Detección de corriente a tierra con dos escalones: Escalón de alta intensidad IEE>> e IEE>;

• Alta sensibilidad (ajustable a partir de 1mA);

• Escalón de sobreintensidad con temporización independiente (tiempo definido) o dependiente de la intensidad (tiempo inverso);

• Para la protección de tiempo inverso se dispone de una característica intensid-ad/tiempo definible por el usuario y de dos características logarítmicas-inversas;

• Determinación direccional con valores del sistema homopolar (I0, U0), detección di-reccional vatiométrica de cortocircuitos a tierra;

• cada Escalón direccional o no-direccional puede ser ajustado en dirección — hacia adelante o hacia atrás —;

• Curva característica direccional ajustable;

• Opcionalmente aplicable como protección adicional de cortocircuitos a tierra.

Protección de faltas a tierra inter-mitentes

• Reconoce y acumula las faltas a tierra intermitente;

• Desconexión después de un tiempo integrado ajustable.

Automatismo de reenganche

• de uno o más ciclos;

• Con tiempos de pausa independiente para el primer y el resto de ciclos;

• Posibilidad de ajuste: cual de los escalones de sobreintensidad o de falta a tierra debe trabajar o no con reenganche;

• Programas separados para faltas de fase y a tierra;

• Interacción con la protección de sobreintensidad y con los escalones de falta a tierra. Estos pueden ser bloqueados o pueden efectuar un disparo inmediato de-pendiendo del ciclo de la función RE;

• posibilidad de reenganche síncrono en interacción con la función de sincronización integrada (sólo en el 7SJ64).

Localizador de faltas

• Inicio por orden de disparo o por orden externa o por reposición de arranque;

• Cálculo de la distancia a la falta e indicación de la localización de falta en óhmios (secundarios) y en kilómetros o millas.

Protección fallo del interruptor

• Por vigilancia de la corriente y/o evaluación de los contactos auxiliares del interrup-tor de potencia;

• Arranque por cada función integrada de protección que produce un disparo;

• Arranque, también posible, por una entrada binaria desde un equipo de protección externo;

• Arranque, también posible, por la función de mando integrada.

32 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

1.3 Propiedades

Funciones de pro-tección flexibles (sólo 7SJ64)

• Hasta 20 funciones de protección ajustables individualmente en modo de trabajo trifásico o monofásico;

• en principio, la evaluación se efectua con magnitud calculada o medida directa-mente:

• Logica de protección standard con característica constante;

• temporización interna de arranque y reposición parametrizable;

• textos de aviso editables.

Función de sin-cronización (sólo en el 7SJ64)

• Control de las condiciones de sincronismo antes de reenganche después de un disparo tripolar;

• medición rápida de la diferencia de módulo de tensión ∆U, de la diferencia de ángulo de fases ∆ϕ y de la diferencia de frecuencia ∆f;

• Alternativamente control del estado sin tensión antes del reenganche;

• Posibilidad de conexión bajo condiciones asíncronas de la red con cálculo de pred-icción para el momento de sincronización;

• Tensiones mínima y máxima ajustables;

• Posibilidad de control de las condiciones de sincronismo o del estado sin tensión también antes de cierre manual del interruptor de potencia, con valores límite sep-arados;

• Posibilidad de medición por transformador, también sin utilizar un transformador in-termedio externo;

• Tensiones de medida, opcionalmente fase-fase o fase-Tierra.

Unidades Ther-mobox

• Detección de cualquier temperatura ambiente o de refrigeración mediante uni-dades externas Thermobox y sensores térmicos externos.

Cambio de la se-cuencia de fases

• Posibilidad de cambio de la secuencia de fases por parámetros (estático) y entra-das binarias (dinámico).

Mantenimiento del interruptor de po-tencia

• método estadístico para el soporte de la planificacion de los intervalos de mante-nimiento para los contactos del interruptor de potencia en base a su grado de des-gaste real.

• se han implementado diversas funciones parciales independientes una de la otra (procedimiento ΣI, procedimiento ΣIx y procedimiento 2P; en el 7SJ64 se dispone también del procedimiento I2t);

• La detección y pre-procesamiento de los valores de medida para todas las fun-ciones parciales se efectúan por fase selectiva con un valor límite específico del procedimiento respectivo para cada función parcial.

337SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

1 Introducción

Funciones defini-bles por el usuario

• Función programable para la configuración libre de señales internas y externas para realizar funciones lógicas definibles por el usuario;

• Todas las funciones lógicas usuales (AND, OR, NO, EXCLUSIVE–OR etc.);

• Temporizaciones y consulta de valores límites;

• Elaboración de valores de medida, como supresión de punto cero, expansión de curva característica, supervisión Live–Zero.

• Depuración del CFC mediante aplicación de Browser (sólo 7SJ64).

Funciones de mando para uni-dades de con-mutación

• Conexión y desconexión de las unidades de conmutación por operación manual sobre teclas funcionales, teclas funcionales programables, por el interfaz de sistema (p.ej. de SICAM® o LSA) o por el interfaz operacional (mediante un PC y programa de servicio DIGSI®);

• Retroaviso de los estados de conexión por los contactos auxiliares del interruptor;

• Control de plausibilidad de las posiciones del interruptor y las condiciones de encl-avamiento para la maniobra de conmutación.

34 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Funciones 2E"n este capítulo se explican en forma breve las diferentes funciones del equipo SIPROTEC 4 7SJ62/63/64. Se muestran las posibilidades de ajuste para cada función en la capacidad máxima. Aquí se dan indicaciones para determinar los valores de ajuste y — cuando es necesario — se exponen fórmulas.

Además se puede determinar, en base a las siguientes informaciones, cual de las fun-ciones ofrecidas debe ser utilizada.

2.1 Generalidades 37

2.2 Protección sobreintensidad 61

2.3 Protección sobreintensidad direccional 90

2.4 Cambio dinámico de parámetros 121

2.5 S/I t.def. monofásico 128

2.6 Protección de tensión 139

2.7 Protección de carga desequilibrada 150

2.8 Protección del motor (Supervisión del tiempo de arranque y Bloqueo de rearranque) 160

2.9 Protección de frecuencia 177

2.10 Protección sobrecarga 181

2.11 Funciones de supervisión 191

2.12 Detección faltas a tierra (sensitivo) 208

2.13 Protección faltas a tierra intermitentes 230

2.14 Reenganche automático 237

2.15 Localizador de faltas 265

2.16 Protección fallo del interruptor 269

2.17 Función flexible 274

2.18 Protección direccional de potencia- Aplicación con función de protección flexible 287

2.19 Función de sincronización (sólo 7SJ64) 298

2.20 RTD-Box 319

2.21 Cambio de la secuencia de fases 328

2.22 Control de funciones 330

357SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

2.23 Funciones adicionales 332

2.24 Protección para conexión de un transformador de tensión monofásico 360

2.25 Elaboración de órdenes 365

36 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2.1 Generalidades

2.1 Generalidades

Los parámetros funcionales pueden ser modificados a través del interfaz operacional o de servicio desde un PC mediante el programa DIGSI®, parcialmente los parámet-ros pueden ser ajustados en el panel de servicio del equipo. El modo de proceder se aclara detalladamente en el manual de sistema de SIPROTEC®/1/.

2.1.1 Capacidad de funciones

El equipo 7SJ62/63/64 dispone de finciones de protección y adicionales. La capaci-dad del hard- y firmware está acondicionada para estás funciones. A parte de esto, las funciones de mando pueden ser adaptadas a las condiciones de la instalación. Además, mediante la configuración se pueden activar o desactivar individualmente funciones determinadas o modificar la funcionalidad conjunta de las mismas.

2.1.1.1 Descripción

Determinar la capacidad de funciones

Ejemplo de configuración de la capacidad de funciones:

Una red está compuesta de tramos de líneas aéreas y tramos de cables. Ya que la función de reenganche automático sólo tiene sentido en la aplicación para tramos con líneas aéreas, esta función se configura "inactiva" para la utilización en tramos de cable.

Las funciones de protección y adicionales existentes pueden ser configuradas como disponible o no disponible. En algunas funciones se pueden seleccionar dif-erentes alternativas que se explican a continuación.

Las funciones que han sido configuradas como no disponible, no son elaboradas en el 7SJ62/63/64: No existen avisos y los parámetros de ajuste correspondientes (funciones y valores límite) no son consultados en los ajustes.

Nota

Las funciones disponibles y los preajustes dependen de la variante de pedido del equipo (ver detalles de acuerdo a A.1).

2.1.1.2 Indicaciones de ajuste

Determinar la capacidad de funciones

Los parámetros de configuración pueden ser introducidos mediante un PC y el pro-grama de servicio DIGSI por el interfaz operacional del frontal del equipo o por el in-terfaz de servicio trasero. La forma de proceder con DIGSI se aclara en el manual descripción de sistema de SIPROTEC 4.

Para modificar los parámetros de configuración en el equipo es necesario introducir el código de acceso No. 7 (para juego de parámetros). Sin el código se pueden leer los ajustes pero no modificarlos ni transmitirlos al equipo.

La capacidad de funciones y, en caso dado, otras alternativas posibles se adaptan a las condiciones de la instalación en la ventana de diálogo Capacidad de funciones.

377SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

Particularidades En general, los ajustes se aclaran por si mismos. A continuación se aclaran las par-ticularidades especiales.

Si se desea utilizar el cambio de grupos de parámetros, ajuste la dirección 103 CAMBIO GRUPARÁM con disponible. En este caso se podrá parametrizar para el ajuste de funciones hasta cuatro diferentes grupos con parámetros que durante el fun-cionamiento podrán ser conmutados en forma rápida y fácil. Parametrizando no disponible se puede ajustar y utilizar solamente un grupo de parámetros de fun-ción.

Para el escalón de sobreintensidad de la protección de sobreintensidad temporizada (respectivamente para las intensidades de fase y a tierra) se puede seleccionar bajo la direcciones 112 SOBREINTENS.FAS y 113 SOBREINTENS.TIE diferentes carac-teristicas de disparo. Si sólo se desea la Caraterística independiente, se debe ajustar t.def sin t.inv. Además se pueden seleccionar según la variante de pedido características dependientes adicionales, de acuerdo a la norma IEC (S/I IEC), ANSI (S/I ANSI) o según una Caraterística especificada por el usuario. La relación de reposición de las características IEC y ANSI se determina después en la para-metrización (direcciones 1210 y 1310), mientras que para la Caraterística definida por el usuario se determina bajo la dirección 112 y 113, si se desea especificar sólo la curva característica (Caract.usuario) o tanto la característica de arranque como también la caracteristica de reposición (Carac.específi.).

El escalón sobrepuesto de alta intensidad I>> es disponible en todos estos casos. Seleccionando no disponible se puede cancelar la configuración de la protección de sobreintensidad temporizada.

Para la protección direccional de sobreintensidad existen las mismas posiblidades de ajuste bajo las direcciones 115 S/I DIR.FASES y 116 S/I DIR. TIERRA como para la protección de sobreintensidad no direccional.

Para la función de detección (sensible) de faltas a tierra se elige bajo la dirección 131 F/T SENS. entre una característica independiente (t.def sin t.inv), una Caract.usuario y dos características logarítmicas inversas, si es que no se ha de-sactivado la configuración de la función completa con no disponible.

En la protección de faltas a tierra intermitentes se determina bajo la dirección 133 F/T interm con que magnitud de medida (con IE, con 3I0 o con IEE) esta función de protección debe trabajar.

Para la protección de carga desequilibrada se determina bajo la dirección 140 P.CARGAS DESEQU si la curva característica de disparo deberá ser de tiempo defin-ido independiente o Carac.disp ANSI o de tiempo inverso Carac.disp.IEC o si la función debe ser configurada como no disponible.

Para la protección de sobrecarga se puede determinar bajo la dirección 142 SOBRECARGA, si la imagen térmica de la protección debe considerar una temperatura de un medio de refrigeración o de la temperatura ambiente (con temper.amb.) o no (sin temper.amb.) o si la función completa debe ser configurada como no disponible.

Las funciones de protección flexible (sólo 7SJ64) pueden ser configuradas con el parámetro FUNC. FLEX.. Se pueden establecer hasta máximo 20 funciones. Esto se efectúa poniendo una marca (de verificación) en las funciones (ver ejemplo en el capí-tulo 2.18). Si se retira la marca (de verificación) de una función, se anulan todos los ajustes y configuraciones efectuados. Si se vuelve a introducir la marca, todos los ajustes y configuraciones se encuentran en su estado inicial preconfigurado. Los ajustes de la función flexible se efectúan mediante DIGSI bajo parámetro", "Funci-ones adicionales" y " Configuración". La configuración (ordenación) se efectúa, de manera usual bajo "Parámetros" y "Ordenación".

38 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2.1 Generalidades

Para la función de sincronización se disponen de máx. cuatro grupos de función SINC. Estos se activan bajo la dirección 016x (x = 1 ... 4). Los parámetros 161 SINC Función 1 hasta 164 SINC Función 4 sirven para definir, si la función de protec-ción correspondiente debe tener la configuración como no disponible o disponible. Esta configuración es necesaria para determinar el funcionamiento ASIN/SINCRON (se hace un cierre tanto bajo condiciones asíncronas como también síncronas) o CONTROL SINCRO (corresponde a la función de verificación de sin-cronismo clásica). Los grupos de función configurados como disponibles con ASIN/SINCRON o CONTROL SINCRO son visualizados cuando se selecciona la función de sincronización, las funciones configuradas con la opción no disponible no son visualizadas.

Para la supervisión del circuito de disparo existe la posibilidad de determinar bajo la dirección 182 SUPER.CIRC.DISP, si esta función debe trabajar con dos entradas bi-narias (con 2 EB) o con una entrada binaria (con 1 EB) o si la función debe ser configurada como no disponible.

Si se debe detectar una temperatura ambiente o una temperatura de un medio de re-frigeración y conducirla por ejemplo a la protección de sobrecarga, se debe ajustar bajo la dirección 190 RTD-BOX el interfaz, al cual se debe conectar el RTD-box. En los equipos 7SJ62/63/64 éste es el puerto C (interfaz de servicio), en el 7SJ64 puede ser el puerto C (interfaz de servicio) o el puerto D (interfaz adicional). El número y el modo de transmisión de los puestos de medición (RTD = Resistance Temperature De-tector) se ajustan bajo la dirección 191 TIPO TERMOBOX: 6 RTD Símplex ó 6 RTD Semidúpl. (con una unidad Thermobox) ó 12RTD Semidúpl. (con dos unidades-Thermobox). Ver ejemplos de las versiones en el anexo (bajo "Ejemplos de conex-ión"). Los ajustes bajo la dirección 191 deben corresponder al ajuste para la unidad Thermobox (ver sección 2.20.2 y el título "Ajustes en la unidad Thermobox").

Para el mantenimiento del interruptor se disponen de diferentes alternativas bajo la dirección 172 MANTENIMIEN. IP. Independientemente de esto, la funcionalidad básica para la determinación de la suma de intensidades (procedimiento ΣI) siempre es efectiva, porque no requiere ninguna parametrización adicional y se ocupa en acu-mular los valores de las intensidades desconectadas por las funciones de protección.

Seleccionando el Procedimiento-ΣIx se establece la suma de las potencias de todas las intensidades desconectadas y se señaliza como valor relativo. Con el Procedimiento-2P se determina constantemente por cálculo el tiempo de vida resid-ual del interruptor.

El I2 Procedimiento-t sólo es disponile en el equipo 7SJ64. En este método se de-termina la integral al cuadrado de las intensidad desconectadas y se señaliza como valor relativo.

Para más informaciones detalladas sobre los diferentes procedimientos de manten-imiento del interruptor vea la sección 2.23.2.

397SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

2.1.1.3 Visión general de los parámetros

Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación103 CAMBIO GRUPARÁM no disponible

disponibleno disponible Cambio grupo de parámetros

104 PERTURBOGRAFÍA no disponibledisponible

no disponible Perturbografía

112 SOBREINTENS.FAS no disponiblet.def sin t.invS/I IECS/I ANSICaract.usuarioCarac.específi.

t.def sin t.inv Protección sobreint. de fases TDef/TInv

113 SOBREINTENS.TIE no disponiblet.def sin t.invS/I IECS/I ANSICaract.usuarioCarac.específi.

t.def sin t.inv Protección sobreint. de tierra TDef/TInv

115 S/I DIR.FASES no disponiblet.def sin t.invS/I IECS/I ANSICaract.usuarioCarac.específi.

t.def sin t.inv Prot.direccional sobreintensidad fases

116 S/I DIR. TIERRA no disponiblet.def sin t.invS/I IECS/I ANSICaract.usuarioCarac.específi.

t.def sin t.inv Prot.direccional sobreintensidad tierra

117 CAMB.DIN.PARAM no disponibledisponible

no disponible Conmutación dinámica de para-metros

122 ESTABILIZ.RUSH no disponibledisponible

no disponible Estabilización Inrush

127 S/I MONOFASICA no disponibledisponible

no disponible Prot. sobreintensidad monofásica

131 F/T SENS. no disponiblet.def sin t.invCaract.usuarioLog. Inversa 1Log. Inversa 2

no disponible Detección faltas a tierra alta (sen-sib.)

133 F/T interm no disponiblecon IEcon 3I0con IEE

no disponible Prot. para faltas a tierra inter-mitentes

140 P.CARGAS DESEQU no disponibleCarac.disp ANSICarac.disp.IECindependiente

no disponible Protección contra cargas dese-quilibradas

141 TIEMPO ARRANQUE no disponibledisponible

no disponible Control de tiempo de arranque

142 SOBRECARGA no disponiblesin temper.amb.con temper.amb.

no disponible Protección de sobrecarga

40 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2.1 Generalidades

143 BLOQUEO RE no disponibledisponible

no disponible Bloqueo de reenganche

150 PROT. TENSIÓN no disponibledisponible

no disponible Protección de tensión

154 PROT. FRECUENC. no disponibledisponible

no disponible Protección de frecuencia

161 SINC Función 1 no disponibleASIN/SINCRONCONTROL SINCRO

no disponible SINC Grupo de función 1







170 PROT. FALLO no disponibledisponible

no disponible Protección de fallo del interruptor

171 REENGANCHE AUTO no disponibledisponible

no disponible Reenganche automático (RE)

172 MANTENIMIEN. IP no disponibleProcedimien. IxProcedimien. 2pProcedim. I2t

no disponible Mantenimiento interruptor de po-tencia

180 LOCALIZ. FALTAS no disponibledisponible

no disponible Localizador de faltas

182 SUPER.CIRC.DISP no disponiblecon 2 EBcon 1 EB

no disponible Supervisión circuito de disparo

190 RTD-BOX no disponibleinterfaz C

no disponible RTD-Box, entrada ext. para tem-peratura

191 TIPO TERMOBOX 6 RTD Símplex6 RTD Semidúpl.12RTD Semidúpl.

6 RTD Símplex Tipo de conexión Termobox

Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación

417SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

2.1.2 Equipo

El equipo requiere algunos datos generales. Esto comprende por ejemplo la forma en que se deberán emitir los mensajes en el caso de una perturbación en la red.


Mensajes dependientes de la orden "No Trip – No Flag"

El almacenamiento de los mensajes que se configuran para los LED locales y la dis-posición de los mensajes espontáneos se pueden hacer depender de que el equipo haya emitido una orden de disparo. Estas informaciones no se emiten si en un caso de averías se han excitado una o varias funciones de protección pero no ha llegado a producirse un disparo por 7SJ62/63/64, porque la avería ha sido resuelta por otro equipo, (por ejemplo, en otra línea). Por lo tanto estas informaciones se limitan a las averías que se producen en la línea que se trata de proteger.

La siguiente figura muestra cómo se genera la orden de anulación para los mensajes almacenados. En el momento de la recuperación del equipo son las condiciones esta-cionarias (visualización de la avería con excitación/con orden de desconexión; disparo/sin disparo) las que determinan si el nuevo caso de avería se mantiene alma-cenado o si se anula.

Figura 2-1 Formación de la orden de reinicio para la memoria de mensajes de LED y LCD

Mensajes espontáneos en la pantalla

Se puede elegir si después de un caso de avería y sin más maniobras se deben vis-ualizar los datos más importantes de caso de avería en la pantalla, o no (véase también el apartado "Mensajes de casos de averías" en el apartado "Funciones adi-cionales").


Señalización de la perturbación

Generalmente, un nuevo arranque de protección borra todas las señalizaciones esta-blecidas hasta ese momento, para que solamente sea señalizada la última pertur-bación correspondiente. Aquí se puede elegir, si las señalizaciones por LED y los avisos espontáneos de falta deben aparecer en el display cuando sucede un arranque nuevo o solamente cuando se ha generado una orden de disparo. Para parametrizar el modo deseado seleccione en el menú PARÁMETROS el submenú Equipo. Bajo la dirección 610 SEÑALIZA. ERROR se ofrecen las dos alternativas Con arranque y Con disparo ("No trip – no flag").

En los equipos con pantalla gráfica se puede seleccionar con el parámetro 611 INDICAC.ESPONT. si una señalización espontánea de un evento de falta debe aparecer automáticamente en el display (Si) o no (No). En los equipos con display de texto estos avisos aparecen, de todas maneras, después de una falta en la red.

42 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2.1 Generalidades

Selección de cuadro básico

En los equipos con display de 4 líneas se dispone de un número páginas predefinidas. La página de inicio del cuadro básico, que se visualiza de forma standard después del inicio del equipo, puede ser seleccionada en los datos del equipo mediante el parámetro 640 Hoja inicial FB. Las páginas disponibles se indican en el anexo A.5.


2.1.2.4 Lista de informaciones


610 SEÑALIZA. ERROR Con arranqueCon disparo

Con arranque Señalización de error en LED/LCD

611 INDICAC.ESPONT. SiNo

No Indicación espontánea de datos de falta

640 Hoja inicial FB Imagen 1Imagen 2Imagen 3Imagen 4Imagen 5Imagen 6

Imagen 1 Hoja inicial Figura básica

No. Información Tipo de Info

Explicación

- >Luz encen AI >Luz encendida (Display del equipo)- Repos. LED IntI Reposición señales LED- Blq.AyV IntI Bloqueo transmisión de avis./ valores- Modo Prueb IntI Modo de prueba- Lín.a tier IntI Línea puesta a tierra- Camb posIP IntI Cambio de estado del interruptor- ModoTestHW IntI Modo test de Hardware- Sinc. hora IntI_P Sincronización de hora- Fallo FMS1 AS Fallo FMS Fibras opt.1- Fallo FMS2 AS Fallo FMS Fibras opt.2- Fall. CFC AS Fallo CFC1 sin ordenación AI sin ordenación a función de salida2 no existente AI no existente3 >Sincr.tiempo AI_P >Sincronización de tiempo5 >Reposic.LED AI >Reposición de señales LED15 >Modo Test AI >Modo de test por interfaz de sistema16 >Blq.AyV AI >Bloquear transmisión de avis./ valores51 Equipo operati. AS Equipo operativo ("Contacto-Live")52 Prot.act. IntI Al menos una función está activada55 Progr.Inicio AS Progr.Inicio56 Prog.inicial AS Programa de primera instalación67 Reinicio AS Reinicio68 Fallo reloj AS Fallo en función reloj69 Horario verano AS Horario de verano

437SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

70 Cargar parámet. AS Cargar parámetros nuevos71 Test parámetros AS Test de parámetros72 Parám. level 2 AS Cambio parámetro level 273 Parametri.local AS Parametrización local110 Pérdi. señales. AS_P Pérdida de señales113 MarcaTemp perd. AS Marcas temporales perdidas125 Blq.intermit.ac AS Bloqueo de aviso intermitente activo140 AvisCent.Pert AS Aviso central de perturbación144 Fallo 5V AS Fallo, tensión de alimentación 5V145 Fallo 0V AS Fallo del nivel de potencial 0V146 Fallo -5V AS Fallo, tensión de alimentación -5V147 Fallo fuent.ali AS Fallo, fuente de alimentación160 Alarm.central AS Aviso central de alarma177 Fallo batería AS Fallo, batería178 Fallo módul.E/S AS Fallo, módulo entrada/salida183 Fallo módulo 1 AS Fallo módulo 1184 Fallo módulo 2 AS Fallo módulo 2185 Fallo módulo 3 AS Fallo módulo 3186 Fallo módulo 4 AS Fallo módulo 4187 Fallo módulo 5 AS Fallo módulo 5188 Fallo módulo 6 AS Fallo módulo 6189 Fallo módulo 7 AS Fallo módulo 7191 Error Offset AS Error HW: Offset192 IN (1/5A)falso AS Error HW: Puente IN diferente a Parám.IN193 Err.datos calib AS Error HW: No existen datos de calibrac.194 Transf.IE falso AS Error HW: Transform. IE diferente a MLFB220 Rango I-f fallo AS Fallo HW: Rango de medida I-f incorrecto236.2127 BLQ. func.flex. IntI bloquear funciones flexibles301 Falta en Red AS Falta en Red, numerado302 Perturb. AS Perturbación,evento de faltas303 F.tierra AS Fallo, cortocircuito a tierra320 Alarm.mem.datos AS Alarma: Límite mem. de datos sobrepasado321 Alarm.mem.parám AS Alarma: Límite mem. de parám.sobrepasado322 Alarm.mem.serv. AS Alarma: Límite mem. de serv.sobrepasado323 Alarm.mem.nuevo AS Alarma: Límite mem. nuevo sobrepasado502 Reposcic. ARR AI Reposición de arranques (general)510 Activo Rele AI Activación del relé (general)


Explicación

44 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2.1 Generalidades

2.1.3 Datos de la instalación


El equipo requiere algunos datos de la red y de la subestación, para adaptar sus fun-ciones a estos datos según la utilidad. Entre éstos se cuentan, por ejemplo, los datos nominales de la instalación y de los transformadores, la polaridad y conexión de las magnitudes de medida, también en caso dado, las propiedades del interruptor de po-tencia y datos similares. Además existe un número de parámetros operacionales comunes para todas las fuciones, es decir los datos que no están asignados a una función de protección, control o supervisión concreta. Estos datos son el tema de esta sección.


Generalidades En los equipos con panel de servivio integrado o independiente se pueden implemen-tar los datos para los parámetros 209 SECUENCIA FASES, 210 TMin.Orden Disp, 211 TMax.Orden Disp y 212 IP I> directamente en el equipo: Después de pulsar la tecla MENU aparece el menú principal. Con la tecla se elige la opción PARÁMET-ROS y se pasa con a la selección de los parámetros. Para seleccionar los datos de subestación, elija en el menú PARÁMETROS la opción Datos de planta.

Bajo DIGSI haga doble clic sobre Parametrizar y obtenga así la selección correspon-diente. Bajo la opción Datos de planta se dispone de un un cuadro de diálogos para acceder, mediante las teclas de navegación, a las opciones, y efectuar los ajustes individuales en cada parámetro. Correspondiendo al orden dado, se hacen a continuación las siguientes aclaraciones.

Frecuencia nominal (Datos de red)

La frecuencia nominal de la red se ajusta bajo la dirección 214 FRECUENCIA NOM.. El valor preajustado por fábrica, según la variante de tipo, debe ser modificado sola-mente, si el equipo es utilizado para otro campo de aplicación distinto al del pedido.

Secuencia de fases (Datos de red)

Bajo la dirección 209 SECUENCIA FASES se pueden modificar los ajustes previos (L1 L2 L3 para secuencia de fases positiva), en caso que su instalación funcione perma-nentemente con secuencia de fases negativa (L1 L3 L2). Un cambio temporal de la dirección de la secuencia de fases por razones especiales de funcionamiento, puede ser activado mediante entrada binaria (ver sección 2.21.2).

Unidad de la temperatura (Datos de red)

La dirección 276 UNIDAD TEMP. permite que los valores de temperatura sean ex-puestos en grados Celsius o en grados Fahrenheit.

Polaridad de los transformadores de intensidad (Datos de red)

Bajo la dirección 201 Pto.EST.TI se consulta la polaridad del transformador de in-tensidad, es decir la posición del punto de estrella del transformador (la figura sigu-iente es válida en principio para dos transformadores de intensidad). El ajuste deter-mina la dirección de medida del equipo (hacia adelante = en dirección de la línea). El cambio de este parámetro causa también un cambio de la polaridad en las entradas de intensidad a tierra IE así como IEE.

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2 Funciones

Figura 2-2 Polaridad de los transformadores de intensidad

Conexión de la tensión (Datos de red)

La dirección 213 determina, como está conectado el transformador de tensión. CONEX.TT 3fases = U1E, U2E, U3E significa, que las tres tensiones de fase se encuentran en una conexión estrella, CONEX.TT 3fases = U12, U23, UE significa, que existe una conexión con dos tensiones fase-fase (conexión V) y la tensión Uen. Este último ajuste también debe ser elegido, si se conectan al equipo sólo dos ten-siones fase-fase o sólo la tensión homopolar.

El equipo 7SJ64 dispone de 4 entradas de tensión, es decir, aquí resultan otras posi-bilidades de conexión adicionales a los modos mencionados anteriormente: La opción CONEX.TT 3fases = U1E,U2E,U3E,UE se elige, cuando las tres tensiones de fase están conectadas en V y la tensión Uen se atribuye a la cuarta entrada del equipo. Si se utiliza la cuarta entrada de tensión para la función de sincronización, se debe se-leccionar CONEX.TT 3fases = U1E,U2E,U3E,USY también si en el lado primario sólo sse disponen de dos tensiones fase-fase (conexión V) (ya que éstas son conectadas de tal manera que bajo condiciones simétricas el equipo mide una tensión fase-Tierra).

Nota

Si se utiliza a funcion de sincronización con dos tensiones fase-fase en conexión V (ver arriba), entonces el equipo no podrá determinar ninguna tensión homopolar. Las funciones: "Protección direccional de sobreintensidad a tierra", "Detección direccional de faltas a tierra" y "Detección de fallo de la tensión de medida (FFM)" deben ser de-sactivadas o desconectadas.

Mediante el parámetro 240 CONEX.TT 1 fase se define que los equipos están conectados solamente a un transformador de tensión. Con esto se declara qué tensión primaria está conectada a qué entrada analógica. Después de seleccionar una de las tensiones posibles, es decir el parámetro no está ajustado con No, el ajuste del parámetro 213 no tiene importancia y sólo será determinante el ajuste del parámetro 240. Si en caso contrario, se elige 240 CONEX.TT 1 fase = No, entonces es válido el parámetro 213.

Fundamentalmente, en el 7SJ64 se considera la tensión conectada a la entrada U4, mediante un transformador monofásico, como la tensión a sincronizar.

46 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2.1 Generalidades

Unidad de longitud (Datos de red)

La dirección 215 UNIDAD LONGITUD permite definir la unidad de longitud (km o Millas) para la función del localizador de faltas. Si no existe un localizador o esta función está desactivada, este parámetro no tendrá importancia. Haciendo un cambio de la unidad de longitud no se efectúa automáticamente una conversión de los valores de ajuste que dependan de esta unidad. Estos deben ser definidos nueva-mente en las direcciones válidas respectivas.

ATEX100 (Datos de red)

El parámetro 235 ATEX100 posibilita cumplir con los requerimientos necesarios para la protección de motores contra el peligro de explosión utilizando imágenes térmicas. Si este parámetro está ajustado con Si, entonces todos las imágenes térmicas del equipo 7SJ62/63/64 son memorizadas en caso de una pérdida de la tensión auxiliar. Después de restablecerse la tensión de alimentación, las imágenes térmicas siguen funcionando con los valores memorizados. Si este parámetro está ajustado con No, entonces los valores determinados en las imagenes térmicas serán puestos a cero en caso de una interrupción de la tensión auxiliar.

Protección de so-breintensidad bifásica (datos de red)

La protección de sobreintensidad bifásica se utiliza en redes aisladas o compensa-das, cuando es necesario realizar una interacción con los dispositivos de protección bifásicos existentes. Mediante el parámetro 250 S/I 2 fases se puede determinar, si la protección de sobreintensidad trabaja en aplicación trifásica o bifásica. Si se ha ajustado el parámetro con Activar, entonces se utiliza para la comparación del valor umbral en lugar del valor de medida IL2, constantemente el valor 0 A, de manera que podrá efectuarse un arranque en la fase L2. Las demás funciones siguen trabajando de forma trifásica.

Protección para cortocircuitos a tierra (Datos de red)

Con el parámetro 613 S/I Tierra con se puede determinar, si la protección de cortocircuitos a tierra debe trabajar con valores medidos ((medido)) o con valores calculados a partir de las tres intensidades de fase (3I0 (calculado)). En el primer caso, se evalúa la magnitud de medida conectada a la cuarta entrada de intensidad, en el último caso se determina por cálculo la suma de intensidades de las tres entra-das de fase. Si el equipo dispone de una entrada sensitiva de intensidad a tierra ( el rango de medida empieza en 1mA), entonces la protección para cortocircuitos a tierra trabaja, de manera general, con el valor calculado 3I0. En este caso no se visualiza el parámetro 613 S/I Tierra con.

Protección de tensión (conmutación de valores caracterís-ticos)

Opcionalmente, en la aplicación con conexión trifásica se conduce a la protección de sobretensión la mayor de las tres tensiones fase-fase (ULL) o sino la tensión de se-cuencia de fases negativa (U2). Con una conexión trifásica se evalúa en la protección de subtensión bien la tensión de secuencia de fases positiva (U1) o bien la menor de las tensiones fase-fase (ULL). Con los parámetros614 ENTR.MED. U>(>) y 615 ENTR.MED. U<(<) se pueden configurar estas condiciones correspondientemente. En la conexión con transformador de tensión se efectúa una comparación directa de las magnitudes medidas con los valores de umbral de arranque y se ignora la para-metrización del cambio de los valores característicos.

Valores nominales de los transforma-dores de intensidad (Transformador I)

En las direcciones 204 T.I.Inom Primar y 205 Inom Secun.Equi se da infor-mación al equipo respecto a los valores primarios y secundarios de los transforma-dores de intensidad (fases). Tenga en cuenta que la intensidad nominal secundaria del transformador de intensidad corresponda a la intensidad nominal del equipo, ya que sino el equipo calculará con los falsos datos primarios. En las direcciones 217 IEN-Trafo Prim y 218 IEN-Trafo Secu se da información al equipo respecto a los valores primarios y secundarios de los transformadores de intensidad a tierra. En

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2 Funciones

la conexión normal (punto estrella conectado al transformador IE se deben ajustar 217 IEN-Trafo Prim y 204 T.I.Inom Primar con el mismo valor.

Si el equipo dispone de una entrada sensible de intensidad a tierra, entonces el parámetro 218 IEN-Trafo Secu ya está preconfigurado con 1 A. Este ajuste no puede ser modificado en este caso.

Valores nominales de los transforma-dores de tensión (Transformador U)

En las direcciones 202 UnPRIMARIA y 203 UnSECUNDAR se da información al equipo respecto a los valores primarios y secundarios nominales de los transformadores de tensión (magnitudes fase-fase).

Relación de trans-formación de los transformadores de tensión (Transfor-mador U)

En la dirección 206 Uf/Uen Transfor se informa al equipo como está conectado a tierra el transformador de tensión. Esta información es importante para el tratamiento de los cortocircuitos a tierra (en redes puestas a tierra) y las faltas a tierra (en redes no puestas a tierra), para el valor de servicio Ue y para la supervisión de los valores de medida.

Se debe comunicar al equipo bajo la dirección 213 si los transformadores de tensión poseen devanados e-n y si éstos están conectados al equipo, (ver arriba el título "Conexión del transformador de tensión"). La relación de transformación para los transformadores de tensión se define normalmente de la siguiente manera:

por lo tanto se debe prever para la tensión Uen el factor Uph/Uen (tensión secundaria, direccioón 206 Uf/Uen Transfor) con 3/ √3 = √3 = 1,73 . Para otras relaciones de transformación, p.ej. formando una tensión homopolar con el grupo de transforma-dores interconectados, se debe corregir el factor adecuadamente.

Por favor también tenga en cuenta, que la tensión secundaria calculada Ue está divid-ida por el valor ajustado bajo el parámetro 206. El parámetro 206, tiene influencia, sin que si la tensión Uenesté conectada, sobre los valores de medida Ue.

Duración de orden (IP)

En la dirección 210 se ajusta la duración mínima de la orden de disparo TMin.Orden Disp. Este tiempo es válido para todas las funciones de protección que pueden efec-tuar un disparo.

En la dirección 211 se ajsuta la duración de la orden de cierre TMax.Orden Disp. Ésta es válida para la función de reenganche integrada. Este tiempo debe ser lo suf-icientemente largo para que el interruptor de potencia realice el cierre con seguridad. Una duración muy larga no implica ningún peligro, ya que con un disparo nuevo de una protección, se interrumpe la orden de cierre definitivamente.

Supervisión del flujo de intensidad (IP)

En la dirección 212 IP I> se ajusta el valor umbral de la supervisión del flujo de in-tensidad. Este parámetro se utiliza en diversas funciones de protección (p.ej. en la protección de tensión con criterio de intensidad, en la protección fallo del interruptor, en la protección de sobrecarga y en el bloqueo de rearranque para motores). Si se sobrepasa el valor de intensidad parametrizado, se considera que el interruptor de po-tencia está cerrado.

48 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2.1 Generalidades

El ajuste para el umbral de arranque es válido para las tres fases y debe ser aplicado en relación a la función de protección realmente utilizada.

Considerado la protección de fallo del interruptor, se debe hacer un ajuste, de tal manera que la función todavía arranque con el valor mínimo posible de la intensidad de cortocircuito. Para esto, el valor debe ser ajustado por lo menos 10% más bajo que el valor mínimo de cortocircuito. El valor de arranque no debe ser puesto a un valor menor que lo necesario, ya que un ajuste demasiado sensible implica el riesgo de que los procesos de compensación en el circuito secundario del transformador de intensi-dad produzcan una prolongación del tiempo de reposición durante una desconexión de intensidades muy elevadas.

En la aplicación del equipo como protección de motores, en la protección de sobre-carga y en el bloqueo de rearranque, se hace diferencia entre el estado de marcha y el estado de paro del motor para considerar los diferentes comportamientos de enfri-amiento de la máquina. El valor de ajuste debe ser más bajo que la intensidad mínima en vacío.

Mantenimiento del interruptor de po-tencia (MIP)

Los parámetros 260 hasta 267 están reservados para la función de mantenimiento del interruptor de potencia y se explican detalladamente, en relación a los diferentes procedimientos, en las indicaciones de ajuste de esta función (ver sección 2.23.2).


Las direcciones a las cuales se adjunta una "A", sólo son modificables mediante DIGSI bajo "Otros parámetros".

En la tabla se incluyen preajustes orientados a la demanda comercial. La columna C (Configuración) indica la relación a la intensidad nominal de transformador correspon-diente.

Dir. Parámetro C Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación

201 Pto.EST.TI Lado de líneaLado de barra

Lado de línea Punto estrella transforma-dor intensidad

202 UnPRIMARIA 0.10 .. 800.00 kV 12.00 kV Tensión nom. primaria del transformador

203 UnSECUNDAR 100 .. 225 V 100 V Tensión nom. secundar. del transformador

204 T.I.Inom Primar 10 .. 50000 A 100 A Intensidad.Nom.primaria de transformador

205 Inom Secun.Equi 1A5A

1A Intensidad Nom. secund. del equipo

206A Uf/Uen Transfor 1.00 .. 3.00 1.73 Factor de adaptación Uf / Uen

209 SECUENCIA FASES L1 L2 L3L1 L3 L2

L1 L2 L3 Secuencia de fases

210A TMin.Orden Disp 0.01 .. 32.00 s 0.15 s Tiempo mínimo de la orden de disparo

211A TMax.Orden Disp 0.01 .. 32.00 s 1.00 s Duración máxima de la orden de cierre

212 IP I> 1A 0.04 .. 1.00 A 0.04 A Intens.Límite "Inter-rupt.pot. cerrado"

5A 0.20 .. 5.00 A 0.20 A

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2 Funciones

213 CONEX.TT 3fases U1E, U2E, U3EU12, U23, UEU1E,U2E,U3E,UEU1E,U2E,U3E,USY

U1E, U2E, U3E Conexión transformador tensión, 3 fases

214 FRECUENCIA NOM. 50 Hz60 Hz

50 Hz Frecuencia nominal de red

215 UNIDAD LONGITUD kmMillas

km Dimensión localiz. faltas en

217 IEN-Trafo Prim 1 .. 50000 A 60 A Intensidad nominal prima-ria TI

218 IEN-Trafo Secu 1A5A

1A Intensidad nominal se-cundaria TI

235A ATEX100 NoSi

No Guardar imagen térm. en pérdida tensión

240 CONEX.TT 1 fase NoU1EU2EU3EU12U23U31

No Conexión transformador tensión, 1 fase

250A S/I 2 fases ActivarDesactivar

Desactivar Prot sobreintensidad bifásica

260 Ir-IP 10 .. 50000 A 125 A Intensidad referencia fun-cional del IP

261 No.ACCIONAM. Ir 100 .. 1000000 10000 No. accionamientos con Intens. ref.func.

262 Isc-IP 10 .. 100000 A 25000 A Intens. ref. de DISP por cortocirc.de IP

263 No.ACC. con Isc 1 .. 1000 50 No.máx.accionam.con in-tens.ref.cortocirc

264 EXPONENTE Ix 1.0 .. 3.0 2.0 Exponente para proced-imiento Ix

265 MIP OBJ. MANDO (posibilidades de ajuste según la aplicación)

ninguno Mantenimien.IP, DISP por objeto de mando

266 T IP DISP 1 .. 600 ms 80 ms Tiempo de disparo del IP

267 T IP DISP prop. 1 .. 500 ms 65 ms Tiempo propio de disparo del IP

276 UNIDAD TEMP. Grados CelsiusGrad.Fahrenheit

Grados Celsius Unidad de temperatura

613A S/I Tierra con (medido)3I0 (calculado)

(medido) S/I temporizada Tierra con

614A ENTR.MED. U>(>) ULLU2

ULL Entrada medida de Prot. de sobretensión

615A ENTR.MED. U<(<) U1ULL

U1 Entrada medida de Prot. de subtensión


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2.1 Generalidades



Explicación

5145 >Cambio secuenc AI >Cambio de secuencia de fase5147 Secuenc. L1L2L3 AS Secuencia de fase L1 L2 L35148 Secuenc. L1L3L2 AS Secuencia de fase L1 L3 L2

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2 Funciones

2.1.4 Perturbografía

La protección multifuncional con el control 7SJ62/63/64 dispone de una memoria de valores de avería. Los valores instantáneos de las magnitudes de medida

iL1, iL2, iL3, iE o iEE y uL1, uL2, uL3, uE ó 3 · u0 y uSYN (sólo 7SJ64)

(tensiones según la conexión) se exploran con una muestra de 1,25 ms (para 50 Hz) y se registran en una memoria intermedia circulante (16 valores de exploración por cada período). En caso de avería, los datos se registran durante un período de tiempo ajustable, pero como máximo durante 5 segundos (para la 7SJ64 hasta 20 segundos). En este espacio de memoria se pueden registrar hasta 8 perturbaciones. Al pro-ducirse una nueva avería, la memoria de valores de avería se actualiza automática-mente, por lo que no es necesaria la confirmación. La memoria intermedia de registro de averías se puede activar adicionalmente para la excitación de protección también a través de una entrada binaria y a través del interfaz serie.


A través de los interfaces se pueden leer los datos desde un ordenador personal, y se pueden tratar mediante el programa de tratamiento de datos de protección DIGSI y el programa gráfico SIGRA 4. Con esto último se preparan gráficamente los datos registrados en un caso de avería y como complemento se calculan también otras magnitudes a partir de los valores de medida suministrados otras magnitudes. Las in-tensidades y tensiones se pueden representar opcionalmente como magnitudes pri-marias o secundarias. Adicionalmente se escriben también señales en forma de trazas binarias (marcas), por ejemplo "Excitación", "Disparo".

En la medida en que el equipo disponga de un interfaz de sistema serie, los datos de los valores de avería se pueden transmitir a través de aquél a un equipo central. La evaluación de los datos se efectúa en el equipo central mediante los programas cor-respondientes. Para ello se refieren las intensidades y tensiones a su valor máximo, se normalizan al valor nominal y se preparan para la representación gráfica. Adi-cionalmente se escriben también señales en forma de trazas binarias (marcas), por ejemplo "Excitación", "Disparo".

Al efectuar la transmisión a un equipo central se puede efectuar automáticamente la recuperación, y esto opcionalmente después de cada arranque de la protección o sólo después del disparo.


Determinaciones La función de perturbografía sólo puede ser efectuada, si en la configuración se ha parametrizado bajo la dirección 104 PERTURBOGRAFÍA = disponible. Los demás ajustes para la memorización de valores de falta se realizan en el submenú Perturbografía del menú PARÁMETROS. Para la memorización de los valores de falta se hace diferencia entre el momento de referencia y el criterio de memorización (dirección 401 INICI. PERTURB.). Normalmente, el momento de referencia es el arranque del equipo, es decir, al arranque de cualquier función de protección se asigna el punto de tiempo 0. El criterio de memorización puede ser igualmente el ar-ranque (Memo.con arr.) o el disparo del equipo (Memo con DISP.). También se puede elegir el disparo del equipo como momento de referencia (Inicio con DISP), entonces éste es también el criterio de memorización.

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2.1 Generalidades

Una perturbación (falta) empieza con el arranque de cualquier función de protección y termina con la reposición del último arranque de una protección. Esto es general-mente el espacio total de una memorización de valores de falta ( dirección 402 CAPACIDAD = Perturbacion). Si se efectúan reenganches automáticos, se puede memorizar la perturbación de red completa — en caso dado con varios reenganches — hasta su disparo definitivo (dirección 402 CAPACIDAD = Falta en la red). Esto reproduce el transcurso temporal completo, pero también ocupa mayor capacidad de memoria durante la(s) pausa(s) sin tensión.

La memorización propia empieza con un tiempo previo T. PREFALTA (dirección 404) antes del momento de referencia y finaliza con un tiempo posterior T. POSTFALTA (dirección 405) al criterio de memorización. El tiempo máximo admisible de memo-rización por registro de perturbación T MAX se ajusta bajo la dirección 403. Para cada memorización se disponen de máximo 5s. En total se pueden registrar hasta 8 pertur-bografías con una duración de tiempo máxima de 5s.

La memorización de valores de falta puede ser activada también vía entrada binaria o como por el interfaz operacional mediante un PC. Así se inicia la memorización con un trigger dinámico. La dirección 406 T. EXTERN determina la longitud de la memo-rización (pero máximo T MAX, dirección 403). A esto se suma el tiempo prefalta y postfalta. Si se ajusta el tiempo para la entrada binaria con ∞, la memorización durará tanto tiempo como la entrada binaria esté activada (estáticamente), pero con un máximo de T MAX (dirección 403).




401 INICI. PERTURB. Memo.con arr.Memo con DISP.Inicio con DISP

Memo.con arr. Inicio de la perturbografía

402 CAPACIDAD PerturbacionFalta en la red

Perturbacion Capacidad registro de valores de perturb

403 T MAX 0.30 .. 5.00 s 2.00 s Tiempo duración de pertur-bografía T -máx

404 T. PREFALTA 0.05 .. 0.50 s 0.25 s Tiempo prefalta

405 T. POSTFALTA 0.05 .. 0.50 s 0.10 s Tiempo postfalta

406 T. EXTERN 0.10 .. 5.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de perturbograf. con inicio ext.


Explicación

- Ini. pert. IntI Inicio perturbografía de test (marca)4 >Inic.perturb AI >Inicio perturbograf.activación externa203 Pertgrf.borr. AS_P Registro de perturbografía,borrado30053 Perturb.en proc AS Perturbogrfía en proceso

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2 Funciones

2.1.5 Cambio del grupo de parámetros

Para ajustar las funciones del equipo se pueden ajustar hasta 4 grupos de parámetros diferentes.

Casos de apli-cación

• Se utilizan grupos de ajuste para poder registrar los respectivos ajustes de fun-ciones para distintas aplicaciones, y poderlos recuperar rápidamente cuando sea necesario. Todos los grupos de ajuste están archivados en el equipo. Sin embargo siempre está activo solamente un grupo de ajuste.


Conmutación de los grupos de ajuste

Los grupos de parámetros se pueden conmutar durante el trabajo localmente a través del panel de mandos, mediante entradas binarias (en la medida en que estén debida-mente configuradas), a través del interfaz de maniobra y servicio, desde un ordenador personal o a través del interfaz del sistema. Por razones de seguridad no se puede efectuar una conmutación mientras haya una falta en la red.

Un grupo de ajuste comprende los valores de los parámetros de todas las funciones para las que se haya seleccionado el ajuste 2.1.1.2) al efectuar la configuración (apar-tado disponible. En los equipos 7SJ62/63/64 se soportan 4 grupos de ajuste inde-pendientes entre sí (Grupo A al D). Éstos representan un número de funciones idén-tico, pero pueden tener distintos valores de ajuste.


Generalidades Si no se utiliza la función de cambio, sólo necesita ajustar los parámetros previstos del grupo A. El resto de esta sección no es de importancia.

Si se desea utilizar la función de cambio, entonces se debe configurar la capacidad de funciones con CAMBIO GRUPARÁM = disponible (dirección 103). Luego se ajustan los parámetros de función necesarios, grupo por grupo, a lo máximo cuatro, A hasta D. La manera adecuada de proceder, la forma de hacer copias de los grupos y establecerlos al estado inicial de entrega, como también el procedimiento de cambio durante el funcionamiento del equipo de un grupo a otro, se aclaran detalladamente en el manual Descripción de Sistema de SIPROTEC ® 4.

Las posibilidades de efectuar cambios entre los diversos grupos de ajustes por externo mediante entradas binarias se describe en este manual en la sección 3.1.



302 ACTIVACIÓN GRUPO AGRUPO BGRUPO CGRUPO Dvía ENTR.BIN.vía protocolo

GRUPO A Activación del grupo de parámet-ros

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2.1 Generalidades



Explicación

- P.-Grupo A IntI Grupo de parámetros A- P.-Grupo B IntI Grupo de parámetros B- P.-Grupo C IntI Grupo de parámetros C- P.-Grupo D IntI Grupo de parámetros D7 >Par.selec.1 AI >Selecc. grupo parámetros 1(junto a 060)8 >Par.selec.2 AI >Selecc. grupo parámetros 2(junto a 059)

557SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

2.1.6 Datos Generales de planta 2


Los datos generales (Datos generale2) son los parámetros operacionales comunes para todas las fuciones, es decir los datos que no están asignados a una función de protección, control o supervisión concreta. Contrario a los datos tratados anteriormente Datos de planta, estos datos si son conmutables juntos con el grupo de parámetros.

Casos de aplicación

Dándole a conocer al equipo la tensión y la intensidad de referencia primarias del objeto de planta a supervisar, el equipo podrá determinar e indicar así los valores de medida porcentuales.

Para la aplicación en motores es de importancia reconocer el estado de arranque del motor. Como criterio de detección se utiliza la superación de un valor de intensidad parametrizable.


Valores nominales de la subestación

En la direcciones 1101 UN-FUNC. PRIM. y 1102 IN-FUNC. PRIM. se da informa-ción al equipo respecto a la tensión (fase-fase) e intensidad (fases) primarias de ref-erencia del objeto a proteger (p.ej. motor). Estos valores de referencia deben coincidir con los valores primarios de los transformadores de tensión e intensidad para que estén conformes con los ajustes bajo la dirección 202 y 204 (sección 2.1.3.2). Me-diante estas referencias el equipo determina los valores de medida porcentuales.

Adaptación de la impedancia a tierra (sólo para localiza-ción de falta)

Una adaptación de la relación de impedancias a tierra sólo tiene importancia para la localización de faltas en líneas. La adaptación se efectúa implementado la relación de resistencias RE/RL adap (dirección 1103) y la relación de las reactancias XE/XL (di-rección 1104). Estas se determinan sólo de manera formal y no son idénticas con la componente real e imaginaria ZE/ZL. ¡Un cálculo con valores complejos no es nece-sario! Los valores se obtienen de los datos de línea según las fórmulas siguientes:

Aquí significan

R0 – Resistencia homopolar de la línea

X0 – Reactancia homopolar de la línea

R1 – Resistencia de secuencia positiva de la línea

X1 – Reactancia de secuencia positiva de la línea

Estos datos pueden ser aplicados para la línea completa o servir como valores rela-tivos de longitud, ya que los cocientes son independientes de la longitud.

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2.1 Generalidades

Ejemplo de cálculo:

20 kV Línea aérea 120 mm2 con los datos:

R1/s = 0,24 Ω/km Resistencia de secuencia positiva

X1/s = 0,34 Ω/km Impedancia de secuencia positiva

R0/s = 0,88 Ω /km Impedancia homopolar

X0/s = 1,26 Ω/km Reactancia homopolar

Para las relaciones de impedancia es válido:

Estos valores se ajustan bajo las direcciones 1103 y 1104.

Reactancia por lon-gitud (sólo para lo-calizador de falta)

El ajuste de la reactancia por longitud solo es importante para la localización de faltas en líneas. Esto permite determinar la localización de faltas en unidades de longitud.

La reactancia por longitud X’ se implementa como valor relativo X SEC/MILLA, bajo la dirección 1105 en Ω/Millas, si se se ha definido como unidad de longitud Millas (dirección 215, ver sección 2.1.3.2 bajo el título "Unidad de longitud") o bajo la direc-ción 1106 en Ω/km, si se ha definido como unidad de longitud km. Si después de in-troducir el valor de reactancia por longitud en la dirección 1105 ó 1106 se modifica la unidad de longitud bajo la dirección 215, se debe parametrizar de nuevo la reactancia por longitud para la unidad cambiada.

Estos valores también pueden ser introducidos como valores primarios en la para-metrización utilizando un PC y DIGSI ®. Entonces, la siguiente conversión en valores secundarios ya no es necesaria.

Para transformar por cálculo los valores primarios en secundarios es válido:

Para la reactancia por longitud de una línea es válido correspondientemente:

con

Nint — Relación de transformación de los TI

Ntens — Relación de transformación de los TT

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2 Funciones


Suponiendo la misma línea como en el ejemplo para la adaptación de impedancias a tierra (arriba) y adicionalmente los datos de transformador:

Transformador de intensidad 500 A / 5 A

Transformador de tensión 20 kV / 0,1 kV

Con estos datos se determina la reactancia por longitud secundaria:

Detección de arranque (sólo para motores)

La superación del valor de intensidad parametrizado bajo la dirección 1107 definido como I.Arran.Motor se interpreta como arranque del motor. Este parámetro se utiliza en la función de supervisión de arranque y en la protección de sobrecarga.

Por lo tanto, los siguientes criterios son determinantes para el ajuste:• El valor debe ser elegido de tal manera que bajo todas las condiciones de carga y

tensión, éste pueda ser superado con seguridad por el valor real de intensidad de arranque del motor

• Durante el arranque del motor la imagen térmica permanece "estática", es decir, se mantiene constante. Este valor no debe ser ajustado innecesariamente muy bajo, por que sino se reduce el rango de trabajo durante el funcionamiento de la protec-ción de sobrecarga para las intensidades más elevadas.

Inversión de los valores de medida de potencia / Valores de contaje

Los valores de servicio direccionales calculados (potencia, factor de potencia, energía y los valores resultantes mínimos, máximos, medios y límites) normalmente se definen como positivos en dirección al objeto a proteger. Esto presupone que la po-laridad de conexión para el equipo en general ha sido ajustada correspondientemente en los Datos de planta (comparar también "Polaridad de los transformadores de intensidad", dirección 201). También es posible ajustar la dirección "hacia adelante" en las funciones de protección y el sentido positivo para los valores de potencia etc. de diferentes maneras, p. ej. para que la potencia activa (desde la línea hacia la barra) sea señalizada como positiva. Para esto parametrice bajo la dirección 1108 SIGNO MAT. P,Q la opción inverso. En el ajuste no inverso (preconfiguración) el sentido positivo para las líneas etc. corresponde a la dirección "hacia adelante" de las funciones de protección. Los valores respectivos se muestran detalladamente en el capítulo 4.

58 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2.1 Generalidades





1101 UN-FUNC. PRIM. 0.10 .. 800.00 kV 12.00 kV Tens. nom.de servicio pri-maria de planta

1102 IN-FUNC. PRIM. 10 .. 50000 A 100 A Int.nom.de servicio prima-ria de planta

1103 RE/RL adap -0.33 .. 7.00 1.00 Adaptación impedancia a tierra RE/RL

1104 XE/XL -0.33 .. 7.00 1.00 Adaptación impedancia a tierra XE/XL

1105 X SEC/MILLA 1A 0.0050 .. 15.0000 Ω/Mi 0.2420 Ω/Mi Reactancia/longitud de línea: Xsec/Milla

5A 0.0010 .. 3.0000 Ω/Mi 0.0484 Ω/Mi

1106 X SEC/KM. 1A 0.0050 .. 9.5000 Ω/Km 0.1500 Ω/Km Reactancia/longitud de línea: Xsec/km

5A 0.0010 .. 1.9000 Ω/Km 0.0300 Ω/Km

1107 I.Arran.Motor 1A 0.40 .. 10.00 A 2.50 A Intensidad de arranque del Motor

5A 2.00 .. 50.00 A 12.50 A

1108 SIGNO MAT. P,Q no inversoinverso

no inverso Signo mat. de valores de serv. P,Q


Explicación

126 PR.a/d IEC IntI Protecc. activar/desact.(IEC60870-5-103)356 >Conex. manual AI >Conexión manual501 Arranque Relé AS Arranque general del relé de protección511 DISP.gen Relé AS Disparo del relé (general)533 IL1 = AV Intensidad de falta fase L1 primaria534 IL2 = AV Intensidad de falta fase L2 primaria535 IL3 = AV Intensidad de falta fase L3 primaria561 Conex. manual AS Aviso de conexión manual2720 >Autoriz.RE ext AI >Autorización para RE externa4601 >IP cerrado AI >Interruptor de potencia cerrado4602 >RPOS Q0 abie AI >Retroaviso posición: Q0 abierto16019 >MIP arranque AI >Criterio de arranque Mantenimiento IP16020 MIPblqT err.par AS MIP bloqueado T IP DISPprop.>=T IP DISP16027 MIPblq Ierr.par AS MIP bloqueado Ir-IP >= Isc-IP16028 MIPblq NoACCpar AS MIP bloqueado No.ACC. Isc >= No.ACC. Ir

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2 Funciones

2.1.7 EN100-Módulo 1

2.1.7.1 Descripción del funcionamiento

A través de la cual EN100-Módulo 1 puede tener lugar la integración7SJ62/63/64 de la técnica de mando y automatización en redes de comunicación de 100 MBit con los protocolos según la norma IEC 61850 (suministrable con la versión V4.60). Esta norma permite la comunicación regular de los equipos sin Gateways ni convertidor de protocolo. De este modo se pueden mantener SIPROTEC 4 equipos abiertos e inter-operativos incluso en entornos correspondientemente heterogéneos. En paralelo a la comunicación con el sistema de control también es posible realizar mediante este in-terfaz la comunicación DIGSI y la intercomunicación de equipos con GOOSE.


Selección de interfaz

Para el funcionamiento del módulo de interfaz de sistema Ethernet (IEC 61850, EN100-Módulo 1) no se necesitan ajustes. En la medida en que el equipo disponga según MLFB de un módulo de este tipo, éste se preconfigurará automáticamente para interfaz B como interfaz disponible para él.



Explicación

009.0100 Fallo módulo IntI Fallo módulo EN100009.0101 Fallo Link1 IntI Fallo Link EN100 canal 1 (Ch1)009.0102 Fallo Link2 IntI Fallo Link EN100 canal 2 (Ch2)

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2.2 Protección sobreintensidad


La función de sobreintensidad es la función de protección principal en los equipos 7SJ62/63/64. Esta función dispone en total de tres escalones para las intensidades de fase y a tierra. Todos los escalones son independientes uno del otro y pueden ser combinados libremente.

Si es necesaria una interacción de equipos trifásicos con unidades de protección bifásicas en las redes aisladas o compensadas, se puede configurar la protección de sobreintensidad no solamente en el modo de elaboración trifasico sino también en un modo bifásico. (ver capítulo 2.1.3.2).

El escalón de alta intensidad I>> y el escalón de sobreintensidad I> trabajan siempre con temporización independiente de la intensidad (tiempo def.), el tercer escalón (UMZ) Escalón Ip siempre con temporización dependiente de la intensidad (tiempo inv.) (AMZ).


• La protección de sobreintensidad no direccional es apropiada para redes radiales de alimentación unilateral o redes anulares con funcionamiento abierto como también como función reserva en los dispositivos de protección por comparación para todo tipo de líneas, transformadores, generadores, motores y barras colector-as.

2.2.1 Generalidades

La protección de sobreintensidad a tierra puede trabajar, dependiendo del parámetro 613 S/I Tierra con, con valores medidos IE o con valores determinados por cálculo con las tres intensidades de fase 3I0. En los equipos con entrada sensitiva para intensidad a tierra se procede, sin embargo, generalmente con valores 3I0 cal-culados.

En cada Escalón se puede bloquear el escalón de temporización por entrada binaria o el reenganche automático (dependiente del ciclo) y así impedir la orden de disparo. Si se retira el bloqueo durante un arranque, la temporización se inicia de nuevo. Una excepción es la señal de cierre manual. En caso de un cierre manual sobre una falta, se puede generar un disparo inmediato. Para esto se excluye la temporización de un escalón de sobreintensidad o de alta intensidad mediante el impulso de cierre manual, es decir, el Escalón respectivo reacciona inmediatamente. Este impulso puede ser prolongado al menos 300ms.

La función de reenganche automático (RE), igualmente, puede iniciar para los inten-sidad y alta intensidad una desconexión inmediata.

Para los escalones se puede realizar una estabilización de arranque mediante los tiempos de reposición parametrizables. Esta protección se aplica en redes con faltas intermitentes. Para las aplicaciones donde se utilizan relés electromecánicos se pueden adaptar los diferentes comportamientos de reposición y realizar esca-lonamientos temporales de equipos digitales y electromecánicos.

Los umbrales de arranque y las temporizaciones pueden ser acondicionados rápida-mente a las situaciones de la subestación mediante el cambio dinámico de parámet-ros (ver sección 2.4).

Activando una estabilización de cierre se puede impedir un disparo en los escalones I> y Ip para las fases y para la puesta a tierra, cuando se detecta una corriente inrush.

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2 Funciones

La vinculación entre las funciones de los equipos 7SJ62/63/64 se expone en la tabla siguiente de forma general.

Tabla 2-1 Relación entre funciones

2.2.2 Escalones de alta intensidad de tiempo definido I>>, IE>>

Las intensidades de fase y la intensidad a tierra son comparadas individualmente con el valor de arranque Escalón común para los escalones I>> y. IE>>. En caso de su-peración se produce un aviso. Después de transcurrir las temporizaciones correspon-dientes T I>> o T IE>> se generan las órdenes de disparo las cuales también están disponibles independientemente para cada Escalón. El valor de reposición es aprox. 95 % del valor de arranque para intensidades > 0,3 IN.

Los arranques pueden ser estabilizados adicionalmente mediante los tiempos de re-posición parametrizables 1215 T RR S/I td FAS y 1315 T RR S/I td TIE. Si se detecta una disminución de valor debajo del umbral de reacción, se inicia una tem-porización y se mantiene el arranque. Por lo tanto la función no cae a una elaboración de tiempo inmediato. Mientras tanto la temporizaciones de disparo T I>> asi como T IE>> continúan transcurriendo. Después de haber finalizado la temporización de la reposición, se señaliza el arranque como aviso saliente y se resetea la temporización de disparo, si es que no ha ocurrido nuevamente una superación de valor del umbral I>> o IE>>. Si se produce de nuevo otra superación del valor umbral, durante el tran-scurso de la temporización de reposición, se interrrumpe esta temporización. Entre tanto la temporizaciones de disparo T I>> así como T IE>> continúan transcurrien-do. Después de finalizarse esta temporización se efectúa inemdiatamente un disparo, si el valor umbral es superado. Si en ese momento el valor umbral ya no está supe-rado, no se produce ninguna reacción. Si después de haber finalizado la temporiza-ción de disparo, ocurre nuevamente una superación del valor umbral mientras la tem-porización de reposición todavía transcurre, se produce inmediatamente un disparo.

Estos escalones pueden ser bloqueados por la función de reenganche automático (RE).

Escalones de so-breintensidad

Conexión para Reenganche

Cierre-Manual

Cambio dinámico de parámetros

Estabilización de cierre de cir-

cuitoI> • • • •I>> • • • Ip • • • •IE> • • • •IE>> • • • IEp • • • •

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Las dos siguientes figuras muestran los diagramas lógicos correspondientes a los es-calones de alta intensidad I>> y IE>>.

Figura 2-3 Diagrama lógico del nivel de alta intensidad I>> para fases

Si el parámetro CIERRE MANUAL está ajustado con I>> sin tempor. y se reconoce un cierre manual, se efectúa una desconexión inmediata al inicio del ar-ranque, también en caso de un bloqueo del Escalón por entrada binaria. Lo mismo es valido para RE I>>sin tempor.

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2 Funciones

Figura 2-4 Diagrama lógico del nivel de alta intensidad IE>>

Si el parámetro CIERRE MANUAL está ajustado con IE>>sin tempor. y se reconoce un cierre manual, se efectúa una desconexión inmediata al inicio del ar-ranque, también en caso de un bloqueo del Escalón por entrada binaria. Lo mismo es valido para RE IE>>sin tempor.

2.2.3 Escalones de alta intensidad de tiempo definido I>, IE>

Las intensidades de fase y la intensidad a tierra son comparadas individualmente por cada Escalón con el valor de ajuste I> o IE>, común para los escalones. En caso de superación se produce un aviso independiente. Si se utiliza la estabilización de cierre (ver abajo), se generan, dependiendo de la detección inrush, bien los avisos normales de arranque o los avisos inrush correspondientes. Después de transcurrir las tempo-rizacioness pertenecientes T I> así como T IE> se efectúa una orden de disparo, si es que no existe un fenómeno inrush o la estabilización de cierre no está en acción. Si la estabilización de cierre está activada y se detecta un fenómeno inrush, no se produce un disparo, pero si un aviso sobre el transcurso de la temporización. Un aviso de disparo y finalización de tiempo son disponibles por separado para cada Escalón. La reposición se produce al 95 % del valor de corriente asignado a > 0,3 IN.

Los arranques pueden ser estabilizados adicionalmente mediante los tiempos de re-posición parametrizables 1215 T RR S/I td FAS y 1315 T RR S/I td TIE. Si se detecta una disminución de valor debajo del umbral de arranque, se inicia una temporización y se mantiene el arranque. Por lo tanto la función no cae a una elab-

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oración de tiempo inmediato. Mientras tanto la temporizaciones de disparo T I> así como T IE> continúan transcurriendo. Después de haber finalizado la temporización de la reposición, se señaliza el arranque como aviso saliente y se resetea la tempo-rización de disparo, si es que no ha ocurrido nuevamente una superación de valor del umbral I> o IE>. Si se produce de nuevo otro sobrepaso del valor umbral, durante el transcurso de la temporización de reposición, se interrrumpe esta temporización. Entre tanto la temporizaciones de disparo T I> así como T IE> continúan transcur-riendo. Después de finalizarse esta temporización se efectúa inemdiatamente un disparo, si el valor umbral es superado. Si en ese momento el valor umbral ya no está sobrepasado, no se produce ningún arranque. Si después de haber finalizado la tem-porización de disparo, ocurre nuevamente una superación del valor umbral mientras la temporización de reposición todavía transcurre, se produce inmediatamente un disparo.

La estabilización de arranque de los escalones de sobreintensidad I> y IE> mediante tiempos de reposición parametrizables se desactiva si ocurre un arranque de Inrush, ya que en caso de un inrush no se trata de una falta intermitente.


Las siguientes figuras muestran los diagramas lógicos correspondientes a los es-calones de sobreintensidad I> e IE>.

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2 Funciones

Figura 2-5 Diagrama lógico del nivel de sobreintensidad I> para fases

La temporización de reposición se activa sólo si no se ha detectdo un inrush. Si ocurre un inrush se cancela un temporización de reposición en transcurso.

Si el parámetro CIERRE MANUAL está ajustado con I> sin tempor. y se reconoce un cierre manual, se efectúa una desconexión inmediata al inicio del arranque, también en caso de un bloqueo del Escalón por entrada binaria. Lo mismo es valido para RE I> sin tempor.

Figura 2-6 Lógica de temporización de reposición para I>

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Figura 2-7 Diagrama lógico del nivel de sobreintensidad IE>

Si el parámetro CIERRE MANUAL está ajustado con IE> sin tempor. y se reconoce un cierre manual, se efectúa una desconexión inmediata al inicio del ar-ranque, también en caso de un bloqueo del Escalón por entrada binaria. Lo mismo es valido para RE IE> sin tempor.

Los valores de reacción de cada Escalón I>, I>> para las intensidades de fase y IE>, IE>> para la intensidad a tierra y las temporizaciones válidos para cada uno de estos escalones son ajustables individualmente.

La temporización de reposición se activa sólo si no se ha detectdo un inrush. Si ocurre un inrush se cancela un temporización de reposición en transcurso.

Figura 2-8 Lógica de la temporización de reposición para IE>

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2 Funciones

2.2.4 Escalones de sobreintensidad de tiempo inverso Ip, IEp

Los escalones S/I t.inv. dependen de la variante de pedido. Estos trabajan siempre con una Caraterísticade tiempo inverso, según las normas IEC o las normas ANSI o según una Caraterística especificada por el usuario. Las características y sus formu-las correspondientes se exponen en los Datos Técnicos. En la configuración de una de las características de tiempo inverso se activan también adicionalmente los es-calones independientes de tiempo definido I>> y I> (ver sección "Escalones de alta intensidad de tiempo definido I>>, IE>> y "Escalones de sobreintensidad de tiempo definido I>, IE>").

Comportamiento de arranque

Las intensidades de fase y la intensidad a tierra son comparadas individualmente por cada Escalón con el valor de ajuste Ip e IEp común para los escalones. Si una inten-sidad sobrepasa el 1,1 del valor de ajuste, se arranca el Escalón correspondiente y se genera un aviso Si se utiliza la estabilización de cierre, se generan, dependiendo de la detección inrush, bien los avisos normales de arranque o los avisos inrush cor-respondientes. Para el arranque se opera con los valores efectivos de la onda funda-mental. Con el arranque de un Escalón Ip (Escalón) se calcula con la corriente de falta circulante, según la característica de disparo elegida, el tiempo de disparo con un pro-cedimiento de medida por integración y después de transcurrir este tiempo se expide la orden de disparo, si es que no existe un inrush o la estabilización de cierre no está activada. Si la estabilización de cierre está activada y se detecta un fenómeno inrush, no se produce un disparo, pero si un aviso sobre el transcurso de la temporización.


Para la intensidad a tierra IEp se puede seleccionar una Caraterística independiente de la Caraterística para las intensidades de fase.

Los valores de arranque de los escalones Ip (fases) y IEp intensidad a tierra) y los factores de tiempo válidos para cada uno de estos escalones son ajustables individ-ualmente.

Las dos figuras siguientes muestran los diagramas lógicos de la protección de sobre-intensidad de tiempo inverso.

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Figura 2-9 Diagrama lógico de la protección de sobreintensidad dependiente (S/I) para fases

Si el parámetro CIERRE MANUAL está ajustado con Ip sin tempori. y se reconoce un cierre manual, se efectúa una desconexión inmediata al inicio del ar-ranque, también en caso de un bloqueo del Escalón por entrada binaria. Lo mismo es valido para RE Ip sin tempor.

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2 Funciones

Figura 2-10 Diagrama lógico de la protección de sobreintensidad dependiente (S/I) paraTierra

Si el parámetro CIERRE MANUAL está ajustado con IEp sin tempor. y se reconoce un cierre manual, se efectúa una desconexión inmediata al inicio del ar-ranque, también en caso de un bloqueo del Escalón por entrada binaria. Lo mismo es valido para RE IEp sin tempor.

Comportamiento de reposición

En las líneas características ANSI y IEC se puede elegir, si la reposición de un Escalón deberá ser efectuada inmediatamente cuando la intensidad disminuye debajo de un valor límite o mediante una emulación-disco. Inmediatamente significa que la reposición del arranque resulta con aprox. 95% del valor de arranque y que con un arranque nuevo la temporización comenzará a contar desde un principio.

En la emulación disco se efectúa, después de desconectar la corriente, un proceso de reposición (retroceso del contador de tiempo) que corresponde a la regresión del disco Ferraris (por eso el nombre "emulación-disco"). Con esto se considera, en caso de varias faltas sucesivas, los "antecedentes" representados por la inercia del disco Ferraris y se adapta la manera del transcurso de tiempo. La cuenta atrás empieza con un valor menor que 90% del valor de ajuste de acuerdo a la característica de repos-ición de la curva elegida. En el campo entre el valor de reposición (95% del valor de reacción) y 90% del valor de ajuste los contadores, tanto hacia atrás como adelante, se encuentran en estado de reposo.

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La emulación disco tiene ventajas cuando el plan de escalonamiento de la protección de sobreintensidad debe ser coordinada con otros equipos existentes en la red a base electromagnética.

Curvas características especificadas por el usuario

Para la Caraterística especificada por el usuario, se puede definir punto por punto la curva característica de disparo. Aquí se registran hasta 20 pares de valores de corri-ente y tiempo. Con esto, el equipo hace una aproximación a la Caraterística mediante interpolación lineal.

Opcionalmente, se puede definir también la curva característica de reposición. De-scripción de función: ver bajo título Reposición para las características ANSI y IEC. Si una característica de reposición especificada por el usuario no es deseada, la repos-ición se efectuará aprox. cuando el valor de arranque es reducido al 95% . Con un nuevo arranque comienza la temporización nuevamente.

2.2.5 Cambio dinámico de los umbrales de arranque

Puede ser necesario elevar en forma espontánea los umbrales de arranque de la pro-tección de sobreintensidad, cuando los elementos de la instalación requieren, al ser conectados, un mayor consumo de potencia, después de tiempos de pausa sin tensión prolongados (p.ej. equipos de climatización, calefacciones, motores). Con esta función se puede evitar, que los umbrales de arranque deban ser ajustados en forma general muy altos para considerar estas condiciones durante un cierre.

Esta función de cambio dinámico de los umbrales de arranque es común para todos los escalones de sobreintensidad y se describe en la sección 2.4. Los umbrales de arranque alternativos mismos pueden ser ajustados individualmente para cada Escalón de sobreintensidad.

2.2.6 Estabilización de cierre

Si se aplica la protección multifuncional 7SJ62/63/64 p.ej., a la salida de un transfor-mador, se deben tener en cuenta las altas corrientes inrush producidas en las opera-ciones de cierre de contactos del transformador. Estas pueden alcanzar un valor múl-tiple de la corriente nominal y circulan según el tamaño y la construcción del transformador durante un tiempo entre algunos diez milisegundos y algunos minutos.

A pesar de que las funciones filtro para las corrientes de medida, sólo consideran la onda fundamental, pueden producirse funcionamientos erróneos al conectar los transformadores, ya que en las corrientes inrush de cierre también existe, según el tamaño y construcción, una componente notable de la onda fundamental.

El 7SJ62/63/64 dispone para esto de una función integrada para la estabilización de cierre. La función impide un arranque "normal" de los escalones I>– o Ip (no I>>) en las fases y en la puesta a tierra de la protección de sobreintensidad direccional y no-direccional. Esto también es válido para los umbrales de arranque alternativos en el cambio dinámico de parámetros. En caso de detección de un inrush se generan avisos especiales de inrush los cuales también inician una perturbación y activan las temporizaciones de disparo correspondientes. Si después de transcurrir la temporiza-ción se sigue detectando un inrush, se produce un aviso correspondiente"...T. transcurrido") pero se impide el disparo (ver también los diagramas lógicos de los escalones de sobreintensidad, figuras 2-5 hasta 2-10.

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2 Funciones

La corriente de cierre está caracterizada por su componente alta de segundo armóni-co (doble frecuencia nominal), que en caso de cortocircuito prácticamente desapa-rece. La detección de la corriente inrush se basa, por eso, en la evaluación del segundo armónico existente en el inrush. Para el análisis de la frecuencia se utilizan filtros que efectúan un análisis Fourier en las tres fases y en la corriente a tierra.

Se reconoce un inrush de cierre en la fase afectada si ocurren al mismo tiempo las condiciones siguientes:• el contenido de armónicos es mayor que valor de ajuste 2202 2° ARMONICO;• las intensidades no superan el valor límite superior 2205 I RUSH MAX;• existe una superación del valor umbral en un Escalón bloqueable por la estabiliza-

ción inrush.

En este caso, el inrush de cierre se reconoce en la fase afectada 1840 hasta 1842 y 7558 "Inrush det.tier", ver figura 2-11) y se efectúa un bloqueo respectivo.

Ya que la evaluación cuantitativa del contenido de armónicos es disponible, después de un periodo de red, se impide, por principio, durante este tiempo un arranque. Esto significa que un aviso de arranque, con estabilización de cierre activada, también tiene un retraso de un periodo de la red, cuando no existe ningún proceso de cierre. Por otro lado, los tiempos de retraso de disparo para las funciones de la protección de sobreintensidad son iniciados inmediatamente, también con estabilización de inrush conectada, y transcurren también durante el proceso inrush. Si el bloqueo de inrush se retira, se efectúa un disparo al final del tiempo transcurrido. Es decir, no se produce ningún retraso adicional para el disparo mediante la estabilización inrush. Si el arranque se retira dentro del bloqueo inrush, se reinicia el transcurso del tiempo correspondiente.

Bloqueo Cross Ya que la estabilización de armónicos se efectúa individualmente para cada fase, la protección es efectiva, también óptimamente, cuando el transformador se conecta sobre una falta monofásica, también cuando en otra fase no afectada circule posible-mente una corriente de cierre. También es posible ajustar la protección, de tal manera, que al sobrepasarse el contenido admisible de armónicos de la intensidad sólo en una fase, no solamente esta unidad de medida de fases será bloqueada, sino también las demás unidades de fase (función BLQ.CROSSBLOCK, dirección 2203).

Se debe considerar que el proceso inrush en la puesta a tierra no produce ningún bloqueo de las intensidades de fases, tampoco cuando se conecta el bloqueo Cross.

El bloqueo Cross es retirado cuando en ninguna fase no existe más un inrush. Además la función de bloqueo Cross puede ser limitada a un tiempo determinado (parámetro 2204 T.BLOQ CROSSBL.). Después de transcurrir este tiempo, el bloqueo Cross no será efectivo, aún en caso que existiera todavía un inrush.

La estabilización de corriente inrush tiene un límite superior: sobrepasando un valor de intensidad (ajustable por el parámetro 2205 I RUSH MAX) la estabilización no será más efectiva, ya que aquí entonces podría tratarse de un cortocircuito interno de alta intensidad.

La figura siguiente indica la influencia en los escalones de sobreintensidad por parte de la función de estabilización inrush incluyendo la función de bloqueo Cross.

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Figura 2-11 Diagrama lógico de la estabilización de conexión

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2 Funciones

2.2.7 Lógica de arranque y disparo

Las señales de arranque de las diferentes fases (como también a Tierra) y de los dif-erentes escalones están vinculados lógicamente, de tal manera que se indicarán tanto las informaciones de las fases como también del Escalón que ha reaccionado:

Tabla 2-2 Avisos de arranque de la protección de sobreintensidad

En las señales de disparo se indica igualmente el Escalón que ha producido la orden de disparo.

2.2.8 Protección de sobreintensidad bifásica (sólo no-direccional)

La funcionalidad de la protección de sobreintensidad bifásica se aplica en redes ais-ladas o compensadas, cuando es necesario realizar una interacción con los disposi-tivos de protección bifásicos existentes. Ya que una red aislada o compensada con un cortocircuito a tierra monofasico puede seguir siendo utilizada, la protección es útil para detectar los cortocircuitos a tierra monofásicos dobles con valores altos de inten-sidad a tierra. En este caso, recién, se desconecta una salida de línea afectada. Para esto basta efectuar una medición bifásica. Para garantizar la selectividad de la pro-tección en el sector de la red, solo se supervisan las fases L1 y L3.

Si se parametriza 250 S/I 2 fases (configurable bajo Datos de planta) con Activar, entonces no se utiliza IL2 para comparar con el valor umbral. Si existe una falta por cortocircuito a tierra simple en L2, no se efectúa un arranque. Al producirse un arranque con L1 o L3 se considera un cortocircuto a tierra doble. Se produce

Aviso interno Figura Aviso de salida FNo.I>> L1ArrI> L1ArrIp L1Arr

2-32-52-9

"S/I ARR L1" 1762

I>> L2ArrI> L2ArrIp L2Arr

2-32-52-9

"S/I ARR L2" 1763

I>> L3ArrI> L3ArrIp L3Arr

2-32-52-9

"S/I ARR L3" 1764

IE>> ArrIE> ArrArr IEp

2-42-72-10

"S/I ARR Tierr" 1765

I>> L1ArrI>> L2ArrI>> L3ArrIE>> Arr

2-32-32-32-4

"I>> ARR" 1800

I> L1ArrI> L2ArrI> L3ArrIE> Arr

2-52-52-52-4

"I> ARR" 1810

Ip L1ArrIp L2ArrIp L3ArrArr IEp

2-92-92-92-10

"Ip ARR" 1820

(todos los arranques) "P.S/I ARR.gen" 1761

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primero un arranque y después finalizar la temporización correspondiente se genera un disparo.

Nota

Si la función de detección de inrush está activada y si existe sólo un inrush en L2, no se realiza un bloqueo Cross en los otros conductores. De otra manera, en caso de inrush con bloqueo Cross se bloquea igualmente L1 o L3 o también L2.

2.2.9 Protección rápida para barras colectoras mediante bloqueo reversible

Ejemplo de aplicación

Mediante las entradas binarias se puede realizar un bloqueo de cualquier escalón de intensidad. En la parametrización se determina, si el circuito de entrada deberá ser accionado por conexión de intensidad de trabajo (activo con tensión) o por conexión de intensidad de reposo (activo sin tensión). Esto permite realizar p.ej. una protección rápida para barras colectoras en redes con configuración de estrella o anulares que están abiertas por un lado, mediante "bloqueo reversible". Este principio se utiliza p.ej., en redes de distribución, en la instalación de consumo propio de plantas eléctri-cas o similares en las cuales un transformador alimenta desde la red de interconexión a un sector de barra colectora con diferentes salidas (figura 2-12).

El principio del bloqueo reversible comprende en que la protección de sobreintensid-ad para la alimentación de la barra colectora reacciona con un tiempo de disparo corto TI>> independiente del escalonamiento de tiempo de las salidas, para el caso en que el arranque de una protección de sobreintensidad próxima a la salida, no efectúa su bloqueo (figura 2-12). Por esta razón, siempre reacciona la protección más próxima al lugar de la falta con el tiempo corto, ya que ésta no podrá ser bloqueada por una protección que se encuentra detrás de la falta. Los escalones de tiempo TI> o. TIp sirven de escalones de reserva. Los avisos de arranque del relé de protección a la salida de la línea se señalizan como avisos de entrada ">I>> bloqueo" en una entrada binaria del relé de protección al lado de la alimentación.

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2 Funciones

Figura 2-12 Protección de barras colectoras mediante bloqueo posterior, principio

2.2.10 Indicaciones de ajuste

Generalidades Si se selecciona la protección de sobreintensidad en DIGSI, se ramifica una ventana del diálogo con varias hojas de ajuste, por ejemplo,UMZ Ph,AMZ Ph,UMZ E, e Inrush donde se pueden ajustar los distintos parámetros. Según el volumen de funciones es-tablecido a la hora de proyectar las funciones de protección bajo las direcciones112 SOBREINTENS.FAS y113 SOBREINTENS.TIE aparecerán un número mayor o menor de hojas de ajuste. Al seleccionar S/I FASE(TD/TI) = t.def sin t.inv, oSOBREINTENS.TIE = t.def sin t.inv quedan accesibles aquí únicamente los parámetros para la protección temporizada de sobreintensidad independiente (S/I). Al seleccionar S/I IEC o S/I ANSI quedan disponibles adicionalmente curvas cara-cterísticas dependientes. Los niveles de alta intensidad superpuestos I>> e IE>> están disponibles en todos estos casos. A través del parámetro 250S/I 2 fases se puede proyectar también una protección temporizada de sobreintensidad bifásica.

Bajo la dirección 1201 S/I FASE(TD/TI) se puede conectar la protección tempori-zada de sobreintensidad para corrientes de fase, bajo la dirección 1301 S/I TIERRA-TD/TI la protección temporizada de sobreintensidad para corrientes de falta a tierra Activar o Desactivar.

Para las faltas a tierra se pueden ajustar Caraterística, el valor de respuesta y el tiempo de retardo por separado de los de los ramales de las fases. De este modo se tiene a menudo la posibilidad de un escalonamiento independiente para faltas con puesta a tierra con tiempos más cortos y ajustes más sensibles.

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Nivel de alta intensidad I>> (fases)

El nivel de alta intensidad I>> se ajusta bajo la dirección 1202 y la temporización cor-respondiente T I>>, 1203. Se emplea por lo general para el escalonamiento de la intensidad en el caso de grandes impedancias, como las que existen en los transfor-madores, motores o generadores. Se ajusta de tal manera que responda para corto-circuitos hasta llegar a esta impedancia.

Ejemplo: Transformador en la alimentación a unas barras colectoras con los datos siguientes:

A partir de estos datos se pueden calcular las siguientes intensidades de cortocircuito:

La intensidad nominal del transformador es de:

Debido al requisito

resulta el siguiente ajuste en el equipo de protección: El nivel de alta intensidad I>> debe estar ajustado más alto que la intensidad máxima de cortocircuito que se vea por el lado de la tensión superior en el caso de una avería por el lado de la tensión inferior. Para conseguir una separación suficiente con respecto a la avería aunque oscile la potencia de cortocircuito, se elige un valor de ajuste de I>>/IN = 10, es decir I>> = 1000 A en el primario.

Los impulsos de corriente de conexión superiores (Rush) se anulan mediante tiempo de retardo (parámetro 1203 T I>>) en la medida en que su oscilación básica supere el valor de ajuste.

Potencia aparente nominal SNT = 16 MVA Tensión de cortocircuito uk = 10% tensión nominal primaria UN1 = 110 kV tensión nominal secundaria UN2 = 20 kV Grupos de conexión Dy 5 Centro de estrella puesto a tierraPotencia de cortocircuito por el lado de 110 kV

1 GVA

Cortocircuito tripolar por el lado de la tensión superior

I"k3, 1, 110 = 5250 A

cortocircuito tripolar por el lado de la tensión inferior

I"k3, 2, 20 = 3928 A

por el lado de la tensión superior fluye una corriente de

I"k3, 2, 110 = 714 A

INT, 110 = 84 A por el lado superior INT, 20 = 462 A por el lado inferi-or

Transformador de intensidad (lado de la tensión superior)

100 A / 1 A

Transformador de intensidad (lado de la tensión inferior)

500 A / 1 A

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2 Funciones

Para la protección contra los cortocircuitos de un motor hay que tener en cuenta que el valor de ajuste I>> ha de ser menor que la menor corriente de cortocircuito (bipolar) y mayor que la mayor corriente de arranque. Dado que, incluso en condiciones des-favorables, la corriente de conexión máxima que aparece por lo general está por debajo de 1,6 x corriente de arranque nominal, se obtiene para la etapa de cortocir-cuito I>> la siguiente condición de ajuste:

1,6 x IArranque > < Ik2pol

En el factor 1,6 ya se tiene en cuenta una mayor corriente de arranque debida a la eventual sobretensión que pueda estar presente. La I>>–Escalón se puede disparar sin temporización (T I>> = 0.00 s), dado que en el motor — a diferencia de por ejemplo el transformador — no se produce saturación de la reactancia transversal.

Cuando se utiliza el principio del "Bloqueo posterior" se aprovecha el carácter de los dos niveles de la protección temporizada de sobreintensidad: El nivel I>>se aplica con una temporización de seguridad corta T I>> (por ejemplo 50 ms) como protec-ción rápida de barras colectoras. Para faltas por el lado de salida I >> está bloqueado. El Escalón I> o Ip sirve en este caso como protección de reserva. Los valores de re-spuesta de los dos niveles (I> o Ip y I>>) se ajustan iguales. El tiempo de retardo T I> o T Ip se ajusta de tal manera que cubra el retardo de las salidas.

El tiempo ajustado es un puro tiempo de temporización adicional que no incluye tiempo propio (tiempo de medición, tiempo de recuperación). La temporización también se puede ajustar en ∞. En este caso el Escalón no dispara después de ser excitado, pero se comunica la excitación. Si no se necesita en absoluto la I>>–Escalón, se pone el umbral de respuesta I>> en ∞. Entonces no se produce ni mensaje de excitación ni disparo.

Nivel de alta intensidad IEE>> (Tierra)

El nivel de alta intensidad IE>> se ajusta en la dirección1302 y la temporización co-rrespondiente T IE>>, 1303. Para el ajuste sirven unas consideraciones similares a las descritas anteriormente para las corrientes de fase.

El tiempo ajustado es puro tiempo de temporización adicional que no incluye el tiempo propio (tiempo de medición, tiempo de recuperación). La temporización también se puede ajustar en ∞. En este caso el Escalón no dispara después de ser excitado, pero se comunica la excitación. Si no se necesita en absoluto el escalón IE>>–(Escalón) el umbral de respuesta IE>> se ajusta a ∞. Entonces no hay ni mensaje de excitación ni disparo.

Nivel de sobreintensidad I> (fases)

Para el ajuste del nivel de sobreintensidadI> es determinante ante todo la corriente de trabajo máxima que se pueda producir. Debe estar excluida la excitación debida a sobrecarga ya que en este régimen de funcionamiento el equipo trabaja con unos tiempos de instrucción correspondientemente cortos como protección contra cortocir-cuitos pero no como protección contra sobrecargas. Por eso, el ajuste se efectúa en las líneas aproximadamente un 20% por encima de la (sobre)carga previsible máxima, y en el caso de los transformadores y motores aproximadamente un 40% por encima.

El tiempo de retardo que se ha de ajustar (parámetro1205 T I>) viene dado por el plan de escalonamiento establecido para la red.

El tiempo ajustado es una temporizaciónadicional que no incluye el tiempo propio (tiempo de medición, tiempo de recuperación). La temporización también se puede ajustar en ∞. En este caso el Escalón no dispara después de ser excitado, pero se comunica la excitación. Si no se necesita en absoluto el I>–Escalón, el umbral de respuesta I> se ajusta en ∞. Entonces no hay ni mensaje de excitación ni disparo.

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Nivel de sobreintensidad IE> (Tierra)

Para ajustar el nivel de sobreintensidad IE> es determinante principalmente la inten-sidad de corriente de cortocircuito de derivación a tierra mínima que se pueda pro-ducir.

Si en el empleo del equipo de protección con transformadores o motores hay que contar con unos impulsos de corriente de conexión (Rush) grandes, se puede hacer uso en el 7SJ62/63/64 de una estabilización de conexión para el nivel de sobreinten-sidad IE>. Este se conecta o desconecta conjuntamente para la corriente de fases y la corriente de tierra bajo la dirección 2201 ESTABILIZ. RUSH. Los valores cara-cterísticos de la estabilización de irrupción se relacionan en el subapartado "Estabi-lización de conexión (Inrush)".

La temporización que se ha de ajustar (parámetro 1305 T IE>) viene dada por el plan de escalonamiento establecido para la red, donde para corrientes de falta a tierra en la red con puesta a tierra existe la posibilidad de un plan de escalonamiento indepen-diente con unos tiempos de retardo más breves.

El tiempo ajustado es una temporización adicional que no incluye el tiempo propio (tiempo de medición, tiempo de recuperación). La temporización también se puede ajustar en ∞. En este caso el Escalón no dispara después de ser excitado, pero se comunica la excitación. Si no se necesita en absoluto la IE>–Escalón el umbral de respuesta IE> se ajusta en ∞. Entonces no se produce ni mensaje de arranque ni disparo.

Estabilización de la excitación (S/I)

A través de los tiempos de recuperación parametrizables1215 T RR S/I td FAS o 1315 T RR S/I td TIE se puede realizar un comportamiento de recuperación uni-forme en el caso de empleo conjunto con relé electromecánico. Esto es necesario para el escalonamiento en el tiempo. Para esto es necesario conocer el tiempo de re-cuperación del equipo electromecánico. De éste hay que restar el tiempo propio de recuperación del aparato 7SJ (véanse las características técnicas). El resultado se anota en los parámetros.

Nivel de sobreintensidadIp (fases) para curvas características IEC o ANSI

Si al efectuar el proyecto se seleccionaron las funciones de protección (capítulo 2.1.1.2) bajo la dirección 112 SOBREINTENS.FAS = S/I IEC o S/I ANSI, estarán disponibles también los parámetros para las curvas características dependientes.

Si se seleccionó bajo la dirección 112 SOBREINTENS.FAS = S/I IEC se puede se-leccionar en la dirección 1211 CARACT.IEC la IEC deseadaCaraterística (Inversa, Inversa alta, Extrem. inversa o Invers.largo t.). Si se efectúa la selec-ción bajo la dirección112 SOBREINTENS.FAS = S/I ANSI, se puede elegir bajo la dirección 1212 CARACT.ANSI la ANSI deseada Caraterística (Muy inversa, Inversa, Inversa Corta, Inversa Larga, Moderad.inversa, Extremada.inv o Inv.Definida).

Hay que tener en cuenta que al elegir una característica de disparo dependiente ya está incluido un factor de seguridad de aprox. 1,1 entre el valor de excitación y el valor de ajuste. Es decir que la excitación solamente tiene lugar cuando pase una corriente con un valor 1,1 veces el valor de ajuste. Si bajo la dirección 1210 REPOSICIÓN se seleccionó Emulación disco, entonces la recuperación tiene lugar de acuerdo con la curva característica de recuperación, tal como se ha descrito anteriormente.

El valor de la intensidad se ajusta bajo la dirección 1207 Ip. Para el ajuste es deter-minante, sobre todo, la corriente de trabajo máxima posible. Deberá estar excluida la excitación por sobrecarga, ya que en este régimen de funcionamiento el equipo trabaja con unos tiempos de órdenes breves como protección contra cortocircuitos y no como protección contra sobrecargas.

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2 Funciones

El multiplicador de tiempo correspondiente queda accesible bajo la dirección si se se-lecciona una Caraterística IEC bajo la dirección 1208 T Ip y si se selecciona una Caraterística ANSI bajo la dirección 1209 TIME DIAL: D. Éste se deberá coordinar con el plan de escalonamiento de la red.

El multiplicador de tiempo también se puede poner en ∞. En este caso el Escalón no dispara después de ser arrancado, pero se comunica el arranque. Si no se necesita en absoluto la Ip–Escalón, se selecciona al proyectar las funciones de protección (capítulo 2.1.1.2) la dirección 112 SOBREINTENS.FAS = t.def sin t.inv.

Nivel de sobreintensidad IEp (Tierra) para curvas características IEC y ANSI

Si al proyectar las funciones de protección (capítulo 2.1.1) se seleccionaba con la di-rección 113 SOBREINTENS.TIE = S/I IEC, están disponibles también los parámet-ros para las curvas características dependientes. Bajo la dirección 1311 CARACT.IEC se puede seleccionar la IEC deseadaCaraterística (Inversa, Inversa alta, Extrem. inversa o Invers.largo t.). Si se efectúa la selec-ción bajo la dirección 113 SOBREINTENS.TIE = S/I ANSI, se puede elegir bajo la dirección 1312 CARACT.ANSI la ANSI deseadaCaraterística (Muy inversa, Inversa, Inversa Corta, Inversa Larga, Moderad.inversa, Extremada.inv o Inv.Definida).

Hay que tener en cuenta que al elegir una característica de disparo AMZ ya está in-cluido un factor de seguridad de aprox. 1,1 entre el valor de arranque y el valor de ajuste. Es decir que el arranque solamente tiene lugar cuando pase una corriente con un valor 1,1 veces el valor de ajuste. Si bajo la dirección 1310 REPOSICIÓN se se-leccionó Emulación disco, entonces la recuperación tiene lugar de acuerdo con la curva característica de recuperación, tal como se ha descrito anteriormente.

El valor de la intensidad se ajusta bajo la dirección 1307 IEp. Para el ajuste es de-terminante ante todo la corriente de cortocircuito a tierra mínima previsible.

El multiplicador de tiempo correspondiente queda accesible al elegir una IECCaraterística bajo la dirección 1308 T IEp y al elegir una ANSICaraterística bajo la dirección 1309 TIME DIAL: D. Éste se debe coordinar con el plan de escalonami-ento de la red, donde para las corrientes de derivación a tierra en la red con puesta a tierra existe a menudo la posibilidad de un plan de escalonamiento independiente con tiempos de retardo más cortos.

El multiplicador de tiempo también se puede poner en ∞. En este caso el Escalón no dispara después de arrancado, pero se comunica el arranque. Si no se necesita en absoluto la IEp–Escalón, al proyectar las funciones de protección (capítulo 2.1.1) se selecciona la dirección 113 SOBREINTENS.TIE = t.def sin t.inv.

Curvas características es-pecificables por el usuario (fases y Tierra)

si al proyectar las funciones de protección (capítulo 2.1.1.2) se seleccionó bajo la di-rección 112 SOBREINTENS.FAS ó 113 = SOBREINTENS.TIE = Caract.usuario o Carac.específi., son posibles curvas características específicas del usuario. En este caso se puede introducir en la dirección 1230 I/Ip ARR T/TIp o 1330 I/IEp ARR T/TEp un máximo de 20 parejas de valores de intensidad y tiempo para la prueba característica de disparo. Esta posibilidad de introducir datos puntuales permite realizar cualquier forma de curva deseada. Al proyectar la dirección 112 = Carac.específi. 113 = Carac.específi. se pueden introducir además en la dirección 1231 I/Ip rep T/Tp ó 1331 I/IEp rep T/TEp adicionalmente parejas de valores de intensidad y tiempo de recuperación, para la curva característica de re-cuperación.

Dado que los valores de intensidad introducidos son redondeados por exceso o por defecto antes de su ulterior tratamiento en el equipo, siguiendo una trama determina-da (véase la tabla 2-3), se recomienda utilizar exactamente estos valores de intensi-dad preferidos.

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La introducción de las parejas de valores de intensidad y tiempo se efectúan como múltiplo de los valores de las direcciones 1207 Ip y1208 T Ip para las corrientes de fase y 1307 y 1308 para la vía a tierra. Por eso se recomienda ajustar los valores de estos parámetros respectivamente a 1,00, para obtener relaciones simples. Si se desea entonces desplazar las curvas características en una u otra dirección, se pueden modificar posteriormente los valores de las direcciones 1207 ó 1307 ó/y 1208 ó1308.

En el estado de suministro, todos los valores de intensidad están preasignados con ∞. De este modo quedan anulados y no se puede producir ninguna excitación y por lo tanto ningún disparo debido a esta función de protección.

Es preciso tener en cuenta lo siguiente:• Las parejas de valores se deben introducir siguiendo un orden continuo. Se pueden

utilizar menos de 20 pares, en la mayoría de casos sólo bastan 10 pares de valores, para definir una Caraterística suficientemente exacta. En ese caso, una pareja de valores que no se utilice se deberá marcar como nula, introduciendo para ello el valor límite "∞"! Es importante que las parejas de valores den lugar a una Caraterística unívoca y continua.Para las intensidades se deberían tomar los valores de la siguiente tabla, intro-duciendo para ello los correspondientes valores de tiempo. Los valores I/Ip que di-fieran se corrigen al valor próximo más inmediato. Esto sin embargo no se visuali-za.Las intensidades que sean menores que el valor de la intensidad del punto de la curva característica no dan lugar a una prolongación del tiempo de disparo. Hasta el punto más pequeño de la curva característica (véase la figura 2-13, la caracterís-tica de excitación, lado derecho) transcurre paralela al eje de intensidades.Las intensidades que sean mayores que el valor de la intensidad del punto mayor de la curva característica no dan lugar a ningún acortamiento del tiempo de disparo. A partir del punto mayor de la curva característica, la característica de ex-citación (véase la figura 2-13, lado derecho) transcurre paralela al eje de intensid-ades.

Tabla 2-3 Valores preferentes de intensidades normalizadas para curvas características de disparo específicas del usuario

I/Ip = 1 a 1,94 I/Ip = 2 a 4,75 I/Ip = 5 a 7,75 I/Ip = 8 a 201,00 1,50 2,00 3,50 5,00 6,50 8,00 15,001,06 1,56 2,25 3,75 5,25 6,75 9,00 16,001,13 1,63 2,50 4,00 5,50 7,00 10,00 17,001,19 1,69 2,75 4,25 5,75 7,25 11,00 18,001,25 1,75 3,00 4,50 6,00 7,50 12,00 19,001,31 1,81 3,25 4,75 6,25 7,75 13,00 20,001,38 1,88 14,001,44 1,94

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2 Funciones

Figura 2-13 Utilización de una curva característica especificada por el usuario

Para reproducir las curvas características de recuperación se introducen las parejas de valores bajo la dirección 1231 I/Ip rep T/Tp o 1331 I/IEp rep T/TEp. Para ello hay que tener en cuenta lo siguiente:• Para las intensidades se deberían tomar los valores de la siguiente tabla 2-4 intro-

duciendo para ello los siguientes valores de tiempo. Los valores I/Ip divergentes serán corregidos al valor próximo más inmediato. Esto sin embargo no se visualiza.Las intensidades que sean mayores que el valor de la intensidad del punto mayor de la curva característica no dan lugar a ninguna prolongación del tiempo de recu-peración. Hasta el punto mayor de la curva característica, la característica de recu-peración (véase la figura 2-13, lado izquierdo) transcurre paralela al eje de intensi-dades.Las intensidades que sean menores que el valor de la intensidad del punto más pequeño de la curva característica no producen ninguna reducción del tiempo de recuperación. A partir del punto más pequeño de la curva característica, la curva de recuperación (véase la figura 2-13, lado izquierdo) transcurre paralela al eje de intensidades.

Tabla 2-4 Valores preferentes de intensidades normalizadas para curvas características de recuperación específicas del usuario

Al parametrizar bajo DIGSI aparece una ventana de diálogo para introducir hasta 20 parejas de valores de magnitud de medida y tiempo de disparo (Figura 2-14).

Para representar gráficamente la Caraterística, pulse el botón de mando "Caraterística". Aparece la Caraterística, introducida anteriormente, tal como muestra a título de ejemplo la figura 2-14.

I/Ip = 1 a 0,86 I/Ip = 0,84 a 0,67 I/Ip = 0,66 a 0,38 I/Ip = 0,34 a 0,001,00 0,93 0,84 0,75 0,66 0,53 0,34 0,160,99 0,92 0,83 0,73 0,64 0,50 0,31 0,130,98 0,91 0,81 0,72 0,63 0,47 0,28 0,090,97 0,90 0,80 0,70 0,61 0,44 0,25 0,060,96 0,89 0,78 0,69 0,59 0,41 0,22 0,030.95 0,88 0,77 0,67 0,56 0,38 0,19 0,000,94 0,86

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El trazado de la curva característica se puede modificar también posteriormente en el diagrama. Colocando el cursor del ratón sobre un punto de datos de la Caraterística se convierte el cursor en un símbolo en forma de mano. Pulse la tecla izquierda del ratón y arrastre el punto de datos manteniendo pulsada la tecla del ratón hasta la nueva posición deseada. Después de soltar la tecla del ratón se actualizan automáti-camente los valores en la tabla de valores.

Los límites superiores respectivos de las gamas de valores se muestran en la zona derecha y en la zona superior del sistema de coordenadas mediante líneas de trazos. Si la nueva posición de un punto de datos está situada fuera de uno de estos límites, entonces el valor correspondiente se pone en infinito.

Figura 2-14 Introducción y visualización de una curva característica de disparo especifica del usuario con DIGSI ® – Ejemplo

Estabilización de la irrupción de conexión (Inrush)

En el empleo del equipo de protección con transformadores hay que tener en cuenta la existencia de unos impulsos de corriente de conexión grandes (Rush), se puede hacer uso de una estabilización de conexión en el 7SJ62/63/64 para los niveles de sobreintensidad I>, Ip, IE> y IEp.

La estabilización de conexión solamente puede actuar y sólo es accesible si durante el proyecto se ajustó bajo la dirección 122 ESTABILIZ.RUSH = disponible. Si no se necesita la función hay que ajustar no disponible. Bajo la dirección 2201 ESTABILIZ. RUSH se conmutó la función conjuntamente para los niveles de sobre-intensidad I>,Ip, IE> y IEp Activar o Desactivar.

La estabilización de conexión se basa en la valoración de los 2º armónicos que están presentes en la irrupción de conexión. A la entrega del equipo se ha ajustado una re-lación I2f/If del 15%, que por lo general se puede aplicar sin modificación. El valor de ajuste es idéntico para los ramales de las fases y Tierra. Ahora bien, el componente necesario para la estabilización se puede adaptar a las condiciones de la instalación bajo la dirección 2202 2° ARMONICO. Para que en un caso excepcional, en condi-ciones de conexión especialmente desfavorables, se pueda estabilizar mejor, se puede ajustar allí un valor menor, por ejemplo, 12%.

El tiempo de actividad del bloqueo mutuo 2203 T.BLOQ CROSSBL. se puede ajustar entre 0 s (la estabilización del armónico está activa individualmente para cada fase) hasta el valor máximo de 180 s (la estabilización del armónico de una fase bloquea también las fases restantes durante el tiempo que está ajustado).

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2 Funciones

Si la corriente supera el valor ajustado en el parámetro 2205 I RUSH MAX, ya no tiene lugar la estabilización por medio del 2º armónico.

Conexión manual (fases, Tierra)

Al conectar el interruptor de potencia con un tramo de línea afectado por una avería se desea generalmente que la línea vuelva a ser desconectada lo más rápidamente posible. Para esto se puede anular opcionalmente la temporización para los niveles de sobreintensidad o para los niveles de alta intensidad mediante el impulso de con-exión manual; es decir que la correspondiente Escalón da lugar entonces al disparo inmediato cuando se produce la excitación. Este impulso está prolongado por lo menos en 300 ms. Para este fin se tiene en cuenta en el control de conexión MANUAL la parametrización de la dirección 1213 CIERRE MANUAL para la reacción del equipo en caso de avería. Para la vía a tierra se tiene en cuenta correspondientemente la di-rección 1313 CIERRE MANUAL. De este modo se determina respectivamente para la fase y Tierra, qué valor de respuesta está activo y con qué temporización cuando el interruptor de potencia se conecta manualmente.

Orden de mando exterior

Si la señal de conexión manual no procede del equipo 7SJ62/63/64, es decir ni a través de la maniobra integrada ni de un interfaz serie, sino directamente del interrup-tor de confirmación de mando, entonces esta orden se debe aplicar a una entrada binaria del 7SJ62/63/64, configurando éste correspondientemente (">Conex. manual"), para que la CIERRE MANUAL pueda resultar activo para la Escalón pre-visto. La alternativa desactivado significa que la Escalón también trabaja en la forma parametrizada en caso de conexión manual.

Orden de mando interna

Si la señal de conexión manual tiene lugar a través de la función de mando integrada del equipo, entonces es preciso establecer a través de CFC (Nivel de desarrollo pro-tección contra averías de conmutación) y mediante el módulo funcional CMD_Información un enlace interno de las informaciones (véase la figura 2-15).

Figura 2-15 Ejemplo para generar la señal de CIERRE manual para órdenes de control a través de la función de control integrada

Nota

Para la colaboración entre el automatismo de reenganche (AR) y la función de mando se necesita una lógica CFC ampliada. Véase al respecto el subtítulo "Orden de con-exión: Directamente o a través del mando" en las instrucciones de ajuste de AR (capí-tulo 2.14.6).

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Colaboración con el automatismo de reenganche (fases)

Si a continuación se produce el reenganche se desea por lo general una desconexión rápida y simultánea en el caso de avería mediante I>>. Si después del reenganche no se ha eliminado la avería, se deberán utilizar ahora los niveles I> o Ip con tiempos de disparo escalonados, es decir que se deben bloquear los niveles I>>. Para ello se puede determinar mediante el parámetro 1214 I>> ACTIVO si los niveles I>> deben ser (con RE activo) influenciados por una señal de autorización del automatismo de reenganche interno o de un automatismo de reenganche exterior (siempre). El ajuste con RE activo significa que los niveles I>> solamente se autorizan si no está bloqueado el automatismo de reenganche. Si no se desea esto, se selecciona el ajuste siempre, de manera que los niveles I>> siempre estén activos tal como está parametrizado.

El automatismo de reenganche integrado en el 7SJ62/63/64 ofrece además la posibi-lidad de determinar por separado para cada uno de los niveles de protección tempo-rizada de sobreintensidad si se debe disparar o bloquear con el tiempo ajustado, sin retardo, y sin estar influido por el AR (véase el capítulo 2.14).

Colaboración con el automatismo de reenganche (Tierra)

Si a continuación se produce el reenganche se desea por lo general una desconexión rápida y simultánea en el caso de avería mediante IE>>. Si después del reenganche no se ha eliminado la avería, se deberán utilizar ahora los niveles IE> o IEp con tiempos de disparo escalonados, es decir que se deben bloquear los niveles IE>>. Para ello se puede determinar mediante el parámetro 1314 IE>>ACTIVO si los niveles IE>> deben ser (con RE activo) influenciados por una señal de autoriza-ción del automatismo de reenganche interno o de un automatismo de reenganche ex-terior (siempre). El ajuste con RE activo significa que los niveles IEE>> sola-mente se autorizan si no está bloqueado el automatismo de reenganche. Si no se desea esto, se elige el ajuste siempre, de manera que los niveles IE>> siempre estén activos en la forma parametrizada.

El automatismo de reenganche integrado en el 7SJ62/63/64 ofrece además la posibi-lidad de determinar por separado para cada uno de los niveles de protección tempo-rizada de sobreintensidad si se debe disparar o bloquear con el tiempo ajustado, sin temporización y sin estar influidos por el AR (véase el capítulo 2.14).

2.2.11 Visión general de los parámetros




1201 S/I FASE(TD/TI) ActivarDesactivar

Activar Prot. sobreintensidad fases TDefi/TInv

1202 I>> 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 2.00 A Inten.arranque escalón alta intens. I>>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 10.00 A

1203 T I>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización, escalón alta intens.T I>>

1204 I> 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 1.00 A Inten.arranque, escalón intensidad. I>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 5.00 A

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2 Funciones

1205 T I> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporización, escalón in-tensidad. T I>

1207 Ip 1A 0.10 .. 4.00 A 1.00 A Valor de arranque Ip

5A 0.50 .. 20.00 A 5.00 A

1208 T Ip 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Factor de tiempo T Ip

1209 TIME DIAL: D 0.50 .. 15.00 ; ∞ 5.00 Factor tiempo D (Time diaI)

1210 REPOSICIÓN instantanéoEmulación disco

Emulación disco Reposición con emulación disco S/I t.inv

1211 CARACT.IEC InversaInversa altaExtrem. inversaInvers.largo t.

Inversa Característica disparo S/I t.inv. (IEC)

1212 CARACT.ANSI Muy inversaInversaInversa CortaInversa LargaModerad.inversaExtremada.invInv.Definida

Muy inversa Característica disparo S/I t.inv. (ANSI)

1213A CIERRE MANUAL I>> sin tempor.I> sin tempor.Ip sin tempori.desactivado

I>> sin tempor. Cierre manual fases

1214A I>> ACTIVO siemprecon RE activo

siempre Escalón I>> Activo

1215A T RR S/I td FAS 0.00 .. 60.00 s 0.00 s S/I t.def fase temporiza-ción repos. T RR

1230 I/Ip ARR T/TIp 1.00 .. 20.00 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Característ. arranque I / Ip - TI / TIp

1231 I/Ip rep T/Tp 0.05 .. 0.95 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Caract. reposición I / Ip - TI / TIp

1301 S/ITIERRA-TD/TI ActivarDesactivar

Activar Prot.sobreint.faltas a tier-ra,TDefi/TInv

1302 IE>> 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 0.50 A Intensidad de arranque escalón IE>>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 2.50 A

1303 T IE>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.10 s Temporización, escalón T IE>>

1304 IE> 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 0.20 A Intensidad de arranque escalón IE>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 1.00 A

1305 T IE> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporización,escalón T IE>

1307 IEp 1A 0.05 .. 4.00 A 0.20 A Intensidad de arranqe IEp

5A 0.25 .. 20.00 A 1.00 A

1308 T IEp 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.20 s Factor de tiempo T IEp


86 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


2.2.12 Lista de informaciones





Inversa Característa. disparo S/I t.inv. (IEC)


Muy inversa Característ. disparo S/I t.inv. (ANSI)

1313A CIERRE MANUAL IE>>sin tempor.IE> sin tempor.IEp sin tempor.desactivado

IE>>sin tempor. Cierre manual, Tierra

1314A IE>>ACTIVO siemprecon RE activo

siempre Escalón IE>> Activo

1315A T RR S/I td TIE 0.00 .. 60.00 s 0.00 s S/I t.def tierra T retado repos. T RR

1330 I/IEp ARR T/TEp 1.00 .. 20.00 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Caract. de arranque IE / IEp-TIE / TIEp

1331 I/IEp rep T/TEp 0.05 .. 0.95 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Caract. reposición I / IEp - TI / TIEp

2201 ESTABILIZ. RUSH DesactivarActivar

Desactivar Estabilización rush de cierre

2202 2° ARMONICO 10 .. 45 % 15 % Componente 2.° armónico detección Rush

2203 BLQ.CROSSBLOCK NoSi

No Bloqueo todos los es-calones de arranque

2204 T.BLOQ CROSSBL. 0.00 .. 180.00 s 0.00 s T. bloqueo función Cross-block(blq.arran)

2205 I RUSH MAX 1A 0.30 .. 25.00 A 7.50 A Intensidad máxima para detección Inrush

5A 1.50 .. 125.00 A 37.50 A


Explicación

1704 >P.S/I f bloq AI >Bloqueo de la prot.sobrintens. fases1714 >P.S/I T.bloq AI >Bloqueo de la prot.sobreintens. tierra1721 >I>> bloqueo AI >Bloqueo prot.sobreintens. escalón I>>1722 >I> bloqueo AI >Bloqueo prot.sobreintens. escalón I>1723 >Ip bloqueo AI >Bloqueo prot.sobreintens. escalón Ip


877SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

1724 >IE>> bloqueo AI >Escalón IE>>sobreintens .bloqueado1725 >IE> bloqueo AI >Escalón IE> sobreintens. bloqueado1726 >IEP bloqueo AI >Escalón IEp sobreintens. bloqueado1751 P.S/I FAS.desac AS Prot.Sobreintens. fases, desactivada1752 P.S/I FAS.bloq AS Prot.Sobreintens. fases, bloqueada1753 P.S/I FAS.activ AS Prot.Sobreintens. fases, activada1756 S/I tierr.desac AS Prot.Sobreintens. tierra, desactivada1757 S/I tierr.blo AS Prot.Sobreintens. tierra, bloqueada1758 S/I tierr.act AS Prot.Sobreintens. tierra, activa1761 P.S/I ARR.gen AS Prot. sobreintens. arranque general1762 S/I ARR L1 AS Arranque prot.sobreintens. fase L11763 S/I ARR L2 AS Arranque prot.sobreintens. fase L21764 S/I ARR L3 AS Arranque prot.sobreintens. fase L31765 S/I ARR Tierr AS Arranque prot.sobreintens. tierra (E)1791 S/I DISP gen AS Prot. sobreintens. disparo general1800 I>> ARR AS Arranque por sobreintensidad escalón I>>1804 TI>> transc. AS Tiempo del escalón I>>, transcurrido1805 I>> DIS AS Disparo por sobreintensidad escalón I>>1810 I> ARR AS Arranque por sobreintensiadad escalón I>1814 TI> transc. AS Tiempo del escalón I>, transcurrido1815 I> DIS AS Disparo por sobreintensidad escalón I>1820 Ip ARR AS Arranque por sobreintensidad escalón Ip1824 TIp transc. AS Tiempo del escalón Ip, transcurrido1825 Ip DIS AS Disparo prot. sobreintensidad Ip (fases)1831 IE>> ARR tier AS Arranq. sobreintens. escalón IE>> tierra1832 TIE>> transc. AS Tiempo del escalón IE>>, transcurrido1833 IE>> DISP AS Disparo prot.sobreintens. IE>> tierra1834 IE> ARR tierr AS Arranque sobreintens. escalón IE> tierra1835 TIE> transc. AS Tiempo del escalón IE>, transcurrido1836 IE> DISP AS Disparo prot.sobreintens. IE> tierra1837 IEp ARR tierr AS Arranque sobreintens. escalón IEp tierra1838 TIEp transc. AS Tiempo del escalón IEp, transcurrido1839 IEp DIS AS Disparo sobreintens./t inv. IEp tierra1840 Detec.Rush L1 AS Detección fase L1 por rush de conexión1841 Detec.Rush L2 AS Detección fase L2 por rush de conexión1842 Detec.Rush L3 AS Detección fase L3 por rush de conexión1843 Blo.RushCross AS Bloqueo cross-rush,sobreint. y EEE1851 S/I t.bloq. I> AS S/I t.bloq. I>1852 S/I t.bloq. I>> AS S/I t. bloqueo escalón I>>1853 S/I t.bloq. IE> AS S/I t. bloqueo escalón IE>1854 S/I t.blo. IE>> AS S/I t. bloqueo escalón IE>>1855 S/I t.bloq. Ip AS S/I t. bloqueo escalón Ip1856 S/I t.bloq. IEp AS S/I t. bloqueo escalón IEp1866 S/I t. Ip DISCO AS Emulación de disco S/I t.inv. Ip(fases)1867 S/I t.IEp DISCO AS Emulación de disco S/I t.inv.IEp(tierr)7551 Arr Inrush I> AS Arranque Inrush escalón I>


Explicación

88 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


7552 Arr Inrush IE> AS Arranque Inrush escalón IE>7553 Arr Inrush Ip AS Arranque Inrush escalón Ip7554 Arr Inrush IEp AS Arranque Inrush escalón IEp7556 Inrush desactiv AS Estabilización Inrush desactivada7557 Inrush blq. AS Estabilización Inrush, bloqueada7558 Inrush det.tier AS Estabilización Inrush tierra, detec.7559 Arr.Rush I>dir. AS Arranque Inrush escalón I> dir.7560 Arr.Rush IE>dir AS Arranque Inrush escalón IE> dir.7561 Arr.Rush Ipdir. AS Arranque Inrush escalón Ip dir.7562 Arr.Rush IEp di AS Arranque Inrush escalón IEp dir.7563 >Inrush blq. AI >Bloquear estabilización Inrush7564 Arr. Inrush tie AS Arranque Inrush S/I tierra7565 Arr. Inrush L1 AS Arranque Inrush S/I fase L17566 Arr. Inrush L2 AS Arranque Inrush S/I fase L27567 Arr. Inrush L3 AS Arranque Inrush S/I fase L3


Explicación

897SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

2.3 Protección sobreintensidad direccional

La protección temporizada de sobreintensidad direccional dispone en total de tres es-calones para cada una de las corrientes de fase y la corriente de tierra. Todos los es-calones son independientes entre sí y se pueden combinar a voluntad.

El nivel de alta intensidad I>> y el nivel de sobreintensidad I> trabajan siempre con un tiempo de comando independiente de la intensidad (UMZ), y el tercer nivel Ip siempre con un tiempo de orden dependiente de la intensidad (AMZ).


• La protección temporizada de sobreintensidad independiente de la dirección permite emplear los equipos de protección multifuncional 7SJ62/63/64 también en redes donde para lograr la selectividad se necesita como criterio adicional, además del criterio de sobreintensidad, también la orientación del flujo de energía hacia el punto de la avería.

• La protección temporizada de sobreintensidad (no orientada) descrita en el capítulo 2.2 puede trabajar como protección de reserva superpuesta o se puede anular, o se pueden interconectar los diversos niveles (por ejemplo I>> y/o IE>>) con la pro-tección temporizada de sobreintensidad direccional.

• En el caso de líneas en paralelo o transformadores en paralelo alimentados unilat-eralmente solamente la protección temporizada de sobreintensidad direccional puede asegurar la detección selectiva de la falta.

• También en tramos de línea con alimentación por los dos lados o en líneas inter-conectadas en anillo es preciso complementar la protección temporizada de sobre-intensidad mediante el criterio de orientación.

2.3.1 Generalidades

En el caso de líneas o transformadores en paralelo alimentadas unilateralmente (Figura 2-16) en el caso de surgir una falta en una de las posiciones (I), la otra (II) también se abriría, si no se impidiese el disparo del interruptor en el ramal paralelo por medio de un elemento de dirección direccional (en B). Por este motivo se coloca una protección temporizada de sobreintensidad direccional en los puntos señalados en la figura 2-16 con una flecha de orientación. Para esto es preciso tener en cuenta que el sentido "Adelante" del relé de protección representa la orientación hacia el objeto que se trata de proteger, que no tiene por qué ser idéntico con la orientación de la potencia del flujo de carga normal, tal como muestra la figura 2-16.

90 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Figura 2-16 Protección temporizada de sobreintensidad en transformadores paralelos

En tramos de línea con alimentación por los dos lados o en líneas interconectadas en anillo también es preciso complementar la protección temporizada de sobreintensidad con el criterio de orientación. La figura 2-17 muestra una red en anillo en forma de-sarrollada, donde las dos alimentaciones del anillo que están dibujadas se funden en una sola alimentación.

Figura 2-17 Tramo de línea alimentado por dos lados

Dependiendo del parámetro 613 S/I Tierra con, el nivel de corriente de puesta a tierra puede trabajar con los valores medidos IE o con los valores 3I0 calculados a partir de las tres corrientes de fase. En los equipos con una entrada sensible de cor-riente de puesta a tierra se trabaja sin embargo generalmente con el valor calculado 3I0.

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2 Funciones

En cada uno de los niveles se puede bloquear el tiempo a través de la entrada binaria o la reconexión automática (en función del ciclo), impidiendo de esta manera una orden de disparo. Si se retira el bloqueo durante una excitación se inicia de nuevo el nivel de tiempo. La señal de CONEXIÓN manual representa una excepción. En caso de conexión manual sobre una falta puede producirse una desconexión inmediata. Para esto se puede evitar la temporización opcionalmente para los niveles de sobre-intensidad o para los niveles de alta intensidad mediante el impulso de conexión manual; es decir que el nivel correspondiente da lugar entonces a un disparo sin tem-porización al efectuarse la excitación.

Igualmente se puede iniciar una desconexión inmediata en función del ciclo, en com-binación con un reenganche automático (AR).

Para los niveles UMZ de la protección temporizada de sobreintensidad direccional se puede efectuar una estabilización de la excitación por medio de tiempos de recuper-ación parametrizables. Esta protección se aplica en redes con fallos intermitentes. En el caso de empleo conjunto con relé electromecánico se pueden adaptar de esta manera comportamientos de recuperación diversos, realizando un escalonamiento temporal de los equipos digitales y electromecánicos.

Los umbrales de respuesta y los tiempos de retardo se pueden adaptar brevemente a las condiciones de la instalación en combinación con la conmutación dinámica de parámetros (véase el capítulo 2.4).

Conectando una se puede impedir el disparo en las fases y en la vía a tierra al detec-tar una corriente de irrupción, por medio de los niveles orientados I> o Ip.

Estos enlaces con otras funciones del equipo 7SJ62/63/64 se resumen de forma clara en la tabla siguiente.

Tabla 2-5 Enlaces con otras funciones

niveles de protec-ción diferida de sobreintensidad

orientados

enlace AWE CONEXIÓN manual

Conmutación dinámica de parámetros

Estabilización de la conexión

gI> • • • •gI>> • • •gIp • • • •gIE> • • • •gIE>> • • •gIEp • • • •

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2.3.2 Niveles de alta intensidad independientes direccional I>>, IE>>

Cada corriente de fase y la corriente a tierra se comparan individualmente con el valor de respuesta I>> o IE>> común por nivel, y se comunican al superarlo, siempre y cuando el sentido de la avería coincida con el sentido parametrizado. Una vez tran-scurridos los correspondientes temporizaciones T I>>, T IE>> se emiten las órdenes de disparo, que también están disponibles independientes para cada nivel. El valor de recuperación está aproximadamente en el 95% del valor de respuesta para intensidades > 0,3 IN.

Las excitaciones se pueden estabilizar adicionalmente mediante tiempos de recuper-ación parametrizables 1518 T RR S/I FASE ó 1618 T RR S/I TIERRA. Si se detecta una disminución de valor debajo del umbral de arranque se inicia una tempo-rización y se mantiene la excitación. De este modo la función no recae a tiempo rápido. Mientras tanto sigue corriendo la temporización de la orden de desconexiónT I>> o T IE>>. Una vez transcurrida la temporizacion de reposición, se comunica la excitación como aviso saliente y se reinicia la temporización de la orden de descon-exión, siempre y cuando no se haya producido una nueva superación del valor umbral I>> o IE>>. Si se produce una nueva superación del valor umbral, mientras corre todavía la temporización de reposición, entonces se interrumpe ésta. Mientras tanto sigue corriendo la temporización de la orden de desconexión T I>> o T IE>>. Una vez terminado éste y si se está produciendo un rebasamiento del valor umbral se produce inmediatamente el disparo. Si en este momento no hay ninguna superación del valor umbral no se produce ningún arranque. Si al haber transcurrido la temporiza-ción de la orden de disparo se produce una nueva superación del valor umbral mien-tras transcurre todavía la temporización de reposición, se produce inmediatamente el disparo.

Estos niveles se pueden bloquear mediante el reenganche automático (AR).

La figura siguiente muestra a título de ejemplo el diagrama lógico para los niveles de alta intensidad I>> de las corrientes de fase.

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2 Funciones

Figura 2-18 Diagrama lógico del nivel de alta intensidad I>> orientado para fases

Si el parámetro CIERRE MANUAL está parametrizado para I>> sin tempor. y se reconoce la conexión manual, entonces al llegar la excitación se desconecta inmedi-atamente, aunque el nivel esté bloqueado a través de la entrada binaria. Esto mismo es válido para AR I>>orientado sin retardo.

94 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


2.3.3 Niveles de sobreintensidad independientes direccional I>, IE>

Cada corriente de fase y la corriente a tierra se comparan individualmente con el valor de ajuste I> o IE> común por nivel, y se comunican por separado, en caso de super-arse, siempre y cuando el sentido de la avería coincida con el sentido parametrizado. Si se hace uso de la estabilización de conexión, entonces y en función de la detección de la falta, se generan o bien mensajes de arranque normales o los correspondientes mensajes de falta. Una vez transcurridas las temporizaciones correspondientes T I>, T IE> se emite una instrucción de disparo a menos que no haya sobretensión o no esté activa la estabilización de conexión. Si la estabilización de cierre está activada y se detecta un fenómeno de sobretensión, no se produce un disparo pero sí un mensaje sobre el transcurso de la temporización. Un mensaje de disparo y de final-ización del tiempo están disponibles por separado para cada escalón. El valor de re-cuperación está aproximadamente en el 95% del valor de respuesta para intensid-ades > 0,3 IN.

Las excitaciones se pueden estabilizar adicionalmente mediante tiempos de recuper-ación parametrizables 1518 T RR S/I FASE ó 1618 T RR S/I TIERRA. Si se detecta una disminución de valor por debajo del umbral de arranque se inicia una tem-porización y se mantiene el arranque. De este modo la función no repone. Mientras tanto la temporización de la orden de desconexión T I> T IE> sigue transcurriendo. Una vez transcurrida la temporizaciónde reposición, se comunica el arranque como aviso saliente y se reinicia la temporización de la orden de desconexión, siempre y cuando no se haya producido una nueva superación del valor umbral I> o IE>. Si se produce una nueva superación del valor umbral, mientras corre todavía la tempo-rización de reposición, entonces se interrumpe éste. Mientras tanto sigue corriendo la temporización de la orden de desconexión T I> o T IE>. Una vez terminado éste y si se está produciendo una superación del valor umbral se produce inmediatamente el disparo. Si en este momento no hay ninguna superación del valor umbral no se produce ninguna superación. Si al haber transcurrido la temporización de la orden de disparo se produce una nueva superación del valor umbral mientras transcurre todavía la temporización de reposición, se produce inmediatamente el disparo.

La estabilización del arranque de los niveles de sobreintensidad I> o IE> a través de tiempos de recuperación parametrizables, se desactiva en caso de que exista una ex-citación de irrupción, ya que la presencia de una irrupción indica que no se trata de una avería intermitente.

Estos niveles se pueden bloquear por el reenganche automático (AR).

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2 Funciones

La figura siguiente muestra a título de ejemplo el diagrama lógico para el nivel de so-breintensidad orientado I> de las corrientes de fase.

Figura 2-19 Diagrama lógico del nivel de sobreintensidad I> orientado para fases

La temporización de reposición solamente trabaja si no se detecta ninguna falta. Si entra una falta se reinicia una temporización de reposición que ya esté en curso.

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Figura 2-20 Lógica de temporización de reposición para I>ger

2.3.4 Niveles de sobreintensidad direccional dependientes de la intensidad Ip, IEp

Los niveles dependientes de la intensidad dependen de la variante del pedido. Traba-jan o bien según las normas IEC o ANSI o según la Caraterística que pueda especi-ficar el usuario. Las curvas características y las fórmulas correspondientes son idén-ticas a las de la protección temporizada de sobreintensidad no direccional, y están representadas en las características técnicas. Al configurar una de las curvas cara-cterísticas dependientes de la intensidad quedan activados adicionalmente también los niveles independientes I>> y I>.

Comportamiento de respuesta

Cada corriente de fase y la corriente a tierra se comparan individualmente con el valor de ajuste Ip o IEp común por nivel. Si una intensidad sobrepasa 1,1 veces el valor de ajuste, se arranca la fase correspondiente y se comunica de manera selectiva por fase, siempre y cuando el sentido de la avería coincida con el sentido parametrizado. Si se hace uso de la estabilización de conexión, entonces y en función de la detección de la irrupción, se generan o bien mensajes de excitación normales o los correspon-dientes mensajes de irrupción. Para la excitación se opera con los valores efectivos de las ondas fundamentales. Al excitarse un escalón Ip se calcula el tiempo de disparo mediante un procedimiento de medida integrado, según la característica de disparo seleccionada, a partir de la corriente de fallo que fluye y una vez transcurrido dicho tiempo se emite una orden de disparo, siempre que no esté presente una so-breintensidad o no esté activada la estabilización de conmutación. Si está conectada la estabilización de conexión y se detecta un proceso de irrupción, no se produce ningún disparo pero se emite un mensaje relativo al desarrollo del nivel de tiempo.

Para la corriente de derivación a tierra IEp se puede elegir la Caraterística con inde-pendencia de la Caraterística utilizada para las corrientes de fase.

Los valores de respuesta de los niveles Ip (fases) y IEp así como los multiplicadores de tiempo válidos para cada uno de estos niveles, se pueden ajustar individualmente.

Comportamiento de recuperación

En las curvas características IEC y ANSI se puede seleccionar si la recuperación de un nivel ha de efectuarse inmediatamente después de descender por debajo de un umbral o mediante una emulación de disco. Inmediato quiere decir el arranque se repone al descender por debajo de aproximadamente el 95% del valor de respuesta, comenzando de nuevo el tiempo al producirse un nuevo aranque.

En el caso de la emulación de disco comienza un proceso de recuperación (cuenta atrás del contador de tiempo) después de desconectar la corriente, que equivale al giro hacia atrás de un disco Ferraris (de ahí "Emulación de disco"). En el caso de varias averías consecutivas, se tiene en cuenta de esta manera también el "Historial anterior", gracias a la inercia del disco de Ferraris, y se adapta el comportamiento del desarrollo del tiempo. La cuenta atrás comienza al descender por debajo del 90% del valor de ajuste, de acuerdo con la característica de recuperación de la curva elegida.

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2 Funciones

En la zona entre el valor de recuperación (95% del valor de respuesta) y el 90% del valor de ajuste, están en reposo tanto el recuento hacia adelante como hacia atrás.

La emulación de disco ofrece ventajas cuando sea necesario coordinar el plan de es-calonamiento de la protección temporizada de sobreintensidad con otros equipos de base electromagnética que se encuentren en la red.

Curvas característi-cas que puede es-pecificar el usuario

En las Caraterística especificables por el usuario se puede definir la curva caracterís-tica de disparo por puntos. Se pueden introducir hasta 20 pares o parejas de valores de intensidad y tiempo. El equipo establece de ahí por aproximación la Caraterística mediante interpolación lineal.

Opcionalmente se puede definir además la curva característica de reposición. Esto ofrece ventajas cuando es necesario coordinar el plan escalonado de la protección temporizada de sobreintensidad con otros equipos de base electromagnética que se encuentren en la red. Si no se desea ninguna curva característica de recuperación es-pecificable por el usuario, se produce la recuperación cuando se descienda por debajo de aproximadamente el 95% del valor de respuesta. Al producirse una nueva excitación, comienza a contar el tiempo de nuevo.

La figura siguiente muestra a título de ejemplo el diagrama lógico para el nivel de so-breintensidad Ip de la protección temporizada de sobreintensidad dependiente orien-tada de las corrientes de fase.

98 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Figura 2-21 Diagrama lógico de la protección direccional de sobreintensidad; ejemplo: Nivel de sobreintensidad depen-diente Ip, fases

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2 Funciones

2.3.5 Función Fuse-Failure-Monitor (FFM)

En el caso de que falle una tensión de medida debido a cortocircuito, interrupción de línea en el secundario del transformador de medida de tensión o por respuesta del circuito de protección del transformador de medida de tensión (posible), se puede llegar a producir un disparo en falso. En el caso de fallo unipolar o bipolar de la tensión de medida existe la posibilidad de detectar este caso y proceder al bloqueo de los niveles de protección temporizada de sobreintensidad orientados (RMZ fase y RMZ tierra) (veánse los diagramas lógicos). Igualmente se bloquean en ese caso la protec-ción de subtensión, la detección sensible de faltas a tierra y la sincronización.

2.3.6 Conmutación dinámica de los valores de respuesta

Puede ser necesario aumentar dinámicamente los umbrales de respuesta de la pro-tección temporizada de sobreintensidad direccional, cuando determinadas partes de la instalación tengan unas necesidades de potencia superiores al conectarlas, después de una pausa prolongada sin tensión (por ejemplo, instalaciones de aire ac-ondicionado, calefacciones, motores). De esta manera se puede evitar efectuar una elevación general de los umbrales de repuesta, teniendo en cuenta esta clase de con-diciones de conexión.

Esta conmutación dinámica de los valores de respuesta es común a todos los niveles temporizados de sobreintensidad y se describe en el capítulo 2.4. Los valores de re-spuesta alternativos propiamente dichos se pueden ajustar individualmente para cada nivel de la protección temporizada de sobreintensidad direccional y no direccional.

2.3.7 Estabilización de la conexión

7SJ62/63/64 dispone por este motivo de una estabilización de conexión integrada. Ésta impide la excitación "normal" de los niveles I> o Ip (pero no I>>) en las fases y en la vía a tierra de la protección temporizada de sobreintensidad direccional y no di-reccional. Esto también es válido para los umbrales de respuesta alternativos en la conmutación dinámica de parámetros. Al identificar una sobretensión se generan unos mensajes de excitación de sobretensión especiales, que también abren un caso de falta e inician la correspondiente temporización. Si después de transcurrida la tem-porización se sigue identificando una falta, se emite el mensaje correspondiente ("....Desarrollo de tiempo."), pero se suprime el disparo (para más aclaraciones véase "Estabilización de la conexión" en el capítulo 2.2).

100 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


2.3.8 Determinación del sentido

La determinación del sentido de cortocircuito se realiza de forma independiente para cada uno de los cuatro elementos de medida (tres fases, Tierra o intensidad suma 3I0).

Método de medición

Para los elementos de medida de las fases se utiliza la corriente de cortocircuito de la fase correspondiente así como la tensión fase-fase no afectada por el cortocircuito. Ésta permite una determinación unívoca y correcta del sentido, incluso si la tensión de cortocircuito ha caído totalmente (cortocircuito cercano). En la conexión de ten-siones fase-Tierrase calculan las tensiones entre fases. En el caso de conexión de dos tensiones entre fases y UE se calcula también la tercera tensión entre fases.

En el caso de cortocircuito trifásico próximo se recurre a las tensiones registradas, en la medida en que las tensiones medidas no sean suficientes para determinar con seg-uridad la orientación, de manera que también en este caso se determina unívoca-mente la orientación. Una vez transcurrido el tiempo de memorización (2 períodos de la red), se retiene la orientación que ha sido reconocida, siempre y cuando no se dis-ponga de una tensión de medida suficiente. Al conectar sobre un cortocircuito, es decir, cuando no haya disponible ninguna tensión en la memoria, se decide efectuar un disparo. En todos los demás casos se dispone de una tensión de medida suficiente para determinar la orientación.

Para el elemento de medida de las averías con derivación a tierra se puede elegir entre dos posibilidades para la determinación de la orientación:

Determinación de la dirección con magnitudes del sistema homopolar o magnitudes de tierra

Para el elemento de medida de las faltas a tierra se puede determinar la dirección del cortocircuito a partir de las magnitudes del sistema homopolar. En la vía de corriente es válida la intensidad IE, si está conectada al equipo la corriente en el punto de es-trella del transformador; en caso contrario, el equipo calcula la corriente de falta a tierra a partir de la suma de las tres corrientes de fase. En la vía de tensión se recurre a la tensión de desplazamiento UE, si es que está conectada; en caso contrario el equipo calcula la tensión homopolar 3 · U0 a partir de la suma de las tres tensiones de fase. Si la tensión UE o 3 · U0 no es suficiente para determinar la dirección, entonces la dirección queda indeterminada. En este caso el nivel de falta a tierra no dispara. Si no es posible efectuar la medición a partir del sistema homopolar, por ejemplo porque solamente estén conectados dos transformadores de medida de intensidad o si los transformadores de medida de tensión están conectados en conexión en V, entonces tampoco puede trabajar el elemento de medida de la falta a tierra. Este último caso naturalmente sólo es admisible en redes que no estén puestas a tierra.

Determinación rela-tiva a la dirección con magnitudes de sistema opuesto

Para determinar la dirección se utiliza en este caso el ángulo de fase de la tensión del sistema inverso y de la intensidad del sistema inverso. Esto es ventajoso si el sistema homopolar se ve influenciado, por ejemplo, por una línea paralela o si en el potencial cero llega a ser muy reducido debido a impedancias nulas desfavorables. Las magni-tudes del sistema inverso se calculan a partir de las distintas tensiones o inten-sidades. Igual que en el caso de empleo de las magnitudes homopolares también aquí solamente se lleva a cabo la determinación de la dirección cuando las magni-tudes necesarias para determinar la dirección han superado un determinado umbral mínimo, y en los demás casos la dirección es indeterminada.

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2 Funciones

Tensiones ajenas al cortocircuito para determinar la ori-entación

Un cortocircuito entre dos fases se determina por dos elementos de medición de fase, concretamente los dos asignados a las fases afectadas del cortocircuito. Un cortocir-cuito con puesta a tierra se detecta por el elemento de medida de faltas con puesta a tierra y también por el correspondiente elemento de medición para la fase, en la medida en que la corriente de cortocircuito sea suficiente para arrancar este elemento de medida. Para el elemento de medida de las faltas a tierra se han de cumplir natu-ralmente las condiciones de conexión antes descritas.

En el caso de faltas fase–Tierra, las tensiones ajenas al cortocircuito de los elementos de medición de las fases quedan teóricamente perpendiculares a las tensiones de cortocircuito (figura 2-22). Esto se tiene en cuenta en el cálculo del vector direccional, en el campo dextrógiro mediante un giro de + 90°, y en el campo levógiro mediante un giro de – 60°. En las faltas fase–fase se puede desplazar la posición de la recta de orientación, en función de la caída de la tensión de cortocircuito.

Figura 2-22 Tensiones ajenas al cortocircuito para determinar la dirección

La siguiente tabla muestra la correspondencia entre las magnitudes de medida para la determinación de la dirección del cortocircuito en los distintos casos de excitación.

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Tabla 2-6 Magnitudes de medida para determinar la dirección

1) ó 3 · U0 = |UL1 + UL2 + UL3|, según la clase de conexión de las tensiones

Determinación del sentido de elemen-tos de medida de fase

Como ya se ha indicado, la determinación del sentido tiene lugar mediante la verificación del ángulo de fases entre la corriente de cortocircuito y la tensión de referencia. Para tener en cuenta las diferentes condiciones de la red y las distintas aplicaciones, la tensión de referencia se puede girar en un ángulo ajustable. De este modo, el vector de la tensión de referencia girada se lleva lo más cerca posible del vector de la corriente de cortocircuito, para que el resultado de la determinación del sentido ofrezca la máxima seguridad posible. La figura 2-23 aclara la relación de los elementos de medida de fases a la vista de una avería a tierra monopolar en la fase L1. La corriente de cortocircuito ICL1 va detrás de la tensión de cortocircuito según el ángulo de cortocircuito ϕC. La tensión de referencia, en este caso UL2L3 para el elemento de medida fase L1, se gira según el valor de ajuste1519 ANGULO ROTACION, positivamente en sentido contrario a las agujas del reloj. En el caso aquí representado, el giro es de +45°.

Excitación Elemento de medidaL1 L2 L3 E

Inten-sidad

Tensión Inten-sidad

Tensión Intensi-dad

Tensión Inten-sidad

Tensión

L1 IL1 UL2 – UL3 — — — — — —L2 — — IL2 UL3 – UL1 — — — —L3 — — — — IL3 UL1 – UL2 — —E — — — — — — IE UE

1)

L1, E IL1 UL2 – UL3 — — — — IE UE1)

L2, E — — IL2 UL3 – UL1 — — IE UE1)

L3, E — — — — IL3 UL1 – UL2 IE UE1)

L1, L2 IL1 UL2 – UL3 IL2 UL3 – UL1 — — — —L2, L3 — — IL2 UL3 – UL1 IL3 UL1 – UL2 — —L1, L3 IL1 UL2 – UL3 — — IL3 UL1 – UL2 — —

L1. L2, E IL1 UL2 – UL3 IL2 UL3 – UL1 — — IE UE1)

L2, L3, E — — IL2 UL3 – UL1 IL3 UL1 – UL2 IE UE1)

L1, L3, E IL1 UL2 – UL3 — — IL3 UL1 – UL2 IE UE1)

L1, L2, L3 IL1 UL2 – UL3 IL2 UL3 – UL1 IL3 UL1 – UL2 — —L1, L2, L3, E IL1 UL2 – UL3 IL2 UL3 – UL1 IL3 UL1 – UL2 IE UE

1)

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2 Funciones

Figura 2-23 Giro de la tensión de referencia, dispositivo de medida de fase

La tensión de referencia rotada define el campo hacia delante y hacia atrás, véase la figura 2-24. El campo hacia delante se obtiene como campo ±86° de la tensión de referncia girada Uref,rot. Si el vector de la corriente de cortocircuito se encuentra en este campo el equipo se reconoce en sentido hacia delante. En el campo contraoues-to el equipo se reconoce en sentido hacia atrás. En el campo intermedio, el resultado del sentido es indeterminado

Figura 2-24 Característica hacia adelante de la función direccional, dispositivo de medida de fase

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Determinación del sentido del Elemen-to medidor de tierra con magnitudes de tierra

La figura 2-25 muestra el tratamiento de la tensión de referencia para el elemento medidor de tierra, asimismo a la vista de una avería a tierra monopolar en fase L1 . Al contrario que con los elementos medidores de fases, que trabajan con la tensión ajena al cortocircuito como tensión de referencia, en el elemento medidor de tierra, la propia tensión de avería es la tensión de referencia. Según la conexión de los transformadores de medida de tensión, ésta es la tensión 3U0 (como se muestra en la figura 2-25) o UE. La corriente de cortocircuito -3I0 está desfasada 180° con respecto a la corriente de cortocircuito ICL1 y va detrás de la tensión 3U0 según el ángulo de cortocircuito ϕC. La tensión de referencia se gira según el valor de ajuste 1619 ANGULO ROTACION. En el caso aquí representado, el giro es de -45º.

Figura 2-25 Giro de la tensión de referencia, dispositivo de medida a tierra con magnitudes de sistema homopolar.

El campo hacia delante se obtiene como campo ±86° de la tensión de referencia ro-tada. Uref,rot. Si el vector de la corriente de cortocircuito -3I0 (o IE) se encuentra en este campo el equipo se reconoce en sentido hacia delante.

Determinación del sentido Elemento medidor de tierra con magnitudes del sistema de secuen-cia negativa

La figura 2-26 muestra el tratamiento de la tensión de referencia para el elemento medidor de tierra utilizando las magnitudes del sistema de secuencia negativa, a la vista de una avería a tierra monopolar en fase L1. Como tensión de referencia se emplea la tensión del sistema de secuencia negativa, como corriente para la determinación del sentido la corriente del sistema de secuencia negativa, en la que se refleja la corriente de cortocircuito. La corriente de cortocircuito -3I2 está desfasada 180° con respecto a la corriente de cortocircuito ICL1 y va detrás de la tensión 3U2 según el ángulo de cortocircuito ϕC. La tensión de referencia se gira según el valor de ajuste 1619 ANGULO ROTACION. En el caso aquí representado, el giro es de -45°.

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2 Funciones

Figura 2-26 Giro de la tensión de referencia. dispositivo de medida a tierra con magnitudes de secuencia negativa.

El campo hacia delante se obtiene como campo ±86° de la tensión de referencia rotada Uref,rot. Si el vector de la corriente de cortocircuito -3I2 se encuentra en este campo el equipo se reconoce en sentido hacia delante.

2.3.9 Bloqueo posterior en el caso de tramos de línea con alimentación por dos lados


Mediante la determinación de la dirección de la protección temporizada de sobreinten-sidad direccional se puede establecer con el nivel de sobreintensidad I> un bloqueo posterior, también en el caso de tramos de línea con alimentación por los dos lados (bloqueo cruzado). Este sirve para la desconexión parcial selectiva de un sector de línea afectado por una avería (p. ej., sectores parciales de anillos cerrados) en tiempo rápido, es decir, sin el inconveniente de tiempos de escalonamiento largos. Este pro-cedimiento es conveniente si las distancias entre las distintas estaciones de protec-ción no están demasiado separadas, y se dispone de líneas auxiliares para la trans-misión de señales mediante un bucle de tensión auxiliar.

Según el sentido se necesita una vía de transmisión entre dos extremos de línea, por la cual puedan llegar los mensajes al extremo opuesto. En una conexión con corriente de reposo se reconoce una interrupción de la línea de transmisión y se recibe un mensaje retardado. Dentro de la instalación local se necesitan unas barras de blo-queo, semejantes a las descritas en el capítulo "Protección rápida de barras colector-as mediante bloqueo posterior" para la protección temporizada de sobreintensidad no orientada (capítulo 2.2).

En el caso de una falta en la línea, un equipo que detecte la falta en sentido directo (sentido de la línea) con el nivel orientado I>, respectivamente un nivel no orientado (I>, Ip) de los equipos en sentido de retorno (en las mismas barras colectoras), para que éstas no puedan disparar (figura 2-27). Para ello se generan mensajes del sentido de la falta. Los mensajes "Hacia adelante" se emiten al rebasar el umbral de intensidad del nivel direccional I> y subsiguiente determinación de la dirección, y se transmiten al equipo en posición posterior.

En el caso de una falta en las barras colectoras, un equipo que detecte la falta en sentido hacia atrás (barras colectoras) con el nivel direccional I>, bloquea un nivel no direccional (I>, Ip) del equipo en el extremo opuesto de la misma línea. Para ello se

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genera un mensaje "Hacia atrás" y se transmite al extremo opuesto a través del bucle de tensión auxiliar.

Figura 2-27 Selectividad por bloqueo posterior

La protección temporizada de sobreintensidad direccional trabaja con escalonamien-to de tiempo normal como protección de reserva totalmente selectiva.

La figura siguiente muestra el diagrama lógico de la generación del aviso para el sentido de la falta.

Figura 2-28 Diagrama lógico de la generación de mensajes para el sentido de la falta

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2 Funciones


Generalidades Si se selecciona en DIGSI la protección de sobreintensidad direccional, entonces aparece un cuadro de diálogo estructurado con diversas páginas de ajuste en las cuales se podrán ajustar los parámetros correspondientes. Según el volumen de fun-ciones establecido a la hora de proyectar las funciones de protección bajo las direc-ciones 115 S/I DIR.FASES y 116 S/I DIR. TIERRA aparecerán un número mayor o menor de hojas de ajuste.

Si se selecciona S/I DIR.FASES o S/I DIR. TIERRA = t.def sin t.inv quedan accesibles aquí únicamente los parámetros para la protección temporizada de sobreintensidad independiente (S/I). Si se selecciona S/I IEC o S/I ANSI quedan disponibles adicionalmente las curvas características dependientes. En todos estos casos rigen los niveles solapados I>> e I> o IE>> e IE>.

Bajo la dirección 1501 S/I FASE DIR. se puede conectar Activar o Desactivar desconectar la protección temporizada de sobreintensidad direccional para las corri-entes de fase.

Para las faltas a tierra se puede ajustar la Caraterística, el valor de arranque y el tiempo de retardo en forma separada del ajuste para los conductores de fase. De este modo se puede realizar a menudo un escalonamiento independiente para las faltas con puesta a tierra, con tiempos más cortos y ajustes más sensibles. De esta manera, en la dirección 1601 S/I TIERR. DIR. se puede conectar el nivel de corriente de puesta a tierra con independencia de la protección temporizadas de sobreintensidad para las corrientes de fase Activar o Desactivar.

En función de los parámetros 613 S/I Tierra con, se puede trabajar con magni-tudes medidas IE o con magnitudes 3I0 calculadas a partir de las tres corrientes de fase. En los equipos con entrada sensible de corriente a tierra generalmente se trabaja con los valores calculados 3I0.

Característica de orientación

La característica de direccción, es decir, la posición de las zonas "hacia adelante" y "hacia atrás" se ajusta, para los elementos medidores de fase bajo la dirección 1519 ANGULO ROTACION y para el elemento medidor de tierra bajo la dirección 1619 ANGULO ROTACION . El ángulo de cortocircuito se encuentra en un rango de 30° a 60° inductivo. Es decir, por regla general se pueden mantener los preajustes de +45° para los elementos medidores de fase y de -45° para el elemento medidor de tierra, para adaptar la tensión de referencia, toda vez que éstos garantizan un resultado de orientación seguro.

Ello no obstante, a continuación se indican algunos ejemplos de ajuste para aplica-ciones especiales (tabla 2-7). Aquí se debe tener en cuenta lo siguiente: En los ele-mentos medidores de fase, la tensión de referencia (tensión sin fallo) para fallo de faseTierra se encuentra vertical a la tensión de cortocircuito. Por este motivo se obtiene el ajuste del ángulo de giro (véase también el capítulo 2.3.8):

Ángulo de giro tensión de refª = 90 - ϕk elemento medidor de fase (fallo conductor-tierra)

En el elemento medidor de tierra, la tensión de referencia es la propia tensión de cor-tocircuito. De esta manera se obtiene el ajuste del ángulo de giro:

Ángulo de giro tensión de refª = -ϕk elemento medidor de tierra, fallo conductor-tierra

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Asimismo, para los elementos medidores de fase hay que tener en cuenta que, en caso de faltas fase-fase, la tensión de referencia, dependiendo de la caída de la tensión afectada por la falta, varia entre 0° (falta remota) y 30° (falta próxima). Esto puede tenerse en cuenta con el valor medio de 15°:

Ángulo de giro tensión de refª = 90 - ϕk -15°Elemento medidor de fase (fallo conduc-tor-conductor).

Tabla 2-7 Ejemplos de ajuste

1) Sentido del flujo de carga2) Suponiendo que se trata de cables de líneas aéreas

Antes de la versión V4.60 la característica de orientación sólo se podía ajustar en tres posiciones discretas. A continuación se indican los ajustes que se corresponden con los de los antiguos parámetros.

1) Preajuste

Aplicación tipo ϕk. Ajuste elemento medidor de fase

1519 ANGULO ROTACION

Ajuste elemento medidor de tierra

1619 ANGULO ROTACION

60° Rango 30°...0°→ 15°

–60°

30° Rango 60°...30°→ 45°

–30°

30° Rango 60°...30°→ 45°

–30°

Hasta V4.60 A partir de V4.60Dir. / Elementos me-

didores de fase

Dir. 1519

Elemento medidor de

tierra

Dir. 1619inductivo (135°)1) 45°1) –45°1)

óhmico (90°) 90° 0°

capacitiva (45°) 135° 45°

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2 Funciones

Sentido de la dirección

El sentido de la dirección de los elementos medidores de fase puede modificarse bajo la dirección 1516 SENTIDO DIRECC. y para el elemento medidor de tierra bajo la dirección 1616 SENTIDO DIRECC. . La protección temporizada de sobreintensidad direccional trabaja normalmente con dirección hacia el objeto protegido (línea, trans-formador). Si la conexión del equipo de protección es correcta, según uno de los planos de conexión en el Anexo A.3 ésta es la orientación "hacia adelante".

Elección de las magnitudes para determinar la ori-entación del ele-mento medidor de tierra

Con el parámetro 1617 DETERMIN.DIR. se puede seleccionar si en el elemento medidor de tierra la determinación de la dirección puede tener lugar a partir de las magnitudes del sistema homopolar o de las magnitudes de tierra (con Ue y Ie) o a partir de las magnitudes del sistema inverso (con U2 y I2) . La primera posibilidad es el ajuste preferencial, debiendo elegirse el último cuando exista el peligro de que la tensión homopolar por causa de impedancia homopolar desventajosa sea muy pequeña o en caso de que una línea paralela influya en el sistema homopolar.

Nivel de alta intensidad I>> direccional (fases)

El nivel de alta intensidad I>> se ajusta bajo la dirección 1502 y la temporización cor-respondiente T I>>, 1503. Para el ajuste sirven unas consideraciones similares a las correspondientes a la protección temporizada de sobreintensidad no direccional que figuran en el capítulo 2.2.10.

El tiempo ajustado es una mera temporación adicional que no incluye el tiempo propio (tiempo de medición, tiempo de recuperación). La temporización también se puede ajustar en ∞. En este caso el Escalón no dispara después de ser arrancado, pero se comunica el arranque. Si no se necesita en absoluto la I>>–Escalón direccional, el umbral de respuesta I>> se pone en ∞. Entonces no se produce ni mensaje de ar-ranque ni disparo.

Nivel de alta intensidadIE>> (Tierra)

El nivel de alta intensidad IE>> se ajusta en la dirección1302 y la temporización cor-respondiente T IE>>, 1303. Para el ajuste sirven unas consideraciones similares como para las corrientes de fase.

El tiempo ajustado es una mera temporación adicional que no incluye el tiempo propio (tiempo de medición, tiempo de recuperación). La temporización también se puede ajustar en ∞. En este caso el Escalón no dispara después de ser arrancado, pero se comunica el arranque. Si no se necesita en absoluto el IE>>–Escalón direccional, el umbral de respuesta IE>> en ∞. Entonces no hay ni mensaje de arranque ni disparo.

Nivel de sobrein-tensidadI> direc-cional (fases)

Para el ajuste del nivel de sobreintensidad 1504 I> es determinante sobre todo la corriente máxima de trabajo que aparece. Debe estar excluida el arranque debida a sobrecarga ya que en este régimen de funcionamiento el equipo trabaja con unos tiempos de instrucción correspondientemente breves como protección contra corto-circuito pero no como protección contra sobrecarga. Por consiguiente deberá ajustar-se en un valor más alto que la (sobre)carga máxima esperada, es decir aprox. 20% para líneas y aproximadamente 20% para transformadores y motores.

Si en la aplicación del equipo de protección en transformadores o motores se esperan impulsos elevados de corriente (irrupción), el 7SJ62/63/64 dispone de la posibilidad de utilizar una estabilización de cierre para el escalón de sobreintensidad I> (véase bajo el subtítulo "Estabilización de irrupción").

La temporización a ajustar (parámetro 1505 T I>) se ajusta generalmente más corto que para la Escalón no direccional (dirección 1205), ya que la Escalón no direccional se superpone a la direccional como nivel de reserva. Se deduce del plan de es-calonamiento de la red para disparo direccional.

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Para transformadores paralelos con alimentación unilateral (véase "Modos de apli-cación") se puede ajustar el retardo T I> a 0 para el lado sin alimentación sin perdi-das de la selectividad.

El tiempo ajustado es una mera temporación adicional que no incluye el tiempo propio (tiempo de medición, tiempo de recuperación). La temporización también se puede ajustar en ∞. En este caso el Escalón no dispara después de ser arrancado, pero se comunica el arranque. Si no se necesita en absoluto la I>–Escalón direccional, el umbral de respuesta I> se pone en ∞. Entonces no se produce ni mensaje de ar-ranque ni disparo.

Nivel de sobreintensidad IE> direccional (Tierra)

Para el ajuste del nivel de sobreintensidad 1604 IE> es determinante ante todo la corriente de cortocircuito a tierra máxima que se produzca.

Si en la aplicación del equipo de protección en transformadores o motores se esperan impulsos elevados de corriente (irrupción), el 7SJ62/63/64 dispone de la posibilidad de utilizar una estabilización de cierre para el escalón de sobreintensidad IE> (véase bajo el subtítulo "Estabilización de irrupción").

La temporización que se ha de ajustar (parámetro 1605 T IE>) viene dado por el plan de escalonamiento establecido para la red para disparo direccional, donde para las corrientes de derivación a tierra existe con frecuencia la posibilidad de un plan de es-calonamiento independiente con tiempos de retardo más cortos en la red puesta a tierra.

El tiempo ajustado es una mera temporación adicional que no incluye el tiempo propio (tiempo de medición, tiempo de recuperación). La temporización también se puede ajustar en ∞. En este caso el Escalón no dispara después de ser excitado, pero se comunica la excitación. Si no se necesita en absoluto la IE>–Escalón direccional, el umbral de respuesta IE> se pone en ∞. Por lo tanto, no se produce ningún aviso de arranque y ningún disparo.

Estabilización de la excitación (UMZ di-reccional)

El arranque de los niveles de S/It.def. direccional se pueden estabilizar adicional-mente a través de los tiempos de reposición parametrizables bajo las direcciones 1518 T RR S/I FASE ó 1618 T RR S/I TIERRA .

Nivel de sobrein-tensidad Ip en el caso de curvas características IEC o ANSI (fases AMZ)

Si al efectuar la configuración de las funciones de protección (capítulo2.1.1) se selec-cionó bajo la dirección 115 S/I DIR.FASES = S/I IEC o S/I ANSI, entonces también están disponibles los parámetros para las curvas características dependi-entes.

Si en la aplicación del equipo de protección en transformadores o motores se esperan impulsos elevados de corriente (irrupción), el 7SJ62/63/64 dispone de la posibilidad de utilizar una estabilización de cierre para el escalón de sobreintensidad Ip (véase bajo el subtítulo "Estabilización de irrupción").

Debe tenerse en cuenta que al elegir una característica de disparo AMZ ya se ha in-cluido un factor de seguridad de aprox.1,1 entre el valor de arranque y el valor de ajuste. Es decir que el arranque solamente tiene lugar cuando pase una corriente de una magnitud de 1,1 veces el valor de ajuste.

El valor de la corriente se ajusta bajo la dirección 1507 Ip. Para el ajuste es determi-nante, sobre todo, la corriente de trabajo máxima posible. Deberá estar excluida la ex-citación por sobrecarga, ya que en este régimen de funcionamiento el equipo trabaja con unos tiempos de órdenes cortos como protección contra cortocircuitos y no como protección contra sobrecargas.

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2 Funciones

Se puede acceder al multiplicador de tiempo correspondiente seleccionando una Caraterística IEC bajo la dirección 1508 T Ip y seleccionando una Caraterística ANSI bajo la dirección 1509 TIME DIAL: D . Esto hay que coordinarlo con el plan de escalonamiento de la red.

El multiplicador de tiempo también se puede ajustar en ∞. En este caso el Escalón no dispara después de ser excitado, pero se comunica el arranque. Si no se necesita en absoluto Ip–Escalón, deberá elegir al configurar las funciones de protección (capí-tulo 2.1.1) la dirección115 S/I DIR.FASES = t.def sin t.inv.

Si se seleccionó bajo la dirección 115 S/I DIR.FASES = S/I IEC, se puede selec-cionar la dirección 1511 CARACT.IEC IEC deseadaCaraterística (Inversa, Inversa alta, Extrem. inversa o Invers.largo t.). Si bajo la dirección 115 S/I DIR.FASES se seleccionó = S/I ANSI, se puede seleccionar bajo la dirección 1512 CARACT.ANSI la ANSI deseadaCaraterística (Muy inversa, Inversa, Inversa Corta, Inversa Larga, Moderad.inversa, Extremada.inv o Inv.Definida).

Nivel de sobrein-tensidad IEp direc-cional en el caso de curvas característi-cas IEC y ANSI (AMZ Tierra)

Si al configurar las funciones de protección (capítulo 2.1.1) se ha elegido bajo la di-rección 116 S/I DIR. TIERRA = S/I IEC están disponibles también los parámet-ros para las curvas características dependientes. Bajo la dirección 1611 CARACT.IEC se puede seleccionar la IEC deseada, Caraterística (Inversa, Inversa alta, Extrem. inversa o Invers.largo t.). Si se ha elegido bajo la dirección 116 S/I DIR. TIERRA = S/I ANSI puede elegirse bajo la dirección 1612 CARACT.ANSI laCaraterística ANSI deseada (Muy inversa, Inversa, Inversa Corta, Inversa Larga, Moderad.inversa, Extremada.inv o Inv.Definida) .

Si en la aplicación del equipo de protección en transformadores o motores se esperan impulsos elevados de corriente (irrupción), el 7SJ62/63/64 dispone de la posibilidad de utilizar una estabilización de cierre para el escalón de sobreintensidad IEp (véase bajo el subtítulo "Estabilización de irrupción").

Debe tenerse en cuenta que al elegir una característica de disparo AMZ ya se ha in-cluido un factor de seguridad de aprox.1,1 entre el valor de excitación y el valor de ajuste. IEp. Es decir que el arranque solamente tiene lugar cuando pase una corri-ente de una magnitud de 1,1 veces el valor de ajuste. Si bajo la dirección 1610 REPOSICIÓN se seleccionó Emulación disco, entonces la recuperación tiene lugar de acuerdo con la curva característica de recuperación, tal como se ha descrito en el capítulo 2.2 para la protección temporizada de sobreintensidad no direccional.

El valor de la corriente se ajusta bajo la dirección1607 IEp. Para el ajuste es deter-minante ante todo la corriente de cortocircuito a tierra mínima previsible.

Se puede acceder al multiplicador de tiempo correspondiente seleccionando una Caraterística IEC bajo la dirección 1608 T IEp y seleccionando una Caraterística ANSI bajo la dirección 1609 TIME DIAL: D . Éste se debe coordinar con el plan de escalonamiento de la red para disparo direccional, con lo cual es posible realizar comúnmente un plan de escalonamiento independiente para las corrientes de puesta a tierra en la red.

El multiplicador de tiempo también se puede ajustar en ∞. En este caso el Escalón no dispara después de ser arrancado, pero se comunica el arranque. Si no se necesita en absoluto el IEp–Escalón, deberá elegir al configurar las funciones de protección (capítulo 2.1.1) la dirección116 S/I DIR. TIERRA = t.def sin t.inv.

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Especificable por el usuario Caraterística (fases AMZ y Tierra)

Al configurar una Caraterística específica del usuario (dirección 115 o 116 = Caract.usuario o Carac.específi.) en la dirección 1530 I/Ip ARR T/Tp o 1630 I/IEp ARR T/TEp podrán indicarse en cada caso como máximo 20 pares de valores de intensidad y de tiempo par la curva característica de disparo. Esta posibil-idad de introducir datos puntuales permite realizar cualquier forma de curva deseada.

Al configurar el Carac.específi. se pueden indicar además adicionalmente, en la dirección 1531 I/Ip rep T/Tp ó 1631 I/IEp rep T/TEp pares de valores de intensidad y de tiempo de recuperación para la curva característica de recuperación.

La introducción de las parejas de valores de intensidad y tiempo se realiza como múl-tiplo de los valores de las direcciones 1507 Ip ó 1607 IEp y 1508 T Ip o 1608 T IEp. Por eso se recomienda ajustar los valores de estos parámetros respectivamente a 1,00 para obtener relaciones simples. Si se desea entonces desplazar las curvas características en una u otra dirección se pueden modificar posteriormente los valores de las direcciones 1507 ó 1607 ó/y1508 ó 1608.

En la configuración de suministro, todos los valores de intensidad están preasignados con ∞. De este modo quedan anulados y no se puede producir ninguna excitación y por lo tanto ningún disparo debido a esta función de protección.

Es preciso tener en cuenta lo siguiente:• Las parejas de valores se deben introducir siguiendo un orden continuo. Se pueden

utilizar menos de 20 pares, en la mayoría de casos sólo bastan 10 pares de valores, para definir una Caraterística suficientemente exacta. En ese caso, una pareja de valores que no se utilice se deberá marcar como nula, introduciendo para ello el valor límite "∞"! Es importante que las parejas de valores den lugar a una Caraterística unívoca y continua.Para las intensidades se deberían tomar los valores de la siguiente tabla, intro-duciendo para ello los correspondientes valores de tiempo. Los valores I/Ip que di-fieran se corrigen al valor próximo más inmediato. Esto sin embargo no se visuali-za.Las intensidades que sean menores que el valor de la intensidad del punto de la curva característica no dan lugar a una prolongación del tiempo de disparo. Hasta el punto más pequeño de la curva característica (véase la figura 2-13, la caracterís-tica de excitación, lado derecho) discurre paralela al eje de intensidades.Las intensidades que sean mayores que el valor de la intensidad del punto mayor de la curva característica no dan lugar a ningún acortamiento del tiempo de disparo. A partir del punto mayor de la curva característica, la característica de ex-citación (véase la figura 2-13, lado derecho) discurre paralela al eje de intensid-ades.

Tabla 2-8 Valores preferentes de intensidades normalizadas para curvas características de disparo específicas del usuario

I/Ip = 1 a 1,94 I/Ip = 2 a 4,75 I/Ip = 5 a 7,75 I/Ip = 8 a 201,00 1,50 2,00 3,50 5,00 6,50 8,00 15,001,06 1,56 2,25 3,75 5,25 6,75 9,00 16,001,13 1,63 2,50 4,00 5,50 7,00 10,00 17,001,19 1,69 2,75 4,25 5,75 7,25 11,00 18,001,25 1,75 3,00 4,50 6,00 7,50 12,00 19,001,31 1,81 3,25 4,75 6,25 7,75 13,00 20,001,38 1,88 14,001,44 1,94

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2 Funciones

Para reproducir las curvas características de recuperación se introducen las parejas de valores bajo la dirección 1531 I/Ip rep T/Tp. Para ello hay que tener en cuenta lo siguiente:• Para las intensidades se deberían tomar los valores de la tabla 2-8 introduciendo

para ello los siguientes valores de tiempo. Los valores I/Ip divergentes serán cor-regidos al valor próximo más inmediato. Esto sin embargo no se visualiza.Las intensidades que sean mayores que el valor de la intensidad del punto mayor de la curva característica no dan lugar a ninguna prolongación del tiempo de recu-peración. Hasta el punto mayor de la curva característica, la característica de recu-peración (véase la figura 2-13, lado izquierdo) discurre paralela al eje de intensid-ades.Las intensidades que sean menores que el valor de la intensidad del punto más pequeño de la curva característica no producen ninguna reducción del tiempo de recuperación. A partir del punto más pequeño de la curva característica, la curva de recuperación (véase la figura 2-13, lado izquierdo) discurre paralela al eje de in-tensidades.

Tabla 2-9 Valores preferentes de intensidades normalizadas para curvas características de recuperación específicas del usuario

Figura 2-29 Utilización de una curva característica especificada por el usuario

I/Ip = 1 a 0,86 I/Ip = 0,84 a 0,67 I/Ip = 0,66 a 0,38 I/Ip = 0,34 a 0,001,00 0,93 0,84 0,75 0,66 0,53 0,34 0,160,99 0,92 0,83 0,73 0,64 0,50 0,31 0,130,98 0,91 0,81 0,72 0,63 0,47 0,28 0,090,97 0,90 0,80 0,70 0,61 0,44 0,25 0,060,96 0,89 0,78 0,69 0,59 0,41 022 0,030.95 0,88 0,77 0,67 0,56 0,38 0,19 0,000,94 0,86

114 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Estabilización de la irrupción

Si al utilizar el equipo de protección con transformadores en los que se prevean so-breintensidades de conexión grandes (irrupción), se puede hacer uso de una estabi-lización de conexión en el 7SJ62/63/64 para los niveles de sobreintensidad direccion-ales I>, Ip, IE> y IEp conjuntamente con los niveles de sobreintensidad no direccionales. La estabilización de conexión se conecta o desconecta bajo 2201 ESTABILIZ. RUSH (bajo los parámetros de la protección temporizada de sobrein-tensidad no direccional). Los valores característicos de la estabilización de irrupción ya se han expuesto para la protección temporizada de sobreintensidad no direccional (capítulo 2.2.10).

Conexión manual (fases, Tierra)

Al efectuarse un cierre del interruptor de potencia sobre una sección de línea afectada por un fallo, generalmente se deseará la desconexión de la línea lo más rápidamente posible. Para esto se puede anular opcionalmente el retardo para los niveles de so-breintensidad o para los niveles de alta intensidad mediante el impulso de conexión manual; es decir que la correspondiente Escalón da lugar entonces al disparo inme-diato cuando se produce la excitación. Este impulso está prolongado por lo menos en 300 ms. Para este fin se tiene en cuenta en el control de CONEXIÓN manual la par-ametrización de la dirección 1513 CIERRE MANUAL para la reacción del equipo en caso de fallo. Para la vía a tierra se tiene en cuenta correspondientemente la dirección 1613 CIERRE MANUAL. De esta manera se determina respectivamente para fase yTierra tierra, qué valor de arranque y con qué retardo será efectivo, si el interruptor de potencia se conecta manualmente.

Orden de mando exterior

Si la señal de conexión manual no procede del equipo 7SJ62/63/64, es decir, no tiene lugar a través del servicio integrado ni a través de un interfaz serial, sino directamente del conmutador de confirmación de control, esta orden deberá pasarse a una entrada binaria del 7SJ62/63/64 y configurarla correspondientemente (">Conex. manual"), para que la CIERRE MANUAL prevista Escalón pueda estar activa; desactivado esto significa que el Escalón trabaja tal y como está parametrizado, también en caso de conexión manual.

Orden de mando interna

Si la señal de conexión manual se da a través de la función de mando integrada del equipo, es necesario que a través de CFC (nivel de desarrollo de protección contra fallos de conmutación) se establezca un enlace interno de las informaciones mediante el módulo funcional CMD_Información.

Figura 2-30 Ejemplo para generar la señal de CIERRE manual para órdenes de control a través de la función de control integrada

Nota

Para facilitar la interconexión funcional entre el automatismo de reenganche (AR) y la función de control es necesario establecer una función lógica CFC adicional. Véase al respecto el subtítulo "Orden de conexión: directa o por función de control" en las indicaciones de ajuste para AR (capítulo 2.14.6).

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2 Funciones

Colaboración con el automatismo de reenganche (fases)

Si a continuación se produce el reenganche se desea por lo general una desconexión rápida y simultánea en el caso de falta mediante I>>. Si después del reenganche no se ha eliminado la falta, se deberán utilizar ahora los niveles I> o Ip con tiempos de disparo escalonados, es decir que se deben bloquear los niveles I>>. Para ello se puede determinar mediante el parámetro 1514 I>> ACTIVO si los niveles I>> deben ser (con RE activo) influenciados por una señal de autorización del automatismo de reenganche interno o de un automatismo de reenganche exterior (siempre). El ajuste con RE activo significa que los niveles I>> solamente se autorizan si no está bloqueado el automatismo de reenganche. Si no se desea esto, se selecciona el ajuste siempre, de manera que los niveles I>> siempre estén activos tal como está parametrizado.

El automatismo de reenganche integrado en el 7SJ62/63/64 ofrece además la posibi-lidad de determinar por separado para cada uno de los niveles de protección tempo-rizada de sobreintensidad si se debe disparar o bloquear con el tiempo ajustado, sin temporización, y sin estar influido por el AR (véase el capítulo 2.14).

Colaboración con el automatismo de reenganche (Tierra)

Si a continuación se produce el reenganche se desea por lo general una desconexión rápida y simultánea en el caso de falta mediante IE>>. Si después del reenganche no se ha eliminado la falta, se deberán utilizar ahora los niveles IE> o IEp con tiempos de disparo escalonados, es decir que se deben bloquear los niveles IE>>. Para ello se puede determinar mediante el parámetro 1614 IE>> ACTIVO si los niveles IE>> deben ser (con RE activo) influenciados por una señal de autorización del autom-atismo de reenganche interno o de un automatismo de reenganche exterior (siempre). El ajuste con RE activo significa que los niveles IEE>> solamente se autorizan si no está bloqueado el automatismo de reenganche. Si no se desea esto, se elige el ajuste siempre, de manera que los niveles IE>> siempre estén activos en la forma parametrizada.

El automatismo de reenganche integrado en el 7SJ62/63/64 ofrece además la posibi-lidad de determinar por separado para cada uno de los niveles de protección tempo-rizada de sobreintensidad si se debe disparar o bloquear con el tiempo ajustado, sin temporización y sin estar influidos por el AR (véase el capítulo 2.14).

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1501 S/I FASE DIR. DesactivarActivar

Desactivar Prot.sobreint. de tiempo fases direcc.

1502 I>> 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 2.00 A Intensidad de arranqe, es-calón, I>>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 10.00 A

1503 T I>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.10 s Temporización, escalón T I>>

1504 I> 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 1.00 A Intensidad de arranqe, escalón I>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 5.00 A

1505 T I> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporización, escalón T I>

1507 Ip 1A 0.10 .. 4.00 A 1.00 A Intensidad de arranqe, escalón Ip

5A 0.50 .. 20.00 A 5.00 A

1508 T Ip 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Factor de tiempo T Ip





Inversa Característica disparo S/I t. inv (IEC)


Muy inversa Caract. disparo S/I t. inv (ANSI)

1513A CIERRE MANUAL I>> sin tempor.I> sin tempor.Ip sin tempor.desactivado

I>> sin tempor. Cierre Manual, Fases

1514A I>> ACTIVO con RE activosiempre

siempre I>> activo

1516 SENTIDO DIRECC. adelanteatrás

adelante Sentido direcc. para DISPARO de S/I dir.

1518A T RR S/I FASE 0.00 .. 60.00 s 0.00 s S/I t.def fase T retado repos. T RR

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2 Funciones

1519A ANGULO ROTACION -180 .. 180 ° 45 ° Ángulo de rotación de la tensión de ref.

1530 I/Ip ARR T/Tp 1.00 .. 20.00 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Caract. de arranque I / Ip-TI / TIp dir.

1531 I/Ip rep T/Tp 0.05 .. 0.95 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Característ. reposición I / Ip- TI / TIp

1601 S/I TIERR. DIR. DesactivarActivar

Desactivar Prot.S/I.tiempo,direcc. tierra,TDef/TInv

1602 IE>> 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 0.50 A Intensidad de arranqe IE>>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 2.50 A

1603 T IE>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.10 s Temporización,escalón T IE>>

1604 IE> 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 0.20 A Intensidad de arranqe IE>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 1.00 A

1605 T IE> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporización,escalón T IE>

1607 IEp 1A 0.05 .. 4.00 A 0.20 A Intensidad de arranqe IEp

5A 0.25 .. 20.00 A 1.00 A

1608 T IEp 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.20 s Factor de tiempo T IEp








1613A CIERRE MANUAL IE>>sin tempor.IE> sin tempor.IEp sin tempor.desactivado

IE>>sin tempor. Cierre Manual, Tierra

1614A IE>> ACTIVO siemprecon RE activo

siempre IE>> activo

1616 SENTIDO DIRECC. adelanteatrás


1617 DETERMIN.DIR. con Ue y Iecon U2 y I2

con Ue y Ie Valores influyentes,deter-minación direcc

1618A T RR S/I TIERRA 0.00 .. 60.00 s 0.00 s S/I t.def tierra T retado repos. T RR


118 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1



1619A ANGULO ROTACION -180 .. 180 ° -45 ° Ángulo de rotación de la tensión de ref.

1630 I/IEp ARR T/TEp 1.00 .. 20.00 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Caract. arranque IE / IEp-TIE / TIEp dir

1631 I/IEp rep T/TEp 0.05 .. 0.95 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp



Explicación

2604 >DesacS/I FASdi AI >Desactivar S/I.t.def/t.inv.Fases dir.2614 >BlqS/I TIEdi AI >Bloqueo S/I.t.def/t.inv.Tierra direcc2615 >S/It.dir.I>>bl AI >S/I t. dir. escalón I>> bloqueo2616 >S/It.di.IE>>bl AI >S/I t. dir. escalón IE>> bloqueo2621 >BLQ.I> direc AI >Prot.sobreint.direccional:bloqueo I>2622 >BLQ.Ip direc AI >Prot.sobreint.direccional:bloqueo Ip2623 >BLQ.IE> dir. AI >Prot.sobreint.direccional:bloqueo IE>2624 >BLQ.IEp dir. AI >Prot.sobreint.direccional:bloqueo IEp2628 Comp.d.I>L1adel AS Comparación direccional I>L1 adelante2629 Comp.d.I>L2adel AS Comparación direccional I>L2 adelante2630 Comp.d.I>L3adel AS Comparación direccional I>L3 adelante2632 Comp.d.I>L1atrá AS Comparación direccional I>L1 atrás2633 Comp.d.I>L2atrá AS Comparación direccional I>L2 atrás2634 Comp.d.I>L3atrá AS Comparación direccional I>L3 atrás2635 Comp.d.IE>adel AS Comparación direccional IE> adelante2636 Comp.d.IE>atrás AS Comparación direccional IE> atrás2637 S/I dir.I> bloq AS S/I t. dir bloqueo escalón I>2642 S/I dir. I>>Arr AS S/I dir. arranque escalón I>>2646 S/I di.Arr IE>> AS S/I dir. arranque escalón IE>>2647 S/I TI>> transc AS S/I dir tiempo escalón I>> transcurrido2648 S/Idi.TIE>>tran AS S/I dir tiempo escalón IE>> transcurrido2649 S/I di.DISP I>> AS S/Idir disparo escalón I>>2651 S/I FASdi.des AS S/I t.def./t.inv. fases,direcc.descon.2652 S/I FASdi.blq AS S/I t.def/t.inv.fases,direcc bloqueda2653 S/I FASdi.acti. AS S/I t.def./t.inv.fases,direcc.activa2655 S/I dir.I>> blo AS S/I dir. bloqueo escalón I>>2656 S/Itd/i.dir.des AS S/I t.def./t.inv.direcc.tierra descon.2657 S/Itd/i.dir.blq AS S/I t.def./t.inv.direcc.tierra bloqu.2658 S/Itd/i.di.act. AS S/I t.def./t.inv.direcc.tierra activa2659 S/I dir. IE> bl AS S/I dir. bloqueo escalón IE>2660 ARR I> direc. AS Arranque escalón I> direccional2664 TI>dir.transc AS Temporización.I> direcc.transcurrido2665 DISP TI> dir. AS Disparo sobreintens. I> direcc. (fase)2668 S/I dir.IE>>blq AS S/I dir. bloqueo escalón IE>>


1197SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

2669 S/I dir.Ip bloq AS S/I dir bloqueo escalón Ip2670 ARR Ip direcc AS Arranque escalón Ip direccional2674 TIp dir.trans AS Temporización Ip direcc.transcurrido2675 DISP Ip direc AS Disp.sobreint.t.invers.Ip direcc. fase2676 Ip DISCO dir. AS Emulac.disco S/I t.inv.direcc.Ip (fase)2677 S/I dir.IEp blq AS S/I dir. bloqueo escalón IEp2679 S/I di.IE>> blq AS S/I dir. disparo escalón IE>>2681 ARR IE>dir. T AS Arranque escal. IE> tierra, direccional2682 TIE>dir.trans AS Temporizacion. IE> direcc. transcurrido2683 DISP IE> dir. AS Disp.prot.sobreint. IE> direcc. (tier)2684 ARR IEp dir.T AS Arranque escal. IEp tierra, direccional2685 TIEp dir.tran AS Temporización. IEp direcc. transcurrido2686 DISP IEp dir. AS Disp.prot.sobreint. IEp direcc. (tier)2687 IEp DISCO dir AS Emulac.disco S/I t.inv.direc.IEp(tierr)2691 ARRgen.S/I di AS Arranque gen. S/I t.def./t.inv. direcc.2692 ARR L1 S/I di AS Arranque S/I.tdef./t.inv.direcc.fase L12693 ARR L2 S/I di AS Arranque S/I.tdef./t.inv.direcc.fase L22694 ARR L3 S/I di AS Arranque S/I.tdef./t.inv.direcc.fase L32695 ARR S/I dir T AS Arranque sobreint.direccional tierra2696 DISPg.S/I dir AS Disparo general S/I t.def/t.inv.direcc.


Explicación

120 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2.4 Cambio dinámico de parámetros


Mediante la conmutación dinámica de parámetros se tiene la posibilidad de conmutar dinámicamente los umbrales de respuesta y las temporizaciones de la protección temporizada de sobreintensidad direccional y no direccional.


• Puede llegar a resultar necesario elevar dinámicamente los umbrales de arranque si algunas partes de la instalación, al conectarlas después de una pausa prolonga-da sin tensión, presentan brevemente una superior necesidad de potencia (p. ej., instalaciones de aire acondicionado, calefacciones, motores). De esta manera se puede evitar tener que elevar de forma general los umbrales de arranque, teniendo en cuenta esta clase de condiciones de conexión.

• Otra aplicación es la de modificar los umbrales de arranque en función de un au-tomatismo de reenganche disponible o no disponible.

Condiciones Nota:

La conmutación dinámica de parámetros no se debe confundir con la posibilidad de conmutar los cuatro grupos de parámetros A a D, sino que existe adicionalmente a aquella.

Se pueden conmutar tanto los umbrales de arranque como las temporizaciones.

2.4.1 Descripción

Funcionamiento Para identificar la instalación desconectada se dispone opcionalmente de dos criteri-os:• La posición del interruptor de potencia se le comunica al equipo a través de entra-

das binarias (Dirección 1702 INICIO CAMB.din = Posición IP).• Se utiliza el hecho de quedar por debajo de un umbral de intensidad ajustable (Di-

rección 1702 INICIO CAMB.din = Criter intensid).

Si de acuerdo con uno de estos criterios se ha comprobado que la instalación está sin tensión, se pone en marcha un tiempo T INTERRUPCIÓN, están activos los umbrales que han sido elevados.

Además de esto se puede activar la combinación de parámetros por medio de otros dos criterios:• Mediante la señal "AR dispuesto" del AR interno (Dirección1702 INICIO CAMB.din = RE disponible). De este modo se pueden modificar los umbrales de protección y los tiempos de disparo en función de la disposición del automatis-mo de reenganche (véase también el apartado 2.14).

• Con independencia del ajuste del parámetro 1702 INICIO CAMB.din se puede dar en todo momento la autorización para la conmutación ">Act.parám.din." de parámetros a través de la entrada binaria.

La figura 2-32 muestra el diagrama lógico de la conmutación dinámica de parámetros.

Si se ha comprobado por medio del criterio del contacto auxiliar o de la intensidad la falta de tensión en la instalación, es decir que hay un interruptor de potencia abierto, se inicia el tiempo de interrupción T INTERRUPCIÓN y una vez transcurrido el mismo quedan activados los umbrales que han sido elevados. Al conectar la instalación (el equipo vuelve a recibir la información de entrada a través de entradas binarias o al rebasarse el umbral de intensidad IP I>) comienza a contar una etapa de tiempo

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2 Funciones

Tact.camb.din, una vez transcurrida la cual se vuelve a conmutar a los valores nor-males. Este tiempo se puede reducir si después del arranque, es decir, estando cerrado el interruptor de potencia, los valores de intensidad vuelven a descender durante un tiempo ajustableTrepos.camb.din por debajo de todos los valores de respuesta normales. La condición de inicio del tiempo rápido de recuperación se compone de la disyuntiva de las condiciones de recuperación parametrizadas de todos los niveles diferidos de sobreintensidad direccionales y no direccionales. Al par-ametrizar Trepos.camb.din a ∞ o entrada binaria activa ">Blq.Rráp.CdiPa" desaparece la comparación con los límites "normales", la función está inactiva, se repone un tiempo de recuperación rápida que eventualmente esté en curso.

Si durante el desarrollo del tiempo Tact.camb.din está presente una excitación de los niveles de sobreintensidad, entonces la falta discurre generalmente con los parámetros dinámicos hasta la recuperación de la excitación al final. Solamente a continuación de esto se efectúa nuevamente la conmutación para volver a los parámetros "normales".

Si han llegado a ser válidos los valores de ajuste dinámicos por medio de la entrada binaria ">Act.parám.din." o por la señal "AR dispuesto" y desaparece esta causa, se produce la reposición inmediata a los parámetros "normales" aunque esté presente una excitación.

La activación de la entrada binaria ">Bloq.ConDinPar" tiene como consecuencia la reposición de todos los tiempos que están corriendo y la conmutación inmediata para volver a los parámetros "normales". Si el bloqueo tiene lugar durante el curso de una falta con parámetros dinámicos, se detienen todos los tiempos de protección tempo-rizada de sobreintensidad, y eventualmente se vuelven a iniciar de nuevo con sus tiempos "normales".

Al conectar o acelerar el equipo de protección se inicia el tiempo T INTERRUPCIÓN estando abierto el interruptor de potencia, y primeramente se trabaja con los parámet-ros "normales". Si está cerrado el interruptor de potencia se compara generalmente con los umbrales "normales".

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La figura 2-31 muestra el desarrollo en el tiempo, la figura 2-32 el diagrama lógico de la conmutación dinámica de parámetros.

Figura 2-31 Desarrollo en el tiempo de la conmutación dinámica de parámetros

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2 Funciones

Figura 2-32 Diagrama lógico de la conmutación dinámica de parámetros

124 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1



Generalidades El cambio dinámico de parámetros sólo puede ser efectivo, si esta función ha sido ajustada en la configuración bajo la dirección 117 CAMB.DIN.PARAM = disponible. Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible. Bajo la di-rección 1701 CAMB.DIN.PARAM la función puede ser activada (Activar) o desacti-vada (Desactivar).

Según las condiciones de activación utilizadas para el cambio dinámico de parámet-ros se ajusta bajo la dirección 1702 INICIO CAMB.din = Criter intensid, Posición IP o RE disponible. Naturalmente la opción Posición IP sólo puede ser seleccionada, si el equipo recibe información sobre la posición del interrup-tor de potencia al menos mediante una entrada binaria. Con la opción RE disponible se efectúan los cambios dinámicos de los umbrales de arranque de la protección de sobreintensidad direccional o no direccional, si la función RE es dis-ponible. Para el control del cambio dinámico de parámetros, la función RE pone a dis-posición la señal interna "RE disponible". Esta se activa siempre cuando la función RE está configurada como disponible, activada, no bloqueada y disponible para otro ciclo consecutivo (ver también título marginal "Control de los escalones de S/I y S/I dir me-diante el cambio dinámico de parámetros" en la sección 2.14.6).

Escalones de tiempo

Para los escalones de tiempo 1703 T INTERRUPCIÓN, 1704 Tact.camb.din y 1705 Trepos.camb.din no se pueden dar recomendaciones generales. Estos deben ser adaptados a las condiciones locales y dimensionados de tal manera que se eviten desconexiones por sobrecargas momentáneas admisibles durante un proceso de inicio.

Protección de sobreintensidad, fases

Los umbrales de arranque dinámicos y sus tiempos de disparo para las funciones de la protección de sobreintensidad se ajustan en el bloque de dirección 18 (Camb.din.par.fa) para las corrientes de fase:

Las direcciones 1801 I>> y 1802 T I>> contienen los parámetros dinámicos para el escalón de alta intensidad, 1803 I> y 1804 T I> para el escalón S/I t.def. y 1805 Ip con 1806 T Ip (para las características IEC o definidas por el usuario) así como 1807 TIME DIAL: D ( características ANSI) para el escalón de sobreintensidad S/I t.inv.

Protección no di-reccional de sobre-intensidad tempori-zada, Tierra

Para las corrientes a tierra de la protección de sobreintensidad se ajustan los umb-rales de arranque dinámicos y los tiempos de disparo en el bloque de dirección 19 (Camb.din.par.ti):

Las direcciones 1901 IE>> y 1902 T IE>> contienen los parámetros dinámicos para el escalón de alta intensidad, 1903 IE> y 1904 T IE> para el escalón S/I t.def. y 1905 IEp con 1906 T IEp (para las características IEC o definidas por el usuario) así como 1907 TIME DIAL: D ( características ANSI) para el escalón de sobrein-tensidad S/I t.inv.

Protección direc-cional de sobrein-tensidad, fases

Para la protección direccional de sobreintensidad se pueden determinar los umbrales de arranque dinámicos y sus tiempos de disparo en el bloque de dirección 20 (gDin.P.S/I dir.f) para las intensidades de fase:

Las direcciones 2001 I>> y 2002 T I>> contienen los parámetros dinámicos para el escalón de alta intensidad, 2003 I> y 2004 T I> para el escalón S/I t.def. y 2005 Ip con 2006 T Ip (para las características IEC o definidas por el usuario) así como

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2 Funciones

2007 TIME DIAL: D ( características ANSI) para el escalón de sobreintensidad S/I t.inv.

Protección direc-cional de sobrein-tensidad, Tierra

Para las intensidades a tierra de la protección direccional de sobreintensidad se ajustan los umbrales de arranque dinámicos y los tiempos de disparo en el bloque de dirección 21 (gDin.P.S/I dir.t.):

Las direcciones 2101IE>> y 2102 T IE>> contienen los parámetros dinámicos para el escalón de alta intensidad, 2103 IE> y 2104 T IE> para el escalón S/I t.def. y 2105 IEp con 2106 T IEp (para las características IEC o definidas por el usuario) así como 2107 TIME DIAL: D ( características ANSI) para el escalón de sobrein-tensidad S/I t.inv.


En la tabla se incluyen los preajustes de fábrica. La columna C (Configuración) indica la relación a la intensidad nominal de transformador correspondiente.


1701 CAMB.din.PARÁM. DesactivarActivar

Desactivar Cambio dinámico de parámetros

1702 INICIO CAMB.din Criter intensidPosición IPRE disponible

Criter intensid Condición inicio cambio dina. parámetros

1703 T INTERRUPCIÓN 0 .. 21600 s 3600 s Tiempo de interrupción

1704 Tact.camb.din 1 .. 21600 s 3600 s Tiempo activo cambio din.de parámetros

1705 Trepos.camb.din 1 .. 600 s; ∞ 600 s Tiempo de reposición rápido

1801 I>> 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 10.00 A Intensidsd de arranque I>>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 50.00 A

1802 T I>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización T I>>

1803 I> 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 2.00 A Intensidad de arranque I>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 10.00 A

1804 T I> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.30 s TemporizaciónT I>>

1805 Ip 1A 0.10 .. 4.00 A 1.50 A Intensidad de arranque Ip

5A 0.50 .. 20.00 A 7.50 A

1806 T Ip 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Temporización T Ip

1807 TIME DIAL: D 0.50 .. 15.00 ; ∞ 5.00 Factor de tiempo D (time dial)

1901 IE>> 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 7.00 A Intensidad de arranque IE>>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 35.00 A

1902 T IE>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización T IE>>

1903 IE> 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 1.50 A Intensidad de arranque IE>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 7.50 A

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1904 T IE> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.30 s Temporización T IE>

1905 IEp 1A 0.05 .. 4.00 A 1.00 A Intensidad de arranque IEp

5A 0.25 .. 20.00 A 5.00 A

1906 T IEp 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Temporización T IEp


2001 I>> 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 10.00 A Intensidad de arranque I>>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 50.00 A



5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 10.00 A

2004 T I> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.30 s Temporización T I>

2005 Ip 1A 0.10 .. 4.00 A 1.50 A Intensidad de arranque Ip

5A 0.50 .. 20.00 A 7.50 A

2006 T Ip 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Temporización T Ip


2101 IE>> 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 7.00 A Intensidad de arranque IE>>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 35.00 A

2102 T IE>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización T IE>>

2103 IE> 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 1.50 A Intensidad de arranque IE>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 7.50 A

2104 T IE> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.30 s TemporizaciónT IE>

2105 IEp 1A 0.05 .. 4.00 A 1.00 A Intensidad de arranque IEp

5A 0.25 .. 20.00 A 5.00 A

2106 T IEp 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s TemporizaciónT IEp



Explicación

1730 >Bloq.ConDinPar AI >Bloquear conmutación din. parámetros1731 >Blq.Rráp.CdiPa AI >Bloquear repos.rápida conmuta din pará1732 >Act.parám.din. AI >Activar cambio dinámico de parámetros1994 ConDinPar desac AS Conmutación din param desactivada1995 ConDinPar bloq. AS Conmutación din param frio bloqueada1996 ECF efectiva AS Conmutación din parametros activa1997 Conm.Paráma.Din AS Conmutación din parametros activa


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2 Funciones

2.5 S/I t.def. monofásico

La protección temporizada de sobreintensidad monofásica evalúa la corriente que se mide por medio del transformador de medida sensible IEE- o el insensible IE. El trans-formador de medida empleado depende de la variante SJ y de la MLFB.


• Protección simple contra el cortocircuito a tierra en el transformador;• Protección sensible de la cuba.

2.5.1 Descripción del funcionamiento

Para la función UMZ monofásica resulta la característica de disparo representada en la figura 2-33. La corriente que se trata de determinar se filtra mediante algoritmos numéricos. Debido a la sensibilidad que posiblemente es muy alta se emplea un filtro de banda especialmente estrecha. Los límites de excitación de corriente y los tiempos de disparo se pueden parametrizar. La corriente que se ha determinado se compara con el valor de respuestaI> o I>> y se avisa en caso de superarlo. Una vez transcur-rido la correspondiente temporización T I> o T I>> se emite la orden de disparo. Ambos niveles juntos dan lugar por lo tanto a una protección en dos niveles. El valor de recuperación está aproximadamente en el 95% del valor de respuesta para inten-sidades I > 0,3 · IN.

En el caso de intensidades muy altas se puede dejar en derivación el filtro de corriente para lograr un tiempo de disparo corto. Esto sucede automáticamente, siempre que el valor instantáneo de la corriente supere el valor de ajuste del nivel I>> por lo menos en un factor 2 · √2.

Figura 2-33 Curva característica de dos niveles de la protección temporizada de sobreinten-sidad monofásica

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La figura siguiente muestra el diagrama lógico de la protección temporizadas de sobre-intensidad monofásica.

Figura 2-34 Diagrama lógico de la protección temporizada de sobreintensidad monofásica

2.5.2 Protección diferencial de alta impedancia contra falta a tierra

Ejemplos de aplicación

En el procedimiento de alta impedancia, todos los transformadores de intensidad tra-bajan en los límites de la zona de protección en paralelo sobre una resistencia R, común de un valor ohmico relativamente alto, cuya tensión se mide.

Los transformadores de intensidad deben ser del mismo modelo y deben presentar por lo menos un núcleo independiente para la protección diferencial de alta impedan-cia. En particular han de tener la misma relación de transmisión y unas tensiones de saturación sensiblemente iguales.

El principio de alta impedancia es adecuado especialmente con 7SJ62/63/64 para la determinación de faltas a tierra en redes con puesta a tierra de transformadores, gen-eradores, motores e impedancias transversales.

La figura 2-35 muestra a la izquierda un ejemplo de aplicación para un arrollamiento de transformador puesto a tierra o un motor/generador puesto a tierra. En el ejemplo del lado derecho está representado un arrollamiento de transformador sin toma de

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tierra o un motor/generador sin toma de tierra, suponiéndose que la toma de tierra de la red se encuentra en otro lugar.

Figura 2-35 Protección contra faltas a tierra según el principio de alta impedancia

Funcionamiento del principio de alta impedancia

El principio de alta impedancia se explicará mediante el ejemplo de un arrollamiento de transformador con puesta a tierra.

En estado normal no fluyen corrientes cero, es decir que en el punto de estrella del transformador es ISt = 0 y en los conductores 3 I0 = IL1 + IL2 + IL3 = 0.

En caso de una falta a tierra exterior (lado izquierdo de la figura2-36), cuya corriente de cortocircuito se alimenta a través del punto de estrella puesto a tierra, fluye la misma corriente en el punto de estrella del transformador y en los conductores. Las correspondientes corrientes del secundario se anulan mutuamente (a igualdad de re-lación de transmisión en todos los transformadores de intensidad) y están conectadas en serie. En la resistencia R se produce sólo una tensión reducida, que es únicamente el resultado de las resistencias internas de los transformadores de medida y las de las acometidas a los transformadores de medida. Incluso si un transformador de in-tensidad llega a saturarse parcialmente, durante el tiempo de saturación adquiere un valor óhmico reducido y forma una derivación de bajo valor óhmico respecto a la re-sistencia R de alto valor óhmico. La alta resistencia óhmica de la resistencia actúa por lo tanto con carácter estabilizador (la denominada estabilización por resistencia).

Figura 2-36 Principio de protección contra faltas a tierra según el principio de alta impedancia

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En el caso de un cortocircuito a tierra en la zona de protección (en el lado derecho de la figura 2-36), fluye en cualquier caso una corriente del punto de estrella ISt. La mag-nitud de la corriente homopolar en las corrientes de fase depende de las condiciones de puesta a tierra en el resto de la red. Una corriente del secundario correspondiente a la corriente total de cortocircuito intenta encontrar su camino a través de la resisten-cia R. Pero como ésta tiene también un valor óhmico elevado se forma ahí inmediata-mente una tensión elevada, que a su vez provoca la saturación de los transforma-dores de intensidad. La tensión eficaz en la resistencia se corresponde por lo tanto aproximadamente con la tensión de saturación de los transformadores de intensidad.

La resistencia R se dimensiona por lo tanto de manera que dé lugar a una tensión se-cundaria a partir de la más pequeña corriente de falta a tierra que se vaya a determi-nar, y que corresponde a la mitad de la tensión de saturación de los transformadores de intensidad (véanse también las instrucciones de dimensionado, capítulo 2.5.4).

Protección de alta impedancia con 7SJ62/63/64

En caso de 7SJ62/63/64 se utiliza para la protección de alta impedancia la entrada de medición sensible IEE o alternativamente, la entrada de medición insensible IE. Puesto que se trata de una entrada de intensidad, en lugar de la tensión y la resistencia R se determina la intensidad que pasa a través de esta resistencia.

La figura 2-37 muestra el esquema de conexionado. El equipo de protección está en serie con la resistencia R y mide por lo tanto su corriente.

El varistor V sirve para limitar la tensión en caso de una avería interna. Éste elimina las altas puntas de tensión instantáneas que se producen durante la saturación del transformador de medida. Al mismo tiempo se obtiene de esta manera un filtro de la tensión sin que se produzca una reducción apreciable del valor medio.

Figura 2-37 Esquema de conexión de la protección diferencial contra faltas a tierra según el principio de alta impedancia

Como medida de protección contra las sobretensiones también es importante que la conexión directa del aparato se realice en el lado puesto a tierra de los transforma-dores de intensidad, para mantener alejada del equipo la alta tensión en la resisten-cia.

De forma análoga se puede emplear la protección diferencial de alta impedancia para generadores, motores e impedancias transversales. En el caso de autotransforma-dores se deberán conectar correspondientemente en paralelo los transformadores de medida del lado de la tensión superior, del lado de la tensión inferior y del centro de estrella.

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En principio se puede aplicar el procedimiento para cualquier objeto a proteger. Como protección para barras colectoras el quipo se conecta, por ejemplo, a la conexión en paralelo de los transformadores de medida de todas las ramas, a través de la resist-encia.

2.5.3 Protección de la cuba

Ejemplo de apli-cación

La protección de la cuba trata de determinar las derivaciones a masa – incluso de alto valor óhmico – entre una fase y la cuba de un transformador. Para esto se monta la cuba de forma aislada o al menos con una alta resistencia óhmica con respecto a tierra. La cuba se une a tierra con un conductor, cuya corriente se lleva al equipo de protección. Al aparecer una derivación a masa en la cuba fluye una corriente de avería (corriente de la cuba) a través de la conexión a tierra, a la tierra de la subestación, que la protección de la cuba reconoce como sobreintensidad, y que al rebasar un valor de respuesta (ajustable) provoca de forma inmediata o retardada la desconexión del transformador por todos los lados.

Para la protección de la cuba se utiliza normalmente una entrada de medición de cor-riente monofásica sensible.

Figura 2-38 Principio de la protección de la cuba


Generalidades La protección temporizada de sobreintensidad monofásica se puede conectar o desconectar bajo la dirección 2701 S/I t.def.1FAS. Activar- o Desactivar.

Los ajustes dependen de la aplicación. Los campos de ajuste dependen de que como entrada para la medición de intensidad exista un transmisor de entrada sensible o uno insensible (véase también en "Datos del pedido" en el Anexo A.1).

Si existe un transmisor de entrada insensible se deberá ajustar el valor de respuesta para I>> en la dirección 2702, y el valor de respuesta para I> bajo la dirección 2705. Si se necesita un sólo nivel, se pondrá en ∞ el que no se precise.

En caso de existencia de un transmisor de entrada sensible, se ajustará el valor de respuesta para I>> bajo la dirección 2703, y el valor de respuesta para I> bajo la dirección 2706. Si necesita un sólo nivel, se ajustará a ∞ el que no se precise.

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Si se desea una temporización para el disparo, éste se deberá ajustar para el nivel I>> bajo la dirección 2704 T I>>, y para el nivel I> bajo la dirección 2707 T I>. Si no desea ninguna temporizaciòn, ponga el tiempo en 0 s.

Los tiempos ajustados son meras temporizaciones adicionales, que no incluyen el tiempo propio (tiempo de medición, etc.) de los niveles. La temporización también se puede poner en ∞; entonces el nivel correspondiente no dispara después del ar-ranque, pero se comunica el arranque.

Para empleo como protección de alta impedancia o protección de la cuba figuran a continuación unas explicaciones especiales.

Aplicación como protección diferencial de alta impedancia

Para la aplicación como protección diferencial de alta impedancia es condición nece-saria que por parte de la instalación sea posible no sólo la determinación de la corri-ente de fase sino también la determinación de la corriente en el punto de la estrella (véase un ejemplo en la figura 2-37) y que a la entrada del equipo IE/IEE se disponga de un transmisor de entrada sensible. Entonces se ajusta en el equipo 7SJ62/63/64 únicamente el valor de respuesta para la protección de sobreintensidad monofásica para la corriente a la entrada IE/IEE.

Sin embargo para la función total de protección diferencial de alta impedancia es preciso tener en cuenta la acción combinada entre las curvas características de los transformadores de medida de intensidad, la resistencia exterior R y la tensión en R. A continuación figuran las instrucciones correspondientes.

Características de los transforma-dores de medida de intensidad para la protección diferencial de alta impedancia

Todos los transformadores de medida de intensidad que intervienen deben tener la misma relación de transmisión y una tensión de saturación sensiblemente igual. Esto sucede normalmente si tienen la misma construcción y tienen las mismas caracterís-ticas nominales. La tensión de saturación se puede calcular en aproximación a partir de los datos nominales, en la forma siguiente:

US Tensión de saturaciónRI Resistencia interna del transformador de medida de intensidadPN Potencia nominal del transformador de medida de intensidad IN Intensidad de corriente nominal secundaria del transformador de medida de intensidadn Factor de transmisión nominal del transformador de medida de intensidad

La intensidad nominal, la potencia nominal y el factor de sobreintensidad figuran nor-malmente en la placa de características del transformador de medida, por ejemplo

transformador de medida de intensidad 800/5; 5P10; 30 VA

La resistencia interna se ve frecuentemente en el protocolo de ensayos del transfor-mador de medida. Si se desconoce, se puede determinar por aproximación mediante una medición en corriente continua en el arrollamiento secundario.


El transformador de medida tiene IN = 5 A (de 800/5)n = 10 (de 5P10)PN = 30 VA

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Transformador de medida de intensidad 800/5; 5P10; 30 VA con Ri = 0,3 Ω

o

Transformador de medida de intensidad 800/1; 5P10; 30 VA con Ri = 5 Ω

Además de las características del transformador de medida de intensidad es preciso conocer también la resistencia de la acometida entre el transformador de medida y 7SJ62/63/64; concretamente la más larga de las acometidas.

Consideración de la estabilidad para la protección difer-encial de alta im-pedancia

La condición de estabilidad parte de la hipótesis simplificada de que en el caso de una avería exterior un transformador de medida de intensidad queda totalmente saturado y los demás transmiten fielmente sus intensidades (parciales). Éste es teóricamente el caso más desfavorable. Pero como en la práctica el transformador saturado todavía suministra una contribución a la corriente, se obtiene automáticamente una reserva de seguridad.

La figura 2-39 muestra un esquema equivalente de esta simplificación. Se supone que TC1 y TC2 son transformadores de intensidad ideales con unas resistencias in-ternas Ri1 y Ri2. Ra son las resistencias de los hilos de las acometidas entre el trans-formador de intensidad y la resistencia R; intervienen por duplicado (conductor de ida y de vuelta). Ra2 es la resistencia de la acometida más larga.

TC1 transmite la intensidad I1. Se supone que TC2 está saturado, lo cual se indica mediante la línea de cortocircuitos, de trazos. El transformador de medida representa por lo tanto una derivación en paralelo de bajo valor óhmico debido a su saturación.

Otra condición necesaria es que sea R >> (2Ra2 + Ri2).

Figura 2-39 Esquema equivalente simplificado de una disposición para la protección difer-encial de alta impedancia

La tensión aplicada en R es entonces

UR = I1 · (2Ra2 + Ri2 )

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Igualmente se supone que el valor de respuesta del 7SJ62/63/64 debe corresponder a la mitad de la tensión de saturación de los transformadores de medida de intensid-ad. En el caso límite se tiene por lo tanto:

UR = US / 2

De este modo se obtiene el límite de estabilidad ISL, que es la corriente de paso hasta la cual el conjunto mantiene su estabilidad:


Para el transformador de medida de 5 A, tal como se ha descrito anteriormente con US = 75 V y Ri = 0,3 Ω

acometida más larga 22 m con una sección de 4 mm2; lo que corresponde a Ra = 0,1 Ω

es decir 15 × intensidad de corriente nominal ó 12 kA primarios.

Para el transformador de medida de 1 A, tal como se ha descrito anteriormente con US = 350 V y Ri = 5 Ω

acometida más larga 107 m con una sección de 2,5 mm2; lo que corresponde a Ra = 0,75 Ω

es decir 27 × intensidad de corriente nominal ó 21,6 kA primarios.

Consideración de la sensiblidad para la protección difer-encial de alta im-pedancia

La tensión que aparece en el conjunto de transformadores de medida de intensidad se conduce al equipo de protección a través de una resistencia en serie R para su evaluación como intensidad de corriente proporcional. Para el dimensionado de la re-sistencia se emplearán las siguientes consideraciones:

Tal como ya se ha mencionado, la protección de alta impedancia debe responder aproximadamente a la mitad de la tensión de saturación de los transformadores de medida de intensidad. A partir de ahí se puede calcular la resistencia R.

Dado que el equipo mide la intensidad de corriente por medio de la resistencia, es preciso conectar en serie la resistencia y la entrada de medición del equipo. Como por otra parte la resistencia debe tener un alto valor óhmico (condición R R >> 2Ra2 + Ri2, tal como ya se ha mencionado anteriormente), se puede despreciar la resistencia propia de la entrada de medición. La resistencia viene entonces dada a partir de la corriente de respuesta Ian y la mitad de la tensión de saturación:

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2 Funciones


Para el transformador de medida de intensidad de 5 A, tal como se ha descrito ante-riormente

valor de respuesta deseadoIres = 0,1 A (corresponde a 16 A primarios)

Para el transformador de medida de intensidad de 1 A, tal como se ha descrito ante-riormente

valor de respuesta deseadoIres = 0,05 A (corresponde a 40 A del primario)

La potencia necesaria de la resistencia viene dada como potencia de corta duración a partir de la tensión de saturación y del valor de la resistencia:

Puesto que esta potencia solamente aparece de un breve tiempo durante un cortocir-cuito a tierra, la potencia nominal puede ser inferior en un factor de aprox. 5.

Es preciso tener en cuenta que cuando se elige un valor de respuesta superior Ires, es necesario reducir el valor de la resistencia, con lo cual aumenta notablemente la po-tencia de pérdidas.

El varistor (véase la figura siguiente) se deberá dimensionar de tal manera que man-tenga un alto valor óhmico hasta la tensión de saturación, p. ej.,:

aprox. 100 V en el transformador de medida de 5 A,

aprox. 500 V en el transformador de medida de 1 A.

Figura 2-40 Esquema de conexión de la protección diferencial contra faltas a tierra según el principio de alta impedancia

Por razones de seguridad, las puntas de tensión máximas que aparezcan no deberían ser superiores a 2 kV, incluso en el caso de la conexión exterior más desfavorable.

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Si por razones de potencia es necesario conectar en paralelo varios varistores, se deberán preferir modelos que tengan una curva característica plana con el fin de evitar una carga asimétrica. Por este motivo recomendamos los siguientes modelos de la firma METROSIL:

600A/S1/S256 (k = 450, β = 0,25)

600A/S1/S1088 (k = 900, β = 0,25)

En el equipo de protección se ajusta el valor de respuesta (en el ejemplo 0,1 A o 0,05 A), bajo la dirección 2706 I>. El nivel I>> no se necesita (dirección 2703 I>> = ∞ ).

La instrucción de disparo de la protección se puede temporizar en la dirección 2707 T I>. Normalmente esta temporización se pone en 0.

Cuando hay muchos transformadores de intensidad conectados en paralelo, por ejemplo, cuando se emplean como protección de barras colectoras con muchas posi-ciones, ya no se pueden despreciar las corrientes de magnetización de los transfor-madores de intensidad conectados en paralelo. En este caso hay que formar la suma de las corrientes de magnetización correspondientes a la mitad de la tensión de sat-uración (lo que equivale al valor de ajuste). Esto reduce la corriente que pasa por la resistencia R, y por lo tanto da lugar al correspondiente incremento del valor de re-spuesta efectivo.

Aplicación como protección de la cuba

Para la aplicación como protección para la cuba es condición necesaria que en la entrada del equipo IE/IEE esté disponible un transmisor de entrada sensible. Entonces se ajusta en el equipo 7SJ62/63/64 únicamente el valor de respuesta correspondiente a la protección de sobreintensidad monofásica para la corriente a la entrada IE/IEE.

La protección de la cuba es una protección de sobreintensidad de alta sensibilidad, que vigila la corriente entre la cuba del transformador, colocada sobre aislantes y la tierra. De forma correspondiente se ajusta su sensiblidad en la dirección 2706 I>. El nivel I>> no se necesita (dirección 2703 I>> = ∞).

La instrucción de disparo de la protección se puede temporizar en la dirección 2707 T I>. Este normalmente se pone en 0.

Nota

En el siguiente resumen de parámetros, las direcciones 2703 y 2706 corresponden a una entrada de medición de corriente de alta sensibilidad y son independientes de la intensidad de corriente nominal.




2701 S/I t.def.1FAS. DesactivarActivar

Desactivar S/I t. def. monofásico

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2 Funciones


2702 I>> 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 0.50 A Intensidad de arranque I>>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 2.50 A

2703 I>> 0.003 .. 1.500 A; ∞ 0.300 A Intensidad de arranque I>>



5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 1.00 A

2706 I> 0.003 .. 1.500 A; ∞ 0.100 A Intensidad de arranque I>

2707 T I> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporización T I>


Explicación

5951 >S/I 1fás. blq. AI >Bloquear S/I t.def monofásico5952 >S/I 1fás. I>bl AI >Bloquear S/I t.def monofás. escalón I>5953 >S/I 1fás I>>bl AI >Bloquear S/I t.def monofás. escalón I>>5961 S/I 1fás desc. AS S/I t.def monofásico, desconectado5962 S/I 1fás blq. AS S/I t.def monofásico, bloqueado5963 S/I 1fás activ AS S/I t.def monofásico, activo5966 S/I 1fás I>blq AS S/I t.def monofás. bloqueo escalón I>5967 S/I 1fás I>>blq AS S/I t.def monofás. bloqueo escalón I>>5971 S/I 1fás ARRge AS S/I t.def monofás. Arranque general5972 S/I 1fás DISPge AS S/I t.def monofás. Disparo general5974 S/I 1fás I>Arr AS S/I t.def monofás. Arranque escalón I>5975 S/I 1fs. I>DISP AS S/I t.def monofás. Disparo escalón I>5977 S/I 1fs. I>>Arr AS S/I t.def monofás. Arranque escalón I>>5979 S/I 1fs.I>>DISP AS S/I t.def 1-fás. Disparo escalón I>>5980 S/I 1fs.I: AV S/I t.def 1-fás. Intensidad de arranque


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2.6 Protección de tensión


La protección de tensión tiene como objetivo proteger los medios de trabajo eléctri-cos, tanto contra las disminuciones de tensión como también contra las elevaciones de tensión. Ambos estados de trabajo son indeseables y dan lugar por ejemplo a problemas de estabilidad en caso de disminución de tensión o a problemas de ais-lamiento en caso de exceso de tensión.


• Los aumentos de tensión se producen por ejemplo en líneas de transmisión a larga distancia de carga débil y gran longitud, en redes aisladas debido a averías en la regulación de la tensión de los generadores o después de la desconexión (total) de la carga de un generador, estando el generador aislado de la red.

• La protección contra falta de tensión incluye las caídas de tensión en las líneas de transmisión y en las máquinas eléctricas e impide estados de funcionamiento inad-misibles y posible pérdida de estabilidad.

2.6.1 Formación del valor de medida

Conexión El equipo se puede alimentar opcionalmente con las tres tensiones de Tierra–fase UL1-E, UL2-E, UL3-E o con dos tensiones de fase–fase (UL1-L2, UL2-L3) y la tensión de desplazamiento (tensión a tierraUE) o en el caso de conexión monofásica, cualquier tensión de fase-Tierra- o tensión fase-fase. En el equipo 7SJ64 existe además la posi-bilidad de terminar tres tensiones fase–Tierra–tierra y adicionalmente la tensión a tierra. La clase de conexión en caso de conexión multifase ha sido ajustada en el curso del proyecto en el parámetro 213 CONEX.TT 3 fases.

Si por parte de la instalación solamente está disponible un transformador de medida de tensión, ésto le habrá sido comunicado al equipo durante el proyecto a través del parámetro 240 CONEX.TT 1 fase (véase también el capítulo 2.24).

Para la protección contra sobretensiones se necesitan en el caso de la conexión trifásica las tensiones de fase-fase, y éstas eventualmente se calculan a partir de las tensiones de fase –Tierra. En la conexión fase-fase se miden dos tensiones y la tercera se determina por cálculo. En función del valor del parámetro que se haya se-leccionado durante el proyecto (Dirección 614 ENTR.MED. U>(>)) se efectúa la evaluación, bien con la mayor de las tensiones fase fase ULL o con el componente inverso U2 de las tensiones.

Para la conexión trifásica se emplea para la protección de subtensión o bien la tensión de secuencia U1 o la menor de las tensiones fase-fase ULL. Esto se proyecta ajustando el valor del parámetro en la dirección 615 ENTR.MED. U<(<).

La dirección entre tensión fase–Tierra y tensión fase–fase, permite evaluar también (fase-Tierra) o no tener en cuenta (fase–fase) las asimetrías de tensión (por ejemplo provocadas por una derivación a tierra.

En el caso de conexión monofásica y según la clase de conexión se alimenta y evalúa una tensión fase–Tierra o una tensión fase-fase (véase también el apartado 2.24).

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2 Funciones

Criterio de intensidad

Los transformadores de medida de tensión primarios están dispuestos según la insta-lación por el lado de la alimentación o por el lado de la salida. Estas diferentes dispos-iciones dan lugar a comportamientos diferentes del equipo de protección en un caso de falta. Mientras que la tensión permanece en la entrada después de una orden de disparo y de la apertura del interruptor, la tensión a la salida se desconecta. La desconexión de la tensión hace, por ejemplo, que en la protección de subtensión se mantenga el arranque. Si se desea conseguir una reposición de excitación, entonces se puede utilizar la corriente como criterio adicional (criterio de intensidad CI). La ex-citación por subtensión solamente se mantiene si junto con la condición de subtensión se supera al mismo tiempo una corriente mínima parametrizable (IP I>). Para ello se toma como base la mayor de las tres tensiones de fase. Si después de abrir el in-terruptor la intensidad desciende por debajo de este límite mínimo de intensidad se produce la reposición del arranque.

Nota

Nota: Si se desactiva el parámetro CRIT.INTENS. bajo la dirección 5120, el equipo reacciona inmediatamente si falta la tensión de medida y está conectada la protección de subtensión. Entonces se puede conseguir otra parametrización, aplicando una tensión de medida o bloqueando la protección de tensión. Además existe la posibili-dad de colocar una marca para el bloqueo de la protección de tensión a través del panel de maniobra del equipo. De este modo se efectúa la reposición de la excitación y el equipo se puede volver a parametrizar.

Tratamiento de los valores de medida

Por medio de un análisis de Fourier se filtran las oscilaciones básicas de las tres ten-siones fase–fase que se trata de determinar, y se llevan a su ulterior tratamiento. Se emplea o bien en componentes U1 de las tensiones (multiplicado por √3, ya que los valores umbrales se ajustan como magnitudes encadenadas) o la misma tensión en-cadenada ULL. Para la protección contra sobretensión se evalúa correspondiente-mente la mayor de las tres tensiones fase–fase ULL o se calcula la contratensión del sistema U2, ajustándose entonces los valores umbral como tensiones fase-Tierra.

2.6.2 Protección contra sobretensión

Aplicación La protección contra sobretensión tiene como objetivo proteger los medios de trabajo eléctricos contra elevaciones de tensión inadmisibles y con ello contra problemas de aislamiento.

Las elevaciones de tensión se producen, por ejemplo, en líneas de transmisión remota con carga débil y gran longitud, en redes aisladas debidas a averías en la reg-ulación de la tensión de unos generadores o después de la desconexión (total) de la carga de un generador, en el caso de un generador aislado de la red.

Función En el caso de conexión trifásica se alimenta la protección contra sobretensión con la oscilación básica de la mayor de las tres tensiones fase–fase, u opcionalmente también la contratensión del sistema.

En el caso de conexión de un sólo transformador de medida de tensión, se alimenta la función, según la clase de conexión, con la oscilación básica de una tensión fase-Tierra- o fase-fase.

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La protección contra sobretensiones está diseñada en dos etapas. En caso de so-bretensión grande se desconecta con una demora breve, si las sobretensiones son menores, con una demora más larga. Al rebasar uno de los umbrales ajustables se produce una excitación, y una vez transcurrido un tiempo parametrizable se provoca el disparo. Estos tiempos son independientes de la magnitud de la sobretensión.

Para ambos niveles de sobretensión se puede parametrizar la relación de reposición de (= UValor de reposición/UValor de respuesta).

La figura siguiente muestra el diagrama lógico de la protección contra sobretensión para las tensiones fase–fase.

Figura 2-41 Diagrama lógico de la protección de sobretensión para las tensiones fase-fase

2.6.3 Protección contra subtensión

Aplicación La protección contra subtensión capta las interrupciones de tensión en las líneas de transmisión y en las máquinas eléctricas y evita unas situaciones de trabajo inadmis-ibles así como posibles pérdidas de estabilidad.

Función En caso de conexión trifásica se alimenta la protección contra sobretensión con la os-cilación básica del sistema inverso u opcionalmente también las mismas tensiones fase-fase. En este último caso se toman como base la menor de las tensiones fase-fase.

En caso de conexión de un sólo transformador de medida de tensión se alimenta la función, según la clase de conexión, con la oscilación básica de una tensión fase-Tierra- o fase-fase.

La protección contra falta de tensión está realizada en dos etapas (U< yU<<), de manera que en función de la intensidad de la caída de tensión se puede conseguir un

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2 Funciones

escalonamiento en el tiempo para el disparo. Los valores límites de tensión y las tem-porizaciones se pueden ajustar individualmente para ambos niveles. Los valores límites de tensión se parametrizan como valores fase-fase. Se evalúa por lo tanto o bien la mayor tensión del sistema inverso U1 · √3 u opcionalmente también la menor de las tensiones fase-fase.

Para ambos niveles de falta de tensión se puede parametrizar la relación de repos-ición (= UValor de reposición/UValor de respuesta) .

La protección contra subtensión trabaja en un un rango de frecuencias ampliado. Con esto queda asegurado que la función de protección se mantiene también, por ejemp-lo, en la aplicación como protección de motor, en relación con los motores que se van parando por inercia. Ahora bien, en caso de divergencias importantes de la frecuen-cia, el valor efectivo de la componente de secuencia positiva de las tensiones se val-orará demasiado escaso, de manera que el equipo tendería a reaccionar innecesari-amente. Si hay que contar con aplicaciones en las que se sale de la gama de frecuencias fN ± 10%, entonces el criterio de intensidad no ofrece un resultado correc-to y ha de desconectarse.

La figura 2-42 muestra una variación típica de un caso de avería estando los transfor-madores de medida de tensión conectados por el lado de la alimentación. Comoqui-era que después de la apertura del interruptor de potencia la tensión permanece con su valor total, no es necesario en este caso el criterio de intensidad CI descrito ante-riormente: Después que la tensión haya caído por debajo del umbral de excitación se produce el disparo después del tiempo de demora T U<. Mientras la tensión perman-ezca por debajo del umbral de reposición queda bloqueado el reenganche. Sola-mente después de corregir la falta, es decir, cuando la tensión vuelva a ser mayor que el umbral de reposición, se produce la reposición de excitación y se autoriza nueva-mente la conexión.

Figura 2-42 Transcurso típico de un caso de falta estando los transformadores de medida de tensión conectados por el lado de la alimentación (sin criterio de intensidad)

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La figura 2-43 muestra la variación de un caso de falta estando los transformadores de medida de tensión conectados por el lado de salida. Puesto que en este caso de-saparece la tensión después de abrir el interruptor de potencia, es decir se mantiene por debajo del umbral de excitación, se utiliza el criterio de intensidad para conseguir (IP I>) la reposición de excitación.

Una vez que la tensión haya descendido por debajo del umbral de excitación se produce el disparo, transcurrido el tiempo T U<. Con la apertura del interruptor de po-tencia la tensión se reduce a cero y persiste la excitación por falta de tensión. La cor-riente también se reduce a cero de manera que al descender por debajo del umbral de autorización (IP I>) se retira el criterio de intensidad. Por la vinculación lógica & de los criterios de tensión y de intensidad desaparecen también las excitaciones de protección, de manera que una vez transcurrido el tiempo de orden mínimo queda au-torizada nuevamente la conexión.

Figura 2-43 Variación típica de un caso de falta estando los transformadores de medida de tensión conectados por el lado de salida (con criterio de intensidad)

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2 Funciones

Al conectar el interruptor de potencia se retarda durante un breve tiempo el criterio de intensidad IP I>. Si durante este tiempo (aprox. 60 ms) desaparece el criterio de ten-sión, no se produce el arranque de protección. De este modo se consigue que al conectar, sin que haya falta, no se inicie ningún caso de falta. Esto significa por otro lado que al conectar en condiciones de subtensión (diferente a la figura 2-43), la ex-citación deseada en este caso no puede efectuarse antes de que transcurra la tem-porización del criterio de intensidad (60 ms).

La figura siguiente muestra el diagrama lógico de la protección de subtensión.

Figura 2-44 Diagrama lógico de la protección de subtensión

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Generalidades La protección de subtensión sólo puede ser efectiva y accesible, si ha sido parametri-zada en la configuración bajo la dirección 150 PROT. TENSIÓN = disponible. Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible.

Para la conexión con un transformador de tensión trifásico los valores de ajuste se refieren a las tensiones fase-fase, igualmente para la conexión con sólo una tensión fase-fase, si es que se ha configurado para la protección de sobretensión bajo la di-rección 614 ENTR.MED. U>(>) el valor de evaluación con la opción tensión fase-fase. Estos deben ser ajustados como tensiones fase-Tierra en la configuración del parámetro con tensión de sistema de secuencia negativa U2.

Para una conexión monofásica con una tensión fase-Tierra se deben ajustar los valores de umbral también como tensiones fase-Tierra. Los rangos de ajuste posibles dependen del modo de conexión parametrizable bajo la dirección 213 CONEX.TT 3 fases (tres tensiones faseTierra-tierra o dos tensiones fase-fase); en la conexión fase–Tierra son posibles valores más altos, ya que esta conexión permite un rango de alcance mayor para las entradas de medida.

Bajo la dirección 5001 SOBRETENSIÓN la protección de sobretensión puede ser ac-tivada (Activar) o desactivada (Desactivar) o ser parametrizada para producir Sólo aviso.

Bajo la dirección 5101 SUBTENSION la protección de sobretensión puede ser acti-vada (Activar) o desactivada (Desactivar) o ser parametrizada para producir Sólo aviso.

Si la función de protección está activada (Activar) se efectúa, en caso de una su-peración del valor límite y después de transcurrir una temporización, un disparo y también se inician el registro del evento de falta y la perturbografía.

El ajuste Sólo aviso hace que no se efectúe ninguna orden de disparo, ninguna apertura del evento de falta y ningún aviso espontáneo de perturbación en el display del equipo.

Protección de so-bretensión con ten-siones de fase

En la protección de sobretensión con tensiones fase-fase o con tensiones fase-Tierra se evalúa la mayor de las tensiones medidas. Para una conexión trifásica asi como monofásica se deben ajustar los valores de umbral como valores fase-fase. En una conexión monofásica fase-tierra se deben ajustar los valores umbrales como ten-siones fase-tierra..

La protección de sobretensión está estructurada con dos escalones. De esta manera, se puede asignal al valor umbral inferior (dirección 5002 ó 5003, U>, según la conex-ión de tensión fase–Tierra– o fase–fase) una temporización más larga (dirección 5004, T U>) y al umbral superior Escalón (dirección 5005 ó 5006, U>>) una más corta (dirección 5007, T U>>) . Para los valores de reacción no se pueden dar reco-mendaciones generales. Ya que la función en primer lugar debe evitar un desgaste muy elevado del aislamiento en los componentes de la instalación y de los consumi-dores, el valor de ajuste 5002 , 5003 U> generalmente se encuentra entre 110 % y 115 % de la tensión nominal y el valor de ajuste 5005 , 5006 U>> aprox.en 130 %. Los parámetros 5002 y 5005 son accesibles, si las tensiones fase–Tierra están conectadas al 7SJ62/63/64 y los parámetros 5003 y 5006 para la conexión de ten-siones fase-fase. Las temporizaciones 5004 T U> y 5007 T U>> deben ser ajustadas de tal manera que las puntas de tensión admisibles producidas por las operaciones de conmutación no produzcan ninguna desconexión, por otro lado los estados esta-cionarios de sobretensión sean desconectados con el tiempo debido.

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2 Funciones

Protección de so-bretensión, sistema de secuencia de fases negativa U2

Para una conexión trifasica de un transformador de tensión se puede configurar en la protección de sobretensión mediante el parámetro 614 ENTR.MED. U>(>), la eval-uación de la mayor de las tensiones fase-fase ULL o de la tensión de secuencia neg-ativa U2 como valor de medida. El sistema de secuencia negativa detecta las asimetrías de tensión y puede ser aplicado para la estabilización de la protección de sobreintensidad (S/I t.def.). En la protección de reserva para transformadores y gen-eradores las intensidades de falta se encuentran parcialmente en forma mínima sobre el valor las intensidades de carga. Para realizar un umbral de arranque lo más sensi-ble posible de la protección S/I es necesaria una estabilización mediante la protección de tensión para evitar reacciones de disparo erróneas.

La protección de sobretensión está estructurada con dos escalones. Entonces, en la configuración con sistema de secuencia negativa se puede asignar al Escalón inferior (dirección 5015, U2>) una temporización más larga (dirección 5004, T U>) y al Escalón superior (dirección 5016, U2>>) una temporización corta (dirección 5007, T U>>). Para los valores de reacción U2> ó U2>> no se puede dar ninguna recomen-dación general, porque estos dependen de la configuración concreta de la instalación correspondiente. Ya que la tensión de secuencia negativa U2 representa una tensión fase-Tierra, se debe ajustar su valor de umbral como tal.

Los parámetros 5002 U> y 5005 U>> así como 5003 U> y 5006 U>> no se visualizan cuando se ha configurado el sistema de secuencia negativa pero los valores de ajuste bajo las direcciones 5015 U2> y 5016 U2>> son efectivos. Se debe tener en cuenta que en una conexión monopolar del transformador de tensión, el parámetro de insta-lación 614 ENTR.MED. U>(>) es ignorado y que la activación de los valores de umbral se efectúa primordialmente para tensiones fase-fase. Las temporizaciones 5004 T U> y 5007 T U>> deben ser ajustadas de tal manera que las puntas de tensión admisibles producidas por las operaciones de conmutación no produzcan ninguna desconexión, por otro lado los estados estacionarios de sobretensión sean desconectados con el tiempo debido.

Umbral de repos-ición de la protec-ción de sobreten-sión

Los valores umbrales de reposición para U> (Escalón alto) y para U>> (Escalón muy alto) pueden ser parametrizados mediante la relación de reposición r = = Ureposición/Uarranque (5017A RV U> ó 5018A RV U>>). Aquí válido para r la siguiente condición:

r · (umbral de arranque parametrizado) ≤ 150 V para conexión de tensiones fase-fase así como

r · (umbral de arranque parametrizado) ≤ 260 V para conexión de tensiones fase--Tierra.

La histéresis mínima es de 0,6 V

Protección de subtensión con sistema de secuen-cia positiva U1

Para la protección de subtensión se evalúa el sistema de secuencia positiva (U1). Es-pecialmente cuando se trata de problemas de estabilización, es ventajosa su detec-ción ya que el sistema de secuencia positiva es determinante para los límites de la transferencia estable de energía. Respecto a los valores de reacción no se pueden dar recomendaciones generales. Ya que la protección en primer lugar deberá prote-ger los consumidores (máquinas de inducción) contra las consecuencias de las caídas de tensión y evitar los problemas de estabilidad, se establecen los valores de ajuste generalmente entre 60% y 85% de la tensión nominal. Aquí se debe observar que con divergencias de frecuencia > 5 Hz el valor efectivo de la tensión se determina muy reducido y por lo tanto el equipo tendería a reacciones innecesarias.

En la conexión trifásica primordialmente y en la conexión monofásica de una tensión fase-fase se deben ajustar los umbrales de reacción como valores fase-fase. Ya que la componente de secuencia positiva de las tensiones representa una tensión fase--

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Tierra se debe multiplicar su valor umbral por √3. Para la conexión monofásica fase-Tierra se debe ajustar el valor umbral como tensión de fase.

Los ajustes de tiempo deben ser ajustados de tal manera que las caídas de tensión que producirían un funcionamiento inestable, sean desconectadas. Las temporiza-ciones sin embargo deben ser lo suficientemente grande para evitar desconexiones con caídas de tensión breves admisibles.

La protección de subtensión está estructurada con dos escalones. De esta manera, se puede asignal al valor umbral inferior (dirección 5110 ó 5111, U<<, según la con-exión de tensión fase–Tierra– o fase–fase) una temporización más corta (dirección 5112, TU<<) y al umbral superior Escalón (dirección 5102 ó 5103, U<) una más larga (dirección 5106, T U<) y de esta manera lograr una adaptación aproximada al com-portamiento de estabilidad del consumidor.

Protección de so-bretensión con ten-siones de fase

Para la protección de subtensión con conexión trifásica se puede configurar mediante el parámetro 615 ENTR.MED. U<(<) en lugar del sistema se secuencia positiva U1 también la menor de las tensiones fase-fase ULL como valor de medida. Los umb-rales deben ser ajustados como valores fase-fase.

Los ajustes de tiempo deben ser ajustados de tal manera que las caídas de tensión que producirían un funcionamiento inestable, sean desconectadas. Las temporiza-ciones sin embargo deben ser lo suficientemente grande para evitar desconexiones con caídas de tensión breves admisibles.

La protección de subtensión está estructurada con dos escalones. De esta manera, se puede asignal al valor umbral inferior (dirección 5110 ó 5111, U<<, según la con-exión de tensión fase–Tierra– o fase–fase) una temporización más corta (dirección 5112, TU<<) y al umbral superior Escalón (dirección 5102 ó 5103, U<) una más larga (dirección 5106, T U<) y de esta manera lograr una adaptación aproximada al com-portamiento de estabilidad del consumidor.

Umbral de repos-ición de la protec-ción de subtensión

Los valores umbrales de reposición para U< (Escalón alto) und der U<< (Escalón muy alto) pueden ser parametrizados mediante la relación de reposición r = = Ureposición/Uarranque (5113A RV U< ó 5114A RV U<<). Aquí válido para r la siguiente con-dición:

r · (umbral de arranque parametrizado) ≤ 120 V para conexión de tensiones fase-fase así como

r · (umbral de arranque parametrizado) ≤ 210 V para conexión de tensiones fase–Tierra.

La histéresis mínima es de 0,6 V

Nota

Si se selecciona involuntariamente un ajuste de manera, que para el umbral de repos-ición (= Umbral de reacción · Relación de reposición) resulte un valor mayor a 120V/210V, entonces se realizará automáticamente una limitación a este valor. No se hace ningún aviso de error.

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2 Funciones

Criterio de intensid-ad para la protec-ción de subtensión

U<< (Escalón muy alto) y U< (Escalón alto) pueden ser parametrizados dependientes del mismo criterio de intensidad. Si el parámetro CRIT.INTENS. bajo la dirección 5120 está activado (por entrega de fábrica), entonces se deberá cumplir adicional-mente a las condiciones de subtensión correspondientes con la condición de autor-ización del criterio de intensidad, es decir deberá circular una intensidad mínima par-ametrizable (IP I>, dirección 212) para obtener un arranque de protección. Con esto se logra una reposición de arranque en la protección de subtensión con la tensión desconectada. Además se evita de esta manera que el equipo reaccione con un ar-ranque después de haber sido conectada la tensión de alimentación sin tener una tensión de medida.

Nota

Si se desactiva el parámetro CRIT.INTENS. bajo la dirección 5120, entonces el equipo reaccionará inmediatamente en caso que la tensión de medida esté ausente y la protección de subtensión esté conectada. Por lo tanto, una parametrización suce-siva sólo podrá ser efectuada conectando un tensión de medida o bloqueando la pro-tección de subtensión. Esto último puede ser activado mediante servicio directo del equipo, por DIGSI® o por comunicación desde el sistema de control mediante una orden con marca de bloqueo para la protección de tensión. Con esto se produce una reposición del arranque y el equipo podrá ser parametrizado nuevamente.

Tenga en cuenta por favor que el umbral de arranque IP I> también influye a las fun-ciones de protección de fallo del interruptor, sobrecarga y bloqueo de reenganche para motores.




5001 SOBRETENSIÓN DesactivarActivarSólo aviso

Desactivar Sobretensión

5002 U> 40 .. 260 V 110 V Tensión de arranque U>

5003 U> 40 .. 150 V 110 V Tensión de arranque U>

5004 T U> 0.00 .. 100.00 s; ∞ 0.50 s TemporizaciónT U>

5005 U>> 40 .. 260 V 120 V Tensión de arranque U>>

5006 U>> 40 .. 150 V 120 V Tensión de arranque U>>

5007 T U>> 0.00 .. 100.00 s; ∞ 0.50 s TemporizaciónT U>>

5015 U2> 2 .. 150 V 30 V Tensión de arranque U2>

5016 U2>> 2 .. 150 V 50 V Tensión de arranque U2>>

5017A RR U> 0.90 .. 0.99 0.95 Relación de reposición U<

5018A RR U>> 0.90 .. 0.99 0.95 Relación de reposición U<<

5101 SUBTENSION DesactivarActivarSólo aviso

Desactivar Subtensión

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5102 U< 10 .. 210 V 75 V Tensión de arranque U<

5103 U< 10 .. 120 V 75 V Tensión de arranque U<

5106 T U< 0.00 .. 100.00 s; ∞ 1.50 s Temporización T U<

5110 U<< 10 .. 210 V 70 V Tensión de arranque U<<

5111 U<< 10 .. 120 V 70 V Tensión de arranque U<<

5112 TU<< 0.00 .. 100.00 s; ∞ 0.50 s Temporización T U<<

5113A RR U< 1.01 .. 3.00 1.20 Relación de reposición U<

5114A RR U<< 1.01 .. 3.00 1.20 Relación de reposición U<>

5120A CRIT.INTENS. DesactivarActivar

Activar Criterio de intensidad


Explicación

234.2100 BLQ. U IntI Bloqueo U por operación de servicio6503 >U<(<) bloqu. AI >bloquear protección subtensión6505 >U<(<) CI AI >Prot.subtension: con criterio de inten.6506 >U< bloq. AI >Bloquear protección de tension escal.U<6508 >U<< bloq. AI >Bloquear prot. de tensión escalón U<<6513 >U> bloquear AI >Bloquear prot.sobretensión U>6530 U< desactivada AS Prot.subtensión desactivada6531 U< bloqueada AS Prot.subtensión bloqueada6532 U< activada AS Prot.subtensión activada6533 U< ARR AS Arranque prot. de tensión, escalón U<6534 U< ARR CI AS Arranque prot.tens.criterio int., U<6537 U<< ARR AS Arranque prot.de tension, escalón U<<6538 U<< ARR CI AS Arranque prot.tens.criterio int. U<<6539 U< DISP AS Disparo prot.tensión, escalón U<6540 U<< DISP AS Disparo prot.tensión, escalón U<<6565 U> desactivada AS Prot.sobretensión desactivada U>6566 U> bloqueada AS Prot.sobretensión bloqueada6567 U> activada AS Prot.sobretensión activada6568 U> ARR AS Arranque prot.de tensión, Esc U>6570 U> DISP AS Disparo prot. de tensión, escalón U>6571 U>> ARR AS Arranque prot. de tensión, escalón U>>6573 U>> DISP AS Disparo prot. de tensión, escalón U>>


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2 Funciones

2.7 Protección de carga desequilibrada

La protección contra carga desequilibrada sirve para detectar cargas asimétricas de los medios de trabajo eléctricos.


• Cuando se emplea el equipo con motores entonces tiene especial importancia la protección contra carga desequilibrada. Las cargas asimétricas producen en las máquinas de inducción trifásicas una secuencia de fases negativa, la cual actúa frente al rótor con el doble de la frecuencia. En la superficie del rótor se inducen corrientes parásitas las cuales producen sobrecalentamientos locales en las zonas extremas del rótor y en las cuñas de las ranuras. Esto se refiere especialmente a aquellos motores que se conecten a través de contactores en vacío con fusibles en serie. Si por haber saltado un fusible funciona sólo una fase, el motor solamente genera unos pares pequeños y pulsantes de manera que al mantenerse igual la demanda de par de la máquina de trabajo, queda rápidamente sometido a una so-brecarga térmica. El riesgo de sobrecarga térmica también existe en el caso de una tensión de red asimétrica. Pequeñas asimetrías de tensión ya dan lugar a grandes corrientes de carga desequilibrada, debido a la reducida reactancia mutua.

• Con esta función de protección se pueden reconocer además interrupciones, cor-tocircuitos o errores en las conexiones a los transformadores de medida de inten-sidad.

• Además se pueden determinar cortocircuitos monopolares y bipolares, en los que las corrientes de falta sean inferiores a las corrientes de carga máximas.

Condiciones Con el fin de evitar las fluctuaciones en la excitación, la protección contra carga dese-quilibrada solamente está activa cuando una corriente de fase sea superior a 0,1 x IN y todas las corrientes de fase sean inferiores a 4 x IN.

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2.7.1 Independiente Característica

La característica independiente está estructurada en dos niveles. Después de alcan-zar un primer umbral ajustable I2> se emite un mensaje de arranque y se inicia una etapa de tiempo T I2>, para alcanzar un segundo nivel Escalón I2>> se emite otro mensaje y se inicia la etapa de tiempo T I2>>. Una vez que concluya una de las tem-porizaciones de retardo se emite una orden de disparo.

Figura 2-45 Característica de disparo independiente de la protección contra carga dese-quilibrada

Tiempos de recaída parametrizables

Para la característica de disparo independiente se puede efectuar una estabilización de la excitación por medio de tiempos de recaída parametrizables. Esta protección se aplica en redes con fallos intermitentes. En el caso de empleo conjunto con relé elec-tromecánico se pueden adaptar de esta manera comportamientos de recuperación di-versos, realizando un escalonamiento temporal de los equipos digitales y elec-tromecánicos.

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2 Funciones

2.7.2 Característica independiente

El Escalón AMZ depende de la variante de pedido. Trabaja siempre con una cara-cterística de disparo dependiente, concretamente según las normas IEC o según las normas ANSI. Las curvas características y sus fórmulas correspondientes están rep-resentadas en los datos técnicos. Al configurar las Caraterística dependientes, están activos además los niveles independientes I2>> y I2> (véase el capítulo anterior).

Excitación, disparo La intensidad de corriente inversa I2 se compara con el valor de ajuste I2p. Si la cor-riente invertida es superior a 1,1 veces el valor ajustado se produce un mensaje de arranque, y a partir de la corriente inversa se calcula el tiempo de disparo, según el Caraterística que se haya elegido, y una vez transcurrido este tiempo se emite una instrucción de disparo. La figura siguiente muestra el trazado básico de estas curvas características.

Figura 2-46 Característica de disparo dependiente de la protección de carga desequilibrada

Reposición en el caso de curvas características IEC

La reposición de las Escalón excitadas tiene lugar si se desciende por debajo de aprox. el 95% del valor de respuesta. Si se produce una nueva excitación, el tiempo comienza a contar desde un principio.

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Reposición en el caso de curvas características ANSI

En las curvas características ANSI se puede elegir si la reposición deberá tener lugar inmediatamente después de la excitación o mediante una emulación de disco. Inme-diato quiere decir que la excitación recae al descender por debajo de aproximada-mente el 95% del valor de respuesta, comenzando de nuevo el tiempo al producirse una nueva excitación.

En el caso de la emulación de disco comienza un proceso de recuperación (cuenta atrás del contador de tiempo) después de desconectar la corriente, que equivale al giro hacia atrás de un disco Ferraris (de ahí "Emulación de disco"). En el caso de varias averías consecutivas, se tiene en cuenta de esta manera también el "Historial anterior", gracias a la inercia del disco de Ferraris, y se adapta el comportamiento del desarrollo del tiempo. Con esto se garantiza la reproducción correcta del calentami-ento del objeto a proteger, también en el caso de valores de carga desequilibrada que fluctúen mucho. La cuenta atrás comienza al descender por debajo del 90% del valor de ajuste, de acuerdo con la característica de recuperación de la curva elegida. En la zona entre el valor de reposición (95% del valor de respuesta) y el 90% del valor de ajuste están en reposo tanto la cuenta hacia adelante como la cuenta hacia atrás. Al quedar por debajo del 5% del valor de ajuste se concluye el proceso de reposición, es decir que al producirse una nueva excitación el tiempo comienza a contar de nuevo.

La emulación de disco ofrece ventajas cuando sea necesario coordinar el compor-tamiento de la protección contra carga desequilibrada con otros equipos situados en la red, de base electromagnética.

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2 Funciones

Lógica La figura siguiente muestra el diagrama lógico de la protección contra carga dese-quilibrada . La protección se puede bloquear mediante entrada binaria. Entonces se reinician las excitaciones y los niveles de tiempo y se borran los valores medidos.

Al salir del campo de trabajo de la protección contra carga desequilibrada (todas las corrientes de fase inferiores a 0,1 x IN o por lo menos una corriente de fase mayor que 4 x IN) se reponen todos los arranques de carga desequilibrada.

Figura 2-47 Diagrama lógico de la protección de carga desequilibrada

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El arranque de los niveles UMZ se puede estabilizar mediante el tiempo de reposición parametrizable 4012 T RR I2>(>). Si se detecta una disminución de valor por debajo del umbral de arranque se inicia una temporización y se mantiene la ex-citación. De este modo la función no recae a tiempo rápido. Mientras tanto sigue cor-riendo la temporización de la orden de desconexión. Una vez transcurrida la tempori-zación de recaída, se comunica el arranque como aviso saliente y se reinicia la temporización de la orden de desconexión, siempre y cuando no se haya producido una nueva superación del valor umbral. Si se produce una nueva superación del valor umbral, mientras corre todavía la temporización de recuperación, entonces se inter-rumpe éste. Sin embargo la temporización de la orden de desconexión sigue corrien-do. Una vez terminado éste y si se está produciendo una superación del valor umbral se produce inmediatamente el disparo. Si en este momento no hay ningúna super-ación del valor umbral no se produce ninguna reacción. Si una vez concluida la tem-porización de retardo de la orden de desconexión se produce una nueva superación del valor umbral mientras transcurre todavía la temporización reposición, se produce inmediatamente el disparo.

Los tiempos de reposición parametrizables no influyen en los tiempos de disparo de los niveles dependientes, puesto que éstos dependen dinámicamente del valor de in-tensidad medida. Aquí se emplea la emulación de disco para coordinar la reposición con relé electromecánico.


Generalidades El modo de función ya se ha determinado en la configuración de las funciones de pro-tección (sección 2.1.1.2, dirección 140, P.CARGAS DESEQU. En la selección de la opción P.CARGAS DESEQU = independiente sólo son accesibles los parámetros de las curvas características independientes. Con la opción P.CARGAS DESEQU = Carac.disp.IEC o = Carac.disp ANSI en la dirección 140 se pueden ajustar además los parámetros de las características dependientes. Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible.

Bajo la dirección 4001 PROT.CARG.DESEQ la función puede ser activada (Activar) o desactivada (Desactivar).

Los valores preajustados para arranque y temporización son generalmente adecua-dos. Si en los datos de fabricación se indica la carga desequilibrada admisible perma-nentemente y la capacidad de duración dependiente del valor de la carga dese-quilibrada, entonces se deberán preferir estos datos. Aquí se debe tener en cuenta que los datos del fabricante están relacionados a los valores primarios, es decir, se indica, p.ej, la intensidad inversa admisible permanentemente (en relación a la inten-sidad nominal de la máquina). Para determinar los valores de ajuste del equipo estos datos se convierten al valor de la intensidad inversa secundaria. Es válido:

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2 Funciones

con

I2 máx prim Intensidad inversa del motor permanente, térmica-mente admisible

IN Motor Intensidad nominal del motor

Itransf. sec Intensidad nominal secundaria de los transformadores

Itransf. prim Intensidad nominal primaria del transformador

Característica independiente de disparo (S/I t.def.)

Aplicando los dos escalones de la protección de carga desequilibrada se puede ajustar el Escalón superior (parámetro 4004 I2>>) con una temporización breve (parámetro 4005 T I2>>) y el Escalón inferior (parámetro 4002 I2>) con una tem-porización algo más larga (parámetro 4003 T I2>). De esta manera el escalón infe-rior Escalón puede ser utilizado, p. ej. como umbral de alarma y el Escalón superior puede limitar la Caraterística dependiente para las intensidades inversas muy altas. Un ajuste de I2>> con aprox. 60 % garantiza, que con un fallo en una fase, siempre se genera un disparo de acuerdo a la Caraterística térmica. De otra manera se puede suponer que a partir del 60% de carga desequilibrada ya existe un cortocircuito bipo-lar. La temporización T I2>> se coordina, por lo tanto, con el escalonamiento de la red para los cortocircuitos de fases. Alimentando sólo por dos fases con la intensidad I es válido para la intensidad inversa:

Ejemplos:

Motor con los siguientes datos:

En redes de líneas o cables la protección de carga desequilibrada puede ser útil para reconocer faltas de baja intensidad asimétricas las cuales no alcanzan los valores de arranque de la protección de sobreintensidad.

Intensidad nominal IN Motor = 545 A Carga desequilibrada perma-nente admisible

I2 dd prim / IN Motor = 0,11 permanente

Carga desequilibrada mo-mentánea admisible

I2 máx prim /IN Motor= 0,55 para Tmáx = 1 s

Transformador de intensidad RT = 600A / 1AValor de ajuste I2> = 0,11 · 545 A · (1/600 A) = 0,10 AValor de ajuste I2>> = 0,55 · 545 A · (1/600 A) = 0,50 A

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Aquí se debe observar lo siguiente:

Una falta monopolar con la intensidad I produce una intensidad inversa (de secuencia negativa):

Por otro lado, se supone que con más del 60% de carga desequilibrada, existe un cor-tocircuito bipolar. La temporización T I2>> se coordina, por lo tanto, con el es-calonamiento de la red para los cortocircuitos de fases.

Para transformadores la protección de carga desequilibrada puede ser utilizada como protección sensitiva para faltas de baja intensidad mono- o bipolares. Aquí especial-mente para transformadores, se pueden detectar al lado de baja tensión faltas mo-nopolares, que al lado de alta tensión no producen ninguna componente simétrica en el sistema homopolar de intensidades, p.ej., el grupo vectorial Dy).

Ya que un transformador transfiere las intensidades simétricas de acuerdo a su rel-ación de transformación RT, esta definición para líneas es también válida para faltas mono- y bipolares considerando RT:

Para un transformador con los datos:

se pueden detectar al lado de baja tensión las siguientes intensidades de falta:

Si se ajusta I2> = 0,1 A, se puede detectar con esto una intensidad de falta al lado de baja tensión de I = 3 · RTU · RTI · I2> = 3 · 110/20 · 100 · 0,1 A = 165 A con falta monopolar y √3 · RTU · RTI ·I2> = 95 A con falta bipolar. Esto corresponde al 36% ó al 20% de la intensidad del transformador La intensidad de carga no está incluida en este calculo simplificado.

Ya que no se puede reconocer con seguridad a que lado se encuentra la falta detecta-da de esta manera, se debe coordinar la temporización T I2> con los tiempos de los equipos de protección subalternos

Estabilización de arranque (S/I t.def.)

El arranque de un escalón de tiempo definido puede ser estabilizado mediante un tiempo de reposición parametrizable. El tiempo de reposición se ajusta en la dirección 4012 T RR I2>(>).

Potencia nominal aparente SNA = 16 MVATensión nominal primaria UN = 110 kV

(RTU = 110/20)Tensión nominal secundaria UN = 20 kVGrupos vectoriales Dy5Transformador de intensidad lado de alta tensión

100 A / 1 A (RTI = 100)

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2 Funciones

Características IEC (características de disparo dependi-entes)

Seleccionando una curva característica inversa de disparo se puede representar la sobrecarga térmica de una máquina causada por cargas desequilibradas. De las tres curvas características IEC disponibles en el equipo (CARACTER. IEC, dirección 4006) se utiliza la curva que mejor se aproxima a la curva térmica de carga dese-quilibrada indicada por el fabricante de la máquina. Las características de disparo de la protección así como las fórmulas básicas de cálculo para las características se indican en los Datos Técnicos.

Se debe considerar que en una Caraterística inversa a elegir ya existe entre el valor de arranque y el de ajuste un factor de seguridad de aprox. 1,1. Es decir, el arranque se produce cuando la carga desequilibrada ha llegado al valor de 1,1 del valort de ajuste I2p (dirección 4008). La reposición ocurre por debajo el 95% del valor de ar-ranque.

El multiplicador de tiempo es accesible bajo la dirección 4010, TI2p.

Este factor de tiempo también puede ser ajustado con ∞. En este caso el Escalón no efectúa ningún disparo después de un arranque pero si un aviso. Si el Escalón inversa no es requerida, se selecciona en la configuración de las funciones de protección (sección 2.1.1.2) bajo la dirección 140 P.CARGAS DESEQU = independiente.

Características ANSI (característi-cas de disparo de-pendientes)

Seleccionando una curva característica de disparo dependiente se puede representar muy bien la sobrecarga térmica de una máquina causada por cargas desequilibradas. De las 4 curvas características ANSI disponibles en el equipo (CARACTER. ANSI, di-rección 4007) se utiliza la curva que mejor se aproxima a la curva térmica de carga desequilibrada indicada por el fabricante de la máquina. Las características de disparo de la protección así como las fórmulas básicas de cálculo para las caracterís-ticas se indican en los Datos Técnicos.

Se debe considerar que en una Caraterística inversa a elegir ya existe entre el valor de arranque y el de ajuste un factor de seguridad de aprox. 1,1. Es decir, el arranque ocurre cuando la carga desequilibrada ha llegado al valor de 1,1 del valor de ajuste. Si se elige bajo la dirección 4011 REPOSICIÓN la opción Emulación disco, en-tonces la reposición ocurre según la curva característica de reposición descrita en el modo de función.

El valor de la carga desequilibrada se ajusta bajo la dirección 4008 I2p. El multipli-cador de tiempo es accesible bajo la dirección 4009 TIME DIAL: D.

Este factor de tiempo también puede ser ajustado con ∞. En este caso el Escalón no efectúa ningún disparo después de un arranque pero si un aviso. Si la Escalón inversa no es requerida, se selecciona en la configuración de las funciones de protección (sección 2.1.1.2) bajo la dirección 140 P.CARGAS DESEQU = independiente.




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4001 PROT.CARG.DESEQ DesactivarActivar

Desactivar Prot. de cargas dese-quilibradas

4002 I2> 1A 0.10 .. 3.00 A 0.10 A Intensidad de arranque I2>

5A 0.50 .. 15.00 A 0.50 A

4003 T I2> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.50 s Temporización T I2>

4004 I2>> 1A 0.10 .. 3.00 A 0.50 A Intensidad de arranque I2>>

5A 0.50 .. 15.00 A 2.50 A

4005 T I2>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.50 s Temporización T I2>

4006 CARACTER. IEC InversaInversa altaExtrem. inversa

Extrem. inversa Característica disparo S/I t. inv (IEC)

4007 CARACTER. ANSI Extremada.invInversaModerad.inversaMuy inversa

Extremada.inv Característica disparo S/I t. inv (ANSI)

4008 I2p 1A 0.10 .. 2.00 A 0.90 A Intensidad de arranque I2p

5A 0.50 .. 10.00 A 4.50 A


4010 TI2p 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Factor de tiempo T I2p


instantanéo Relación de reposición

4012A T RR I2>(>) 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Tiemp. retardo de repos-ición T RR I2>(>)


Explicación

5143 >Des.carg bloq. AI >Prot. carga deseq. bloquear5151 Des.carga desa. AS Prot. carga deseq. desactivada5152 Des.carga bloq. AS Prot. carga deseq. bloqueada5153 Des.carga acti. AS Prot. carga deseq. activada5159 Arranque I2>> AS Prot. carga deseq. arranque I2>>5165 Arranque I2> AS Prot. carga deseq. arranque I2>5166 Arranque I2p AS Prot. carga deseq. arranque I2p5170 Des.car DISPARO AS Prot. carga deseq. disparo5171 Des.carg.DISCO AS Prot. carga deseq. emulación disco

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2 Funciones

2.8 Protección del motor (Supervisión del tiempo de arranque y Bloqueo de rearranque)

Para la aplicación en motores los equipos 7SJ62/63/64 pueden ser equipados con una función de supervisión del tiempo de arranque y de bloqueo de rearranque. La primera función protege el motor contra los procesos de arranque demasiado largos y complementa de esta manera la protección de sobrecarga 2.10). El bloqueo de re-arranque evita una reconexión del motor, cuando se considera que con este arranque será superada la temperatura admisible del rotor.

2.8.1 Supervisión del tiempo de arranque

En la aplicación de los equipos 7SJ62/63/64 como protección de motores, la función de supervisión del tiempo de arranque protege al motor de los daños causados por arranques excesivamente largos y complementa, de esta manera, la protección de sobrecarga (ver sección 2.10).


Generalidades Especialmente los motores de alta tensión con un rotor térmicamente crítico pueden ser llevados hasta sus límites térmicos, cuando son arrancados muchas veces. Si el proceso de arranque se prolonga, p.ej., por caídas de tensión inadmisibles al conec-tarse el motor, por causa de un par de carga demasiado alto o por bloqueo del rotor, entonces se genera, por parte de la protección, una orden de disparo.

Como criterio de arranque del motor se evalúa la superación de un umbral de corri-ente (ajustable) I.Arran.Motor con esto se inicia la función temporizadora de disparo.

La función de protección está compuesta de un escalón de disparo dependiente (tiempo inverso) y de un escalón independiente de la corriente (tiempo definido).

Temporización de disparo dependiente de la intensidad

La temporización de disparo dependiente sólo tiene aplicación, si el rotor no está blo-queado. Con ésta se evalúa correctamente los tiempos prolongados de arranque del motor con corrientes de arranque insuficientes, por causa de caídas de tensión al conectar el motor, proporcionando una temporización de disparo correcta. La tempo-rización de disparo resulta de la fórmula siguiente:

con

tDISP – tiempo real de disparo para la corriente circulante I

tA máx – tiempo disparo para corriente nom. arranque IA (Parám. 4103, T ARR MAX)

I – corriente circulante real (valor de medida)

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IA – corriente nominal de arranque del motor (parámetro 4102, I ARR MAX)

IArrMot – Umbral de intensidad para reconocer el arranque de un motor (Parámetro 1107, I.Arran.Motor)

Figura 2-48 Tiempo de disparo en función de la corriente de arranque

Si la intensidad de arranque medida actualmente I es menor (mayor) que la intensid-ad de arranque nominal parametrizada en la dirección 4102 IA (parámetro I ARR MAX), entonces se prolonga (reduce) el tiempo de disparo actual tDISP (ver también figura 2-48).

Temporización de disparo independi-ente de la intensid-ad (tiempo de freno en paro)

Si el tiempo de arranque del motor es más largo que el tiempo de freno en paro máximo admisible tE, entonces debe resultar un disparo, a más tardar, con el tiempo tE si se bloquea el rotor. Por medio de un regulador controlador de revoluciones externo se puede informar al equipo vía entrada binaria (">Freno paro") del freno de parada del motor. Si la corriente sobrepasa en una de las fases el umbral I.Arran.Motor, ya mencionado, se supone un arranque del motor y se inicia junto con la temporización dependiente, anterior, también un tiempo de retardo independi-ente (tiempo de freno de parada). Esto ocurre en cada arranque del motor y es un fun-cionamiento normal que no se registra en los buffer, no produce ningún aviso a una central de control ni tampoco inicia una perturbación.

La temporización de freno de parada (T FRENO) bloquea aquí la entrada binaria ">Freno paro". Si la entrada binaria está activa después de transcurrir el tiempo de freno en paro parametrizado, se produce inmediatamente un disparo independien-temente si el bloqueo aparece antes o después del transcurso de tiempo.

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2 Funciones

Lógica La supervisión del tiempo de arranque para el motor puede ser conectada o desconectada por parámetros. Vía entrada binaria ésta puede ser bloqueada, es decir, se hace un reset a los tiempos y avisos de arranque. La figura siguiente muestra la lógica de avisos y la administración de la perturbación. Un arranque no produce ningún inicio de una perturbación. Con la orden de disparo comienza la perturbación. Cuando se desactiva el arranque de la protección se resetean las temporizaciones de arranque y freno y se finaliza el evento de perturbación.

Figura 2-49 Diagrama lógico de la supervisión del tiempo de arranque

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Generalidades La supervisión del tiempo de arranque sólo es activa y accesible, si ha sido parametri-zada en la configuración bajo la dirección 141 .TIEMPO ARRANQUE = disponible. Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible. Bajo la dirección 4101 TIEMPO ARRANQUE la función puede ser activada (Activar) o desactivada (Desactivar).

Parámetros de arranque

En la dirección 4102 I ARR MAX se introducen al equipo los valores de la intensidad de arranque y en la dirección 4103 T ARR MAX el tiempo de arranque bajo condi-ciones normales. De esta manera se efectúa un disparo siempre con una temporiza-ción adecuada, cuando se sobrepasa el valor calculado I2t en el equipo.

Si el tiempo de arranque del motor es más largo que el tiempo de freno en paro ad-misible, entonces se puede activar con un regulador controlador de revoluciones uti-lizando una entrada binaria (">Freno paro") una característica de disparo indepen-diente. La capacidad térmica de la máquina se reduce si el rotor se bloquea y la ventilación disminuye. Por esta razón la supervisión de arranque debe producir una orden de disparo, antes de que sea superada la característica de disparo térmica válida para el funcionamiento normal.

La superación del valor de intensidad 1107 I.Arran.Motor se interpreta como ar-ranque del motor. Por consiguiente este valor debe ser elegido, de tal manera que sea superado con seguridad por la corriente de arranque actual bajo todas las condi-ciones de carga y tensión durante el arranque del motor, pero no durante sobrecargas momentáneas admisibles.

Ejemplo: Motor con los datos siguientes:

Para el valor de ajuste I ARR MAX (IARR. máx.) como valor secundario resulta:

Con la reducción de la tensión, también la corriente de arranque disminuye aproxi-madamente en forma lineal. Es decir, con el 80 % de la tensión nominal se reduce la corriente de arranque, en este ejemplo a 0,8 · IARR. máx. = 2,5 A.

El valor umbral que debe señalizar un arranque del motor, debe estar sobre el valor de la corriente de carga máxima y debajo del valor de la intensidad de arranque mínima. Si no existen otros factores influyentes (puntas de carga), se puede ajustar el valor de detección de arranque (I.Arran.Motor, dirección 1107) utilizando un valor medio:

Tensión nominal UN = 6600 VIntensidad nominal IB = 126 AIntensidad de arranque (primaria) IARR.máx. = 624 AIntensidad del estator permanente admisi-ble

Imáx = 135 A

Duración de arranque TARR. máx = 8,5 sTransformador IN transf. prim/IN transf. sec =

200 A/1 A

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2 Funciones

Para la corriente admisible permanente es válido:

En condiciones diferentes a las condiciones nominales, el tiempo de disparo del motor varía:

Con 80 % de la tensión nominal (es decir aprox. 80% de la intensidad nominal) el tiempo de disparo es p.ej.:

Después del transcurrir la temporización 4104 T FRENO la entrada binaria es efectiva y genera una orden de disparo. Si se ajusta la duración del tiempo de freno en paro de tal manera que la entrada binaria ">Freno paro" (FNo. 6805) se desactive con seguridad durante la temporización T FRENO, entonces se logra con el rotor bloqu-eado una temporización de la orden de disparo más corta que con un arranque no blo-queado.

Nota

Las curvas características de la protección de sobrecarga también son efectivas durante el proceso de arranque. Por su puesto, la imagen térmica se mantiene con-stante durante el arranque. Por lo cual, el parámetro I.Arran.Motor, dirección 1107 limita el campo de trabajo de la protección de sobrecarga para las intensidades más elevadas.

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2.8.2 Bloqueo de rearranque

El bloqueo de reenganche impide volver a conectar el motor, si durante el arranque de éste es previsible que se pueda rebasar el calentamiento admisible del rótor.


Generalidades La temperatura del rótor de un motor se encuentra por lo general muy por debajo de su temperatura límite admisible, tanto durante el funcionamiento normal como en el caso de unas corrientes de carga superiores. En cambio durante los arranques y las consiguientes altas intensidades de corriente que esto entraña, el rótor queda ex-puesto a un mayor riesgo térmico que el estátor debido a la menor constante de tiempo térmica del rótor. Dado que se debe evitar que en el curso de los arranques múltiples se produzca una desconexión durante un arranque, es preciso impedir que el motor pueda ser conectado de nuevo si durante este arranque es previsible que se vaya a rebasar el calentamiento admisible del rótor. Por este motivo, los equipos 7SJ62/63/64 están equipados con un bloqueo de reenganche que emite una orden de bloqueo hasta que resulte admisible un nuevo arranque del motor para el motor que está desconectado (límite de reenganche). Esta orden de bloqueo ha de estar config-urada para un relé de salida del equipo cuyo contacto se intercale en el circuito de conexión del motor.

Determinación de la sobretemperatu-ra del rótor

Dado que no se puede medir directamente la intensidad de corriente del rótor, se recurre a las corrientes del estátor. Para esto se forman los valores efectivos de las corrientes. La sobretemperatura del rótor ΘL se calcula con la mayor de las tres cor-rientes de fase. Para ello se supone que justamente se alcancen los valores térmicos límites para el arrollamiento del rótor para los datos indicados por el fabricante del motor para la corriente de arranque nominal, el tiempo de arranque máximo admisible y el número de arranques admisibles desde el estado frío (nfrío) y desde el estado cal-iente de funcionamiento (ncaliente). A partir de ahí, el equipo de protección calcula las magnitudes determinantes para la imagen térmica del rótor y emite una orden de bloqueo hasta que la imagen térmica del rótor haya alcanzado un valor que esté por debajo del límite de reenganche, y por lo tanto resulte admisible un nuevo arranque.

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2 Funciones

Figura 2-50 Variación de la temperatura en el rótor y en la reproducción térmica en el caso de arranques repetidos

A pesar de que durante el arranque del motor la distribución de calor en las barras del rótor puede ser muy diversa, los diferentes máximos de temperatura en el rótor no son determinantes para el bloqueo de reconexión (véase la figura 2-50). Lo determinante es más bien que después de un arranque completo del motor, la imagen térmica de la protección se corresponda con el estado térmico del motor. La figura 2-50 muestra a título de ejemplo los procesos de calentamiento durante el arranque múltiple del motor (tres arranques desde el estado de funcionamiento frío) así como la reproduc-ción térmica realizada por el equipo de protección.

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Límite de reenganche

Si la sobretemperatura del rótor ha rebasado el límite de reenganche no resulta ya posible conectar de nuevo el motor. Solamente cuando la sobretemperatura del rótor esté por debajo del límite de reenganche, es decir cuando justamente vuelva a ser posible efectuar un arranque sin rebasar la sobretemperatura de disparo, se sus-pende la orden de bloqueo. A partir de las magnitudes características parametrizadas del motor, el equipo calcula el límite de reenganche normalizado ΘWES:

El límite de reenganche ΘBlqRe se visualiza en los "valores de medición térmicos" como valor de medición de trabajo.

Tiempo de reconexión

El fabricante del motor permite un número de arranques desde el estado de funcion-amiento frío (nfrío) y desde el estado caliente (ncaliente). Después de esto, ya no es ad-misible efectuar una nueva conexión. Es preciso esperar un determinado tiempo — el tiempo de reconexión TBlqRe— para que se enfríe el rótor.

Tiempo de compensación

El comportamiento térmico se cumple en la forma siguiente: Después de cada desconexión del motor se inicia un tiempo de compensación adicional (dirección 4304 T COMPENSACIÓN). Este tiempo tiene en cuenta que las distintas partes del motor presentan diferentes estados térmicos en el momento de la desconexión. Durante el tiempo de compensación no se actualiza la imagen térmica del rótor, sino que se mantiene constante para reproducir los procesos de compensación en el rótor. Después, la reproducción térmica se enfría con la constante de tiempo correspondi-ente (constante de tiempo del rótor x factor de prolongación). Durante el tiempo de compensación no es posible efectuar un nuevo arranque del motor. Cuando se queda por debajo del límite de reenganche resulta admisible efectuar una nueva conexión.

Tiempo de bloqueo mínimo

Con independencia de los módelos térmicos, algunos fabricantes de motores exigen un tiempo de bloqueo mínimo para la reconexión cuando se haya superado el número de arranques admisibles.

La duración total de la señal de bloqueo depende de cuál de los tiempos TDE BLOQUEO

MÍN o TBlqRe sea mayor.

aquí significan:ΘBlqRe = Límite de temperatura por debajo del cual es posible un

nuevo arranquekL = factor k para el rotor, se obtiene mediante un cálculo interno IA = Intensidad de corriente de arranqueIB = Corriente básicaTm = Tiempo de arranque máximoτL = Constante de tiempo térmica del rótor, se obtiene mediante

cálculo internonk = admisible. Número de arranques desde el estado fríonw = admisible. Número de arranques desde el estado caliente

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2 Funciones

Tiempo de conexión TReconex.

El tiempo total de espera TConex.hasta que sea posible volver a conectar de nuevo el motor se compone por lo tanto del tiempo de compensación y del tiempo TReconex. cal-culado por el modelo térmico, hasta descender por debajo del límite de reenganche. Si la sobretemperatura calculada al desconectar el motor queda por encima del límite de reenganche, entonces junto con el tiempo de compensación se inicia el tiempo de bloqueo mínimo.

De este modo el tiempo de conexión TRecon. puede ser igual al tiempo de bloqueo mínimo, si éste es mayor que la suma de los dos primeros citados:

TRecon. = TCompensación + TReconex. para TTiempo de bloqueo mín. < TCompensación + TReconex.

TRecon. = TTiempo de bloqueo mín. para TTiempo de bloqueo mín. ≥ TCompensación + TReconex.,

si la sobretemperatura calculada es > límite de reconexión con el valor de medición de trabajo TRecon. (visible en los "valores de medición térmicos"), se visualiza el tiempo restante hasta que sea admisible la reconexión. Si la sobretemperatura del rótor está por debajo del límite de reconexión y por lo tanto se permite una nueva reconexión, el valor de medición de trabajo para el tiempo de espera ha bajado a cero.

Prolongación de la constante de tiempo de enfriamiento

Para poder tener en cuenta correctamente la menor emisión de calor a motor parado, en el caso de motores con ventilación incorporada, se puede incrementar la constante de tiempo de enfriamiento en un factor Kτ en paro (dirección 4308) con respecto a las constantes de tiempo para máquina en funcionamiento. El criterio para reconocer el paro del motor es que está por debajo de un umbral de intensidad ajustable IP I>. Esto presupone que la corriente en vacío del motor es mayor que este umbral. El umbral de respuesta IP I> influye también en la función de protección de la protec-ción contra sobrecarga térmica (véase el capítulo 2.10).

Mientras el motor está en funcionamiento, se reproduce el calentamiento de la imagen térmica mediante la constante de tiempo τL calculada a partir de los valores característicos del motor, y se calcula el enfriamiento con la constante de tiempo τL · Kτ en función (dirección 4309). De esta manera se satisfacen los requisitos de un enfriamiento más lento (compensación de temperatura más lenta).

Para el cálculo del tiempo de reconexión TReconex. se aplica por lo tanto:

siendo

kτ Parada – Factor de prolongación para la constante de tiempo = Kτ en paro, dirección 4308

kτ trabajo – Factor de prolongación para la constante de tiempo = Kτ en función, dirección 4309

Θantes – reproducción térmica del momento de la desconex-ión del motor (depende del estado de funcionamiento)

τL – Constante de tiempo del rótor, se obtiene mediante cálculo interno:

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Comportamiento en caso de fallo de la tensión de aliment-ación

En función del ajuste del parámetro 235 ATEX100 en los datos de la instalación 1 (véase el capítulo 2.1.3.2) se pone a cero la reproducción térmica en caso de fallo de la tensión de alimentación (ATEX100 = No) o se registra cíclicamente en una memoria intermedia "no volátil" (ATEX100 = Si), de manera que se conserve en caso de fallo de la tensión de alimentación. En este caso, al volver la tensión de alimentación, la imagen térmica utiliza el valor memorizado para el cálculo y lo adapta a las condi-ciones de trabajo. La primera opción está preajustada. Para más indicaciones al re-specto véase /5/.

Arranque de emergencia

Si por razones de trabajo es necesario efectuar arranques del motor por encima de la temperatura máxima admisible del rótor (arranque de emergencia), se puede anular una orden de bloqueo existente para el bloqueo de reconexión a través de una entrada binaria (">Bl.REarr emer") permitiendo de esta manera una nueva recon-exión. Sin embargo, la imagen térmica del rótor continúa operando y se puede superar la temperatura máxima admisible del rótor. El bloqueo de reconexión no provoca ninguna desconexión de la máquina, pero se puede observar la temperatura calculada del rótor para estimar el riesgo.

Bloqueo Al efectuar el bloqueo a través de la entrada binaria ">Anu.bloqREarr." o al desconectar la función de bloqueo de reconexión, se pone a cero la imagen térmica de la sobretemperatura del rótor, así como el tiempo de compensación T COMPENSACIÓN y el tiempo de bloqueo mínimo T. MIN.BLOQUEO, y con ello también se suspende una eventual orden de bloqueo existente o entrante.

A través de otra entrada binaria (">Res.Mem.term."), se tiene la posibilidad de poner a cero únicamente la imagen térmica. Esto puede ser conveniente durante la fase de prueba o de puesta en marcha o después del retorno de la tensión de aliment-ación.

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2 Funciones

Lógica El bloqueo de reconexión no tiene mensaje de excitación y tampoco se inicia un caso de avería. La figura siguiente muestra el diagrama lógico del bloqueo de reenganche.

Figura 2-51 Diagrama lógico de bloqueo de reenganche

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Generalidades El bloqueo de reconexión solamente puede actuar y solamente está accesible si al efectuar la configuración se ha ajustado bajo la dirección 143 BLOQUEO RE = disponible. Si no se necesita la función hay que ajustar no disponible. Bajo la dirección 4301 BLOQUEO REARR se puede conectar Activar o desconectar la fun-ción Desactivar.

Nota

En el caso de que se produzcan variaciones en los parámetros de función del bloqueo de reenganche se reinicia el modelo térmico de esta función.

El bloqueo de reenganche interviene en el proceso de conmutación de un motor desconectado. Un motor se considera desconectado cuando su consumo de corriente desciende por debajo del umbral parametrizable 212 IP I>. Este umbral deberá estar ajustado por lo tanto por debajo de la intensidad de marcha en vacío del motor.

Magnitudes características

Las magnitudes características necesarias para el cálculo de la temperatura del rótor y de las magnitudes características conocidas por el fabricante del motor, tales como corriente de arranque IArr, intensidad nominal del motor INon. Mot., tiempo de arranque máximo admisible T ARR MAX (dirección4303), número de arranques admisibles desde estado frío (nfrío) y caliente (ncaliente) de funcionamiento, se comunican al equipo.

Para ello se introduce la corriente de arranque como proporción respectiva a la inten-sidad de corriente nominal del motor (IArr/IMOT.nom. bajo dirección4302), pero en cambio la intensidad de corriente nominal del motor como magnitud secundaria, ajustándola directamente en amperios bajo la dirección 4305 INT.nom.MOTOR. Bajo la dirección 4306 (n-CALIENTE) se parametriza el número de arranques en caliente permitidos, bajo la dirección 4307 la diferencia (n-CALIEN/n-FRÍO) entre el número de arranques admisibles en frío y en caliente.

En el caso de motores sin ventilación exterior se puede tener en cuenta bajo la direc-ción 4308 la menor refrigeración durante la parada del motor, por medio del Kτ en paro. En cuanto la intensidad de corriente no supera un valor ajustado bajo la direc-ción 212 IP I>, se detecta la parada del motor y se incrementa la constante de tiempo en el factor de prolongación parametrizado.

Si no tiene que existir ninguna diferencia entre las constantes de tiempo (p. ej., en el caso de motores con ventilación exterior), entonces se ajusta el factor de prolon-gación a Kτ en paro = 1.

El enfriamiento durante el motor en marcha está influenciado por el factor de prolon-gación 4309 Kτ en función. Este factor tiene en cuenta el diferente enfriamiento de un motor en marcha bajo carga, con respecto a un motor desconectado. Es efec-tivo, en cuanto la intensidad de corriente rebasa el valor ajustado bajo la dirección 212 IP I>. En el caso de Kτ en función = 1, la constante de tiempo de calentami-ento y la constante de tiempo de enfriamiento en condiciones de trabajo (I > IP I>) son iguales.

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2 Funciones

Ejemplo: Motor con las características siguientes:

De aquí se deducen los siguientes ajustes:

Se ajustan:

IArr/IMOT.nom. = 4,9

INT.nom.MOTOR = 0,6 A

T ARR MAX = 8,5 s

n-CALIENTE = 2

n-CALIEN/n-FRÍO = 1

Para el tiempo de compensación de la temperatura del rótor (dirección 4304) ha re-sultado práctico un valor de aprox. T COMPENSACIÓN = 1 min. El valor para el tiempo de bloqueo mínimo T. MIN.BLOQUEO depende del fabricante del motor o de las necesidades de trabajo. Deberá ser mayor que 4304 T COMPENSACIÓN. En el ejemplo se ha elegido un valor que se corresponde aproximadamente con la imagen térmica (T. MIN.BLOQUEO = 6,0 min).

Para los factores de prolongación de la constante de tiempo durante el enfriamiento también son aplicables los requisitos del fabricante y del trabajo, en particular para la parada. Si no existen datos específicos, entonces se deben elegir los siguientes valores de ajuste: Kτ en paro = 5 y Kτ en función = 2.

Para el funcionamiento correcto es también importante que los valores del transfor-mador de medida de intensidad y el umbral de intensidad se hayan ajustado correcta-mente para poder distinguir entre parada del motor/marcha del motor (dirección 212 IP I>, recomendación ≈ 0,1 · INon. Mot.). Las listas de parámetros ofrecen un resumen relativo a los valores de ajuste y sus preajustes.

Tensión nominal UN = 6600 VIntensidad nominal IB = 126 ACorriente de arranque IMáx. ARRANQUE = 624 ADuración del arranque TMáx. ARRANQUE = 8,5 sNúmero de arranques admisibles estando el motor frío

nfrío = 3

Número de arranques admisibles estando el motor caliente

ncaliente = 2

Transformador de medida de intensi-dad

200 A/1 A

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Comportamiento térmico en distin-tos regímenes de funcionamiento

Para mayor facilidad de comprensión, a continuación se tratan con mayor detalle algunos de los posibles regímenes de funcionamiento, en dos campos de trabajo dis-tintos. Son de aplicación los valores de ajuste antes citados. Mediante 3 arranques en frio y 2 arranques en caliente, el límite de rearranque se sitúa en el 66,7%:

A.Por debajo del límite térmico de rearranque:1. La máquina se lleva por medio de un arranque normal a una zona situada por

debajo del límite de rearranque térmico y se desconecta. Al efectuarse la descon-exión se inicia el tiempo de compensación 4304 T COMPENSACIÓN y se genera el mensaje ">Bloq.RE DISP". El tiempo de compensación se agota y ">Bloq.RE DISP" sale. Durante un período de tiempo de T COMPENSACIÓN, el modelo térmico permanece "congelado" (véase la figura 2-52, lado izquierdo).

2. La máquina se lleva por medio de un arranque normal a una zona situada por debajo del límite de rearranque térmico, se desconecta pero se pone en marcha mediante un arranque de emergencia sin esperar a que se agote el tiempo de compensación. El tiempo de compensación se interrumpe y se autoriza el cálculo de la imagen térmica y se comunica ">Bloq.RE DISP" saliente (véase la figura 2-52, lado derecho).

Figura 2-52 Arranques según los ejemplos A.1 y A.2

B.Por encima del límite térmico de rearranque:

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2 Funciones

1. Desde el régimen de carga se lleva la máquina mediante un arranque a la zona muy por encima del límite de rearranque térmico y se desconecta. Se inicia el tiempo de bloqueo mínimo y el tiempo de compensación y se comunica ">Bloq.RE DISP". El proceso de enfriamiento térmico hasta descender por debajo del límite de rearranque dura más que 4310 T. MIN.BLOQUEO y 4304 T COMPENSACIÓN, de manera que el tiempo necesario hasta quedar por debajo del umbral térmico es el determinante para retirar el mensaje ">Bloq.RE DISP". Mientras transcurre el tiempo de compensación, el valor térmico permanece "congelado" (véase la figura 2-53, lado izquierdo).

2. La máquina se lleva desde el régimen de carga y por medio de un arranque a una zona situada justamente por encima del límite de rearranque térmico, y se desconecta. Se inicia el tiempo de bloqueo mínimo y el tiempo de compensación y se comunica ">Bloq.RE DISP". A pesar de que el umbral de rearranque se supera por debajo rápidamente, persiste el bloqueo ">Bloq.RE DISP" hasta que hayan concluido el tiempo de compensación y el tiempo de bloqueo mínimo (véase la figura 2-53, lado derecho).

Figura 2-53 Arranques según los ejemplos B.1 y B.2

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2.8.3 Protección de motores

Las funciones supervisión de tiempo de arranque y bloqueo de rearranque pertene-cientes a la protección del motor aparecen descritas en los dos capítulos anteriores y complementadas con indicaciones respecto a la parametrización.




4101 TIEMPO ARRANQUE DesactivarActivar

Desactivar Control de tiempo de ar-ranque

4102 I ARR MAX 1A 0.50 .. 16.00 A 5.00 A Int.arranque máx. admis. con I ARR MAX

5A 2.50 .. 80.00 A 25.00 A

4103 T ARR MAX 1.0 .. 180.0 s 10.0 s T. arranque máx. admisi-ble con T ARR MAX

4104 T FRENO 0.5 .. 120.0 s; ∞ 2.0 s Tiempo admis. freno de estacionamiento

4301 BLOQUEO REARR DesactivarActivar

Desactivar Bloqueo de rearranque

4302 IArr/IMOT.nom. 1.10 .. 10.00 4.90 Int.. arranque IArr / Int.. nom. motor

4303 T ARR MAX 3 .. 320 s 10 s Tiempo de arranque máximo admisible

4304 T COMPENSACIÓN 0.0 .. 320.0 mín 1.0 mín Tiempo adaptación térm.del rotor T ADAPT

4305 INT.nom.MOTOR 1A 0.20 .. 1.20 A 1.00 A Intensidad nominal del motor

5A 1.00 .. 6.00 A 5.00 A

4306 n-CALIENTE 1 .. 4 2 Número máx. admis. ar-ranques en caliente

4307 n-CALIEN/n-FRÍO 1 .. 2 1 Dif. entre arranques en caliente y frío

4308 Kτ en paro 0.2 .. 100.0 5.0 Extensión constante de tiempo en paro

4309 Kτ en función 0.2 .. 100.0 2.0 Extensión constante de tiempo en func.

4310 T. MIN.BLOQUEO 0.2 .. 120.0 mín 6.0 mín Tiempo de bloqueo mín. para reenganche

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2 Funciones



Explicación

4822 >Anu.bloqREarr. AI >Anulación del bloqueo de Rearranque4823 >Bl.REarr emer AI >Bloqueo Rearranque de emerg. motor4824 >Bloq.REar des. AS >Bloqueo Rearranque está desactivado4825 >BloqREar bloq. AS >Bloqueo Rearranque bloqueado4826 >Bloq.RE act. AS >Bloqueo RE está activo4827 >Bloq.RE DISP AS >Bloqueo RE disparo4828 >Res.Mem.term. AI >Reset memoria térmica Rotor4829 Res.Mem.térm.Ro AS Memoria térmica Rotor reseteada6801 >Sup.Arr. BLOQ. AI >Bloquear supervisión de arranque SAR6805 >Freno paro AI >Rotor frenado en paro6811 Sup Arr. desac. AS Supervisión de arranque desactivada6812 Sup Arr. bloq. AS Supervisión de arranque bloqueada6813 Sup Arr. activ. AS Supervisión de arranque activo6821 Sup Arr. DISP. AS Supervisión de arranque disparo6822 Rotor bloqueado AS Rotor bloqueado tras tiempo de frenado6823 Arr.Sup Arr AS Arranque supervisión arranque de motor

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2.9 Protección de frecuencia


La protección de frecuencia tiene como objetivo detectar sobrefrecuencias o subfre-cuencias en la red o en máquinas eléctricas. Si la frecuencia se encuentra fuera del rango permitido, se efectúan las operaciones de desconexión correspondientes, como p.ej. reducción de carga o separación del generador de la red.


• La disminución de la frecuencia se produce debido a unas mayores necesidades de potencia activa de la red o a un funcionamiento defectuoso de la regulación de la frecuencia o de las revoluciones. La protección contra disminución de la frecuen-cia se emplea también en generadores que trabajen (temporalmente) sobre una red aislada, ya que en este caso la protección de potencia de retorno no puede tra-bajar en caso de fallo de la potencia de accionamiento. Por medio de la protección de disminución de la frecuencia se puede separar el generador de la red.

• El aumento de frecuencia está causado por ejemplo por reducciones de carga (red aislada) o un comportamiento defectuoso de la regulación de la frecuencia. Aquí existe el riesgo de autoexcitación de las máquinas que trabajen sobre líneas largas que estén en vacío.

2.9.1 Descripción

Determinación de la frecuencia

La determinación de la frecuencia se efectúa a partir de la tensión fase-fase UL1-L2 aplicada al equipo. Si esta tensión presenta una amplitud demasiado escasa, se recurre en su sustitución a otra de las tensiones fase-fase.

Gracias a las funciones de filtrado empleadas y a las repeticiones de las mediciones, la medición resulta prácticamente independiente de influencias debidas a los armóni-cos, y consigue un alto nivel de exactitud.

Aumento/dismi-nución de la frecuencia

La protección de frecuencia dispone de cuatro niveles de frecuencia. Para que la pro-tección se pueda adaptar de modo variable a todas las circunstancias de la insta-lación, estos niveles se pueden emplear opcionalmente para disminución de la fre-cuencia o para aumento de la frecuencia, y se pueden ajustar de forma independiente y separada entre sí, de modo que se puedan activar distintas funciones de control.

La parametrización decide para qué se emplea el respectivo Escalón:• Si se parametriza un valor umbral inferior a la frecuencia nominal, se ha realizado

un nivel de disminución de frecuencia.• Si se parametriza el valor umbral mayor que la frecuencia nominal, se ha realizado

un nivel de aumento de frecuencia.• Si se parametriza el valor umbral igual a la frecuencia nominal, entonces la Escalón

está inactiva.

Campo de trabajo La frecuencia se puede determinar mientras esté disponible con una magnitud sufi-ciente el co-sistema de tensiones, en el caso de conexión trifásica del transformador de medida de tensión, o la tensión correspondiente en el caso de conexión monofási-ca del transformador de medida de tensión. Si la tensión de medida desciende por debajo de un valor ajustable U mín, se bloquea la protección de frecuencia, puesto que aquí ya no se pueden calcular a partir de la señal unos valores de frecuencia ex-actos.

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2 Funciones

Tiempos/Lógica Con la etapa de tiempo conectada a continuación se pueden retrasar los disparos. Una vez transcurrido este tiempo se genera una orden de disparo. Una vez que se haya producido la recaída del elemento excitador se anula también inmediatamente la orden de disparo, pero se mantiene la orden de disparo por lo menos durante la duración mínima de la orden.

Cada uno de los cuatro niveles de frecuencia se puede bloquear individualmente me-diante entradas binarias.

La figura siguiente muestra el diagrama lógico de la protección de frecuencia.

Figura 2-54 Diagrama lógico de la protección de frecuencia


Generalidades La protección de frecuencia sólo puede ser efectiva y accesible, si ha sido parametri-zada en la configuración bajo la dirección 154 PROT. FRECUENC. = disponible. Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible. Bajo la dirección 5401 PROT.FRECUENCIA la función puede ser activada (Activar) o desactivada (Desactivar).

Mínima tensión Bajo la dirección 5402 U mín se ajusta la tensión mínima, bajo la cual se bloquea la protección de frecuencia.

Esencialmente, para una conexión trifásica y para una conexión monofásica con una tensión fase-fase, se debe ajustar el valor umbral como magnitud fase-fase. Para la conexión monofásica fase-Tierra se debe ajustar el valor umbral como tensión de fase.

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Valores de arranque

Por la configuración de la frecuencia nominal de la planta y de los umbrales de fre-cuencia para cada escalón Escalón f1 hasta Escalón f4 se determina correspon-dientemente la función como protección de sobre- o subfrecuencia. Si se parametriza el umbral de arranque menor que la frecuencia nominal, se trata de un escalón de subfrecuencia. Si el valor umbral se parametriza mayor que la frecuencia nominal, en-tonces se ha realizado un escalón para elevación de frecuencia.

Nota

Si el valor umbral se parametriza igual a la frecuencia nominal, entonces el escalón Escalón no será efectivo.

Si la protección de frecuencia se utiliza para desacoplamiento de redes y reducción de cargas los valores de ajuste dependen de las condiciones concretas de la red. Generalmente se procura para la reducción de cargas un escalonamiento según la importancia de los consumidores o grupos de consumidores.

Existen más casos de aplicación en el campo de las centrales eléctricas. Los valores de frecuencia que deben ser ajustados, se orientan en primer lugar a los requerimien-tos del usuario de las plantas y redes eléctricas. La proteccion de disminución de fre-cuencia (subfrecuencia) tiene la función de asegurar la red de utilidad propia de la planta mediante una desconexión de la red principal. El turbo-regulador normaliza el número de revoluciones del generador al valor nominal de tal forma que la red de uti-lidad propia se mantenga suministrada con la frecuencia nominal.

Los turbo-generadores pueden funcionar permanentemente por lo general hasta con el 95% de la frecuencia nominal con la condición de que la potencia aparente sea re-ducida al mismo valor porcentual. Sin embargo, para los consumidores inductivos sig-nifica una disminución de la frecuencia no solamente un elevado consumo de corri-ente sino también un riesgo para la estabilidad del funcionamiento. Por este motivo, generalmente, sólo se permite una breve disminución de frecuencia hasta 48 Hz (con fN = 50 Hz) así como 58 Hz (con fN = 60 Hz).

La elevación de frecuencia puede ocurrir por ejemplo por la desconexión de cargas o por un fallo en regulación del número de revoluciones (por ejemplo en redes aisla-das). Es decir, la protección de sobrefrecuencia sirve tambien, por ejemplo, como pro-tección contra la elevación del número de revoluciones.

Temporizaciones Con las temporizaciones T f1 hasta T f4 (direcciones 5405, 5408, 5411 y 5414) se puede realizar un escalonamiento de los umbrales e frecuencia, p.ej., para los dis-positivos de reducción de cargas. Los tiempos ajustados son temporizaciones adi-cionales que no incluyen los tiempos regulares propios de la protección (tiempo de medida, tiempo de reposición).

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2 Funciones




5401 PROT.FRECUENCIA DesactivarActivar

Desactivar Protección de frecuencia

5402 U mín 10 .. 150 V 65 V Mínima Tensión

5403 Escalón f1 45.50 .. 54.50 Hz 49.50 Hz Valor de ajuste escalón f1


5405 T f1 0.00 .. 100.00 s; ∞ 60.00 s Temporización del escalón T f1











Explicación

5203 >BLOQ. FRC AI >Bloqueo protección de frecuencia (FRC)5206 >Bloq. f1 AI >Prot frecuencia bloquear escalón f15207 >Bloq. f2 AI >Prot frecuencia bloquear escalón f25208 >Bloq. f3 AI >Prot frecuencia bloquear escalón f35209 >Bloq. f4 AI >Prot frecuencia bloquear escalón f45211 FRC desactivada AS Protección de frecuencia desactivada5212 FRC bloqu. AS Protección de frecuencia bloqueada5213 FRC activ. AS Protección de frecuencia activada5214 FRC bloq. U1< AS Prot.frecuencia bloqueo por subtensión5232 Arranque f1 AS Prot.de frecuencia arranque escalón f15233 Arranque f2 AS Prot.de frecuencia arranque escalón f25234 Arranque f3 AS Prot.de frecuencia arranque escalón f35235 Arranque f4 AS Prot.de frecuencia arranque escalón f45236 DISP f1 AS Protecc.de frecuencia disparo escalón f15237 DISP f2 AS Protecc.de frecuencia disparo escalón f25238 DISP f3 AS Protecc.de frecuencia disparo escalón f35239 DISP f4 AS Protecc.de frecuencia disparo escalón f4

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2.10 Protección sobrecarga


La protección contra sobrecarga tiene como objetivo evitar una solicitación térmica excesiva del medio de trabajo que se trata de proteger. La función de protección rep-resenta una imagen térmica del objeto a proteger (protección de sobrecarga con función de memoria). Se tiene en cuenta no sólo el historial previo de una sobrecarga sino también la emisión de calor al entorno.


• Especialmente en los motores, generadores y transformadores se puede vigilar de este modo su estado térmico.

• Si se dispone de una entrada térmica adicional, se puede adaptar la imagen térmica a la temperatura real del entorno o del refrigerante.

2.10.1 Descripción

Imagen térmica El equipo calcula el exceso de temperatura de acuerdo con un modelo térmico monocuerpo de acuerdo con la ecuación diferencial térmica:

con

Θ exceso de temperatura actual, referida al exceso de temperatura final para la corriente de fase máxima ad-misible k · IN

τth constante de tiempo térmica de calentamiento del objeto a proteger

I intensidad de corriente efectiva actual del conductor

k factor k, que expresa la intensidad de corriente máxima admisible permanente del conductor, referida a la intensidad nominal del objeto a proteger

IN Intensidad de corriente nominal del objeto a proteger

siendo

δu temperatura medida del entorno o del refrigerante

δN Temperatura correspondiente a la intensidad de corri-ente nominal

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2 Funciones

Si no se mide la temperatura ambiente o del refrigerante se supone un valor constante de δu = 40 °C, de manera que sea Θu = 0.

La función de protección representa por lo tanto una imagen térmica del objeto a pro-teger (protección de sobrecarga con función de memoria). Se tiene en cuenta tanto el historial de una sobrecarga como la emisión de calor al entorno.

Después de alcanzar un primer nivel ajustable de sobretemperatura ALARMA Θ se emite un mensaje de advertencia, por ejemplo para provocar a tiempo una reducción de carga. Si se alcanza el segundo límite de sobretemperatura se puede desconectar de la red el medio de trabajo que se trata de proteger. El criterio que se aplica es la sobretemperatura mayor calculada a partir de las tres corrientes de fase.

La corriente permanente máxima admisible térmicamente Imáx se describe como un múltiplo de la intensidad nominal IN:

Imáx = k · IN

Además de expresar este factor k (parámetro FACTOR-K) se deberá introducir la CONST.TIEMPO τth así como la temperatura de advertencia ALARMA Θ (como por-centaje de la temperatura de disparo ΘDESCONECTADO).

La protección de sobrecarga tiene, además del nivel de advertencia relativo a la tem-peratura también uno relativo a la intensidad ALARMA I. Ésta puede comunicar de forma precoz una intensidad de sobrecarga, aunque la sobretemperatura no haya al-canzado todavía la sobretemperatura de advertencia o de disparo.

Temperatura del re-frigerante (temper-atura ambiente)

El equipo puede tener en cuenta una temperatura exterior. Según la aplicación, esta temperatura puede ser una temperatura del refrigerante o la temperatura ambiente. La temperatura se puede determinar mediante un medidor de temperatura (Ther-mobox). El sensor de temperatura necesario se conecta para ello a la entrada del sensor 1 del 1º Thermobox (corresponde a RTD 1). Al producirse averías en la comu-nicación entre el sensor y el Thermobox, si los valores de medición de la temperatura son defectuosos o si hay perturbaciones entre el Thermobox o el equipo se emite un mensaje de avería y se realiza el cálculo con la temperatura estándar δu = 40 °C, como si no hubiera determinación de la temperatura ambiente.

Al determinar la temperatura del refrigerante, la intensidad de corriente máxima ad-misible Imáx está influenciada por la diferencia de la temperatura del refrigerante re-specto al valor estándar de 40 °C. Y es que cuando la temperatura ambiente o la tem-peratura del refrigerante son bajas, el objeto a proteger puede admitir una mayor carga de intensidad que en el paso de temperaturas elevadas.

Prolongación de las constantes de tiempo

Cuando se utiliza el equipo para la protección de motores, se puede evaluar correcta-mente el diferente comportamiento térmico a motor parado y en marcha. En la marcha por inercia y en el paro de un motor sin ventilación externa, la máquina se enfría de manera mucho más lenta; es decir, se debe contar con una constante de tiempo térmica prolongada. Estando desconectada la máquina, se tiene en cuenta esto en el 7SJ62/63/64 por el hecho de que la constante de tiempo τth se incrementa en un factor de prolongación ajustable (factor kτ). La máquina se considera desconectada si la corriente no alcanza un umbral de intensidad de corriente mínima ajustable IP I> (véase subtítulo "Supervisión del flujo de corriente" en el capítulo 2.1.3). En el caso de máquinas con ventilación exterior o para cables o transformadores, se tiene FACTOR Kτ = 1.

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Bloqueos A través de una entrada binaria ("Rep.IMAG.Térm.") se puede reposicionar la memoria térmica, es decir reducir a cero la sobretemperatura debida a la intensidad de corriente. Esto mismo se consigue también a través de la entrada binaria (">P.SOBRCAbloq"); en este último caso, se bloquea toda la protección de sobre-carga, es decir que también se bloquea el nivel de advertencia debido a la intensidad de corriente.

Cuando por razones de trabajo sea necesario efectuar arranques del motor por encima de la sobretemperatura máxima admisible (arranque de emergencia), se puede bloquear también únicamente la orden de disparo, por medio de una entrada binaria (">P.SC arr emerg"). Dado que después del arranque y de la recaída de la entrada binaria, la imagen térmica puede haber superado la temperatura de disparo, la función de protección está equipada con un tiempo añadido parametrizable (T ARR. EMERG.), que se inicia al desactivarse la entrada binaria, y que además impide una orden de disparo. Solamente una vez transcurrido este tiempo existe nue-vamente la posibilidad de que se produzca un disparo debido a la protección de so-brecarga. Esta entrada binaria solamente actúa sobre la orden de disparo, pero no influye en la protocolización de los casos de avería, y no reinicia la imagen térmica.

Comportamiento en caso de fallo de la tensión de aliment-ación

En función del ajuste del parámetro 235 ATEX100 en los datos de la instalación 1 (véase el capítulo 2.1.3), se vuelve a poner a cero (ATEX100 = No) el valor de la imagen térmica en caso de fallo de la tensión de alimentación, o se registra ciclíca-mente en una memoria intermedia "no volátil" (ATEX100 = Si), de manera que se conserve en caso de fallo de la tensión de alimentación. En este caso, al volver la tensión de alimentación, la imagen térmica utiliza el valor memorizado para el cálculo y lo adapta a las condiciones de trabajo. La primera opción está preajustada. Para más datos al respecto véase /5/.

1837SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

La imagen siguiente muestra el diagrama lógico de la protección de sobrecarga.

Figura 2-55 Diagrama lógico de la protección de sobrecarga

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Generalidades La protección de sobrecarga solamente puede ser efectiva y sólo está accesible si al efectuar la configuración ha sido ajustada como existente bajo la dirección 142 SOBRECARGA = sin temper.amb. o = con temper.amb.. Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible.

Son especialmente los transformadores y los cables los que están expuestos a riesgos debido a sobrecargas de larga duración. Estas no pueden y no deben ser de-tectadas por la protección de cortocircuito. La protección temporizada de sobreinten-sidad se debería ajustar a un nivel tan alto que sólo detecte cortocircuitos, ya que como protección contra cortocircuitos solamente se le permiten temporizaciones breves. Las temporizaciones breves a su vez no permiten tomar medidas para des-cargar el medio de trabajo sobrecargado ni aprovechar su capacidad (limitada) de so-brecarga.

Los equipos de protección 7SJ62/63/64 disponen de una función de protección contra sobrecargas con característica de disparo térmica, que se puede adaptar a la capaci-dad de sobrecarga de los medios de trabajo que se trata de proteger (Protección de sobrecarga con función de memoria).

Bajo la dirección 4201 SOBRECARGA la dirección de sobrecarga Activar- o Desactivar se puede desconectar o se puede ajustar a Sólo aviso. Estando conectada Activar la protección de sobrecarga es posible el disparo, el inicio de un caso de avería y el registro de la avería.

El ajuste Sólo aviso tiene como consecuencia que no se emite ninguna orden de disparo, no se abre ningún caso de avería y no aparece en la pantalla ninguna visu-alización espontánea de avería.

Nota

Al modificarse los parámetros funcionales se reinicia el modelo térmico.

Parámetro de so-brecarga factor k

Como corriente base para la determinación de la sobrecarga se recurre a la intensid-ad nominal del equipo. El factor de ajuste k viene determinado por la relación entre la intensidad admisible permanentemente por razones térmicas Imáx. y la intensidad nominal IN:

La intensidad permanente admisible térmicamente se conoce para el objeto que se trata de proteger, generalmente por los datos del fabricante. Para líneas aéreas ha-bitualmente no se precisa esta función ya que la capacidad de carga de corriente de las líneas aéreas por lo general no está definida. Para los cables, la corriente perma-nente admisible depende también de la sección, material de aislamiento, tipo de con-strucción y modo de tendido del cable. Ésta puede verse generalmente en las tablas correspondientes o es un dato facilitado por el fabricante del cable. Si no se dispone de un dato, se elige aproximadamente 1,1 veces la intensidad nominal.

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2 Funciones

Para ello hay que tener en cuenta que los datos relativos a la sobrecarga se refieren a las magnitudes primarias del medio de trabajo, es decir que se indica la intensidad de corriente admisible de forma permanente referida a la intensidad nominal, por ejemplo de un motor.

Para el FACTOR-K que se ha de ajustar en el equipo (Dirección 4202) se aplica

con

Imáx. prim intensidad de corriente primaria del motor térmica-mente admisible de modo permanente

IN Motor Intensidad de corriente nominal del motor

INWdl prim Intensidad de corriente nominal primaria de los trans-formadores de medida de intensidad

Ejemplo: Motor y transformador de medida con las características siguientes:

Constante de tiempo τ

La protección de sobrecarga reproduce la variación de sobretemperatura de acuerdo con la ecuación diferencial térmica, cuya solución en régimen estacionario es una función e-. La CONST.TIEMPO τth (Dirección 4203) es determinante para alcanzar la sobretemperatura límite y por lo tanto para el tiempo de disparo.

En la protección de cables, la constante de tiempo de calentamiento τ viene determi-nada por los datos del cable y por el entorno del cable. Si no se dispone de datos rel-ativos a la constante de tiempo, ésta se puede determinar a partir de la capacidad de carga de corta duración del cable. Generalmente se conoce o se puede deducir de las tablas la corriente 1 s, es decir la corriente máxima admisible para un tiempo de actuación de 1 s. Entonces se calcula la constante de tiempo de acuerdo con la fórmula siguiente:

Intensidad de corriente admisible perma-nentemente

Imáx. prim = 1,2 · IN

Intensidad de corriente nominal del motor IN Motor = 1100 ATransformador de medida de intensidad 1200 A/1 A

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Si la capacidad de carga de corta duración viene dada para un tiempo de actuación distinto a 1 s, entonces en la fórmula anterior se pone la correspondiente intensidad de corriente de corta duración en lugar de la corriente 1 s, pero el resultado se multi-plica además por el tiempo de actuación indicado, p. ej., para una intensidad de cor-riente 0,5 s:

Sin embargo hay que tener en cuenta que el resultado va siendo cada vez más im-preciso cuanto más largo sea el tiempo de actuación que se tome como base.

Ejemplo: Cable y transformador de intensidad con las características siguientes:

Corriente admisible permanente Imáx. = 500 A para θu = 40°C

Corriente máxima para 1 s I1s = 45 · Imáx. = 22,5 kA

Transformador de intensidad 600 A/1 A

Ejemplo: Cable y transformador de intensidad con las siguientes características:

De ahí se deduce:

Se ajusta FACTOR-K = 0,83; CONST.TIEMPO = 33,7 mín.

Niveles de advert-encia

Para ajustar el nivel de advertencia térmico ALARMA Θ (Dirección 4204) se puede emitir un aviso de advertencia antes de alcanzar la sobretemperatura de disparo, y por lo tanto evitar la desconexión, por ejemplo reduciendo la carga a tiempo. Este nivel de aviso representa al mismo tiempo el umbral de recuperación para la orden de disparo. Solamente cuando se desciende por debajo de este umbral desaparece la orden de disparo siendo posible volver a conectar de nuevo el objeto a proteger.

El nivel de advertencia térmico se expresa en % de la sobretemperatura de disparo.

También existe un nivel de advertencia relativo a la intensidad (Parámetro 4205 ALARMA I). Éste se debe indicar como intensidad secundaria en A, y se debería ajustar igual o algo menor de la intensidad de corriente permanente admisible k · IN

sek . Se puede utilizar también en lugar del nivel de advertencia térmico; en ese caso el nivel de advertencia térmico se ajusta a 100 % y de esta manera prácticamente resulta inactivo.

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2 Funciones

Prolongación de las constantes de tiempo

La 4203 parametrizada bajo la dirección CONST.TIEMPO es aplicable para el caso del motor en marcha. Durante la marcha por inercia y la parada de un motor sin ven-tilación externa, éste se enfría de modo considerablemente más lento. Este compor-tamiento se puede reproducir durante la parada del motor, prolongando la constante de tiempo en el FACTOR Kτ (Dirección 4207). Parado el motor se reconocerá si la corriente está por debajo del valor umbral IP I> de la supervisión del flujo de corri-ente (véase el subtítulo "Supervisión del flujo de corriente" en el capítulo 2.1.3.2). Esto presupone que la corriente en vacío del motor es mayor que este umbral. El umbral de respuesta IP I> influye con esto también las funciones de protección de protec-ción de tensión, protección contra fallo del interruptor y bloqueo de reenganche para motores.

Si no se debe efectuar ninguna distinción de las constantes de tiempo (por ejemplo en el caso de motores con modificación externa o líneas aéreas y cables), entonces se deja el factor de prolongación FACTOR Kτ = 1 (Preajuste).

Tiempo de recuper-ación después de un arranque de emergencia

El tiempo de recuperación que debe introducirse bajo la dirección 4208 T ARR. EMERG. ha de asegurar que después de un arranque de emergencia y después de la recuperación de la entrada binaria ">P.SC arr emerg" la orden de disparo per-manezca bloqueada todavía hasta que la reproducción térmica haya descendido con seguridad por debajo del umbral de recuperación.

Temperatura ambi-ente y temperatura del refrigerante

Los datos obtenidos hasta aquí son suficientes para reproducir la sobretemperatura. Sin embargo existe la posibilidad de tener también en cuenta la temperatura ambiente o temperatura del refrigerante. Ésta se deberá comunicar entonces al equipo a través del interfaz como valor de medición digitalizado. Al efectuar la configuración es preciso ajustar para el parámetro 142 SOBRECARGA = con temper.amb..

Si se hace uso de la determinación de la temperatura ambiente, hay que tener en cuenta además que el FACTOR-K que se ha de ajustar se refiere a una temperatura ambiente de 40°C, es decir que equivale a la corriente admisible máxima permanente para 40°C.

Dado que todos los cálculos se realizan con magnitudes normalizadas hay que nor-malizar también la temperatura ambiente. Como magnitud normalizada se utiliza la temperatura a la intensidad nominal. Si la intensidad nominal difiere de la intensidad nominal del transformador de medida, entonces hay que adaptar la temperatura con la siguiente fórmula. Bajo la dirección 4209 ó 4210 TEMP. CON IN se ajusta la tem-peratura adaptada a la intensidad nominal del transformador de medida. Este valor de ajuste se utiliza como magnitud normalizada para la temperatura ambiente acoplada.

con

θNsec Temperatura de la máquina para la intensidad de cor-riente nominal secundaria = Ajuste en el equipo de protección (Dirección 4209 ó 4210)

θNMaq Temperatura de la máquina a la intensidad nominal de la máquina

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INWdl prim intensidad de corriente nominal primaria de los trans-formadores de medida de intensidad

IN Masch Intensidad de corriente nominal de la máquina

Si se utiliza el acoplamiento de temperatura entonces cambian los tiempos de disparo si la temperatura del refrigerante difiere de la temperatura de referencia interna de 40°C. Con la siguiente ecuación se puede calcular el tiempo de disparo:

con

τ th CONST.TIEMPO (Dirección 4203)

k FACTOR-K (Dirección 4202)

IN Intensidad de corriente nominal del equipo en A

I Corriente de avería a través del conductor en A

Iantes Intensidad de corriente previa a la avería

ϑUt=0 temperatura acoplada del refrigerante en °C para t=0

ϑN Temperatura a la intensidad de corriente nominalIN (Dirección 4209 TEMP. CON IN)

ϑu temperatura acoplada del refrigerante (Escalada con la dirección 4209 ó 4210)

Ejemplo:

Máquina: INMasch = 483 A

ImáxMáqu.= 1,15 IN para θK = 40°C

θNMáqu.= 93°C Temperatura para INMáqu

τth = 600 s (constante de tiempo térmica de la máquina)

Transformador de medida de intensidad: 500 A/1 A

Detección del arranque

Como criterio para el arranque de un motor se valora el superar un umbral parametriz-able I.Arran.Motor (Dirección 1107). Los aspectos para la parametrización se indican bajo "Detección del arranque (sólo para motores) en el capítulo 2.1.3.2.

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2 Funciones



En la tabla se incluyen preajustes de fábrica. La columna C (configuración) indica la relación a la intensidad nominal de transformador correspondiente.



4201 SOBRECARGA DesactivarActivarSólo aviso

Desactivar Protección sobrecarga

4202 FACTOR-K 0.10 .. 4.00 1.10 Ajuste del factor K

4203 CONST.TIEMPO 1.0 .. 999.9 mín 100.0 mín Constante térmica de tiempo

4204 ALARMA Θ 50 .. 100 % 90 % Alarma térmica de sobre-carga

4205 ALARMA I 1A 0.10 .. 4.00 A 1.00 A Alarma sobrecarga de in-tensidad

5A 0.50 .. 20.00 A 5.00 A

4207A FACTOR Kτ 1.0 .. 10.0 1.0 Factor de tiempo Kt con motor parado

4208A T ARR. EMERG. 10 .. 15000 s 100 s T.reposición tras arranque de emergencia

4209 TEMP. CON IN 40 .. 200 °C 100 °C Temperatura con intesidad nominal

4210 TEMP. CON IN 104 .. 392 °F 212 °F Temperatura con intesidad nominal


Explicación

1503 >P.SOBRCAbloq AI >Bloqueo de la protección de sobrecarga1507 >P.SC arr emerg AI >Pr.sobrecar. arranque emergencia motor1511 Pr.SBRCA.desact AS Protección sobrecarga desactivada1512 Pr.SBRCA.blo AS Protección de sobrecarga bloqueada1513 Pr.SBRCA.act. AS Protección de sobrecarga activa1515 SBRCA.alarm.I AS Protecc. sobrecarga escal.de alarma I>1516 SBRCA.alarm.Θ AS Protecc. sobrecarga escal.alarma theta1517 P.SBRCA.arrΘ AS Prot. sobrecarga arranque escal.disparo1521 DISPARO SBRCA AS Orden de disparo por sobrecarga1580 Rep.IMAG.Térm. AI >Reposición de la imagen térmica1581 Sobrc.RepImTérm AS Prot. Sobrecarga: Repos. imagen térmica

190 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2.11 Funciones de supervisión


El equipo dispone de numerosas funciones de supervisión, tanto para el hardware como el software; también se controla permanentemente la plausibilidad de los valores de medida, incluyendo los circuitos de los transformadores de tensión e inten-sidad en la operación de supervisión.

2.11.1 Control de valores de medida

2.11.1.1 Generalidades

El equipo se supervisa desde las entradas de medida hasta los relés de salida. Los circuitos de vigilancia y el procesador comprueban el hardware en cuanto a fallos e inadmisibilidades.

Las supervisiones de hardware y software que se describen a continuación están per-manentemente activas; los ajustes (incluida la posibilidad de conectar y desconectar la función de supervisión) se refieren a las supervisiones de los circuitos de los trans-formadores de medida o la detección de fallo de la tensión de medida.

2.11.1.2 Supervisiones de hardware

Tensiones auxiliares y de referencia

La tensión del procesador de 5 V es supervisada por el hardware ya que si se desci-ende por debajo del valor mínimo el procesador ya no está en condiciones de funcion-amiento. En este caso, el equipo se pone fuera de servicio. Al establecerse la tensión se inicia de nuevo el sistema del procesador.

La falta de desconexión de la tensión de alimentación pone fuera de servicio el equipo; la comunicación se realiza a través de un contacto de reposo. Los cortes de tensión auxiliar de corta duración < 50 ms no perturban la disponibilidad del equipo (para una tensión auxiliar nominal > 110 V–).

El procesador vigila la tensión offset y de referencia del ADU (Convertidor –analógi-co–digital). En el caso de desviaciones inadmisibles se bloquea la protección; las averías permanentes se comunican.

Batería tampón Cíclicamente se comprueba el nivel de carga de la batería tampón que en caso de fallo de la tensión auxiliar asegura la continuidad del reloj interno y el registro de con-tadores y mensajes. Si no se alcanza la tensión mínima admisible, se emite el men-saje "Fallo batería".

Módulos de memoria

Las memorias de trabajo (RAM) se comprueban al arrancar el sistema. Si aquí se produce un fallo, se interrumpe el inicio y un LED hace señales intermitentes. Durante el funcionamiento se controlan las memorias mediante su suma de comprobación. Para la memoria del programa se forma cíclicamente la suma de dígitos y se compara con la suma de dígitos del programa que está registrada.

Para la memoria de parámetros se forma cíclicamente la suma de dígitos y se compara con la suma de dígitos determinada de nuevo en cada proceso de para-metrización.

Si aparece un error, se inicia de nuevo el sistema de procesador.

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2 Funciones

Exploración La exploración y el sincronismo entre los módulos de memoria intermedia internos se supervisan constantemente. Cuando no se pueden corregir eventuales desviaciones mediante una nueva sincronización, se inicia de nuevo el sistema del procesador.

2.11.1.3 Supervisión del software

Watchdog Para la supervisión continua del desarrollo de los programas está prevista una super-visión de tiempo en el hardware (Watchdog de hardware), que en caso de fallo del procesador o de que un programa haya perdido sincronismo, desarrolla y activa la re-posición del sistema del procesador con un reinicio completo.

Otro Watchdog de software se encarga de descubrir los fallos en el tratamiento de los programas. Éste también provoca la reposición del procesador.

Cuando un fallo de este tipo no se corrige mediante el reinicio, se inicia un nuevo intento de reinicio. Después de tres intentos de reinicio sin éxito dentro de un período de 30 s, la protección se pone automáticamente fuera de servicio y se ilumina el LED rojo "Error". El relé de disposición se abre y con su contacto de reposo comunica "Avería del equipo".

Supervisión de offset

Con esta supervisión se comprueban todos los canales de datos en la memoria inter-media recirculante mediante el empleo de filtros offset, en cuanto a la formación de-fectuosa del offset de los convertidores analógicos/digitales y de las vías de entrada analógicas. Mediante el empleo de filtros de tensión continua se detectan eventuales errores de offset y se corrigen hasta un cierto límite los correspondientes valores de exploración. Si se supera este límite, se genera un aviso (191 "Error Offset") que se incorpora en el mensaje colectivo de advertencias (mensaje 160). Dado que unos valores superiores de offset afectan a las mediciones, recomendamos que si aparece este mensaje de forma permanente se envíe el equipo a la fábrica para que corrijan la avería.

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2.11.1.4 Supervisión de los circuitos transformadores de medida

Las interrupciones o cortocircuitos en el circuito secundario de los transformadores de medida de intensidad y de tensión así como los errores en las conexiones (¡Impor-tante durante la puesta en marcha!) son detectados y comunicados en gran medida por el equipo. Para ello se comprueban cíclicamente los valores de medición en un segundo plano, mientras no se produzca ningún caso de avería.

Determinación de valores de medición de inten-sidades

En la vía de corriente hay cuatro entradas de medida. Si tres corrientes de fase y la corriente a tierra desde el centro de estrella de los transformadores de medida de in-tensidad o de un transformador de medida de corriente con derivación a tierra inde-pendiente de la línea que se trata de proteger, están conectados al equipo, es preciso que la suma de las cuatro corrientes digitalizadas sea 0. Los fallos en los circuitos de corriente se detectan si

IF = | iL1 + iL2 + iL3 + kI · iE | > SUMA I LÍM · IN + SUMA I FACT. · Imáx

Para ello, kI tiene en cuenta la posible diferencia con respecto a la relación de trans-misión de un transformador de medida de intensidad independiente IE (por ejemplo transformador de medida toroidal, véase el parámetro 217, 218, 204 y 205):

SUMA I LÍM y SUMA I FACT. son parámetros de ajuste. El componente SUMA I FACT. · Imáx. tiene en cuenta los errores de relación de transmisión proporcionales a la intensidad admisibles en los transformadores de entrada, que pueden aparecer especialmente en el caso de intensidades de cortocircuito elevadas (figura 2-56). La proporción de recuperación es de aprox. 97%. Esta avería se comunica con "Fallo ΣI".

Figura 2-56 Supervisión de la suma de corrientes

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2 Funciones

Simetría de la corriente

Durante el funcionamiento de la red exenta de fallos hay que suponer una cierta simetría de las corrientes. Esta simetría se comprueba en el equipo mediante una su-pervisión de los valores. Para ello se establece la relación entre la intensidad de fase menor y la mayor. La asimetría se detecta si | Imín | / | Imáx | < SIM.I FACT. mientras sea Imáx / IN > SIM.I LÍM. / IN

En este caso es Imáx la mayor de las tres intensidades de fase, que Imín. la más pequeña. El factor de simetría SIM.I FACT. es la medida para la asimetría de las intensidades de fase, el valor límite SIM.I LÍM. es el límite inferior del campo de trabajo de esta supervisión (véase la figura 2-57). Estos dos parámetros son ajusta-bles. La relación de recuperación es de aprox. 97%.

Esta avería se comunica mediante"Fallo Isim.".

Figura 2-57 Supervisión de la simetría de intensidades

Simetría de tensiones

Durante el funcionamiento de la red sin averías se supone que hay una cierta simetría entre las tensiones. Por su insensibilidad frente a los cortocircuitos, para la super-visión de la simetría se utilizan las tensiones fase-fase. Si están conectadas al equipo las tensiones fase–Tierra, entonces a partir de ahí se calculan las tensiones fase–fase. Si están conectadas al equipo dos tensiones fase–fase y la tensión de desplazamientoUE, se calcula la tercera tensión fase–fase. A partir de las tensiones fase–fase se forman los valores medios del mismo sentido y se comprueba la simetría de sus magnitudes. Para ello se establece la relación entre la tensión de fase menor y la mayor. La asimetría se detecta si

| Umín | / | Umáx | < SIM.U FACT. mientras sea | Umáx | > SIM.U LÍM.. Aquí es Umáx el valor mayor de las tres tensiones y Umín el menor. El factor de simetría SIM.U FACT. da la medida de la asimetría de las tensiones, y el valor límite SIM.U LÍM. es el límite inferior del campo de trabajo de esta supervisión (véase la figura 2-58). Estos dos parámetros son ajustables. La relación de recuperación es de aprox. 97%.

Esta avería se comunica mediante "Fallo U sim".

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Figura 2-58 Supervisión de la simetría de tensiones

Secuencias de fases de la tensión y de la intensidad

Para detectar eventuales conexiones cambiadas en las vías de tensión y de intensi-dad se comprueba la secuencia de fases de las tensiones de medida encadenadas y de las corrientes de fase, mediante el control de la secuencia de los pasos por cero (de igual signo) de las tensiones.

La medición del sentido mediante tensiones ajenas al cortocircuito, selección del bucle de la localización de la avería y determinación de carga desequilibrada, pre-suponen una secuencia de fases dextrógira de las magnitudes de medida. El sentido de giro de las magnitudes de medida se comprueba mediante el control de la secuen-cia de fases.

Tensiones: UL1 antes de UL2 antes de UL3 y

intensidades: IL1 antes de IL2 antes de IL3.

La comprobación de la secuencia de fases de tensiones tiene lugar cuando cada tensión de medida tiene un valor mínimo de

|UL1|, |UL2|, |UL3| > 40 V/√3

, la comprobación de la secuencia de fases de intensidades exige una intensidad mínima de

|IL1|, |IL2|, |IL3| > 0,5 IN.

En el caso de secuencias de fases levógiras, se emiten los mensajes "Fall.sec.fa.U" o "Fall.sec.fa.I" y además la disyuntiva de estos men-sajes"Fall.sec.fas".

En aquellos casos de aplicación en los que por el trabajo existe una secuencia de fases levógira de los valores de medición, hay que comunicarle esto al equipo a través del parámetro correspondiente o de una entrada binaria debidamente configurada. Si con esto se invierte la secuencia de fases, se intercambian internamente en el equipo los conductores L2 y L3 para el cálculo de los componentes simétricos, y con ello se intercambian el co-componente y el contra-componente (véase también el apartado 2.21.2); esto no influye en los mensajes, valores de avería y valores de medida selec-tivos por fase.

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2 Funciones

2.11.1.5 Detección del fallo de la tensión de medida

Condiciones previas

La función de detección de fallo de la tensión de medida, denominada en lo sucesivo "Fuse Failure Monitor" (FFM), solamente funciona en las siguientes condiciones:• están conectadas al equipo tres tensiones fase-Tierra; en caso de conexión de ten-

siones fase-fase y UE o conexión monofásica se elimina la función, al no poderse realizar la supervisión.

Funciones del Fuse Failure Monitor

En caso de que falle una tensión de medida, debido a cortocircuito o interrupción de línea en el sistema secundario del transformador de medida de tensión, se puede simular en los distintos bucles de medida una tensión cero. Por este motivo, el nivel de tensión de desplazamiento de la detección sensible de faltas a tierra, de la protec-ción temporizada direccional de sobreintensidad, de la protección de subtensión y de la función de sincronización en el 7SJ64 pueden llegar por este motivo a unos resulta-dos de medida erróneos.

En la red con puesta de tierra la función "Fuse Failure Monitor" (FFM) puede llegar a ser activa, si en el equipo están conectadas las tres tensiones fase-Tierra. Por su-puesto, el automático del transformador de tensión y el FFM se pueden utilizar al mismo tiempo.

Modo de función Dependiendo de la configuración y del MLFB el FFM trabaja con las magnitudes medidas o calculadas UE o IE. Si se produce una tensión cero, sin que al mismo tiempo se registre una corriente a tierra, esto permite deducir que hay una avería asimétrica en el circuito secundario del transformador de medida de tensión. Se bloquea el nivel de tensión de desplazamiento de la detección sensible de faltas a tierra, de la protección temporizada de sobreintensidad dependiente de la dirección (función de fase y función de tierra), de la protección de subtensión y de la función de sincronización en el 7SJ64. Ahora bien, esta última no se bloquea si está selecciona-do CIERRE DIRECTO, es decir si no hay que efectuar ninguna medida.

Nota

Este "Fuse Failure Monitor" no se puede aplicar en líneas en las que haya posibilidad de que se produzcan faltas a tierra con una intensidad a tierra reducida o sin intensi-dad a tierra (por ejemplo en transformadores de alimentación que no tengan toma de tierra)!

El FFM responde en el caso de una tensión a tierra UE que sea mayor que el valor límite parametrizado en 5302 FALLO FUS.3*U0 y para una corriente a tierra IE que sea menor que el valor límite bajo 5303 FALLO FUS. IE.

El arranque tiene lugar en los valores parametrizados. Para la recuperación está in-tegrada una histéresis del 105% para IE o del 95% para UE. En caso de fallo en la red de corriente débil con una alimentación débil, la corriente a tierra producida por la avería podría estar por debajo del umbral de respuesta del Fuse Failure Monitor. El hiperfuncionamiento del Fuse Failure Monitor puede dar lugar sin embargo a una sub-función del equipo de protección de la posición, ya que entonces se bloquean todas las funciones de protección que utilizan señales de tensión. Para evitar esta hiperfun-ción del FFM se lleva a cabo adicionalmente una comprobación de las intensidades de fase. Si por lo menos una de las intensidades de fase está por encima del valor de respuesta de 5303 FALLO FUS. IE se puede suponer que la corriente homopolar que se produce en el caso de un cortocircuito también supere este umbral.

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Para que una avería existente después de efectuar la conexión se detecte inmediata-mente se aplicará lo siguiente: Si en un plazo de 10 segundos después de detectar el criterio Fuse-Failure aparece una intensidad a tierra IE, entonces se deduce que hay un cortocircuito y se suspende el bloqueo debido al Fuse Failure Monitor mientras dura la avería. Si el criterio de falta de tensión persiste durante más de unos 10 seg-undos el bloqueo queda activado permanentemente. Una vez transcurrido este tiempo se puede suponer que efectivamente ha surgido un Fuse Failure. Sólo 10 se-gundos después de que desaparezca el criterio de tensión al corregir la avería del cir-cuito secundario se suspende automáticamente el bloqueo y por lo tanto se vuelven a autorizar las funciones de protección que estaban bloqueadas.

La figura siguiente muestra el diagrama lógico del Fuse Failure Monitor.

Figura 2-59 Diagrama lógico de Fuse Failure Monitors


Generalidades La Supervisión valores medida puede ser activada o desactivada bajo la dirección 8101 SUPERVI VAL.MED con Activar o Desactivar.

La función Fuse–Failure–Monitor puede ser activada o desactivada bajo la dirección 5301 FALLO FUSIBLE U con Activar o Desactivar.

Nota

En las líneas en la cuales son posibles las faltas a tierra con una intensidad mínima o sin intensidad a tierra (p.ej., transformadores de alimentación puestos a tierra no se debe utilizar la función "Fuse–Failure–Monitor".

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2 Funciones

Supervisión de los valores de medida

La sensibilidad de la supervisión de los valores de medida puede ser modificada. En el suministro de fábrica se han preajustado valores de experiencia, que son adecua-dos en la mayoría de casos. Si se deben considerar altas asimetrías en las intensid-ades o en las tensiones de servicio o si durante el funcionamiento normal, las fun-ciones de supervisión reaccionan espontáneamente, entonces se deben ajustar la funciones menos sensibles.

La dirección 8102 SIM.U LÍM. determina la tensión límite (fase-fase), sobre la cual la supervisión de simetrías de tensiones se activa. La dirección 8103 SIM.U FACT. es el factor de simetría perteneciente, o sea, la pendiente de la característica de simetría.

La dirección 8104 SIM.I LÍM. determina la intensidad límite, sobre la cual la super-visión de simetrías de intensidades se activa. La dirección 8105 SIM.I FACT. es el factor de simetría perteneciente, o sea, la pendiente de la característica de simetría.

La dirección 8106 SUMA I LÍM determina la intensidad límite sobre la cual la super-visión de suma de intensidades se activa (componente absoluta, sólo en relación a IN. La componente relativa (en relación a la intensidad de fase máxima) para la reac-ción de la supervisión de suma de intensidades se ajusta bajo la dirección 8107 SUMA I FACT..

Nota

La supervisión de la suma de intensidades sólo es efectiva, si la intensidad a tierra de la línea a proteger se ha conectado a la cuarta entrada de intensidad (IE) para inten-sidad a tierra.

Nota

En los datos generales de la planta se da referencia sobre la conexión de las fases a tierra como también de los factores de adaptación. Un ajuste correcto aquí es con-dición previa para una correcta función de la supervisión de valores de medida.

Detección de fallo en la tensión de medida (FFM)

Nota

Los valores de ajuste para "Fuse–Failure–Monitor" deben ser elegidos de tal manera que, por un lado, éste reaccione en forma segura con un fallo de la tensión de fase (dirección 5302 FALLO FUS.3*U0) y por otro lado, no reaccione erróneamente con faltas a tierra en la red puesta a tierra. La dirección 5303 FALLO FUS. IE debe ser ajustada con la sensibilidad adecuada (debajo de la menor intensidad de falta con cor-tocircuitos). Bajo 5301 FALLO FUSIBLE U la función puede ser desconectada, p. ej., para pruebas asimétricas.

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5301 FALLO FUSIBLE U ActivarDesactivar

Desactivar Fallo fusible (Fuse-Failure-Monitor)

5302 FALLO FUS.3*U0 10 .. 100 V 30 V Control fallo fusible límite 3*U0

5303 FALLO FUS. IE 1A 0.10 .. 1.00 A 0.10 A Control fallo fusible límite IE

5A 0.50 .. 5.00 A 0.50 A

8101 SUPERVI VAL.MED DesactivarActivar

Activar Supervisión de valores de medida,

8102 SIM.U LÍM. 10 .. 100 V 50 V Simetría U: Valor de reac-ción

8103 SIM.U FACT. 0.58 .. 0.90 0.75 Simetría U: Pendiente lín. caract.

8104 SIM.I LÍM. 1A 0.10 .. 1.00 A 0.50 A Simetría I fases: Valor de reacción

5A 0.50 .. 5.00 A 2.50 A

8105 SIM.I FACT. 0.10 .. 0.90 0.50 Simetría I fases: Pendi-ente lín. caract.

8106 SUMA I LÍM 1A 0.05 .. 2.00 A; ∞ 0.10 A Suma I fases: Valor reac-ción

5A 0.25 .. 10.00 A; ∞ 0.50 A

8107 SUMA I FACT. 0.00 .. 0.95 0.10 Suma I fases: Pendiente lín.característ.


Explicación

161 Contrl.Val.I AS Control de valores I, aviso central162 Fallo ΣI AS Fallo de valor de medida suma I163 Fallo Isim. AS Fallo simetría de intensidad167 Fallo U sim AS Fallo, simetría de valores de tensión169 Fall.Fusible AS Fallo, valor med. "fallo-fusible" (>10s)170 Fall.F-F inm AS Fallo, detecc. valor fallo-f.(inmediato171 Fall.sec.fas AS Fallo, valor de secuencia de fase175 Fall.sec.fa.I AS Fallo, secuencia de fase I176 Fall.sec.fa.U AS Fallo, secuencia de fase U197 Sup.Val.med.des AS Supervisión valores medida desactivada6509 >falt.TT lin. AI >Fallo transformador de tensión, línea6510 >falt.TT barr AI >Fallo transformador de tensión, barra

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2 Funciones

2.11.2 Supervisión del circuito de disparo

Los equipos 7SJ62/63/64 disponen de una función integrada para la supervisión de los circuitos de disparo. Dependiendo del número de entradas binarias que todavía son disponibles y sin conexión común, se puede seleccionar opcionalmente la super-visión con una o dos entradas binarias. Si la parametrización de las entradas binarias requeridas no corresponde al modo de supervisión preajustado, se produce un aviso correspondiente ("SCD sin EB").


• Utilizando dos entradas binarias se pueden reconocer fallos en el circuito de disparo pra cada estado de conmutación;

• Utilizando sólo una entrada binaria no se pueden reconocer los fallos propios en el interruptor de potencia.

Condiciones Condición previa para la aplicación de la supervisión de circuitos de disparo es, que la tensión de activación para el interruptor de potencia a lo menos debe ser el doble del valor mínimo de la tensión de activación para la entrada binaria (UCtrl > 2 · UEBmin).

Ya que para la entrada binaria se requiere un valor mínimo de 19 V, la supervisión sólo podrá ser efectuada con una tensión de activación mayor que 38 V disponible en la planta.


Supervisión con dos entradas binarias

Utilizando dos entradas binarias, éstas se conectan de acuerdo a la figura 2-60 por un lado, paralelo al contacto del relé de disparo perteneciente del equipo, y por otro lado, paralelo al contacto auxiliar del interruptor de potencia.

Figura 2-60 Principio de la supervisión del circuito de disparo con dos entradas binarias

200 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


La supervisión con dos entradas binarias no solamente reconoce las interrupciones en el circuito de disparo y el fallo de la tensión de activación, sino también ésta super-visa la reacción del interruptor de potencia según la posición de los contactos auxilia-res del interruptor.

Según el estado de conexión del relé de disparo y del interruptor de potencia, se activan las entradas binarias (estado lógico "H" en la tabla 2-10) o no (estado lógico "L").

El estado en el cual ambas entradas binarias no están activadas ("L") sólo es posible, con los circuito de disparo intactos, durante un breve tiempo transitorio (el contacto del relé de disparo está cerrado pero el interruptor de potencia todavía no esta abier-to). Si este estado permanece, entonces se trata de un cortocircuito o de una inter-rupción en el circuito de disparo, como también es presumible la pérdida de la tensión de batería o un fallo en el mecanismo del interruptor. Este estado sirve como criterio de falta y es supervisado.

Tabla 2-10 Tabla de estados de las entradas binarias dependiendo de RD y IP

Los estados de las entradas binarias se controlan periódicamente. Un ciclo de control se efectúa aprox. cada 600 ms. Cuando se reconoce tres veces seguidas (n = 3) el estado fallo (después de 1,8 s), se genera el aviso de fallo (ver figura 2-61). Con la repetición de las pruebas se determina el tiempo de retraso para el aviso y se evita un aviso de fallo durante fases de transición breves. Después de eliminarse el fallo en el circuito de disparo, se efectúa una reposición del aviso de fallo con el mismo tiempo.

Figura 2-61 Diagrama lógico de la supervisión del circuito de disparo con 2 entradas binari-as

FNo. Relé de disparo Interruptor de potencia

AUX. AUX 2 EB 1 EB 2

1 abierto CIERRE cerrado abierto H L2 abierto DISPARO abierto cerrado H H3 cerrado CIERRE cerrado abierto L L4 cerrado DISPARO abierto cerrado L H

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2 Funciones

Supervisión con una entrada binaria

Según la figura siguiente la entrada binaria se conecta en paralelo al contacto del relé de disparo correspondiente al equipo del protección. El contacto auxiliar del interrup-tor de potencia tiene una resistencia de reemplazo R en conexión puente.

Figura 2-62 Principio de la supervisión del circuito de disparo con una entrada binaria

En un estado de funcionamiento normal, con el contacto del relé de disparo abierto y el circuito de disparo intacto, la entrada binaria está activada (estado lógico "H"), ya que el circuito de supervisión está cerrado por el contacto auxiliar (con interruptor de potencia cerrado) o por la resistencia de reemplazo. Sólo cuando el relé de disparo está cerrado, la entrada binaria está cortocircuitada y por consecuencia desactivada (estado lógico "L").

Si durante el funcionamiento la entrada binaria permanece desactivada, se supone una interrupción del circuito de disparo o un fallo de la tensión de activación (disparo).

Ya que la supervisión de los circuitos de disparo no trabaja durante una perturbación, el contacto de disparo cerrado no produce un aviso de fallo. Si también trabajan en paralelo contactos de disparo de otros equipos en el circuito de disparo, se debe ret-rasar el aviso de fallo (ver también figura 2-63). Por esta razón se repite 500 veces la prueba de los estados antes de generar un aviso. Aquí se efectúa un ciclo de control cada 600ms, de manera que una reacción de la supervisión del circuito de disparo sólo resulta con un fallo real del circuito de disparo (después 300s). Después de elim-inarse el fallo en el circuito de disparo, se efectúa una reposición del aviso de fallo con el mismo tiempo.

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Figura 2-63 Diagrama lógico de la supervisión del circuito de disparo con una entrada binaria

La figura siguiente muestra el diagrama lógico de los avisos producible por el circuito de disparo dependiendo de los parámetros de activación y de las entradas binarias.

Figura 2-64 Lógica de mensaje de la vigilancia del circuito de disparo


Generalidades La función sólo es activa y accesible, si ha sido parametrizada como disponible en la configuración bajo la dirección182 (sección 2.1.1.2) con una de las dos alternativas con 2 EB o con 1 EB y si se ha configurado un número adecuado de entradas binarias y además si la función está activada bajo la dirección 8201 SUPER.CIRC.DISP = Activar. Si la configuración de las entradas binarias no cor-responde al modo de supervisisón previsto, se genera un aviso respectivo ("SCD sin EB"). Si la supervisión del circuito de disparo no tiene aplicación, se ajusta bajo la di-rección 182 no disponible. Más parámetros no son necesarios. Con dos entradas binarias, se genera un aviso de interrupción del circuito de disparo con una temporiza-ción fija de aprox. 2 s y con una entrada binaria aprox. con 300 s. Este tiempo supera el tiempo máximo de una orden de disparo y asegura que se genere un aviso, sólo cuando el circuito de disparo realmente tiene un fallo.

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2 Funciones

Supervisión con una entrada binaria

Nota: Si se utiliza una entrada binaria (EB) para la supervisión del circuito de disparo, entonces sólo se pueden detectar los fallos causados por una interrupción del circuito de disparo o por la pérdida de la tensión de batería, pero no un fallo cuando el relé de disparo se queda en posición cerrada. Por esta razón el proceso de medida debe ser superior a la duración máxima de cierre de los relés de disparo. Esto se logra con un número fijo de repeticiones de medición y también mediante el espacio de tiempo entre los ciclos de control.

Si se usa una entrada binaria se coloca en el circuito una resistencia R en lugar de la segunda entrada binaria. Según las condiciones de la planta, generalmente se puede conectar una tensión de control de menos valor, utilizando una resistencia con dimen-sión adecuada.

Las indicaciones para dimensionar el valor de la resistencia R se encuentran en el capítulo "Montaje y puesta en marcha" bajo las indicaciones de configuración en la sección "Supervisión de circuitos de disparo".




8201 SUPER.CIRC.DISP ActivarDesactivar

Activar Estado,Supervisión circuitos de disparo


Explicación

6851 >SCD BLOQUEADA AI >Bloqueo supervisión circuito de disparo6852 >SCD rel.aux. AI >Relé aux. supervisión circuito disparo6853 >SCD aux. IP AI >Relé aux.interrup.pot.supervisión circ.6861 SCD desactivada AS Superv. circuito de disparo desactivada.6862 SCD bloqueado AS Supervisión circuito de diparo, bloque.6863 SCD activo AS Supervisión circuito de diparo, activo6864 SCD sin EB AS Superv.circu. disp.inactivo,EB sin ord.6865 SCD fallo AS Superv. de circuito de disparo: Fallo

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2.11.3 Reacciones de fallo de las unidades de supervisión

A continuación se resumen de manera clara las reacciones frente a las averías por parte de los sistemas de supervisión.


Reacciones frente a las averías

Según la clase de avería descubierta, se emite un mensaje, se inicia un rearrranque del sistema procesador o el equipo se pone fuera de servicio. Después de tres inten-tos de reinicio infructuoso el equipo es puesto también fuera de servicio. El relé que indica la disponibilidad del equipo cae y señala con su contacto de apertura que el relé esta defectuoso. Además se ilumina el LED rojo "ERROR" en la tapa frontal, si está presente la tensión auxiliar interna, y se apaga el LED verde "RUN". Si falla también la tensión auxiliar interna se obscurecen todos los LEDs. La tabla 2-11 muestra un resumen de las funciones de supervisión y de las reacciones del equipo en caso de avería.

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2 Funciones

Tabla 2-11 Resumen de las reacciones del equipo en caso de avería

Supervisión Posibles causas

Reacciones en caso de avería

Mensaje (Nº) Emisión

Fallo de la tensión auxiliar

externa (ten-sión auxiliar) interna (con-vertidor)

Equipo fuera de servi-cio

todos los LED apaga-dos

GOK2) también cae

Tensiones de alimentación internas

interna (con-vertidor)


LED "ERROR" GOK2) cae

Batería tampón interna (bat-ería tampón)

Mensajes "Fallo batería" (177)

Hardware–Watchdog

interno (fallo del procesa-dor)

Equipo fuera de servi-cio 1)


Software–Watchdog

interno (fallo del procesa-dor)

Intento de rear-ranque1)


Memoria de trabajo ROM

interna (Hard-ware)

Interrupción del ar-ranque, equipo fuera de servicio

LED parpadea GOK2) cae

Memoria de programa RAM

interna (Hard-ware)

durante la aceleración LED "ERROR" GOK2) caedurante el funcionami-ento: Intento de rear-ranque1)

LED "ERROR"

Memoria de parámetros

interna (Hard-ware)

Intento de rear-ranque1)


frecuencia de exploración

interna (Hard-ware)



Avería en el módulo I/O

interno (Hard-ware)


"Fallo módul.E/S" (178),LED "ERROR"

GOK2) cae

Avería en el conjunto

interno (Hard-ware)


"Fallo módulo 1" has-ta"Fallo módulo 7" (178 hasta189),LED "ERROR"

GOK2) cae

tensión auxiliar interna 5 V

interna (Hard-ware)


"Fallo 5V" (144),LED "ERROR"

GOK2) cae

Supervisión 0V interna (Hard-ware)


"Fallo 0V" (145),LED "ERROR"

GOK2) cae

Tensión auxiliar interna –5 V

interna (Hard-ware)


"Fallo -5V" (146),LED "ERROR"

GOK2) cae

Supervisión Offset

interna (Hard-ware)

Mensaje "Error Offset" (191) como está configurado

tensiones de alimentación

internas (Hardware)


"Fallo fuent.ali" (147),LED "ERROR"

GOK2) cae

Suma de inten-sidades

interna (deter-minación del valor de medición)

Mensaje "Fallo ΣI" (162) como está configurado

Simetría de in-tensidades

exterior (in-stalación o transforma-dor de intensi-dad)

Mensaje "Fallo Isim." (163) como está configurado

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1) Después de tres intentos de rearranque infructuosos el equipo se pone fuera de servicio2) GOK = "Gerät Okay" (Equipo OK) = El relé que indica la disponibilidad cae; están bloquead-

as las funciones de protección y mando.

Mensajes colectivos

Determinados mensajes de las funciones de supervisión se han reunido para formar mensajes colectivos. Estos mensajes colectivos y su composición están recogidos en el Anexo A.10. A este respecto hay que tener en cuenta que el mensaje 160 "Alarm.central" solamente se emite si están conectadas las supervisiones de valores de medición (8101 SUPERVI VAL.MED).

Simetría de tensiones

exterior (in-stalación o transforma-dor de ten-sión)

Mensaje "Fallo U sim" (167) como está configurado

Campo girato-rio de ten-siones

exterior (In-stalación o conexión)

Mensaje "Fall.sec.fas" 171) como está configurado

Campo girato-rio de la intensi-dad

exterior (In-stalación o conexión)

Mensaje "Fall.sec.fa.I" (175) como está configurado

"Fuse–Failure–Monitor"

exterior (Transforma-dor de medida de tensión)

Mensaje "Fall.Fusible" (169)"Fall.F-F inm" (170)

como está configurado

Supervisión del circuito de disparo

exterior (Cir-cuito de disparo o tensión de mando)

Mensaje "SCD fallo" (6865) como está configurado

Avería datos de calibrado

interno (Hard-ware)

Mensaje "Err.datos calib" (193) GOK2) cae

Supervisión Posibles causas

Reacciones en caso de avería

Mensaje (Nº) Emisión

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2 Funciones

2.12 Detección faltas a tierra (sensitivo)

Los equipos de protección multifuncionales 7SJ62/63/64 pueden estar equipados, según la variante, en la cuarta entrada de corriente, con un transformador de entrada sensible o con un transformador estándar para 1/5 A.

En el primer caso, la acción de protección que está conectada está destinada por su alta sensibilidad a la determinación de derivaciones a tierra en redes aisladas o com-pensadas, pero en cambio es menos adecuada para determinar cortocircuitos con puesta a tierra con grandes intensidades de corriente a tierra, ya que el rango lineal se abandona aproximadamente a partir de 1,5 A en las bornas del equipo para la con-exión sensible de corriente de derivación a tierra.

En el caso de estar equipado con transformadores estándar para 1/5 A se pueden de-terminar también correctamente intensidades grandes.


• La determinación sensible de las faltas a tierra puede utilizarse en redes aisladas o compensadas para la determinación de las faltas a tierra, para la determinación de la fase que carezca de una puesta a tierra y para determinar el sentido de la puesta a tierra.

• En redes rígidamente puestas a tierra o con bajo valor óhmico (semirrígida), la de-terminación sensible de faltas a tierra sirve para la determinación de cortocircuitos a tierra de alto valor óhmico.

• Esta función también se puede emplear como protección adicional contra cortocir-cuitos con derivación a tierra.

2.12.1 Nivel de tensión

El nivel de tensión comprende una excitación por parte de la tensión de desplazami-ento Uen o 3 · U0 y la determinación de la fase que carezca de la puesta a tierra. En este caso, la tensión de desplazamiento Uen está o bien aplicada directamente o se calcula la suma de tensiones 3 · U0 a partir de las tensiones de las tres fases –Tierra. En este último caso, las tres entradas de tensión tienen que estar conectadas natu-ralmente a los transformadores de tensión conectados en estrella y puestos a tierra en el centro de estrella (véase también el parámetro 213 CONEX.TT 3 fases en el apartado2.1.3). En cambio, si se ejecutan sólo tensiones fase–fase, no se puede cal-cular a partir de aquí la tensión de desplazamiento. En este caso no es posible deter-minar el sentido.

Si se calcula la tensión de desplazamiento, se aplicará:

3 · U0 = UL1 + UL2 + UL3

Si se aplica la tensión de desplazamiento directamente al equipo, para Uen vale la tensión en las bornas del equipo. Tampoco es influenciada por el parámetro Uf/Uen Transfor (dirección 206).

El arranque debido a la tensión de desplazamiento es el criterio para la puesta a tierra de la condición de autorización para la determinación del sentido. Para lograr unos valores de medición estabilizados se autoriza el arranque temporizado respecto a la aparición de la tensión de desplazamiento. La temporización del arranque se puede parametrizar (Tempor. ARR) y la posición de suministro es de 1 s.

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El arranque debido a la tensión de desplazamiento se puede emitir temporizado (Tempo. DISP Uen) para el disparo.

Es preciso tener en cuenta que en ese caso el tiempo total de la orden se compone del tiempo propio de la medida de la tensión de desplazamiento (aprox. 60 ms) más la temporización de arranque Tempor. ARR más la temporización de disparo Tempo. DISP Uen.

Determinación de la fase que carece de puesta a tierra

Después del arranque debido a la tensión de desplazamiento se determina — si es posible — la fase que carece de la puesta a tierra. Para ello se miden las distintas ten-siones fases–tierra. Esto presupone naturalmente que el equipo está conectado a tres transformadores de medida de tensión conectados en estrella y puestos a tierra en el centro de estrella. Se considera que carece de conexión a tierra la fase cuya tensión desciende por debajo de un umbral UPh min ajustable, si al mismo tiempo las dos ten-siones fase–Tierra restantes superan un umbral UPh max también ajustable.

La figura siguiente muestra la lógica para la determinación de la fase que carece de la puesta a tierra.

Figura 2-65 Determinación de la fase afectada por una falta a tierra

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2 Funciones

2.12.2 Niveles de intensidad

Los niveles de intensidad para las faltas a tierra trabajan con las magnitudes de la in-tensidad de corriente a tierra. Por lo tanto, tienen sentido en aquellos casos en los que la magnitud de la intensidad de corriente a tierra y eventualmente su sentido permiten una confirmación respecto a la falta a tierra. Esto puede suceder, por ejemplo, en el caso de redes puestas a tierra (de forma efectiva o con bajo valor óhmico) o en el caso de máquinas eléctricas conectadas a barras colectoras en una red aislada, donde en el caso de la puesta a tierra de la máquina, toda la capacidad de la red suministra la corriente de puesta a tierra, pero en cambio en el caso de puesta a tierra de la red se puede despreciar la corriente de puesta a tierra debido a la reducida capacidad de la máquina. La protección contra la corriente de puesta a tierra se suele emplear gen-eralmente como última protección de reserva en el caso de faltas a tierra de alto valor óhmico en redes puestas tierra de forma efectiva (rígida) o con bajo valor óhmico (semirrígida), si la protección principal contra cortocircuitos eventualmente no pudiera llegar a producir el arranque.

Para la determinación de la corriente de puesta a tierra se puede ajustar una Caraterística corriente/tiempo en dos escalones. De forma análoga a la protección so-breintensidad, el escalón de alta intensidad está designada por IEE>> y T IEE>> presenta una característica (S/I) independiente de la intensidad. El escalón de sobre-intensidad trabaja opcionalmente con temporización independiente (IEE> y T IEE>) o con una Caraterística definible por el usuario (IEEp y T IEEp). Además está im-plantado un nivel de intensidad con característica logarítmica inversa y un nivel de in-tensidad con característica logarítmica inversa con punto de inflexión. Las curvas car-acterísticas de estos niveles de intensidad son parametrizables. Cada uno de los niveles puede trabajar direccional o no direccional.

Tiempo de recuperación parametrizable

Para la determinación de la corriente de puesta a tierra con característica S/I se puede estabilizar el arranque por medio de un tiempo de recuperación parametrizable. Esta protección se aplica en redes con fallos intermitentes. En el caso de empleo conjunto con relé electromecánico se pueden adaptar de esta manera comportamientos de re-cuperación diversos, realizando un escalonamiento temporal de los equipos digitales y electromecánicos.

2.12.3 Determinación de la dirección

Características En la determinación sensible de la dirección de las faltas a tierra lo determinante no es la magnitud de la corriente sino la componente de corriente perpendicular a una curva característica direccional ajustable (eje de simetría). La determinación de la di-rección es condición necesaria que se supere el nivel de tensión de desplazamiento UE y una componente de corriente (componente activa o componente reactiva), también parametrizable que determina la dirección.

La figura siguiente muestra un ejemplo en un diagrama vectorial complejo en el que la tensión de desplazamiento UE es la magnitud de referencia para el eje real. Aquí se calcula la componente activa IEEa de la corriente IEE con relación a la tensión de desplazamiento UE y se compara con el valor de ajuste IEE direcc. El ejemplo es por lo tanto adecuado para la determinación del sentido de la puesta a tierra en una red aislada, donde es determinante la magnitud IEE · cos ϕ. La simetría coincide con el IEEa.

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Figura 2-66 Curva característica direccional en la medición de cos –ϕ–

El eje de simetría se puede girar un campo de ± 45° mediante un ángulo de corrección (parámetro ÁNG.CORREC). De esta manera es por ejemplo posible conseguir en redes puestas a tierra y mediante un giro de – 45° la máxima sensibilidad en la zona óhmica-inductiva, o en las máquinas eléctricas conectadas a barras colectoras en la red aislada, mediante un giro de + 45°, la máxima sensibilidad en la zona óhmica-ca-pacitiva (véase la figura siguiente). Igualmente se puede girar 90° el eje de simetría para determinar las faltas a tierra y su sentido en la red aislada.

Figura 2-67 Curvas características en la medición de cos –ϕ–

2117SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

Método de medición

La determinación de la dirección se efectúa con las magnitudes del sistema homopo-lar a partir de la corriente a tierra IEE y la tensión de desplazamiento Uen o 3 · U0. Con estas magnitudes se calculan la potencia activa respecto a tierra y la potencia reactiva respecto a tierra.

El algoritmo de cálculo utilizado filtra los valores de medida y se caracteriza por su alta precisión y por su insensibilidad frente a los armónicos, en particular al 3º y 5º armónico que se encuentran frecuentemente en la corriente (residual) a tierra. La de-cisión relativa a la dirección se toma mediante el signo de la potencia activa o reactiva.

Dado que para la respuesta es determinante la componente activa y la componente reactiva de la corriente — pero no de la potencia — se calculan los componentes de intensidad a partir de los componentes de potencia. En el caso de medición

sin–ϕ (para red aislada) rige • puesta a tierra directa, si un QE < 0 y IEb > valor de ajuste (IEE direcc), • puesta a tierra en retorno, si QE >0 y IEb > valor de ajuste (IEE direcc).

En caso de medición cos–ϕ para red compensada rige la falta a tierra directa, • si PE > 0 y IEEa > valor de ajuste (IEE direcc), • Puesta a tierra de retorno, si PE < 0 e IEEa > valor de ajuste (IEE direcc).

En el caso de ÁNG.CORREC distinto a 0° se realiza el ángulo de la recta de simetría sumando los componentes de la potencia activa y la potencia reactiva.

Instrucciones para el empleo

en redes con punto de estrella aislado, la corriente a tierra fluye como corriente ca-pacitiva desde las fases sanas a través del punto de medición al punto de derivación a tierra. Para el sentido, es por lo tanto determinante la corriente reactiva capacitiva.

En redes con sistema de puesta a tierra, la bobina Petersen, en caso de falta a tierra superpone a la corriente capacitiva de puesta a tierra la correspondiente corriente in-ductiva, de manera que en el punto de la falta se compensa la corriente capacitiva. Según el punto de medida en la red, la corriente de medida resultante puede ser in-ductiva o capacitiva; la corriente reactiva por lo tanto no es adecuada para determinar el sentido de la falta a tierra. Aquí se utiliza para determinar el sentido la corriente re-sidual real , que resulta de las pérdidas de la bobina Petersen. Esta corriente residual de puesta a tierra supone sólo unos pocos tantos por cientos de la corriente capacitiva de puesta a tierra.

En este último caso hay que tener en cuenta que sobre la parte activa de la corriente puede estar superpuesta una componente reactiva considerable, según el lugar de in-stalación del equipo, y que supone un múltiplo de la parte activa (en casos desfavo-rables hasta de 50 veces). La precisión extremadamente alta del algorítmo de cálculo no basta en este caso, si los transformadores de medida no transmiten exactamente las magnitudes primarias.

La entrada de medida de la protección para la determinación de faltas a tierra de alta sensibilidad está especialmente preparada para estos casos y permite una sensibili-dad sumamente alta para la determinación de la orientación de la corriente residual real. Para aprovechar esta sensibilidad se recomienda el empleo de transformadores de medida toroidales para la determinación de la corriente de puesta a tierra en redes aisladas. Además existe la posibilidad de compensar en el equipo el error angular del transformador de medida toroidal. Debido a la falta de linealidad del error angular, esto se realiza introduciendo dos puntos de trabajo de la curva de errores angulares del transformador, a partir de los cuales el equipo calcula con suficiente precisión la curva de error.

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2.12.4 Lógica

La figura siguiente muestra la lógica de estado de la protección sensible contra faltas a tierra. La determinación de la falta a tierra se puede configurar Activar o Desactivar o se puede configurar al modo de funcionamiento Sólo aviso (direc-ción 3101). Si la protección contra averías con faltas a tierra está configurada como Activar, es posible el disparo. El criterio para iniciar el protocolo de faltas a tierra es el arranque de la tensión de desplazamiento UE. El criterio para finalizar el protocolo es la recuperación de la excitación de la UE-Escalón. En estado de funcionamiento Sólo aviso se registran las faltas a tierra en un protocolo independiente de faltas a tierra. Desconectar o bloquear significa que el elemento de medida que representa la lógica de comunicación se desactiva; se reinician los tiempos y mensajes de ex-citación. 303 "F.tierra" Todos los niveles se pueden bloquear individualmente a través de entradas binarias. 2-69 2-70).

. En este caso se siguen comunicando las excitaciones y eventualmente la orientación y la fase afectada por la puesta a tierra, pero se suprime el disparo, ya que están blo-queados los niveles de tiempo.

El envío de un mensaje de arranque de los dos niveles de corriente depende del sentido elegido

Figura 2-68 Activación de la determinación sensible de faltas a tierra

así como del ajuste del parámetro.Escalón 3130 DET.FALTA/tierr. Si la Escalón está parametrizada para no direccional y el parámetro DET.FALTA/tierr = con UE o IEE, entonces nada más superar el umbral de intensidad se produce el mensaje de arranque, con independencia del estado de la UE–Escalón. En cambio, si está ajustado el parámetro DET.FALTA/tierr = con UE y IEE, la UE–Escalón tendrá que haber arrancado incluso para una forma de trabajo no direccional.

Si está parametrizada una dirección, entonces para enviar el mensaje de arranque se tiene que haber superado el umbral de intensidad y se debe disponer del resultado de la determinación de la dirección. Un requisito para que el resultado de la dirección sea válido es a su vez que se haya arrancado la UE–Escalón.

Mediante el parámetro DET.FALTA/tierr se determina si se genera un caso de falta por medio de un enlace AND o por la disyuntiva de tensión de desplazamiento y excitación de corriente a tierra. Lo primero puede ser ventajoso si se elige un umbral de respuesta de la tensión de desplazamiento UE muy bajo.

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2 Funciones

Figura 2-69 Diagrama lógico del nivel UE>-y de la determinación direccional

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Figura 2-70 Diagrama lógico de los niveles IEE

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2 Funciones

La excitación de los niveles de S/I se puede estabilizar mediante el tiempo de recu-peración 3121 T RR IEE>(>) parametrizable. Si se detecta una disminución de valor debajo del umbral de reacción se inicia una temporización y se mantiene la ex-citación. De este modo la función no recae a tiempo rápido. Mientras tanto sigue cor-riendo el tiempo de retardo de la orden de desconexión. Una vez transcurrido el tiempo de retardo de recaída, se comunica la excitación como aviso saliente y se rei-nicia el tiempo de retardo de la orden de desconexión, siempre y cuando no se haya producido un nuevo rebasamiento del valor umbral. Si se produce un nuevo reba-samiento del valor umbral, mientras corre todavía el tiempo de retardo de recuper-ación, entonces se interrumpe éste. Sin embargo el tiempo de retardo de la orden de desconexión sigue corriendo. Una vez terminado éste y si se está produciendo un re-basamiento del valor umbral se produce inmediatamente el disparo. Si en este momento no hay ningúna superación del valor umbral, no se produce ninguna reac-ción. Si después de transcurrido el tiempo de retardo de la orden de desconexión se produce un nuevo rebasamiento del valor umbral, mientras corre todavía el tiempo de retardo de recuperación, se produce inmediatamente el disparo.

2.12.5 Localización de la falta a tierra


Mediante la determinación de la derivación se puede localizar a menudo también la falta a tierra. En redes radiales, la localización de la falta a tierra no presenta relativa-mente problemas. Puesto que todas las salidas de unas barras colectoras (Figura 2-71) suministran una corriente parcial capacitiva, en el punto de medición de la línea afectada por la falta a tierra en la red aislada está disponible casi la totalidad de la cor-riente de falta a tierra de la red; en la red apagada, la corriente residual real y la bobina de Petersen pasa a través del punto de medición. Debido a esto, se genera una de-cisión inequívoca en dirección "hacia adelante", en el cable afectado por la falta a tierra, mientras que en el resto de salidas, se señaliza "hacia atrás" o, no se puede efectuar una medición debido a la corriente con falta a tierra mínima. En cualquier caso, el cable afectado por la falta a tierra se puede determinar unívocamente.

Figura 2-71 Localización de faltas a tierra en red radial

En las redes malladas o en anillo, los puntos de medición del cable afectado por la falta a tierra también reciben un máximo de corriente (residual) de falta a tierra. Sólo en este cable se comunica en ambos extremos la dirección "hacia adelante" (Figura 2-72). Pero también las restantes indicaciones direccionales de la red pueden ser una ayuda para la localización de la falta a tierra. Sin embargo, y según las circunstancias, alguna de las señalizaciones puede faltar debido a una corriente de falta a tierra de-masiado escasa.

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Figura 2-72 Localización de la falta a tierra partiendo de las indicaciones de dirección en la red mallada


Ajustes generales El modo de función ya se ha determinado en la configuración de las funciones de pro-tección (sección 2.1.1, dirección 131 F/T SENS.. Si se selecciona F/T SENS. = t.def sin t.inv, entonces sólo los parámetros para S/I t.def son accesibles. Si se ajusta F/T SENS. = Log. Inversa 1 entonces se dispone de una Caraterística logarítmica imversa. Eligiendo F/T SENS. = Caract.usuario se puede utilizar una Caraterística especificada por el usuario. En todos estos casos, el escalón de alta in-tensidad IEE>> es disponible. Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible.

Bajo la dirección 213 CONEX.TT 3 fases se ha definido en la configuración el modo de conexión de los transformadores de tensión (fase–Tierra o fase–fase). Además ya está ajustado correctamente bajo la dirección 206 el factor de adaptación Uf/Uen Transfor para la tensión homopolar y bajo las direcciones 217 y 218 las intensid-ades pimaria y secundaria del transformador en la conducción a tierra.

Bajo la dirección 3101 F/T.SENSITIVA la función puede ser activada (Activar) o desactivada (Desactivar). Si la protección de faltas a tierra está conectada (Activar) entonces es posible efectuar disparos (inclusivo avisos).

El cortocircuito recién será reconocido y señalizado, si la tensión homopolar se man-tiene existente al menos durante el tiempo Tempor. ARR (dirección 3111).

Con el parámetro 3130 DET.FALTA/tierr se determina, si la detección de faltas a tierra debe efectuarse con los dos arranques de UE y IEE (con UE y IEE) o sola-mente con uno de los dos arranques (con UE o IEE).

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2 Funciones

En las direcciones 3113 hasta 3120 se puede ajustar una Caraterística característica de intensidad/tiempo. Cada escalón puede ser direccional o no-direccional. Estos es-calones trabajan con los valores absolutos de la corriente a tierra. Esto tiene sentido sobre todo, donde la magnitud de la intensidad a tierra y en caso dado, la dirección de la intensidad proporcionen un criterio de detección. Esto es válido p.ej., para redes puestas a tierra (en forma efectiva o con baja resistencia) o para máquinas eléctricas en conexión a barras colectoras en una red aislada donde, con una falta a tierra de la máquina, la capacidad total de la red produce una intensidad a tierra, pero debido a la capacidad reducida de la máquina esta intensidad a tierra es insignificante.

Escalón de alta in-tensidad IEE>> (S/I t. def.)

Igual que en la protección de sobreintensidad se ha previsto un escalón de alto valor con IEE>> (valor de arranque dirección 3113). Éste tiene una temporización T IEE>> (dirección 3114) y puede producir un aviso o disparo. Estas señalizaciones sólo son posibles si la dirección si se ha parametrizado 3101 F/T.SENSITIVA = Activar.

Escalón de sobre-intensidad IEE> (S/I t. def.)

Las direcciones 3117 y 3118 son relevantes para la característica de disparo de tiempo de definido IEE> (dirección 131 F/T SENS. = t.def sin t.inv).

Estabilización de arranque (S/I t.def.)

El arranque de un escalón de tiempo definido puede ser estabilizado mediante un tiempo de reposición parametrizable. El tiempo de reposición se ajusta en la dirección 3121 T RR IEE>(>).

Escalón de intensi-dad de tiempo inverso (S/I t. inv.)

Las direcciones 3119 y 3120 son relevantes para la característica de disparo de tiempo inverso IEp (dirección 131 F/T SENS. = Caract.usuario).

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Caraterística loga-rítmica-inversa (S/I t.inv.)

La característica logarítmica-inversa (ver figura 2-73) se ajusta mediante los parámetros 3119 IEEp, 3141 T IEEpmáx, 3140 T IEEpmín, 3142 T IEEp y 3143 IEEP FACTOR. T IEEpmín y T IEEpmáx determinan el rango de los tiempos de disparo. Con la parametrización de 3142 T IEEp se define la pendiente de la cara-cterística. IEEp es el valor de referencia para todos los valores de intensidad, con IEEP FACTOR se determina el principio de la característica, es decir el campo de trabajo inferior sobre el eje de la intensidad (en relación a IEEp). Este factor ya está preajustado al valor 1,1 como en todas las demás características S/I t.inv. Ya que en la característica logarítmica inversa el tiempo de disparo para una valor de intensidad que está ajustado igual que el umbral de arranque, no tiende a infinito, sino el valor del tiempo corresponde a un valor finito, se puede ajustar el factor sin ningún proble-ma con 1,0.

Figura 2-73 Curvas características del tiempo de disparo de la protección de falta a tierra dependiente de la intensidad, con curva característica inversa logarítmica

Logarítmica inversa t = TIEEPmax - TIEEP·ln(I/IEEP)

Nota: Para I/IEEP > 35 el tiempo es válido para I/IEEP = 35

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2 Funciones

Caraterística loga-rítmica-inversa (S/I t.inv.) con punto de inflexión

La característica logarítmica-inversa (ver figura 2-74) se ajusta mediante los parámet-ros 3119 IEEp, 3127 IEE T min, 3128 IEE T inflex, 3132 Tp, 3140 T mín y 3141 T máx. T mín y T máx determinan el rango de los tiempos de disparo. Con la parametrización del tiempo en el punto de inflexión T inflex. se fija el tiempo de disparo en el punto de transición entre las dos secciones de la curva característica con diferentes pendientes. IEEp representa el límite mínimo de arranque para la in-tensidad de falta a tierra del escalón de sobreintensidad. A partir de una intensidad secundaria máxima de 1,4 A, el tiempo de disparo se mantiene con valor constante. El parámetro Tp sirve como factor de tiempo para ampliar el tiempo de disparo.

Figura 2-74 Curvas características del tiempo de disparo de la protección contra falta a tierra dependiente de la intensidad, con curva característica logarítmica inversa con punto de inflexión (Ejemplo para IEEp = 0,004 A)

Curva característi-ca especificada por el usuario Caraterística (S/I t. inv.)

En la configuración de una curva Caraterística especificada por el usuario (dirección 131, F/T SENS..Caract.usuario) se debe observar que entre el valor de ar-ranque y el valor de ajuste – habitual en todas las características dependientes – ya está previsto un factor de seguridad de 1,1. Es decir, un arranque se efectúa cuando circula una corriente de 1,1 del valor de ajuste.

La introducción de pares de valores para la intensidad y tiempo se efectúa con un valor multiple de los valores en la dirección 3119 IEEp y 3120 T IEEp. Por eso se recomienda ajustar respectivamente las direcciones con 1,00, para obtener una rel-ación simple. Si después se desea desplazar la curva característica en la forma req-uerida, entonces se puede modificar posteriormente los valores de las direcciones 3119 y/o 3120.

En la configuración de fábrica, todos los valores están preajustados con ∞ . De esta manera, los valores permanecen inválidos y no se puede efectuar mediante esta pro-tección ningún arranque o disparo.

Bajo la dirección 3131 I/IEp ARR T/TEp pueden ser registrados hasta 20 pares de valores de intensidad y tiempo. El equipo hace una aproximación a la Caraterística mediante una interpolación lineal.

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Aquí se debe observar lo siguiente:• Los pares de valores deben estar registrados en orden consecutivo. Se pueden uti-

lizar menos de 20 pares, en la mayoría de casos sólo bastan 10 pares de valores, para definir lo suficientemente exacto una Caraterística. Un par no utilizado deberá ser marcado como "no válido" parametrizando el valor límite "∞"! Tenga en cuenta que la Caraterística debe ser continúa y lógica.Para determinar las intensidades se asumen los valores de la tabla 2-3 y luego se introducen los valores de tiempo correspondiente. Los valores divergentes I/Ip se corrigen con el valor vecino mas cercano. Esto no se señaliza aquí.Intensidades de menor valor que el punto mínimo de la curva característica, no pro-ducen ninguna prolongación del tiempo de disparo. La curva característica de ar-ranque (ver figura 2-75) recorre hasta el punto mínimo de la característica, parale-lamente al eje de la intensidad.Corrientes de mayor valor que el punto máximo de la curva característica, no pro-ducen ninguna reducción del tiempo de disparo. La curva característica de ar-ranque (ver figura 2-75) recorre desde el punto máximo de la característica, pa-ralelamente al eje de la intensidad.

Tabla 2-12 Valores preferentes para las intensidades normalizadas en las características de disparo especificadas por el usuario

Figura 2-75 Uso de una característica especificada por el usuario Caraterística

I/Ip = 1 hasta 1,94 I/Ip = 2 hasta 4,75 I/Ip = 5 hasta 7,75 I/Ip = 8 hasta 201,00 1,50 2,00 3,50 5,00 6,50 8,00 15,001,06 1,56 2,25 3,75 5,25 6,75 9,00 16,001,13 1,63 2,50 4,00 5,50 7,00 10,00 17,001,19 1,69 2,75 4,25 5,75 7,25 11,00 18,001,25 1,75 3,00 4,50 6,00 7,50 12,00 19,001,31 1,81 3,25 4,75 6,25 7,75 13,00 20,001,38 1,88 14,001,44 1,94

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2 Funciones

Determinación de la fase con falta a tierra

La fase con falta a tierra puede ser determinada en la red aislada o compensada, si el equipo está conectado a tres transformadores de tensión en conexión estrella y con el punto estrella puesto a tierra. La fase con falta a tierra se reconoce, si la tensión perteneciente ha disminuido debajo del valor de ajuste U FASE MÍN (dirección 3106), mientras que simultáneamente las otras dos tensiones de fase superan el valor límite U FASE MÁX (dirección 3107). Por lo tanto, U FASE MÍN debe ser ajustado con un valor menor que la tensión fase-Tierra mínima de funcionamiento. Este ajuste no es crítico, una valor de 40 V es usual. U FASE MÁX debe estar sobre la tensión fase–tierra máxima de funcionamiento, pero debajo de la tensión fase-fase mínima posible, para UN = 100 V, por ejemplo 75 V. En una red puesta a tierra estos parámetros no tienen ningúna relevancia.

Tensión homopolar Uen

La tensión homopolar Uen> MEDIDA (dirección 3108 o 3109) asi como 3U0> CALCULADA (dirección 3110) es el criterio de arranque para la detección de faltas a tierra y también una condición para autorizar la determinación direccional. Según la configuración bajo la dirección 213 CONEX.TT 3fases sólo es accesible el valor límite bajo la dirección correspondiente 3108 Uen> MEDIDA, 3109 Uen> MEDIDA ó 3110 3U0> CALCULADA:

Si se conducen al equipo dos tensiones fase-fase y la tensión homopolar Uen, entonc-es se utiliza directamente la tensión homopolar medida para la detección de faltas a tierra. El valor límite para Uen se parametriza bajo la dirección 3108 (7SJ62/63) así como bajo 3109 (7SJ64), éste valor permite efectuar un ajuste más sensible que con una tensión homopolar determinada por cálculo. El valor límite superior del parámetro en el 7SJ64 es mayor que el del 7SJ62/63 (ver Datos técnicos) Aquí se debe ob-servar que conectando una tensión Uen, se utilizará el factor determinado en el parámetro 206 Uf/Uen Transfor (generalmente = 1,73; ver también sección 2.1.3.2). Para la señalización del parámetro 3108 Uen> MEDIDA ó 3109 Uen> MEDIDA en valores primarios es válida la fórmula de transformación siguiente:

Si se conectan las tres tensiones fase-Tierra a las entradas de tensión del equipo, en-tonces se calcula la tensión homopolar 3 · U0 mediante la suma de los valores in-stantáneos de las tensiones fase-Tierra y la dirección 3110 es determinante para el ajuste del valor límite. Para la señalización del parámetro 3110 en valores primarios es válido:

De esta manera se diferencian — con valores secundarios ajustados iguales (por ejemplo) de los parámetros 3109 y 3110 — sus valores primarios en el factor de adaptación Uf/Uen Transfor.

Ejemplo:

Parámetros 202 UnPRIMARIA = 12 kVParámetros 203 UnSECUNDAR = 100 VParámetros 206 Uf/Uen Transfor = 1,73

Parámetros 213 CONEX.TT 3fases = U12, U23, UEParámetros 3109 Uen> MEDIDA = 40 V

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Para la conversión a valores primarios es valido:

Con la siguiente parametrización

es válido para la conversión a parámetros primarios:

Ya que con un cortocircuito en una red aislada o compensada se establece practica-mente la tensión homopolar completa, el valor de ajuste por lo general no es crítico; éste debe estar entre 30 V y 60 V (para Uen> MEDIDA con conexión Uen normal) así como entre 50 V y 100 V (para 3U0> CALCULADA). Para las faltas con resistencias de falta de valor elevado puede ser necesario tener una sensibilidad más alta (= valor de arramque más bajo).

En la red puesta a tierra se puede ajustar un valor más sensible (menor), pero sobre la tensión homopolar en función máxima a esperar que se produce por las asimetrías de la red.

Temporización de disparo

Mediante la tensión homopolar se puede efectuar un arranque con reacción a disparo temporizado, bajo la condición de que se haya parametrizado un disparo en la detec-ción de faltas a tierra (dirección 3101 F/T.SENSITIVA = Activar) y además se haya configurado correspondientemente el parametro 3130 DET.FALTA/tierr = con UE o IEE. La temporización de disparo se ajusta bajo la dirección 3112 Tempo. DISP Uen. Tenga en cuenta que el tiempo de mando total se compone del tiempo propio de medida de la tensión homopolar (aprox. 50 ms) mas el tiempo de estabilización de arranque (dirección 3111 Tempor. ARR) mas el tiempo de la tem-porización de disparo (dirección 3112 Tempo. DISP Uen).

Determinación direccional

Para la determinación direccional son determinantes las direcciones 3115 hasta 3126.

Aquí, el parámetro 3115 DIRECCIÓN IEE>> es determinante para la dirección del escalón independiente de alta intensidadIEE>> y puede ser ajustado con adelante o atrás o no direccional, es decir en ambas direcciones. Para la dirección del escalón de sobreintensidad IEE> oder IEp se puede parametrizar 3122 DIR. IEE>/IEEp = adelante o atrás o no direccional, es decir en ambas direc-ciones.

El valor de intensidad IEE direcc (dirección 3123) es el umbral de autorización para determinación direccional. Aquí se trata de la componente de la intensidad que es perpendicular a la recta direccional. La posición de la recta direccional misma se determina a partir de los valores de ajuste en las direcciones 3124 y 3125 .

Para la determinación direccional con faltas a tierra es valido : La intensidad de ar-ranque IEE DIR. (= IEE direcc dirección 3123) debe ser ajustada con un valor bastante elevado, para que el equipo no arranque indebidamente por causa de las in-tensidades asimétricas de la red y de los transformadores de intensidad (especial-mente en conexión Holmgreen).

Parámetros 213 CONEX.TT 3fases = U1E, U2E, U3EParámetros 3110 3U0> CALCULADA = 40 V

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2 Funciones

Si se utiliza la determinación direccional en conjunto para uno de los escalones de in-tensidad a tierra tratados anteriormente(IEE>, direcciones 3117 y siguientes, ó IEEp, direcciones 3119 y siguientes), sólo tiene sentido para IEE direcc un valor menor o igual al valor de arranque anterior.

Con la determinación direccional se produce un aviso correspondiente ( atrás/ ade-lante o no direccional). Para evitar intermitencias en los avisos por causa de las altas oscilaciones de la intensidad de cortocircuito, se activa una temporización cuando la determinación direccional pasa a reposición T.rep.ESTAB.DIR (dirección 3126) durante la cual se mantiene el aviso.

Un ajuste en la dirección 3124 ÁNG.CORREC con 0,0° significa en la dirección 3125• MODO MEDIDA = cos ϕ

que la componente activa de la intensidad a tierra en relación a la tensión homopo-lar es determinante para el valor de intensidad IEE direcc (IEE DIR),MODO MEDIDA = sin ϕ que la componente reactiva de la intensidad a tierra en relación a la tensión homopolar es determinante para el valor de intensidad IEE direcc (IEE GER) (figura 2-76).

Figura 2-76 Curva característica direccional en la medición de sen–ϕ

• En esta relación se puede hacer girar la recta direccional dentro de un rango de ±

45° bajo la dirección 3124 ÁNG.CORREC. La figura "Característica direccional con medición de cos ϕ" en la descripción de la detección sensitiva de faltas a tierra da una explicación detallada.

224 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Red aislada En caso de un cortocircuito en un cable en una red aislada, las intensidades capaci-tivas de falta a tierra de la red acoplada galvánicamente circulan por el punto de medida, con excepción de la intensidad a tierra producida en el cable con falta, ya que ésta circula directamente por el punto de la falta (es decir no por el punto de medida). Como valor de arranque se elige aproximadamente la mitad de esta intensidad de cor-tocircuito, como método de medición se utiliza sin ϕ, ya que aquí la intensidad ca-pacitiva de cortocircuito es determinante.

Red compensada En una red compensada, se dificulta la determinación direccional durante un cortocir-cuito, ya que la pequeña intensidad residual vatiométrica, determinante para la medición, generalmente se encuentra superpuesta por una intensidad reactiva de carácter capacitivo o inductivo mucho más grande. Dependiendo de la configuración de la red y la posición de la bobina de compensación, la intensidad a tierra total conectada al equipo puede tener dimensiones completamente diferentes en el valor absoluto y en la posición de fase. El equipo debe evaluar solamente la componente activa de la intensidad a tierra es decir IEE · cos ϕ. Esto requiere una extrema exacti-tud de medida especialmente en la calidad de transformacion en todos los transfor-madores. Por otro lado, el equipo no debe ser ajustado innecesariamente sensible. En la aplicación para redes compensadas se recomienda, por lo tanto, solamente la conexión de transformadores toroidales de cable, con el fin de obtener medidas direc-cionales fiables. Aquí también es válida la fórmula general: los valores de arranque se ajustan a la mitad de la intensidad de medida esperada para que sea efectiva la intensidad residual de trabajo. Esta intensidad residual se origina en primer lugar por causa de las pérdidas en la bobina Petersen. Como método de medida se utiliza cos ϕ, ya que aquí es determinante la corriente residual de trabajo óhmica.

Red puesta a tierra En una red puesta a tierra se ajusta un valor menor que la intensidad de falta a tierra mínima esperada. Se debe observar que IEE DIR. (valor de intensidad IEE direcc) sólo detecta la componente de intensidad en dirección perpendicular a la recta direc-cional determinada por las direcciones 3124 y 3125. Como método de medida se elige cos ϕ ajustando un ángulo correccional de –45°, ya que el cortocircuito a tierra es óhmico-inductivo (ver parte derecha de la figura "Característica direccional con medición de cos ϕ" en la descripción de la detección sensitiva de faltas a tierra).

Máquinas eléctricas

Para máquinas eléctricas en conexión a la barra colectora en una red aislada, se puede elegir cos ϕ como método de medida y un ángulo de corrección de aprox. +45°, ya que generalmente la intensidad a tierra contiene aquí la superposición de la intensidad capacitiva de cortocircuito de la red con la intensidad óhmica de una resist-encia de carga (ver parte izquierda de la figura "Característica direccional con medición de cosϕ" en la descripción de la detección sensitiva de faltas a tierra).

Compensación de error angular (Transformador I)

Una compensación del error angular del transformador toroidal de cables siempre es necesaria debido al alto contenido de intensidad reactiva en la red compensada y el entrehierro inevitable del transformador toroidal. Para la carga real conectada se ajusta bajo las direcciones 3102 hasta 3105 el error angular máximo TOROID. F1 y la intensidad secundaria perteneciente TOROID. I1 así como un punto de trabajo adicional TOROID. F2/I2sec,T.Toroida, a partir del cual el error angular ya no se altera significantemente. Con esto, el equipo efectúa una aproximación a la cara-cterística de transformación del transformador con bastante exactitud. En redes ais-ladas o puestas a tierra la compensación del error angular no es necesaria.

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2 Funciones

Indicaciones para la lista de parámet-ros de la detección sensitiva de faltas a tierra

En principio, en los equipos con una entrada de intensidad a tierra sensitiva indepen-diente de la intensidad nominal del equipo, también se puede hacer un ajuste en valores primarios pero se debe tener en cuenta el valor de conversión del transforma-dor de intensidad. Especialmente en la selección de valores de ajuste muy pequeños y valores de intensidad primarios bajos, podría resultar aquí un escalonamiento de valores sobredimensionado. Por lo cual recomendamos parametrizar la detección de faltas a tierra sensitiva con valores secundarios.





3101 F/T.SENSITIVA DesactivarActivarSólo aviso

Desactivar Detección de faltas a tierra (sensit.)

3102 TOROID. I1 0.001 .. 1.600 A 0.050 A Transformador toroidal, Int. secund. I1

3102 I1sec,T.Toroida 1A 0.05 .. 35.00 A 1.00 A I1,secundaria Transforma-dor Toroidal

5A 0.25 .. 175.00 A 5.00 A

3103 TOROID. F1 0.0 .. 5.0 ° 0.0 ° Transformad.toroid.error ángul.F1 con I1

3104 TOROID. I2 0.001 .. 1.600 A 1.000 A Transformador toroidal, Int. secund. I2

3104 I2sec,T.Toroida 1A 0.05 .. 35.00 A 10.00 A I2,secundaria Transforma-dor Toroidal

5A 0.25 .. 175.00 A 50.00 A

3105 TOROID. F2 0.0 .. 5.0 ° 0.0 ° Transformad.toroid.error ángul.F2 con I2

3106 U FASE MÍN 10 .. 100 V 40 V Tensión de fase afectada por f/t Uf mín

3107 U FASE MÁX 10 .. 100 V 75 V Tensión de las fases sanas Uf máx

3108 Uen> MEDIDA 1.8 .. 200.0 V 40.0 V Uen> medida

3109 Uen> MEDIDA 1.8 .. 170.0 V 40.0 V Uen> medida

3110 3U0> CALCULADA 10.0 .. 225.0 V 70.0 V Uen> calculada

3111 Tempor. ARR 0.04 .. 320.00 s; ∞ 1.00 s Temporización T para aviso de arranque

3112 Tempo. DISP Uen 0.10 .. 40000.00 s; ∞ 10.00 s Temporización T Uen> / 3U0> DISPARO

3113 IEE>> 0.001 .. 1.500 A 0.300 A Intensidad de arranque IEE>>

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3113 IEE>> 1A 0.05 .. 35.00 A 10.00 A Intensidad de Arranque IEE>>

5A 0.25 .. 175.00 A 50.00 A

3114 T IEE>> 0.00 .. 320.00 s; ∞ 1.00 s Temporización T IEE>>

3115 DIRECCIÓN IEE>> adelanteatrásno direccional

adelante Dirección IEE>>

3117 IEE> 0.001 .. 1.500 A 0.100 A Intensidad de arranque IEE>

3117 IEE> 1A 0.05 .. 35.00 A 2.00 A Intensidad de Arranque IE>

5A 0.25 .. 175.00 A 10.00 A

3118 T IEE> 0.00 .. 320.00 s; ∞ 2.00 s Temporización T IEE>

3119 IEEp 0.001 .. 1.400 A 0.100 A Intensidad de arranque IEEp

3119 IEEp 0.003 .. 0.500 A 0.004 A Intensidad de arranque IEEp

3119 IEEp 1A 0.05 .. 4.00 A 1.00 A Intensidad de Arranque IEp

5A 0.25 .. 20.00 A 5.00 A

3120 T IEEp 0.10 .. 4.00 s; ∞ 1.00 s Temporización T IEEp

3121A T RR IEE>(>) 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Tiemp. retardo de repos. T RR IEE>(>)

3122 DIR. IEE>/IEEp adelanteatrásno direccional

adelante Dirección IEE> / IEEp

3123 IEE direcc 0.001 .. 1.200 A 0.010 A Autotrización para de-cisión direcc. IEE

3123 Autoriz.Direcci 1A 0.05 .. 30.00 A 0.50 A Autorización decisión di-reccional IEE

5A 0.25 .. 150.00 A 2.50 A

3124 ÁNG.CORREC -45.0 .. 45.0 ° 0.0 ° Ángulo corrección Phi (adic. a DA 3125)

3125 MODO MEDIDA cos ϕsin ϕ

cos ϕ Modo medida (de-pend.pto.estrella de red)

3126 T.rep.ESTAB.DIR 0 .. 60 s 1 s Tiemp.reposición para es-tabilización dir

3127 IEE T mín 0.003 .. 1.400 A 1.333 A Intens. con tiempo disp. constante T min

3127 IEE T min 1A 0.05 .. 20.00 A 15.00 A Intens. con tiempo disp. constante T min

5A 0.25 .. 100.00 A 75.00 A

3128 IEE T inflex 0.003 .. 0.650 A 0.040 A Intensidad en punto de in-flexión

3128 IEE T inflex 1A 0.05 .. 17.00 A 5.00 A Intensidad en punto de in-flexión

5A 0.25 .. 85.00 A 25.00 A

3129 T inflex. 0.20 .. 100.00 s 23.60 s Tiempo de disparo en punto de inflexión


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2 Funciones


3130 DET.FALTA/tierr con UE o IEEcon UE y IEE

con UE o IEE Detección de faltas a tierra cuando

3131 I/IEp ARR T/TEp 1.00 .. 20.00 I/IEp; ∞0.01 .. 999.00 T/TEp

Caract.arranque IEE / IEEp-TIEE / TIEEp

3132 Tp 0.05 .. 1.50 0.20 Factor de multiplicación de tiempo

3140 T IEEpmín 0.00 .. 30.00 s 1.20 s Tiempo mín TIEEpmín (in-versa logarítm.)

3140 T mín 0.10 .. 30.00 s 0.80 s Tiempo de disparo mínimo

3141 T IEEpmáx 0.00 .. 30.00 s 5.80 s Tiempo máx TIEEpmáx (inversa logarítm.)

3141 T máx 0.50 .. 200.00 s 93.00 s Tiempo de disparo máx. (con arr. IEEp)

3142 T IEEp 0.05 .. 15.00 s; ∞ 1.35 s Factor Tiempo (inversa logarítm.)

3143 IEEP FACTOR 1.0 .. 4.0 1.1 Factor valor ini. caract. (in-vers.log.)


Explicación

1201 >Bloq. Ue> AI >Bloquear prot. faltas a tierra Ue>1202 >Bloq. IEE>> AI >Detecc. F/T sensitiva: bloqueo IEE>>1203 >Bloq. IEE> AI >Detecc. F/T sensitiva: bloqueo IEE>1204 >Bloq. IEEp AI >Detecc. F/T sensitiva: bloqueo IEEp1207 >Bloqu. F/T AI >Bloquear detección faltas a tierra1211 F/T desactivada AS Detección faltas a tierra desactivada1212 F/T activada AS Detección faltas a tierra activada1215 Arranque UE AS Arranque protección faltas a tierra Ue>1217 Disparo UE AS Disparo protección faltas a tierra Ue>1221 IEE>> arranq. AS Arranque escalón IEE>> detección tierra1223 IEE>> disparo AS Disparo protección-EEE IEE>>1224 IEE> arranq. AS Arranque escalón IEE> detección tierra1226 IEE> disparo AS Disparo protección-IEE Iee>1227 IEEp arranq. AS Arranque escalón IEEp detección tierra1229 IEEp disparo AS Disparo protección-EEE IEEp1230 Det.F/T bloq. AS Detección faltas a tierra bloqueada1264 IEEa = AV Intens. tierra, corr.componente activa =1265 IEEr = AV Intens.tierra,corr.componente reactiva =1266 IEE = AV Intens. tierra, valor absoluto =1267 Ue, 3Uo = AV Tensión homopolar Ue, 3Uo =1271 Fallo/tierra AS Falta a tierra1272 F/T Fase L1 AS Falta a tierra en fase L11273 F/T Fase L2 AS Falta a tierra en fase L2


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1274 F/T Fase L3 AS Falta a tierra en fase L31276 F/T adelante AS Falta a tierra dirección hacia adelante1277 F/T atras AS Falta a tierra dirección hacia atrás1278 F/T no direcc. AS Falta a tierra no direccional16029 IEEp BLQ ErrPar AS Detecc. F/T Bloqueo Error parámetro


Explicación

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2 Funciones

2.13 Protección faltas a tierra intermitentes

Las faltas a tierra intermitentes se caracterizan porque con frecuencia desaparecen por sí solas, pero vuelven a manifestarse después de un tiempo indeterminado. La duración de las faltas puede extenderse desde pocos milisegundos hasta algunos se-gundos. Por esta razón, esta clase de faltas no se pueden detectar o no se pueden detectar de forma selectiva por la protección temporizada de sobreintensidad normal. Si la duración de los impulsos es muy corta, puede suceder que no todos los equipos de protección de una vía de cortocircuito respondan, por lo que no está garantizada la desconexión selectiva.

Debido a la temporización la protección de sobreintensidad, la duración de las faltas a menudo no bastan para desconectar el cable defectuoso. Sólo cuando se hayan ex-tendido para llegar a ser una falta persistente se pueden eliminar las faltas a tierra de forma selectiva por la protección contra cortocircuitos.

Puesto que incluso en faltas a tierra intermitentes ya existe un peligro térmico para los medios de trabajo, los equipos 7SJ62/63/64 tienen una función de protección que detecta estas faltas a tierra intermitentes y acumula sus tiempos. Si durante un período de tiempo determinado se acumula una suma de impulsos hasta llegar a un valor ajustable, entonces se ha alcanzado el límite de capacidad de carga térmica. Si las faltas a tierra están muy repartidas a lo largo del tiempo o si el cortocircuito con derivación a tierra desaparece y no vuelve a aparecer a lo largo de un tiempo consid-erable, es previsible que se produzca el enfriamiento del objeto protegido afectado. En ese caso no es necesario que se produzca el disparo.


• Protección contra faltas a tierra intermitentes, como las que aparecen por ejemplo en los cables debido a puntos débiles en el aislamiento o a la penetración de agua en los manguitos de cable.

2.13.1 Descripción

Determinación de los valores de medida

La corriente de la falta a tierra intermitente se determina opcionalmente a través de la entrada normal de corriente a tierra (IE) o de la entrada sensible de corriente a tierra (IEE), o se forma a partir de la suma de las tres corrientes de fase (3I0). A diferencia de la protección de sobreintensidad, en la que se trabaja con la onda fundamental, se forma aquí el valor efectivo de esta intensidad y se compara con un umbral IE> interm ajustable. De este modo se tienen en cuenta los componentes armónicos (hasta 400 Hz) y el componente de corriente continua, ya que éstos también con-tribuyen a la carga térmica.

Excitación/Disparo Al superar el valor de respuesta IE> interm se produce el mensaje de arranque ("F/TI ARR", véase la figura2-77). Los arranques también se cuentan; en cuanto el estado del contador alcanza el valor del parámetro No.arranq. se emite el mensa-je"F/TI intermit". Se consigue un arranque estabilizado prolongando el mensaje de arranque "F/TI ARR" en el tiempo ajustable T.repos.. Esta estabilización se necesita principalmente para la coordinación con los relés estáticos o electromecáni-cos actuales.

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La duración de estos arranques estabilizados "F/TI ARRestab" se va acumulando en un integrador T.suma. Cuando este tiempo de arranque acumulado alcanza un valor límite ajustable, se produce la comunicación ("F/TI Tsu.tran"). Se produce el disparo, pero únicamente mientras exista una falta a tierra (Mensaje "F/TI DISP"). La orden de disparo se mantiene activa durante el tiempo total de disparo mínimo ajustado para el equipo, aunque la falta a tierra sólo sea breve. Una vez ter-minada la orden de disparo se reponen todas las memorias de manera que la protec-ción vuelve a pasar a su estado de reposo.

Al aparecer una falta a tierra se inicia también, simultáneamente conT.suma, el tiempo de reposición (ajustado a un valor considerablemente superior) T.reset (mensaje"F/TI Tres e.p"). Pero a diferencia de T.suma este tiempo se vuelve a poner en su valor inicial con cada falta nueva a tierra y comienza a contar de nuevo. Si transcurre T.reset, sin que durante este tiempo se haya registrado ninguna nueva falta a tierra, se reponen todas las memorias y la protección vuelve a pasar a su posición de reposo. T.reset Por lo tanto determina dentro de qué plazo ha de aparecer la siguiente falta a tierra, para que en combinación con la anterior se deba tratar todavía como falta a tierra intermitente. Una falta a tierra que aparezca más tarde se considera como un caso de avería nuevo.

El mensaje "F/TI ARR" solamente se registra en el protocolo de faltas y se comu-nica al interfaz del sistema mientras no se haya emitido todavía el mensaje"F/TI intermit". De este modo se evita una avalancha de mensajes. Si el mensaje está configurado a un LED o relé, entonces está limitación no es aquí válida. Esto se con-sigue mediante una duplicación del mensaje (números de mensaje6924, 6926).

Colaboración con el automatismo de reconexión

En el caso de una falta a tierra intermitente, no tiene sentido el reenganche automáti-co, ya que esta función solamente dispara después de haber detectado varias veces una falta o después de transcurrido el tiempo suma de supervisión T.suma y además debe prevenir esencialmente una sobrecarga térmica. Por este motivo, el disparo debido a la protección contra falta a tierra intermitente no está realizada como función de arranque para el reenganche automático.

Colaboración con la protección contra fallo del in-terruptor

La presencia de una excitación en el momento en que termina la temporización Tdisp.F.Fallo IP de la protección contra fallo del interruptor se interpreta como criterio para el fallo de una desconexión. Comoquiera que después de una orden de disparo de la protección contra falta a tierra intermitente no se puede garantizar un arranquepersistente, no tiene sentido la interrelación con la protección contra fallo del interruptor. Por este motivo, esto tampoco es activado por la protección contra faltas a tierra intermitentes.

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2 Funciones

Diagrama lógico La figura siguiente muestra el diagrama lógico de la protección contra faltas a tierra intermitentes.

Figura 2-77 Diagrama lógico de la protección de falta a tierra intermitente – Principio

Protocolo de averías

Un caso de falta y por lo tanto el protocolo de falta sólo se abre con el primer arranque de la IIE-Escalón no estabilizada. Se emite un mensaje "F/TI ARR". Este mensaje "F/TI ARR" se registra en el protocolo de faltas (y se comunica al interfaz del siste-ma) tantas veces hasta que el número de arranques "F/TI ARR" haya alcanzado el valor ajustado del parámetro No.arranq.. En este momento se emite el mensaje "F/TI intermit" y se cierra el "F/TI ARR" para el protocolo de faltas y el interfaz del sistema. Esta forma de proceder tiene en cuenta que la IIE-Escalón también puede arrancar en caso de un cortocircuito normal. En este caso, el arranque no jus-tifica un mensaje "F/TI intermit".

Dado que a causa de las faltas a tierra intermitentes se pueden arrancar también otros niveles de sobreintensidad (por ejemplo I>, IE>, IEE>) podría llegar a producirse una avalancha de mensajes. Para que no llegue a producirse un desbordamiento en el protocolo de faltas, sus mensajes ya no se registran en el protocolo de faltas después de detectar faltas a tierra intermitentes (mensaje"F/TI intermit") mientras no den lugar a una orden de disparo. Si se ha detectado una falta a tierra intermitente,

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se siguen comunicando sin limitaciones los siguientes mensajes de arranque de la protección de sobreintensidad (véase la tabla 2-13):

Tabla 2-13 Mensajes ilimitados

Para los siguientes mensajes (Tabla 2-14) se impide mediante un mecanismo espe-cial una avalancha de mensajes durante una falta a tierra intermitente:

Tabla 2-14 Mensajes registrados en memoria intermedia

F nº Mensaje Aclaración1800 "I>> ARR" U/Excitación AMZEscalón I>>2642 "S/I dir. I>>Arr" ger. U/Excitación AMZEscalón I>>7551 "Arr Inrush I>" Excitación por Escalón I>7552 "Arr Inrush IE>" Excitación por Escalón IE>7553 "Arr Inrush Ip" Excitación por Escalón Ip7554 "Arr Inrush IEp" Excitación por Escalón IEp7559 "Arr.Rush I>dir." Excitación por Escalón I> ger.7560 "Arr.Rush IE>dir" Excitación por Escalón IE> ger.7561 "Arr.Rush Ipdir." Excitación por Escalón Ip ger.7562 "Arr.Rush IEp di" Excitación por Escalón IEp ger.7565 "Arr. Inrush L1" Excitación por U/Fase AMZL17566 "Arr. Inrush L2" Excitación por U/Fase AMZ L27567 "Arr. Inrush L3" Excitación por U/Fase AMZ L37564 "Arr. Inrush tie" Excitación por U/AMZ Tierra

F nº Mensaje Aclaración1761 "P.S/I ARR.gen" U/Arranque generada AMZ1762 "S/I ARR L1" U/Arranque AMZ Fase L11763 "S/I ARR L2" U/Arranque AMZ Fase L21764 "S/I ARR L3" U/Arranque AMZ Fase L31810 "I> ARR" U/Arranque AMZ Escalón I>1820 "Ip ARR" U/Arranque AMZ Escalón Ip1765 "S/I ARR Tierr" U/Arranque AMZ Tierra1831 "IE>> ARR tier"r U/Arranque AMZ Escalón IE>>1834 "IE> ARR tierr" U/Arranque AMZ Escalón IE>1837 "IEp ARR tierr" U/Arranque AMZ Escalón IEp2691 "ARRgen.S/I di" gU/Arranque general AMZ 2660 "ARR I> direc." gU/Arranque AMZ Escalón I>2670 "ARR Ip direcc" gU/Arranque AMZ Escalón Ip2692 "ARR L1 S/I di" gU/Arranque AMZ Fase L12693 "ARR L2 S/I di" gU/Arranque AMZ Fase L22694 "ARR L3 S/I di" gU/Arranque AMZ Fase L32646 "S/I di.Arr IE>>" gU/Arranque AMZ Escalón IE>>2681 "ARR IE>dir. T" gU/Arranque AMZ Escalón IE>2684 "ARR IEp dir.T" gU/Arranque AMZ Escalón IEp2695 "ARR S/I dir T" gU/Arranque AMZ Tierra5159 "Arranque I2>>" Arranque carga desequilibrada I2>>5165 "Arranque I2>" Arranque carga desequilibrada I2>5166 "Arranque I2p" Arranque carga desequilibrada I2p

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2 Funciones

Para registrar los mensajes de la tabla 2-14 en el protocolo de faltas (memoria inter-media de mensajes), en el interfaz del sistema y en CFC, éstos se registran previa-mente en una memoria intermedia (a partir del primer mensaje de arranque entrante a partir del mensaje "F/TI intermit"). La comunicación de mensajes a relés y LED en cambio no se registra en memoria intermedia, ya que se precisa para el bloqueo posterior en instalaciones con protección escalonada. En la memoria inter-media se registran como máximo dos cambios de estado (siempre los más recientes) por mensaje.

Los mensajes registrados en la memoria intermedia solamente se comunican al pro-tocolo de faltas, CFC y al interfaz del sistema con la etiqueta de tiempo original, si tiene lugar una orden de desconexión procedente de otra función de protección dis-tinta a la protección contra faltas a tierra intermitentes. De esta manera se tiene la seg-uridad de que para una orden de desconexión siempre se comunica un arranque, aunque sea de forma temporizada.

No se ven afectadas por estas medidas todos los mensajes de arranque que normal-mente no aparecen durante una falta a tierra intermitente. Esto incluye entre otras las órdenes de excitación y de desconexión de las siguientes funciones de protección:• Protección contra fallo del interruptor,• Protección de sobrecarga,• Protección de frecuencia y• Protección de tensión.

Los mensajes de arranque de estas funciones de protección se siguen protocolizando inmediatamente. Cuando aparece una orden de desconexión de estas funciones de protección se desechan los mensajes registrados en la memoria intermedia, puesto que no hay ninguna relación entre la función que provoca el disparo y los mensajes registrados en la memoria intermedia.

Un caso de falta se da por terminado cuando haya transcurrido el tiempo T.reset o cuando se haya desactivado la orden de disparo "F/TI DISP".

La terminación de un caso de falta en la protección contra una falta a tierra inter-mitente constituye por lo tanto un caso especial. Aquí es el tiempo T.reset el que mantiene abierto el caso de falta, y no el arranque.

1215 "Arranque UE" Arranque protección avería con derivación a tierra Ue>

1221 "IEE>> arranq." Arranque Escalón IEE>>1224 "IEE> arranq." Arranque Escalón IEE>1227 "IEEp arranq." Arranque Escalón IEEp6823 "Arr.Sup Arr" Supervisión del arranque

F nº Mensaje Aclaración

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Generalidades La protección de faltas a tierra intermitentes sólo puede ser efectiva y accesible, si bajo la dirección 133 F/T interm se ha determinado en la la intensidad a evaluar (con IE, con 3I0 o con IEE). Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible.

Bajo la dirección 3301 F/T interm la función puede ser activada (Activar) o de-sactivada (Desactivar).

El umbral de arranque (valor efectivo) se parametriza bajo la dirección 3302 IE> interm. Este umbral puede ser ajustado relativamente sensible, si es que éste debe reaccionar con faltas a tierra de corta duración, ya que el tiempo de reacción se reduce con mayor elevación de la intensidad. El rango de ajuste depende aquí de la selección de la intensidad a ser evaluada en la dirección 133 F/T interm.

La duración del arranque puede ser prolongada bajo la dirección 3303 T.repos.. Esta estabilización de arranque es necesaria, sobre todo, para la coordinación con los relés analógico-electrónicos o electromecánicos convencionales de sobreintensidad. El tiempo T.repos. también puede ser parametrizado como inactivo (T.repos. = 0).

El arranque estabilizado activa el contador T.suma. Con la finalización del arranque se detiene este contador, pero no regresa a su estado inicial. Con un nuevo arranque estabilizado el contador sigue contando – a partir de su último estado – . Esta suma de tiempos de arranque, que producen un disparo, se parametriza bajo la dirección 3304 T.suma. Este tiempo es uno de los cuatro criterios de selectividad (umbral de arranque IE> interm, prolongación de arranque T.repos., contador T.suma y tiempo de reposición T.reset) y sirve para la coordinación de los relés en un tramo de línea y es comparable con el escalonamiento de tiempos de la protección de so-breintensidad. En una red de configuración radial, el relé que está más cercano a la falta intermitente y que arranca, es el que está está ajustado con el tiempo de suma más corto T.suma.

En un estado libre de faltas a tierra, después de haber transcurrirido el tiempo de re-posición se resetea la suma de acumulación y la protección regresa nuevamente a su estado de reposo, el tiempo de reposición se ajusta con T.reset bajo la dirección 3305.

Figura 2-78 Ejemplo de los criterios de selectividad de la protección contra faltas a tierra in-termitentes

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2 Funciones

La dirección 3306 No.arranq. determina el número arranques con una falta a tierra para que sea considerada como intermitente.


En la tabla se incluyen preajustes de fábrica. La columna C (Configuración) indica la relación a la intensidad nominal de transformador correspondiente.



3301 F/T interm DesactivarActivar

Desactivar Prot. para faltas a tierra in-termitentes

3302 IE> interm 1A 0.05 .. 35.00 A 1.00 A Valor límite de arranque IE

5A 0.25 .. 175.00 A 5.00 A

3302 IE> interm 1A 0.05 .. 35.00 A 1.00 A Valor límite de arranque IE

5A 0.25 .. 175.00 A 5.00 A

3302 IE> interm 0.005 .. 1.500 A 1.000 A Valor límite de arranque IE

3303 T.repos. 0.00 .. 10.00 s 0.10 s Retardo de reposición

3304 T.suma 0.00 .. 100.00 s 20.00 s Tiempo de suma

3305 T.reset 1 .. 600 s 300 s Tiempo de Reset

3306 No.arranq. 2 .. 10 3 No.arr. Iie> hasta de-tec.F/T intermitent


Explicación

6903 >F/TI bloqu. AI >Bloquear prot.falta tierr.intermitente6921 F/TI desconct. AS Prot.falta tierra interm. desconectada6922 F/TI bloqueada AS Prot.falta tierra interm. bloqueada6923 F/TI activada AS Prot.falta tierra interm. activada6924 F/TI ARR AS Prot.f/t interm:arranque inestabilizado6925 F/TI ARRestab AS Prot.f/t interm.:arranque estabilizado6926 F/TI ARRproto AS Prot.f/t interm:arr.inestab.para protoc6927 F/TI intermit AS Prot.f/t interm.:falta interm. a tierra6928 F/TI Tsu.tran AS Prot.f/t interm.:transcurso tiempo suma6929 F/TI Tres e.p AS Prot.f/t interm.:tiemp.reset en proceso6930 F/TI DISP AS Prot.f/t interm.: comando de disparo6931 Iie/In= AV Prot.f/t int.:mayor corr.IE perturb6932 Iie No.= AV Prot.f/t int.:no. arranque perturb

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2.14 Reenganche automático


Según la experiencia, aproximadamente 85% de los cortocircuitos con arco eléctrico en las líneas aéreas se extinguen automáticamente después de la desconexión por parte de la protección. La línea puede ser conectada nuevamente. Esta función de reenganche se realiza con el automatismo de reenganche después de una pausa sin tensión.

Si el cortocircuito perdura después del arranque (el arco no ha sido extinguido o el cortocircuito es metálico) el relé de protección desconecta definitivamente. En algunas redes se efectúan también diversos intentos de reenganche.


• La función integrada de automatismo de reenganche en el 7SJ62/63/64 también puede ser activada por un relé de protección externo (p.ej., segunda protección). Para este caso debe existir un intercambio de señales entre el 7SJ62/63/64 y el relé externo mediante entradas y salidas binarias.

• También es posible hacer trabajar el 7SJ62/63/64 junto con un equipo de reenga-nche externo.

• Opcionalmente la función de reenganche puede efectuarse también en relación a la función integrada de sincronización (sólo en el 7SJ64) o a un verificador de sin-cronismo externo.

• Ya que el automatismo de reenganche no tiene sentido en la aplicación del equipo 7SJ62/63/64 en generadores, motores, transformadores, cables, bobinas de reac-tancia etc., se debe desactivar esta función en la configuración para estos casos de aplicación.

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2 Funciones

2.14.1 Función del programa

En los equipos 7SJ62/63/64 se ha integrado una función de automatismo de reenga-nche (AR) tripolar con un o más ciclos. La figura 2-79 muestra un ejemplo del tran-scurso de tiempo de un reenganche doble, en el cual el segundo reenganche de-muestra éxito.

Figura 2-79 Diagrama de secuencia: reenganche doble, 1º ciclo sin éxito, 2º ciclo con éxito

La siguiente figura muestra un ejemplo de las secuencias temporales de un reen-ganche doble, en el cual ambos ciclos permanecen sin éxito y no se ha parametrizado ningún reenganche posterior.

El número mandos de cierre ordenados por el automatismo de reenganche son con-tados. Se dispone para esto de un contador de estadística para el primer y para los demás reenganches.

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Figura 2-80 Diagrama de flujo de un reenganche doble, sin éxito

Arranque La activación del automatismo de reenganche puede efectuarse por una función interna o por externo mediante entradas binarias. Para cada escalón mencionado en la tabla 2-15 se puede determinar individualmente, si el automatismo de reenganche puede ser activado (Arranque RE) o no (Sin arranque RE) o si éste debe ser bloqueado (RE bloqueado):

Tabla 2-15 Arranque RE

Con la activación del automatismo de reenganche se señaliza que se ha efectuado una orden de disparo y que ahora deberá transcurrir el programa de reenganche cor-respondiente.

Las señales por entrada binaria 2715 ">DISP falt.tier" y 2716 ">DISP falt.fase" para arrancar un programa RE también pueden ser activadas mediante CFC (Elaboración PLC rápida). De esta manera es posible iniciar del programa RE con cualquier aviso (p.ej., arranque de una protección), si se ha ajustado el parámetro 7164 ENTRADA BINARIA con Arranque RE.

Tiempo activo Con el tiempo activo se supervisa el tiempo entre el inicio de un arranque entrante y el inicio de la orden de disparo de una función de protección parametrizada como

Activación no direccional Activación direccional Activación de otras funcionesI> I dir. FALTA/tier.sens

IE> IE> dir. PROT.CARG.DESEQI>> I>> dir. ENTRADA BINARIA

IE>> IE>> dir.Ip Ip dir.

IEp IEp dir.

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2 Funciones

inicio del reenganche. El tiempo activo se inicia cuando se detecta el arranque de una función que ha sido determinada como origen para RE. Las funciones de protección que no están parametrizadas con Sólo aviso o que por principio no corresponden a la función RE, no inician el tiempo activo.

Si durante el tiempo activo se efectúa una orden de disparo de una función de protec-ción parametrizada como inicio del reenganche, entonces se activará la función RE. Los mados de disparo de una función de protección parametrizada como inicio que se generan en el tiempo entre finalización del tiempo activo y finalización del ar-ranque, producen un bloqueo dinámico de la función RE. Los mandos de disparo de las funciones de protección que no han sido definidas como inicio, no tienen ninguna influencia en el tiempo activo.

Para el trabajo en conjunto de la función RE con un equipo de protección externo, se introduce la señal de arranque para niciar el tiempo activo por medio de la entrada binaria 2711 ">ARR gen. ext".

Temporización para el inicio del tiempo de pausa

Después de activarse la función RE se puede retrasar el inicio del tiempo de pausa mediante la entrada binaria 2754 ">Retardo T.paus". Mientras esta entrada binaria se mantenga activada, no se inicia el tiempo de pausa. Al momento de desac-tivación de la entrada binaria se efectúa el inicio. Mediante el parámetro 7118 T PAUSA RETARDO se puede controlar el retraso para el inicio del tiempo de pausa. Si después de transcurrir este tiempo la entrada binaria sigue todavía activada, entonc-es la función Reenganche automático cambia al estado de bloqueo dinámico (2785 "RE BLOQdinINT"). Después de transcurrir el retraso máximo para iniciar del tiempo de pausa, se protocoliza el aviso 2753 "RE transc.T.ret".

Programas de reenganche

Según el tipo de falta se aplican dos diferentes programas de reenganche. Aquí es válido:• El programa Tierra es válido cuando en todas las funciones de protección de cor-

tocircuito que activan el automatismo de reenganche, se señaliza una falta monofásica. El criterio es, que exclusivamente haya arrancado una fase o sólo una fase y tierra o sólo tierra. También por entrada binaria el programa puede ser ini-ciado.

• El programa Fase es válido en todos los otros casos. Es decir, con arranque mul-tifásico, con o sin Tierra, o con arranque por otras funciones, como la protección de carga desequilibrada. También por entrada binaria el programa puede ser iniciado.

Para la selección del programa se evalúan solamente los inicios de arranque, ya que la finalización de arranques podría trasgiversar el resultado, si durante la apertura del interruptor de potencia los arranques finalizan en diferentes espacios de tiempo. Prác-ticamente sólo un arranque que ha sido monofásico hasta la apertura del interruptor de potencia, induce, por lo tanto, la selección del programa Tierra, los demás pro-ducen la selección del programa Fase.

Para cada programa se pueden parametrizar por separado hasta 9 reenganches, en los cuales los primeros 4 ciclos de interrupción también pueden tener tiempos de pausa diferentes. Para el quinto y los demás reenganches es válido el cuarto tiempo de pausa.

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Reenganche antes de selectividad

Para que el ciclo de interrupción pueda ser efectuado con éxito, se deben desconectar las faltas en todo el campo completo de protección en todos los extremos aliment-antes con el mismo tiempo — corto, si es posible. Por lo general, se desea en un reen-ganche automático una desconexión rápida de la protección de cortocircuito. Es decir, aquí se da preferencia a la eliminación rápida de falta antes que a la selectividad, ya que un reenganche es el intento de mantener la funcionalidad de la red. Por esta razón, las funciones de protección que pueden activar el automatismo de reen-ganche, se parametrizan de tal manera que éstas generen un disparo sin temporiza-ción o con una temporización muy corta, antes de un reenganche.

Sin embargo, en una desconexión definitiva, es decir, si no se puede establecer ningún reenganche, la protección debe efectuar un disparo con una temporización según el plano de escalonamiento, ya que sino la selectividad tiene prioridad. Ver también las indicaciones respectivas bajo el título marginal "Interacción con el autom-atismo de reenganche", las indicaciones de ajuste para las funciones de sobreinten-sidad y la descripción funcional de la protección de faltas a tierra intermitentes.

Reenganche simple Esta función se activa con la primera orden de disparo de la función que ha sido pa-rametrizada con arranque del automatismo de reenganche. Después de la apertura del interruptor de potencia se inicia el tiempo de pausa correspondiente a la situación de falta (ver también título marginal "Programas de reenganche"). Después de tran-scurrir el tiempo de pausa respectivo, el interruptor de potencia recibe una orden de cierre. Al mismo tiempo se inicia el tiempo de bloqueo T.BLOQUEO. En este tiempo de bloqueo se comprueba, si el reenganche ha sido efectuado con éxito. Si durante este tiempo se produce nuevamente una falta, entonces se bloquea la función RE dinámicamente y se produce un disparo definitivo. El tiempo de pausa puede ser ajus-tado para ambos programas individualmente.

Los criterios para detectar la apertura del interruptor de potencia pueden ser: el estado de los contactos auxiliares del IP o la finalización del arranque general, si es que no se ha configurado ningún contacto auxiliar.

Si la falta ha sido eliminada, (reenganche con éxito), el tiempo de bloqueo finaliza y todas las funciones pasan a su posición de reposo. La perturbación termina.

Si la falta no ha sido eliminada, (reenganche (sin éxito), se efectúa por parte de la pro-tección una desconexión definitiva según el plan de escalonamiento.

Reenganche múltiple

7SJ62/63/64 permite hasta 9 ciclos de reenganche. Este número puede ser ajustado por separado para el programa fase y el programa Tierra.

El primer ciclo de reenganche funciona en principio como el reenganche simple. Si el primer reenganche no tiene éxito, no se efectúa ninguna desconexión definitiva, sino se hace una reposición del tiempo de bloqueo y se inicia otro ciclo más de interrupción con un tiempo de pausa adicional. Esto se puede repetir tantas veces hasta que el número de repeticiones permitido sea alcanzado en el programa de reenganche cor-respondiente.

Los tiempos de pausa para los cuatro primeros ciclos de interrupción y los dos pro-gramas, pueden ser ajustados en forma diferente. A partir del quinto ciclo es válido el tiempo de pausa del cuarto ciclo correspondiente.

Si alguno de los ciclos demuestra éxito, es decir, después del reenganche la falta de-saparece, el tiempo de bloqueo finaliza y todas las funciones pasan a posición de reposo. La perturbación termina.

Si ninguno de los ciclos tiene éxito, se efectúa después del último reenganche permit-ido del equipo, una desconexión definitiva según el plan de escalonamiento. Todos los intentos de reenganche concluyen sin éxito.

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2 Funciones

Después de un reenganche sin éxito se bloquea en forma dinámica el automatismo de reenganche (ver más abajo).

Tiempo de bloqueo La funcionalidad del tiempo de bloqueo ya se ha aclarado bajo los títulos "Reen-ganche simple/múltiple". Se produce una prolongación del tiempo de bloqueo bajo las siguientes condiciones.

El tiempo 211 T Max.Orden Disp define el transcurso máximo, en el cual se man-tiene activa una orden de cierre. Si antes de finalizar el transcurso de este tiempo se produce nuevamente una orden de disparo, entonces se cancela la orden de cierre. Si el tiempo T Max.Orden Disp está ajustado mas largo que el tiempo T.BLOQUEO T, entonces el tiempo de bloqueo será prolongado por el tiempo restante de la orden de cierre, después del transcurso normal.

Si antes de transcurrir el tiempo de bloqueo ocurre un arranque de una de las fun-ciones de protección parametrizadas como iniciadoras de RE, entonces el tiempo de bloqueo será prolongado de igual manera!

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2.14.2 Bloqueo

Bloqueo estático Un bloqueo estático significa que el automatismo de reenganche no está disponible para operaciones de reenganche y no puede ser activado, mientras perdure la señal de bloqueo. Se genera el aviso de salida "RE inactivo" (FNo. 2784). Esta señal se utiliza también por interno para bloquear los escalones de protección que sólo serán efectivos cuando el automatismo de reenganche está disponible (ver también título marginal "Selectividad antes del reenganche" más arriba).

El automatismo de reenganche se bloquea estáticamente, si• la señal ">BLOQUEO RE" (FNo.2703) de una entrada binaria es efectiva, sin que

se active el automatismo de reenganche (aviso correspondiente: ">BLOQUEO RE"),

• la señal ">IP disponible" (FNo. 2730) por entrada binaria desaparece, sin que se active el automatismo de reenganche (aviso correspondiente: ">IP disponible"),

• el número de ciclos admisibles de ambos programas de reenganche están ajustado con 0 (aviso correspondiente (aviso correspondiente: "RE Núm. RE=0"),

• ninguna función (parámetro7150 hasta 7163) o entrada binaria está parametriza-da con arranque de automatismo de reenganche (aviso correspondiente: "RE par.sin Arr."),

• el interruptor de potencia es señalizado como "abierto" y no existe ninguna orden de disparo (aviso correspondiente: "RE: IP blq. RE"). Condición para esto es, que el 7SJ62/63/64 reciba información sobre el estado del interruptor mediante los contactos auxiliares.

Bloqueo dinámico El bloqueo dinámico de la función RE entra en acción siempre, cuando la función RE está activa y se cumple una de las condiciones de bloqueo. El bloqueo dinámico se reconoce con el aviso "RE BLOQdinINT". El bloqueo dinámico está ligado al tiempo parametrizable T.BLOQUEO din.. El tiempo de bloqueo se inicia generalmente con el inicio de las condiciones de bloqueo. Después de transcurrir el tiempo de bloqueo, se comprueba, si el bloqueo podrá ser cancelado. Si aún perduran condiciones de bloqueo o si durante el transcurso ha entrado otra condición de bloqueo, entonces el tiempo de bloqueo será iniciado nuevamente. Si, por el contrario, la causa del bloqueo ha desaparecido, después de finalizar el transcurso del tiempo de bloqueo, entonces el bloqueo dinámico es cancelado.

El bloqueo dinámico se produce,• cuando se alcanza el número máximo de intentos de reenganche. Si ahora, dentro

del tiempo de bloqueo, ocurre una orden de disparo, entonces la función RE será bloqueada dinámicamente (señalizado por el aviso "RE Núm. máx RE").

• si una función de protección reconoce una falta trifásica y el equipo no debe efec-tuar reenganche, según sus ajustes para faltas trifásicas, (señalizado por el aviso "RE Blq.Arr.3fás").

• si transcurre el tiempo máximo de espera T PAUSA RETARDO para la temporiza-ción del inicio del tiempo de pausa por entrada binaria, sin que la entrada binaria ">Retardo T.paus" haya sido desactivada durante este período de tiempo.

• cuando el tiempo activo ha transcurrido, sin que se haya producido ninguna orden de disparo, entonces cada orden de disparo durante la finalización del tiempo de bloqueo y la reposición del arranque producirá un bloqueo dinámico (señalizado por el aviso"RE T.act. term.").

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2 Funciones

• si una función de protección produce un disparo, el cual debe bloquear la función de reenganche (según ajuste); esto se efectúa independientemente del estado de la función RE (arrancado / no arrancado) cuando se realiza la orden de disparo de la función bloqueadora, (señalizado por el aviso "RE DISP blq. RE").

• cuando la protección fallo del interruptor de potencia genera un disparo.• si durante el tiempo parametrizado T. Superv. ARR. el interruptor de potencia

no se desconecta, después de que se haya hecho la orden de disparo, y por lo cual se supone un fallo del interruptor. (Esta supervisión de fallo del interruptor está pre-vista, mas que todo, para las puestas en marcha. La pruebas de puesta en marcha de las fuciones de protección se efectúan generalmente con el interruptor de po-tencia desactivado. La supervisión de fallo del interruptor evita que se produzcan reenganches inesperados después de reconectar el interruptor de potencia; señal-izado por el aviso "RE: Fin TS.ARR").

• si después de transcurrir el tiempo de supervisión para el interruptor de potencia, éste no está disponible para una operación de conmutación, suponiendo que esta función de supervisión está activada (dirección 7113 ? IP antes RE = Antes cada REE, señalizado por el aviso "Tctrl.IPtrans"),

• si, después de transcurrir la prolongación máxima del tiempo de pausa PROLONG.T.PAUSA, el interruptor de potencia aún no está disponible. La super-visión de disponibilidad del interruptor de potencia y el verificador de sincronismo puede producir una prolongación no deseada del tiempo de pausa. Para evitar que la función RE entre a un estado indefinido, se supervisa la prolongación del tiempo de pausa. El tiempo de prolongación se inicia cuando finaliza el tiempo de pausa regular. Al transcurrir este tiempo, se bloquea la función RE dinámicamente y se inicia el tiempo de bloqueo. La función RE regresa a su estado de reposo, cuando ha finalizado el tiempo de bloqueo y ya no existan más condiciones para un bloqueo (señalizado con el aviso "RE: Fin TP máx.").

• cuando se reconoce un cierre manual (por externo) y se ha fijado mediante el parámetro T.BLQ.CIERR.MAN (T = 0) que la función RE debe reaccionar con un cierre manual,

• mediante una entrada binaria que ha sido configurada (FNo. 2703 ">BLOQUEO RE"). Si el bloqueo se efectúa durante el estado de reposo de la función RE, se produce un bloqueo estático ("RE inactivo"). Este finaliza inmediatamente con la reposición de la entrada binaria y la función RE regresa a su estado de reposo. Si la función RE ya está activada en el momento de entrada del bloqueo, entonces se produce un bloqueo dinámico ("RE BLOQdinINT"). En este caso, se inicia con activación de la entrada binaria el tiempo de bloqueo T.BLOQUEO din.. Después de transcurrir este tiempo se comprueba, si la entrada binaria todavía se mantiene activa. En este caso, la función RE cambia del bloqueo dinámico al bloqueo estáti-co. Si finalizando este tiempo la entrada binaria ya no está activa y ya no existen más bloqueos, la función RE pasa a su estado de reposo.

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2.14.3 Detección y supervisión del estado del interruptor de potencia

Estado del interruptor de potencia

La detección del estado del interruptor de potencia es importante para la función de reenganche automático. El estado de conmutación puede ser indicado al equipo me-diante los contactos auxiliares del interruptor por las entradas binarias 4602 ">RPOS Q0 abie" y 4601 ">IP cerrado".

Aquí es válido:• Si se utiliza tanto la entrada binaria 4601 ">IP cerrado" así como la entrada

binaria 4602 ">RPOS Q0 abie", entonces, la función RE puede reconocer de esta manera, si el interruptor está abierto, cerrado o en posición intermedia. Si utilizando ambos contactos auxiliares, se reconoce el interruptor de potencia como abierto, entonces se inicia el tiempo de pausa. Si se reconoce un interruptor de potencia en posición abierta o en posición intermedia, sin que exista una orden de disparo, en-tonces se bloquea la función RE dinámicamente, si es que ésta ha sido arrancada. Si aquí la función RE se encuentra en estado de reposo, entonces se efectúa un bloqueo estático. Para verificar una orden de disparo existente, se evalúan todas las salidas de disparo del equipo, independientemente si la función trabaja como función iniciadora o bloqueadora de RE.

• Si solamente se ha configurado la entrada binaria 4601 ">IP cerrado", se reconoce el interruptor de potencia en estado abierto, si la entrada binaria está in-activa. Si la entrada binaria se desactiva cuando no existe ninguna orden de disparo (de cualquier función), la función RE se bloquea. Aquí se produce un bloqueo estático, si es que la función RE en ese momento se encuentra en el estado de reposo. Si la función RE está activa, se produce un bloqueo dinámico. El tiempo de pausa se inicia, cuando la entrada binaria detecta, después de la orden de disparo de una función iniciadora, un interruptor de potencia en estado abierto (4601 ">IP cerrado" = inactivo). En esta configuración no se puede reconocer un estado intermedio del interruptor de potencia.

• Si solamente se ha configurado la entrada binaria 4602 ">RPOS Q0 abie", se reconoce el interruptor de potencia en estado abierto, si la entrada binaria está in-activa. Si la entrada binaria está activa, cuando no existe ninguna orden de disparo (de cualquier función), entonces la función RE se bloquea dinámicamente, si es que la función RE ya está en acción. De otra manera se produce un bloqueo estáti-co. Se inicia el tiempo de pausa, si la entrada binaria se activa después de una orden de disparo de una función inicio de reenganche. En esta configuración no se puede reconocer un estado intermedio del interruptor de potencia.

• Si las entradas binarias 4602 ">RPOS Q0 abie" y 4601 ">IP cerrado" no están configuradas, la función RE no puede reconocer el estado de conmutación del interruptor de potencia. El inicio del RE se efectúa entonces exclusivamente mediante arranques y órdenes de disparo. Entonces, una supervisión de "IP abierto sin disparo" y el inicio del tiempo de pausa dependiendo del retroaviso del interruptor no son posibles.

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2 Funciones

Supervisión del interruptor de potencia

La aptitud del interruptor de potencia para efectuar un ciclo completo de interrupción, puede ser supervisada en el 7SJ62/63/64. Se reconoce un fallo del interruptor:

Condición para que después de una desconexión por cortocircuito se produzca un reenganche, es que al momento del arranque del automatismo de reenganche (o sea al empezar una orden de disparo), el interruptor de potencia esté disponible al menos para un ciclo DISPARO-CIERRE-DISPARO. Esta aptitud del interruptor de potencia se comunica al equipo mediante la entrada binaria ">IP disponible". En caso que esta señal no esté disponible, se puede suprimir la interrogación del interruptor de potencia, ya que de otra manera, no sería posible efectuarse un reenganche.• Especialmente para reenganches múltiples es ventajoso consultar la posición del

interruptor de potencia, no solamente al momento de la primera orden de disparo, sino también antes de cada reenganche. El reenganche se bloquea, mientras el in-terruptor no señalice su aptitud para efectuar un ciclo CIERRE-DISPARO.

• El tiempo transcurrido hasta la disponibilidad del interruptor de potencia puede ser supervisado por el 7SJ62/63/64. El tiempo de supervisión T SUPERVIS. IP con-tinúa transcurriendo, mientras el interruptor no señalice su disponibilidad por las entradas binarias ">IP disponible" (FNo. 2730), es decir, con la desactivación de la entrada binaria ">IP disponible" se inicia el tiempo de supervisión T SUPERVIS. IP. Si la entrada binaria se activa nuevamente antes de que transcur-ra el tiempo de supervisión, entonces el tiempo de supervisión es interrumpido y se continúa el reenganche. Si el tiempo de supervisión es más largo que el tiempo de pausa, entonces el tiempo de pausa se prolonga correspondientemente. Si el tiempo de supervisión finaliza, antes de que el interruptor de potencia señalice su disponibilidad, la función RE se bloquea dinámicamente.

Por causa del trabajo interactivo con la función de sincronización puede ocurrir una prolongación inadmisible del tiempo de pausa. Para evitar que la función RE perman-ezca, dado el caso, en un estado indefinido, se supervisa la prolongación del tiempo de pausa. Mediante el parámetro PROLONG.T.PAUSA se puede determinar la prolon-gación máxima del tiempo de pausa. El tiempo de prolongación PROLONG.T.PAUSA se inicia cuando finaliza el tiempo de pausa regular. Si la reacción de la sincronización ocurre antes de transcurrir este tiempo, el tiempo de supervisión se interrumpe y se genera la orden de cierre. Si este tiempo finaliza antes de la reacción de la sincroniza-ción, la función RE se bloquea dinámicamente.

Se debe controlar que este tiempo no sea menor que el tiempo de supervisión T SUPERVIS. IP.

El tiempo de supervisión del interruptor 7114 T. Superv. ARR. sirve para coordi-nar el arranque de la función RE en caso de un fallo del interruptor. Este se activa al efectuarse la orden de disparo antes o durante un reenganche determinando el tiempo en el cual se espera la apertura del IP, después de una orden de disparo. Si este tiempo termina de transcurrir, entonces se supone una fallo del interruptor y se bloquea el RE dinámicamente. Si se ajusta el parámetro T. Superv. ARR. con ∞, se cancela la función de supervisión de arranque.

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2.14.4 Control de escalones de protección

La función RE puede influenciar las temporizaciones y los valores umbrales de la pro-tección de sobreintensidad direccional o no direccional (Control de escalones de pro-tección). Para esto se hace diferencia entre tres mecanismos:1. Con la función de control de ciclos de RE los escalones de sobreintensidad

pueden producir un disparo según el ciclo RE en reacción rápida (T = 0 ) o quedar sin influencia del RE (T = T) o ser bloqueados (T = ∞). Ver descripción adicional bajo el titulo "Control de ciclos".

2. Según el estado del automatismo de reenganche "RE disponible" o "RE inactivo" se puede activar/desactivar el cambio dinámico de parámetros. De esta manera se pueden cambiar los valores umbrales y las temporizaciones de los escalones de la protección de sobreintensidad (ver también sección 2.14.6 ó sección 2.4).

3. Con los parámetros de la protección de sobreintensidad 1X14A I(E)>> ACTIVO se puede determinar, si los escalones I(E)>> deben estar activos siempre o sola-mente en la condición de "RE disponible" (ver sección 2.2).

Control de ciclos La función de control para los escalones de la protección de sobreintensidad se activa con la autorización del ciclo designado por el parámetro correspondiente. La autoriza-ción de los ciclos se señaliza mediante los avisos "RE: Autor.1°cic" hasta "RE: Autor.4°cic". Los parámetros para el ciclo de arranque tienen validez si la función RE se encuentra en estado de reposo. Por lo tanto, los ajustes parametrizados aquí siempre son efectivos, cuando la función RE se encuentra en reposo.

La autorización de los parámetros para el siguiente ciclo respectivo se efectúa con la salida de una orden de cierre y el inicio del tiempo de bloqueo. Después de un RE con éxito (finalización del tiempo de bloqueo) o cuando se cancela un bloqueo, la función RE pasa al estado de reposo. Para la función de la protección son válidos nueva-mente los parámetros correspondientes al ciclo de arranque.

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2 Funciones

La figura siguiente muestra un ejemplo para el control de los escalones de protección I>> e IE>>.

Figura 2-81 Control de los niveles de protección en caso de AR doble satisfactorio

Ejemplo Antes del primer reenganche se deben desconectar rápidamente las faltas con los es-calones I>> o IE>>. Es decir, se da preferencia a una eliminación de falta rápida en vez de la selectividad, ya que el reenganche es un intento de mantener el funcionami-ento de la red. Si la falta permanece, se debe efectuar otra vez un disparo rápido y proseguir con un segundo reenganche.

A partir del segundo reenganche los escalones I>> o IE>> deben ser bloqueados para que la falta sea despejada según el plan de escalonamiento de la red con los es-calones I> o IE>, ya que ahora la selectividad tiene preferencia.

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Las direcciones 7202 antes 1°.RE:I>>, 7214 antes 2°.RE:I>> y 7203 antes1°.RE:IE>> y 7215 antes2°.RE:IE>> se ajustan con sin retardo T=0 para que estos escalones sean efectivos después del primer reenganche. Por lo con-trario, las direcciones 7226 antes 3°.RE:I>> y 7227 antes3°.RE:IE>> se ajustan con bloqueado T= ∞, de manera que los escalones I>> y IE>> sean bloqu-eados con el segundo reenganche. Naturalmente, los escalones de reserva, p. ej., I> e IE>, no deben ser bloqueados (dirección 7200, 7201, 7212, 7213, 7224 y 7225).

El bloqueo sólo es válido después del reenganche según la dirección de ajuste. Es decir, aquí también es posible determinar de nuevo otras condiciones de bloqueo para un tercer reenganche.

Las condiciones de bloqueo son válidas para la coordinación de secuencias de zonas, si ésta está conectada (dirección 7140, ver también más bajo el título marginal "Co-ordinación de secuencias de zona (Zone Sequencing)".

2.14.5 Coordinación de secuencias de zona (Zone Sequencing, no para la versión 7SJ6***-**A**-)

La coordinación de secuencias de zona tiene la tarea de organizar la función RE del equipo con la función RE de otro equipo en la misma red. Esta es una función adicion-al del automatismo de reenganche, con la cual se pueden efectuar interrupciones cortas colectivas en redes de configuración radial. Para efectuar reenganches múlti-ples, los grupos pueden estar configurados también en estructuras escalonadas en las cuales las protecciones de alta tensión pueden estar sobre- y subescalonadas.

La coordinación de secuencias de zonas funciona de tal manera que dependiendo del ciclo de reenganche actual, se bloquean determinados niveles de protección. Esto se logra mediante el control de escalones de protección (ver título "Control de escalones de protección").

Lo particular es que, el cambio de un ciclo de reenganche al próximo, también puede ser efectuado sin orden de disparo, solamente mediante la activación/desactivación del arranque del escalón I> o IE> (Escalón).

La figura siguiente muestra el ejemplo de una interrupción colectiva en la salida 3.

Con la falta F1, a la salida 5, se efectúan arranques en los equipos de protección en la alimentación de barra y en la salida 3. El escalón I>>– en la salida 3 subescalona la protección de la salida 5 mediante disparo en tiempo rápido y produce un primer reenganche. Si la falta está despejada, las funciones entran a reposición después de transcurrir el tiempo de bloqueo y se termina la perturbación. Con esto "se cuida" también la protección.

Si la falta permanece, se efectúa un segundo intento de reenganche con el mismo procedimiento.

Ahora se bloquea el escalón rápido I en el equipo de la salida 3. Si todavía la falta permanece, entonces solamente el Escalón I> es efectivo en la salida 3 , el cual so-breescalona la protección con 0,4 s. Después de que la protección ha desconectado la falta, se hace una reposición en los equipos situados adelante. Si la protección no despeja la falta, el Escalón I> sirve como protección reserva en la salida 3.

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2 Funciones

El Escalón I>> del equipo en la alimentación de barra está temporizado (0,4 s), ya que éste debe sobreescalonar no solamente I>> de los equipos de la salida, sino también las unidades de seguro. En el segundo reenganche también se debe bloquear el Escalón I>> para dar preferencia al relé de salida (I> con 0,4 s). Para esto, el equipo en la alimentación de barra, debe "saber", que ya se han efectuado dos ciclos de in-terrupción.

En este equipo se debe activar la función de coordinación de secuencias de zonas: Esto es efectivo para contar los ciclos de interrupción durante la reposición de ar-ranque I> o IE>. Si permanece todavía una falta después del segundo reenganche, sólo es efectivo el Escalón I> con 0,9 s como protección reserva.

Para una falta en la alimentación de la barra colectora F2, el Escalón I>> es efectivo con 0,4s. Mediante la coordinación de secuencias de zonas, éste puede ser ajustado con un tiempo relativamente breve. El escalón I> (Escalón) sólo es necesario como protección reserva. Sin la coordinación de secuencias de zonas, sólo se podría utilizar el Escalón I> con su tiempo relativamente largo (0,9 s).

Figura 2-82 Coordinación de secuencias en caso de averías en la salida 5 y en las barras colectoras


Ajustes generales La función interna de automatismo de reenganche sólo puede ser efectiva y accesi-ble, si ha sido parametrizada en la configuración bajo la dirección 171 REENGANCHE AUTO = disponible. Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible. Bajo la dirección 7101 REENG.AUTO la función puede ser activada (Activar) o de-sactivada (Desactivar).

Si en la salida en la cual se aplica el 7SJ62/63/64 no se utiliza ningún automatismo de reenganche (p.ej. en cables, transformadores, motores o similares), se desconecta esta función mediante la configuración. Entonces, el automatismo de reenganche queda completamente inactivo, es decir, el 7SJ62/63/64 no elabora ninguna función de reenganche. No existen avisos correspondientes y las entradas binarias para esta función serán ignoradas. Todos los parámetros del bloque 71 no son accesibles y no tienen significado.

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Duración de bloqueo con detec-ción de cierre manual

El parámetro 7103 T.BLQ.CIERR.MAN define la reacción de la función RE cuando se reconoce una señal de Cierre-Manual. Con éste se puede ajustar, cuanto tiempo la función RE permanece bloqueada dinámicamente al reconocerse una orden externa de cierre manual por la entrada binaria (356 ">Conex. manual"). Si el parámetro se ajusta con 0, la función RE no reacciona con una señal de cierre manual.

Tiempo de bloqueo y bloqueo dinámico

El tiempo de bloqueo T.BLOQUEO (dirección 7105) es el periodo de tiempo, que al transcurrir después de un reenganchecon éxito, finaliza la perturbación de la red. Un nuevo disparo por una función de protección parametrizada con arranque de reen-ganche, dentro de este tiempo, hace que, con un reenganche múltiple, se inicie el siguiente ciclo de interrupción; si no es permitido ningún reenganche nuevo, se con-sidera, con un nuevo disparo, el último reenganche sin éxito.

Por lo general son suficientes algunos segundos. En zonas climáticas con tormentas y tempestades, es recomendable un tiempo de bloqueo más corto para disminuir el riesgo de una desconexión definitiva por causa de las caídas de rayos sucesivos en corto tiempo o cruces de cables rotos.

Un tiempo de bloqueo prolongado se elige, si no existe ninguna posibilidad de super-visión para el interruptor de potencia en los reenganches múltiples (p.ej. cuando no existen contactos auxiliares o no se dispone de la información de disponibilidad del interruptor) (ver más abajo). Entonces el tiempo de bloqueo deberá ser más largo que el tiempo para la nueva disponibilidad del interruptor de potencia.

Si se ha activado un bloqueo dinámico del automatismo de reenganche, éste queda bloqueado, hasta que la causa del bloqueo haya desaparecido. Ver detalles en la de-scripción bajo el título "Bloqueo dinámico". El bloqueo dinámico está ligado al tiempo parametrizable T.BLOQUEO din.. El tiempo de bloqueo se inicia generalmente con la aparición de la condición de bloqueo.

Supervisión del interruptor de potencia

Condición para que, después de una desconexión por cortocircuito, se produzca un reenganche, es que al momento del arranque del automatismo de reenganche (es decir, al iniciarse una orden de disparo), el interruptor de potencia esté disponible por lo menos para un ciclo DISPARO-CIERRE-DISPARO:

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2 Funciones

Esta aptitud del interruptor de potencia se comunica al equipo mediante la entrada binaria ">IP disponible" (FNo. 2730).• Es posible consultar la posición del interruptor de potencia antes de cada reen-

ganche o desistir la consulta (dirección7113, ? IP antes RE):? IP antes RE = Sin consulta, si la disponibilidad del interruptor no debe o no puede ser consultada,? IP antes RE = Antes cada REE, si la disponibilidad del interruptor debe ser consultada antes de cualquier mando de cierre.Normalmente, se debe consultar la posición del interruptor de potencia. En caso que esta señal no esté disponible, se puede desactivar la interrogación del inter-ruptor de potencia bajo la dirección 7113 ? IP antes RE, (Sin consulta), ya que de otra manera, no sería posible efectuarse un reenganche.Para controlar la nueva disponibilidad del interruptor se puede ajustar bajo la direc-ción 7115 el tiempo de supervisión de la disponibilidad del interruptor T SUPERVIS. IP siempre que se haya parametrizado la interrogación del interruptor de potencia bajo la dirección 7113. Este tiempo se ajusta algo mas largo que el tiempo máximo para una nueva disponibilidad después de un disparo. Si, después de transcurrir este tiempo, el interruptor de potencia todavía no está disponible, no se realiza ningún reenganche y se activa el bloqueo dinámico. Con esto, el autom-atismo de reenganche queda bloqueado.

La función de tiempo PROLONG.T.PAUSA sirve para controlar la prolongación del tiempo de pausa. Una prolongación del tiempo de pausa puede ser causada por la supervisión del interruptor de potencia T SUPERVIS. IP, así como por la función de sincronización.

Después de transcurrir el tiempo parametrizado de pausa, se inicia el tiempo de su-pervisión PROLONG.T.PAUSA.

Se debe controlar en los ajustes que este tiempo no sea menor que el tiempo de su-pervisión T SUPERVIS. IP. Si se utiliza el tiempo de supervisión T SUPERVIS. IP, entonces se debe ajustar PROLONG.T.PAUSA con un valor ≥ T SUPERVIS. IP para mayor seguridad.

Si la función RE es activada por una función de sincronización (interna o externa), en-tonces se asegura mediante PROLONG.T.PAUSA para que la función RE no perman-ezca en un estado indefinido, por falta del retroaviso de la sincronización

Si la sincronización es utilizada como verificador de sincronismo (en redes síncronas) entonces aquí se puede ajustar el tiempo de supervisión con un valor relativamente corto, p.ej. algunos segundos. La sincronización, en este caso, sólo tiene la función de "chequear" la sincronicidad de las redes. En el momento síncrono se efectúa in-mediatamente una orden de cierre, en otro caso no se hace la conexión.

Si se utiliza la sincronización para conexiones de redes síncronas/asíncronas, en-tonces el tiempo de supervisión debe abarcar el tiempo suficiente para permitir la de-terminación del momento de cierre. Esto depende del deslizamiento de frecuencias de los dos lados. Un tiempo de supervisión de 100 s puede cubrir la mayoría de apli-caciones con redes asíncronas.

De todas maneras, el tiempo de supervisión debe ser ajustado por lo general mas largo que la duración máxima del proceso de sincronización (parámetros 6x12).

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El tiempo de supervisión de fallo del interruptor de potencia 7114 T. Superv. ARR. determina el tiempo que se deberá esperar después de un disparo (conexión de los contactos de mando) hasta la apertura del interruptor (retroaviso de los contactos aux-iliares del IP). Este tiempo se inicia nuevamente con cada disparo. Si este tiempo termina de transcurrir, entonces se supone, que existe un fallo del interruptor de po-tencia y la función RE se bloquea dinámicamente.

Tiempo activo El tiempo activo supervisa el periodo entre el arranque general del equipo y la orden de disparo de una función de protección parametrizada como iniciadora, cuando la función RE es disponible pero todavía no está activa. Si durante el tiempo activo se efectúa una orden de disparo de una función de protección parametrizada como ini-ciadora, se activa la función RE. Si este tiempo sobrepasa el tiempo parametrizable T ACT (dirección 7117), entonces la función RE se bloquea dinámicamente. En cara-cterísticas de disparo dependientes, generalmente el tiempo de disparo se determina según la localidad de la falta o la resistencia de fallo. Mediante el tiempo activo no se inicia ningún reenganche en caso de faltas muy remotas o faltas de alta impedancia con tiempos de disparo prolongados. Los mandos de disparo de las funciones de pro-tección que no han sido definidas como iniciadoras, no tienen ninguna influencia en el tiempo activo.

Temporización para el inicio del tiempo de pausa

El inicio del tiempo de pausa puede ser retrasado mediante una señalización por la entrada binaria 2754 ">Retardo T.paus". El tiempo máximo para esta función puede ser parametrizado bajo 7118 T PAUSA RETARDO. Dentro de este período de tiempo la entrada binaria debe ser desactivada nuevamente para que se inicie el tiempo de pausa. El transcurso exacto se explica detalladamente en la descripción funcional bajo el título "Temporización para el inicio del tiempo de pausa".

Número de intentos de reenganche

El número de reenganches puede ser parametrizado individualmente para los progra-mas "Fase" (dirección 7136, NO. REE FASE) y "Tierra" (dirección 7135 NO. REE TIERRA). La definición exacta de los programas se explica en la descripción funcional bajo el título "Programas de reenganche"

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2 Funciones

Orden de cierre: directa o por función de control

Mediante los parámetros 7137 CIERR.obj.MANDO se puede elegir, si la orden de cierre debe ser generada directamente por la función de automatismo de reenganche (ajuste CIERR.obj.MANDO = ninguno) o si la funcionalidad de control debe activar el cierre.

Si la función RE debe efectuar las conexiones mediante la funcionalidad de control, entonces la función de cierre manual no debe ser activada directamente por un mando de cierre de la función RE. En este caso, el ejemplo indicado en la sección 2.2.10 para la lógica de Cierre-Manual con activación de órdenes mediante la función de control debe ser completado (ver figura 2-83). Con el aviso 2899 "RE Req. Cierre" se reconoce, que la función RE intenta efectuar un cierre. El aviso activa el Flip-Flop y bloquea la señal de cierre manual hasta que la función RE haya terminado con los intentos de reenganche. Mediante la vinculación lógica OR de los avisos 2784 "RE inactivo", 2785 "RE BLOQdinINT" y 2862 "RE efectuado" se hace una reposición del Flip-Flop. Si la orden de cierre proviene de la función de control , en-tonces se genera el cierre manual.

Figura 2-83 Lógica CFC para conexión manual en caso de AR a través de la función de control

La lista de selección para el parámetro 7137 se genera espontáneamente dependi-endo de los elementos de mando configurados. Si se selecciona uno de los elemen-tos de mando, por lo general el interruptor de potencia "Q0 INTERR.", entonces se realizará el reenganche vía función de control. En este caso, la función del automa-tismo de reenganche no producirá ninguna orden de cierre, sino un requerimiento de cierre. Esto será transmitido a la función de control la cual a continuación asumirá la operación de cierre. Por lo tanto, las propiedades definidas para el objeto de mando como enclavamientos y tiempos de mando, serán validas en la operación de cierre. Esto significa, que también es posible, que una orden de cierre no sea efectuada por causa de una condición actual de enclavamiento.

Si esto no es deseado, entonces la función de automatismo de reenganche también puede generar directamente la orden de cierre "Orden.cierr.RE" que debe estar configurada a un contacto. En este caso el plano CFC de la figura 2-83 no tiene apli-cación.

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Conexión a la función de verifi-cación de sin-cronismo interna (sólo con el 7SJ64)

La función de automatismo de reenganche puede operar con la función interna de sin-cronización del 7SJ64. Si esto es deseado, entonces el plano CFC expuesto en la figura 2-83 es imprescindible, ya que la función de sincronismo siempre actúa en co-operación con la función de control. Además se debe seleccionar mediante el parámetro 7138 SINC interna uno de los cuatro grupos de sincronización. De esta manera se determinan las condiciones de sincronización para el reenganche au-tomático. En este caso, el objeto de mando a utilizar se define dentro del grupo fun-cional de sincronización elegido (generalmente el interruptor de potencia "Q0 INTERR."). El objeto de mando definido aquí debe ser idéntico con el objeto de mando definido bajo 7137 CIERR.obj.MANDO. Mediante la orden de cierre "Orden.cierr.RE" no es posible efectuar un reenganche sícrononizado.

Si no se requiere ninguna interacción con la sincronización interna, entonces el plano CFC según la figura 2-83 no es necesario y el parámetro 7138 debe ser ajustado con ninguno.

RE con verificador de sincronismo externo

Con el parámetro 7139 SINC externa se puede determinar, sie la función RE debe trabajar con un verificador de sincronismo externo. Una sincronización externa es posible, si el parametro esta ajustado con Si y el 7SJ64 está conectado al equipo externo de verificación de sincronismo mediante el aviso 2865 "RE ctrl.sinc" y la entrada binaria ">RE EXT.ACT.".

Nota: Una conexión simultánea de la función RE al verificador de sincronismo interno y externo no es posible!

Arranque y bloqueo de la función de reenganche por las funciones de pro-tección (Configu-ración)

Con las direcciones 7150 hasta 7164 se puede determinar, que funciones de protec-ción deben colaborar con el automatismo de reenganche. Estas establecen las con-exiones entre la protección y el automatismo de reenganche. Cada dirección denomi-na una función de protección con su abreviación, p.ej., I>> para el Escalón I>> de la protección no direccional de sobreintensidad (dirección 7152).

Aquí significan las opciones:• Arranque RE el escalón de protección activa con su orden de disparo el automa-

tismo de reenganche;Sin arranque RE el escalón de protección no activa el automatismo de reen-ganche, pero éste puede ser activado por otras funcionesRE bloqueado la función de protección bloquea el automatismo de reenganche, éste tampoco puede ser activado por otras funciones; pero se activa un bloqueo dinámico.

Tiempos de pausa (1° RE)

Los parámetros 7127 y 7128 determinan la longitud de los tiempos de pausa del 1° ciclo. El tiempo definido por el parámetro se inicia con la apertura del interruptor de potencia (si se han configurado los contactos auxiliares) o con la finalización del ar-ranque después de la orden de disparo por una unidad iniciadora. Bajo la dirección 7127 T PAUSA 1 FASE se ajusta el tiempo de pausa para el primer reenganche del programa "Fase" y bajo la dirección 7128 T PAUSA 1 TIERRA para el programa de reenganche "Tierra". La definición exacta de los programas se explica en la de-scripción funcional bajo el título "Programas de reenganche" Este caso de aplicación es determinante para la duración de las pausas sin tensión. Para líneas de mayor lon-gitud, éstas deben ser lo suficientemente largas, para que pueda extinguirse el arco eléctrico y se desionice el aire en las inmediaciones y así el reenganche tenga per-spectivas de éxito (usual 0,9 s hasta 1,5 s). En líneas de alimentación múltiples, gen-eralmente, lo mas importante es la estabilidad de la red. Ya que la línea desconectada no puede desarrollar ninguna magnitud sincronizante, en la mayoría de veces, se permite sólo una pausa sin tensión breve. Los valores usuales comprenden desde

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2 Funciones

0,3 s hasta 0,6 s. En redes de configuración de estrella se permiten, normalmente, pausas sin tensión más largas.

Control de ciclos para las funciones de protección por la función de reen-ganche

Las direcciones 7200 hasta 7211 permiten el control de los ciclos RE con las difer-entes funciones de protección. De esta manera, cualquier escalón de protección puede ser bloqueado, temporizado o activado directamente de acuerdo a los tiempos de retardo parametrizados. Son disponibles los ajuste siguientes:

Son disponibles los ajuste siguientes:• Valor ajust.T=T el escalón de protección es temporizado, como determina el

parámetro, es decir la función RE no influye el Escalón;sin retardo T=0 el escalón de protección no es temporizado, si la función RE está disponible a efectuar tal ciclo;bloqueado T= ∞ el escalón de protección es bloqueado, si la función RE llega al ciclo definido en el parámetro.

Tiempos de pausa (2° hasta 4° RE)

Si se ha parametrizado más de un ciclo de reenganche, se puede ajustar para el 2° hasta 4° ciclo parámetros individuales de reenganche. Las posibilidades son las mismas que para el 1° ciclo.

para el 2° ciclo:

para el 3° ciclo:

para el 4° ciclo:

Quinto hasta noveno reenganche

Si se han ajustado más de cuatro ciclos, entonces los ciclos siguientes trabajarán con los valores de ajuste del cuarto ciclo.

Bloqueo con falta trifásica

Independientemente del programa de reenganche elegido, se puede bloquear un reenganche con cortocircuito trifásico (dirección 7165 DISP.3p.bloq.RE). El crite-rio es el arranque de todas las tres fases de cualquier escalón de sobreintensidad.

Dirección 7129 T PAUSA2 FASE Pausa sin tensión 2° RE FaseDirección 7130 T PAUSA2 TIERRA Tiempo de pausa 2. RE TierraDirecciones 7212 hasta 7223

Control de ciclos para las diferentes funciones de pro-tección antes del 2° RE





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Bloqueo por órdenes internas de la función de control

La función de reenganche puede ser bloqueada con las órdenes provenientes de la función de control integrada del equipo. Para esto se debe establecer por CFC (Nivel de desarrollo Protección fallo del interruptor) mediante un módulo funcional CMD_Information una vinculación interna de las informaciones (ver la siguiente figu-ra).

Figura 2-84 Bloqueo del automatismo de reenganche mediante órdenes a través de la función de mando integrado del equipo

Coordinación de secuencias de zonas (Zone Se-quencing)

No para las versiones 7SJ62/63/64**-**A**-

Con la dirección 7140 ZONAS SECUENC. se puede activar (Activar) o desactivar (Desactivar) la coordinación de secuencias de zonas.

En un reenganche múltiple se cuentan solamente los ciclos de reenganche efectua-dos por el equipo, cuando la coordinación de secuencia de zonas está desconectada. Si se conecta la coordinación se secuencias de zonas, entonces se registran en un contador adicional también las interrupciones que (en las redes radiales) se efectúan por el relé. El criterio para esto es que los escalones de arranque I>/IE> pasen a re-posición, sin que ninguna función de protección activadora de reenganche, efectúe una orden de disparo. Mediante las direcciones 7200 hasta 7247 (ver abajo "Ar-ranque y bloqueo de la función de reenganche por las funciones de protección" y "Control de los escalones S/I y S/I dir. S/I mediante el cambio dinámico de parámet-ros") se puede determinar en forma individual, en qué ciclo de interrupción, qué equipo de protección será efectivo o será bloqueado.

En el ejemplo de la figura "Coordinación de secuencias zonas para faltas en la salida de línea 5 y en la barra colectora" de la descripción funcional se ha conectado la co-ordinación de secuencias a la unidad de la línea de alimentación. Además, se de-berían bloquear a partir del segundo reenganche los escalones I>>, es decir se debe parametrizar la dirección 7214 antes2°.RE:I>> con bloqueado T= ∞. En los equipos de las salidas se desconecta la coordinación de secuencias de zonas, pero aquí también deben ser bloqueados los escalones I a partir del segundo reenganche. Naturalmente, se debe asegurar que los escalones I del automatismo de reenganche, hagan un arranque: Dirección 7152 I>> con Arranque RE.

Control de los es-calones de S/I y S/I dir mediante el cambio dinámico de parámetros

Una posibilidad adicional de controlar la protección por parte de la función RE se dispone mediante el cambio dinámico de parámetros (ver también sección 2.4). En esta función existe el parámetro 1702 INICIO CAMB.din. Éste determina, bajo qué condiciones de arranque los valores cambiados para intensidad y tiempo en el cambio dinámico, deben ser válidos para la protección de sobreintensidad direccional (S/I dir) y no direccional (S/I).

Si se selecciona el parámetro 1702 INICIO CAMB.din = RE disponible, las fun-ciones S/I y S/I dir trabajan con el valor modificado siempre que la función RE esté disponible. Para controlar el cambio dinámico de parámetros la función RE ofrece la señal RE disponible. La señal RE disponible solo se activa, si la función RE ha sido configurada como disponible, está activada y no bloqueada y si es disponible para otro ciclo más. El control del cambio dinámico de parámetros no depende de los ciclos.

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2 Funciones

Ya que el control sobre el cambio dinámico de parámetros y el control orientado por ciclos de RE pueden estar activos simultáneamente, las protecciones S/I y S/I dir deben coordinar las magnitudes de entrada de ambos interfaces. Esto se efectúa dándole al control orientado por los ciclos de RE la prioridad más alta de manera que sobrecubra la autorización del cambio dinámico de parámetros.

En el control de los escalones de protección por parte de la función RE se debe ob-servar que un cambio de las magnitudes de control (p.ej., por bloqueo) no tendrá in-fluencia en los escalones ya activados. Los escalones activos seguirán funcionando.

Indicación para la lista de parámetros del automatismo de reenganche

Las posibilidades de ajuste del parámetro 7137 CIERR.obj.MANDO se generan de forma dinámica de acuerdo a la parametrización actual.

El parámetro 7138 SINC interna existe sólo con 7SJ64.



7101 REENG.AUTO DesactivarActivar

Desactivar Reenganche automático

7103 T.BLQ.CIERR.MAN 0.50 .. 320.00 s; 0 1.00 s T. bloqueo en deteccion de cierre manual

7105 T.BLOQUEO 0.50 .. 320.00 s 3.00 s Tiempo de bloqueo para último ciclo REE

7108 T.BLOQUEO din. 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Tiempo de bloqueo tras bloqueo dina.ext.

7113 ? IP antes RE Sin consultaAntes cada REE

Sin consulta Interrogación del IP antes de RE

7114 T. Superv. ARR. 0.01 .. 320.00 s; ∞ 0.50 s Supervisión tiempo de arranque

7115 T SUPERVIS. IP 0.10 .. 320.00 s 3.00 s Tiempo de supervisión del in-ter.potencia

7116 PROLONG.T.PAUSA 0.50 .. 1800.00 s; ∞ 100.00 s Prolongación máx. de tiempo de pausa

7117 T ACT 0.01 .. 320.00 s; ∞ ∞ s Tiempo activo

7118 T PAUSA RETARDO 0.0 .. 1800.0 s; ∞ 1.0 s Retardo máx. de inicio de tiempo pausa

7127 T PAUSA1 FASE 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 1 RE Fase

7128 T PAUSA1 TIERRA 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 1 RE Tierra


7130 T PAUSA2 TIERRA 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 2 RE Tierra


7132 T PAUSA3 TIERRA 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 3 RETierra

7133 T PAUSA4 FASE 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 4...n RE Fase

7134 T PAUSA4 TIERRA 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 4...n RE Tierra

7135 NO. REE TIERRA 0 .. 9 1 Número de ciclos de reenganche, Tierra

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7136 NO. REE FASE 0 .. 9 1 Número de ciclos de reenganche, Fase

7137 CIERR.obj.MANDO (posibilidades de ajuste según la aplicación)

ninguno Orden de cierre mediante objeto de mando

7138 SINC interna (posibilidades de ajuste según la aplicación)

ninguno Sincronización interna

7139 SINC externa SiNo

No Sicronización externa

7140 ZONAS SECUENC. DesactivarActivar

Desactivar Secuencias de zonas

7150 I> Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE I>

7151 IE> Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IE>

7152 I>> Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE I>>

7153 IE>> Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IE>>

7154 Ip Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE Ip

7155 IEp Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IEp

7156 I> dir. Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE I> direccional

7157 IE> dir. Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IE> direccional

7158 I>> dir. Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE I>> direccional

7159 IE>> dir. Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IE>> direccional

7160 Ip dir. Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE Ip direccional

7161 IEp dir. Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IEp direccional

7162 FALTA/tier.sens Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE Detecc. faltas a tierra alta (sen-sib.)


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2 Funciones

7163 PROT.CARG.DESEQ Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE Protección de cargas dese-quilibradas

7164 ENTRADA BINARIA Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE Entrada binaria (fase y tierra)

7165 DISP.3p.bloq.RE SiNo

No Disparo tripolar bloquea RE

7200 antes1°.RE:I> Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T I> antes del 1°.RE

7201 antes1°.RE:IE> Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T IE> antes del 1°.RE

7202 antes1°.RE:I>> Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T I>> antes del 1°.RE

7203 antes1°.RE:IE>> Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T IE>> antes del 1°.RE

7204 antes1°.RE:Ip Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T Ip antes del 1°. RE

7205 antes1°.RE:IEp Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T IEp antes del 1°. RE

7206 antes1°.RE:I> d Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T I> direccional antes del 1°.RE

7207 ant.1°.RE:IE> d Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T IE>direccional antes del 1°.RE

7208 ant.1°.RE:I>> d Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T I>> direccional antes del 1°.RE

7209 ant.1°.RE:IE>>d Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T IE>> direccional antes del 1°.RE

7210 antes1°.RE:Ip d Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T Ip direccional antes del 1°. RE

7211 ant.1°.RE:IEp d Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T IEp direccional antes del 1°. RE






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Valor ajust.T=T IE> direccional antes del 2°.RE






















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2 Funciones














Valor ajust.T=T I> antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T IE> antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T I>> antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T IE>> antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T Ip antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T IEp antes del 4°..n°. RE




Valor ajust.T=T IE> direccional antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T I>> direccional antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T IE>> direccional antes del 4°..n°. RE


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Valor ajust.T=T Ip direccional antes del 4°..n.°. RE


Valor ajust.T=T IEp direccional antes del 4°..n°. RE


Explicación

127 RE act/des IntI RE por IEC60870-5-103 (activar/desact.)2701 >RE.activar AI >Activar función de reenganche2702 >RE. desactivar AI >Desactivar función de reenganche2703 >BLOQUEO RE AI >Reenganche int.bloqueado exteriormente2711 >ARR gen. ext AI >Arranque general para reenganche int.2715 >DISP falt.tier AI >RE: disparo falta a tierra2716 >DISP falt.fase AI >RE: disparo falta de fase2722 >Act.COOR-DIS AI >Activar coordinación de disparo2723 >Desac.COOR-DIS AI >Desactivar coordinación de disparo2730 >IP disponible AI >Interruptor de potencia disponible2731 >RE EXT.ACT. AI >Activación Reeng. por unidad externa2753 RE transc.T.ret AS RE: Retardo máx. inicio de pausa transc.2754 >Retardo T.paus AI >RE: Inicio de tiempo de pausa retardado2781 RE desactivado AS Reenganche desactivado2782 RE activado IntI Reenganche activado2784 RE inactivo AS Reenganche inactivo2785 RE BLOQdinINT AS Reenganche,bloqueo dinám. interno2788 Tctrl.IPtrans AS RE: Tiempo control del IP transcurrido2801 RE activo AS Reenganche activado2808 RE: IP blq. RE AS RE: IP abierto y ningún disparo2809 RE: Fin TS.ARR AS RE: T. supervis. de arranque sobrepasado2810 RE: Fin TP máx. AS RE: T máx. de pausa sobtrepasado2823 RE par.sin Arr. AS RE: No se ha parametrizado arrancador2824 RE Núm. RE=0 AS RE: Número ciclos = 02827 RE DISP blq. RE AS RE: Bloqueo por DISPARO2828 RE Blq.Arr.3fás AS RE: Bloqueo por arranque trifásico2829 RE T.act. term. AS RE: Tiempo act. terminado antes del DISP2830 RE Núm. máx RE AS RE: Número máx. de ciclos excedido2844 RE: 1°. ciclo AS RE: 1°. ciclo en proceso2845 RE: 2°. ciclo AS RE: 2°. ciclo en proceso2846 RE: 3°. ciclo AS RE: 3°. ciclo en proceso2847 RE: >3°. ciclo AS RE: Ciclo > 3°. en proceso2851 Orden.cierr.RE AS Orden de cierre por reenganche2862 RE efectuado AS Función reenganche efectuada2863 RE DISP.fin. AS Disparo final de reenganche


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2 Funciones

2865 RE ctrl.sinc AS RE: Req. para controlar sincronismo2878 RE Prog.Tierra AS RE: Programa falta a tierra en proceso2879 RE Prog. Fase AS RE: Programa falta de fases en proceso2883 COOR.DISP en pr AS Coordinación de disparo en proceso2884 COOR-DISP.acti. AS Coordinación de disparo, activada2885 COOR-DISP.desa. AS Coordinación de disparo, desactivada2889 RE: Autor.1°cic AS RE: Autorización de zona en 1° ciclo2890 RE: Autor.2°cic AS RE: Autorización de zona en 2° ciclo2891 RE: Autor.3°cic AS RE: Autorización de zona en 3° ciclo2892 RE: Autor.4°cic AS RE: Autorización de zona en 4° ciclo2899 RE Req. Cierre AS RE: Requerimiento de cierre por control


Explicación

264 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2.15 Localizador de faltas


La medición de la distancia a la falta en caso de cortocircuito es un complemento im-portante para las funciones de protección.


• La disponibilidad de la línea para transmitir energía en la red se puede incrementar localizando más rápidamente el lugar de la falta y por lo tanto poder corregir más rápidamente la avería.

2.15.1 Descripción

Condiciones de inicio

La localización de la falta se efectúa cuando la protección de sobreintensidad direc-cional o no direccional haya transmitido una orden de disparo. A continuación, el lo-calizador de faltas establece los bucles de medida válidos y las ventanas de medida más convenientes. Las parejas de valores de intensidad de cortocircuito y tensión de cortocircuito registradas en una memoria intermedia circulante quedan retenidas y están disponibles para el cálculo de los componentes de impedancia R (resistencia) y X (reactancia). La filtración de las magnitudes de medida y el número de cálculos de impedancia se adaptan automáticamente al número de parejas de valores de medida introducidos.

La localización de la falta también se puede iniciar a través de una entrada binaria. Para esto, sin embargo, es condición necesaria la excitación simultánea de la protec-ción de sobreintensidad (direccional o no direccional). De esta manera es también posible el cálculo del lugar de la falta si ha sido otro aparato de protección el que provoca la desconexión de un cortocircuito.

Procedimiento de medida

La evaluación de las magnitudes de medida tiene lugar después de desconectar el cortocircuito. A partir de las magnitudes de medida registradas y filtradas se determi-nan por lo menos tres parejas de resultados para R y X, de acuerdo con la ecuación de la línea. Si el número de parejas de resultados disponibles es inferior a 3, no se emite ningún lugar de falta. A partir de las parejas de resultados se calcula el valor medio y la desviación estándar. Después de eliminar los "valores excepcionales", que se reconocen por su excesiva diferencia con respecto a la desviación estándar, se calcula nuevamente un valor medio para X. Este valor medio es válido como reactan-cia de la falta, que es proporcional a la distancia a la falta.

Nota

En el caso de conexión fase-fase de las tensiones no tiene lugar ningún cálculo de lugares de falta!

Elección del bucle Los bucles de medida válidos para el cálculo de la reactancia de la falta se seleccio-nan sirviéndose de los arranques debidos a la protección temporizada de sobreinten-sidad (direccional o no direccional). La reactancia de la falta naturalmente sólo se puede calcular para bucles fase–Tierra, si el equipo está conectado a tres transforma-dores de medida de intensidad conectados en estrella y a tres transformadores de medida de tensión conectados en estrella y puestos a tierra en el punto de la estrella.

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2 Funciones

La tabla 2-16 muestra la correspondencia entre los bucles que han sido evaluados y las posibles imágenes de arranque de la protección de cortocircuitos, cuando el equipo está conectado a tres transformadores de medida de tensión conectados en estrella. Si la conexión de los transformadores de medida de tensión se realiza con una conexión en V, es válida la tabla 2-17; aquí naturalmente no se pueden medir bucles fase–Tierra.

Adicionalmente se excluyen de los cálculos ulteriores aquellos bucles cuando una de las dos intensidades que intervienen en un bucle es inferior al 10% de la segunda in-tensidad que interviene en el bucle, o es menor al 10% de la intensidad nominal.

Tabla 2-16 Selección del bucle que ha de efectuar la comunicación en caso de conexión fase–Tierrade las tensiones

Tabla 2-17 Selección del bucle a señalizar para tensiones en conexión fase-fase

Excitación posibles bucles bucles evaluados ObservaciónL1 L1–E, L1–L2, L3–L1 L1–E o L1–E y L–L más pequeña Si solamente arranca una fase, se visualiza

únicamente el correspondiente bucle fase–Tierra; si la(s) reactancia(s) de uno o ambos bucles L–L es(son) menor(es) que la reactan-cia L–E, entonces se visualiza adicionalmente el bucle L–L que tenga la reactancia más pequeña

L2 L2–E, L1–L2, L2–L3 L2–E o L2–E y L–L más pequeñaL3 L3–E, L3–L1, L2–L3 L3–E o L3–E y L–L más pequeña

E L1–E, L2–E, L3–E L más pequeña–E Se visualiza únicamente el bucle L–Eque tenga la reactancia menor

L1, E L1–E L1–E Se visualiza el correspondiente bucle fase–TierraL2, E L2–E L2–E

L1, E L3–E L3–EL1, L2 L1–L2 L1–L2 Se visualiza el correspondiente bucle L–L–L2, L3 L2–L3 L2–L3L1, L3 L3–L1 L3–L1

L1, L2, E L1–L2, L1–E, L2–E L1–L2 o L1–L2 y L1–E y L2–E El correspondiente bucle L–L se visualiza siempre; si las diferencias de reactancia de los bucles L–Eentre sí son mayores al 15% del bucle L–Emayor, entonces se visualizan adicionalmente ambos bucles L–E

L2, L3, E L2–L3, L2–E, L3–E L2–L3 o L2–L3 y L2–E y L3–EL1, L3, E L3–L1, L1–E, L3–E L3–L1 o L3–L1 y L1–E y L3–E

L1, L2, L3 L1–L2, L2–L3, L3–L1 bucle L–L más pequeño Se visualiza únicamente el bucle L–L más pequeño L1, L2, L3, E L1–L2, L2–L3, L3–L1 bucle L–L más pequeño

Excitación posibles bucles bucles evaluados ObservaciónL1 L1–L2, L3–L1 L–L más pequeño Se visualiza el bucle L–L más pequeñoL2 L1–L2, L2–L3 L–L más pequeñoL3 L3–L1, L2–L3 L–L más pequeño

L1, L2 L1–L2 L1–L2 Se visualiza el correspondiente bucle L–LL2, L3 L2–L3 L2–L3L1, L3 L3–L1 L3–L1

L1, L2, L3 L1–L2, L2–L3, L3–L1 L–L más pequeño Se visualiza el bucle L–L más pequeño

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Resultado Como resultado de la localización de la falta aparecen en la pantalla del equipo o a través de DIGSI®:• uno o varios bucles de cortocircuito a partir de los cuales se determinó la reactancia

de la falta, • una o varias reactancias por fase en Ω secundarios,• las distancias a la falta proporcionales a las reactancias expresadas en km o millas

de línea, convertidos basándose en la carga de reactancia parametrizada de la línea (dirección1105 ó 1106, véase el capítulo 2.1.6.2 ).

Nota: La expresión de la distancia en kilómetros o millas sólo puede ser aplicable para tramos de línea homogéneos. Si la línea está compuesta de secciones con diferentes valores de reactancia por longitud, por ejemplo, tramos combinados con líneas aéreas y cables, entonces se puede evaluar la reactancia determinada por la localiza-ción de la falta para un cálculo independiente de la distancia a la falta. También en transformadores, bobinas de reactancia y máquinas eléctricas solamente tiene impor-tancia el dato de la reactancia, pero no el dato de la distancia.


Generalidades El cálculo de la distancia a la falta sólo puede ser efectuado, si en la configuración se ha parametrizado bajo la dirección 180 LOCALIZ. FALTAS = disponible. Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible.

Inicio de la medición

Normalmente, la localización de la falta se inicia con la orden de disparo del relé (parámetro 8001 ACTIV.LOC.FALTA = Disparo). Ésta también puede ser iniciada con la reposición del arranque (parámetro 8001 ACTIV.LOC.FALTA = Arranque), si por ejemplo la desconexión de la falta es efectuada por otra protección. Independ-ientemente, el cálculo de localización puede ser activado por externo mediante una entrada binaria (FNo. 1106 ">LOC.falt.act").

Constantes de la línea

Para la determinación de la distancia a la falta en millas o en kilómetros el equipo requiere el valor de reactancia por unidad de longitud en Ω/Millas o en Ω/km. Esto ya ha sido mencionado en la parametrización de los datos generales de protección (Datos de planta 2) bajo la dirección 1105 ó 1106 (ver sección 2.1.6.2).




8001 ACTIV.LOC.FALTA ArranqueDisparo

Arranque Activar localizador de falta


Explicación

1106 >LOC.falt.act AI >Activar localizador de faltas1118 Xsec= AV Reactancia de falta secundaría =

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2 Funciones

1119 d = AV Distancia de falta =1123 LOC. lazo L1E AS Lazo L1E1124 LOC. lazo L2E AS Lazo L2E1125 LOC. lazo L3E AS Lazo L3E1126 LOC. lazo L12 AS Lazo L121127 LOC. lazo L23 AS Lazo L231128 LOC. lazo L31 AS Lazo L311132 LOC.falt.invál. AS LOC. faltas no puede calcular valores


Explicación

268 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2.16 Protección fallo del interruptor


La protección contra fallo del interruptor sirve para vigilar la correcta desconexión del correspondiente interruptor de potencia.

2.16.1 Descripción

Generalidades Si un interruptor de potencia no dispara dentro de un tiempo parametrizable después de haberse dado una orden de desconexión, la protección contra fallo del interruptor provoca la desconexión por medio de un interruptor de orden superior (véase también como ejemplo la figura 2-85).

Figura 2-85 Principio de funcionamiento de la protección contra fallo del interruptor de po-tencia

Arranque La protección contra fallo del interruptor se puede arrancar desde dos fuentes distin-tas:• Órdenes de disparo de las funciones de protección internas del 7SJ62/63/64,• Órdenes de inicio exteriores a través de entradas binarias (">FALLO IP ini.").

Para cada una de las dos fuentes se genera un mensaje de arranque propio, se inicia una temporización propia y se genera una orden de disparo propia. Los valores del parámetro del umbral de intensidad y de la temporización son comunes.

Criterios Para detectar un fallo del interruptor se dispone de dos criterios: • Comprobación para ver si después de haberse dado una orden de disparo desa-

parece efectivamente la corriente,• Evaluación del contacto auxiliar del interruptor de potencia.

Los criterios que deben dar lugar a que se forme un arranque se pueden seleccionar y dependen también de la función de protección que cause la orden de disparo. En caso de disparo sin corriente de cortocircuito, por ejemplo, por la protección de ten-sión, entonces la corriente no es un criterio fiable para la reacción del interruptor de

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2 Funciones

potencia. Por este motivo existe la posibilidad de que en estos casos el arranque dependa exclusivamente del criterio de los contactos auxiliares. En las funciones de protección en las que se mida la corriente (es decir, en todas las funciones de protec-ción contra cortocircuitos) deberán cumplirse sin embargo no sólo el criterio de inten-sidad sino también el criterio de los contactos auxiliares. Solamente en el caso de manifestaciones contradictorias y por lo tanto defectuosas del criterio de los contactos auxiliares se recurre entonces únicamente al criterio de intensidad.

El criterio de intensidad se cumple si por lo menos una de las tres corrientes de fase rebasa un umbral parametrizable (IP I>) (véase también el apartado 2.1.3.2 bajo el subtítulo "Vigilancia del flujo de corriente"). Este umbral de arranque lo utilizan también otras funciones de protección.

La evaluación de los contactos auxiliares del interruptor de potencia se realiza depen-diendo de los contactos auxiliares que estén disponibles y de cómo estén configura-das las entradas binarias:• están configurados los contactos auxiliares para interruptor de potencia "abierto" y

"cerrado",• solamente está configurado el contacto auxiliar para el interruptor de potencia "abi-

erto",• solamente está configurado el contacto auxiliar para el interruptor de potencia "cer-

rado",• no está configurado ninguno de los dos contactos auxiliares.

En función de esta configuración se evalúan los retroavisos del (de los) contacto(s) auxiliar(es) del interruptor de potencia. El objetivo es reconocer, después de haberse dado una orden de disparo, un interruptor de potencia cerrado o situado en posición de avería, mediante los retroavisos de sus contactos auxiliares — en la medida en que esto sea posible — y tener esto en cuenta al formar una excitación de la protec-ción contra fallo del interruptor.

Lógica Si se ha arrancado la protección contra fallos del interruptor se emite el mensaje cor-respondiente y se inicia una temporización parametrizable. Si una vez transcurrido este tiempo se siguen cumpliendo los criterios que dieron lugar al arranque, se provoca la desconexión de la falta mediante un interruptor de potencia de nivel supe-rior. Para ello se configura la orden de desconexión de la protección contra fallo del interruptor de potencia a uno de los relés de salida.

La figura siguiente muestra el diagrama lógico de la protección contra fallo del inter-ruptor. Por medio de parámetros se puede conectar o desconectar el conjunto de la protección contra fallo del interruptor, y por medio de entradas binarias también se puede bloquear dinámicamente.

Si queda invalidado uno de los criterios (valor de la intensidad, contacto auxiliar) que dieron lugar al arranque, durante el transcurso de la temporización, entonces se anula el arranque y la protección contra fallo del interruptor no genera ninguna orden de disparo.

Como protección contra posibles impulsos interferentes se efectúa la estabilización de la entrada binaria para una señal de arranque exterior. Esta señal deberá per-manecer aplicada durante el transcurso completo de la temporización ya que de lo contrario se efectúa la reposición del tiempo y no llega a producirse ninguna orden de desconexión.

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Figura 2-86 Diagrama lógico de la protección contra fallo del interruptor de potencia

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2 Funciones


Generalidades La protección de fallo del interruptor, sólo puede ser efectiva y accesible, si ha sido parametrizada en la configuración bajo la dirección 170 PROT. FALLO = disponible. Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible. Bajo la di-rección 7001 PROT. FALLO INT la función puede ser activada (Activar) o desac-tivada (Desactivar).

Criterios Con la dirección 7004 CRIT.CO aux se determina si los contactos auxiliares del in-terruptor, acoplados por entrada binaria, deben ser considerados en el criterio de ar-ranque o no. Si este parámetro está ajustado con Activar, se utilizan el criterio de intensidad y/o el criterio por contacto auxiliar. Esto es importante, en caso que la in-tensidad sea inferior al umbral parametrizable (IP I>, dirección 212). Esto último puede ocurrir, si se genera un disparo de protección causado por una medición de tensión (p.ej., UE DISP, U> (>) DISP, U< (<) DISP). En una orden de disparo por estas funciones de protección los criterios de intensidad y de tensión actúan en vinculación lógica OR. Sin el criterio de contacto auxiliar no se podría activar aquí la protección fallo del interruptor de potencia.

En todas las funciones de protección de cortocircuito el criterio de intensidad y el cri-terio por contacto auxiliar actúan en vinculación lógica AND, si es que el parámetro CRIT.COaux está activado con Activar y no existe ningún aviso de fallo de los con-tactos auxiliares.

El ajuste del umbral de arranque IP I> para la vigilancia del flujo de intensidad (dirección 212) es común para las tres fases. Se debe parametrizar de tal manera que la función reaccione todavía con las intensidades de cortocircuito mínimas a esperar. Para esto, el valor debe ser ajustado por lo menos 10% más bajo que el valor mínimo de cortocircuito.

El valor de arranque no debe ser puesto a un valor menor que lo necesario, ya que un ajuste demasiado sensible implica el riesgo de que los procesos de compensación en el circuito secundario del transformador de intensidad produzcan una prolongación del tiempo de reposición durante una desconexión de intensidades muy elevadas.

Además, se debe tomar en cuenta, que según el rango de aplicación del relé de pro-tección, también más funciones de protección (protección de sobrecarga y bloqueo de reenganche para motores) pueden recurrir a este valor de arranque IP I>.

Tiempo de reposición

La temporización en la dirección 7005 Tdisp.F.Fallo IP comprende el tiempo máximo de desconexión del interruptor de potencia, el tiempo de reposición de la de-tección de sobreintensidad así como un margen de seguridad el cual considera también la dispersión de tiempo en las temporizadores. La figura 2-87 aclara los tran-scursos de tiempo.

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Figura 2-87 Secuencia de tiempo para apertura normal de una falta y en caso de fallo del interruptor de potencia




7001 PROT. FALLO INT DesactivarActivar

Desactivar Protección de fallo del interruptor

7004 CRIT.COaux DesactivarActivar

Desactivar Criterio contacto aux. del interrup-tor

7005 Tdisp.F.FalloIP 0.06 .. 60.00 s; ∞ 0.25 s Tiempo disp. prot. fallo interruptor


Explicación

1403 >FALLO IP bloq. AI >Prot.fallo interrup. de pot.bloqueada1431 >FALLO IP ini. AI >Arranque Prot.fallo inte. por ord.exter1451 FALLO IP Desact AS Prot. fallo interruptor desactivada1452 FALLO IP bloq. AS Prot. fallo interruptor bloqueada1453 FALLO IP act. AS Prot. fallo interruptor activada1456 FALLO IP arrINT AS Arr.prot.fallo interr.por arranq. int.1457 FALLO IP arrEXT AS Arr.prot.fallo interr.por arranq. ext.1471 FALLO IP DISP. AS Prot. fallo interruptor,orden de disparo1480 F. IP DISP. int AS Disparo prot.fallo interr.arranq. int.1481 F. IP DISP. ext AS Disparo prot.fallo interr.arranq. ext.

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2 Funciones

2.17 Función flexible

La función de protección flexible es una función de aplicación general que puede ser utilizada según su parametrización en los diferentes métodos de protección. Se pueden establecer máximo 20 funciones de protección flexibles. Cada función puede ser aplicada como función individual de protección, como escalón suplementario en otra función existente o como lógica universal, p. ej. en las funciones de supervisión.

2.17.1 Descripción funcional

Generalidades La función se basa en la conexión de una función lógica estándar a un valor cara-cterístico a elegir mediante parámetros (valor de medida o valor calculado). Se dispo-nen de los valores caracteristicos indicados en la tabla 2-18 y de las funciones de pro-tecición realizables con estos valores.

Tabla 2-18 Funciones de protección realizables

Grupo de val-ores cara-cterísticos

Valor característico / Valor de medida

Función de protección ANSI-No. Modo de trabajotrifásico monofás

icoIntensidad I Valor efectivo de la onda

fundamental- Protección de sobreinten-sidad temporizada

50, 50G X X

Irms True RMS (Valor efectivo) - Protección de sobreinten-sidad temporizada- Protección de sobrecarga

50, 50G X X

3I0 Sistema homopolar - Prot.sobreintensidad, faltas a tierra

50N X

I1 Componente de secuencia de fases positiva

X

I2 Componente de secuencia de fases negativa

- Prot. de cargas dese-quilibradas

46 X

Frecuencia f Frecuencia - Protección de frecuencia 81U/O sin referencia de fasedf/dt Variación de frecuencia - Protección de variación de

frecuencia81R

Tensión U Valor efectivo de la onda fundamental

- Protección de tensión- Tensión de desplazamien-to

27, 59, 59G X X

Urms True RMS (Valor efectivo) - Protección de tensión- Tensión de desplazamien-to

27, 59, 59G X X

3U0 Sistema homopolar - Tensión de desplazamien-to

59N X

U1 Componente de secuencia de fases positiva

- Protección de tensión 27, 59 X

U2 Componente de secuencia de fases negativa

- Simetría de tensiones 47 X

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En el capítulo 2.18 se indica un ejemplo de aplicación para la función "Protección de inversión de potencia".

Las funciones de protección son configurables hasta un máximo de 20 y son indepen-dientes la una de la otra. La descripción a continuación pone como referencia una función y es válida correspondientemente para las demás funciones flexibles. El dia-grama lógico en la figura 2-88 describe la función en detalle.

Control de funciones

Esta función puede ser activada o desactivada (Activar / Desactivar). Además puede ser parmetrizada en el estado de Sólo aviso. En este estado no se inicia, en caso de un arranque, ningún evento de falta ni tampoco las temporizaciones de disparo. Tampoco será posible efectuar una determinación direccional.

Si después de haber configurado las funciones flexibles se producen modificaciones en los datos de la instalación 1, puede suceder que como consecuencia las funciones estén parametrizadas erróneamente.

Esto se visualiza mediante el mensaje (N° de función 235.2128 “parámetro defectuo-so >$00”). La función en este caso permanece inactiva y deberá adaptarse la parametrización de la función.

Bloqueos de función

Esta función puede ser bloqueada por entrada binaria (Fno. 235.2110 ">$00 bloq.") o por operación de servicio local ("Mando" -> "Marcas" -> "Establecer"). En el estado de bloqueo el sistema de medición de la función se resetea asi como las funciones de tiempo y los avisos. El bloqueo mediante servicio local puede tener im-portancia en caso que la función se mantenga en un arranque permanente y por lo tanto no fuera posible hacer un cambio de parámetros. En caso de perdida de la tensión de medida se puede bloquear la función si ésta elabora dimensiones cara-cterísticas dependientes del valor de la tensión. La supervisión para esto se efectúa mediante la función interna del equipo "Detección de fallos en la tensión de medida" (FNo. 170 "Fall.F-F inm"; ver capítulo 2.11.1) o mediante los contactos auxiliares del interruptor de seguridad del transformador de tensión (FNo. 6509 ">falt.TT lin." y FNo. 6510 ">falt.TT barr"). Este mecanismo de bloqueo puede ser ac-tivado o desactivado por parámetro. EL parámetro corresponmdiente BLQ. TENS. MED. sólo está disponible, si las magnitudes características dependen de la medición de la tensión.

En la versión como función de protección de potencia o como función de supervisión de potencia se efectúa un bloqueo cuando los valores de intensidad son menores que 0,03· IN.

Potencia P Potencia activa - Protección de inversión de potencia- Protección de potencia

32R, 32, 37 X X

Q Potencia reactiva - Protección de potencia 32 X Xcos ϕ Factor de potencia - Factor de potencia 55 X X

Entradas bina-rias

– Entradas binarias - Acoplamiento directo sin referencia de fase

Grupo de val-ores cara-cterísticos

Valor característico / Valor de medida

Función de protección ANSI-No. Modo de trabajotrifásico monofás

ico

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2 Funciones

Modo de trabajo, Valores de medida, Procedimiento de medida

La asignación de la función flexible a una función de protección específica para una aplicación concreta se realiza mediante los parámetros MODO DE FUNCIÓN, VALOR MED., PROCED. MED. y ARRANQUE CON. Mediante el parámetro MODO DE FUNCIÓN se puede elegir el modo de elaboración de la función: trifásica, monofásica o sin referencia, es decir, sin referencia de fase (fija). En el modo de elaboración trifásico se evalúan las tres fases. Esta elaboración se realiza por fase selectiva y en paralelo comprendiendo el valor umbral, los avisos de arranque y la temporización de la orden de disparo. Este procedimiento es típico, por ejemplo, en una protección trifásica de sobreintensidad. En el modo monofásico la función trabaja con la magnitud de medida de una fase que debe estar definida explicítamente (p.ej., sólo la intensidad de la fase IL2), o con el valor medido de la intensidad a tierra IE o con la tensión homopolar medida UE. Si el valor característico se basa en la fre-cuencia o si se debe utilizar la funcionalidad de acoplamiento directo, entoces el modo de evaluación no tiene referencia de fase (fija). Con los demás parámetros se deter-minan los VALOR MED. asi como el PROCED. MED. a utilizar. Para elaborar los valores de medida de intensidad y tensión, el PROCED. MED. determina si la función debe trabajar con el valor efectivo de la onda fundamental o con el valor efectivo real (True RMS) que considera también las oscilaciones armónicas. Todas las demás magnitudes características se elaboran con el valor efectivo de la onda fundamental. Además, mediante el parámetro ARRANQUE CON se determina, si el arranque debe efectuarse cuando el valor umbral (>-Escalón) es superado o cuando el valor cara-cterístico disminuye a un valor debajo del valor umbral (<-Escalón).

Curva característica

La curva característica de la función siempre es "independiente", es decir, la tempo-rización no es influenciada por la magnitud de medida.

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Lógica de función La figura 2-88 muestra el diagrama lógico de una función de elaboración trifásica. En el procedimiento con elaboración monofásica o sin referencia de fase no tiene apli-cación la selectividad de fase ni tampoco los avisos especificos de fase.

Figura 2-88 Diagrama lógico de las funciones de protección flexibles

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2 Funciones

Según la parametrización se supervisa, si la magnitud característica sobrepasa el valor umbral ajustado o si disminuye debajo de este valor en sentido contrario. Al ser sobrepasado el valor umbral (>-Escalón) se inicia la temporización de arranque par-ametrizada. Después de transcurrir la temporización y si el valor umbral continúa siendo superado, se señaliza la fase excitada (por ejemplo FNo. 235.2122 "$00 Arr L1") asi como el arranque de la función (FNo. 235.2121 "$00 Arr"). Si el valor ajus-tado de la temporización es cero, entonces se efectúa el arranque inmediatamente después de detectarse la superación del valor umbral. Si la función está activada, en-tonces se inician con el arranque la temporización de disparo y el registro del evento de falta. Si la función está parametrizada con "solo avisos", no se efectúa esta acción. Si el valor umbral se mantiene sobrepasado durante el transcurso de la temporiza-ción, se genera a continuación la orden de disparo (FNo. 235.2126 "$00 DISP"). La temporización finalizada se señaliza con un aviso (FNr. 235.2125 "$00 trans. T"). El transcurso de la temporización de disparo puede ser bloqueado por entrada binaria (FNo. 235.2113 ">$00 BlqTiemp"). Si la entrada binaria está activada, no se inicia la temporización, de esta manera se puede impedir el disparo. La temporización se inicia, si la entrada binaria está desactivada y si existe un arranque. Aparte, se puede cancelar la temporización activando la entrada binaria (FNo. 235.2111 ">$00 inmed."). Si esta entrada binaria está activada y si existe un arranque, se produce inmediatamente una orden la disparo. La salida de la orden de disparo puede ser blo-queada mediante la entrada binaria (FNo. 235.2115 ">$00 BlDISPL1") y (FNo. 235.2114 ">$00 Blq.DISP"). Un bloqueo de disparo selectivo por fase es necesa-rio para la interacción con la función de estabilización de cierre (ver "Interacción con otras funciones"). La relación de reposición de la función es parametrizable. Si después del arranque, la magnitud característica disminuye a un valor menor que el valor de reposición ajustado (>-Escalón), se inicia un retraso temporizado de la repos-ición. Durante este tiempo se mantiene el arranque activo y la temporización de disparo continúa funcionando. Si después de transcurrir la temporización de disparo, aún no ha finalizado el retraso temporizado de reposición, entonces sólo se genera una orden de disparo, si el valor umbral es sobrepasado actualmente. El arranque se normaliza después de trancurrir el retraso temporizado de reposición. Si se ha para-metrizado aquí el valor cero, entonces la reposición se efectúa inmediatamente cuando el valor característico disminuye a un valor debajo del valor umbral.

Acoplamiento directo

El diagrama lógico no se indica explícitamente el acoplamiento directo, ya que la fun-cionalidad es analógica. Si la entrada binaria es activada para el acoplamiento directo (FNo. 235.2112 ">$00 Acopl."), entonces esto será considerado en la lógica como superación del valor umbral, es decir la activación inicia la temporización de arranque. Si el valor de temporización es cero, entonces se señaliza inmediatamente el ar-ranque y se inicia la temporización de la orden de disparo. Además de esto, la lógica se activa de la manera indicada en la figura 2-88.

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Interacción con otras funciones

Las funciones de protección flexibles trabajan en interacción con otras funciones, por ejemplo• Con la protección de fallo del interruptor:

La protección de fallo del interruptor se activa automáticamente, si la función genera una orden de disparo. Para que se efectúe un disparo mediante las fun-ciones sin referencia de fase (grupo de valor caracteristico de entrada binaria, fre-cuencia, df/dt; ver tabla 2-18) se debe cumplir con el criterio de intensidad.

• Con la función de reenganche automático (RE): El arranque de la función RE no se efectúa automáticamente. Para realizar una in-teracción con la función RE se debe conectar la orden de disparo de la función flex-ible mediante CFC a la entrada binaria FNo. 2716 ">DISP falt.fase" o FNr. 2715 ">DISP falt.tier". Si se desea trabajar con un tiempo activo, se debe conectar el arranque de la función flexible a la entrada binaria Fno. 2711 ">ARR gen. ext".

• Con la detección de fallos de la tensión de medida (ver descripción bajo "Bloqueo e funciones")

• Con la estabilización de cierre (Irush): No es posible efectuar un interacción directa con la función de estabilización de cierre. Si se debe bloquear una función flexible por la estabilización de cierre, en-tonces este bloqueo debe ser efectuado mediante CFC. Para establecer un modo de trabajo selectivo la función flexible ofrece tres entradas binarias de bloqueo se-lectivo de disparo (FNo. 235.2115 hasta 235.2117). Estas deben estar conectadas a los avisos selectivos por fase para detectar estados con Inrush de cierre (FNo. 1840 hasta 1842). Si se debe realizar un bloqueo Cross, entonces se deben vincu-lar en lógica OR los avisos Inrush selectivos por fase y conectarlos a la entrada binaria para bloqueo de la orden de disparo 235.2114 ">$00 Blq.DISP"). Además se debe observar que la función flexible debe ser temporizada al menos 20 ms, para que la estabilización por Inrush de cierre reaccione con seguridad antes que la función flexible.

• Con la lógica general del equipo: El aviso de arranque de la función flexible se conecta al criterio de arranque general y el aviso de disparo correspondientemente al criterio de disparo general del equipo (ver también capitulo 2.22). Por lo tanto, todas las funcionalidades enlazadas al ar-ranque y disparo general están vinculadas también a la función flexible. Las órdenes de disparo de las funciones de protección flexibles se mantienen activas después de una reposición de arranque al menos por el tiempo mínimo par-ametrizado 210 T Min.Orden Disp.

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2 Funciones


En la capacidad de funciones se determinan las funciones de protección flexibles que deben ser utilizadas (ver también capítulo 2.1.1). Retirando una función flexible de la capacidad de funciones parametrizada (cancelar el signo de afirmación). se desacti-van todos los ajustes y configuraciones de esta función o se restablecen sus valores iniciales preajsutados.

Generalidades En el cuadro de diálogo en DIGSI "Generalidades" se puede ajustar el parámetro FUNC. FLEX. con Desactivar, Activar o Sólo aviso. Si la función trabaja en el modo de funcionamiento Sólo aviso, no se registran eventos de perturbación, no se establecen los avisos de función "activa", no se producen órdenes de disparo y por lo tanto la protección de fallo del interruptor tampoco será apliicada. Este modo de funcionamiento debe ser elegido, cuando una función flexible no debe trabajar como función de protección. Además el MODO DE FUNCIÓN es parametrizable:

trifásico – Las funciones evalúan el sistema de medición trifásico, es decir las tres fases son elaboradas simultáneamente. Un ejemplo típico es la protección de sobre-intensidad en aplicación trifásica.

monofásico – Las funciones evalúan sólo el valor de medida simple. Este puede ser un valor individual de fase (p.ej., UL2) o una magnitud con referencia a tierra (UE o IE).

Con el ajuste sin referencia se evalúan los valores de medida sin estimar, si existe una conexión monofásica o trifásica de intensidad y tensión. La tabla 2.17 muestra la relación de los valores característicos y sus modos de funcionamiento

Valores de medida En el diálogo de ajuste "Valor de medida" se efectúa la selección de la magnitud que debe evaluar la función de protección flexible, que puede ser un valor calculado o medido directamente. Las posibilidades de ajuste a elegir dependen del modo de elaboración de los valores de medida, previsto bajo el parámetro MODO DE FUNCIÓN (ver la tabla siguiente).

Tabla 2-19 Parámetros "Modo de trabajo" y "Valor de medida"

Parámetros MODO DE FUNCIÓN

Ajustes

Parámetros VALOR MED.

Seleccion de ajustemonofásicotrifásico

Intensidad Tensión P adel. Pa atrás Pr adel. Pr atrás. Factor de pot.

sin referencia Frecuencia Df/dt ascenden. Df/dt descenden Entrada binaria

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Procedimiento de medidas

Para los valores de intensidad, tensión y potencia se pueden parametrizar los proced-imeintos de medida indicados en las tablas a continuación. Además, se indican los procedimientos de medida disponibles en relación al modo de trabajo parametrizado y al valor de medida.

Tabla 2-20 Parametro en el diálogo de ajuste "Procedimiento de medida", modo de trabajo trifásico

Modo de trabajo

Valores de medida

Notas

trifásico IntensidadTensión

Parámetros PROCED. MED.Selección de ajusteOnda fundamental Sólo se evalúa la onda fundamental, las ondas armónicas

son suprimidas. Este es el procedimiento de medida es-tándar de las funciones de protección.

True RMS Se determina el valor efectivo "real", es decir las ondas armónicas también son evaluadas. Este procedimiento se aplica por ejemplo, cuando se debe realizar una función de protección de sobrecarga simple a base de una medición de la intensidad, ya que las ondas armónicas también pro-ducen un calentamiento térmico.

Sistema de secuencia de fases positiva, neg-ativa y homopolar

Para realizar determinadas aplicaciones se puede para-metrizar el sistema de secuencia de fases positivo o nega-tivo. Ejemplos: - I2 (Protección de carga desequilibrada) - U2 (Asimetría de tensiones) Con la opción del sistema homopolar se pueden establecer funciones de detección para la intensidad o la tensión homopolar de manera independiente a los valores con ref-erencia a tierra IE y UE medidos mediante transforma-dores.

Tensión Parámetros SISTEMA TENSIÓNSeleccion de ajusteFase-fase fase-tierra Si se han conectado al equipo tensiones fase-tierra (ver

ajuste en la dirección 213 CONEX.TT 3fases), entonces se puede determinar si una función de tensión con aplicación trifásica debe evaluar las tensiones fase-tierra o las ten-siones fase-fase. Seleccionando fase-fase, estos valores se determinan por cálculo a base de las tensiones fase-tierra. Esta opción es de importancia p.ej. para faltas mo-nopolares. Si la tensión en la fase con falta cae a cero, en-tonces la tensión fase-tierra correspondiente también se reduce a cero, mientras que la tensión fase-fase respectiva sólo baja a un valor equivalente a una tensión fase-tierra. Atención: El valor umbral se parametriza para ambos ajustes como tensión fase-fase. En la conexión de ten-siones fase-fase este parámetro no se visualiza.

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2 Funciones

Nota

En la protección de tensión trifásica con magnitudes fase-fase (medidas o calculadas) se comportan los avisos de arranque selectivos de manera especial, ya que un aviso selectivo por fase "Flx01 Arr Lx" está asignado al canal de medición correspondiente "Lx".

Faltas monopolares:

Por ejemplo, si la tensión UL1 disminuye de tal manera que las tensiones UL12 y UL31 se reduzcan debajo del valor umbral, el equipo produce entonces los avisos de arranque "Flx01 Arr L1" y "Flx01 Arr L3", ya que la disminución de tensión se registra en el canal de medición primero y tercero.

Faltas bipolares:

Si, por ejemplo, la tensión UL12 disminuye a un valor menor que el umbral de reac-ción, el equipo produce entonces los avisos de arranque "Flx01 Arr L1", ya que la dis-minución de tensión se ha registrado en el primer canal de medición.

Nota

En la protección de tensión trifásica el umbral de tensión parametrizado siempre se interpreta como un valor fase-fase. Esto también es válido si, de acuerdo a la para-metrización en la dirección 213 CONEX.TT 3 fases (Datos de planta 1), se ha conectado un sistema fase-tierra y la función flexible igualmente está parametrizada para un sistema de tensiones fase-tierra.

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Tabla 2-21 Parametro en el diálogo de ajuste "Procedimiento de medida", modo de trabajo monofásico

Nota

En la protección de tensión monopolar el umbral de tensión parametrizado se inter-preta siempre como tensión de la borna. Aquí se ignara la partametrización in 213 CONEX.TT 3 fases (Datos de planta 1).

EL sentido hacia adelante de las potencias (P adelante, Q atrás) es en dirección a la línea. El parámetro (1108 SIGNO MAT. P,Q) para la inversión de signo en la señal-ización de potencia en los valores de servicio es ignorado por la función flexible.

Mediante el parámetro ARRANQUE CON se determina, si la función debe arrancar por criterio de superación o disminución frente al valor umbral ajustado.

Modo de trabajo

Valores de medida

Notas

monofásico IntensidadTensión

Parámetros PROCED. MED.Seleccion de ajusteOnda fundamental Sólo se evalúa la onda fundamental, las ondas armónicas son

suprimidas. Este es el procedimiento de medida estándar de las funciones de protección.

True RMS Se determina el valor efectivo "real", es decir las ondas armóni-cas también son evaluadas. Este procedimiento se aplica por ejemplo, cuando se debe realizar una función de protección de sobrecarga simple a base de una medición de la intensidad, ya que las ondas armónicas también producen un calentamiento térmico.

Intensidad Parámetros INTENSIDAD Opción de ajuste IL1IL2IL3IEIEE

Se determina qué canal de medida de intensidad debe ser eval-uado por la función. Según la variante de equipo se disponen de IE (entrada de intensidad a tierra de sensibilidad normal) e IEE (entrada de intensidad a tierra de alta sensibilidad).

Tensión Parámetros TENSIÓN Opción de ajuste U12U23U31U1EU2EU3EUE

Se determina qué canal de medida de tensión debe ser evalua-do por la función. Seleccionando la opción de tensión fase-fase, se debe ajustar también el umbral de arranque como valor fase-tierra y para la opción fase-tierra correspondientemente una tensión fase-tierra. El volumen de los textos de ajuste depende de la conexión de los transformadores de tensión (ver dirección 213 CONEX.TT 3fases).

P hacia adelan-te, P hacia atrás, Q hacia adelan-te, Q hacia atrás

Parámetros POTENCIA Opción de ajuste IL1 U1E IL2 U2EIL3 U3E

Se determina qué canal de medida de potencia (intensidad y tensión) debe ser evaluado por la función. En la conexión de tensiones fase-fase este parámetro no se visualiza. (ver direc-ción 213 CONEX.TT 3fases).

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2 Funciones

Configuración El umbral de arranque, la temporización y la relación de reposición para la función de protección flexible se determinan en el diálogo de ajuste de DIGSI "Configuración".

Mediante el parámetro UMBRAL ARRANQUE se ajusta el valor umbral de arranque de la función. La temporización para la orden de disparo se determina con el parámetro RETARDO DISP. Ambos valores de ajuste deben ser parametrizados de acuerdo a la aplicación prevista.

EL arranque puede ser temporizado mediante el parametro RETARDO ARR. Este parámetro, generalmente, se ajusta a cero en las aplicaciones de protección (prea-juste), ya que una función de protección debe arrancar lo más rápido posible. Un ajuste diferente a cero puede ser necesario, cuando la función no debe accionar la apertura de un evento de falta con cualquier superación momentánea del umbral de arranque, p. ej., como protección de potencia o cuando la función no trabaja como protección sino como función de supervisión.

Para ajustar umbrales de potencia con pequeño valor se debe considerar que para el cálculo de potencia es necesario un valor mínimo de intensidad de 0,03 IN. Con valores menores de intensidad el cálculo de la potencia se bloquea.

La reposición de arranque puede ser temporizada con el parámetro RETARDO REPOS.. Este parámetro también está ajustado por estándar a cero (prejuste). Un ajuste diferente a cero puede ser necesario para las aplicaciones del equipo con un-idades electromecánicas que funcionan con tiempos de reposición mas prolongados que los del equipo digital (ver también capítulo 2.2). Para parametrizar la temporiza-ción de reposición se recomienda ajustar un valor menor que la temporización de la orden de disparo para evitar conflictos de tiempos.

Mediante el parámetro BLQ. TENS. MED. se puede determinar, si una función con magnitudes dependientes de la tensión (valores de medida: tensión, P adelante, P atrás, Q adelante, Q atrás y factor de potencia), debe ser bloqueada en caso de una pérdida de la tensión de medida (ajuste Si) o no (ajuste No).

La relación de reposición de la función se determina con el parámetro REL. REPOSIÓN. La relación de reposición estándar de las funciones de protección es 0,95 (preajuste). Si la función es utilizada como protección de potencia, se debe ajustar una relación de reposición mínima de 0,9. Lo mismo es válido en la aplicación de las componentes simétricas de intendidad y tensión. Si se reduce la relación de repos-ición, entonces es necesario controlar el arranque de la función para que no se produzcan inestabilidades.

También hay que tener en cuenta que para las magnitudes de medida de la frecuencia (f) y variación de frecuencia (df/dt) no hay que parametrizar ninguna relación de recu-peración, ya que trabajan con una diferencia de recuperación ajustada fija.

Cambio de nombres de avisos

Después de la prametrización básica de una función flexible se deben observar los siguientes pasos:• Abrir la matriz de DIGSI.• Renombrar los textos de avisos de acuerdo a la aplicación. • Chequear la configuración de contactos y registros para datos de funcionamiento

y perturbación de acuerdo a los requerimientos.

Otras indicaciones Se debe observar adicionalnamente lo siguiente:• Ya que el factor de potencia no hace diferencia entre valor capacitivo o inductivo,

se puede introducir el signo matemático de la potencia reactiva mediante CFC en caso necesario como criterio adicional.

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0 FUNC. FLEX. DesactivarActivarSólo aviso

Desactivar Función flexible

0 MODO DE FUNCIÓN trifásicamonofásicasin referencia

trifásica Modo de función

0 VALOR MED. Selec.por favorIntensidadTensiónP adel.Pa atrásPr adel.Pr atrás.Factor de pot.FrecuenciaDf/dt ascenden.Df/dt descendenEntrada binaria

Selec.por favor Selección del valor de medida

0 PROCED. MED. Onda fundament.True RMSSistem.sec.pos.Sistem.sec.neg.Sistema homopol

Onda fundament. Selección del procedimiento de medida

0 ARRANQUE CON SuperaciónDisminución

Superación Arranque con

0 INTENSIDAD IL1IL2IL3IEIEE

IL1 Intensidad

0 TENSIÓN Selec.por favorU1EU2EU3EU12U23U31UE

Selec.por favor Tensi\83n

0 POTENCIA IL1 U1EIL2 U2EIL3 U3E

IL1 U1E Potencia

0 SISTEMA TENSIÓN fase-fasefasr-tierra

fase-fase Sistema de tensión

0 UMBRAL ARRANQUE Umbral de arranque

0 Umbral arranque Umbral de arranque

0 UMBRAL ARRANQUE 0.001 .. 1.500 A 0.100 A Umbral de arranque

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2 Funciones


0 UMBRAL ARRANQUE 2.0 .. 260.0 V 110.0 V Umbral de arranque

0 UMBRAL ARRANQUE 2.0 .. 200.0 V 110.0 V Umbral de arranque

0 UMBRAL ARRANQUE 45.50 .. 54.50 Hz 51.00 Hz Umbral de arranque

0 UMBRAL ARRANQUE 55.50 .. 64.50 Hz 61.00 Hz Umbral de arranque

0 UMBRAL ARRANQUE 0.10 .. 20.00 Hz/s 5.00 Hz/s Umbral de arranque

0 UMBRAL ARRANQUE Umbral de arranque

0 UMBRAL ARRANQUE -0.99 .. 0.99 0.50 Umbral de arranque

0 RETARDO DISP 0.00 .. 3600.00 s 1.00 s Retardo de orden de DISPARO

0A RETARDO ARR 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Retardo de arranque

0A RATARDO REPOS. 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Retardo de reposición

0A BLQ. TENS. MED. NoSi

Si Bloqueo por fallo de la tensión med.

0A REL. REPOSIÓN 0.70 .. 0.99 0.95 Relación de reposición

0A REL. REPOSÓN 1.01 .. 3.00 1.05 Relación de reposición


Explicación

235.2110 >$00 bloq. AI > Función $00 bloquear235.2111 >$00 inmed. AI >Función $00 DISP inmediato235.2112 >$00 Acopl. AI >Función $00 Acoplamiento235.2113 >$00 BlqTiemp AI >Función $00 bloquear tiempo235.2114 >$00 Blq.DISP AI >Función $00 bloquear DISP235.2115 >$00 BlDISPL1 AI >Función $00 bloquear DISP L1235.2116 >$00 BlDISPL2 AI >Función $00 bloquear DISP L2235.2117 >$00 BlDISPL3 AI >Función $00 bloquear DISP L3235.2118 $00 bloq. AS Función $00 está bloqueado235.2119 $00 descon. AS Función $00 está desconectado235.2120 $00 activa AS Función $00 está activa235.2121 $00 Arr AS Función $00 Arranque235.2122 $00 Arr L1 AS Función $00 Arranque L1235.2123 $00 Arr L2 AS Función $00 Arranque L2235.2124 $00 Arr L3 AS Función $00 Arranque L3235.2125 $00 trans. T AS Función $00 transcurso de tiempo235.2126 $00 DISP AS Función $00 Disparo235.2128 $00 adec.inv. AS Función $00 actuatión inválido


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2.18 Protección direccional de potencia- Aplicación con función de protección flexible


2.18.1 Descripción

Generalidades Con las funciones de protección flexibles se puede realizar una protección direccional de potencia de un nivel o de varios niveles. Cada nivel de dirección de potencia puede trabajar en monofásico o trifásico. Los niveles pueden utilizar como magnitud de medida opcionalmente potencia activa directa, potencia activa de retorno, potencia reactiva directa o potencia reactiva de retorno. La excitación de los niveles de protec-ción puede efectuarse al rebasar el valor umbral por exceso o por defecto. En la tabla 2-22 figuran posibles aplicaciones para la protección direccional de la potencia.

Tabla 2-22 Resumen de aplicaciones protección direccional de la potencia

A continuación se describe un ejemplo de aplicación práctico pra la protección de po-tencia de retorno sirviéndose de la función de protección flexible.

Dispositivo de desacoplamiento

La figura 2-89 muestra el ejemplo de una instalación de cogeneración con aliment-ación propia a través del generador representado. Todas las líneas representadas y las barras colectoras están realizadas trifásicas (con excepción de las conexiones a tierra y de la conexión para medir la tensión en el generador). Las dos derivaciones 1 y 2 alimentan los consumidores de la parte del cliente. En la aplicación estándar, el cliente industrial recibe su corriente del suministrador de energía. El generador sola-mente gira síncrono al mismo tiempo sin alimentar potencia. Si la empresa suministra-dora de electricidad no puede garantizar la calidad de suministro necesaria, se debe separar la instalación de conmutación de la red de la compañía distribuidora de elec-

Clase de evaluaciónDirección Rebasar por exceso Rebasar por defecto

P Directo - Supervisión de los límites de potencia directa de los medios de trabajo (transformadores, líneas)

- Determinación de motores que marchan en vacío

Hacia atrás - Protección de una red indus-trial local contra la realiment-ación a la red de suministro de energía- Determinación de la reali-mentación de los motores

Q Directo - Supervisión de los límites de potencia reactiva de los medios de trabajo (transformadores, líneas)- Interconexión de un banco de condensadores para compen-sación de potencia reactiva

Retorno - Supervisión de los límites de potencia reactiva de los medios de trabajo (transformadores, líneas)- Desconexión de un banco de condensadores

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2 Funciones

tricidad, asumiendo el generador el suministro propio. En el presente ejemplo se trata de desacoplar la instalación de conmutación de la red de la compañía distribuidora de electricidad, cuando la frecuencia se sale de su gama nominal (p. ej., 1 - 2% de difer-encia respecto a la frecuencia nominal), cuando la tensión supera o no alcanza un valor predeterminado o cuando el generador realimenta potencia activa a la red de la compañía distribuidora de electricidad. Según la filosofía del usuario, algunos de estos criterios además se entrelazan. Esto se realizaría a través de CFC.

Para el ejemplo se explica la realización de una protección de potencia de retorno me-diante las funciones de protección flexibles. La protección de frecuencia y la protec-ción de tensión se describen en los Capítulos 2.9 y 2.6.

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Figura 2-89 Ejemplo de una posición de cogeneración con generador de autosuministro

Disposición de la instalación de conmutación

La instalación de cogeneración está unida a la red de la compañía distribuidora de elec-tricidad por el lado de la tensión superior a través de una línea de 110 kV. El interruptor de potencia LS1 forma parte de la red de la compañía distribuidora de electricidad. Mediante el seccionador en carga se realiza eventualmente el desacoplamiento de la instalación de cogeneración respecto a la red de la compañía distribuidora de electrici-dad. El transformador, con una relación de transformación de 10:1, transforma el nivel de tensión a 11 kV. Por el lado de la tensión inferior, el transformador, el generador y las dos derivaciones están unidas entre sí a través de unas barras colectoras. Los in-terruptores de potencia LS2 al LS5 aislan los consumidores y medios de trabajo de las barras colectoras.

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2 Funciones

Tabla 2-23 Datos de la instalación para el ejemplo de aplicación

Funcionalidad de protección

Con el equipo de protección 7SJ64 se desacopla la instalación de cogeneración de la red de la compañía distribuidora de electricidad en el caso de realimentación del gen-erador a dicha red (Función de protección P retorno>). Esta funcionalidad se realiza mediante una función de protección flexible. Adicionalmente tiene lugar el desaco-plamiento en caso de oscilaciones de frecuencia o de tensión en la red de la com-pañía distribuidora de electricidad (Funciones de protección f<, f>, , U>, I>direcc., IE>direcc.). La protección recibe los valores de medida en cada caso a través de un conjunto de transformadores de medida de intensidad y de tensión trifásicos y una conexión monofásica con el transformador de medida de tensión del generador (para la sincronización). Al efectuar el desacoplamiento se excita el interruptor de potencia IP2.

El transformador se protege para las corrientes de fase a través de una protección dif-erencial y de funciones de protección temporizada de sobreintensidad dependientes o independientes. En caso de falta se arranca, a través de una conexión remota, el interruptor de potencia IP1 situado en el lado de la compañía distribuidora de electri-cidad. Adicionalmente se excita el interruptor de potencia IP2.

Las posiciones 1 y 2 se protegen contra cortocircuitos y sobrecarga debidas a los con-sumidores que están conectados, mediante funciones de protección temporizada de sobreintensidad. Tanto las corrientes de fase como las corrientes homopolares de las posiciones se pueden proteger mediante niveles de protección temporizada de sobre-intensidad dependiente e independiente. En caso de falta, se excitan los interruptores de potencia IP4 ó IP5.

Las barras colectoras se podrían dotar adicionalmente de la protección diferencial de varios extremos 7UT635. Los transformadores de intensidad necesarios para ello ya están representados tambien én la figura 2-89.

Sincronización al interconectar el generador

En la mayoría de los casos, el cliente consumidor de la corriente es el responsable, después de la desconexión, de que el sistema vuelva al régimen normal. El ensayo de condiciones síncronas se realiza por medio de la 7SJ64. Una vez efectuada satisfactoriamente la sincronización se conecta el generador a las barras colectoras.

Las tensiones necesarias para la sincronización se miden en el transformador y en el generador. En el transformador, la medición de tensión es trifásica, puesto que ésta también se necesita para determinar el sentido. Desde el generador se lleva la tensión fase-fase U31 a la entrada del equipo U4 a través de un transformador estrella - trián-gulo (véase la figura 2-90).

Datos de la instalación Potencia nominal del generador SN,Gen = 38,1 MVA Potencia nominal del transformador SN,Transfo = 38,1 MVA Tensión nominal del lado de la tensión superior UN = 110 kV Tensión nominal del lado de las barras colectoras UN = 11 kV Intensidad de corriente nominal primaria de los transformadores de medida de intensidad por el lado de las barras colectoras

IN,prim = 2000 A

Intensidad de corriente nominal secundaria de los transforma-dores de medida de intensidad por el lado de las barras colector-as

IN,sec = 1 A

Tensión nominal primaria de los transformadores de medida de tensión por el lado de las barras colectoras

UN,prim = 11 kV

Tensión nominal secundaria de los transformadores de medida de tensión por el lado de las barras colectoras

UN,sec = 100 V

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Esquema de conex-iones, sentido de la potencia

la figura 2-90 muestra la conexión del equipo para la protección de potencia de retorno y para la sincronización. El flujo de potencia en sentido positivo o directo tiene lugar en las barras colectoras del lado de la tensión superior (no representadas) a través del transformador, a las barras colectoras del lado de la tensión inferior.

Figura 2-90 Esquema de conexión para un 7SJ642 como protección contra potencia de retorno (bastidor para empotrar)

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2 Funciones

2.18.2 Realización de la protección de potencia de retorno

Generalidades Los parámetros de la función de protección flexible 01 utilizada aquí en el ejemplo se identifican mediante PFx1. Las designaciones de los mensajes se pueden editar en DIGSI y están debidamente adaptadas para este ejemplo. Las designaciones de los parámetros son fijas.

Determinación de la potencia de retorno

La protección contra la potencia de retorno evalúa la potencia activa a partir de los componentes simétricos de las oscilaciones básicas de tensiones e intensidades. La evaluación de los cosistemas hace que la determinación de la potencia de retorno sea independiente de las asimetrías en las intensidades y tensiones, y refleja la solic-itación real del lado de accionamiento. El valor de la potencia activa calculada se cor-responde con la potencia activa total. En la conexión mostrada en el ejemplo, el equipo mide como positiva la potencia en el sentido de las barras colectoras.

Lógica de la función

El siguiente diagrama lógico representa la lógica funcional de la protección de poten-cia de retorno.

Figura 2-91 Diagrama lógico de la potencia de retorno con función de protección flexible

La protección de potencia de retorno responde cuando se supera el umbral de ar-ranque parametrizable. Si el arranque persiste durante la temporización del mismo, que también se puede parametrizar, se transmite el mensaje de arranque P. arran. retorno. De esta manera se inicia la temporización de la orden de desconexión. Si durante la temporización de la orden de desconexión en curso no surge ninguna re-cuperación del arranque, se transmiten el mensaje de disparo P ret. DESCONECTA-DO y el mensaje de transcurso de tiempo P. retorno Abl. (éste último no está repre-sentado). La recuperación del arranque tiene lugar cuando se desciende por debajo del umbral de recuperación. La entrada de bloqueo >P ret. bloq bloquea la totalidad de la función, es decir que se reinician el arranque, la orden de disparo y los tiempos en curso. Una vez anulado el bloqueo es preciso que la potencia de retorno supere el umbral de arranque y que transcurran ambos tiempos antes de que dispare la protec-ción.

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Valor de respuesta, relación de retorno

El valor de respuesta de la protección de potencia de retorno se elige con el 10% de la potencia nominal del generador. En este ejemplo se parametriza el valor de ajuste como potencia secundaria expresada en watios. Entre la potencia primaria y la poten-cia secundaria existe la relación:

Con los datos indicados se calculan los valores de respuesta teniendo en cuenta Pprim = 3,81 MW (10% de 38,1 MW) en el nivel primario, respecto a

en el nivel secundario. La relación de recuperación se parametriza con 0,9. De esta manera se obtiene un umbral de recuperación secundario de Psec, recuperación = 15,6 W. Si se reduce el umbral de excitación a un valor próximo al nivel de ajuste inferior de 0,5 W, también se debería reducir la relación de reposición aproximadamente a 0,7.

Temporización, re-posición y disparo

La protección contra potencia de retorno no necesita tiempos de disparo cortos como protección contra la realimentación indeseada. En el caso del presente ejemplo es ra-zonable retardar el arranque y la reposición de la excitación aproximadamente en 0,5 s, y el disparo aproximadamente en 1 s. La temporización el arranque reduce al mínimo el número de protocolos de falta abiertos, si la potencia de retorno oscila alre-dedor del valor umbral.

Para el caso de que se utilice la protección de potencia de retorno para poder aislar la instalación de conmutación rápidamente de la red en caso de fallos en la red de la compañía distribuidora de electricidad, es conveniente utilizar un valor de respuesta mayor (p. ej., 50% de la potencia nominal) y unas temporizaciones más cortas.

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2 Funciones

2.18.3 Parametrización de la protección contra potencia de retorno mediante DIGSI

En el gestor DIGSI se establece y abre primeramente un equipo 7SJ64x (véase por ejemplo 7SJ642). Entre las funciones se ha configurado para el presente ejemplo una función de protección flexible (Función Fléxible 01) (Figura 2-92).

Figura 2-92 Configuración de una función de protección flexible

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Bajo"parámetro" se puede ver la función flexible "después de seleccionar" otras fun-ciones (Figura 2-93).

Figura 2-93 En la selección de funciones puede verse la función flexible.

Bajo "Ajustes --> General" hay que conectar primeramente la función y seleccionar la forma de trabajo "trifásica" (Figura 2-94):

Figura 2-94 Selección de la forma de trabajo trifásica

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2 Funciones

En los puntos de menú "Magnitud de medida" y "Procedimiento a medida" es preciso ajustar "potencia activa" o"rebasamiento". Si en el punto de menú "Ajustes" se activa la ventana "Mostrar otros parámetros", se pueden parametrizar el valor umbral, la temporización de arranque y la temporización de la orden de desconexión (Figura 2-95). Dado que en caso de corte de la tensión de medida no se puede deter-minar el sentido de la potencia, es conveniente que en este caso haya un bloqueo de protección.

Figura 2-95 Posibilidades de ajuste de la función flexible

Configuración de la protección de po-tencia de retorno

En la matriz de configuración DIGSI se verán primeramente los siguientes mensajes (después de seleccionar "sólo mensajes y órdenes" y "ningún filtro") (Figura2-96):

Figura 2-96 Mensajes antes de editar

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Haciendo clic en los textos se tiene la posibilidad de editar texto corto y textos largos adecuados para la aplicación (Figura 2-97):

Figura 2-97 Mensajes después de editar

La configuración de los mensajes se realiza de forma análoga a la configuración de los mensajes de otras funciones de protección.

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2 Funciones

2.19 Función de sincronización (sólo 7SJ64)

La función de sincronización existe sólo en el equipo 7SJ64. Éste dispone de posibi-lidades de parametrización para cuatro funciones diferentes de sincronización. A con-tinuación se describe la función y el modo operativo en relación a la SINC Grupo de función 1. Para los grupos funcionales 2 hasta 4 son válidas las mismas indica-ciones.

2.19.1 SINC Grupo de función 1

La función de sincronización comprueba al efectuar una conexión entre dos sistemas de red si el cierre del interruptor es admisible y puede ser efectuado sin peligro para la estabilidad de la red.


• Las aplicaciones típicas son, por ejemplo, la sincronización de una línea de ali-mentación y las barras colectoras (véase la figura 2-98) o la sincronización de dos barras colectoras mediante un acoplamiento transversal (véase lafigura 2-99).

Condiciones La función de sincronización solamente está realizada en el 7SJ64.


Para la comparación de las dos tensiones la función de sincronización utiliza la tensión de referencia U1 y una tensión adicional a conectar U2.

Si entre los dos transformadores de medida de tensión está intercalado un transfor-mador (Figura 2-98), se puede adaptar su grupo de conexión en el 7SJ64, de manera que no se necesitan medios de adaptación exteriores.

Figura 2-98 Línea de alimentación

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Figura 2-99 Acoplamiento transversal

La función de sincronización del 7SJ64 trabaja normalmente con el automatismo de reenganche integral y las funciones de mando de la función de control. No obstante, también es posible trabajar con un automatismo de reenganche externo. En este caso es preciso que el intercambio de señales entre los equipos se efectúe a través de en-tradas y salidas binarias.

Mediante la parametrización se determina si la comprobación de sincronismo sola-mente se ha de realizar en el caso de reenganche automático o sólo en el caso de control del interruptor de potencia, o en ambos casos. También se pueden parametri-zar criterios de autorización diferentes para conexión del automatismo y conexión del control. La conexión sincronizada tiene lugar siempre sirviéndose del control integral.

La emisión de la autorización de conexión al cumplirse las condiciones de sincronis-mo se puede desconectar mediante el parámetro 6x13 SINC sincronis.. Si está desconectada la autorización de conexión esta funcionalidad, sin embargo, se puede activar a través de la entrada binaria (">Sinc Sincron"). Esto sirve para aplica-ciones especiales (véase "conmutación sin tensión").

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2 Funciones

Conexión, multifase

Para la comparación de las dos tensiones, la función de sincronización utiliza la tensión de referencia U1 y una tensión adicional a conectarU2. Para esto se conecta como tensión de referencia U1 el sistema multifase, generalmente las tensiones de los tres conductoresTierra. La tensión a sincronizar U2 está asignada a la conexión monofásica y puede ser cualquier tensión fase–Tierra o fase–fase.

El equipo también se puede conectar en una conexión en V, utilizando dos tensiones fase-fase. En este caso es necesario conectar una tensión fase-fase para la tensión U2 que se trata de sincronizar. Igualmente hay que tener en cuenta que en el caso de conexión con circuito en V no se puede determinar ninguna tensión cero. Deberán eliminarse o desconectarse las funciones "protección de sobreintensidad direccional a tierra", "determinación direccional de falta a tierra " y "detección de fallo de la tensión de medida (FFM)".

Conexión, monofásica

Si para la tensión de referencia U1 solamente se dispone de una sola tensión prima-ria, se le puede comunicar esto al equipo a través de los datos de la instalación. La función de sincronización está también en este caso en plenas condiciones de fun-cionamiento.

Regímenes de funcionamiento

La función de sincronización se puede aplicar en dos regímenes de trabajo:• Comprobación del sincronismo• síncrono/asíncrono

En las redes síncronas hay pocas diferencias en cuanto a ángulo de fase y magni-tudes de tensión. Antes de la conexión se debe comprobar si existen o no condiciones síncronas. En el caso de que existan condiciones síncronas, se conecta; si no son sín-cronas no se conecta. El tiempo propio de reacción del interruptor de potencia no es relevante. Se aplica el régimen de funcionamiento CONTROL SINCRO. Éste se cor-responde con la función clásica de comprobación de sincronismo.

En el caso de redes asíncronas, las magnitudes diferenciales son mayores y se recorre con relativa rapidez el espacio de la ventana de conexión. Aquí tiene sentido considerar el tiempo de reacción propio del interruptor de potencia. Se emplea el régimen de funcionamiento ASIN/SINCRON.

Desarrollo de la función

La función de sincronización solamente funciona si recibe una solicitud de medición. Ésta puede proceder del control, del automatismo de reenganche o desde el exterior a través de una entrada binaria, por ejemplo desde un automatismo de reenganche exterior.

Con la solicitud de medición se llevan a cabo determinadas comprobaciones de plau-sibilidad (para más detalles véase en "Comprobación de la plausibilidad"). Si se pre-senta una situación no plausible, se genera el aviso "Sinc Fallo". En ese caso no se lleva a cabo la medición. Si las condiciones son plausibles, entonces se iniciará la medición (aviso "Sincx proc"; con x = 1..n, según el grupo de función). Según el régimen de funcionamiento seleccionado se comprueban ahora las condiciones de autorización parametrizadas (véanse los subtítulos "Comprobación de sincronismo" / "síncrono/asíncrono").

Para ello se comunica explícitamente cada condición que se cumpla (Mensajes"Sinc Udiff ok", "Sinc fdiff ok", "Sinc αdiff ok"). También se comunican las con-diciones que no se cumplan, es decir si están fuera de los valores límites la diferencia de la magnitud de la tensión (Mensajes"Sinc U2>U1", "Sinc U2<U1") Diferencia de frecuencia (Mensajes"Sinc f2>f1", "Sinc f2<f1") o diferencia angular (Men-sajes"Sinc α2>α1", "Sinc α2<α1"). Para estos mensajes es condición necesaria

300 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

que ambas tensiones estén dentro del rango de trabajo de la función de sincroniza-ción (véase subtítulo "Campo de trabajo").

Si se cumplen las funciones, entonces la función de sincronización emite a su vez una señal de autorización para la conexión ("Sinc autor.CIER"). Esta señal de autor-ización solamente está presente durante el tiempo parametrizado de la orden de CONEXIÓN y es tratada por principio por el control, quien emite la orden de conexión propiamente dicha para el control del interruptor de potencia (véase también el subtí-tulo "Interacción con la función de control"). En cambio el mensaje "Sinc síncrono" está presente mientras se cumplan las condiciones síncronas.

La medición de las condiciones de sincronización se puede limitar a un tiempo de vig-ilancia T sinc máx máximo. Si no se cumplen las condiciones dentro de T sinc máx, ya no tiene lugar ninguna autorización (Mensaje"Sinc. Trans.Tsv"). Sola-mente puede efectuarse una nueva sincronización si se recibe una nueva solicitud de medición.

Comprobación de plausibili-dad/avería SÍNC

Durante el arranque del equipo tiene lugar una comprobación de plausibilidad de los parámetros. En caso de avería se emite el mensaje "Sinc.Err.parám.". Si después de una solicitud de medición se presenta una situación no plausible, se comunica esto mediante"Sinc Fallo". En ese caso no se inicia la medición.

Se llevan a cabo las siguientes comprobaciones de plausibilidad:• Comprobación de la univocidad del grupo funcional• Comprobación de la parametrización• Evaluación de las vigilancias

Si existe una selección múltiple de un mismo grupo SINC, se emite adicionalmente el mensaje de falta "Sinc Err. grupo". No es posible efectuar el control de la sin-cronización a través de la entrada binaria.

En cuanto a la parametrización, se comprueba si el parámetro de la instalación 213 está ajustado en U1E,U2E,U3E,USY. En caso contrario se producirá el aviso "Sinc Fallo". Además se comprueban diversos valores umbral y ajustes del grupo de función seleccionado. Si aquí se presenta una situación no plausible, se generará además el mensaje de avería"Sinc.Err.parám.". Aquí se debe tener en cuenta que el valor de la dirección 6x06 (umbral U1, U2 con tensión) debe ser ajustado menor que el valor de la dirección 6x03 (límite inferior de tensión Umín). El control de la sin-cronización a través de la entrada binaria no es posible.

Si se utiliza la función de supervisión "Detección de fallo de la tensión de medida" (Fuse-Failure-Monitor) y ésta ha reaccionado en el momento de la solicitud de medición a la función de sincronización, entonces tampoco se inicia la sincronización (Mensaje"Sinc Fallo"). Esto mismo es aplicable cuando se le comunica al equipo una avería del transformador de medida de tensión (fallo del automático) a través de las entradas binarias 6509 ">falt.TT lin." ó 6510 ">falt.TT barr". En este caso existe la posibilidad de controlar la sincronización a través de entradas binarias.

Campo de trabajo El campo de trabajo de la función de sincronización está definido por los límites de tensión Umín y Umáx parametrizables, así como la banda de frecuencia fN ± 3 Hz pre-determinada fija.

Si se inicia la medida y una o ambas tensiones están fuera del campo de trabajo (o si una de las tensiones se sale del campo de trabajo), esto se comunica por medio de los mensajes correspondientes ("Sinc f1>>", "Sinc f1<<", "Sinc U1>>", "Sinc U1<<", etc.).

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2 Funciones

Valores de medida Los valores de medida de la función de sincronización se visualizan en ventanas de valores de medida primarias, secundarias y porcentuales propias. La visualización y actualización de los valores de medida solamente tiene lugar durante la recuperación de la función de sincronización.

Se visualizan en particular:• El valor de la tensión de referencia U1

• El valor de la tensión a sincronizar U2

• Valores de frecuencia f1 y f2• Diferencias de tensión, frecuencia y angulares.

En las variantes del equipo con pantalla de cuatro líneas existe una imagen básica predefinida que muestra los valores de medida antes citados, agrupados en una sola pantalla (véase el Anexo A.5).

2.19.1.2 Comprobación de sincronismos

Si se elije el régimen de funcionamiento CONTROL SINCRO, éste comprueba el sin-cronismo antes de conectar las dos partes de la red e impide la conexión si las mag-nitudes características del sincronismo están fuera de los valores límites ajustados.

Para otorgar la autorización para la conexión se comprueban las condiciones sigu-ientes:• ¿Está la tensión de referenciaU1 por encima del valor ajustadoUmín, pero por

debajo de la tensión máxima Umáx?• ¿Está la tensión a sincronizar U2 por encima del valor ajustado Umín, pero por

debajo de la tensión máxima Umáx?• ¿Está la diferencia de valor de la tensión U2 – U1 dentro del límite admisible dU CNTSIN U2>U1?

• ¿Está la diferencia del valor de tensión U1 – U2 dentro del límite admisible dU CNTSIN U2<U1?

• ¿Están las dos frecuencias f1 y f2 dentro del campo de trabajo admisible fN ± 3 Hz?• ¿Está la diferencia de frecuencias f2 – f1 dentro del límite admisible df CNTSIN f2>f1?

• ¿Está la diferencia de frecuencias f1 – f2 dentro del límite admisible df CNTSIN f2<f1?

• ¿Está la diferencia angular α2 – α1 dentro del límite admisible dα CNTSIN α2>α1?• ¿Está la diferencia angular α1 – α2 dentro del límite admisible dα CNTSIN α2<α1?

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2.19.1.3 Síncrono/Asíncrono

En el régimen de funcionamiento ASIN/SINCRON se define por medio de la diferencia de frecuencia entre las dos redes (parámetro F SINCRON), si las redes deben con-siderarse entre sí como asíncronas ("Conmutación en caso de condiciones de red asíncronas") o síncronas ("Conmutación en caso de condiciones de red síncronas"). Si se comprueba que las redes son asíncronas, entonces el espacio temporal de la ventana de conexión se recorre de forma relativamente rápida. Por lo tanto tendrá sentido tener en cuenta el tiempo propio de reacción del interruptor de potencia. De este modo la orden de cierre del equipo podrá ser emitida en un momento en el que todavía se mantienen las condiciones asíncronas. En el momento en que se tocan los polos reinan condiciones síncronas.

También existe la posibilidad de tener en cuenta básicamente el tiempo propio de reacción del interruptor de potencia, es decir también en condiciones síncronas.

Conexión en caso de condiciones de red síncronas

Conexión en condiciones de red síncronas significa que la conexión se autoriza en cuanto los datos característicos (diferencia del valor de la tensión, diferencia angular) se encuentran dentro de los límites dados por el ajuste.

Para otorgar la autorización para conectar en condiciones de red síncronas se com-prueban las condiciones siguientes:• ¿Se encuentra la tensión de referencia U1 por encima del valor de ajuste Umín,

pero por debajo de la tensión máximaUmáx?• ¿Se encuentra la tensión a sincronizar U2 por encima del valor de ajuste Umín,

pero por debajo de la tensión máxima Umáx?• ¿Está situada la diferencia del valor de la tensiónU2 – U1 dentro del límite admisible dU SINC U2>U1?

• ¿Se encuentra la diferencia del valor de tensión U1 – U2 dentro del límite admisible dU SINC U2<U1?

• ¿Se encuentran las dos frecuencias f1 y f2 dentro del campo de trabajo admisible fN ± 3 Hz?

• ¿Es menor la diferencia de frecuencias que la diferencia de frecuencias límites parametrizada F SINCRON, que define la transición entre redes síncronas y asín-cronas?

• ¿Está situada la diferencia angular α2 – α1 dentro del límite admisible dα SINC α2>α1?

• ¿Se encuentra la diferencia angular α1 – α2 dentro del límite admisibledα SINC α2<α1?

En cuanto se cumplan todas las condiciones de sincronismo se emite el mensaje "Sinc síncrono".

Conexión en caso de condiciones de red asíncronas

Para la conexión en condiciones de red asíncronas, el equipo determina a partir de la diferencia angular y de la diferencia de frecuencias el momento de la orden de con-exión, de tal manera que en el momento en que hagan contacto entre sí los polos del interruptor de potencia las tensiones (las barras colectoras y la derivación) serán iguales. Para esto hay que comunicarle al equipo el tiempo de reacción propio del in-terruptor de potencia al conectar.

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2 Funciones

Para otorgar la autorización para la conexión, se comprueban las condiciones sigu-ientes:• ¿Se encuentra la tensión de referencia U1 por encima del valor de ajusteUmín, pero

por debajo de la tensión máximaUmáx?• ¿Se encuentra la tensión a sincronizarU2 por encima del valor de ajuste Umín, pero

por debajo de la tensión máximaUmáx?• ¿Está situada la diferencia del valor de la tensión U2 – U1 dentro del límite admisi-

bledU ASIN U2>U1?• ¿Se encuentra la diferencia del valor de tensión U1 – U2 dentro del límite admisible dU ASIN U2<U1?

• ¿Se encuentran las dos frecuencias f1 y f2 dentro de la gama de trabajo admisible fN ± 3 Hz?

• ¿Se encuentra la diferencia de frecuencias f2 – f1 dentro del límite admisible df ASIN f2>f1?

• ¿Se encuentra la diferencia de frecuencias f1 – f2 dentro del límite admisible df ASIN f2<f1?

Una vez que las pruebas hayan dado resultado positivo, el equipo determina el sigu-iente momento de sincronización a partir de la variación angular y de la diferencia de frecuencias. La orden de conexión se da en un momento situado alrededor del punto de conexión del interruptor de potencia antes del momento de sincronismo.

2.19.1.4 Conexión sin tensión

La interconexión de dos partes de la red también puede darse en el caso de que por lo menos una de las partes de la red esté sin tensión, si la tensión medida es superior al umbral 6106 U>. Es decir, para una conexión multifásica al lado U1 todas las tres tensiones deben sobrepasar el valor umbral U> para que el lado U1 sea reconocido en un estado con tensión. En el caso de conexión monofásica es natural que sola-mente una de las tensiones deba superar el valor umbral.

Para el control de conexión se pueden elegir para ello las siguientes condiciones de autorización adicionales, que se pueden seleccionar además de la autorización en caso de sincronismo:

SINC U1>U2< = Autorización bajo la condición de que la parte de red U1 esté en estado con tensión y la parte de red U2 esté sin tensión.

SINC U1<U2> = Autorización bajo la condición de que la parte de red U1 esté sin tensión y la parte de red U2 esté con ten-sión.

SINC U1<U2< = Autorización con la condición de que estén sin tensión la parte de red U1 y la parte de red U2.

Cada una de estas condiciones se puede activar o desactivar individualmente por medio de los parámetros o de entradas binarias; por lo tanto también cabe la posibil-idad de combinaciones (por ejemplo autorización, si se cumplenSINC U1>U2< o SINC U1<U2>).

De este modo, la sincronización es adecuada también, por ejemplo, para la conexión de una toma de tierra, teniendo en cuenta el parámetro adicional 6x13 SINC sincronis. (parametrizado en No). En un caso de este tipo sólo se puede conectar si en el lado de salida no existe tensión, esto es, en condiciones de sincronización no se permite la conexión.

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Las condiciones de autorización se pueden ajustar de forma individual para una reconexión automática por una parte y para la conexión manual por otra parte. Por ejemplo, se pueden permitir conexiones manuales en caso de sincronismo o líneas sin tensión, mientras que antes de un reenganche automático en un extremo de la línea sólo se comprueba la ausencia de tensión, y después en el otro extremo de la línea sólo el sincronismo.

El umbral a partir del cual una parte de la red se evalúa como sin tensión viene dado por el parámetro U<. Una parte de la red se considera afectada de tensión si la tensión medida es superior al umbral U>. Para esto es preciso que en el caso de conexión multifásica en el lado U1 las tres tensiones estén por encima del valor umbralU>, para que el lado U1 se reconozca como en estado con tensión. En el caso de conexión monofásica naturalmente basta con que una tensión rebase el valor umbral.

Para otorgar, por ejemplo, la autorización para la conexión de la parte de red afectada de tensión U1 a la parte de red que está sin tensión U2, se comprueban las condi-ciones siguientes:• ¿Está situada la tensión de referencia U1 por encima del valor de ajuste Umín y U>, pero por debajo de la tensión máxima Umáx?

• ¿Se encuentra la tensiónU2 a sincronizar por debajo del valor de ajuste U<?• ¿Se encuentra la frecuencia f1 dentro del campo de trabajo admisible fN ± 3 Hz?

Una vez concluidas positivamente las comprobaciones se otorga la autorización de conexión.

Para conectar la parte de red 1 sin tensión a la parte de red 2 que está con tensión, o la parte de red 1 sin tensión a la parte de red 2 sin tensión, las condiciones son las correspondientes.

Los mensajes correspondientes que señalan la autorización debida a la condición re-spectiva, son: "Sinc U1>U2<", "Sinc U1<U2>" y "Sinc U1<U2<".

A través de las entradas binarias">Sinc U1>U2<", ">Sinc U1<U2>" y ">Sinc U1<U2<" se pueden fijar las condiciones de autorización también desde el exterior, si se controla la sincronización desde el exterior.

Mediante el parámetro T.supervis.Tens (dirección 6111) se puede ajustar un tiempo de supervisión, durante el cual se deberán cumplir como mínimo las condi-ciones de autorización adicionales antes citadas para la conexión sin tensión, antes de permitir la conexión.

2.19.1.5 Desbloquear/bloquear

Mediante el parámetro CIERRE DIRECTO se pueden permitir la autorización sin ninguna comprobación. En este caso basta con activar la función de sincronización para provocar la conexión inmediata. Una combinación de CIERRE DIRECTO con otras condiciones de autorización, naturalmente, no tiene sentido.

Si está perturbada la función de sincronización entonces según la clase de pertur-bación se puede o no efectuar la continuidad (véase al respecto "Comprobación de plausibilidad/Avería SINC").

A través de la entrada binaria ">Sinc Cierr.dir" se puede establecer la utiliza-ción también desde el exterior.

A través de la entrada binaria">Sinc1bloq" existe la posibilidad de bloquear toda la función de sincronización. Un mensaje de este estado tiene lugar a través de "Sinc1 bloq". Con el bloqueo se finaliza la medición y se reinicia toda la función.

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2 Funciones

Solamente puede efectuarse una nueva medición con una nueva solicitud de medición.

A través de la entrada binaria ">Blq.Autor.Sinc" se tiene la posibilidad de blo-quear únicamente la señal de autorización para la conexión ("Sinc autor.CIER"). La medición sigue trabajando durante este bloqueo. El bloqueo se confirma mediante el mensaje "Autor.Sinc bloq". Si se anula el bloqueo y todavía se cumplen las condiciones de autorización se da la señal de autorización para la conexión.

2.19.1.6 Grupos funcionales SINC

El equipo 7SJ64 contiene 4 grupos funcionales de sincronización (Grupos SINC 1 al 4), en los cuales están contenidos respectivamente todos los parámetros de ajuste para un lugar de sincronización. Esto incluye normalmente también el objeto de con-mutación al que se deban aplicar los parámetros de sincronización.

Pero también se pueden utilizar varios grupos funcionales de sincronización para un punto de sincronización/objeto de sincronización, si es necesario sincronizar con dif-erentes parámetros. La correspondencia necesaria entre el elemento de mando y el grupo SINC deberá efectuarse entonces dinámicamente, según con qué grupo fun-cional actual se deba trabajar, a través de una de las entradas binarias "entradas binarias>Sinc1 act" a ">Sinc4 act".

Si la correspondencia entre el grupo funcional de sincronización y el elemento de mando es unívoca, entonces no se necesitan las entradas binarias.

En el caso de selección múltiple de un mismo grupo SINC se emite un mensaje de avería ("Sinc Err. grupo").

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2.19.1.7 Acción conjunta con control, AR y activación exterior

con el control La función de sincronización trabaja fundamentalmente en interacción con la función de control del equipo. Mediante un parámetro se selecciona el interruptor a sincroni-zar. Si se genera una orden de mando, entonces la función de control tendrá en cuenta que este interruptor está configurado con obligación de sincronismo. La función de control envía un requisito de medición ("Sinc Req. med") a la función de sincronización, con lo que ésta se activa. Una vez efectuada la comprobación por parte de la función de sincronización, ésta genera un mensaje de autorización ("Sinc autor.CIER"), ante la cual reacciona de nuevo la función de control y finaliza posi-tiva o negativamente el proceso de conmutación (véase la figura 2-100).

Figura 2-100 Interacción entre la función de control y la función de sincronización

con el AR También la función de reenganche automático (AR) puede trabajar en interacción con la función de sincronización. La conexión se realiza mediante la función de control del equipo. La selección tiene lugar a través de la parametrización en el AR y de la sin-cronización. En los parámetros del AR (7138 SINC interna) se establece, con qué grupo de función SINC (SINC FG) se va a trabajar. El contacto a utilizar se define en el grupo de función seleccionado. El elemento de mando indicado en los parámetros del AR (7137 CIERR.obj.MANDO) y del grupo de función SINC seleccionado debe ser idéntico. Si el ajuste no coincide, el ajuste en el grupo de función SINC se super-pone al del AR. Si en los parámetros AR no se introduce ningún grupo de función SINC, se muestra la orden de conexión AR no sincronizada a través del elemento de

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2 Funciones

mando indicado en los parámetros del AR. Asimismo a través de la orden CONECTA-DO "Orden.cierr.RE" (mensaje 2851) sólo se puede conectar sin sincronización. Si se ha parametrizado como objeto a conectar sincronizado, por ejemplo el interrup-tor de potencia Q0, entonces en caso de una orden de CONECTADO del AR, este interruptor queda registrado y se le asigna una orden de CONECTADO, que será procesada por la función de control. Como quiera que se trata de un interruptor con obligación de sincronismo, la función de control activará la función de sincronización y esperará la autorización. Si se cumplen las condiciones parametrizadas del grupo de función SINC correspondiente, se concede la autorización y la función de control emite la orden de CONECTADO (véase la figura 2-101).

Figura 2-101 Conexión de la función AR a la función de sincronización

con activación exterior

Además, existe la posibilidad de activar la función de sincronización mediante solici-tudes de medición externas. Por cada entrada binaria, mediante una solicitud de medición (">Sinc Req. med" o señales de inicio y parada en forma de impulsos ">Sinc Inicio", ">Sinc Stop") se inicia la función de sincronización. Una vez efectuada la prueba con éxito mediante la función de sincronización ésta genera el mensaje de autorización ("Sinc autor.CIER") (véase la figura 2-102). La medición finaliza, si la solicitud de medición a través de la entrada binaria es desacti-vada. El elemento de mando a sincronizar no debe parametrizarse en este caso.

Figura 2-102 Interactuación de la función de sincronización con activación externa

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Generalidades La función de sincronización solamente está contenida en el equipo 7SJ64 con sus 4 entradas de tensión.

Cuando se efectúe el ajuste de los datos de la instalación 1 (véase el capítulo 2.1.3.2) ya se le comunicaron al equipo los datos que son importantes para las magnitudes de medida y la forma de trabajo de la función de sincronización. Esto se refiere a los parámetros:

202 UnPRIMARIA tensión primaria de los transformadores de medida de tensión U1 (entre fases) en kV;

203 UnSECUNDAR tensión nominal secundaria de los transformadores de medida de tensión U1 (entre fases ) en V;

213 CONEX.TT 3fases establece cómo están conectados los transformadores de medida de tensión cuando en el primario están disponibles varios transformadores de medida de tensión.

Cuando se utilice la función de sincronización hay que emplear por principio el ajuste U1E,U2E,U3E,USY, con independencia de que por el lado del primario estén dis-ponibles tensiones fase-Tierra- o fase-fase. Al equipo se conectan dos tensiones fase-fase conectadas en V (véanse al respecto también los ejemplos de conexión para 7SJ64 en el anexo A.3). Ahora bien, en este caso no se puede determinar ninguna tensión cero. Las funciones "se deberán eliminar o desconectar protección de sobreintensidad direccional tierra", "determinación direccional de falta a tierra" y "detección de fallo de la tensión de medida (FFM)".

El parámetro 240 CONEX.TT 1 fase establece qué tensión está conectada en el lado U1, si por el lado primario solamente está disponible un transformador de medida de tensión. Si el parámetro se ajusta distinto a No, entonces el ajuste de la dirección 213 no tiene importancia. En el caso de conexión monofásica, el equipo in-terpreta la tensión en el cuarto transformador de medida de tensión (U4) por principio como la tensión a sincronizar U2.

214 FRECUENCIA NOM. a la frecuencia nominal de la red está referido el campo de trabajo de la función de sincronización (fN ± 3 Hz);

la función de sincronización solamente puede trabajar si ha sido ajustada durante la configuración del volumen de funciones (véase el capítulo 2.1.1.2) por lo menos bajo una de las direcciones 161 SINC Función 1 a 164 SINC Función 4 como disponible. Entonces se puede efectuar una preselección de la forma de trabajo: ASIN/SINCRON significa, que se conmuta tanto en condiciones asíncronas como sín-cronas. CONTROL SINCRO corresponde a la función clásica de comprobación de sin-cronismo. Si no se necesita la función hay que ajustar no disponible. Un grupo funcional de sincronización anulado de esta manera está eliminado en el punto del menú Sincronización, pero todos los demás se visualizan.

Para IEC 60870–5–103 (VDEW) solamente están preconfigurados los correspondi-entes mensajes del grupo funcional SYNC 1. Si se parametrizan otros grupos funcion-ales (2 al 4) y se desea que sus mensajes sean descargados a través de VDEW, en-tonces hay que configurar éstos previamente para el interfaz SYS.

Si se selecciona en DIGSI uno de los grupos funcionales SYNC visualizados, se deriva a una ventana de diálogo con las hojas de ajuste "Generalidades", "Datos de instalación", "Condiciones asincrónicas", "Condiciones sincrónicas" y "Condiciones de sincronismo", en las que se ajustan los distintos parámetros para la sincronización. Para el grupo funcional SYNC x se aplica:

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2 Funciones

Parámetros generales

Los valores límites generales para la función de sincronización se ajustan bajo las di-recciones 6x01 a 6x12.

Bajo la dirección 6x01 SINC Grupo x se puede conectar o desconectar todo el grupo funcional de sincronización x ActivarDesactivar. Estando desconectado el control de sincronismo no se comprueban las condiciones de sincronización, y no tiene lugar ninguna autorización.

Con el parámetro 6x02 Unidad de mando se selecciona un elemento de control sobre el que se deberán aplicar los parámetros de sincronización. Si allí se selecciona la opción ninguno, entonces la función podrá ser utilizada como función de sin-cronización externa. Ésta se activa entonces a través del mensaje de entrada binaria.

Los parámetros 6x03 Umín y 6x04 Umáx limitan la banda de consulta para las ten-siones U1 o U2 respectivamente, hacia abajo y hacia arriba, fijando de esta manera la gama dentro de la que deberá trabajar la función de sincronización. Cuando apa-rezcan valores situados fuera de esta banda, se emite un mensaje.

La dirección 6x05 U< indica por debajo de qué tensión se puede considerar desconectada con seguridad la derivación o las barras colectoras (para la compro-bación de una línea o de unas barras colectoras sin tensión).

La dirección 6x06 U> indica por encima de qué tensión se puede considerar conecta-da con seguridad la derivación o las barras colectoras (para la comprobación de una línea o de unas barras colectoras puestas bajo tensión). Se deberá ajustar por debajo de la tensión inferior de trabajo mínima prevista.

El ajuste de los valores de tensión indicados se realiza en voltios secundarios. En la parametrización utilizando un PC y DIGSI estos valores también pueden introducirse como valores primarios. Según esté efectuada la conexión de las tensiones, éstas se refieren a tensiones fase–Tierra o tensiones entre fases.

En las direcciones 6x07 a 6x10 se ajustan las condiciones de autorización para control de conexión. Ahí significan:

6x07 SINC U1<U2> = parte de red U1 debe estar sin tensión, la parte de red U2 debe estar bajo tensión (conexión sobre una referencia sin tensión, línea muerta);

6x08 SINC U1>U2< = parte de red U1 debe estar bajo tensión, la parte de red U2 debe estar sin tensión (conexión a derivación sin tensión, bus muerto);

6x09 SINC U1<U2< = parte de red U1 y la parte de red U2 deben estar ambas sin tensión (conexión en caso de referencia sin tensión y derivación sin tensión, bus muerto/bus muerto);

6x10A CIERRE DIRECTO = la conexión se autoriza sin comprobaciones.

Las condiciones de autorización posibles citadas son independientes entre sí y también se pueden combinar. Una combinación de CIERRE DIRECTO con otras con-diciones de autorización naturalmente no tiene sentido.

Mediante el parámetro T.supervis.Tens (dirección 6x11A) se puede ajustar un tiempo de supervisión durante el cual se deberán cumplir como mínimo las condi-ciones de autorización adicionales antes citadas al efectuar la conexión sin tensión, antes de que se permita efectuar la conexión. El valor preajustado de 0,1 s tiene en cuenta los procesos de estabilización y se puede incorporar sin modificación.

La autorización por parte del control de sincronismo se puede limitar a un tiempo de supervisión de sincronismo ajustable T sinc máx (dirección 6x12). Dentro de este tiempo se deberán haber cumplido las condiciones parametrizadas. En caso contrario ya no tendrá lugar ninguna autorización de conexión y se produce una descarga de la función de sincronización. Si este tiempo se pone en ∞, se comprueban las condi-ciones hasta que se cumplan.

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Para aplicaciones especiales (por ejemplo la conexión de una toma de tierra) se puede conectar o desconectar la autorización de conexión cuando estén cumplidas las condiciones de sincronismo, por medio del parámetro 6x13A SINC sincronis..

Datos de la instalación

Los datos de la función de sincronización relativos a la instalación se ajustan bajo las direcciones 6x20 a 6x25.

El tiempo de conexión del interruptor de potencia T IP-CIERRE en la dirección 6x20 se necesita si con el equipo se ha de conectar también en caso de condiciones de red asíncronas, sea en caso de conexión manual o de reconexión automática después de una desconexión tripolar, o en ambos casos. Y es que entonces el equipo calcula el momento de la orden de conexión de tal manera que en el momento de cerrarse los polos del interruptor las tensiones sean síncronas. Es preciso tener en cuenta que además del tiempo propio del interruptor también debe incluirse el tiempo de respues-ta de un eventual relé auxiliar previo.

Con el FACTOR U1/U2 (dirección 6x21) se pueden tener en cuenta diferentes rela-ciones de transformación de los transformadores de medida de tensión de las dos partes de la red (véase un ejemplo en la figura 2-103).

Si entre las partes de red que se trata de sincronizar hay un transformador, entonces se puede tener en cuenta su grupo de conexión en forma de una adaptación angular, de manera que no se necesiten medios de adaptación exteriores. Esto se efectúa con el parámetro ADAPT. ANGULAR (dirección 6x22A).

Para ello se evalúa como positivo el ángulo de fase U1 a U2.

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2 Funciones

Ejemplo: (véase también la figura 2-103):

Barras colectoras 400 kV primario; 110 V secundario

Derivación 220 kV primario; 100 V secundario

Transformador 400 kV/220 kV; Grupo de conexión Dy(n) 5

El grupo de conexión del transformador está definido desde el lado de la tensión su-perior hacia el lado de la tensión inferior. Los transformadores de medida de tensión de referencia (U1) son en este ejemplo los del lado de la tensión superior del transfor-mador, y por lo tanto el ángulo es 5 · 30° (de acuerdo con el grupo de conexión), es decir 150°:

Dirección 6x22A: ADAPT. ANGULAR = 150°.

Dado que los transformadores de medida de tensión de referencia suministran en el secundario 100 V en caso de régimen nominal primario, mientras que la tensión nominal de los transformadores de medida de la derivación es de 110 V secundario, es necesario adaptar también esta diferencia:

Dirección 6x21:FACTOR U1/U2 = 100 V/110 V = 0,91.

Figura 2-103 Tensión de las barras colectoras, medida a través del transformador

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Conexiones En el 7SJ64 están disponibles para la conexión de la tensión U1 tres entradas de tensión y para la tensión U2 una entrada de tensión (véase la figura 2-104 así como también el ejemplo en la figura 2-103). Por definición, la tensión de referencia es en este caso la tensión trifásica U1. Para poder comparar correctamente la tensión trifási-ca U1 con la tensión U2, es preciso comunicarle al equipo la forma de conexión de la tensión U2. Para esto sirve el parámetro CONEXION U2 (parámetro 6x23).

Si en el ladoU1 se conectan tres tensiones fase-Tierra, entonces se puede conectar y parametrizar para la tensión U2 que se trata de sincronizar, una tensión cualquiera fase-fase o fase-Tierra. Si en el lado U1 se conectan dos tensiones fase-fase conecta-das en V, entonces hay que conectar y parametrizar obligatoriamente para la tensión U2 que se trata de sincronizar, una tensión fase-fase.

También para el lado U1cabe la posibilidad de una conexión monofásica. Esto hay que comunicarlo al equipo por medio de la dirección 240 CONEX.TT 1 fase (véase más arriba). En este caso, el ajuste de la dirección 213 no tiene relevancia. La tensión que se trata de sincronizar debe corresponder en cuanto a tipo y fase a la tensión del lado 1. El parámetro 6x23 CONEXION U2 está eliminado para la conexión monofásica. En la figura 2-105 está representado un ejemplo de conexión monofásica.

Figura 2-104 Conexión de U1 y U2 en el equipo

Figura 2-105 Conexión monofásica (fase-Tierra) a U1-lado

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2 Funciones

Para la conversión interna a valores primarios es preciso introducir en el equipo y a través del parámetro 6x25U2N-TT PRIMARIA la tensión nominal primaria del trans-formador de medida de la magnitud de medida U2, si entre las partes de red que se trata de sincronizar está situado un transformador.

Condiciones asíncronas

La función de sincronización del 7SJ64 puede dar también en redes asíncronas una orden de conexión, de forma tal que, teniendo en cuenta el tiempo propio del interrup-tor de potencia (dirección 6x20), se efectúe el acoplamiento entre las redes en el in-stante de igualdad de fases.

Mediante los parámetros6x30 dU ASIN U2>U1 y 6x31 dU ASIN U2<U1 se pueden ajustar también asimétricamente las diferencias de tensión admisibles.

Los parámetros 6x32 df ASIN f2>f1 y 6x33 df ASIN f2<f1 limitan el campo de trabajo para la conexión asíncrona. Al estar disponibles dos parámetros, se puede ajustar un campo de conexión asimétrico.

Condiciones síncronas

Mediante el parámetro 6x40 SINC CIERRE se puede seleccionar, si al no alcanzarse el umbral de transición F SINCRON (véase más adelante) se deben comprobar úni-camente las condiciones de sincronismo (Si) o si en cualquier caso se deberá también tener en cuenta el tiempo propio del interruptor (No).

El parámetro 6x41F SINCRON sirve como umbral de conexión automático entre la conexión síncrona y la asíncrona. Si la diferencia de frecuencia está por debajo del límite establecido de esta manera, las redes se consideran como síncronas, y se toman como base las reglas para la conexión síncrona; por encima de esta diferencia se realiza la conexión asíncrona, calculando previamente el momento de la igualdad de fases.

Mediante los parámetros 6x42 dU SINC U2>U1 y 6x43 dU SINC U2<U1 se pueden ajustar las diferencias de tensión admisibles también de forma asimétrica.

Los parámetros 6x44 dα SINC α2>α1 y 6x45 dα SINC α2<α1 limitan el campo de trabajo para la conexión síncrona. Al estar disponibles dos parámetros, se puede ajustar un campo de conexión asimétrico (véase también la figura 2-106).

Además se puede ajustar un retardo de autorización T AUTORIZACION (dirección 6x46), para el cual se deberán cumplir como mínimo todas las condiciones de sin-cronismo para que al terminar este tiempo se forme la orden de conexión.

Figura 2-106 Operación de cierre bajo condiciones síncronas

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Figura 2-107 Campo de trabajo bajo condiciones síncronas y asíncronas para tensión (U) y frecuencia (f)

Comprobación de sincronismo

Mediante los parámetros 6x50 dU CNTSIN U2>U1 y 6x51 dU CNTSIN U2<U1 se pueden ajustar las diferencias de tensión admisibles también de forma asimétrica. Al estar disponibles dos parámetros, se puede ajustar un campo de conexión asimétrico.

Los parámetros 6x52 df CNTSIN f2>f1 y 6x53 df CNTSIN f2<f1 determinan las diferencias de frecuencia admisibles. Al estar disponibles dos parámetros, se puede ajustar un campo de conexión asimétrico.

Los parámetros 6x54 dα CNTSIN α2>α1 y 6x55 dα CNTSIN α2<α1 limitan el campo de trabajo para la conexión síncrona. Al estar disponibles dos parámetros, se puede ajustar un campo de conexión asimétrico.

Resumen de parámetros y de información

En las tablas siguientes se relacionan, respectivamente, únicamente los parámetros y mensajes del grupo funcional 1. Los parámetros y mensajes de los grupos funcion-ales 2 al 4 son correspondientes.

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2 Funciones




6101 SINC Grupo ActivarDesactivar

Desactivar Grupo de función de sincroniza-ción

6102 Unidad de mando (posibilidades de ajuste según la aplicación)

ninguno Unidad de control a sincronizar

6103 Umín 20 .. 125 V 90 V Límite inferior de tensión: Umín

6104 Umáx 20 .. 140 V 110 V Límite superior de tensión: Umáx

6105 U< 1 .. 60 V 5 V Umbral U1,U2 libre de tensión

6106 U> 20 .. 140 V 80 V Umbral U1,U2 con tensión

6107 SINC U1<U2> SiNo

No Cierre con U1< y U2>

6108 SINC U1>U2< SiNo

No Cierre con U1> y U2<

6109 SINC U1<U2< SiNo

No Cierre con U1< y U2<

6110A CIERRE DIRECTO SiNo

No Cierre directo

6111A T.supervis.Tens 0.00 .. 60.00 s 0.10 s Tiempo supervisión de U1>;U2> ó U1<;U2<

6112 T sinc máx 0.01 .. 1200.00 s; ∞ 30.00 s Duración máx. proceso de sin-cronización

6113A SINC sincronis. SiNo

Si Conexión con sincronismo

6120 T IP-CIERRE 0.01 .. 0.60 s 0.06 s Tiempo propio del interruptor de potenc.

6121 FACTOR U1/U2 0.50 .. 2.00 1.00 Factor de adaptación U1/U2

6122A ADAPT. ANGULAR 0 .. 360 ° 0 ° Adaptación angular (Gr. vectorial Trafo)

6123 CONEXION U2 L1-EL2-EL3-EL1-L2L2-L3L3-L1

L1-L2 Conexión de U2

6125 U2N-TT PRIMARIA 0.10 .. 800.00 kV 12.00 kV Tensión nom. prim. del transfor-mador U2

6130 dU ASIN U2>U1 0.5 .. 50.0 V 2.0 V Diferencia de tensión admisible U2>U1

6131 dU ASIN U2<U1 0.5 .. 50.0 V 2.0 V Diferencia de tensión admisible U2<U1

6132 df ASIN f2>f1 0.01 .. 2.00 Hz 0.10 Hz Diferencia de frecuencia admisi-ble f2>f1

316 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2.19.1.10Lista de informaciones

6133 df ASIN f2<f1 0.01 .. 2.00 Hz 0.10 Hz Diferencia de frecuencia admisi-ble f2<f1

6140 SINC CIERRE SiNo

Si Cierre con redes sincrónicas

6141 F SINCRON 0.01 .. 0.04 Hz 0.01 Hz Umbral de conmutación ASIN <--> SIN

6142 dU SINC U2>U1 0.5 .. 50.0 V 5.0 V Diferencia de tensión admisible U2>U1

6143 dU SINC U2<U1 0.5 .. 50.0 V 5.0 V Diferencia de tensión admisible U2<U1

6144 dα SINC α2>α1 2 .. 80 ° 10 ° Diferencia angular admis. alpha2>alpha1

6145 dα SINC α2<α1 2 .. 80 ° 10 ° Diferencia angular admis. alpha2<alpha1

6146 T AUTORIZACION 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Retardo de la autorización

6150 dU CNTSIN U2>U1 0.5 .. 50.0 V 5.0 V Diferencia de tensión admisible U2>U1

6151 dU CNTSIN U2<U1 0.5 .. 50.0 V 5.0 V Diferencia de tensión admisible U2<U1

6152 df CNTSIN f2>f1 0.01 .. 2.00 Hz 0.10 Hz Diferencia de frecuencia admisi-ble f2>f1

6153 df CNTSIN f2<f1 0.01 .. 2.00 Hz 0.10 Hz Diferencia de frecuencia admisi-ble f2<f1

6154 dα CNTSIN α2>α1 2 .. 80 ° 10 ° Diferencia angular admis. alpha2>alpha1

6155 dα CNTSIN α2<α1 2 .. 80 ° 10 ° Diferencia angular admis. alpha2<alpha1


Explicación

170.0001 >Sinc1 act AI >Sinc. grupo func.1, activar170.0043 >Sinc Req. med AI >Sinc.: Requerim. de med. Sincronización170.0049 Sinc autor.CIER AS Sinc.: Autorización Cierre170.0050 Sinc Fallo AS Sinc.: Fallo de función170.0051 Sinc1 bloq AS Grupo de sincronización 1 bloqueado170.2007 Sinc Req. med AI Sinc.: Requerim.de med. de función Mando170.2008 >Sinc1bloq AI >Bloquear grupo de sincronización 1170.2009 >Sinc Cierr.dir AI >Sinc.: Cierre directo170.2011 >Sinc Inicio AI >Sinc.: Inicio de la sincronización170.2012 >Sinc Stop AI >Sinc.: Teminar la sicronización170.2013 >Sinc U1>U2< AI >Sinc.: Autorizar la condición U1>U2>170.2014 >Sinc U1<U2> AI >Sinc.: Autorizar la condición U1<U2>170.2015 >Sinc U1<U2< AI >Sinc.: Autorizar la condición U1<U2<170.2016 >Sinc Sincron AI Sinc: Autorización de la condición Sinc.


3177SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

170.2022 Sinc1 proc AS Sinc. func.1: función med. en proceso170.2025 Sinc. Trans.Tsv AS Sinc.: Transcurso de tiempo de supervis.170.2026 Sinc síncrono AS Sinc.: Condiciones des sinc. cumplidas170.2027 Sinc U1>U2< AS Sinc.: Condición U1>U2< cumplida170.2028 Sinc U1<U2> AS Sinc.: Condición U1<U2> cumplida170.2029 Sinc U1<U2< AS Sinc.: Condición U1<U2< cumplida170.2030 Sinc Udiff ok AS Sinc.: Diferencia de tensión (Udif) OK170.2031 Sinc fdiff ok AS Sinc.: Diferenc. de frecuencia (fdif) OK170.2032 Sinc αdiff ok AS Sinc.: Diferenc. ángulo (alpha dif) OK170.2033 Sinc f1>> AS Sinc.: Frecuencia f1>fmáx admisible170.2034 Sinc f1<< AS Sinc.: Frecuencia f1<fmín admisible170.2035 Sinc f2>> AS Sinc.: Frecuencia f2>fmáx admisible170.2036 Sinc f2<< AS Sinc.: Frecuencia f2<fmín admisible170.2037 Sinc U1>> AS Sinc.: Tensión U1>Umáx admisible170.2038 Sinc U1<< AS Sinc.: Tensión U1<Umín admisible170.2039 Sinc U2>> AS Sinc.: Tensión U2>Umáx admisible170.2040 Sync U2<< AS Sinc.: Tensión U2<Umín admisible170.2050 U1 = VM U1 =170.2051 f1 = VM f1 =170.2052 U2 = VM U2 =170.2053 f2 = VM f2 =170.2054 dU = VM dU =170.2055 df = VM df =170.2056 dα = VM dalpha =170.2090 Sinc U2>U1 AS Sinc.: Udif muy grande (U2>U1)170.2091 Sinc U2<U1 AS Sinc.: Udif muy grande (U2<U1)170.2092 Sinc f2>f1 AS Sinc.: fdif muy grande (f2>f1)170.2093 Sinc f2<f1 AS Sinc.: fdif muy grande (f2<f1)170.2094 Sinc α2>α1 AS Sinc.: alpha-dif muy grande (a2>a1)170.2095 Sinc α2<α1 AS Sinc.: alpha-dif muy grande (a2<a1)170.2096 Sinc Err. grupo AS Sinc.: Selección múltiple de grupo sinc.170.2097 Sinc.Err.parám. AS Sinc.: Parámetros no son plausibles170.2101 Sinc1desac AS Grupo de sincronización 1 desactivado170.2102 >Blq.Autor.Sinc AI >Bloquear autorización función Sinc.170.2103 Autor.Sinc bloq AS Autorización función Sinc. bloqueada


Explicación

318 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2.20 RTD-Box

2.20 RTD-Box

Para la detección de la temperatura se pueden emplear hasta 2 unidades Thermobox con un total de 12 puntos de medida las cuales se conectan a las unidades de entrada y salida.


• Especialmente en el caso de motores, generadores y transformadores, de esta manera se puede vigilar el estado térmico. En el caso de máquinas rotativas se controlan además las temperaturas de los cojinetes para comprobar que están dentro de los valores límites. Las temperaturas se miden en diversos puntos del objeto a proteger por medio de sensores de temperatura (RTD = Resistance Tem-perature Detector), y se conducen al equipo a través de uno o dos Thermoboxes 7XV566.

2.20.1 Descripción

Thermobox 7XV56 El Thermobox 7XV566 es un equipo exterior que va montado sobre un perfil en forma de sombrero. Dispone de 6 entradas de temperatura y un interfaz RS485 para la comunicación con el equipo de protección. El Thermobox determina la temperatura del refrigerante en cada punto de medición a partir del valor de la resistencia de los sensores de temperatura (Pt 100, Ni 100 o Ni 120) conectados a través de un cable de dos o tres hilos y la convierte en un valor digital. Los valores digitales se ponen a disposición de un interfaz serie.

Comunicación con el equipo de protec-ción

El equipo de protección puede trabajar hasta con 2 termoboxes a través de un interfaz de servicio (Puerto C), y en el7SJ64 también a través del interfaz adicional (Puerto D).

De esta manera están disponibles hasta 12 puntos de medición de la temperatura. Para distancias mayores con el equipo de protección se recomienda una comuni-cación mediante fibra óptica. Las posibles arquitecturas de comunicación están rep-resentadas en el anexo A.3.

Evaluación de la temperatura

Los valores brutos de temperatura que se transmiten se transforman a un valor de temperatura, opcionalmente en °C o °F. La conversión se efectúa dependiendo del sensor de temperatura empleado.

Para cada punto de medición se pueden realizar dos decisiones de valor umbral, que están disponibles para una posterior transformación cualquiera. El usuario puede efectuar las asignaciones correspondientes en la matriz de configuración.

Por cada sensor de temperatura se transmite un mensaje de falta en caso de corto-circuito o de interrupción en el circuito del sensor, o si está proyectado un sensor pero no está instalado. Adicionalmente se forma un aviso colectivo relativo a los 6 sensores de temperatura de un Thermobox (14101 "Fallo RTD"). En el caso de averías en la comunicación se emite un mensaje de avería del conjunto de Thermoboxes (264 "Fallo RTD-Box 1" o 267 "Fallo RTD-Box 2").

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2 Funciones

La figura siguiente muestra el diagrama lógico del tratamiento de la temperatura.

El esquema de conexiones y una figura dimensional está contenida en las instruc-ciones de manejo adjuntas al Thermobox.

Figura 2-108 Diagrama lógico del tratamiento de la temperatura para Thermobox 1

320 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2.20 RTD-Box


Generalidades La determinación de la temperatura solamente puede ser efectiva y accesible si esta función ha sido asignada a un interfaz al configurar las funciones de protección (capí-tulo 2.1.1). Bajo la dirección 190 RTD-BOX se asigna al interfaz el (los) Ther-mobox(es) (p. ej. interfaz C), a través de la cual deberá trabajar. A través de la direc-ción 191 TIPO TERMOBOX se han seleccionado el número de entradas de sensores y el modo de comunicación. La unidad de temperatura (°C o °F) ha sido ajustada en los datos de la instalación 1, bajo la dirección276 UNIDAD TEMP..

Si los Thermoboxes trabajan en régimen semiduplex, entonces es preciso que para el control de flujo (CTS) mediante puentes enchufables (véase el apartado 3.1.2 en el capítulo "Montaje y puesta en marcha") "/CTS esté activado por/RTS".

Ajustes en el equipo

Los ajustes se realizan para cada entrada del mismo modo, y se describen aquí a título de ejemplo para la entrada de medición 1.

Para RTD 1 (sensor de temperatura para el punto de medición 1) se ajusta bajo la di-rección 9011 RTD 1 TIPO el tipo de sensor de temperatura. Están disponibles Pt 100 Ω, Ni 120 Ω y Ni 100 Ω. Si para RTD 1 no hay ningún punto de medición, se deberá ajustar RTD 1 TIPO = sin conexión. Este ajuste solamente puede efec-tuarse mediante DIGSI® bajo "Otros parámetros".

El lugar de instalación del RTD 1 se le comunica al equipo bajo la dirección 9012 RTD 1 LOCALIZ.. Están disponibles Aceite, Ambiente, Espira, Soporte y Otros. Este ajuste solamente puede realizarse mediante DIGSI® bajo "Otros parámetros".

Además se puede ajustar una temperatura de alarma y una temperatura de disparo. Dependiendo de la unidad de temperatura que se haya seleccionado para los datos de la instalación (capítulo 2.1.1.2 bajo la dirección 276 UNIDAD TEMP.), se puede ajustar la temperatura de alarma bajo la dirección 9013 RTD 1 ESCALON 1 en grados Celsius (°C) o bajo la dirección 9014 RTD 1 ESCALON 1 en grados Fahren-heit (°F). La temperatura de disparo se ajusta bajo la dirección 9015 RTD 1 ESCALON 2 en grados Celsius (°C) o bajo la dirección 9016 RTD 1 ESCALON 2 en grados Fahrenheit (°F).

De forma similar se pueden efectuar indicaciones para todos los sensores de temper-atura conectados del primer Thermobox.

Ajustes en el Thermobox

Si se utilizan sensores de temperatura con conexión de 2 hilos es preciso medir y ajustar la resistencia de la línea (estando puesto en cortocircuito el sensor de temper-atura). Para ello se deberá seleccionar en el Thermobox el modo 6, e introducir el valor de la resistencia para el sensor correspondiente (gama 0 a 50,6 Ω). En el caso de conexión de 3 hilos de los sensores de temperatura no se necesitan al respecto otros ajustes.

La comunicación tiene lugar a una velocidad binaria de 9600 Bit/s. La paridad es par (Even). El número de bus esta preajustado de fábrica a 0. Las modificaciones pueden realizarse en modo 7 en el Thermobox. Rige el siguiente acuerdo:

Tabla 2-24 Ajuste de la dirección del bus en el Thermobox

Funcionamiento Número de Thermoboxes Direcciónsimplex 1 0

semidúplex 1 1semidúplex 2 1º Thermobox: 1

2° Thermobox: 2

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2 Funciones

Para más informaciones veánse las instrucciones de servicio que van adjuntas al Thermobox.

Ulterior tratamien-to de los valores de medida y mensajes

El Thermobox puede verse en DIGSI como parte de los equipos 7SJ62/63/64, es decir que los mensajes y valores de medición aparecen en la matriz de configuración así como las funciones internas, y se pueden configurar y seguir tratando igual que aquellas. Los mensajes y valores de medición se pueden transferir por lo tanto también a la lógica integrada definible por el usuario (CFC) y se pueden vincular libre-mente. Ahora bien, los mensajes de excitación "RTD x Excit. St. 1" y "RTD x Excit. St. 2" no entran ni en los mensajes colectivos 501 "Arranque Relé" y ni 511 "DISP.gen Relé", ni tampoco inician un caso de avería.

Si se desea que un mensaje aparezca en la memoria intermedia de mensajes de tra-bajo, se deberá poner en la matriz una cruz en la casilla correspondiente del cruce columna/línea.




9011A RTD 1 TIPO sin conexiónPt 100 ΩNi 120 ΩNi 100 Ω

Pt 100 Ω Resistencia depend. de temp. RTD1, tipo

9012A RTD 1 LOCALIZ. AceiteAmbienteEspiraSoporteOtros

Aceite RTD 1: Localización

9013 RTD 1 ESCALON 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 1: Valor arranque. escalón temp. 1

9014 RTD 1 ESCALON 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 1: Valor arranque. escalón temp. 1




sin conexión RTD 2: Tipo


Otros RTD 2: Localización


322 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2.20 RTD-Box

























3237SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones
























324 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2.20 RTD-Box















9101A RTD10 TIPO sin conexiónPt 100 ΩNi 120 ΩNi 100 Ω

sin conexión RTD10: Tipo

9102A RTD10 LOCALIZ. AceiteAmbienteEspiraSoporteOtros

Otros RTD10: Localización

9103 RTD10 ESCALON1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD10: Valor arranque. escalón temp.1

9104 RTD10 ESCALON1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD10: Valor arranque. escalón temp.1




3257SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones


















326 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2.20 RTD-Box



Explicación

264 Fallo RTD-Box 1 AS Fallo RTD-Box 1267 Fallo RTD-Box 2 AS Fallo RTD-Box 214101 Fallo RTD AS Fallo RTD (Rotura alambre/Cortocircuito)14111 Fallo RTD 1 AS Fallo RTD 1 (Rotura alambre/Cortocirc.)14112 RTD 1 Arr esc.1 AS RTD 1 arranque escalón de temperatura 114113 RTD 1 Arr esc.2 AS RTD 1 arranque escalón de temperatura 214121 Fallo RTD 2 AS Fallo RTD 2 (Rotura alambre/Cortocirc.)14122 RTD 2 Arr esc.1 AS RTD 2 arranque escalón de temperatura 114123 RTD 2 Arr esc.2 AS RTD 2 arranque escalón de temperatura 214131 Fallo RTD 3 AS Fallo RTD 3 (Rotura alambre/Cortocirc.)14132 RTD 3 Arr esc.1 AS RTD 3 arranque escalón de temperatura 114133 RTD 3 Arr esc.2 AS RTD 3 arranque escalón de temperatura 214141 Fallo RTD 4 AS Fallo RTD 4 (Rotura alambre/Cortocirc.)14142 RTD 4 Arr esc.1 AS RTD 4 arranque escalón de temperatura 114143 RTD 4 Arr esc.2 AS RTD 4 arranque escalón de temperatura 214151 Fallo RTD 5 AS Fallo RTD 5 (Rotura alambre/Cortocirc.)14152 RTD 5 Arr esc.1 AS RTD 5 arranque escalón de temperatura 114153 RTD 5 Arr esc.2 AS RTD 5 arranque escalón de temperatura 214161 Fallo RTD 6 AS Fallo RTD 6 (Rotura alambre/Cortocirc.)14162 RTD 6 Arr esc.1 AS RTD 6 arranque escalón de temperatura 114163 RTD 6 Arr esc.2 AS RTD 6 arranque escalón de temperatura 214171 Fallo RTD 7 AS Fallo RTD 7 (Rotura alambre/Cortocirc.)14172 RTD 7 Arr esc.1 AS RTD 7 arranque escalón de temperatura 114173 RTD 7 Arr esc.2 AS RTD 7 arranque escalón de temperatura 214181 Fallo RTD 8 AS Fallo RTD 8 (Rotura alambre/Cortocirc.)14182 RTD 8 Arr esc.1 AS RTD 8 arranque escalón de temperatura 114183 RTD 8 Arr esc.2 AS RTD 8 arranque escalón de temperatura 214191 Fallo RTD 9 AS Fallo RTD 9 (Rotura alambre/Cortocirc.)14192 RTD 9 Arr esc.1 AS RTD 9 arranque escalón de temperatura 114193 RTD 9 Arr esc.2 AS RTD 9 arranque escalón de temperatura 214201 Fallo RTD10 AS Fallo RTD10 (Rotura alambre/Cortocirc.)14202 RTD10 Arr esc.1 AS RTD10 arranque escalón de temperatura 114203 RTD10 Arr esc.2 AS RTD10 arranque escalón de temperatura 214211 Fallo RTD11 AS Fallo RTD11 (Rotura alambre/Cortocirc.)14212 RTD11 Arr esc1 AS RTD11 arranque escalón de temperatura 114213 RTD11 Arr esc2 AS RTD11 arranque escalón de temperatura 214221 Fallo RTD12 AS Fallo RTD12 (Rotura alambre/Cortocirc.)14222 RTD12 Arr esc1 AS RTD12 arranque escalón de temperatura 114223 RTD12 Arr esc2 AS RTD12 arranque escalón de temperatura 2

3277SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

2.21 Cambio de la secuencia de fases

En los equipos 7SJ62/63/64 se ha realizado una función para cambiar el sentido de la secuencia de fases mediante entrada binaria y parámetro.


• Mediante la conmutación del sentido de la secuencia de fases se tiene la posibili-dad de que todas las funciones de protección y vigilancia trabajen correctamente incluso en el caso de una secuencia de fases levogira, sin que para ello fuera nec-esario realizar una sustitución entre dos conductores.

2.21.1 Descripción

Generalidades Diversas funciones de los equipos 7SJ62/63/64 sólo trabajan correctamente si se conoce el sentido de la secuencia de fases de las intensidades y tensiones, tal como la protección contra carga desequilibrada, protección contra falta de tensión (tratami-ento del sistema directo), la protección de sobreintensidad direccional (sentido con tensiones ajenas al cortocircuito) así como algunas supervisiones de las magnitudes de medida.

Si hay permanentemente una secuencia de fases levógira, ésta se ajusta al para-metrizar los datos de la instalación.

Si el sentido de la secuencia de fases puede cambiar durante el funcionamiento, por ejemplo al invertir el sentido de giro de un motor, basta con dar una señal de con-mutación a la entrada binaria configurada para esto, para comunicarle al aparato de protección esta inversión del sentido de la secuencia de fases.

Lógica El sentido de la secuencia de fases se ajusta de modo permanente por medio de un parámetro en los datos de la instalación bajo la dirección 209 SECUENCIA FASES. La entrada binaria ">Cambio secuenc" especifica por medio del OR–exclusivo la secuencia de fases inversa con relación al parámetro.

Figura 2-109 Lógica de mensajes de la conmutación del campo giratorio

Influencia sobre las funciones de pro-tección y vigilancia

El intercambio de fase se refiere exclusivamente al cálculo del sistema directo y sistema inverso y al cálculo de las magnitudes encadenadas mediante la resta de dos magnitudes Tierra de conductor y viceversa, de manera que no se falseen los men-sajes, valores de falta y valores de medida de trabajo selectivos por fase. De este modo, esta función tiene influencia en la protección de carga desequilibrada, en la protección temporizada de sobreintensidad direccional y sobre algunas de las fun-ciones de supervisión que emiten mensajes, cuando no coinciden la secuencia de fase predeterminada y la calculada.

328 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2.21 Cambio de la secuencia de fases


Ajuste del parámetro de función

El sentido de secuencia en funcionamiento normal se ajusta con el parámetro 209 (ver sección 2.1.3). Al efectúarse cambios temporarios de la secuencia de fases, se debe dar al equipo información al respecto mediante la entrada binaria ">Cambio secuenc" (5145).

3297SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

2.22 Control de funciones

El programa control de funciones coordina la secuencia de las funciones de protec-ción y funciones adicionales y elabora sus resultados así como también las informa-ciones que llegan de la instalación. Esto comprende en particular:

– Sistema lógico de arranque,

– Sistema lógico de disparo.

2.22.1 Sistema lógico de arranque del conjunto del equipo

Arranque Las señales de arranque de todas las funciones de protección en el equipo se enlazan mediante OR y dan lugar al arranque general del equipo. Se inicia con el primer ar-ranque que se reciba, y se concluye con el último arranque que se genera y se comu-nica con501 "Arranque Relé".

El arranque general es condición necesaria para una serie de funciones subsigu-ientes internas y externas. Entre las funciones internas que son controladas por el ar-ranque general se incluyen:• Inicio de un caso de avería: Desde el inicio del arranque general hasta la reposición

se anotan todos los mensajes de los casos de avería en el protocolo de casos de falta.

• Inicialización del registro de los valores de falta: El registro y la retención de los valores de avería se puede hacer depender adicionalmente de que se produzca una orden de disparo.

Excepción: Algunas funciones de protección se pueden ajustar no sólo para Activar o Desactivar sino también para Sólo aviso. El ajuste Sólo aviso tiene como consecuencia de que no se otorga ninguna orden de disparo, no se abre ningún caso de avería, no se inicia ningún registro de avería y no aparecen en la pan-talla visualizaciones espontáneas de casos de avería.

Las funciones externas se pueden controlar a través de un contacto de salida. Como ejemplo se pueden citar:• Equipos de reenganche,• Inicio de otros equipos adicionales, o similares

330 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2.22 Control de funciones

2.22.2 Lógica de disparo del equipo total

Disparo general Las señales de disparo de todas las funciones de protección se enlazan mediante OR y dan lugar al mensaje 511 "DISP.gen Relé".

Este mensaje se puede configurar sobre LED o sobre relé de salida igual que los dis-tintos mensajes de disparo.

Anulación de la orden de disparo

Una orden de disparo de una función de protección que se haya emitido una vez se registra como mensaje "DISP.gen Relé" (véase la figura 2-110). Al mismo tiempo se inicia un tiempo de orden de disparo mínimo T Min.Orden Disp. Éste trata de asegurar que la orden se emite al interruptor de potencia durante un tiempo suficien-temente largo, incluso si la función de protección que la activa se repone muy rápida-mente. Solamente cuando haya desaparecido la última función de protección (ya no está arrancada ninguna función) y haya transcurrido el tiempo de orden de disparo mínimo se pueden anular las órdenes de disparo.

Por último, existe la posibilidad de retener una orden de disparo una vez emitida, hasta que se anule manualmente (función Lockout). De este modo se puede bloquear el interruptor de potencia para impedir su reenganche hasta que se haya aclarado la causa de la falta y se haya anulado el bloqueo mediante una reposición manual inten-cionada. La reposición se efectúa o bien pulsando la tecla LED-Reset o activando una entrada binaria debidamente configurada (">Reposic.LED"). Para esto es con-dición necesaria naturalmente que la bobina de conexión en el interruptor de potencia esté bloqueada — como es usual — cuando esté presente una orden de disparo y que la corriente de la bobina sea interrumpida por el contacto auxiliar del interruptor de potencia.

Figura 2-110 Anulación de la orden de disparo


Duración de la orden de disparo

El ajuste para la duración mínima de la orden de disparo T Min.Orden Disp ya ha sido explicado detalladamente en la sección 2.1.3. Este tiempo es válido para todas las funciones de protección que pueden efectuar un disparo.

3317SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

2.23 Funciones adicionales

En el capítulo de funciones adicionales se describen las funciones generales del equipo.

2.23.1 Elaboración de avisos

Después de producirse una avería en la red son importantes las informaciones relati-vas al arranque del equipo de protección y sobre las magnitudes de medida, para efectuar un análisis detallado del desarrollo de la falta. Para este fin, el equipo dispone de un tratamiento de mensajes.


• Led’s y salidas binarias • Informaciones a través del panel indicador del aparato o a través del PC• Informaciones a una central

Condiciones En la descripción del sistema SIPROTEC® 4 se describe detalladamente la forma de proceder para la configuración (véase /1/).

2.23.1.1 Led’s y salidas binarias (relés de salida)

Los sucesos y estados importantes se visualizan en el frontal mediante indicadores ópticos (LED). El equipo contiene además relés de salida para la señalización remota. La mayoría de los mensajes y visualizaciones se pueden configurar, es decir, asignar de manera distinta a la preajustada en el suministro. En el anexo al presente manual se tratan con todo detalle la configuración de fábrica y las posibilidades de configu-ración.

Los relés de salida y los LED pueden trabajar memorizados o sin memorizar (para-metrizables respectivamente de forma individual).

Las memorias están protegidas contra fallo de la tensión auxiliar. Se reinicializan • localmente pulsando la tecla LED en el equipo,• a distancia a través de una entrada binaria debidamente configurada, • a través de uno de los interfaces serie,• automáticamente al comienzo de un nuevo arranque.

Los mensajes de estado no deben estar memorizados. Tampoco se pueden reiniciar hasta que haya desaparecido el criterio que se ha de comunicar. Esto se refiere, por ejemplo, a avisos de funciones de supervisión o similares.

Un LED verde indica la disposición para el funcionamiento ("RUN"); y no se puede re-posicionar. Se apaga cuando el autocontrol del microprocesador detecta una avería o cuando falta la tensión auxiliar.

En caso de presencia de la tensión auxiliar pero con una avería interna del equipo, se ilumina el LED rojo ("ERROR") y se bloquea el equipo.

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2.23.1.2 Informaciones a través del panel indicador o del ordenador personal

Los sucesos y estados se pueden leer en el panel indicador situado en la placa frontal del equipo. A través del interfaz de maniobra delantero o del interfaz de servicio se puede conectar también un ordenador personal al que entonces se envían las infor-maciones.

El equipo dispone de varias memorias intermedias de sucesos, por ejemplo para avisos de funcionamiento, estadística de conexión, etc., que están protegidas medi-ante una batería tampón contra falta de tensión auxiliar. Estos mensajes se pueden llevar en todo momento al panel indicador por medio del teclado de maniobra, o se pueden transmitir al ordenador personal a través del interfaz de control serie. La lectura de mensajes durante el funcionamiento se describe detalladamente en la de-scripción del sistema SIPROTEC® 4.

Estructuración de los mensajes

Los mensajes están estructurados de la siguiente manera:• Mensajes de trabajo; se trata de mensajes que pueden aparecer durante el fun-

cionamiento del equipo: Informaciones relativas al estado de las funciones del equipo, datos de medición, datos de la instalación, protocolización de órdenes de control y similares

• Mensajes de casos de falta; se trata de mensajes de las 8 últimas perturbaciones de la red que han sido tratadas por el equipo.

• Mensajes de los protocolos de faltas a tierra, en la medida en que el equipo dispon-ga de determinación de faltas a tierra.

• Mensajes relativos a la estadística de conexión; se trata de contadores para las órdenes de desconexión provocadas por el equipo, eventuales órdenes de conex-ión así como valores de las corrientes desconectadas y corrientes de cortocircuito acumuladas.

En el anexo se encuentra una lista completa de todas las funciones de aviso y pre-sentación que se pueden generar en el equipo que disponga del máximo volumen de funciones, con sus correspondientes números de información (FNr). Allí se indica también para cada mensaje hacia donde se puede comunicar. Cuando en una versión menos equipada no estén presentes determinadas funciones o si figuran como no disponible proyectadas, entonces sus mensajes naturalmente no pueden aparec-er.

Mensajes de trabajo

Los mensajes de trabajo son aquellas informaciones que el aparato genera durante el funcionamiento y sobre el trabajo. En el equipo se registran en orden cronológico hasta 200 mensajes de trabajo. Cuando se generan mensajes de trabajo nuevos, en-tonces se van añadiendo. Si se agota la capacidad máxima de la memoria, se va per-diendo respectivamente el mensaje más antiguo.

Mensajes de casos de falta

Después de una falta en la red se pueden leer por ejemplo informaciones importantes relativas a su desarrollo, tales como excitación y disparo. El comienzo de la falta está señalado con el tiempo absoluto del reloj interno del sistema. El desarrollo de la falta se emite con un tiempo relativo, referido al momento de la excitación, de manera que se pueda reconocer también la duración hasta el disparo y hasta la recuperación de la instrucción de disparo. La resolución de las indicaciones de tiempo es de 1 ms.

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2 Funciones

Presentaciones espontáneas en el frente del equipo

En los equipos con pantalla de texto de cuatro líneas aparecen en la pantalla, después de un caso de avería y sin más acciones de maniobra los datos más importantes del caso de avería, automáticamente después de la excitación general del equipo, en la secuencia mostrada en la figura 2-111.

En los equipos con pantalla gráfica, estas indicaciones solamente aparecen si en la dirección 611 se han permitido presentaciones de avería espontáneas, en contra de lo preajustado.

Figura 2-111 Visualización de mensajes espontáneos en la pantalla del equipo

Mensajesrecuperables

Se pueden recuperar y leer los mensajes de las ocho últimas averías de la red. La definición de avería en la red comprende también el que un proceso de cortocircuito se contemple como una avería de la red hasta que esté definitivamente aclarado. Si se efectúa un reenganche, la avería en la red termina una vez transcurrido el último tiempo de bloqueo, es decir, después de un reenganche con o sin éxito. De esta manera, todo el proceso de supresión de la avería, incluyendo todos los ciclos de reenganche, ocupa un solo protocolo de avería. Dentro de una avería de la red pueden aparecer varios casos de avería (desde la primera excitación de una función de protección hasta la anulación de la última excitación). Si no hay reenganche en-tonces cada caso de avería es una avería en la red.

En total se pueden almacenar hasta 600 mensajes. En el caso de que se produzcan más mensajes de avería, se van borrando respectivamente los más antiguos de la serie.

Mensajes de falta a tierra

Para las faltas a tierra se dispone de protocolos de falta a tierra independientes en los aparatos que tengan determinación sensible de falta a tierra. Estos se cumplen si la determinación de la falta a tierra no está conectada en disparo sino únicamente en Sólo aviso (dirección 3101 = Sólo aviso). El criterio para abrir el protocolo de falta a tierra es la entrada de la excitación de los UE>-Escalón. El criterio para cerrar el protocolo de falta a tierra es la reposición de este arranque. El protocolo de falta a tierra se abre con el registro del mensaje303 "F.tierra" (entrante), se cierra con el mensaje saliente.

Para las 8 últimas faltas a tierra se pueden memorizar hasta un total de 45 mensajes de falta a tierra. En el caso de que se produzcan más mensajes de falta a tierra, se van borrando respectivamente los más antiguos en la serie.

Consulta general La consulta general que se puede leer mediante DIGSI ofrece la posibilidad de con-sultar el estado actual del equipo SIPROTEC® 4. Todos los mensajes obligatorios para la consulta general se visualizan con su valor actual.

Mensajes espontáneos

Los mensajes espontáneos que se pueden leer mediante DIGSI representan la pro-tocolización de los mensajes actuales entrantes. Todo mensaje nuevo que entra aparece inmediatamente sin que sea necesario esperar a una actualización o activar ésta.

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2.23.1.3 Informaciones para una central

Las informaciones memorizadas se pueden transmitir adicionalmente a través del in-terfaz del sistema a una unidad central de control y registro. La transmisión se puede efectuar con diferentes protocolos de transmisión.

2.23.2 Estadística

Se cuenta el número de desconexiones provocadas por el7SJ62/63/64, el número de las órdenes de conexión provocadas por el AR y las horas de funcionamiento en carga. Otro contador permite determinar el número de horas durante las cuales el in-terruptor de potencia se encuentra en estado"abierto". Con los procedimientos de mantenimiento del interruptor de potencia se pueden determinar datos estadísticos que sirven para optimizar los intervalos de mantenimiento de los contactos del inter-ruptor de potencia.

Los contenidos de los contadores y memorias están protegidos contra pérdida de tensión auxiliar.


Número de disparos

Para poder contar el número de desconexiones provocadas por el 7SJ62/63/64, es necesario comunicar al 7SJ62/63/64 la posición de los contactos auxiliares del inter-ruptor de potencia, por medio de interrupciones binarias. Para esto es necesario con-figurar el contador de impulsos interno en la matriz a una entrada binaria que sea con-trolada por la posición OFF del interruptor de potencia. El valor de recuento de impulsos se encuentra en el grupo "Estadística", si en la matriz se han seleccionado "Sólo valores de medición y recuento".

Número de órdenes de conexión del AR

El número de órdenes de conexión provocadas por el automático de reconexión se suma por separado según 1º y ≥ 2º ciclo, cada cual en un contador.

Funcionamiento Además se suman acumulando las horas de trabajo en carga (= Valor de intensidad de por lo menos una fase mayor que el valor límite parametrizado en la dirección 212 IP I>).

Contador de horas "Interruptor de po-tencia abierto"

Como aplicación CFC se puede realizar un contador que acumule, de forma seme-jante al contador de horas de trabajo, el número de horas en el estado de "interruptor de potencia abierto". El contador de horas universal está conectado a la correspondi-ente entrada binaria y cuenta siempre que esté activada esta entrada binaria. En pa-ralelo se comunica cuando se rebasa el umbral de intensidad definido en el parámetro 212 IP I>. Alternativamente a esto se puede utilizar también como criterio para iniciar el contador el hecho de no alcanzar el valor del parámetro 212 IP I>. El con-tenido del contador se puede fijar o reiniciar. Un ejemplo de aplicación CFC para un contador de este tipo está disponible en Internet (SIPROTEC Download Area).

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2 Funciones

2.23.2.2 Mantenimiento del interruptor de potencia

Generalidades Con ayuda del procedimiento para realizar el mantenimiento del interruptor de poten-cia se pueden ajustar los intervalos de mantenimiento de los contactos del interruptor de potencia (IP) necesarios, de acuerdo con su grado de desgaste efectivo. La utili-dad de esta función consiste principalmente en la reducción de los costes de manten-imiento o conservación.

El mantenimiento universal del interruptor de potencia acumula las corrientes de desconexión en las desconexiones provocadas por las funciones de protección y comprende las siguientes funciones parciales que trabajan independientes entre sí:• Suma de corrientes de desconexión (Procedimiento ΣI)• Suma de las potencias de corriente de desconexión (Procedimiento ΣIx)• Procedimiento de dos puntos para calcular el período de vida residual

(Procedimiento 2P)• Suma de todas las integrales del cuadrado de la corriente de desconexión

(Procedimiento I2t; sólo para el 7SJ64)

La determinación y tratamiento de los valores de medición trabaja para todas estas funciones parciales de forma selectiva por fases. La evaluación de los tres resultados respectivos se efectúa a través de sendos valores límites específicos del proced-imiento (véase la Figura 2-112.).

Figura 2-112 Representación esquemática de los procedimientos para el mantenimiento del interruptor de potencia

336 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


El procedimiento ΣI está siempre presente y activado como funcionalidad básica. En cambio los otros parámetros (ΣIx, 2P e I2t) se pueden seleccionar a través de un parámetro de proyecto común. En el procedimiento I2t solamente está implantado en el 7SJ64.

Dado que para la solicitación del interruptor son determinantes la magnitud de la in-tensidad y la duración durante el proceso de conexión propiamente dicho, incluida la extinción del arco eléctrico, tiene gran importancia la determinación de los criterios inicial y final. Los procedimientos ΣIx, 2P e I2t utilizan para esto los mismos criterios. La lógica del criterio inicial y final está representada en la figura 2-113.

El criterio inicial se cumple en el caso de un disparo de protección interno mediante el mensaje colectivo "Equipo DESCONECTADO". Las desconexiones generadas a través de la funcionalidad de mando interno se tienen en cuenta para el mantenimien-to del interruptor de potencia, si a través del parámetro 265 MIP OBJ. MANDO se indica la orden correspondiente. Una orden de desconexión emitida exteriormente se puede tener en cuenta si al mismo tiempo se da a través de una entrada binaria el mensaje ">MIP arranque". Otro criterio que puede utilizarse es el flanco del mensaje saliente ">IP cerrado" ya que con esto se señaliza que se ha puesto en movimiento el mecanismo del interruptor de potencia para separar los contactos.

Si se cumple el criterio inicial, se inicia el tiempo propio de desconexión parametrizado del interruptor de potencia. De este modo queda determinado el momento en el que comienzan a separarse los contactos del interruptor de potencia. A través de otra magnitud característica (tiempo de desconexión IP) facilitada por el fabricante del in-terruptor de potencia se determina el fin del proceso de desconexión, incluida la ex-tinción del arco eléctrico.

Para que en el caso de un fallo de conmutación no se falseen los procedimientos de cálculo se controla, mediante el criterio de intensidad 212 IP I>, si después de dos períodos adicionales la corriente ha pasado efectivamente a cero. Si el criterio de in-tensidad cumple la autorización lógica selectiva por fases se activan los métodos de cálculo y evaluación de los distintos procedimientos. Una vez que hayan concluido éstos, queda cumplido el criterio final del mantenimiento del interruptor de potencia, y éste está listo para una nueva activación.

Es preciso tener en cuenta que en el caso de errores de parametrización se bloquea el mantenimiento del interruptor de potencia. Este estado se señaliza por medio de los mensajes"MIPblqT err.par", "MIPblq NoACCpar" o "MIPblq Ierr.par" (véase el capítulo 2.1.6.2, "Datos de la instalación 2"). Estos dos últimos mensajes únicamente pueden llegar a ser eficaces en el caso de procedimientos 2P proyectados.

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2 Funciones

Figura 2-113 Lógica de criterio inicial y final

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ΣI El procedimiento ΣI no se ve influenciado por el proyecto al tratarse de una funciona-lidad básica, y no necesita parámetros específicos del procedimiento. Todas las cor-rientes de desconexión que hayan aparecido 11/2 períodos después de un disparo de protección se suman de forma selectiva por fases. En el caso de estas corrientes de desconexión se trata de los valores efectivos de la oscilación básica.

La corriente desconectada con cada orden de disparo se determina para cada polo, se visualiza en los mensajes de avería y se suma acumulándola en una memoria de los mensajes estadísticos. Los valores de medición indicados son valores primarios.

El procedimiento ΣI no ofrece ninguna consideración integrada del valor límite. Sin embargo existe la posibilidad de realizar a través del CFC un valor límite que enlace entre sí y evalúe las tres corrientes suma a través de un OR lógico. En cuanto la cor-riente suma rebasa el valor límite se emite el mensaje correspondiente.

Procedimiento ΣIx Mientras el procedimiento ΣIesté siempre presente y activado, la aplicación del pro-cedimiento ΣIxdependerá del proyecto LSW. Este procedimiento trabaja esencial-mente igual que el procedimiento ΣI. Las diferencias se refieren aquí a la potenciación de las corrientes de desconexión y su relación a la intensidad característica de fun-cionamiento potenciada de diseño del interruptor de potencia. Mediante la referencia a Ir

x se obtiene como resultado una aproximación al número de ciclos de conmutación máximo facilitado por el fabricante del interruptor de potencia. Los valores visualiza-dos se pueden interpretar por lo tanto como número de desconexiones con la inten-sidad característica de funcionamiento del interruptor de potencia. La visualización se realiza en valores estadísticos sin unidad y con dos lugares después de la coma.

Las corrientes de desconexión empleadas para el cálculo vienen dadas por los valores efectivos de las oscilaciones básicas, que se calculan de nuevo para cada período.

Si llega a cumplirse el criterio inicial (tal como se describe en el apartado "Generali-dades"), se comprueban de modo selectivo por fases y una vez transcurrido el tiempo propio de desconexión, los valores efectivos actuales, para determinar si cumplen el criterio de intensidad. Si uno de los valores no cumple el criterio, para el cálculo se emplea el valor anterior. Si hasta el predecesor del punto inicial que se marca por el criterio inicial no hay ningún valor efectivo que cumpla el criterio, se trata de una desconexión que solamente repercute en la vida útil mecánica del interruptor y por lo tanto no está cubierta por este procedimiento.

Si una vez transcurrido el tiempo de desconexión el criterio de intensidad otorga la autorización lógica, se potencian las corrientes de desconexión primarias que se han determinado (Ib), y se refieren a la intensidad característica de funcionamiento poten-ciada del interruptor de potencia. Estos valores se suman entonces a los valores es-tadísticos existentes del procedimiento ΣIx. A continuación tiene lugar la comparación del valor umbral con el valor límite "ΣI^x>" y la emisión de las nuevas potencias de corriente de desconexión suma referidas. Si uno de los nuevos valores estadísticos está por encima del valor límite, "Val. lím. ΣI^x>" se emite el mensaje

Procedimiento 2P La aplicación del procedimiento de los dos puntos para calcular el tiempo de vida re-sidual depende del proyecto LSW. Los datos del interruptor de potencia suministrados por el fabricante se convierten de tal manera que mediante la medición de las corri-entes de desconexión se pueda sacar una conclusión concreta relativa a los ciclos de conexión que todavía son posibles. Como base de partida sirven los diagramas de ciclos de connexión dobles logarítmicos de los fabricantes de los interruptores de po-tencia y las corrientes de desconexión medidas en el momento de la separación de los contactos. La determinación de las corrientes de desconexión sigue el método que se ha descrito en el apartado anterior para el procedimiento ΣIx.

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2 Funciones

Se representan los tres resultados del tiempo de vida residual calculado, como valor estadístico. Los resultados representan el número de desconexiones que todavía son posibles si se desconecta con una corriente con un valor igual a la intensidad cara-cterística de funcionamiento. La presentación tiene lugar sin indicación de unidad y sin ningún lugar después de la coma.

Igual que en los demás procedimientos, un valor límite enlaza entre sí y evalúa los tres resultados "del tiempo de vida residual, " por medio de un OR lógico. Al hacerlo forma el "límite inferior", ya que el tiempo de vida residual se reduce en el correspon-diente número de ciclos de conmutación cada vez que se efectúa una desconexión. En el caso de bajar del valor límite de uno de los tres valores de fase, se emite el mensaje correspondiente.

Los fabricantes de los interruptores de potencia suministran un diagrama doble loga-rítmico que muestra la relación entre el número de ciclos de conexión y la corriente de desconexión (véase ejemplo en la figura 2-114). A partir de esta figura se pueden determinar las conexiones que todavía son posibles (si se realiza la desconexión con la misma corriente de desconexión). En el ejemplo se podrían efectuar por lo tanto unas 1000 desconexiones para una corriente de desconexión de 10 kA. La curva característica está determinada por dos puntos extremos y la recta que los une. El punto P1 viene determinado por el número de ciclos de conexión permitidos a la in-tensidad característica de funcionamiento Ir, y el punto P2 por el número máximo de ciclos de conmutación para la corriente de desconexión de cortocircuito característico Isc. Los cuatro manuales correspondientes se pueden parametrizar.

Figura 2-114 Diagrama de ciclo de conexión para el procedimiento 2P

340 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Dado que en la figura 2-114 se trata de una representación doble logarítmica, la recta entre P1 y P2 se puede describir mediante la siguiente función potencial:

n = b·Ibm

siendo n el número de cifras de conexión, b los ciclos de conexión para Ib = 1A, Ib para la corriente de desconexión y m para el coeficiente direccional.

A partir de la función potencial se puede deducir la ecuación general de la recta para la representación doble logarítmica, a partir de la cual se obtienen los coeficientes b y m.

Nota

Dado que un coeficiente direccional m < -4 no es técnicamente relevante, pero por principio podría resultar de una parametrización defectuosa, se limita a -4. Si se llegara a un coeficiente inferior a -4 se desactiva la función potencial en el diagrama de ciclos de conmutación y, en su lugar, es decir, en su gama de corriente de descon-exión definida, se emplea el número máximo de ciclos de conmutación para Isc (263 No.ACC. con Isc) como resultado del cálculo del número de ciclos de conexión actuales, véase la figura 2-115.

Figura 2-115 Limitación del valor del coeficiente direccional

3417SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

Si la autorización lógica selectiva por fases se da mediante el criterio de intensidad descrito en el apartado "Generalidades", se calculan los números de ciclos de conex-ión actuales por medio de las corrientes de desconexión determinadas en el momento de terminar el tiempo propio de desconexión del interruptor de potencia. Éstos se compensan con el tiempo de vida residual existente en cada caso, de manera que se puedan visualizar los valores estadísticos actuales y pueda efectuarse la evaluación con el valor límite que está ajustado. Si alguno de los nuevos valores estuviese por debajo del valor límite,"Val.ím.VRdurac<" se emite el mensaje.

Para determinar la proporción de las desconexiones puramente mecánicas dentro de los resultados del tiempo de vida residual, se han previsto otros tres valores estadís-ticos selectivos por fase (por ejemplo, para la fase L1: "Descon. m L1 ="). Éstos tienen la función de contadores que cuentan únicamente las desconexiones en las que las corrientes de desconexión están por debajo del valor del criterio de intensid-ad.

I2Procedimiento t En el procedimiento I2t depende del proyecto del LSW y solamente está realizado en el 7SJ64. Se suma y acumula la integral del cuadrado de la corriente de desconexión que aparece por desconexión, de forma selectiva por fase. La integral se calcula por medio de los cuadrados de los valores instantáneos de las corrientes que se producen durante el tiempo del arco eléctrico del interruptor de potencia. Ésta resulta ser:

T arco eléctrico LS = (Parámetro 266 T IP DISP) – (Parámetro 267 T IP DISP prop.).

Se representan las tres sumas de las integrales calculadas como valor estadístico referida al cuadrado de la intensidad de corriente nominal del equipo (In

2). Igual que en los demás procedimientos, existe un valor límite que enlaza entre sí y evalúa las tres sumas a través de un OR lógico.

Los integrales del cuadrado de la corriente de desconexión calculadas se suman a los valores estadísticos existentes. A continuación se efectúa la comparación del valor umbral con el valor límite "ΣI^2t>" y la emisión de los nuevos valores estadísticos. Si uno de los valores está por encima del valor límite, se emite el mensaje"Val.lím. ΣI^2t>".

Puesta en marcha Para la puesta en marcha no se necesitan normalmente medidas algunas. Ahora bien, si se lleva a cabo una sustitución del aparato de protección (es decir interruptor de potencia antiguo y aparato de protección nuevo), hay que determinar los valores iniciales de los respectivos valores límites o estadísticos por medio de la estadística de conmutaciones del interruptor de potencia en cuestión.

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Lectura/pos-ición/reposición de un contador

La lectura de los contadores en el frontal del equipo o mediante DIGSI se aclara de-talladamente en el manual descripción de sistema SIPROTEC® 4. Para escribir o borrar los contadores de estadística mencionados anteriormente se procede en el menú AVISOS —> ESTADÍSTICA sobreescribiendo los valores de contaje visualiza-dos.

Mantenimiento del interruptor de potencia

Para el mantenimiento del interruptor se puede ajustar en la configuración bajo la di-rección 172 MANTENIMIEN. IP una de las alternativas: Procedimeinto-ΣIx, Proced-imiento-2P, Procedimiento-I2t (sólo 7SJ64) o no disponible. Todos los parámetros relevantes para esta función se encuentran en el bloque de parámetros Datos de planta (ver capítulo 2.1.3).

Los valores de parámetros indicados a continuación representan valores de entrada importantes para lograr un funcionamiento correcto de las funciones parciales:

El tiempo de desconexión del IP es un valor que viene en los datos de fabricación del interruptor de potencia. Este tiempo incluye el proceso completo de desconexión pro-ducido por una orden de disparo (activación de la energia auxiliar para el disparador del interruptor de potencia) hasta la extincion del arco voltaico en todos los polos. Este tiempo se ajusta bajo la dirección 266 T IP DISP.

El tiempo propio de desconexión del IP T IP DISP prop. es igualmente un valor característico que se indica en los datos de fabricación del interruptor de potencia. Este tiempo comprende el período entre la orden de disparo (desconexión de la energía auxiliar para el disparador del interruptor) y el momento de la separación de los contactos del interruptor de potencia en todos los polos. Este tiempo se parametri-za bajo la dirección 267 T IP DISP prop..

El diagrama siguiente muestra la relación entre los tiempos característicos del inter-ruptor de potencia.

Figura 2-116 Representación de los tiempos de los interruptores de potencia

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2 Funciones

Como criterio de intensidad homopolar se utiliza la supervisión del flujo de intensidad 212 IP I>, la cual también es utilizada por algunas funciones de protección para reconocer el estado cerrado del interruptor de potencia. Su valor de ajuste es por lo tanto actual para diferentes funciones del equipo (ver también el título "Supervisión del flujo de intensidad (IP)" en la sección 2.1.3.2.

Procedimiento-ΣI Independiente de la configuración efectuada bajo la dirección 172 MANTENIMIEN. IP la funcionalidad básica ΣI del cálculo de la suma de intensidades es efectiva y no requiere un ajuste de parámetros. Este procedimiento no efectúa una análisis integral de valores límite. Esto se podría realizar, sin embargo, mediante CFC.

Procedimiento-ΣIx Con el parámetro de configuración 172 MANTENIMIEN. IP se activa el Procedimein-to-ΣIx. Para que la evaluación de la suma de todas las potencias de la intensidades desconectadas sean representadas de una manera mas simple, los valores son rela-cionados a la intensidad característica en funcionamiento del interruptor de potencia. Este valor se obtiene de los datos generales del interruptor de potencia y se para-metriza como valor primario bajo la dirección 260 Ir-IP en los Datos de planta. Mediante esta referencia se puede orientar el valor límite del Procedimiento-ΣIx al número de maniobras de conexión máximo. Es decir, para un interruptor cuyos con-tactos hasta ahora no han sufrido ningún desgaste, se puede introducir como valor límite directamente el número máximo de maniobras de conexión. El exponente para la potenciación de la intensidad característica en funcionamiento y de las intensid-ades de desconexión se parametrizan bajo la dirección 264 EXPONENTE Ix. Para una adaptación a los diferentes requerimientos del cliente se puede elevar este expo-nente 264 EXPONENTE Ix desde 1,0 (preajuste = 2,0) hasta el valor de 3,0.

Para que el procedimiento desempeñe su función prevista se deben introducir los datos temporales del interruptor de potencia por los parámetros 266 T IP DISP y 267 T IP DISP prop..

Los valores sumados pueden ser interpretados como número de desconexiones con la intensidad característica de funcionamiento del interruptor de potencia. La señal-ización en los valores estadísticos se efectúa sin unidad con dos posiciones deci-males.

Procedimeinto-2P Con el parámetro de configuración 172 MANTENIMIEN. IP se activa el Procedimien-to-2P. La relación entre el número de maniobras de conexión y la intensidad desconectada se indican en los datos de fabricación mediante un diagrama de numero de maniobras (ver diagrama de ejemplo en la descripción funcional del pro-cedimiento-2P). Los dos puntos de esquina de esta característica con dimensión log-aritmíca doble determinan la parametrización de las direcciones 260 hasta 263:

El punto P1 esta determinado por el número de maniobras de conexión permitidas (parámetro 261 No.ACCIONAM. Ir) con intensidad caracteristica en funcionamiento Ir (parámetro 260 Ir-IP).

El punto P2 esta determinado por el número de maniobras de conexión permitidas (parámetro 263 No.ACC. con Isc) con intensidad caracteristica en funcionamiento Isc (parámetro 262 Isc-IP).

Para que el procedimiento desempeñe su función prevista se deben introducir los datos temporales del interruptor de potencia por los parámetros 266 T IP DISP y 267 T IP DISP prop..

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Procedimiento-I2t Con el parámetro de configuración 172 MANTENIMIEN. IP se activa el Procedimein-to-I2t (sólo 7SJ64). La integral del cuadrado de las intensidades desconectadas están en referencia a la intensidad nominal del equipo al cuadrado Para la detección del ángulo voltaico se deben introducir al equipo el tiempo de desconexión del IP T IP DISP así como el tiempo el tiempo propio del IP T IP DISP prop.. Para la detec-ción del último paso por cero (extinción de arco voltaico) de las intensidades después de la desconexión se requiere el criterio-"Intensidad-homopolar".



Explicación

- No.desc.IP VCI Número de desconexiones del IP409 >Bloq. horas IP AI >Bloq. contador de horas servicio del IP1020 HoraServ= AV Horas servicio de la instalación prim.1021 ΣIL1= AV Suma de intensidades fase L11022 ΣIL2= AV Suma de intensidades fase L21023 ΣIL3= AV Suma de intensidades fase L32896 RE: 3pol,1°cic. AV RE: Orden de cierre trás ciclo tripolar2898 RE 3p,>=2°cic= AV RE: Orden cierre a partir 3° ciclo 1pol.16001 ΣI^xL1= AV Suma potencia de intens. fase L1 a Ir^x16002 ΣI^xL2= AV Suma potencia de intens. fase L2 a Ir^x16003 ΣI^xL3= AV Suma potencia de intens. fase L3 a Ir^x16006 VR-L1= AV Tiempo de vida residual fase L116007 VR-L2= AV Tiempo de vida residual fase L216008 VR-L3= AV Tiempo de vida residual fase L316011 Descon. m L1 = AV No. de las desconexiones mecán. puras L116012 Descon. m L2 = AV No. de las desconexiones mecán. puras L216013 Descon. m L3 = AV No. de las desconexiones mecán. puras L316014 ΣI^2tL1= AV Suma de integral intens.al cuadr. fas.L116015 ΣI^2tL2= AV Suma de integral intens.al cuadr. fas.L216016 ΣI^2tL3= AV Suma de integral intens.al cuadr. fas.L3

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2 Funciones

2.23.3 Valores de medida

Para una visualización local o para la transmisión de datos se encuentran disponibles en todo momento una serie de valores de medida y valores calculados a partir de éstos.


• Información relativa al estado instantáneo de la instalación• Conversión de valores secundarios en valores primarios y porcentuales

Condiciones Además de los valores secundarios, el equipo también puede visualizar los valores primarios y porcentuales de las magnitudes de medida.

Para una visualización correcta de los valores primarios y porcentuales es condición necesaria la introducción íntegra y correcta de las magnitudes nominales de los trans-formadores de medida y de los medios de trabajo así como de las relaciones de trans-misión de los transformadores de medida de intensidad y tensión en las vías a tierra, durante el proyecto del equipo. La siguiente tabla relaciona las fórmulas en que se basa la conversión de los valores secundarios en primarios y porcentuales.

2.23.3.1 Visualización de valores de medición

Tabla 2-25 Fórmulas de conversión entre valores de medición secundarios, primarios y porcentuales

Valores de medición

se-cundario

primario %

IL1, IL2, IL3,I1, I2

Isec.

IE = 3 ·I0(calculado)

Iy sec.

IE = Valor de mediciónIEde la entrada

Iy sec.

IEE(IEE_eff, IEE_w,IEE_b)

Iee sec.

UL1, UL2, UL3,U0, U1, U2,Usin

UL-E sec.

UL1–L2, UL2–L3, UL3–L1 UF-F sec.

Uen Uen sec.

P, Q, S (P y Q sepa-rados por fases)

no hay valores de medición secundarios

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Tabla 2-26 Leyenda para las fórmulas de conversión

De acuerdo con la denominación del pedido y la conexión del equipo solamente estará disponible una parte de los valores de medición de servicio relacionados a con-tinuación. Las tensiones tierra de los conductores se miden o bien directamente, si están conectados los conductores Tierra de las entradas de tensión o se calculan a partir de las tensiones concatenadas conectadasUL1–L2 y UL2–L3 y las tensiones de desplazamientoU.

Las tensiones de desplazamiento se miden Uo bien directamente o se calculan a partir de las tensiones fase-tierra de los conductores:

Hay que tener en cuenta que en los valores de medición de trabajo se visualiza el valor U0.

La corriente a tierra IE se mide o bien directamente o se calcula a partir de las corri-entes de los conductores:

Además están disponibles: • Θ/Θ desc. valor de medición térmico de la protección de sobrecarga (arrollamien-

to del estátor) en % de la sobretemperatura de disparo,• Θ/ΘL desc. valor de medición térmicot del bloqueo de reconexión (arrollamiento

del rótor),• Θ Reconex. límite de reconexión del bloqueo de reconexión, • TEsp. Tiempo de espera, hasta que sea posible conectar de nuevo el motor,• ΘRTD 1 a ΘRTD 12 valores de temperatura en las Thermoboxes.

factor de potencia (separado por fases)

cos ϕ cos ϕ cos ϕ · 100 en %

Frecuencia f en Hz f en Hz

Valores de medición

se-cundario

primario %

Parámetro Dirección Parámetro DirecciónUnPRIMARIA 202 IEN-Trafo Prim 217UnSECUNDAR 203 IEN-Trafo Secu 218T.I.Inom Primar 204 UN-FUNC. PRIM. 1101Inom Secun.Equi 205 IN-FUNC. PRIM. 1102Uf/Uen Transfor 206

3477SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

Los valores de potencia y trabajo están definidos en el suministro de tal manera que la potencia se considera positiva en el sentido de la línea. Los componentes activos en la dirección de la línea y los componentes reactivos inductivos en la dirección de la línea también son positivos. Esto mismo es aplicable para el factor de potencia cos ϕ . En algunas circunstancias es deseable definir como positivo el consumo de poten-cia procedente de la línea (por ejemplo visto desde el consumidor). Mediante el parámetro 1108 SIGNO MAT. P,Q se pueden invertir los signos para estos compo-nentes.

El cálculo de los valores de medición de trabajo también tiene lugar en el transcurso de un caso de avería. La actualización de los valores se efectúa con unos intervalos de tiempo > 0,3 s y < 1 s.

2.23.3.2 Transmisión de valores de medición

Los valores de medición se pueden transmitir a través de los interfaces a una unidad central de control y memoria.



Explicación

268 Err.val.Presión AS Fallo en detección valores presión269 Err.val Temper. AS Fallo en detección valores temperatura601 IL1 = VM Valor de medida IL1602 IL2 = VM Valor de medida IL2603 IL3 = VM Valor de medida IL3604 IE = VM Intensidad a tierra IE =605 I1 = VM Intensidad de secuencia positiva I1 =606 I2 = VM Intensidad de secuencia negativa I2 =621 UL1E= VM Valor med. UL1E622 UL2E= VM Valor med. UL2E623 UL3E= VM Valor med. UL3E624 UL12= VM Valor med. UL12625 UL23= VM Valor med. UL23626 UL31= VM Valor med. UL31627 Uen = VM Tensión UE =629 U1 = VM Tensión secuencia positiva U1 =630 U2 = VM Tensión secuencia negativa U2 =632 Usin= VM Valor med. Usin (tensión de barras)641 P = VM Valor med. P (potencia activa)642 Q = VM Valor med. Q (potencia reactiva)644 f = VM Valor med. f (frecuencia)645 S = VM Valor med. S (potencia aparente)661 Θ ROTOR = VM Límite de reenganche701 IEEa= VM Componente activa int. a tierra IEEa =702 IEEr= VM Componente reactiva int. a tierra IEEr805 ΘL/ΘLdisp= VM Temperatura del rotor =807 Θ/Θdisp = VM Valor de sobrecarga =

348 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


809 Tautoriz.= VM Tiempo bloqueo hasta autorización=830 IEE= VM Int. a tierra (alta sensibilidad) IEE =831 3I0= VM Intensidad sistema homopolar 3I0832 U0 = VM Tensión sistema homopolar U0901 COS PHI= VM Factor de potencia cos (PHI)991 Pres.= VMU Presión (detección por convertidor) =992 Temp= VMU Temp. (detección por convertidor) =996 Co1= VM Valor salida del convertidor 1 =997 Co2= VM Valor salida del convertidor 2 =1068 Θ RTD 1 = VM Temperatura en RTD 11069 Θ RTD 2 = VM Temperatura en RTD 21070 Θ RTD 3 = VM Temperatura en RTD 31071 Θ RTD 4 = VM Temperatura en RTD 41072 Θ RTD 5 = VM Temperatura en RTD 51073 Θ RTD 6 = VM Temperatura en RTD 61074 Θ RTD 7 = VM Temperatura en RTD 71075 Θ RTD 8 = VM Temperatura en RTD 81076 Θ RTD 9 = VM Temperatura en RTD 91077 Θ RTD10 = VM Temperatura en RTD101078 Θ RTD11 = VM Temperatura en RTD111079 Θ RTD12 = VM Temperatura en RTD1230701 PL1 = VM Valor med. PL1 (potencia activa en L1)30702 PL2 = VM Valor med. PL2 (potencia activa en L2)30703 PL3 = VM Valor med. PL3 (potencia activa en L3)30704 QL1 = VM Valor med. QL1 (potencia reactiva en L1)30705 QL2 = VM Valor med. QL2 (potencia reactiva en L2)30706 QL3 = VM Valor med. QL3 (potencia reactiva en L3)30707 cosϕL1 = VM Factor de potencia cos(PHI) en L130708 cosϕL2 = VM Factor de potencia cos(PHI) en L230709 cosϕL3 = VM Factor de potencia cos(PHI) en L3


Explicación

3497SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

2.23.4 Valores medios

Se calculan y se emiten los valores medios a largo plazo de 7SJ62/63/64.


Valores medios a largo plazo

Se forman los valores medios a largo plazo de las tres intensidades de fase ILx, de los co-componentes I1 de las tres intensidades y de la potencia activa P, potencia reactiva Q y potencia aparente S en un período de tiempo predeterminado (en valores prima-rios).

Para los valores medios a largo plazo se pueden ajustar la longitud de la ventana tem-poral de valores medios y la frecuencia de la actualización.


Determinación de valores medios

La selección del espacio de tiempo para la determinación del promedio de los valores de medida se efectúa bajo la dirección 8301 PERIOD V.MEDIOS en los grupos de parámetros correspondientes A hasta D bajo AJUST.VALOR.MED.. El primer número indica la longitud de la ventana temporal de los valores medios en minutos, el segundo número indica la frecuencia de actualización dentro de la ventana temporal. 15MIN,3SUBPERIO significa por ejemplo: Determinación del valor medio para todos los valores de medida que se encuentran dentro de una ventana temporal de 15 minu-tos. Cada 15/3 = 5 minutos se actualiza la señalización del valor medio.

Bajo la dirección 8302 Sinc.MEDIO se puede determinar, si el espacio de tiempo elegido para el cálculo del valor medio en la dirección 8301 debe se activado a cada hora completa (a hora compl.) o ser sicronizado con otra referencia de tiempo (1cuarto después, media hora ó 1 cuarto antes).

Si se modifican los ajustes de los valores medios, se borran los valores de medida registrados en los buffer y los nuevos resultados de la determinación de valores medios son disponibles después de transcurrir el periodo de tiempo parametrizado.



8301 PERIOD V.MEDIOS 15MIN,1SUBPERIO15MIN,3SUBPERIO15MIN,15SUBPERI30MIN,1SUBPERIO60MIN,1SUBPERIO60MIN,10SUBPERI5MIN,5SUBPERIOD

60MIN,1SUBPERIO

Periodo para cálculo de valores medios

8302 Sinc.MEDIO a hora compl.1cuarto despuésmedia hora1 cuarto antes

a hora compl. Tiempo sinc. para valores medios

350 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1



2.23.5 Valores mínimos y máximos

Los valores mínimos y máximos los calcula el 7SJ62/63/64 y se pueden leer con los datos de tiempo (fecha y hora de la última actualización).


Valores mínimos y máximos

Se forman los valores mínimos y máximos de las tres intensidades de fase Ix, de las tres tensiones de fase UxE, de las tensiones fase-fase Uxy, de los co-componentes I1 y U1, de la tensión UE, de los valores térmicos medidos de la protección de sobrecar-ga Θ/Θdesc, de la potencia activa P, la potencia reactiva Q y la potencia aparente S así como de la frecuencia y del factor de potencia cos ϕ (con indicación de la fecha y hora de la última actualización) en valores primarios.

Además se forman los valores mínimos y máximos de los valores medios de larga du-ración que se indicaron en el capítulo anterior.

Los valores mín/máx se pueden poner a cero en todo momento a través de entradas binarias o mediante maniobra en el panel de mandos integrado o mediante el progra-ma de maniobra DIGSI. Además de esto se puede efectuar la puesta a cero también de forma cíclica, comenzando en un momento preseleccionado.


Valores Min/Max La reposición puede ser efectuada automáticamente para un momento previsto. Esta reposición programada para un tiempo definido puede ser activada bajo la dirección 8311 RESET Min/Max con Si. Bajo la dirección 8312 RESETMinMaxMIN. se define el momento preciso (es decir el minuto del día, en que debe efectuarse la reposición), bajo la dirección 8313 RESETMin/MaxDÍA el ciclo de la reposición (en días) y bajo la dirección 8314 RESETMin/MaxINI el inicio del proceso cíclico a partir del momento de la parametrización (en días).


Explicación

833 I1dmd= VM Valor medio I1 con T. parametrizable=834 Pdmd= VM Valor medio P =835 Qdmd= VM Valor medio Q =836 Sdmd= VM Valor medio S =963 IL1 dmd= VM Valor medio con T. parametrizable IL1=964 IL2 dmd= VM Valor medio con T. parametrizable IL2=965 IL3 dmd= VM Valor medio con T. parametrizable IL3=

3517SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones




8311 RESET Min/Max NoSi

Si Reposición cíclica de valores mín/máx

8312 RESETMinMaxMIN. 0 .. 1439 mín 0 mín Reposi. cícl.Min/Max diaría cada X min

8313 RESETMin/MaxDÍA 1 .. 365 días 7 días Reposi.. cícl.Min/Max cada X días

8314 RESETMin/MaxINI 1 .. 365 Días 1 Días Inicio reposición. Mín/Máx en X días


Explicación

- BorrMínMáx IntI_P Borrar valores de medida mín./máx.395 >Reset MínMáx I AI >Reset indicador Max/Min para IL1-IL3396 >Reset MíMá I1 AI >Reset indicador Max/Min de I1 sec. pos397 >Reset MíMá ULE AI >Reset indicador Max/Min de tensión LE398 >Reset MíMá ULL AI >Reset indicador Max/Min de tensión LL399 >Reset MíMá U1 AI >Reset indicador Max/Min U1 sec. pos400 >Reset MíMá P AI >Reset indicador Max/Min de P401 >Reset MíMá S AI >Reset indicador Max/Min de S402 >Reset MíMá Q AI >Reset indicador Max/Min de Q403 >Res. MíMá Idmd AI >Reset indicador Max/Min de Idmd404 >Res. MíMá Pdmd AI >Reset indicador Max/Min de Pdmd405 >Res. MíMá Qdmd AI >Reset indicador Max/Min de Qdmd406 >Res. MíMá Sdmd AI >Reset indicador Max/Min de Sdmd407 >Reset MínMáx f AI >Reset indicador Max/Min de f408 >Res. MíMá cosϕ AI >Reset indicador Max/Min de cosPHI412 Res. Θ Min/Max AI >Reset del Indicador de Arrastre Theta837 ILdmín= VMT Mín. del valor medio de L1 =838 IL1dmáx= VMT Máx. del valor medio de L1 =839 IL2dmín= VMT Mín. del valor medio de L2 =840 IL2dmáx= VMT Máx. del valor medio de L2 =841 IL3dmín= VMT Mín. del valor medio de L3 =842 IL3dmáx= VMT Máx. del valor medio de L3 =843 I1dmín = VMT Mín. del valor medio de I1 =844 I1dmáx = VMT Máx. del valor medio de I1 =845 Pdmín= VMT Mín. del valor medio de P=846 Pdmáx= VMT Máx. del valor medio de P =847 Qdmín= VMT Mín. del valor medio de Q=848 Qdmáx= VMT Máx. del valor medio de Q=849 Sdmín= VMT Mín. del valor medio de S=850 Sdmáx= VMT Máx. del valor medio de S=851 IL1mín= VMT Mín. de la intensidad de fase L1 =852 IL1máx= VMT Máx. de la intensidad de fase L1 =

352 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


853 IL2mín= VMT Mín. de la intensidad de fase L2 =854 IL2máx= VMT Mín. de la intensidad de fase L2 =855 IL3mín= VMT Mín. de la intensidad de fase L3 =856 IL3máx= VMT Máx. de la intensidad de fase L3 =857 I1mín = VMT Mín. de la int. secuencia positiva I1 =858 I1máx = VMT Máx. de la int secuencia positiva I1 =859 UL1Emín= VMT Mínimo de la tensión L1-E =860 UL1Emáx= VMT Máximo de la tensión L1-E =861 UL2Emín= VMT Mínimo de la tensión L2-E =862 UL2Emáx= VMT Máximo de la tensión L2-E =863 UL3Emín= VMT Mínimo de la tensión L3-E =864 UL3Emáx= VMT Máximo de la tensión L3-E =865 UL12mín= VMT Mínimo de la tensión L1-L2 =867 UL12máx= VMT Máximo de la tensión L1-L2 =868 UL23mín= VMT Mínimo de la tensión L2-L3 =869 UL23máx= VMT Máximo de la tensión L2-L3 =870 UL31mín= VMT Mínimo de la tensión L3-L1 =871 UL31máx= VMT Máximo de la tensión L3-L1 =872 Uen mán= VMT Mínimo de la tensión UE =873 Uen máx= VMT Máximo de la tensión UE =874 U1mín = VMT Mínimo de la tensión U1 =875 U1máx = VMT Máximo de la tensión U1 =876 Pmín= VMT Mínimo de la potencia activa Q =877 Pmáx= VMT Máximo de la potencia activa Q =878 Qmín= VMT Mínimo de la potencia reactiva Q =879 Qmáx= VMT Máximo de la potencia reactiva Q =880 Smín= VMT Mínimo de la potencia aparente S =881 Smáx= VMT Máximo de la potencia aparente S =882 fmín= VMT Mínimo de frecuencia f =883 fmáx= VMT Máximo de frecuencia f =884 cosϕmáx= VMT Máximo del factor de potencia cos(PHI) =885 cosϕmín= VMT Mínimo del factor de potencia cos(PHI) =1058 Θ/ΘMaxSob= VMT Valor Máximo de medida Sobrecarga1059 Θ/ΘMinSob= VMT Valor Mínimo de medida Sobrecarga


Explicación

3537SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

2.23.6 Límites para valores de medida

Los equipos SIPROTEC® permiten fijar valores límites para algunos valores de medición y de recuento. Si durante el funcionamiento se alcanza o se supera por exceso o defecto uno de estos valores límites, el equipo genera una alarma que se visualiza como mensaje de trabajo. Éste se puede configurar para LED y/o salidas bi-narias, se puede transmitir a través del interfaz y se puede enlazar con DIGSI® CFC. Además de esto, se pueden configurar valores límites para otros valores de medición y de recuento por medio de DIGSI® CFC, configurándolos a través de la matriz del equipo DIGSI®. Pero a diferencia de las funciones de protección propiamente dichas, este programa de valores límites transcurre en un segundo plano, y eventualmente no puede responder si se producen variaciones rápidas de los valores medidos en un caso de avería, cuando se llegan a producir excitaciones de funciones de protección. Puesto que además sólo se emite un mensaje cuando se haya rebasado varias veces un valor límite, estas supervisiones del valor límite no reaccionan tan rápidamente como las señales de disparo de las funciones de protección.


• Este programa de supervisión trabaja con repeticiones múltiples de las mediciones, y con menor prioridad que las funciones de protección. Por estos motivos puede suceder, en el caso de variaciones rápidas de los valores de medición en un caso de avería, que el programa no responda antes de que se produzcan los arranques y disparos de las funciones de protección. Por este motivo, este programa de su-pervisión no es adecuado por principio para bloquear las funciones de protección.


Supervisión de valores límites

En el momento del suministro del equipo están preinstalados los siguientes niveles de valores límites:• IL1dmd>: Superación de un valor medio máximo predeterminado en la fase L1.• IL2dmd>: Superación de un valor medio máximo predeterminado en la fase L2.• IL3dmd>: Superación de un valor medio máximo predeterminado en la fase L3.• Idmd>: Superación de un valor medio máximo predeterminado del co-sistema de

intensidades.• |Pdmd|>: Superación de un valor medio máximo predeterminado de la magnitud de

la potencia activa.• |Qdmd|>: Superación de un valor medio máximo predeterminado de la magnitud de

la potencia reactiva.• Sdmd>: Superación de un valor medio máximo predeterminado de la magnitud de

la potencia aparente.• Temp>: Superación de una temperatura límite predeterminada (si se dispone de

transformadores de medida). • Impresión<: No superar el valor de presión límite predeterminada (si se dispone de

transformadores de medida). • IL<: No superar el valor de una intensidad predeterminada en una fase cualquiera • |cos ϕ |<: No superar el valor de una magnitud predeterminada del factor de poten-

cia.

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Valores límite para valores de medida

El ajuste se efectúa con DIGSI bajo Parámetros, Ordenación en la matriz de con-figuración. Se debe elegir el filtro "Sólo valores de medida y numéricos" y seleccionar el grupo de ordenación "Valores límite". Aquí se pueden modificar los preajustes o es-tablecer nuevos valores límite.

Los ajustes se deben efectuar en tanto por ciento y se relacionan generalmente a los valores nominales del equipo.



Explicación

- IL1dmd> VL Valor límite superior para IL1dmd- IL2dmd> VL Valor límite superior para IL2 dmd- IL3dmd> VL Valor límite superior para IL3 dmd- I1dmd> VL Valor límite superior para I1 dmd- |Pdmd|> VL Valor límite superior para Pdmd- |Qdmd|> VL Valor límite superior para Qdmd- Sdmd> VL Valor límite superior para Sdmd- Pres.< VLU Valor límite inferior para presión- Temp> VLU Valor límite superior para temperatura- IL< VL Valor límite infer.de intensidad de fase- |cosϕ|< VL Valor límite inferior para cos(PHI)270 Presión < lím. AS Presión inferior al valor límite271 Temperat. > lím AS Temperatura superior al valor límite273 Lím.IL1dmd> AS Valor lím. IL1ldm(medio) superado274 Lím.IL2dmd> AS Valor lím. IL2ldm (med.) superado275 Lím.IL3dmd> AS Valor lím. IL3ldm (med.) superado276 Lím. I1dmd> AS Valor límite I1ldm (med.) superado277 Lím. |Pdmd|> AS Valor límite Pldm (med.) superado278 Lím. |Qdmd|> AS Valor límite Qldm (med.) superado279 Lím. Sdmd> AS Valor límite Sldm superado284 Valor lím IL< AS Intensidad de fase inferior al límite285 Val.lím cosphi< AS Cos(Phi) inferior al límite

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2 Funciones

2.23.7 Valores límites para estadística


Se pueden establecer valores límite para los contadores de estadística de conexiones que al ser alcanzados producirán un aviso, el cual es configurable a un relé de salida o señal luminosa.


Valores límite para contadores de es-tadística

El establecimiento de valores límite para los contadores de estadística se efectúa por DIGSI® bajo Avisos → Estadística en el submenú Valores límite para estadística. Haciendo doble clic se visualiza el contenido respectivo en una ventana adicional de manera que al sobreescribir los valores preajustados se pueda determinar un nuevo valor límite (ver también el manual descripción de sistema SIPROTEC® 4).



Explicación

- Horas> VL Valor límite super.del contador horas IP272 Horas IP > lím. AS Horas funcion. del IP > valor límite16004 ΣI^x> VL Valor lím.superior de sumas pot. intens.16005 Val. lím. ΣI^x> AS Valor lím. suma pot. de intens sobrepas.16009 VR-duración< VL Val. lím. inferior vida residual del IP16010 Val.ím.VRdurac< AS Val. lím. vida residual del IP dismin.16017 ΣI^2t> VL Val.lím. super.intergral intens.al cuadr16018 Val.lím. ΣI^2t> AS Val.lím. integr.intens.al cuadr.sobrepas

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2.23.8 Contador de energía

Los valores de recuento para energía activa y reactiva los determina el equipo. Se pueden recuperar en el frontal del equipo, se pueden leer a través del interfaz de control mediante PC con el programa DIGSI o se pueden transmitir a través del inter-faz de sistema a una central.


Valores de recuen-to para energía activa y reactiva

Se determinan los valores de recuento para energía activa (Wp) y energía reactiva (Wq) en Kilowatios hora, Megawatios hora o Gigawatios hora primarios o en kVARh, MVARh o GVARh primarios, separados según obtención (+) y entrega (–), o capaci-tivos e inductivos. La resolución del valor de medición se puede parametrizar. Los signos de los valores de medición dependen del ajuste de la dirección 1108 SIGNO MAT. P,Q (véase el apartado"Visualización de los valores de medición").


Ajuste del parámet-ro de la resolución de contadores

Con el parámetro 8315 Escal.ContEnerg se es posible ampliar la resolución de los contadores de energía con el Escala 10 o Escala 100 en base al ajuste Escala Standard.




8315 Escal.ContEnerg Escala StandardEscala 10Escala 100

Escala Standard Escala del Contador de Energia


Explicación

- BorrContad IntI_P Borrar contadores de energía888 Ea Imp= VCI Contador impulsos Energía activa Ea=889 Er Imp= VCI Contador impulsos Energía reactiva Er=916 Ea - Energía activa Ea917 Er - Energía reactiva Er924 Ea aport= VCVM Energía activa aportada=925 Er aport= VCVM Energía reactiva aportada =928 Ea consu= VCVM Energía activa consumida=929 Er consu= VCVM Energía reactiva consumida=

3577SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

2.23.9 Soporte de puesta en marcha

Se podrá influir en las informaciones de un equipo que son transmitidas a un dispos-itivo central de control o memoria, durante el régimen de prueba o durante la puesta en marcha. Hay disponibles medios auxiliares para la prueba del interfaz del sistema y de las entradas y salidas binarias del equipo.


• Régimen de prueba• Puesta en marcha

Condiciones Para poder utilizar las ayudas para la puesta en marcha que se describen a contin-uación, rige:

– El equipo ha de disponer de un interfaz.

– El equipo ha de estar conectado a un centro de control.


Influencia sobre las informaciones en el interfaz del sistema durante un régimen de prueba

Si el equipo está conectado a un sistema central de control o memoria, se puede influir en las informaciones que se transmiten al centro de control.

Algunos de los protocolos que se ofrecen permiten identificar todos los mensajes y valores de medida que se transmiten al centro de control durante la comprobación del equipo en el sitio, con la indicación "Régimen de pruebas" como causa del mensaje. De este modo se podrá reconocer que no se trata de mensajes de averías reales. Además se puede determinar también que durante la prueba no se transmite ningún mensaje a través del interfaz del sistema ("Bloqueo de transmisión").

Esta conmutación se puede efectuar por medio de entradas binarias, por maniobra en el frente del equipo o a través del interfaz de maniobra o servicio por medio de PC.

La forma en que se puede activar o desactivar el interfaz del sistema y el bloqueo de transmisión se explica detalladamente en la descripción del sistema SIPROTEC® 4.

Prueba del interfaz del sistema

En la medida en que el equipo disponga de un interfaz de sistema y éste se utilice para la comunicación con una central de control, se puede comprobar por medio de la maniobra del equipo DIGSI si los mensajes se transmiten correctamente.

Para ello se visualizan en una ventana de diálogo los textos de pantalla de todos los mensajes que se configuraron en la matriz para el interfaz del sistema. En otra columna de la ventana de diálogo se puede fijar un valor para los mensajes que se hayan de comprobar (por ejemplo mensaje entrante/mensaje saliente) generando con ello un mensaje después de introducir el código de acceso nº 6 (para menús de prueba de hardware). El mensaje correspondiente se transmite y se puede leer tanto en los mensajes de trabajo del equipo SIPROTEC® 4 como también en la central de control de la instalación.

La forma de proceder se explica detalladamente en el capítulo "Montaje y puesta en marcha".

358 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Comprobar los estados de con-mutación de las en-tradas/salidas bina-rias

Mediante DIGSI se pueden activar individualmente de forma selectiva las entradas bi-narias, los relés de salida y los diodos luminosos del equipo SIPROTEC® 4. Así, por ejemplo, se pueden comprobar durante la fase de puesta en marcha las conexiones correctas con la instalación.

En una ventana de diálogo están representadas todas las entradas y salidas binarias existentes en el equipo así como los diodos luminosos, con su estado de conmutación momentáneo. Además se indica qué órdenes o qué mensajes están configurados para el componente de hardware respectivo. En otra columna de la ventana de diálogo se tiene la posibilidad de conmutar al estado antivalente respectivo, después de introducir el código de acceso nº 6 (para menús de prueba de hardware). Así, por ejemplo, se puede excitar individualmente cada relé de salida, comprobando con ello el cableado entre el equipo de protección de la instalación, sin tener que generar los mensajes configurados para ello.


Establecimiento de un listado de medición de prueba

Para comprobar la estabilidad de la protección también durante los procesos de con-exión se pueden realizar ensayos de conexión durante la puesta en marcha. Las máximas informaciones relativas al comportamiento de la protección las suministran los listados de medición.

Además de la posibilidad de registrar una anotación de valores de avería por ex-citación de la protección, 7SJ62/63/64 permite también activar una anotación de valores de medición a través del programa de maniobra DIGSI, a través de los inter-faces seriales y por medio de entradas binarias. En este último caso es preciso que la información ">Inic.perturb" haya sido configurada para una entrada binaria. La activación de la anotación tiene lugar entonces, por ejemplo, a través de entrada binaria, al conectar el objeto a proteger.

Esta clase de listados de medición de prueba iniciados desde el exterior (es decir, sin excitación de protección), los trata el equipo como anotaciones normales de valores de avería, es decir que para cada lista de medición se abre un protocolo de avería con número propio, con el fin de crear una correspondencia unívoca. Ahora bien, estos listados de medición no se relacionan en la pantalla en la memoria intermedia de men-sajes de avería, puesto que no representan ninguna avería en la red.


3597SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

2.24 Protección para conexión de un transformador de tensión monofásico

Los equipos 7SJ62/63/64 permiten también efectuar la conexión a un solo transfor-mador de medida de tensión primario. En este capítulo se describen las repercu-siones sobre las distintas funciones de protección que se han de tener en cuenta.


• Existen aplicaciones en las que por el lado de la tensión primaria solamente está disponible un transformador de medida de tensión. Generalmente se trata de una tensión de fase pero puede ser también una tensión fase-fase. Mediante la para-metrización se puede adaptar el equipo a una aplicación de este tipo.

2.24.1 Conexión

Al equipo se le puede aplicar opcionalmente una tensión fase-Tierra (por ejemplo: UL1–E) o una tensión fase-fase (por ejemplo: UL1–L2). La forma de conexión ha sido ajustada durante la configuración (véase el capítulo 2.1.3.2) en el parámetro 240 CONEX.TT 1 fase. La figura siguiente muestra un ejemplo de conexión, y en el Anexo, en el capítulo A.3 figuran otros ejemplos.

Figura 2-117 Ejemplo de conexión de transformadores de tensión monofásicos para 7SJ62/63 para fase-Tierra-tensiónUL3–E

360 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


2.24.2 Repercusiones sobre la funcionalidad del equipo

El funcionamiento del equipo con un solo transformador de medida de tensión tiene repercusiones sobre algunas de las funciones del equipo. Estos se describen a con-tinuación en forma sistemática. También en la descripción de las diferentes funciones se hacen observaciones respecto a este tipo de conexión. Las funciones que no se citen a continuación no se ven afectadas por esta forma de conexión.

Protección por subtensión, protección de sobretensión

La protección de tensión trabaja o bien con una tensión fase-Tierra o con una tensión fase-fase, de acuerdo con la parametrización bajo la dirección 240. Esto significa que el valor umbral deberá ser ajustado para una conexión de tensión fase-Tierra tierra como tensión de fase y para una conexión de tensión fase-fase igualmente como tensión fase-fase. Esto supone una diferencia respecto a la conexión trifásica, donde el valor umbral es por principio una magnitud fase-fase, véase también el capítulo 2.6.4.

La lógica de la función, el volumen de parámetros y el volumen de información de la función son tal como se describen en el capítulo 2.6.

Protección de frecuencias

La protección de frecuencias trabaja, o bien con una tensión fase-Tierra o fase-fase, según la parametrización bajo la dirección 240. Se puede parametrizar una tensión mínima por debajo de la cual quedará bloqueada la protección de frecuencia. El cor-respondiente valor umbral se ajusta como tensión de fase al conectar una tensión fase-Tierra, y como tensión fase-fase al conectar una tensión fase-fase.

La lógica de la función, el volumen de parámetros y el volumen de información de la función son los que se describen en el capítulo 2.9.

Protección tempo-rizada de sobreintensidad direccional.

Esta función se inactiva y elimina al conectar un sólo transformador de medida de ten-sión.

Sincronización (sólo 7SJ64)

La función de sincronización está en condiciones de trabajar sin limitaciones. En la figura siguiente y en el Anexo, en el capítulo A.3 están representados ejemplos de conexión.

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2 Funciones

Figura 2-118 Ejemplo de conexión con un transformador de tensión monofásico para el 7SJ64 (fase-Tierra-tensiones)

Si las fases de las tensiones U1 y U2 son distintas, se puede corregir el desfase por medio del parámetro 6122 ADAPT. ANGULAR.

Determinación (sensible) de una avería con derivación a tierra

La funcionalidad direccional y el nivel de tensión de desplazamiento de la función no están en condiciones de trabajo ya que no se dispone de ninguna tensión de despla-zamiento. Los niveles de intensidad de la función pueden sin embargo trabajar de forma no direccional.

Salvo la limitación antes descrita, la lógica de la función, el volumen de parámetros y el volumen de información son los que se describen en el capítulo 2.12.

Localizador de averías

Esta función se inactiva y se elimina al conectar un sólo transformador de medida de tensión.

Funciones de supervisión

Las funciones de supervisión que miden tensión, tales como "Simetría de tensiones" y "Fallo de la tensión de medida (Fuse-Failure Monitor)" no están en condiciones de funcionamiento y se inactivan y eliminan.

Valores de medición de trabajo

Diversos valores de medición de trabajo no se pueden calcular. Si se ven afectadas ventanas de valores de medida de trabajo enteras, entonces éstas no se visualizan. Si se ven afectadas sólo partes de una ventana, entonces los valores de medición de trabajo correspondientes aparecen como no válidos (en lugar del valor aparecen gui-ones) o se ponen a cero.

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Conexión de tensión

Mediante el parámetro 240 CONEX.TT 1 fase se determina, que el equipo está conectado a sólo un transformador de tensión y se indica a cual. Es decir, se declara qué tensión primaria está conectada a qué entrada analógica. Si se ha seleccionado una de las tensiones posibles, es decir, el ajuste es diferente a la opción No, entonces el parámetro 213 para la conexión multifásica no tiene relevancia y solamente el ajuste del parámetro 240 es determinante.

En el 7SJ64 se utiliza para una conexión con transformador de tensión monofásico la entrada de tensión U4 primordialmente para la sincronización.

Valores nominales del transformador de tensión

En las direcciones 202 UnPRIMARIA y 203 UnSECUNDAR se pueden ajustar en primer lugar los valores nominales del transformador de tensión, que están definida-das como valores fase-fase. Esto es independiente de la conexión de una tensión de fase o una tensión fase-fase al equipo.

Protección de subtensión, protección de so-bretensión, protección de frecuencia

Si se ha seleccionado para la dirección 240 una conexión fase-Tierra, entonces se deberán ajustar también los umbrales de tensión de la función como tensiones fase-Tierra. Si se ha elegido para la dirección 240 la conexión fase-fase, entonces los um-brales de tensión de la función deberán ser ajustados como tensiones fase-fase.

Deteccion (sensiti-va) de faltas a tierra

Todos los parámetros para tensiones o con referencia direccional (Direcciones 3102 hasta 3107, 3109 hasta 3112 y 3123 hasta 3126) no tienen significado y se pueden dejar en su estado preajustado.

Los escalones de intensidad deben ser ajustados bajo las direcciones 3115 y 3122 y no direccional.

Se debe ajustar el parámetro 3130 con con UE o IEE. De esta manera, los es-calones de intensidad funcionan independientemente de Ue.

Ejemplo En una instalación con una tensión nominal primaria de 138 kV y una tensión nominal secundaria de 115 V se conecta la tensión monofásica UL1–E (ver figura 2-119).

Los valores de umbral para la protección de tensión deben ser ajustados de la sigu-iente manera:

Sobretensión U>: a 120 % UN

Subtensión U<: a 60 % UN

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2 Funciones

Figura 2-119 Ejemplo para la conexión de un transformador de medida de tensión monofásico (fase-Tierra)

Se deben efectuar los siguientes ajustes en el equipo:

Parámetros 202 UnPRIMARIA = 138 kV

Parámetros 203 UnSECUNDAR = 115 V

Parámetros 240 CONEX.TT 1 fase = U1E

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2.25 Elaboración de órdenes


En el equipo SIPROTEC® 7SJ62/63/64 se ha integrado, una función para la elab-oración de órdenes con la cual se pueden efectuar operaciones de mando en la insta-lación.

Estas operaciones de mando provienen de cuatro fuentes de orden:• Servicio local por el panel operacional del equipo ( excepto con la variante sin panel

operacional)• Servicio por DIGSI® • Servicio remoto por el sistema de control central (p.ej., SICAM®)• Función de automatismo (p.ej., vía entrada binaria)

La función se utiliza en instalaciones eléctricas de barras colectoras simples y dobles. El número de elementos de subestación está limitado solamente por el número de en-tradas y salidas binarias disponibles. Se garantiza una alta seguridad contra fallos de mandos mediante las pruebas de enclavamiento y una gran variabilidad respecto a los tipos de interruptores y modos de funcionamiento.

2.25.1 Unidades de conmutación

En los equipos con display integrado o independiente se puede efectuar el control de los equipos de conexión a través del panel de mandos del equipo. Además de esto, el control se puede efectuar a través del interfaz de maniobra mediante ordenador personal y a través del interfaz serie y una conexión con el sistema de control central de instalaciones de distribución.


• Instalaciones de distribución con barras colectoras simples y dobles

Condiciones El número de medios de trabajo que se han de controlar está limitado por las:

– entradas binarias existentes

– salidas binarias existentes


Maniobra a partir del panel de mandos con pantal-la de texto

Mediante las teclas de navegación , , , se llega al menú de control, donde se puede seleccionar el equipo de distribución que se desee accionar. Después de intro-ducir un código de acceso se abre una nueva ventana en la que se ofrecen y pueden seleccionar mediante las teclas y las diversas posibilidades (p. ej., conexión, desconexión, interrupción). A continuación se formula una pregunta de seguridad. Una vez que se haya respondido a ésta pulsando de nuevo la tecla ENTER, tiene lugar la maniobra de mando propiamente dicha. Si esta autorización no se obtiene dentro de un minuto, se interrumpe el proceso. La interrupción puede efectuarse también en todo momento con la tecla ESC de que se autorice la orden o durante la elección del elemento a operar.

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2 Funciones

Maniobra mediante Display

Para el control en el mismo equipo hay tres teclas independientes de color destacado, situadas debajo del Display. Mediante la tecla CTRL se accede inmediatamente al cuadro de control de la posición. Solamente en éste puede efectuarse el control del equipo de distribución, pues sólo durante la visualización del cuadro de control de la derivación están autorizadas las otras dos teclas de control. Estando en otros regímenes de trabajo hay que volver siempre primero a la imagen de control.

Mediante las teclas de navegación , , , se puede seleccionar y marcar ahora el elemento de mando que se trata de accionar. Pulsando la tecla I o la tecla O se determina el sentido de conmutación.

El símbolo del conmutador en el cuadro de control parpadea a continuación en la pos-ición teórica. En el borde inferior de la imagen aparece la solicitud de confirmar la op-eración de conmutación, pulsando para ello la tecla ENTER. A continuación se formula una pregunta de seguridad. Solamente cuando se haya respondido a ésta, pulsando de nuevo la tecla ENTER, tiene lugar la maniobra de conmutación propiamente dicha. Si esta autorización no se obtiene dentro de un minuto, entonces el parpadeo teórico vuelve a pasar al correspondiente estado real. Antes de que se autorice la orden o durante la elección del conmutador se tiene en todo momento la posibilidad de efec-tuar una interrupción mediante la tecla ESC.

Durante el estado normal, la imagen de control de la posición muestra, después de ejecutada la orden de mando, el nuevo estado real, y en el borde inferior de la imagen aparece el mensaje "Fin de la orden". En el caso de órdenes de mando con retroaviso aparece previamente y durante un corto tiempo el mensaje "Alcanzado RM".

Si se rechaza la orden de mando o de no cumplirse alguna condición de bloqueo, en-tonces aparece en la pantalla la respuesta de maniobra que informa sobre el motivo de la denegación (véase también la descripción del sistema SIPROTEC® 4). Este mensaje hay que confirmarlo con ENTER, antes de que sea posible continuar la manio-bra del equipo.

Maniobra a través de DIGSI®

El control de los elementos de mando se puede efectuar a través del interfaz de maniobra mediante un ordenador personal empleando el programa de maniobra DIGSI®. La forma de proceder se explica en la descripción del sistema SIPROTEC® 4 (control de la instalación).

Maniobra a través del interfaz del sistema

El control de los equipos de distribución se puede efectuar a través del interfaz serie del sistema y de una conexión con el sistema de control central de instalaciones de distribución. Para ello es necesario que existan físicamente los periféricos necesarios, tanto en el equipo como en la instalación. En el equipo también es preciso efectuar determinados ajustes para el interfaz serie (véase la descripción del sistema SIPRO-TEC® 4).



Explicación

- Q0 INTERR. CR_D12 Interruptor de potencia Q0- Q0 INTERR. AD Interruptor de potencia Q0- Q1 SECCIO. CR_D2 Seccionador Q1- Q1 SECCIO. AD Seccionador Q1- Q8 SECC.TI CR_D2 Seccionador a tierra Q8- Q8 SECC.TI AD Seccionador a tierra Q8

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2.25.2 Tipos de orden

Respecto a las operaciones de mando en la subestación mediante el equipo se debe diferenciar entre los siguientes tipos de órdenes:


Órdenes al proceso Estos incluyen todas todas las órdenes enviadas directamente a los elementos de mando de la instalación y provocan un cambio en el estado del proceso:• Órdenes de conexión en las operaciones de mando de los interruptores de poten-

cia (no sincronizadas), desconexión y puesta a tierra,• Órdenes de posición, p.ej., para elevar o bajar la toma de transformadores• Ordenes de impulso con transcurso de tiempo parametrizable, p.ej. para control de

la bobina de compensación

Órdenes internas del equipo

Estos no provocan la emisión directa de órdenes en el proceso. Sirven para iniciar funciones internas, comunicar al equipo el reconocimineto de cambios de estado o para confirmarlos.• Órdenes adicionales para "retroalimentar" el valor de información de elementos

acoplados al proceso como mensajes y condiciones de conexión, p. ej., si falta el acoplamiento del proceso. La retroalimentación aparece registrada en el estado de información y puede indicarse en correspondencia.

• Cancelar / preajustar órdenes de marcar (para "ajustar") el valor de información de elementos internos, p. ej., jerarquía de cambio (remoto/local), cambio de parámet-ros, bloqueos de transmisión y valores de recuento.

- Q0-DISP IntI Aviso de bloqueo: IP Q0-DISP- Q0-CIERRE IntI Aviso de bloqueo: IP Q0-CIERRE- Q1-DISP IntI Aviso de bloqueo: Seccionador Q1-DISP- Q1-CIERRE IntI Aviso de bloqueo: Seccionador Q1-CIERRE- Q8-DISP IntI Aviso de bloqueo: Puesta a Tierr Q8-DISP- Q8-CIERRE IntI Aviso de bloqueo: Puesta aTierr Q8-CIER- Desblq.AyV IntI Desbloqueo transm. avis./ valores vía EB- Q2CIE/DISP CR_D2 Q2 CIERRE / DISP- Q2CIE/DISP AD Q2 CIERRE / DISP- Q9CIE/DISP CR_D2 Q9 CIERRE / DISP- Q9CIE/DISP AD Q9 CIERRE / DISP- Ventilador CR_D2 Ventilador conectado. / desconectado- Ventilador AD Ventilador conectado. / desconectado31000 Q0 CntOp= AV Q0 contador de accionamiento=31001 Q1 CntOp= AV Q1 contador de accionamiento=31002 Q2 CntOp= AV Q2 contador de accionamiento=31008 Q8 CntOp= AV Q8 contador de accionamiento=31009 Q9 CntOp= AV Q9 contador de accionamiento=


Explicación

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2 Funciones

• Órdenes de confirmación y recuperación para fijar/recuperar memorias internas o estados de datos.

• Órdenes del estado de la información para establecer / cancelar la información adi-cional "Estado de la información" para el valor de la información de un elemento del proceso:– Bloqueo de detección

– Bloqueo de salida

2.25.3 Secuencia de las órdenes

Mediante los mecanismos de seguridad en las secuencia de órdenes, una orden de conmutación sólo puede ser efectuada, si las pruebas previas de los criterios deter-minados son positivos. Además de las pruebas generales previstas obligatorias se pueden configurar para cada elemento de subestación enclavamientos adicionales. La ejecución de la operación de mando se controla a continuación. La secuencia com-pleta de una operación de mando se describe en forma breve a continuación:


Pruebas para una orden de mando

Los siguientes puntos deben ser observados:• Introducción de orden, p.ej. vía el panel integrado

– Verificar contraseña → Autorización de acceso

– Verificación del modo de mando (con / sin enclavamiento) → Selección de la características de enclavamiento

• Pruebas configurables de mando– Autoridad de mando

– Control de la dirección de mando (comparación estado teórico/real)

– Protección contra fallo de mando, enclavamiento de zona/campo (lógica por CFC)

– Protección contra fallo de mando, enclavamiento de planta/subestación (por sistema central de control SICAM)

– Bloqueo para accionamiento doble (Enclavamiento de operaciones de mando paralelas)

– Bloqueo de protección (Bloqueo de operaciones de mando por parte de las fun-ciones de protección)

• Pruebas fijas para órdenes– Supervisión temporal (se controla el tiempo entre salida de orden y elaboración

de orden)

– Parametrización en proceso (durante un proceso de parametrización se rechaza o se retarda una orden)

– Componente de subestación no existente como salida (si el componente está configurado, pero no está asignado a una entrada binaria, se rechaza la orden)

– Bloqueo de salida (si existe un bloqueo de salida para un objeto y el bloqueo está activo al momento de la elaboración de orden, se rechaza la orden)

368 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


– Fallo del hardware del equipo

– Un orden para un componente de subestación que ya está en proceso (para un componente de plata solamente se puede elaborar una orden en un tiempo de-terminado, bloqueo de doble accionamiento para un objeto)

– Control 1–de–n (para las conexiones múltiples como relé de raíz común, se com-prueba, si una orden ya ha sido iniciada para el relé de salida en mando).

Supervisión del proceso de órdenes

Se supervisan las siguientes secuencias:• Fallo del transcurso de la orden por causa de una interrupción• Supervisión del tiempo transcurrido (Tiempo de supervisión de retroavisos).

2.25.4 Protección contra fallo de mando

Puede realizarse una protección contra fallo de mando mediante la lógica definible por el usuario (CFC).


Las comprobaciones de fallos de mando se subdividen normalmente dentro de una instalación SICAM/SIPROTEC 4 en• Bloqueo de la instalación, basada en la reproducción del proceso en el equipo

central• Bloqueo del campo, basado en la imagen del objeto (retroavisos) en el aparato de

campo• bloqueos a nivel superior al campo mediante mensajes GOOSE, directamente

entre los aparatos de campo y los aparatos de protección (con la introducción de la norma IEC 61850, V4.51; la intercomunicación con GOOSE tiene lugar a través del módulo EN100)

El volumen de las comprobaciones de bloqueo viene determinada por la parametriza-ción. Pueden verse más detalles relativos al tema GOOSE en la descripción del sistema SIPROTEC /1/.

Los elementos de mando que están sujetos a un bloqueo de la instalación en el equipo central se identifican debidamente en el equipo de campo por medio de un parámetro (en la matriz de configuración).

En todas las órdenes se puede determinar si se debe conmutar bloqueado (normal) o sin bloquear (Interlocking OFF):• En las órdenes ejecutadas localmente mediante interruptor de llave o repara-

metrización con consulta del código de acceso,• en las órdenes automáticas procedentes del tratamiento de la orden a través de

CFC mediante identificaciones de desbloqueo,• en órdenes próximas/remotas mediante orden de desbloqueo adicional a través de

Profibus.

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2 Funciones

Conmutación bloqueada/desblo-queada

Las comprobaciones de órdenes que se pueden proyectar se denominan en los equipos SIPROTEC 4 también como "Bloqueo estándar". Estas comprobaciones se pueden activar (conmutación/marcado bloqueado) o desactivar (desbloqueado) a través de DIGSI.

Conmutar desbloqueado o no bloqueado significa que no se comprueban las condi-ciones de bloqueo configuradas.

Conmutar bloqueado significa que dentro de la comprobación de la orden se com-prueban todas las condiciones de bloqueo configuradas. Si no se cumple una con-dición, se rechaza la orden con un mensaje seguido de un signo menos (p. ej., "MA–") y la correspondiente respuesta de maniobra.

En la tabla siguiente figuran las posibles modalidades de orden para un equipo de conmutación y sus correspondientes mensajes. En este caso, los mensajes marca-dos con *) solamente aparecen en la forma representada en la pantalla del aparato en los mensajes de trabajo, mientras que en DIGSI, en cambio, en los mensajes es-pontáneos.

En el mensaje el signo más significa la confirmación de la orden: El resultado de la orden emitida es positivo, es decir tal como se espera. De forma correspondiente, el signo menos significa un resultado negativo, no previsto, y se ha rechazado la orden. En la descripción del sistema SIPROTEC 4 se indican posibles respuestas de trabajo y se señalan sus causas. La imagen siguiente muestra a título de ejemplo en los men-sajes de trabajo la orden y el retroaviso de una operación de conmutación del inter-ruptor de potencia que transcurre positivamente.

La comprobación de los bloqueos se puede proyectar de forma independiente para todos los aparatos de conmutación y marcas. Otras órdenes internas tales como seg-uimiento o aborto no se comprueban, es decir, que se ejecutan con independencia de los bloqueos.

Figura 2-120 Ejemplo de un aviso de servicio al conmutar el interruptor de potencia Q0

Clase de orden Orden Causa MensajeOrden de emisión del proceso Conmutar MA MA +/–Orden de seguimiento Seguimiento PII PI+/–Orden de estado de información, bloqueo de determinación

Bloqueo de deter-minación

BD BD+/– *)

Orden de estado de información, bloqueo de salida

Bloqueo de salida BS BS+/– *)

Orden de aborto Aborto IN IN+/–

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Bloqueo estándar (programado de manera fija)

Los bloqueos estándar están programados de manera fija por cada elemento de mando las siguientes comprobaciones que se pueden conectar o desconectar individ-ualmente por medio de parámetros:• Comprobación del sentido de conmutación (teórico = real): La orden de con-

mutación se rechaza y se emite el aviso correspondiente, si el interruptor ya se en-cuentra en la posición teórica. Cuando se conecta esta comprobación, se aplica tanto para la conmutación bloqueada como para la no bloqueada.

• Bloqueo de la instalación: Para comprobar el bloqueo de la instalación se conduce al equipo central una orden generada localmente con su autoridad de mando = Local. Un equipo de mando que esté sujeto al bloqueo de la instalación no se puede conmutar desde DIGSI.

• Bloqueo de campo: Los enlaces lógicos generados mediante CFC y registrados en el equipo se consultan y tienen en cuenta en las operaciones de conmutación blo-queadas.

• Bloqueo de protección: En las conexiones bloqueadas se rechazan las órdenes de CONEXIÓN, en cuanto una de las funciones de protección del equipo haya iniciado un caso de avería. En cambio las órdenes de desconexión siempre se pueden eje-cutar. Es preciso tener en cuenta que las excitaciones de la protección de sobre-carga o de la supervisión sensible de corrientes de derivación a tierra también pueden iniciar y mantener un caso de avería, y por lo tanto pueden dar lugar a que se rechace una orden de conexión. Si se deja en suspenso el bloqueo se deberá tener en cuenta por otra parte en este caso el bloqueo de rearranque para los mo-tores. En ese caso es preciso bloquear en otro lugar el rearranque, por ejemplo, esto se puede realizar a través del bloqueo de campo mediante CFC.

• Bloqueo de doble accionamiento: Las maniobras de mando paralelas están blo-queadas mutuamente; mientras se lleva a cabo una operación de mando no se puede realizar una segunda.

• Autoridad de mando LOCAL: Solamente se permite una orden de mando del mando local (orden con fuente de origen LOCAL), si en el equipo está autorizado el mando local (mediante interruptor de llave o parametrización).

• Autoridad de mando DIGSI: Una orden de mando de un DIGSI conectado local-mente o a distancia (orden con origen de causa DIGSI) solamente se permite si en el equipo está permitido el mando a distancia (mediante interruptor de llave o par-ametrización). Si se anuncia al equipo un PC con DIGSI, entonces éste registra aquí su "Virtual Device Number" (VD). El equipo acepta únicamente órdenes con este VD (en el caso de soberanía de conmutación = REMOTA). Las órdenes de conmutación del mando a distancia se rechazan.

• Autoridad de mando REMOTA: Una orden de mando del mando a distancia (orden con origen de causa REMOTO) solamente se permite si en el equipo está permitido el mando a distancia (mediante interruptor de llave o parametrización).

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2 Funciones

Figura 2-121 Bloqueos estándar

La parametrización de las condiciones de bloqueo mediante DIGSI muestra la imagen siguiente.

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Figura 2-122 Ventana de diálogo DIGSI®– Características del objeto para la parametrización de las condiciones de bloqueo

En los equipos con panel de mandos se pueden leer en la pantalla del equipo los motivos de bloqueo proyectados. Están caracterizados por medio de letras cuyo sig-nificado se explica en la tabla siguiente.

Tabla 2-27 Clases de órdenes y mensajes correspondientes

La figura siguiente muestra a título de ejemplo las condiciones de bloqueo que se pueden leer en la pantalla del equipo para tres objetos de conmutación, mediante las abreviaturas explicadas en la tabla anterior. Se visualizan todas las condiciones de bloqueo que están parametrizadas.

Identificaciones de desbloqueo Identificación (forma abreviada)

Presentación en la pantalla

Autoridad de mando AM LBloqueo de la instalación EP EBloqueo remoto EZ CTEÓRICO = REAL (comprobación del sentido de conmutación)

IR R

Bloqueos de protección BR P

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2 Funciones

Figura 2-123 Ejemplo de conexiones de bloqueo proyectadas

Lógica de autorización a través de CFC

Para el bloqueo en el campo se puede establecer una lógica de autorización a través del CFC. A través de las correspondientes condiciones de autorización se facilita con esto la información "libre" o "bloqueado en el campo" (p. ej. objeto "Autorización SG CONECTADO" y "Autorización SG DESCONECTADO" con los valores de informa-ción: ENTRANTE / SALIENTE).

Autoridad de mando (en equipos con panel de control)

Para elegir la autorización de mando existe la condición de bloqueo "Autoridad de mando" a través de la cual se puede seleccionar la fuente de órdenes con derecho a mando. En los equipos con panel de contol se definen los siguientes niveles de au-toridad de mando en el siguiente orden de prioridad:• LOCAL (local)• DIGSI• REMOTO (remoto)

El objeto"Autoridad de mando" sirve para bloqueo o autorización del manejo en el sitio frente a las órdenes remotas y DIGSI. Los equipos con bastidor tipo 1/2 ó 1/1 están eq-uipados con dos conmutadores de llave, de los cuales el de arriba está reservado para la autoridad de mando. La posición "Local" permite la maniobra en el sitio, la posición "Remota" el mando a distancia. En los equipos con bastidor tipo 1/3 se puede conmutar la soberanía de conmutación en el panel de mandos entre "Remoto" y "Local" después de introducir un código de acceso o mediante CFC también por medio de entrada binaria y tecla de función.

El objeto "Autoridad de mando DIGSI" sirve para bloquear o autorizar la maniobra por medio de DIGSI. Para ello se tiene en cuenta tanto un DIGSI conectado localmente como también uno remoto. Si se conecta al equipo un PC con DIGSI (local o remoto), éste asocia aquí su "Virtual Device Number VD". El equipo solamente acepta órdenes con este VD (con soberanía de conmutación = DESCONECTADO o REMOTO). Si el PC con DIGSI se vuelve a desconectar, se vuelve a suprimir la VD.

La orden de mando se comprueba en función de su fuente de origen VQ y del proyec-to del equipo, respecto al valor informativo actual de los objetos "Autoridad de mando" y "Autoridad de mando DIGSI".

Configuración

Existe autoridad de mando s/n (generar el objeto correspondiente)Existe autoridad de mando DIGSI s/n (generar el objeto correspondiente) objeto concreto (por ejemplo equipo de conmutación)

autoridad de mando LOCAL (comprobar en el caso de órdenes en el sitio: s/n

objeto concreto (por ejemplo equipo de conmutación)

autoridad de mando REMOTA (comprobar en el caso de órdenes PRÓXIMAS, REMOTAS o DIGSI: s/n

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Tabla 2-28 Lógica de bloqueo

1) también "libre" con: "Autoridad de mando LOCAL (comprobar en el caso de órdenes lo-cales): n"

2) también "libre" con: "Autoridad de mando REMOTA (comprobar en el caso de órdenes PRÓXIMAS, REMOTAS o DIGSI): n"

3) VQ = fuente causante

VQ = Auto SICAM:

Órdenes que se deducen internamente (deducción de las órdenes en el CFC), no están sujetas a la soberanía de conmutación y por lo tanto siempre están "libres".

Autoridad de mando (en equipos sin panel de con-trol)

Mediante el cable Dongle se fija la autoridad de mando del equipo de modo fijo en "REMOTA". Son de aplicación las manifestaciones formuladas al respecto en el capí-tulo anterior.

Modo de con-mutación (en caso de equipos con panel de control)

El modo de conmutación sirve para activar o desactivar las condiciones de bloqueo de proyecto en el momento de la maniobra de conmutación.

Están definidos los siguientes modos de conmutación (próximos):• Para órdenes desde el sitio (VQ = LOCAL)

– conmutar bloqueado (normal), o

– sin bloquear (desbloqueado).

Los equipos en bastidor 1/2 ó 1/1 están equipados con dos conmutadores de llave, el inferior de los cuales está reservado para el modo de conmutación. La posición "Nor-mal" del conmutador de llave inferior permite la conmutación bloqueada, la "Interlock-ing OFF" la conmutación sin bloqueo. En los equipos en bastidor 1/3 se puede conmu-tar en el panel de mandos el modo de conmutación entre "bloqueado" y "no bloqueado" después de introducir la clave de acceso o mediante CFC también a través de entrada binaria y tecla de función.

valor informativo actual de la so-beranía de con-

mutación

Autoridad de mando DIGSI

Orden con VQ3)=LOCAL

Orden con VQ=PRÓXIMO o

REMOTO

Orden con VQ=DIGSI

LOCAL (CONECTADO)

no conectado libre bloqueado2)"blo-queado, dado que mando LOCAL"

bloqueado "DIGSI no conectado"

LOCAL (CONECTADO)

conectado libre bloqueado2) "bloqu-eado, dado que mando LOCAL"

bloqueado2) "bloqueado, dado que mando LOCAL"

REMOTO (DESCONECTA-DO)

no conectado bloqueado1) "bloqu-eado, dado que mando REMOTO"

libre bloqueado "DIGSI no conectado"

REMOTO (DESCONECTA-DO)

conectado bloqueado1)"blo-queado, dado que mando DIGSI"

bloqueado2) bloqu-eado, dado que mando DIGSI"

libre

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2 Funciones

Están definidos los siguientes modos de conmutación (remotos):• Para las órdenes a distancia o DIGSI (VQ = PRÓXIMO, REMOTO o DIGSI)

– conmutar bloqueado o

– no bloqueado (desbloqueado). Aquí se efectúa el desbloqueo por medio de una orden de desbloqueo independiente. Para ello, la posición del conmutador de llave es irrelevante.

– Para órdenes procedentes de CFC (VQ = Auto SICAM), se deberán tener en cuenta las indicaciones que figuran en el manual CFC (Módulo: BOOL según orden).

Modo de con-mutación (en equipos sin panel de control)

Mediante el cable Dongle el modo de conmutación del equipo se pone fijo en "Nor-mal". Son de aplicación las indicaciones formuladas al respecto en el apartado ante-rior.

Bloqueos de campo

La consideración de los bloqueos de campo (por ejemplo a través de CFC) com-prende los bloqueos de estado de proceso relevantes para el mando para evitar con-mutaciones erróneas (por ejemplo seccionador con respecto a toma de tierra, toma de tierra sólo en caso de ausencia de tensión, etc.), así como el empleo de los blo-queos mecánicos en el campo de conmutación (por ejemplo, conectar puerta HS abierta con respecto al interruptor de potencia).

Se puede proyectar un bloqueo por equipo de conmutación por separado para el sentido de conmutación CONECTAR y/o DESCONECTAR.

Se puede facilitar la información de autorización por el valor informativo "el equipo de conmutación está bloqueado (ENTR/NB/PERTUB.) o autorizado (ENTR)", • directamente por medio de mensaje individual, doble, conmutador de llave o

mensaje interno (marcación) o• con una lógica de autorización a través del CFC.

El estado actual se consulta igual que en el caso de una orden de conmutación y se actualiza de modo cíclico. La correspondencia se realiza a través de "Objeto de au-torización orden CONECTADO/orden DESCONECTADO".

Bloqueo de la instalación

Se tienen en cuenta los bloqueos de la instalación (configuración a través del equipo central).

Bloqueo de doble accionamiento

Se efectúa el bloqueo de operaciones de conmutación paralelas. Al generarse una orden de mando se comprueba en todos los objetos de mando, que también están sometidos al bloqueo, si en éstos se está procesando una orden de mando. Durante la ejecución de la orden, el bloqueo vuelve a estar activo para otras órdenes.

Bloqueos de protección

Se lleva a cabo el bloqueo de las maniobras de mando mediante funciones de protec-ción. Las funciones de protección bloquean determinadas órdenes de mando por sep-arado para cada elemento de mando, en sentido de CONEXIÓN y DESCONEXIÓN.

Si se desea el bloqueo de protección, un "Bloqueo en sentido de mando CONECTAR" da lugar a que se bloquee una orden de mando de CONEXIÓN y un "Bloqueo en sentido de mando DESCONECTAR", al bloqueo de una orden de conmutación de DESCONEXIÓN. Al activarse un bloqueo de protección se interrumpe inmediata-mente un proceso de mando que ya esté en curso.

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Comprobación del sentido de mando (teórico = real)

Para las órdenes de mando se comprueba si el equipo de mando respectivo se en-cuentra ya, respecto al retroaviso, en la posición teórica (comparación TEÓRICO/RE-AL), es decir que cuando un interruptor de potencia se encuentra en estado CONECTADO y se intenta efectuar una orden de CONEXIÓN ésta es rechazada con la respuesta de maniobra "Estado teórico igual a estado real". Los equipos de con-mutación en posición de avería no se bloquean en cuanto a software.

Desbloqueos El desbloqueo de los bloqueos configurados en el momento de la maniobra de mando tiene lugar interiormente en el equipo a través de las identificaciones de desbloqueo en la orden de mando, o de forma global a través de los denominados modos de mando.• VQ=LOCAL

– Los modos de mando "bloqueado" o "no bloqueado" (desbloqueado) se pueden establecer mediante conmutador de llave en los equipos en bastidor 1/2 ó 1/1 (7SJ63, 7SJ641/2/5). Aquí la posición "Interlocking OFF" corresponde a la con-mutación sin bloqueo y sirve especialmente para desbloquear los bloqueos es-tándar. En los aparatos en bastidor 1/3 se puede conmutar, en el panel de mandos, el modo de conmutación entre "Bloqueado" y "Desbloqueado" después de introducir el código de acceso a través de CFC, también mediante entrada binaria y tecla de función.

• REMOTO y DIGSI – Las órdenes procedentes de SICAM o DIGSI se desbloquean a través de un

modo de conmutación global REMOTO. Para el desbloqueo se debe transmitir al respecto una orden independiente. El desbloqueo es válido en cada caso solamente para una maniobra de conmutación y sólo para órdenes procedentes de la misma fuente causante.

– Orden: Orden al objeto "Modo de conmutación REMOTO", CONECTADO

– Orden: Orden de conmutación al "Equipo de conmutación"

• órdenes derivadas a través de CFC (orden automática, VQ=Auto SICAM):– El comportamiento se establece en el módulo CFC ("Bool según orden") por

proyecto

3777SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

2 Funciones

2.25.5 Protocolo de órdenes

Durante el tratamiento de una orden se envían retromensajes de órdenes y procesos al procesamiento de mensajes, con independencia de la restante configuración y tratamiento de mensajes. En estos mensajes está incluida la denominada causa del mensaje. Si cuenta con la configuración apropiada, se incluyen estos mensajes para su protocolización en el protocolo de mensajes de trabajo.

Condiciones En la descripción del sistema SIPROTEC 4 figura una relación de las posibles re-spuestas de maniobra y sus significados, así como los tipos de órdenes necesarias para la conexión y desconexión de elementos de mando o para el mando de elevación o reducción de los niveles del transformador.


Confirmación de la orden al sistema de maniobra integrado

Todos los mensajes que tengan como origen de causa VQ_REMOTO se convierten en la correspondiente respuesta de maniobra y se visualizan en el campo de texto de la pantalla.

Confirmación de órdenes a próxi-mo/remoto/Digsi

Los mensajes que tengan orígenes de causa VQ_LOCAL/REMOTO/DIGSI se han de enviar al causante, con independencia de la configuración (configuración en el inter-faz serial).

De este modo, la confirmación de la orden no se realiza a través de una respuesta de maniobra, tal como en la orden local, sino a través de la protocolización normal de órdenes y retroavisos.

Supervisión de retroavisos

El tratamiento de las órdenes realiza una supervisión en el tiempo para todos los procesos de órdenes con retroaviso. En paralelo a la orden se inicia un tiempo de vig-ilancia (vigilancia del tiempo de desarrollo de la orden), que comprueba si el equipo de mando ha alcanzado la posición final deseada dentro de este tiempo. Al recibirse el retroaviso se detiene el tiempo de vigilancia. Si no aparece el retroaviso entonces aparece una respuesta de maniobra "terminado el tiempo RA" y se concluye el proceso.

En los mensajes de trabajo también se protocolizan las órdenes y sus retroavisos. La finalización normal de un proceso de orden es la llegada del retroaviso (RM+) del el-emento de mando correspondiente, o en el caso de órdenes sin retroaviso de proceso, un mensaje después de haberse concluido la emisión de la orden.

En el retroaviso, el signo más significa una confirmación de la orden. La orden ha sido concluida positivamente, es decir en la forma esperada. De forma similar, el signo menos significa un resultado negativo, no esperado.

Emisión de órdenes/activación de relés

Los tipos de órdenes que se precisan para la conexión y desconexión de los equipos de conmutación o para un ajuste más alto o más bajo de los niveles de un transfor-mador se describen en la configuración en /1/.

378 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Montaje y Puesta en marcha 3Este capítulo está dirigido al técnico de puesta en marcha con experiencia. Debe estar familiarizado con la puesta en marcha de equipos de protección y control, con el fun-cionamiento de la red y con las reglas y normas de seguridad. Eventualmente será necesario hacer algunas adaptaciones del hardware a los datos de la instalación. Para las pruebas primarias es necesario conectar el elemento a proteger (línea, transformador, etc.)

3.1 Montaje y conexión 380

3.2 Control de las conexiones 434

3.3 Puesta en servicio 440

3.4 Montaje del equipo en su ubicación (panel / armario) 463

3797SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

3 Montaje y Puesta en marcha

3.1 Montaje y conexión

Generalidades

AdvertenciaAdvertencia contra errores en el transporte, almacenamiento, colocación o montaje.

La no observancia puede tener como consecuencia la muerte, lesiones físicas graves o considerables daños materiales.

El funcionamiento perfecto y seguro del equipo presupone que el transporte se ha re-alizado de manera adecuada al objeto, el almacenamietno ha sido profesionalmente correcto así como la instalación y el montaje, teniendo en cuenta las advertencias e instrucciones del manual del equipo.

En particular se deberán tener en cuenta las normas generales de instalación y seg-uridad para el trabajo con instalaciones de intensidades fuertes (por ejemplo, normas DIN, VDE, EN, IEC u otras normas nacionales e internacionales).

3.1.1 Indicaciones para la configuración

Condiciones Para el montaje y la conexión es preciso que se hayan cumplido las siguientes con-diciones previas y limitaciones:

Se han efectuado las comprobaciones de los datos nominales del equipo que se recomiendan en el manual descripción de sistema SIPROTEC® 4, y se ha comproba-do su coincidencia con los datos de la instalación.

Planos de conjunto En el anexo A.2 figuran planos de conjunto para la familia de equipos 7SJ62/63/64. En el anexo A.3 figuran ejemplos de conexión para los circuitos de los transforma-dores de medida de intensidad y de tensión. Es preciso comprobar que la parametri-zación de los Datos de la instalación 1 (capítulo2.1.3.2) coincide con las conexiones.

Variantes de conex-ión de tensión para 7SJ62

En el anexo A.3 están representadas las posibles variantes de conexión para los transformadores de medida de tensión. El equipo se puede alimentar o bien con las 3 tensiones fase-Tierra(forma de conexión CONEX.TT 3fases = U1E, U2E, U3E) o 2 tensiones fase - fase y la tensión de desplazamiento Uen (Clase de conexión CONEX.TT 3fases = U12, U23, UE). Con esta última forma de conexión se pueden alimentar también solamente dos tensiones encadenadas o sólo la tensión de desplazamiento Uen. La forma de conexión correspondiente se deberá haber comuni-cado al equipo bajo la dirección 213 en los Datos de planta.

Dado que las entradas de tensión del equipo 7SJ62 tienen un rango de trabajo de 0 a 170 V, esto significa que en caso de conexión de tensiones fase-Tierra se pueden evaluar tensiones fase-fase de hasta √3 · 170 V = 294 V, y en el segundo caso hasta 170 V.

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Si por parte de la instalación solamente está disponible un transformador de medida de tensión, entonces el cableado se realiza de acuerdo con uno de los ejemplos para conexión monofásica. En este caso hay que comunicarle al equipo mediante el parámetro 240 CONEX.TT 1 fase en los Datos de planta qué tensión primaria está conectada a qué entrada.

Variantes de conexión de la tensión para 7SJ63

En el Anexo A.3 están representadas las posibles variantes de conexión para los transformadores de medida de tensión. El equipo se puede alimentar o bien con las 3 tensiones fase-Tierra(forma de conexión CONEX.TT 3fases = U1E, U2E, U3E) o 2 tensiones fase - fase y la tensión de desplazamiento Uen (Forma de conexión CONEX.TT 3fases = U12, U23, UE). Con esta última forma de conexión se pueden alimentar también solamente dos tensiones encadenadas o sólo la tensión de desplazamiento Uen. La forma de conexión correspondiente se deberá haber comuni-cado al equipo bajo la dirección 213 en los Datos de planta.

Dado que las entradas de tensión del equipo 7SJ6e tienen un rango de trabajo de 0 a 170 V, esto significa que en el caso de conexión de tensiones fase-Tierra se pueden evaluar tensiones fase-fase de hasta√3 · 170 V = 294 V, y en el segundo caso hasta 170 V.

Si por parte de la instalación solamente está disponible un transformado de medida de tensión, entonces el cableado se realiza de acuerdo con uno de los ejemplos para conexión monofásica. En este caso se deberá haber comunicado al equipo mediante el parámetro 240 CONEX.TT 1 fase en los Datos de planta, qué tensión prima-ria está conectada a qué entrada.

Variantes de conex-ión de la tensión para 7SJ64

En el anexo A.3 están representadas las posibles variantes de conexión para los transformadores de medida de tensión.

En la conexión normal no se utiliza la 4ª entrada de medida de tensión, y en conse-cuencia deberá estar ajustar la dirección 213 CONEX.TT 3fases = U1E, U2E, U3E. El factor dirección 206 Uf/Uen Transfor deberá estar ajustado sin embargo a 1,73 (se utiliza internamente para la conversión de valores de medición y de inter-ferencia).

Igualmente se indica un ejemplo para la conexión adicional de un arrollamiento e-n del conjunto de transformadores de medida de tensión. Es preciso que esté ajustada la dirección 213 CONEX.TT 3fases = U1E,U2E,U3E,UE. El factor dirección 206 Uf/Uen Transfor depende de la relación de transformación del arrollamiento e-n. Para las instrucciones véase el capítulo 2.1.3.2 bajo „Relación de transformación “.

En otra figura está conectado el arrollamiento e-n del conjunto de transformadores de medida de tensión, pero aquí desde un grupo de transformadores de medida central de las barras colectoras. Se aplican las mismas consideraciones que en el párrafo an-terior.

Otra figura muestra un ejemplo para la conexión adicional de otra tensión, en este caso la tensión de barras colectoras (para la función de sincronización). Para la función de sincronización debe estar ajustada la dirección 213 = U1E,U2E,U3E,USY. El FACTOR U1/U2, dirección 6X21, sólo es distinto a 1, si el transformador de la salida de línea y el transformador de las barras colectoras tienen diferente relación de transformación. El factor dirección 206 Uf/Uen Transfor debe ser 1.73 (se utiliza internamente para la conversión de valores de medición y de avería).

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El equipo también se puede alimentar con 2 tensiones fase - fase y la tensión de desplazamiento Uen. Aquí es preciso que esté ajustada la dirección 213 CONEX.TT 3 fases = U12, U23, UE. Con este último ajuste también se pueden alimentar sola-mente 2 tensiones encadenadas o sólo la tensión de desplazamiento Uen.

Dado que las entradas de tensión del equipo 7SJ64 tienen un rango de trabajo de 0 a 200 V, esto significa que al conectar al equipo tensiones fase-Tierra, las tensiones fase-fase se pueden evaluar hasta √3 · 200 V = 346 V, y en el caso de conexión de tensiones fase-fase, hasta 200 V.

Si por parte de la instalación se dispone de sólo un transformador de medida de ten-sión, entonces el cableado se efectúa de acuerdo con uno de los ejemplos para con-exión monofásica. En este caso hay que comunicarle al equipo mediante el parámetro 240 CONEX.TT 1 fase en los Datos de planta, qué tensión primaria está conectada a qué entrada.

En el 7SJ64 se interpreta por principio como tensión a sincronizar, en el caso de con-exión monofásica del transformador de medida de tensión, la tensión aplicada a la entrada de tensión U4.

Entradas y salidas binarias para 7SJ62/63/64

Las posibilidades de configuración de las entradas y salidas binarias, o sea la forma de proceder para la adaptación individual a la instalación, se explican en la de-scripción del sistema SIPROTEC® 4. De acuerdo con esto se establecen las conex-iones del lado de la instalación. Los preajustes a la entrega del equipo se encuentran en el Anexo A.5. Compruebe también que las etiquetas de rotulación en el frente se corresponden con las funciones de aviso configuradas.

Conmutación de los grupos de ajuste

Si se ha de efectuar la conmutación de los grupos de ajuste por medio de entradas binarias, se deberá tener en cuenta lo siguiente:• Para el control de 4 posibles grupos de ajuste se deberán facilitar 2 entradas bina-

rias. Éstas están designadas por ">Par.selec.1" y ">Par.selec.2" y deben estar configuradas para 2 entradas binarias físicas y controlables por éstas.

• Para el control de 2 grupos de ajuste basta con una entrada binaria, concretamente ">Par.selec.1", dado que la entrada binaria ">Par.selec.2" que no está configurada no se considera entonces como excitada.

• Las señales de control deben estar presentes permanentemente para que el grupo de ajuste seleccionado esté y se mantenga activo.

La correspondencia entre las entradas binarias y los grupos de ajuste A al D se indican en la tabla siguiente, mientras que la figura siguiente muestra un ejemplo de conexión simplificado. En el ejemplo se presupone que las entradas binarias están configuradas en conexión de corriente de trabajo, es decir activas en caso de tensión (H activas).

Aquí significa:

no = no activado

sí = activado

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Tabla 3-1 Elección del parámetro (conmutación de los grupos de ajuste) a través de en-tradas binarias

Figura 3-1 Esquema de conexiones (Ejemplo) para la conmutación de grupos de ajuste a través de entradas binarias

Supervisión del cir-cuito de disparo para 7SJ62/63/64

Debe tener en cuenta que están conectadas en serie 2 entradas binarias ó 1 entrada binaria y una resistencia equivalente R. El umbral de conmutación de las entradas bi-narias debe quedar por lo tanto claramente por debajo de la mitad del valor nominal de la tensión continua de control.

En caso de utilizar dos entradas binarias para la supervisión del circuito de disparo, es preciso que las entradas para la supervisión del circuito de disparo estén exentas de potencial, es decir no radicadas.

En caso de utilizar una entrada binaria se deberá intercalar una resistencia equiva-lente R (véase la figura siguiente). Esta resistencia R se intercala en el circuito del segundo contacto auxiliar del interruptor de potencia (AUX 2) para poder reconocer una avería incluso cuando el contacto auxiliar del interruptor de potencia 1 (AUX 1) esté abierto y el relé de disparo ya esté en reposición. El valor de la resistencia se deberá dimensionar de tal manera que estando abierto el interruptor de potencia (por lo tanto está abierto AUX1 y está cerrado AUX2), la bobina del interruptor de potencia (IP) ya no se excite, y al estar abierto al mismo tiempo el relé de mando, se excite todavía la entrada binaria (EB1).

La entrada binaria indica activo>Elección

parámetro1>Parámetro. Selección2

no no Grupo Así no Grupo Bno sí Grupo Csí sí Grupo D

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Figura 3-2 Principio de la supervisión del circuito de disparo con una entrada binaria

De ahí resulta para el dimensionado un valor límite superior Rmáx y un valor límite in-ferior Rmín, de entre los cuales se debería elegir como valor óptimo la media aritmética R:

Para asegurar la tensión mínima para la activación de la entrada binaria se obtiene para Rmáx:

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Para que no permanezca excitada la bobina del interruptor de potencia para el caso antes citado, se obtiene para Rmín:

Si el cálculo da que Rmax < Rmín, entonces es preciso repetir el cálculo con el umbral de conmutación UEB mín inmediato inferior, realizando en el equipo este umbral medi-ante puente(s) (véase el capítulo "Adaptación del Hardware").

Para el consumo de potencia de resistencia se aplica:

IBE (HIGH) Intensidad de corriente constante estando activada la EB (= 1,8 mA)UEB mín Tensión de activación mínima para BE (= 19 V en el caso de la configu-

ración de suministro para tensiones nominales 24/48/60 V; 88 V en el caso de configuración de suministro para tensiones nominales 110/125/220/250 V)

UST Tensión de mando para el circuito de disparoRLSS resistencia óhmica de la bobina del interruptor de potencia ULSS (LOW) tensión máxima en la bobina del interruptor de potencia que no produce

disparo

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Ejemplo:

Se elige el valor normalizado más próximo 39 kΩ; para el cual rige la potencia:

IEB (HIGH) 1,8 mA (de SIPROTEC® 4 7SJ62/63/64)UEB mín 19 V en el caso de configuración de suministro para tensiones nominal-

es 24/48/60 V (del equipo7SJ62/63/64) 88 V en el caso de configuración de suministro para tensiones nominales 110/125/220/250 V (del equipo 7SJ62/63/64)

UST 110 V (de la instalación / del circuito de disparo)RLSS 500 Ω (de la instalación / del circuito de disparo)ULSS (LOW) 2 V (de la instalación / del circuito de disparo)

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3.1.2 Adaptación de hardware


Puede llegar a ser necesaria la adaptación posterior del hardware a las condiciones de la instalación, por ejemplo con respecto a la tensión de mando para las entradas binarias o para la terminación de los interfaces aptos para bus. Si se efectúan adap-taciones es preciso tener en cuenta en todo caso las indicaciones siguientes que figuran en este capítulo.

Dado que la configuración constructiva de los módulos es algo diferente en los distin-tos equipos, las indicaciones detalladas relativas a la adaptación de hardware se indican por separado para cada uno de los equipos 7SJ62, 7SJ63 y 7SJ64.

Tensión auxiliar Hay diversas gamas de tensión de entrada para la tensión auxiliar (véanse los datos del pedido en el Anexo A.1). Las versiones para DC 60/110/125V y DC 110/125/220V, AC 115/230V se pueden convertir unas en otras modificando los puentes enchufa-bles. La correspondencia entre estos puentes y las gamas de tensión nominal así como su disposición física en la tarjeta de circuitos se describen en los capítulos sigu-ientes, por separado, respectivamente, para los equipos 7SJ62, 7SJ63 y 7SJ64. Además se indican la posición y los datos del fusible rápido y de la batería tampón. Cuando se suministra el equipo, todos los puentes están colocados correctamente de acuerdo con las indicaciones que figuran en la placa de características y no es nece-sario modificarlos.

Contacto activo Los contactos activos de los equipos7SJ62/63/64 están realizados como conmutado-res. En los equipos 7SJ63 y 7SJ64 se pueden aplicar de éste opcionalmente el abridor o el cerrador a dos conexiones del equipo, a través de un puente enchufable (X40). La correspondencia entre el puente enchufable y la clase de contacto y la dis-posición física del puente se describe en los capítulos siguientes para los equipos 7SJ63 y 7SJ64.

Intensidades nominales

Los transformadores de entrada del equipo están ajustados a una intensidad nominal de 1 A ó 5 A mediante conmutación de la carga. La posición de los puentes enchufa-bles se ha efectuado en fábrica de acuerdo con las indicaciones que figuran en la placa de características. La correspondencia de los puentes enchufables con la inten-sidad nominal y la disposición física de los puentes se describe en los capítulos sigu-ientes por separado para los equipos 7SJ62, 7SJ63 y 7SJ64.

Los puentes X61, X62 y X63 para las tres corrientes de fase y además el puente común X60 tienen que estar siempre ajustados uniformemente para una intensidad nominal.

El puente X64 para la vía a tierra está ajustado a 1 A ó 5 A en las versiones con trans-formador normal 1/5 A, con independencia de las restantes posiciones de los puentes, según la variante de pedido.

En las versiones con entrada de corriente a tierra sensible para la gama de ajuste 0,001 a 1,500 A, desaparece el puente X64.

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Nota

Si excepcionalmente se fuese a realizar una modificación, no se debe olvidar comu-nicarle al equipo esta modificación también a través de los parámetros 205 Inom Secun.Equi /218 IEN-Trafo Secu en los datos de la instalación (véase el capítulo 2.1.3.2).

Tensión de mando para las entradas binarias

En estado de suministro, las entradas binarias están ajustadas de tal manera que se presupone como magnitud de mando una tensión del mismo valor que la tensión de alimentación. Si los valores nominales de la tensión de mando del lado de la insta-lación son distintos puede llegar a ser necesario modificar el umbral de conmutación de las entradas binarias.

Para modificar el umbral de conmutación de una entrada binaria hay que cambiar de posición en cada caso un puente. La correspondencia entre los puentes y las entra-das binarias así como su disposición física se describe en los capítulos siguientes por separado, respectivamente, para los equipos 7SJ62, 7SJ63 y 7SJ64.

Nota

Si se utilizan entradas binarias para la supervisión del circuito de disparo, hay que tener en cuenta que hay dos entradas binarias (o una entrada binaria y una resisten-cia equivalente) conectadas en serie. En este caso, el umbral de conmutación debe estar claramente por debajo de la mitad de la tensión de mando nominal.

Clase de contacto para el relé de salida

Los módulos de entrada/salida pueden contener relés cuyo contacto se puede ajustar opcionalmente como cerrado o como abierto. Para esto se debe cambiar la posición de un puente. En los capítulos siguientes se describe por separado para qué relés de qué módulos es aplicable esto, para los equipos 7SJ62, 7SJ63 y 7SJ64.

Sustitución de in-terfaces

Los interfaces serie únicamente se pueden sustituir en los equipos para empotrar en panel de mandos y armario así como en los equipos para montaje superpuesto con o sin unidad de maniobra independiente. En los capítulos siguientes y bajo el subtítulo „Sustitución de módulos de interfaz“ podrá comprobar de qué interfaces se trata y cómo se pueden sustituir.

Resistencia Final de interfaces aptos para bus

Para conseguir una transmisión segura de datos es preciso terminar el bus RS485 o Profibus en el último equipo respectivo conectado al bus (Conectar resistencias de terminación). Para esto se han previsto en la tarjeta de circuitos del módulo del proc-esador CPU y en el módulo de interfaz RS485 o Profibus, resistencias de terminación que se pueden conectar mediante puentes enchufables. Para esto sólo se puede uti-lizar una de las posibilidades. La disposición física de los puentes sobre la tarjeta de circuitos del respectivo módulo del procesador CPU se describe en los capítulos sigu-ientes bajo el subtítulo „Módulo del procesador CPU“ y en los módulos de interfaz bajo el subtítulo „RS485/RS232“ y „Profibus (FMS/DP) DNP3.0/Modbus“. Ambos puentes deben estar siempre enchufados iguales.

En el estado de suministro del equipo, la resistencia final está desconectada.

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Piezas de repuesto Pueden ser piezas de repuesto la batería tampón, que en caso de fallo de la tensión de alimentación mantiene los datos registrados en la memoria RAM asistido por ba-tería, así como el fusible rápido de la alimentación de corriente interna. Su disposición física se deduce respectivamente de las figuras de los módulos del procesador. Los datos del fusible van impresos en el módulo, al lado del fusible. Al efectuar la sustituci-ón es preciso tener en cuenta las indicaciones que figuran en la descripción del sistema SIPROTEC® 4 bajo “Medidas de mantenimiento“ y “Reparación“.

3.1.2.2 Desmontaje

Trabajos en las tarjetas de circuitos

Nota

Los pasos siguientes presuponen que el equipo no se encuentra en estado de fun-cionamiento.

CuidadoPrecaución al modificar los elementos de las tarjetas de circuitos que afecten a las características nominales del equipo

En consecuencia ya no coincidirán con el equipo la designación de pedido (MLFB) ni los datos nominales que figuran en la placa de características.

Si en un caso excepcional fuera necesario realizar tal modificación, es imprescindible señalar este hecho de manera clara y llamativa en el equipo. Para ello se dispone de placas adhesivas que pueden utilizarse como placa de características adicional.

Cuando se realicen trabajos en las tarjetas de circuitos, tales como comprobación o cambio de posición de elementos de conmutación o sustitución de módulos, se deberá proceder en la forma siguiente:• Preparar el puesto de trabajo: Preparar una base adecuada para componentes con

riesgo electrostático (EGB). Además se necesitan las siguientes herramientas: – un destornillador con una anchura de hoja de 5 a 6 mm,

– un destornillador para ranura en cruz Pz tamaño 1,

– una llave de paso con entrecara de 5 mm.

• En la cara posterior, desatornillar los bulones roscados de los conectores hembra DSUB en los puestos "A" y "C" (7SJ64). Esta actividad se omite en la variante de equipo para montaje sobre el panel de mandos.

• Si el equipo dispone de otros interfaces además de los interfaces en los puestos "A" y "C", en los puestos "B" y "D", entonces hay que soltar los tornillos situados respectivamente en diagonal. Esta actividad se omite en la variante de equipo para montaje sobre panel de mandos.

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• Quitar los tapones en la tapa frontal del equipo y soltar los tornillos que quedan en-tonces accesibles.

• Retirar la tapa frontal y abatirla cuidadosamente hacia un lado. En la variante del equipo con unidad de maniobra independiente, se puede extraer la tapa frontal del equipo directamente después de soltar los tornillos.

Trabajos en los conectores de enchufe

CuidadoPrecaución por descargas electrostáticas

La no observancia puede tener como consecuencia lesiones físicas leves o daños materiales.

Se deben evitar a toda costa las descargas electrostáticas cuando se realicen traba-jos en conectores de enchufe, tocando previamente partes metálicas puestas a tierra.

Las conexiones de interfaz no se deben enchufar o extraer estando bajo tensión!

Para ello es preciso tener en cuenta lo siguiente:• El conector de enchufe del cable plano entre el módulo procesador CPU (Nº 1 en

las figuras 3-3 a 3-8) y la tapa frontal, se debe soltar en ésta. Para ello separar los bloqueos en la parte superior e inferior en el conector de enchufe de manera que se expulse el conector de enchufe del cable de banda plana. Esta actividad se omite en la variante de equipo con o sin unidad de maniobra independiente. Para ello es preciso soltar el conector de enchufe de 7 polos X16 del módulo procesador CPU (Nº 1), detrás del conector hembra DSUB así como el conector de enchufe del cable de banda plana que conduce al conector de enchufe de 68 polos en la cara posterior del equipo.

• Soltar el conector de enchufe del cable de banda plana entre el módulo procesador CPU (Nº 1) y los módulos de entrada/salida I/O (Nº 2), (Nº 3) y (Nº 4).

• Extraer los módulos y colocarlos sobre una base adecuada para módulos con riesgo electrostático (EGB). En la variante del equipo para montaje sobre panel de mandos hay que tener en cuenta que al sacar el módulo del procesador CPU es necesario aplicar una cierta fuerza debido a los conectores de enchufe existentes.

• Comprobar los puentes según las figuras 3-9 a 3-20 y las explicaciones siguientes, y eventualmente modificarlos o quitarlos.

La disposición de los módulos para los distintos tipos de equipos y tamaños de basti-dor se deduce de las figuras 3-3 a 3-8.

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Disposición de los módulos en 7SJ62

La disposición de los módulos para el equipo 7SJ62 se deduce de la figura siguiente.

Figura 3-3 Vista frontal 7SJ62 después de retirar la tapa frontal (simplificada y reducida)

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Disposición de los módulos en el equipo 7SJ63

La disposición de los módulos para el equipo 7SJ63 tamaños de bastidor 1/2 se deduce de la siguiente figura y para los tamaños de bastidor 1/1 de la figura que sigue a continuación.

Figura 3-4 Vista frontal 7SJ63 tamaño del bastidor 1/2 después de retirar la tapa frontal (simplificada y reducida)

Figura 3-5 Vista frontal del 7SJ635 y 7SJ636 tamaño del bastidor 1/1 después de retirar la tapa frontal (simplificada y reducida)

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Disposición de los módulos en el equipo 7SJ64

La disposición de los módulos para el equipo 7SJ64 en bastidor 1/3 se deduce de la figura siguiente, y para los tamaños de bastidor 1/2 así como 1/1 de las figuras subsigu-ientes.

Figura 3-6 Vista frontal del bastidor tamaño1/3 después de retirar la tapa frontal (simplificada y reducida)

Figura 3-7 Vista frontal del 7SJ64, tamaño del bastidor 1/2 después de retirar la tapa frontal (simplificada y reducida)

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Figura 3-8 Vista frontal del 7SJ64, tamaño del bastidor 1/1 después de retirar la tapa frontal (simplificada y reducida)

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3.1.2.3 Elementos de conmutación sobre las tarjetas de circuitos del equipo 7SJ62

Módulo del proce-sador A-CPU para 7SJ62.../DD

Existen dos versiones en producción diferentes del módulo del procesador A–CPU. Para los equipos con estado de desarrollo 7SJ6*.../DD, se muestra la disposición de la tarjeta de circuitos del módulo del procesador A–CPU en la figura siguiente y para los equipos con estado de desarrollo .../EE, en la figura subsiguiente. La posición del fusible rápido (F1) y de la batería tampón (G1) también se deducen de la figura sigu-iente.

Figura 3-9 Módulo del procesador A-CPU para equipos hasta estado de desarrollo /DD con representación de los puentes necesarios para el control de los ajustes

La tensión nominal ajustada de la alimentación de corriente integrada se controla de acuerdo con la tabla 3-2 y las tensiones de mando seleccionadas de las entradas bi-narias EB1 a EB3 según la tabla 3-3.

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Alimentación de corriente

Tabla 3-2 Posición de los puentes de la tensión nominal de la alimentación de corriente integrada en el módulo del procesador A-CPU para 7SJ62.../DD

Tensión de mando EB1 a EB3

Tabla 3-3 Posición de los puentes de las tensiones de mando de las entradas binarias EB1 a EB3 en el módulo del procesador A-CPU para 7SJ62.../DD

1) Configuración en el momento del suministro de equipos con tensiones nominales de aliment-ación DC 24 a 125 V

2) Configuración en el momento del suministro de equipos con tensiones nominales de aliment-ación DC 110 a 220 V y AC 115/230 V

Puente

Tensión nominalDC 60 a 125 V DC 110 a 250 V,

AC 115 V

DC 24/48 V AC 230 V

X51 1-2 2-3Los puentes X51 a X53 no están

colocadosX52 1-2 y 3-4 2-3X53 1-2 2-3

se pueden convertir unos en otros no modificable

Entradas binarias Puente Umbral 19 V 1) Umbral 88 V 2)

EB1 X21 L HEB2 X22 L HEB3 X23 L H

396 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Módulo del proce-sador A-CPU para 7SJ62.../EE

Para los equipos a partir del estado de desarrollo .../EE se muestra la disposición de la tarjeta de circuitos en la figura siguiente. La posición del fusible rápido (F1) y de la batería tampón (G1) también se deducen de la figura siguiente.

Figura 3-10 Módulo procesador A-CPU para equipos hasta estado de desarrollo ../EE con representación de los puentes necesarios para el control de los ajustes

La tensión nominal ajustada de la alimentación de corriente integrada se controla de acuerdo con la tabla 3-4, las tensiones de mando elegidas de las entradas binarias EB1 a EB3 según la tabla 3-5 y la clase de contacto de las salidas binarias SB1 y SB2 según la tabla 3-6.

3977SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1



Tabla 3-4 Posición de los puentes de la tensión nominal de la alimentación de corriente integrada en el módulo del procesador A-CPU para 7SJ62.../EE


Tabla 3-5 Posición de los puentes de las tensiones de mando de las entradas binarias EB1 a EB3 en el módulo del procesador A-CPU para 7SJ62.../EE

1) Configuración de suministro para equipos con tensiones nominales de alimentación DC 24 a 125 V

2) Configuración de suministro para equipos con tensiones nominales DC 110 a 220 V y AC 115/230 V

Clase de contacto para relé de salida SB1 y SB2

Tabla 3-6 Posición de los puentes para la clase de contacto de los relés SB1 y SB2 en el módulo del procesador A-CPU para 7SJ62.../EE

Puente Tensión nominal DC 24/48 V DC 60 a 125 V DC 110 a 250 V,

AC 115 a 230 VX51 sin ocupar 1-2 2-3X52 sin ocupar 1-2 y 3-4 2-3X53 sin ocupar 1-2 2-3

no modificable se pueden convertir unos en otros


EB1 X21 L HEB2 X22 L HEB3 X23 L H

para puente Posición de reposo abierta (cerrador)

Posición de reposo cerrada (abridor)

Posición al sum-inistro

SB1 X41 1-2 2-3 1-2SB2 X42 1-2 2-3 1-2

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Módulo de entra-da/salida A-I/O-2 para 7SJ62

La disposición de la tarjeta de circuitos para el módulo de entrada/salida A-I/O-2 está representada en la figura siguiente. Aquí se controlan las intensidades nominales ajustadas de los transformadores de corriente de entrada y las tensiones de mando elegidas de las entradas binarias EB4 a EB11.

Figura 3-11 Módulo de entrada/salida A-I/O-2 con representación de los puentes necesari-os para el control de los ajustes

Los puentes X60 a X63 han de estar ajustados uniformemente para una intensidad de corriente nominal, es decir un puente (X61 a X63) para cada uno de los transfor-madores de entrada, y adicionalmente el puente común X60. El puente X64 determi-na la intensidad de corriente nominal para la entrada IE y por lo tanto puede tener un ajuste que difiera de las corrientes de las fases. En la versión con entrada de corriente con derivación a tierra sensible desaparece el puente X64.

3997SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Tensión de mando de EB4 a EB11

Tabla 3-7 Posición de los puentes de las Tensiones de mando de las entradas binarias EB4 a EB11 en el módulo de entrada/salida A-I/O-2

1) Configuración en el memento del suministro de equipos con tensiones nominales de aliment-ación DC 24 a 125 V

2) Configuración en el memento del suministro de equipos con tensiones nominales de aliment-ación DC 110 a 220 V y AC 115/230 V


EB4 X21 L HEB5 X22 L HEB6 X23 L HEB7 X24 L HEB8 X25 L HEB9 X26 L H

EB10 X27 L HEB11 X28 L H

400 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


3.1.2.4 Elementos de conmutación en las tarjetas de circuitos del equipo 7SJ63

Módulo del proce-sador B-CPU para 7SJ63.../DD

Existen dos estados de producción distintos del módulo del procesador B–CPU, los cuales se diferencian por la disposición y ajuste de los puentes. En la figura siguiente se muestra la representación de la tarjeta de circuitos para el módulo del procesador B–CPU hasta el estado de desarrollo .../DD. La posición del fusible rápido (F1) y de la batería tampón (G1) se deducen igualmente de las figuras siguientes.

Figura 3-12 Módulo del procesador B-CPU para equipos hasta el estado de desarrollo .../DD con indicación de los puentes necesarios para el control de los ajustes

Para equipos hasta el nivel de desarrollo 7SJ63.../DD, se controlan los puentes para la tensión nominal ajustada de la fuente de alimentación de corriente integrada de acuerdo con la tabla 3-8, la posición de reposo del contacto activo según la tabla 3-9 y las tensiones de mando elegidas de las entradas binarias EB1 a EB7 según la tabla 3-10.

4017SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1



En la versión 7SJ63.../DD no hay alimentación de tensión alterna a 230 V

Tabla 3-8 Posición de los puentes de la tensión nominal de la Alimentación de corriente integrada en el módulo del procesador B-CPU para 7SJ63.../DD

Contacto activo Tabla 3-9 Posición de los puentes de la posición de reposo de Triángulo de contacto activo en el módulo del procesador B-CPU para equipos 7SJ63.../DD

Tensión de mando de las EB1 a EB7

Tabla 3-10 Posición de los puentes de las Tensiones de mando de las entradas binarias EB1 a EB7 en el módulo del procesador B-CPU para 7SJ63.../DD


2) Posición en el momento del suministro de equipos con tensiones nominales de alimentación DC 110 a 220 V y AC 115

Puente Tensión nominal DC 60 a 125 V DC 110 a 250 V, AC 115 V DC 24/48 V

X51 1-2 2-3 Los puentes X51 a X53 no están colocadosX52 1-2 y 3-4 2-3

X53 1-2 2-3se pueden convertir unos en otros no modificable

Puente Posición de reposo abierta

Posición de reposo cerrada Posición al sum-inistro

X40 1-2 2-3 2-3


EB1 X21 L HEB2 X22 L HEB3 X23 L HEB4 X24 L HEB5 X25 L HEB6 X26 L HEB7 X27 L H

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Módulo del proce-sador B-CPU para 7SJ63.../EE

Para los equipos a partir del estado de desarrollo .../EE se muestra la disposición de la tarjeta de circuitos en la figura siguiente. La posición del fusible rápido (F1) y de la batería tampón (G1) también se deducen de la figura siguiente.

Figura 3-13 Módulo del procesador B-CPU para equipos a partir del estado de desarrollo .../EE con representación de los puentes necesarios para el control de los ajustes.

Para equipos hasta el nivel de desarrollo 7SJ63.../EE, se controlan los puentes para la tensión nominal ajustada de la limitación de corriente integrada de acuerdo con la tabla 3-11, la posición de reposo del contacto activo según la tabla 3-12 y las ten-siones de mando elegidas de las entradas binarias EB1 a EB7 según la tabla 3-13.

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Tabla 3-11 Posición de los puentes de la tensión nominal de la alimentación de corriente integrada en el módulo del procesador B-CPU para 7SJ63.../EE

Contacto activo Tabla 3-12 Posición de los puentes de la posición de reposo del contacto activo en el módulo del procesador B-CPU para equipos 7SJ63.../EE


Tabla 3-13 Posición de los puentes de las tensiones de mando de las entradas binarias EB1 a EB7 en el módulo del procesador B-CPU para 7SJ63.../EE


2) Configuración en el momento del suministro de equipos con tensiones nominales de aliment-ación DC 220/250 V y AC 115/230 V

Puentes Tensión nominalDC 60/110/125 V DC 220/250 V

AC 115/230 V

DC 24/48 V

X51 1-2 2-3 1-2X52 1-2 y 3-4 2-3 sin colocarX53 1-2 2-3 sin colocar

se pueden transformar unos en otros no modificables



X40 1-2 2-3 2-3


EB1 X21 L HEB2 X22 L HEB3 X23 L HEB4 X24 L HEB5 X25 L HEB6 X26 L H

EBE7 X27 L H

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Módulo de entra-da/salida B-I/O-1 (7SJ63)

La disposición de la tarjeta de circuitos para el módulo de entrada/salida B-I/O-1 está representado en la figura siguiente.

Figura 3-14 Módulo de entrada/salida B-I/O-1 con indicación de los puentes necesarios para el control de los ajustes

Las intensidades de corriente nominales ajustadas de los transformadores de entrada de intensidad y las tensiones de mando elegidas de las entradas binarias EB21 a EB24 se controlan de acuerdo con la tabla 3-14. Todos los puentes deben estar ajus-tados uniformemente para una intensidad nominal, es decir, un puente (X61 hasta X64) para cada transformador de entrada y adicionalmente el puente común X60. El puente X64 determina la intensidad nominal para la entrada IE y por lo tanto puede tener un ajuste diferente al de las intensidades de fase. En la versión con entrada de corriente a tierra sensible desaparece el puente X64.

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Tabla 3-14 Posición de los puentes de las tensiones de mando de las entradas binarias EB21 a EB24 en el módulo de entrada/salida B-I/O-1



Dirección del bus Los puentes X71, X72 y X73 en el módulo de entrada/salida B-I/O-1 Dirección del bus y no se deben cambiar de posición. La tabla siguiente muestra las posiciones de unos puentes en la configuración de suministro.

Tabla 3-15 Posición de los puentes del módulo de entrada/salida B-I/O-1


EB21 X21 L HEB22 X22 L HEB23 X23 L HEB24 X24 L H

Puente Tamaño del bastidor 1/2 y 1/1X71 LX72 HX73 L

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La disposición de la tarjeta de circuitos para el módulo de entrada/salida B–I/O–2 está representada en la figura 3-15.

Figura 3-15 Módulo de entrada/salida B-I/O-2 con representación de los puentes necesari-os para el control de los ajustes

Las tensiones de mando seleccionadas de las entradas binarias EB8 a EB20 y EB25 a EB37 se controlan de acuerdo con la tabla 3-16.

La correspondencia entre las entradas binarias y el lugar de instalación del módulo se deduce de las figuras 3-4 y 3-5.

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Tensiones de mando de las EB8 a EB20 y EB25 a EB37

Tabla 3-16 Posición de los puentes de las tensiones de mando de las entradas binarias EB8 a EB20 y EB25 a EB37 en el módulo de entrada/salida B-I/O-2



Dirección del bus Los puentes X71, X72 y X73 en el módulo de entrada/salida B-I/O-1 y B-I/O-2 sirven para ajustar la Dirección del bus y no se deben cambiar de posición. La tabla sigu-iente muestra las posiciones de los puentes en la configuración de suministro.

Tabla 3-17 Posición de los puentes del módulo de entrada/salida B-I/O-2


EB8 EB25 X21 1-2 2-3EB9 EB26 X22 1-2 2-3

EB10 EB27 X23 1-2 2-3EB11 EB28 X24 1-2 2-3EB12 EB29 X25 1-2 2-3EB13 EB30 X26 1-2 2-3EB14 EB31 X27 1-2 2-3EB15 EB32 X28 1-2 2-3EB16 EB33 X29 1-2 2-3EB17 EB34 X30 1-2 2-3EB18 EB35 X31 1-2 2-3EB19 EB36 X32 1-2 2-3EB20 EB37 X33 1-2 2-3

Puente Tamaño del bastidor 1/2 Tamaño del bastidor <1/1Puesto de instalación

33Puesto de instalación

5X71 2-3 1-2 1-2X72 1-2 2-3 1-2X73 1-2 2-3 2-3

408 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


3.1.2.5 Elementos de conmutación en las tarjetas de circuitos del equipo 7SJ64

Módulo del proce-sador C-CPU-2 (7SJ64)

En la figura siguiente se muestra la disposición de la tarjeta de circuitos para el módulo del procesador C–CPU–2. La posición y datos del fusible rápido (F1) y de la batería tampón (G1) se deducen asimismo de la figura siguiente.

Figura 3-16 Módulo del procesador C-CPU-2 para equipos con representación de los puentes necesarios para el control de los ajustes.

La intensidad nominal ajustada de la alimentación de corriente integrada se controla de acuerdo con la tabla 3-18, la posición de reposo del contacto activo según la tabla 3-19, las tensiones de mando elegidas de las entradas binarias EB1 a EB5 según la tabla 3-20 y el interfaz integrado RS232/RS485 según la tabla 3-21 a 3-23.

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Tabla 3-18 Posición de los puentes de la tensión nominal de la Alimentación de corriente integrada en el módulo del procesador C-CPU-2

1) AC 230 V posible únicamente a partir del nivel de desarrollo 7SJ64**-.../CC

Contacto activo Tabla 3-19 Posición de los puentes de la posición de reposo del contacto activo en el módulo del procesador C-CPU-2


Tabla 3-20 Posición de los puentes de las tensiones de mando de las entradas binarias EB1 a EB5 en el módulo del procesador C-CPU-2


2) Configuración en el momento del suministro de equipos con tensiones nominales de aliment-ación DC 110 a 250 V y AC 115 V o AC 115 a 230 V

3) utilizar sólo para tensiones de mando DC 220 o 250 V<

Puente Tensión nominal DC 24/48 V DC 60 a 125 V DC 110 a 250 V,

AC 115 a 230 V1)

X51 sin ocupar 1-2 2-3X52 sin ocupar 1-2 y 3-4 2-3X53 sin ocupar 1-2 2-3X55 sin ocupar sin ocupar 1-2

no modificable se pueden convertir unos en otros



X40 1-2 2-3 2-3

Entradas binari-as

Puente Umbral 19 V 1) Umbral 88 V 2) Umbral 176 V 3)

EB1 X21 1-2 2-3 3-4EB2 X22 1-2 2-3 3-4EB3 X23 1-2 2-3 3-4EB4 X24 1-2 2-3 3-4EB5 X25 1-2 2-3 3-4

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RS232/RS485 Existe la posibilidad de que el interfaz de servicio (Puerto C) pueda trabajar bien como interfaz RS232 o como RS485, mediante la recolocación de puentes.

Los puentes X105 a X110 deben estar colocados en el mismo sentido!

En la configuración de suministro, los puentes están colocados de acuerdo con la configuración pedida.

Tabla 3-21 Posición de los puentes del interfaz RS232/RS485 integrado, en el módulo del procesador C-CPU-2

En el interfaz RS232 se activa el control del flujo mediante el puente X111, que es im-portante para la comunicación por módem.

CTS (Control del flujo)

Tabla 3-22 Posición del puente de CTS (Control del flujo) en el módulo del procesador C-CPU-2

1) Configuración al suministro

Posición del puente 2-3: La conexión por módem se efectúa en la instalación, por lo general, mediante el acoplador en estrella o el convertidor de fibra óptica, con lo cual no están disponibles las señales de control del módem según RS232 Norma DIN 66020. La señales de módem no son necesarias porque la conexión a los equipos SIPROTEC ®4 siempre funcionan en el modo semidúplex. Debe utilizarse el cable de conexión con el código de pedido 7XV5100-4.

En caso de utilizarse las Thermoboxes en modo semidúplex, se necesita también la posición de puente 2-3.

Posición de puente 1-2: Con este ajuste se facilitan las señales de módem, es decir para la conexión directa RS232 entre el equipo SIPROTEC ® 4 y el módem se puede elegir opcionalmente también este ajuste. Para esto se recomienda utilizar cables de conexión de módem RS232 (Convertidor 9 polos a 25 polos).

Nota

En el caso de conexión DIGSI directa al interfaz RS232 es preciso que el puente X111 esté colocado en la posición 2-3.

Los últimos equipos respectivos en un bus RS485 se deberán configurar por medio de los puentes X103 y X104 si no se efectúa una terminación exterior a través de re-sistencias.

Puente RS232 RS485X103 y X104 1-2 1-2X105 a X110 1-2 2-3

Puente /CTS del interfaz RS232 /CTS activado por /RTSX111 1-2 2-3 1)

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Resistencias de ter-minación

Tabla 3-23 Posición de los puentes de las resistencias de terminación del interfaz RS485 en el módulo del procesador C-CPU-2

Nota: Los dos puentes han de estar colocados siempre iguales!

El puente X90 actualmente no cumple ninguna función. La configuración de suminis-tro es 1-2.

La realización de las resistencias de terminación también puede efectuarse externa-mente (p. ej. en el módulo de conexión). En este caso es preciso que estén desconectadas las resistencias de terminación situadas en el módulo de interfaz RS485 o Profibus o directamente sobre la tarjeta de circuitos del módulo del procesa-dor C-CPU-2 del7SJ64.

Figura 3-17 Terminación del interfaz RS485 (externo)

Puente Resistencia de termi-nación conectada

Resistencia de termi-nación desconectada

Configuración de suministro

X103 2-3 1-2 1-2X104 2-3 1-2 1-2

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Módulo de entra-da/salida C-I/O-11 (7SJ64)

Figura 3-18 Módulo de entrada/salida C-I/O-11 con indicación de los puentes necesarios para el control de los ajustes

Las intensidades de corriente nominales ajustadas de los transformadores de entrada de intensidad se controlan en el módulo de entrada/salida C-I/O-11. Los puentes X60 a X63 deben estar ajustados uniformemente para una intensidad nominal, es decir, un puente (X61 a X63) para cada uno de los transformadores de entrada de las cor-rientes de fase y adicionalmente el puente común X60. El puente X64 determina la intensidad nominal para la entrada IE y por lo tanto puede tener un ajuste diferente al de las intensidades de fase. En la versión con entrada de corriente a tierra sensible se omite el puente X64.

En las entradas de corriente a tierra normales, el puente X65 está en la posición „IE“ y en las entradas de corriente a tierra sensibles está colocado en la posición „IEE“.

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Tensión de mando de las EB 6 y EB7

Tabla 3-24 Posición de los puentes de las tensiones de mando de las entradas binarias EB6 y EB7 en el módulo de entrada/salida C-I/O-11



3) utilizar únicamente para tensiones de mando DC 220 V o 250 V

Los puentes X71, X72 y X73 en el módulo de entrada/salida C-I/O-11 sirven para ajustar la dirección del bus y no se deben cambiar de posición. La siguiente tabla muestra las posiciones de los puentes en la configuración de suministro.

Lugares de instalación:

tamaño de bastidor 1/3 pos. nº 2 en la figura 3-6, lugar 19

para tamaño de bastidor 1/2 pos. nº 2 en la figura 3-7, lugar 33

para tamaño de bastidor 1/1 pos. Nº 2 en la figura 3-8, lugar 33 a la derecha

Dirección del bus Tabla 3-25 Posición de los puentes de las direcciones del bus del módulo de entrada/sal-ida C-I/O-11 en el 7SJ64

Entradas binari-as


EB6 X21 L M HEB7 X22 L M H

Puente Configuración de suministro

X71 1-2 (H)X72 1-2 (H)X73 2-3 (L)

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La disposición de la tarjeta de circuitos para el módulo de entrada/salida B-I/O-2 está representado en la figura 3-19.

Figura 3-19 Módulo de entrada/salida B-I/O-2 con indicación de los puentes necesarios para el control de los ajustes

Las tensiones de mando seleccionadas de las entradas binarias EB8 a EB20 (para tamaño de bastidor 1/2) se controlan según la tabla 3-26 y las entradas binarias EB8 a EB33 (para tamaño de bastidor 1/1) según la tabla 3-27.

La correspondencia entre las entradas binarias y el lugar de instalación del módulo se deduce de las figuras 3-7 y 3-8.

4157SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Tensión de mando de las EB8 a EB20 para 7SJ642*-

Tabla 3-26 Posición de los puentes de las tensiones de mando de las entradas binarias EB8 a EB20 en el módulo de entrada/salida B- I/O-2 en la versión 7SJ642*-... (Tamaño 1/2)




Tabla 3-27 Posición de los puentes de las tensiones de mando de las entradas binarias EB8 a EB33 en el módulo de entrada/salida B-I/O-2 para la versión 7SJ645*-... (Tamaño 1/1)




Lugar 19EB8 X21 1-2 2-3EB9 X22 1-2 2-3

EB10 X23 1-2 2-3EB11 X24 1-2 2-3EB12 X25 1-2 2-3EB13 X26 1-2 2-3EB14 X27 1-2 2-3EB15 X28 1-2 2-3EB16 X29 1-2 2-3EB17 X30 1-2 2-3EB18 X31 1-2 2-3EB19 X32 1-2 2-3EB20 X33 1-2 2-3


Lugar 33 a la izquierda

Lugar 19 a la derecha

EB8 EB21 X21 1-2 2-3EB9 EB22 X22 1-2 2-3EB10 EB23 X23 1-2 2-3EB11 EB24 X24 1-2 2-3EB12 EB25 X25 1-2 2-3EB13 EB26 X26 1-2 2-3EB14 EB27 X27 1-2 2-3EB15 EB28 X28 1-2 2-3EB16 EB29 X29 1-2 2-3EB17 EB30 X30 1-2 2-3EB18 EB31 X31 1-2 2-3EB19 EB32 X32 1-2 2-3EB20 EB33 X33 1-2 2-3

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Los puentes X71, X72 y X73 en el módulo de entrada/salida B-I/O-2 sirven para ajustar la dirección del bus y no se deben cambiar de posición. En las dos tablas siguientes se muestra la posición de los puentes en la configuración de suministro.

Los lugares de instalación de los módulos se deducen de las figuras 3-7 y 3-8.

Direcciones de los módulos

Tabla 3-28 Posición de los puentes de las direcciones de los módulos del módulo de entrada/salida B-I/O-2 para el tamaño de carcasa 1/2

Tabla 3-29 Posición de los puentes de las direcciones de los módulos del módulo de entrada/salida B-I/O-2 para tamaño de bastidor 1/1

Puente Lugar de instalación Lugar 19

X71 1-2X72 2-3X73 1-2

Puente Lugar de instalaciónLugar 19 a la derecha Lugar 33 a la izquierda

X71 1-2 2-3X72 2-3 1-2X73 1-2 1-2

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Figura 3-20 Módulo de entrada/salida C-I/O-1 con indicación de los puentes necesarios para el control del ajuste

Las tensiones de mando seleccionadas de las entradas binarias EB8 a EB15 se con-trolan según la tabla 3-30 y las posiciones de los puentes para la clase de contacto del relé de salida SB6 según la tabla 3-31.

La correspondencia entre las entradas binarias y el lugar de instalación del módulo se deduce de la figura 3-7.

418 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1



Tabla 3-30 Posición de los puentes de las tensiones de mando de las entradas binarias EB8 a EB15 en el módulo de entrada/salida C- I/O-1 en la versión 7SJ641*-



3) utilizar únicamente para tensiones de mando DC 220 V o 250 V

Clase de contacto En la versión 7SJ641 se pueden modificar los contactos pasando de cerrador a abridor para el relé de salida BA6. La tabla siguiente muestra la posición del puente X40 en función de la Clase de contacto.

Tabla 3-31 Posición del puente para la Clase de contacto del relé SB6 en el módulo de entrada/salida C-I/O-1

Direcciones de los módulos

Los puentes X71, X72 y X73 en el módulo de entrada/salida C-I/O-1 sirven para ajustar la direccion del bus y no se deben cambiar de posición. La tabla siguiente muestra las posiciones de los puentes en la configuración de suministro.

El lugar de instalación del módulo se deduce de la figura 3-7.

Tabla 3-32 Posición de los puentes de las Direcciones de los módulos del módulo de en-trada/salida C-I/O-1 en el 7SJ64

Entradas bina-rias


EB8 X21/X22 L M HEB9 X23/X24 L M HEB10 X25/X26 L M HEB11 X27/X28 L M HEB12 X29/X30 L M HEB13 X31/X32 L M HEB14 X33/X34 L M HEB15 X35/X36 L M H

Puente Posición de reposo abierta (cerrador)

Posición de reposo cerrada (abridor)

Configuración al suministro

X40 1-2 2-3 1-2

Puente Configuración de suministro

X71 HX72 LX73 H

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3.1.2.6 Módulos de interfaces

Sustitución de módulos de interfaz

La figura siguiente muestra la disposición de principio del módulo del procesador CPU con la disposición de los módulos.

Figura 3-21 Módulo del procesador CPU con módulos de interfaz

Los módulos de interfaz están situados respectivamente en el módulo del procesador CPU (nº de referencia 1 en la figura 3-3 a 3-8) de los equipos 7SJ62/63/64.

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Es preciso tener en cuenta:• Solamente puede efectuarse la sustitución de módulos de interfaz en los equipos

para empotrar en panel de mandos y armario así como en los equipos para montaje superpuesto con o sin unidad de maniobra independiente. Los equipos en bastidor para montaje superpuesto con bornas de doble piso solamente se pueden transfor-mar en fábrica.

• Solamente se pueden utilizar módulos de interfaz mediante los cuales el equipo se pueda pedir también de fábrica de acuerdo con la clave de pedidos, véase también el Anexo A.1.

• Es preciso que eventualmente quede asegurada la terminación de los interfaces aptos para el bus de acuerdo con el subtítulo "Terminación".

Tabla 3-33 Módulos de sustitución para interfaces

1) en el 7SJ64 el puerto C / Interfaz de servicio es fijo, es decir, que no se trata de un módulo enchufable

Los códigos de pedido de los módulos de sustitución se encuentran en el Anexo, en el capítulo A.1 Accesorios.

Interfaz RS232 El interfaz RS232 se puede reconfigurar a un interfaz RS485 y viceversa (véanse las figuras 3-22 y 3-23).

La figura 3-21 muestra una vista de la tarjeta de circuitos de la C-CPU con la dispos-ición de los módulos.

La figura siguiente muestra el emplazamiento de los puentes de enchufe del interfaz RS232 en el módulo de interfaz.

Interfaz Lugar de instalación / Puerto

Módulo de sustitución

Interfaz de sistema (7SJ62/63/64)

B

RS232RS485fibra óptica 820 nmProfibus FMS RS485Profibus FMS doble anillo Profibus FMS anillo simple Profibus DP RS485Profibus DP doble anilloModbus RS485Modbus 820 nmDNP 3.0 RS485DNP 3.0 820 nmIEC 61850 Ethernet eléctrico

DIGSI® /Interfaz de Mó-dem/Thermobox (7SJ62/63)

1) C

RS232RS485fibra óptica 820 nm

Interfaz adicional/Thermobox (7SJ64) D

RS485fibra óptica 820 nm

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En los equipos en bastidor para montaje superficial con conexión de fibra óptica, el módulo de fibra óptica está alojado en un bastidor del panel. La activación del módulo de fibra óptica se efectúa a través de un módulo de interfaz RS232 en el correspon-diente puesto de interfaz de la CPU. Para este modo de aplicación, los puentes ench-ufables X12 y X13 en el módulo RS232 están colocados en la posición 2-3.

Figura 3-22 Emplazamiento de los puentes enchufables para la configuración RS232

En este caso no se necesitan resistencias de terminación. Éstas están siempre desconectadas.

Mediante el puente X11 se activa el control de flujo (CTS), que es importante para la comunicación por módem.

Tabla 3-34 Posición de los puentes del CTS (Control de flujo) en el módulo de interfaz

1) Configuración para suministro

Posición del puente 2-3: La conexión por módem se efectúa en la instalación, por lo general, mediante el acoplador en estrella o por convertidor a fibra óptica, con lo cual no están disponibles las señales de control del módem según RS232 Norma DIN 66020. La señales del módem no son necesarias porque la conexión a los equipos SIPROTEC ®4 funciona siempre en el modo semidúplex. Debe utilizarse el cable de conexión con el código de pedido 7XV5100-4.

En caso de utilizarse las Thermoboxes en modo semidúplex, se necesita también la posición de puente 2-3.

Posición de puente 1-2: Con este ajuste se facilitan las señales de módem, es decir para la conexión directa RS232 entre el equipo SIPROTEC ® 4 y el módem se puede elegir opcionalmente también este ajuste. En este caso se recomienda utilizar un cable de comunicación por módem RS232 comercial (convertidor 9 polos a 25 polos).

Nota

En el caso de conexión directa DIGSI al interfaz RS232 es preciso que el puente X11 esté colocado en la posición 2-3.

Puente /CTS del interfaz RS232 para /CTS activado por /RTSX11 1-2 2-31)

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Interfaz RS485 La figura siguiente muestra la posición de los puentes de enchufe del interfaz RS485 en el módulo de interfaz.

El interfaz RS485 se puede reconfigurar según la figura 3-22 en un interfaz RS232 y viceversa.

Figura 3-23 Posición de los puentes enchufables para la configuración como interfaz RS485 incluidas las resistencias de terminación

Profibus (FMS/DP), DNP3.0/Modbus

Figura 3-24 Posición de los puentes enchufables para la configuración de las resistencias de cierre del interfaz Profibus (FMS y DP), DNP 3.0 y Modbus

IEC 61850 Ethernet (EN 100)

El módulo de interfaz para Ethernet no lleva puentes enchufables. Con su aplicación no se necesitan adaptaciones en cuanto a hardware.

Terminación En los interfaces aptos para bus se necesita en el respectivo equipo en el bus una terminación, es decir, que hay que conectar resistencias de terminación. En la familia de equipos 7SJ62/63/64, esto afecta a las variantes con interfaz RS485 o Profibus.

Las resistencias de terminación se encuentran en el módulo de interfaz RS485 o Profibus, que está situado en el módulo del procesador CPU (pos. nº 1 en las figuras 3-3 a 3-8).

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En la configuración de suministro, los puentes están colocados de tal manera que las resistencias de terminación están desconectadas. Es preciso que los dos puentes de un módulo estén siempre enchufados en el mismo sentido.

La realización de las resistencias de terminación también puede efectuarse exterior-mente (por ejemplo en el módulo de conexión), tal como está representado en la figura 3-17. En este caso es preciso que estén desconectadas las resistencias de ter-minación que se encuentran en el módulo de interfaz RS485 o Profibus.

3.1.2.7 Montaje

El montaje del equipo se realiza con las fases siguientes:• Introducir los módulos cuidadosamente en el bastidor. Los lugares de instalación

de los módulos se deducen de las figuras 3-3 a 3-8. En la variante de equipo para montaje sobre panel se recomienda que al enchufar el módulo del procesador CPU se haga presión sobre los angulares metálicos de los módulos para facilitar la in-troducción en los conectores de enchufe.

• Los conectores de enchufe del cable de banda plana se deberán enchufar primero en los módulos de entrada/salida I/O y después en el módulo del procesador CPU. ¡Proceder con precaución para no doblar ninguna espiga de conexión! ¡No aplicar la fuerza!

• Enchufar el conector de enchufe del cable de banda plana entre el módulo del proc-esador CPU y la tapa frontal, sobre el conector de enchufe de la tapa frontal. Esta actividad se omite en la variante de equipo con o sin unidad de maniobra indepen-diente. En cambio es preciso conectar el enchufe del cable de banda plana, que viene del conector de 68 polos de la la parte posterior del equipo, en el conector del módulo del procesador CPU. El conector de 7 polos X16 perteneciente al cable de banda plana debe conectarse detrás del conector hembra DSUB. Es preciso estar pendiente de una posición de enchufe determinada, ya que la conexión está realizada a prueba de inversión de polaridad.

• Comprimir los bloqueos de los conectores de enchufe.• Colocar la tapa frontal y volver a fijarla en el bastidor mediante los tornillos.• Volver a colocar las tapas.• Volver a atornillar firmemente los interfaces en la cara posterior del equipo. Esta ac-

tividad se omite en la variante de equipo para montaje sobre panel de mandos.

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3.1.3 Montaje

3.1.3.1 Montaje empotrado en el panel de mandos

Según la versión, el tamaño del bastidor puede ser 1/3, 1/2 ó 1/1. En el tamaño 1/3 ó 1/2 (Figura 3-25 y Figura 3-26), hay 4 tapas y 4 agujeros de fijación, y en el tamaño 1/1 (Figura 3-27) hay 6 tapas y 6 agujeros de fijación. • Retirar las 4 tapas en las esquinas de la tapa frontal, y en el tamaño 1/1 adicional-

mente las 2 tapas situadas respectivamente en el centro arriba y abajo. De este modo quedan accesibles 4 o 6 agujeros rasgados respectivamente en la escuadra de fijación.

• Introducir el equipo en el hueco del panel de mandos y fijarlo con 4 ó 6 tornillos re-spectivamente. Véanse los dibujos con dimensiones en el capítulo 4.27.

• Volver a colocar las 4 ó 6 tapas respectivamente.• Fijar en la cara posterior del equipo una toma de tierra de protección y de trabajo

robusta de bajo valor óhmico, utilizando por lo menos un tornillo M4. La sección del conductor utilizado para esto debe corresponder con la sección máxima que esté conectada, pero como mínimo será de 2,5 mm2.

• Establecer las conexiones en la cara posterior del equipo, de acuerdo con el es-quema, mediante conexiones de enchufe o atornilladas. En las conexiones atornil-ladas es preciso que cuando se utilicen terminales de cable de horquilla o en el caso de conexión directa, se enrosquen los tornillos antes de introducir los conduc-tores, de tal manera que la cabeza del tornillo quede a haces con el borde exterior del módulo de conexión. Al emplear terminales de cable de anilla, es preciso que el terminal del cable se centre en la cámara de conexión de tal manera que la rosca del tornillo pueda pasar por el agujero del terminal del cable. Es imprescindible ob-servar los datos relativos a secciones máximas, pares de apriete, radios de curvat-ura y descarga de tracción conforme a la descripción del sistema SIPROTEC® 4.

Figura 3-25 Instalación de un 7SJ62 y 7SJ640 (tamaño del bastidor 1/3) empotrado en el panel de mandos, como ejemplo

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Figura 3-26 Instalación de un 7SJ632 y 7SJ641 (tamaño del bastidor 1/2) empotrado en el panel de mandos, como ejemplo

Figura 3-27 Instalación de un 7SJ635 y 7SJ645 empotrado en el panel de mandos (tamaño del bastidor 1/1) como ejemplo

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3.1.3.2 Instalación en bastidor y en armario

Para instalar un equipo en un bastidor o en un armario se necesitan 2 perfiles angu-lares. Los números de pedido figuran en el anexo, en el apartado A.1.

En el tamaño de bastidor 1/3 (Figura 3-28) y 1/2 (Figura 3-29) hay 4 tapas y 4 agujeros de fijación, y en el tamaño 1/1 (Figura 3-30) hay 6 tapas y 6 agujeros de fijación.• Los dos perfiles angulares en el bastidor o armario se atornillarán respectivamente

con 4 tornillos, primeramente sin apretar.• Retirar las 4 tapas en las esquinas de la tapa frontal, y en el tamaño 1/1 además las

2 tapas situadas respectivamente en el centro arriba y abajo. De este modo quedan accesibles en la escuadra de fijación 4 ó 6 agujeros rasgados respectivamente.

• Fijar el equipo a los perfiles angulares con 4 ó 6 tornillos respectivamente.• Volver a colocar las 4 ó 6 tapas respectivamente.• Apretar fuertemente los 8 tornillos de los perfiles angulares en el bastidor o armario.• Fijar en la cara posterior del equipo una toma de tierra de protección y de trabajo

robusta de bajo valor óhmico, utilizando por lo menos un tornillo M4. La sección del conductor empleado para ello debe corresponder con la sección máxima que esté conectada, siendo como mínimo de 2,5 mm2.

• Establecer las conexiones a través de las conexiones de enchufe o atornilladas en la cara posterior del equipo, de acuerdo con el esquema. En el caso de conexiones atornilladas es preciso que al emplear terminales de cable de horquilla o en caso de conexión directa, los tornillos estén enroscados antes de introducir los conduc-tores, de modo que la cabeza del tornillo quede a haces con el borde exterior del módulo de conexión. Al emplear terminales de cable de anilla, ésta se debe centrar en el alojamiento de conexión de tal manera que la rosca del tornillo encaje en el agujero del terminal del cable. Es imprescindible observar las indicaciones relativas a secciones máximas, pares de apriete, radios de curvatura y descarga de tracción, de acuerdo con la descripción del sistema SIPROTEC® 4.

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Figura 3-28 Montaje de un 7SJ62 y 7SJ640 (tamaño del bastidor 1/3) en bastidor o armario, como ejemplo

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Figura 3-29 Montaje de un 7SJ632 y 7SJ641 (tamaño del bastidor 1/2) en el bastidor o armario, como ejemplo

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Figura 3-30 Montaje de un 7SJ632 y 7SJ641 (tamaño del bastidor 1/1) en el bastidor o armario, como ejemplo

3.1.3.3 Montaje superficial en panel

Para la instalación se procederá en la forma siguiente:• Sujetar el equipo al panel con cuatro tornillos. Para las dimensiones, véanse las

características técnicas en la sección 4.27.• Conectar la tierra del equipo a la tierra de protección del panel. La sección del hilo

de tierra debe ser igual a la sección de cualquier otro conductor de control conecta-do al equipo. La sección del conductor de tierra debe ser como mínimo de 2,5 mm 2.

• Conectar una tierra de trabajo robusta y de baja impedancia (sección = 2,5 mm2) a la superficie de toma de tierra en el lateral. Utilizar para la tierra del equipo por lo menos un tornillo M4.

• Conectar los terminales roscados en la parte superior e inferior del equipo de acuerdo con el esquema elemental del panel. En la descripción del sistema SIPRO-TEC® 4 figura la información correspondiente a la sección de cables, terminales, radios de curvatura, etc.

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3.1.3.4 Montaje con unidad frontal independiente

CuidadoPrecaución al extraer o enchufar el conector de conexión entre el equipo y la unidad de maniobra independiente

La no observancia de las siguientes medidas puede dar lugar a daños materiales. ¡Sin el cable, el equipo no está en condiciones de funcionar!

El conector de unión entre el equipo y la unidad de maniobra independiente no se debe extraer o enchufar nunca durante el funcionamiento bajo tensión!

Para el montaje del equipo se deberán realizar las operaciones siguientes:• Atornillar el equipo con 6 tornillos para el tamaño de bastidor 1/2 y con 10 tornillos

para el tamaño de bastidor 1/1 . Para los dibujos con dimensiones, véanse las cara-cterísticas técnicas en el capítulo 4.27.

• Aplicar una tierra de protección y trabajo robusta de bajo valor óhmico en la cara posterior del equipo, utilizando por lo menos un tornillo M4. La sección del conduc-tor utilizado para esto debe corresponder a la sección máxima que esté conectada, siendo como mínimo de 2,5 mm2.

• Establecer las conexiones a través de las conexiones de enchufe o atornilladas en la cara posterior del equipo, de acuerdo con el esquema. En las conexiones ator-nilladas es preciso que cuando se utilicen terminales de cable de horquilla o en el caso de conexión directa, se enrosquen los tornillos antes de introducir los conduc-tores, de tal manera que la cabeza del tornillo quede a haces con el borde exterior del módulo de conexión. Al emplear terminales de cable de anilla, es preciso que el terminal del cable se centre en la cámara de conexión de tal manera que la rosca del tornillo pueda pasar por el agujero del terminal del cable. Es imprescindible ob-servar las indicaciones relativas a secciones máximas, pares de apriete, radios de curvatura y descarga de tracción según la descripción del sistema SIPROTEC® 4.

Para el montaje de la unidad de maniobra se deberán realizar las operaciones sigu-ientes:• Retirar las 4 tapas de recubrimiento en las esquinas de la tapa frontal. De este

modo quedan accesibles 4 agujeros rasgados en la escuadra de fijación.• Introducir la unidad de maniobra en el hueco del panel de mandos y fijarla con 4

tornillos. Dibujo con dimensiones, véanse las características técnicas.• Volver a colocar las 4 tapas.• Aplicar una tierra de protección y trabajo robusta de bajo valor óhmico en la cara

posterior de la unidad de maniobra, utilizando por lo menos un tornillo M4. La sección del conductor utilizado para esto debe corresponder con la sección máxima que esté conectada, pero como mínimo será de 2,5 mm2.

• Establecer la conexión entre la unidad de maniobra y el equipo. Enchufar para esto el conector de conexión de 68 polos del cable perteneciente a la unidad de manio-bra, en la conexión prevista para ello en la cara posterior del equipo (véase la de-scripción del sistema SIPROTEC® 4).

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3.1.3.5 Montaje sin unidad de frontal

Para el montaje del equipo se realizarán las operaciones siguientes:• Atornillar el equipo con 6 tornillos, para el tamaño de bastidor 1/2 y con 10 tornillos

para el tamaño de bastidor 1/1 . Para los dibujos con dimensiones, véanse las cara-cterísticas técnicas en el capítulo 4.27.

• Aplicar una tierra de protección y trabajo robusta de bajo valor óhmico en la cara posterior del equipo, utilizando por lo menos un tornillo M4. La sección del conduc-tor utilizado para esto debe corresponder a la sección máxima que esté conectada, siendo como mínimo de 2,5 mm2.

• Establecer las conexiones a través de las conexiones de enchufe o tornilladas en la cara posterior del equipo, de acuerdo con el esquema. En las conexiones ator-nilladas es preciso que cuando se utilicen terminales de cable de horquilla o en el caso de conexión directa, se enrosquen los tornillos antes de introducir los conduc-tores, de tal manera que la cabeza del tornillo quede a haces con el borde exterior del módulo de conexión. Al emplear terminales de cable de anilla, es preciso que el terminal del cable se centre en la cámara de conexión de tal manera que la rosca del tornillo pueda pasar por el agujero del terminal del cable. Es preciso observar imprescindiblemente las indicaciones relativas a presiones máximas, pares de apriete, radios de curvatura y descarga de tracción de acuerdo con la descripción del sistema SIPROTEC® 4.

Para el montaje del conector hembra DSUB del cable Dongle se deberán realizar las operaciones siguientes: • Fijar el conector hembra de 9 polos del cable Dongle mediante las piezas de fi-

jación suministradas y de acuerdo con la figura siguiente, en el panel de mandos o en la puerta del armario. Para el dibujo con dimensiones del recorte en el panel de mandos o en la puerta del armario, véanse las características técnicas, apartado 4.27.

• Enchufar la clavija de conexión de 68 polos del cable en la conexión prevista al efecto en la cara posterior del equipo.

CuidadoPrecaución al extraer o enchufar el cable Dongle

La no observancia de las medidas siguientes puede dar lugar a lesiones físicas leves o daños materiales:

¡No extraer o enchufar nunca el cable Dongle estando bajo tensión! ¡Sin el cable, el equipo no está en condiciones de funcionar!

La clavija del cable Dongle del lado del equipo debe estar siempre enchufada durante el funcionamiento!

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Figura 3-31 Montaje del conector DSUB del cable Dongle en el panel de control o puerta de armario (ejemplo tamaño del bastidor tipo 1/2)

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3.2 Control de las conexiones

3.2.1 Control de la conexión de datos de los interfaces serie

Posicionamiento de los pines

Las tablas siguientes muestran la ocupación de los pines de los diversos interfaces serie del equipo y los del interfaz de sincronización de tiempo. La posición de las con-exiones se deduce de la figura siguiente.

Figura 3-32 Conectores hembra DSUB 9 polos

Figura 3-33 Conexión Ethernet

Interfaz de maniobra

Cuando se utiliza el cable de interfaz recomendado (véase la designación para el pedido en el Anexo), se asegura automáticamente la conexión física correcta entre el equipo SIPROTEC® 4 y el PC o Laptop.

Interfaz de servicio Si se utiliza el interfaz de servicio (Puerto C) mediante un cableado duro o mediante módem para establecer la comunicación con el equipo, se deberá comprobar la con-exión de datos. Si se utiliza el interfaz de servicio como entrada para una o dos Ther-moboxes, se deberá comprobar la interconexión de acuerdo con uno de los ejemplos de conexión que figuran en el anexo A.3.

Interfaz de sistema En las versiones con interfaz serie con una central de control se debería comprobar la conexión de datos. Es importante comprobar visualmente la correspondencia entre los canales de transmisión y de recepción. En el interfaz RS232 y en el conductor de fibra óptica, cada conexión está destinada para un determinado sentido de transmis-ión. Por este motivo es preciso que la salida de datos de uno de los equipos esté conectada a la entrada de datos del otro equipo, y viceversa.

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En los cables de datos, las conexiones están designadas basándose en las normas DIN 66020 e ISO 2110.• TxD = Salida de datos• RxD = Entrada de datos• RTS = Petición de transmisión • CTS = Autorización de transmisión• GND = Tierra de señal/trabajo

El blindaje de la línea se pone a tierra en ambos extremos de la línea. En un entorno con una carga CEM, se puede acompañar la GND en una pareja de hilos independi-ente con blindaje individual, para mejorar la resistencia a las interferencias.

Interfaz adicional (sólo 7SJ64)

El interfaz adicional (Puerto D) que solamente se puede pedir para el equipo 7SJ64, sirve para acoplar las señales de una o dos Thermoboxes. Se deberá comprobar la interconexión según uno de los ejemplos de conexión que figuran en el Anexo A.3.

Tabla 3-35 Ocupación de las tomas hembra en los diversos interfaces

1) El pin 7 contiene también en funcionamiento, como interfaz RS485, la señal RTS con nivel RS232. ¡Por este motivo no se debe conectar el pin 7!

Terminación El interfaz RS485 es adecuado para conexión a un bus para régimen semiduplex con las señales A/A’ y B/B’ así como el potencial de referencia común C/C’ (GND). Es preciso comprobar que las resistencias de terminación solamente están conectadas en el último equipo del bus, pero no lo están en todos los demás equipos del bus. Los puentes para las resistencias de terminación se encuentran en el módulo de interfaz RS485 (véase la figura 3-22) o Profibus RS485 (véase la figura 3-24) o en el equipo 7SJ64 también directamente en la C-CPU-2 (véase la figura 3-16 y la tabla 3-23). La realización de las resistencias de terminación también puede efectuarse exterior-mente (por ejemplo en el módulo de conexión, véase la figura 3-17). En este caso es preciso que las resistencias de terminación que se encuentran en el módulo estén desconectadas.

Si se amplía el bus, hay que volver a procurar que las resistencias de terminación solamente estén conectadas en el último equipo conectado al bus, pero no en todos los demás equipos conectados al bus.

Pin nº RS232 RS485 Profibus FMS Slave, RS485 Modbus RS485 Ethernet

EN 100Profibus DP Slave, RS485 DNP3.0 RS485

1 Blindaje (unido eléctricamente al cuello del blindaje) Tx+2 RxD – – – Tx–3 TxD A/A’ (RxD/TxD-N) B/B’ (RxD/TxD-P) A Rx+4 – – CNTR-A (TTL) RTS (nivel TTL) —5 GND C/C’ (GND) C/C’ (GND) GND1 —6 – – +5 V (puede cargarse con

<100 mA)VCC1 Rx–

7 RTS – 1) – – —8 CTS B/B’ (RxD/TxD-P) A/A’ (RxD/TxD-N) B —9 – – – – no existente

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Interfaz de sincronización de tiempo

Se pueden tratar señales de sincronización de tiempo opcionalmente para 5 V, 12 V o 24 V, si se llevan a las entradas indicadas en la tabla siguiente.

Tabla 3-36 Ocupación del conector hembra DSUB del interfaz de sincronización de tiempo

1) ocupado, pero no utilizable

Conductor de fibra óptica

Advertencia¡Radiación láser!

¡No mirar directamente dentro de los elementos conductores de fibra óptica!

La transmisión por conductores de fibra óptica es especialmente insensible a las in-terferencias electromagnéticas y garantiza por sí misma el aislamiento galvánico de la conexión. La conexión de transmisión y la conexión de recepción están identifica-das por medio de símbolos.

La posición de reposo de las señales para la conexión a través del conductor de fibra óptica está preajustada con "luz apagada". Si se desea modificar la posición de reposo de la señal, ésto se puede efectuar mediante el programa de maniobra DIGSI, tal como se explica en la descripción del sistema SIPROTEC® 4.

Medidor de temper-atura (Thermobox)

Si están conectados uno o dos medidores de temperatura 7XV566 se deberán com-probar sus conexiones en el interfaz (Puerto C o D).

Es preciso comprobar también la terminación: Las resistencias de terminación tienen que estar conectadas en el equipo 7SJ62/63/64 (véase bajo el subtítulo "Termi-nación").

En las instrucciones de servicio que allí se adjuntan encontrará más indicaciones rel-ativas al 7XV566. Compruebe los parámetros de transmisión en el medidor de tem-peratura. Además de la velocidad binaria y de la paridad también es importante el número del bus.

Pin nº Designación Significado de la señal1 P24_TSIG Entrada 24 V2 P5_TSIG Entrada 5 V3 M_TSIG Conductor de retorno4 – 1) – 1)

5 BLINDAJE Potencial del blindaje6 – –7 P12_TSIG Entrada 12 V8 P_TSYNC 1) Entrada 24 V 1)

9 BLINDAJE Potencial del blindaje

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En el caso de conexión de Thermobox(es) se procederá en la forma siguiente:• En el caso de conexión de 1 Thermobox 7XV566: Número de bus = 0 (debe ajus-

tarse en el 7XV566).• En caso de conexión de 2 Thermoboxes 7XV566:número de bus = 1 para el 1º

Thermobox (debe ajustarse en el 7XV566 para RTD 1 al 6), número de bus = 2 para el 2º Thermobox (debe ajustarse en el 7XV566 para RTD 7 al 12).

Es preciso tener en cuenta que para la introducción de la temperatura del medio am-biente/del refrigerante para la protección de sobrecarga está reservada la entrada de sensor 1 (RTD1) del 1º Thermobox.

3.2.2 Control de las conexiones de la instalación

AdvertenciaAdvertencia de tensiones peligrosas

La no observancia de las medidas siguientes puede dar lugar a muerte, lesiones cor-porales o daños materiales considerables:

Las fases de control solamente deben ser realizadas por personas debidamente cual-ificadas, que estén familiarizadas con las disposiciones de seguridad y las medidas de precaución, y las cumplan.

CuidadoPrecaución al trabajar el equipo sin batería, conectado a un dispositivo de carga de baterías

La no observancia de las siguientes medidas puede dar lugar a tensiones inadmisi-blemente altas y por lo tanto a la destrucción del equipo.

No trabajar con el equipo conectado a un dispositivo de carga de baterías sin tener conectada la batería. (Para los valores límites véanse también las características téc-nicas, apartado 4.1).

Si en el equipo está configurada y conectada la protección contra subtensión y además está desconectado el criterio de intensidad, el equipo se excita inmediata-mente después de conectar la tensión de alimentación auxiliar, dado que todavía no está presente ninguna tensión de medición. Para poder parametrizar el equipo debe estar suspendida la excitación, es decir que debe estar conectada la tensión de medida o se debe bloquear la protección de tensión. Esto puede hacerse a través de la maniobra.

Antes de conectar por primera vez el equipo a la tensión deberá haber estado por lo menos durante dos horas en el lugar de su instalación para lograr una compensación de temperaturas y evitar la humedad y las condensaciones. Las pruebas de conexión se realizan en el equipo terminado de montar, estando la instalación desconectada y puesta a tierra.

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Para el control de las conexiones de la instalación se procederá en la forma siguiente:• Es preciso que estén desconectados los interruptores de protección de la aliment-

ación de tensión auxiliar y de la tensión de medida.• Comprobar la continuidad de todas las acometidas de los transformadores de

medida de intensidad y de tensión de acuerdo con el plan de la instalación y el plano de conexiones:– ¿Es correcta la puesta a tierra de los transformadores de medida de intensidad?

– ¿Es uniforme la polaridad de las conexiones de los transformadores de medida de intensidad?

– ¿Es correcta la correspondencia de fases de los transformadores de medida de intensidad?

– ¿Es correcta la puesta a tierra de los transformadores de medida de tensión?

– ¿Es uniforme y correcta la polaridad de las conexiones de los transformadores de medida de tensión?

– ¿Es correcta la correspondencia de fase de los transformadores de medida de tensión?

– ¿Es correcta la polaridad para la entrada de corrienteI4 (en la medida en que se utilice)?

– ¿Es correcta la polaridad de la entrada de tensión U4 (sólo 7SJ64 y en la medida en que se utilice, por ejemplo para arrollamiento en triángulo abierto o tensión de barras colectoras)?

• En la medida en que se utilicen interruptores de prueba para la prueba del se-cundario del equipo se deberán comprobar también sus funciones, en particular que en la posición „Prueba“ queden automáticamente cortocircuitados los conduc-tores secundarios de los transformadores de medida de intensidad.

• Se comprobarán los cortocircuitadores de los conectores de conexión para los cir-cuitos de intensidad. Esto puede hacerse con un dispositivo de prueba secundario o un dispositivo de prueba de continuidad. Asegúrese de que no se simula falsa-mente el paso a través de las bornas en retorno a través de los transformadores de medida de intensidad o de sus cortocircuitadores.– Desatornillar la tapa frontal

– Soltar el cable de banda plana en el módulo de entrada/salida con las entradas de corriente de medida (visto por delante, respectivamente, el módulo derecho) y extraer el módulo hasta que deje de existir contacto con la base de contactos en el bastidor.

– Comprobar la continuidad en el lado de conexión, concretamente para cada pareja de conexiones de corriente.

– Volver a introducir firmemente el módulo; apretar cuidadosamente el cable de banda plana. ¡Proceder con precaución para no doblar ninguna espiga de con-exión! ¡No aplicar la fuerza!

– Volver a comprobar la continuidad en el lado de conexión, haciéndolo para cada pareja de conexiones de corriente.

– Volver a colocar la tapa frontal y atornillarla firmemente.

• Intercalar un amperímetro en el cable de alimentación de tensión auxiliar; campo aprox. 2,5 A a 5 A.

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• Conectar el automático para la tensión auxiliar (alimentación de protección), com-probar el valor de la tensión y eventualmente la polaridad en las bornas del equipo o en los módulos de conexión.

• El consumo de corriente debería corresponderse con el consumo de potencia en reposo del equipo. Una corta desviación de la aguja no tiene importancia e indica el impulso de corriente de carga de los condensadores acumuladores.

• Desconectar el automático para la tensión auxiliar de alimentación.• Quitar el amperímetro; volver a restablecer la conexión normal de la tensión auxil-

iar.• Conectar el automático para la tensión auxiliar de alimentación.• Conectar el interruptor de protección del transformador de medida de tensión.• Comprobar el sentido del campo giratorio en las bornas del equipo.• Desconectar el automático para la tensión del transformador de medida y la tensión

auxiliar de alimentación • Comprobar los conductores de disparo y de conexión que van a los interruptores

de potencia.• Comprobar los conductores de control desde y hacia otros equipos.• Comprobar los conductores de comunicación.• Volver a conectar el automático.

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3.3 Puesta en servicio

AdvertenciaAdvertencia, tensiones peligrosas durante el funcionamiento de los equipos eléctricos

La no observancia de las siguientes medidas puede dar lugar a la muerte, lesiones físicas o daños materiales considerables:

En este equipo sólo deberá trabajar personal cualificado. Éste deberá estar bien fa-miliarizado con las normas de seguridad aplicables y las medidas de precaución así como con las instrucciones de advertencia que figuran en este manual.

Antes de conectar alguna de las conexiones es preciso poner a tierra el equipo en la conexión del conductor de protección.

Puede haber tensiones peligrosas en todas las piezas de conmutación que están conectadas a la alimentación de tensión y unidas a las magnitudes de medida o prueba.

También después de separar la tensión de alimentación puede haber tensiones peli-grosas en el equipo (Condensador acumulador).

Después de desconectar la tensión auxiliar y para conseguir unas condiciones inicial-es definidas se deberá esperar por lo menos durante 10 s antes de volver a conectar la tensión auxiliar.

No se deben rebasar los valores límites indicados en las características técnicas, tampoco durante las pruebas y durante la puesta en marcha.

Al efectuar pruebas con un dispositivo de prueba secundario hay que vigilar que no estén conectadas otras magnitudes de medida y que estén interrumpidas las órdenes de disparo y eventualmente conexión que van a los interruptores de potencia, salvo que se indique otra cosa.

¡PELIGRO!Tensiones peligrosas en caso de interrupciones en los circuitos secundarios de los transformadores de medida de intensidad

La no observancia de las siguientes medidas puede tener como consecuencia la muerte, lesiones físicas graves o daños materiales considerables.

Poner en corto las conexiones secundarias de los transformadores de medida de in-tensidad antes de interrumpir las acometidas de corriente al equipo.

Para la puesta en marcha es preciso realizar también maniobras de conmutación. En las pruebas descritas se presupone que éstas se pueden realizar sin peligro. Por eso no están pensadas para las comprobaciones de taller.

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AdvertenciaAdvertencia ante riesgos causados por intentos primarios incorrectos

La no observancia de las siguientes medidas puede tener como consecuencia la muerte, lesiones físicas o daños materiales considerables.

Los ensayos primarios solamente deberán ser efectuados por personas cualificadas que estén familiarizadas con la puesta en marcha de sistemas de protección, con el funcionamiento de la instalación y con las reglas y normas de seguridad (conmutar, poner a tierra, etc.).

3.3.1 Régimen de prueba/Bloqueo de transmisión

Conectar y desconectar

Si el equipo está conectado a un sistema central de conducción o almacenamiento, se puede influir, en algunos de los protocolos ofrecidos, sobre las informaciones que son transmitidas al centro de mando (véase la tabla "Funciones dependientes del pro-tocolo" en el Anexo A.6).

Si está conectado el régimen de prueba, un aparato SIPROTEC® 4 marca los men-sajes enviados a la central con un bit de prueba adicional, de modo que se puede reconocer que no se trata de mensajes de averías auténticas. Además, activando el Bloqueo de transmisión se puede determinar que durante un régimen de ensayo no se transmita ningún mensaje a través del interfaz del sistema.

La forma en que se pueda activar o desactivar el régimen de ensayo y el bloqueo de transmisión se explica en la descripción del sistema SIPROTEC® 4. Es preciso tener en cuenta que durante el tratamiento del equipo con DIGSI, es condición necesaria el régimen de funcionamiento Online para poder utilizar estas funciones de ensayo.

3.3.2 Comprobar el interfaz del sistema

Observación previa Si el equipo dispone de un interfaz de sistema y éste se utiliza para la comunicación con una central de control, se puede probar a través de la maniobra del equipo DIGSI si los mensajes se transmiten correctamente. Sin embargo no se debería hacer uso de ninguna manera de esta posibilidad de prueba durante el funcionamiento "activo"

¡PELIGRO!Peligro debido a la conmutación de los medios de trabajo (por ejemplo, inter-ruptores de potencia, seccionadores) por parte de la función de prueba

La no observancia de las siguientes medidas tendrá como consecuencia la muerte, lesiones físicas graves o daños materiales considerables.

Los medios de trabajo conmutables (por ejemplo interruptores de potencia, secciona-dores) solamente se deben comprobar durante la puesta en marcha, y en modo alguno durante el régimen "activo" mediante la emisión o recepción de mensajes a través del interfaz del sistema por medio de la función de prueba.

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Nota

Una vez terminado el modo de prueba el equipo realizará un primer arranque. Con esto se borran todas las memorias intermedias de mensajes. Eventualmente se de-berían leer y guardar previamente las memorias intermedias de mensaje mediante DIGSI.

La prueba de interfaz se realiza con DIGSI en régimen de funcionamiento Online:• Abrir el fichero Online haciendo doble clic; aparecen las funciones de maniobra

para el equipo.• Haciendo clic en Test; en el lado derecho de la figura, aparece su selección de fun-

ciones.• Hacer doble clic en la vista del listado en Generar avisos. Se abre la ventana de

diálogo Generar avisos (véase la figura siguiente).

Estructura de la ventana de diálogo

En la columna Aviso aparecen los textos de pantalla de todos los mensajes que se han configurado en la matriz en el interfaz del sistema. En la columna Estado TEÓRICO se establece un valor para los mensajes que se trata de probar. Según el tipo de mensaje se ofrecen para ésto diferentes campos de introducción (por ejemplo, mensaje "entra"/mensaje"sale"). Haciendo clic en una de las áreas se puede se-leccionar el valor deseado en la lista que se abre.

Figura 3-34 Prueba de interfaces con la ventana de diálogo: Generar mensajes — Ejemplo

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Cambiar el estado de funcionamiento

Al pulsar por primera vez una de las teclas en la columna Acción se le pide el código de acceso nº 6 (para menús de prueba de Hardware). Una vez introducida correcta-mente la clave de acceso se pueden ir descargando individualmente los mensajes. Para ello haga clic sobre el botón de mando Envair, dentro de la línea correspondi-ente. Se emite el mensaje correspondiente, que se puede leer ahora tanto en los men-sajes de trabajo del equipo SIPROTEC® 4 como también en la central de control de la instalación.

Persiste la utilización para otras pruebas hasta que se cierre la ventana de diálogo.

Prueba en el sentido del mensaje

Para todas las informaciones que se deban transmitir a la central de control deben probarse las posibilidades ofrecidas bajo Estado TEÓRICO en la lista desplegable:• Es preciso asegurarse de que las maniobras de conmutación eventualmente pro-

vocadas por las pruebas se puedan realizar sin peligro (¡véase más arriba en PELI-GRO!).

• En la primera función que trate de probar, haga clic en enviar y compruebe que la información correspondiente llega a la central y que eventualmente tiene el efecto deseado. Las informaciones que normalmente se acoplan a través de entradas bi-narias (primer carácter ">") también se comunican en este procedimiento a la cen-tral. La función de las entradas binarias propiamente dichas se prueba por separa-do.

Terminación del proceso

Para terminar la prueba del interfaz del sistema, haga clic en Cerrar. Se cierra la ventana de diálogo y durante el primer arranque que tiene lugar a continuación el equipo está durante un corto tiempo no disponible para el trabajo.

Prueba en el sentido de la orden

Las informaciones en el sentido de la orden deberán ser emitidas por la central. Se comprobará la reacción correcta en el equipo.

3.3.3 Comprobar los estados de conmutación de las entradas/salidas binarias

Observaciones previas

Mediante DIGSI se pueden activar individualmente de forma selectiva las entradas bi-narias, relés de salida y diodos luminosos del equipo SIPROTEC® 4. Así se comprue-ban, por ejemplo, durante la fase de puesta en marcha, las conexiones correctas con la instalación. Sin embargo no se debería hacer uso de ninguna manera de esta posi-bilidad de prueba durante el funcionamiento "activo"

¡PELIGRO!Peligro debido a la conmutación de los medios de trabajo (por ejemplo, inter-ruptores de potencia, seccionadores) por parte de la función de prueba


Los medios de trabajo conmutables (por ejemplo interruptores de potencia, secciona-dores) solamente se deben comprobar durante la puesta en marcha, y en modo alguno durante el régimen "activo" mediante la emisión o recepción de mensajes a través del interfaz del sistema por medio de la función de prueba.

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Nota

Una vez terminadas las pruebas de hardware, el equipo realizará un primer arranque. Con esto se borran todas las memorias intemedias de mensajes. Eventualmente se deberían leer y guardar previamente las normas intermedias de mensajes, mediante DIGSI.

La prueba de hardware se puede realizar con DIGSI en régimen de funcionamiento Online:• Abrir el índice Online haciendo doble clic; aparecerán las funciones de maniobra

para el equipo.• Haciendo clic en Test; a la derecha en la imagen aparece su selección de fun-

ciones.• Haga doble clic en la vista del listado en Entradas y salidas del equipo. Se abre

la ventana de diálogo del mismo nombre (véase la figura siguiente).

Estructura de la ventana de diálogo

La ventana de diálogo está subdividida en tres grupos EB para entradas binarias, SB para salidas binarias y LED para diodos luminosos. Cada uno de estos grupos tiene asignado a la izquierda un botón de mando debidamente rotulado. Haciendo clic en estos botones se pueden sacar o introducir informaciones individuales para el grupo correspondiente.

En la columna Real se visualiza el estado actual del respectivo componente de hard-ware. La representación es simbólica. Los estados físicos reales de las entradas bi-narias y de las salidas binarias se representan mediante los símbolos de contactos de interruptor abiertos o cerrados, y los estados de los diodos luminosos mediante el símbolo de un LED apagado o encendido.

El estado antivalente respectivo está representado en la columna Teórico. La pre-sentación se realiza en texto legible.

La columna extrema derecha indica qué órdenes o mensajes están configurados para el respectivo componente de hardware.

Figura 3-35 Probar las entradas y salidas — Ejemplo

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Modificar el estado de funcionamiento

Para modificar el estado de funcionamiento de un componente de hardware, haga clic en el botón de mando correspondiente en la columna Teórico.

Antes de ejecutar el primer cambio de estado de funcionamiento se consulta el código de acceso nº 6 (en la medida en que haya sido activado al efectuar la configuración). Después de introducir la clave de acceso correcta se ejecuta el cambio de régimen. La utilización para nuevos cambios de estado persisten hasta que se cierre la ventana de diálogo.

Prueba de los relés de salida

Se puede excitar individualmente cada relé de salida, comprobando de esta manera el cableado entre el relé de salida del 7SJ62/63/64 y la instalación, sin tener que generar los mensajes configurados para ello. En cuanto se haya activado el primer cambio de régimen para un determinado relé de salida se aislan todos los relés de salida de la funcionalidad del lado del equipo y ya solamente se pueden accionar me-diante la función de prueba de hardware. Esto significa, por ejemplo, que una orden de conmutación a un relé de salida, procedente de una función de protección o de una orden de control en el panel de mandos, no se ejecuta.

Para efectuar la prueba del relé de salida se deberá proceder en la forma siguiente:• Es preciso asegurarse de que las maniobras de conmutación provocadas por los

relés de salida se pueden realizar sin peligro (¡véase más arriba en PELIGRO!).• Ensaye cada relé de salida a través del correspondiente campo Teórico de la

ventana de diálogo• Terminar el proceso de prueba (véase bajo el subtítulo "Terminar el proceso"), para

que en otras pruebas no se activen inadvertidamente maniobras de conmutación.

Prueba de las entra-das binarias

Para comprobar el cableado entre la instalación y las entradas binarias del 7SJ62/63/64 es preciso que en la instalación se active la causa para el acoplamiento y se lea el efecto en el mismo aparato.

Para ello es preciso volver a abrir la ventana de diálogo Probar entradas y salidas del equipo, para ver la posición física de la introducción binaria. Por ahora todavía no se necesita el código de acceso.

Para la prueba de las entradas binarias se procederá de la forma siguiente:• Deberá accionarse en la instalación cada una de las funciones que sean causa de

las entradas binarias.• La reacción se comprueba en la columna Real de la ventana de diálogo. Para ello

es necesario actualizar la ventana de diálogo. Las posibilidades figuran más ade-lante bajo el subtítulo "Actualización de la visualización".

• El proceso de prueba se termina (véase bajo el subtítulo "Terminar el proceso").

Pero si se quieren comprobar los efectos de una entrada binaria, sin efectuar manual-mente maniobras de conmutación en la instalación, esto se puede conseguir activan-do las distintas entradas binarias mediante la prueba de hardware. En cuanto se haya activado el primer cambio de estado para una entrada binaria cualquiera y se haya introducido el código de acceso nº 6 se aislan todas las entradas binarias del lado de la instalación y solamente se pueden accionar ya a través de la función de prueba de hardware.

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Prueba de los diodos luminosos

Los LED se pueden probar de forma similar a los restantes componentes de entra-da/salida. En cuanto se haya activado el primer cambio de estado para un diodo lu-minoso cualquiera, se aislan todos los diosos luminosos de la funcionalidad del lado del equipo y ya solamente se pueden accionar a través de la función de prueba de hardware. Esto significa, por ejemplo, que mediante una función de protección o el accionamiento de la tecla de reposición del LED ya no se puede conseguir que se ilumine ningún diodo luminoso.

Actualización de la visualización

Mientras se abre la ventana de diálogo Prueba de entradas y salidas del equipo se leen y visualizan los estados de funcionamiento de los componentes principales de hardware que sean actuales en ese momento.

La actualización se efectúa:• para el respectivo componente de hardware, cuando se haya ejecutado satisfacto-

riamente una orden de cambio a otro estado de funcionamiento,• para todos los componentes de hardware, haciendo clic en el botón de mando

Actualizar,• para todos los componentes de hardware mediante actualización cíclica (el tiempo

de ciclo es de 20 segundos) marcando para ello la opción Actualización cíclica.

Terminación del proceso

Para terminar la prueba de hardware, haga clic en cerrar. Se cierra la ventana de diál-ogo. Con ello se vuelven a poner todos los componentes de hardware en su régimen de funcionamiento especificado por las condiciones de la instalación y durante el primer arranque, que tiene lugar a continuación, el equipo está durante un breve tiempo fuera de servicio.

3.3.4 Comprobaciones para la protección contra fallo del interruptor de potencia

Generalidades Si el equipo dispone de protección contra fallo del interruptor, y éste se utiliza, es preciso comprobar la incorporación de esta función de protección en la instalación en condiciones semejantes a la práctica.

Debido a la multitud de posibilidades de aplicación y de posibles configuraciones de la instalación no es posible ofrecer una descripción detallada de las comprobaciones necesarias. En cualquier caso, es preciso tener en cuenta las circunstancias locales y los planos de la instalación y de protección.

Se recomienda que antes de iniciar las comprobaciones se aisle el interruptor de po-tencia de la rama que se trata de probar, por ambos lados, es decir que el seccionador de línea y el seccionador de las barras colectoras deben estar abiertos para que se pueda conmutar el interruptor sin peligro.

CuidadoTambién durante las pruebas en el interruptor de potencia local de la derivación se produce la orden de disparo para las barras colectoras.

La no observancia de las medidas siguientes puede dar lugar a lesiones físicas leves o daños materiales.

Primeramente se debe anular el disparo para los interruptores circundantes (barras colectoras), por ejemplo desconectando las correspondientes tensiones de mando.

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Hasta la conexión definitiva se interrumpe también la orden de disparo de la protec-ción de la derivación al interruptor de potencia, con el fin de que éste solamente se pueda disparar por medio de la protección contra fallo del interruptor.

Las listas siguientes no tienen pretensión de integridad, pero pueden contener también puntos que se puedan saltar en el caso de la aplicación actual.

Contactos auxilia-res del interruptor de potencia

Si en el equipo están conectados contactos auxiliares del interruptor de potencia, éstos constituyen un componente esencial de la seguridad de la protección contra el fallo del interruptor. Es preciso cerciorarse de que se ha comprobado la correspond-encia exacta.

Condiciones de a-rranque exteriores

Si la protección contra fallo del interruptor se puede iniciar también desde dispositivos de protección exteriores, se comprueban las condiciones de arranque exteriores.

Para que se pueda arrancar la protección contra fallo del interruptor es preciso que pase una corriente, por lo menos a través de la fase que se comprueba. Debe tratarse de una corriente secundaria aplicada.• Arranque mediante orden de disparo de la protección exterior: Funciones de

entrada binaria ">FALLO IP ini." (F nº 1431) (en los mensajes espontáneos o de avería).

• Después del arranque debe aparecer el mensaje "FALLO IP arrEXT" (F nº1457) en los mensajes espontáneos o mensajes de avería.

• Una vez transcurrido el tiempo Tdisp.F.FalloIP (Dirección 7005) Orden de disparo de la protección contra fallo del interruptor

Desconectar la corriente de prueba.

En el caso de que sea posible el arranque sin flujo de corriente:• Cerrar el interruptor de potencia que se trata de vigilar, estando abiertos los seccio-

nadores a ambos lados.• Arranque mediante orden de disparo de la protección exterior: Funciones de intro-

ducción binarias ">FALLO IP ini." (F nº 1431) (en los mensajes espontáneos o de casos de avería).

• Después del arranque es preciso que en los mensajes espontáneos o mensajes de avería aparezca el mensaje "FALLO IP arrEXT" (F nº1457).

• Una vez transcurrido el tiempo Tdisp.F.FalloIP (Dirección 7005) Orden de disparo de la protección contra fallo del interruptor.

Volver a abrir el interruptor de potencia.

Disparo de barras colectoras

Para la prueba en la instalación es especialmente importante que se efectúe correcta-mente la distribución de la orden de disparo, en caso de fallo del interruptor, a los in-terruptores de potencia circundantes.

Se consideran interruptores de potencia circundantes todos aquellos que es preciso disparar en caso de fallo del interruptor de potencia de la posición, para que se interrumpa la corriente de cortocircuito. Se trata por lo tanto de los interruptores de potencia de todas las posiciones a través de las cuales se pueden alimentar las barras colectoras o el tramo de barras colectoras a las que está conectada la posición afecta-da de cortocircuito.

No se puede dar una norma de comprobación detallada de validez general, ya que la definición de los interruptores de potencia circundantes depende en gran medida de la estructura de la instalación de conmutación.

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Especialmente en el caso de barras colectoras múltiples es necesario comprobar la lógica de distribución para los interruptores de potencia circundantes. Para ello es preciso comprobar, para cada tramo de las barras colectoras, que en caso de fallo del interruptor de potencia de la posición considerada se disparen todos los interruptores de potencia que están unidos al mismo tramo de barras colectoras, y solamente éstos.

Disparo del extremo opuesto

Si la orden de disparo de la protección contra fallo del interruptor de potencia deba disparar también el interruptor de potencia en el extremo opuesto de la posición con-siderada, entonces hay que comprobar también el canal de transmisión para este disparo remoto.

Terminación Es preciso volver a anular todas las medidas provisionales que se tomaron para la prueba, por ejemplo estados de conmutación especiales, órdenes de disparo inter-rumpidas, modificaciones en valores de ajuste o desconexión de determinadas fun-ciones de protección.

3.3.5 Comprobación de las funciones definibles por el usuario

Lógica CFC Dado que el equipo dispone de funciones que pueden ser definidas por el usuario, en especial la lógica CFC, es preciso comprobar también las funciones y enlaces establ-ecidos.

Por su naturaleza, no se puede indicar una forma de proceder de validez general. Más bien es preciso conocer y comprobar la configuración de estas funciones y las condi-ciones teóricas. En particular, se deberán observar y comprobar eventuales condi-ciones de bloqueo de los medios de conmutación (interruptor de potencia, secciona-dor, conector a tierra).

3.3.6 Comprobación de la intensidad, la tensión y la secuencia de fases

≥ 10% corriente de carga

Las conexiones de los transformadores de medida de intensidad y tensión se com-prueban con los valores primarios. Para esto se precisa una corriente de carga de por lo menos el 10% del valor nominal. La línea se conecta y permanece conectada mien-tras duren las mediciones.

Si los circuitos de medida están conectados correctamente no se activa ninguna de las supervisiones de valores de medición en el equipo. Si a pesar de todo aparece un mensaje de avería, se puede ver en los mensajes de trabajo qué causas pueden con-siderarse. En el caso de averías colectivas de intensidad o averías colectivas de tensión es preciso comprobar los factores de adaptación.

En los mensajes procedentes de las supervisiones de simetría es posible que efecti-vamente existan asimetrías debidas a la línea. Si éstas corresponden a una situación normal de trabajo, se procederá a reducir la sensibilidad de la correspondiente función de supervisión.

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Magnitudes Las intensidades y tensiones se pueden leer en el panel indicador situado en el frente o a través del interfaz de maniobra por medio del ordenador personal, comparándolas con las magnitudes de medición efectivas, como magnitudes primarias y secundarias.

Si las magnitudes de medida no son plausibles es preciso comprobar y corregir las conexiones, después de desconectar la línea y poner en cortocircuito los transforma-dores de medida de intensidad. Entonces se deberán repetir las mediciones.

Sentido de la se-cuencia de fases

La secuencia de fase debe corresponderse con la secuencia de fases parametrizada, por lo general dextrógira. Si la red tiene una secuencia de fases levógira, ésto se deberá haber tenido en cuenta al ajustar los datos de la instalación (dirección 209 SECUENCIA FASES). Si la secuencia de fases es errónea se comunica "Fall.sec.fas" (F nº 171). Se deberá comprobar la correspondencia de fases con las magnitudes de medida, corrigiéndola eventualmente después de desconectar la línea y de poner en cortocircuito los transformadores de medida de intensidad. En-tonces se deberán repetir las mediciones.

Interruptor de pro-tección del trans-formador de medida de tensión

Desconectar el interruptor de protección del transformador de medida de tensión (si existe) de la derivación. En los valores de medición de trabajo aparecen para las ten-siones valores próximos a 0 (los valores de tensión insignificantes no tienen importan-cia).

En los mensajes espontáneos es preciso cerciorarse de que se ha detectado la caída del interruptor de protección (Mensaje">falt.TT lin." "ENTRADA" en los men-sajes espontáneos). Para ello es naturalmente condición necesaria que se haya comunicado al equipo la posición del interruptor de protección del transformador de medida de tensión, a través de la entrada binaria.

Volver a conectar el interruptor de protección: El mensaje anterior aparece en los mensajes espontáneos como "saliente", es decir ">falt.TT lin." "SALIDA".

Si no apareciese alguno de los mensajes se deberán comprobar la conexión y config-uración de estas señales.

Si están intercambiadas la indicación "ENTRADA" y la indicación "SALIDA", es preciso comprobar y corregir la clase de contacto (H-activo o L-activo).

Sólo 7SJ64 Si en el 7SJ64 se emplea para la entrada U4 una tensión de barras colectoras (para la protección de la tensión o control de sincronismo) y si el correspondiente contacto auxiliar del transformador de medida de tensión está conectado al equipo, hay que comprobar también el funcionamiento de éste:

Estando desconectado el interruptor de protección, mensaje ">falt.TT barr" "ENTRADA", después de conectar el interruptor de protección, mensaje ">falt.TT barr" "SALIDA".

La línea se vuelve a desconectar.

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3.3.7 Prueba de la protección de alta impedancia

Polaridad del transformador de medida

Al aplicarla como protección de alta impedancia la corriente en IE o IEE equivale a la corriente de avería en el objeto a proteger. Aquí es importante que haya una polaridad uniforme en todos los transformadores de intensidad que alimentan la resistencia cuya corriente se mide en IE(E). Para esto se emplean corrientes que pasen a través. Cada uno de los transformadores de intensidad se debe incluir en una medición. En ningún caso la corriente en IE(E) debe ser superior a la mitad del valor de respuesta de la protección diferida de sobreintensidad monofásica.

3.3.8 Comprobación del bloqueo posterior

(solamente si se utiliza)

La comprobación del bloqueo posterior es posible si se ha parametrizado para ello por lo menos una de las entradas binarias existentes (por ejemplo en la configuración de suministro la entrada EB1 ">I>> bloqueo" y ">IE>> bloqueo" en posición de corriente de trabajo). La comprobación se puede realizar con corrientes de fase o con corriente a tierra. Para la corriente a tierra son válidos los correspondientes parámet-ros de corriente a tierra.

Es preciso tener en cuenta que esta función de bloqueo se puede parametrizar op-cionalmente para presencia de tensión de mando (conexión de corriente de trabajo) o para ausencia de tensión de mando (conexión de corriente de reposo). El siguiente proceso de ensayo es aplicable para el circuito de corriente de trabajo.

Es preciso que los equipos de protección de las posiciones correspondientes a todas las salidas estén en funcionamiento. Por ahora no está todavía conectada la tensión auxiliar para el bloqueo posterior.

Se aplica una corriente de prueba superior a los valores de respuesta de los parámet-ros I>> y I> o Ip. Después de un (breve) tiempo T I>> la protección dispara por ausencia de la señal de bloqueo.

CuidadoLas pruebas con corrientes superiores a 4 veces la intensidad nominal del equipo

reducen la sobrecarga de los circuitos de entrada.

Esta prueba sólo puede realizarse durante un tiempo muy breve (véanse las cara-cterísticas técnicas, capítulo 4.1). ¡Después se debe respetar un período de enfriami-ento!

A continuación se conecta la tensión continua para el bloqueo posterior. La prueba se repite igual que antes, con el mismo resultado.

A continuación se simula una excitación sucesivamente en cada uno de los equipos de protección de las salidas. Al mismo tiempo se simula también, igual que antes, un cortocircuito para la protección de la línea de alimentación. El disparo tiene lugar ahora en el tiempo (ajustado más largo) T I> (en el caso de protección S/I) o de acuerdo con la Caraterística (en el caso de protección AMZ)

Con estas comprobaciones se comprueba al mismo tiempo el funcionamiento correc-to del cableado para el bloqueo posterior.

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3.3.9 Comprobación del sentido con corriente de carga

≥ 10% corriente de carga

Se comprueba la correcta conexión de los transformadores de intensidad y de tensión con corriente de carga a través de la línea a proteger. Para ello es preciso conectar la línea. A través de la línea debe pasar una corriente de carga mínima de 0,1 · IN; debe ser de carácter óhmica a óhmica-inductiva. Es preciso conocer el sentido de la corri-ente de carga. En caso de duda se deben abrir las redes malladas o anulares. La línea permanece conectada mientras duran las mediciones.

El sentido se puede deducir directamente de los valores de medición de los trabajos. En primer lugar hay que cerciorarse de que los valores de potencia medidos corre-sponden al sentido de la potencia. Para ello se ha partido aquí del caso normal, de que el sentido directo (sentido de medición) va de las barras colectoras en sentido hacia la línea.

P positivo, si fluye potencia activa a la línea,

P negativo, si fluye potencia activa a las barras colectoras,

Q positivo, si fluye potencia reactiva inductiva a la línea,

Q negativo, si fluye potencia reactiva inductiva a las barras colectoras.

Figura 3-36 Potencia de carga aparente

Si todos los signos de las potencias están invertidos, quizá ésto sea intencionado. Mediante la dirección 1108 SIGNO MAT. P,Q en las Datos generales 2 hay que comprobar si está invertida la polaridad. En ese caso se aplicarán los signos inver-tidos para la potencia activa y la potencia reactiva.

La medición de la potencia ofrece una primera indicación general respecto a la polar-idad correcta de los valores de medición. Si tanto la potencia activa como la potencia reactiva tienen signos cambiados y si 1108 SIGNO MAT. P,Q está ajustado para no inverso, se deberá comprobar la polaridad según la dirección 201 Pto.EST.TI y corregirla.

La medición de potencia no puede detectar por sí sola todos los errores de conexión. Por este motivo se deberían generar avisos direccionales mediante la protección dif-erida de sobreintensidad orientada. Para ello es preciso reducir los umbrales de ex-citación hasta que la corriente de carga disponible provoque con seguridad la ex-citación. El sentido se deberá indicar entonces mediante mensajes, como por ejemplo "Comp.d.I>L1adel" o "Comp.d.I>L1 atrás" de acuerdo con el flujo de la carga. Para ello hay que tener en cuenta que el sentido "directo" del equipo de pro-tección representa el sentido hacia el objeto a proteger, que no tiene por qué ser for-

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zosamente idéntico al sentido de la potencia del flujo de carga normal. Hay que emitir correctamente los mensajes de sentido correspondientes al flujo de carga, para los tres conductores.

Si las indicaciones de sentido difieren, indica que algunas de las fases en las acometi-das de los transformadores de medida de intensidad o de tensión están intercambia-das o no están conectadas correctamente, o la correspondencia de fases es errónea. Después de desconectar la línea y cortocircuitar los transformadores de medida de intensidad, se deben controlar y corregir las conexiones. Entonces deben repetirse las mediciones.

Por último se vuelve a desconectar nuevamente la línea.

¡Atención! ¡No hay que olvidar volver a poner los valores de respuesta que se mod-ificaron para la comprobación, poniéndolos nuevamente en sus valores válidos!

3.3.10 Comprobación de la polaridad para la entrada de tensión U4 (sólo 7SJ64)

sólo para 7SJ64 Según la aplicación de la entrada de medida de tensiónU4 en el 7SJ64 se precisa una comprobación de la polaridad. Si a esta entrada no está conectada ninguna tensión de medida, este apartado es irrelevante.

Si se utiliza la entrada U4 para medir la tensión de desplazamiento U en (Datos de la instalación 1 dirección213 CONEX.TT 3fases = U12, U23, UE o U1E,U2E,U3E,UE), se comprueba la polaridad junto con la comprobación de la entrada de corriente I4 (véase más adelante).

Sólo para la función de sincronización en el 7SJ64

Si se utiliza la entrada U4 para medir una tensión para la función de sincronización (Datos de la instalación 1 dirección 213 CONEX.TT 3 fases = U1E,U2E,U3E,USY, se deberá tener en cuenta lo siguiente:• La tensión monofásica U2 que se trata de sincronizar deberá estar conectada a la

entrada U4;• La polaridad correcta se debe comprobar en la forma siguiente mediante la función

de sincronización:

El equipo debe disponer de la función de sincronización y ésta ha de estar config-urada bajo la dirección 16x = SYNC Tono de radio x = CONTROL SINCRO.

La tensión U2 que se trata de sincronizar debe estar indicada correctamente bajo la dirección 6x23 CONEXION U2.

Si entre los puntos de medición de la tensión de referenciaU1 y de la tensión a sin-cronizar U2 hay un transformador, hay que tener en cuenta su rotación de fases. Para ello se introduce bajo la dirección 6x22 ADAPT. ANGULAR un ángulo correspondi-ente al grupo de conexión del transformador, concretamente visto desde la derivación en sentido a las barras colectoras. En el apartado figura un ejemplo 2.19.1.

Eventualmente es preciso tener en cuenta bajo la dirección FACTOR U1/U2 las difer-entes relaciones de transformación de los transformadores de medida de las barras colectoras y de la derivación.

La función de sincronización debe estar conectada bajo la dirección 6x01 SINC Grupox = Activar.

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Una ayuda adicional para la comprobación de las conexiones son los mensajes 170.2090 "Sinc U2>U1", 170.2091 "Sinc U2<U1", 170.2094 "Sinc α2>α1" y 170.2095 "Sinc α2<α1" en los mensajes espontáneos.• El interruptor de potencia está abierto. La posición está sin tensión. Se conectarán

los interruptores de protección de los dos circuitos de los transformadores de medida de tensión.

• Para la comprobación de la sincronización se ajusta, bajo parámetros generales de la función de sincronización, el programa CIERRE DIRECTO = Si (Dirección 6x10); los restantes programas (Direcciones 6x07 a 6x09) están en No.

• A través de la entrada binaria (2906 ">Sinc Req. med") se introduce una solic-itud de medición. La comprobación de sincronismo debe dar autorización (mensa-je"Sinc autor.CIER", 2951). Si éste no es el caso, se controlan nuevamente todos los parámetros relevantes (el control de sincronismo debe estar configurado correctamente y activado, véanse los capítulos 2.1.1 y 2.19.1).

• Dirección 6x10 CIERRE DIRECTO en No. • Ahora se conecta el interruptor de potencia estando abierto el seccionador de línea

(véase la figura 3-37). De este modo, los dos transformadores de medida de tensión reciben la misma tensión.

• Para la función de sincronización se ajusta el programa SYNC-Grupo funcional X = ASIN/SINCRON (Dirección 016x).

• A través de la entrada binaria (170.0043 ">Sinc Req. med") se introduce una solicitud de medición. La comprobación de sincronismo debe dar autorización (mensaje"Sinc autor.CIER", 170.0049).

• Si no fuera así, se comprueba primeramente si en los mensajes espontáneos se encuentra uno de los mensajes antes citados 170.2090 "Sinc U2>U1" o 170.2091 "Sinc U2<U1" o 170.2094 "Sinc α2>α1" o 170.2095 "Sinc α2<α1".Los mensajes "Sinc U2>U1" o "Sinc U2<U1" permiten deducir que la adap-tación de la magnitud no es correcta. Hay que comprobar la dirección 6x21 FACTOR U1/U2 y eventualmente hay que calcular de nuevo el factor de adap-tación.Los mensajes "Sinc α2>α1" o "Sinc α2<α1" permiten deducir que la tensión de conexión de las barras colectoras no coincide con la que ha sido configurada bajo la dirección CONEXION U2 (véase el capítulo 2.19.1). En el caso de que se efectúe la medición a través de un transformador hay que comprobar también la dirección 6x22 ADAPT. ANGULAR; que debe adaptar el grupo de conmutación. Si éstas son correctas, es probable que haya un cambio de polaridad en las conex-iones del transformador de medida de tensión para U1.

• Para la función de sincronización se ajusta el programa SINC U1>U2< = Si (Di-rección 6x08) y SYNC Función X = ASIN/SINCRON (Dirección 16x).

• Desconectar el interruptor de protección del transformador de medida de tensión correspondiente a la tensión de las barras colectoras.

• A través de la entrada binaria (170.0043 ">Sinc Req. med") se introduce una solicitud de medición. No se produce ninguna autorización de conexión. En caso contrario, indica que no está configurado el interruptor de protección del transfor-mador de medida de tensión para la tensión de las barras colectoras. Sólo actuará si se trata de una función teórica, comprobando eventualmente la entrada binaria ">falt.TT barr" (6510).

• Volver a conectar el interruptor de protección del transformador de medida de tensión para la tensión de las barras colectoras.

• Abrir el interruptor de potencia.

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• Para la comprobación de sincronismo se ajusta el programa SINC U1<U2> = Si (Dirección 6x07) y SINC U1>U2< = No (Dirección 6x08).

• A través de la entrada binaria (170.0043 ">Sinc Req. med") se introduce una solicitud de medición. La comprobación de sincronismo debe dar autorización (mensaje "Sinc autor.CIER", 170.0049). Si no fuera así, hay que comprobar otra vez cuidadosamente todas las conexiones de tensión y los parámetros corre-spondientes de acuerdo con el capítulo 2.19.1.

• Desconectar el interruptor de protección del transformador de medida de tensión correspondiente a la tensión de la derivación.

• A través de la entrada binaria (170.0043 ">Sinc Req. med") se introduce una solicitud de medición. No se produce ninguna autorización de conexión.

• Volver a conectar el interruptor de protección del transformador de medida de tensión correspondiente a la tensión de la derivación.

Corregir las direcciones 6x07 a 6x10, ya que se habían modificado para la compro-bación. Si se ha modificado la configuración de los LED o los relés de comunicación para realizar la comprobación, hay que corregir ésta también de nuevo.

Figura 3-37 Tensiones de medida para control de sincronismo

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3.3.11 Comprobación de la puesta a tierra

en la red sin toma de tierra

La comprobación de la puesta a tierra solamente se necesita si el equipo se utiliza en una red aislada o compensada, y se emplea la localización de falta con puesta a tierra. Para ello es preciso que el equipo disponga de la localización de falta a tierra de acuerdo con la designación en el pedido (Lugar 15 MLFB = D o B o F o H) y que al configurar las funciones del equipo se haya ajustado en F/T SENS. = disponible (Dirección131). En todos los demás casos, este apartado no tiene apli-cación.

La comprobación primaria sirve para determinar la polaridad correcta de las conex-iones de los transformadores de medida para determinar el sentido de la derivación a tierra.

¡PELIGRO!¡Partes de la instalación que están bajo tensión! ¡Tensiones acopladas capacitiva-mente en partes que están sin tensión!

La no observancia de las siguientes medidas puede tener como consecuencia la muerte, lesiones físicas graves o daños materiales considerables.

Las medidas primarias solamente deben llevarse a cabo en partes de la instalación que estén sin tensión y puestas a tierra!

La prueba más segura es con una puesta a tierra primaria. Para ello se procederá en la forma siguiente:• Desconectar la línea y ponerla a tierra por ambos lados; en el extremo remoto de

la línea debe permanecer ésta abierta durante toda la comprobación.• Colocar sobre la línea un puente de puesta a tierra monofásico. En las líneas

aéreas esto puede efectuarse en cualquier punto, pero en todo caso después de los transformadores de medida de intensidad (visto desde las barras colectoras de la derivación que se trata de comprobar). En los cables se realiza la toma de tierra en el extremo remoto (cierre a tierra).

• Quitar la toma de tierra de protección de la línea.• Conectar el interruptor de potencia en el extremo de la línea que se trata de com-

probar.• Comprobar la indicación de sentido (LED si está configurado).• En el protocolo de derivación a tierra del campo de visualización debe aparecer la

fase afectada por la derivación a tierra (F nº1272 para L1 ó 1273 para L2 ó 1274 para L3) y el sentido de la línea, es decir "F/T adelante" (F nº1276).

• También se visualizan los componentes activo y reactivo de la corriente de deri-vación a tierra; para una red aislada es determinante la corriente reactiva ("IEEr=", F nº 702), y para una red compensada, la corriente activa ("IEEa=", F nº 701). Si la pantalla muestra "F/T atras" (F nº1277), entonces hay una inver-sión de polos en la conducción a tierra, bien en las conexiones de intensidad o en las conexiones de tensión. Si aparece "F/T no direcc." (F nº 1278), probable-mente la corriente de derivación a tierra es demasiado reducida.

• Desconectar la línea y ponerla a tierra.

Con esto queda terminada la comprobación.

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3.3.12 Comprobación de la polaridad para la entrada de intensidad IE

Generalidades La conexión estándar del equipo, cuando la entrada de intensidad IE está conectada en el punto de estrella del conjunto de transformadores de medida de intensidad (véanse también los esquemas de conexión en el Anexo A.3), la polaridad correcta de la vía de corriente a tierra por lo general viene dada automáticamente.

En cambio, si se alimenta la intensidad IE desde un transformador de medida de in-tensidad sumador independiente (véanse por ejemplo los esquemas de conexión en el anexo A.3), es necesario efectuar una comprobación de sentido adicional para esta corriente.

Si el equipo dispone de la entrada de intensidad sensible para IE y se emplea con la localización de la falta a tierra en una red aislada o en una red compensada, la com-probación de la polaridad para IE ya se realizó durante la comprobación de derivación a tierra según el apartado anterior. En ese caso este apartado no es procedente.

En los demás casos se realiza la comprobación estando interrumpido el circuito de disparo y con la corriente de carga primaria. A este respecto hay que señalar que en todas las simulaciones que no se correspondan exactamente con los casos prácticos, pueden saltar las supervisiones de valor de medida debido a la asimetría de los valores de medida. Éstas sin embargo se deberán ignorar en esas comprobaciones.

¡PELIGRO!Tensiones peligrosas en caso de interrupciones en los circuitos secundarios de los transformadores de medida de intensidad


Poner en cortocircuito las conexiones secundarias de los transformadores de medida de intensidad antes de interrumpir las acometidas de corriente al equipo.

Comprobación de la polaridad de la red con toma de tierra

Esta comprobación se puede efectuar o bien mediante la función "Protección contra cortocircuito a tierra direccional" (Dirección 116) o mediante la función "Localización de la falta en red con puesta a tierra " (Dirección131), que puede funcionar como pro-tección adicional contra cortocircuitos.

A continuación se describe la comprobación mediante la función "Protección contra cortocircuito a tierra direccional" (Dirección116).

Para formar una tensión de desplazamiento se deja en abierto el arrollamiento e-n de una fase del conjunto de transformadores de medida de tensión (por ejemplo L1) (véase la figura 3-38). Si no está prevista ninguna conexión a los arrollamientos e-n de los transformadores de medida de tensión se interrumpe por el lado del secundario la fase correspondiente (véase la figura 3-39). Por el circuito de corriente se hace pasar únicamente la corriente de aquel transformador de medida en cuya fase falta la tensión en el circuito de tensión. Si por la línea se transporta una carga óhmica-induc-tiva, para la protección existen en principio las mismas condiciones que en el caso de un cortocircuito con puesta a tierra en el sentido de la línea.

La protección contra cortocircuitos a tierra direccional deberá por lo tanto estar con-figurada y conectada (Dirección 116 o 131). El valor de respuesta de esta protección tiene que ser superado por la corriente de carga de la línea; en caso necesario se

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ajusta el valor de excitación algo más bajo. Es preciso anotar los parámetros que se hayan modificado.

Después de conectar la línea y volver a desconectarla, comprobar la indicación del sentido: En los mensajes de falta deberán figurar como mínimo los mensajes "ARR S/I dir T" y "Comp.d.IE>adel". Si falta la excitación orientada, hay un error de conexión o bien en la conexión de la corriente a tierra o en la conexión de la tensión de desplazamiento. Si se indica el sentido erróneo, la potencia fluye o bien desde la línea a las barras colectoras o hay una inversión de polaridad en la vía de la corriente a tierra. En este último caso es preciso corregir la conexión después de desconectar la línea y poner en cortocircuito los transformadores de medida de intensidad.

Si falta completamente el mensaje de excitación, posiblemente la corriente a tierra que se haya medido o la tensión de desplazamiento que se ha formado sean dema-siado reducidas. Esto se puede comprobar a través de los valores de medición de tra-bajo.

¡Atención! Si para esta prueba se han modificado parámetros, entonces éstos se deberán volver a ajustar al final nuevamente a su estado teórico!

Figura 3-38 Prueba de polaridad para IE, ejemplo para conjunto de transformadores de in-tensidad en conexión Holmgreen (transformador de tensión con arrollamiento e-n)

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Figura 3-39 Prueba de polaridad para IE, ejemplo para conjunto de transformadores de in-tensidad en conexión Holmgreen (con cálculo de la tensión de desplazamiento)

3.3.13 Comprobación de la determinación de la temperatura a través de Thermobox

Después de haber controlado la terminación del interfaz RS485 y el ajuste de la direc-ción del bus en los equipos de protección según el capítulo 3.2, se puede efectuar la comprobación de los valores de medición y umbrales de temperatura.

Si se utilizan sensores de temperatura con conexión de 2 hilos, hay que determinar previamente la resistencia de la línea, estando cortocircuitado el sensor de tempertu-ra. En la unidad Thermobox se debe seleccionar el modo 6 e introducir para el sensor correspondiente en la Thermobox el valor de resistencia determinado (intervalo: 0 a 50,6 Ω).

Si para los sensores de temperatura se utiliza la conexión de 3 hilos preajustada, no se necesita a este respecto ninguna otra introducción.

Para comprobar los valores de temperatura medidos se sustituyen los sensores de temperatura por resistencias regulables (por ejemplo década de resistencias de pre-cisión) y se comprueba por la tabla siguiente la correspondencia correcta entre el valor de la resistencia y la temperatura visualizada, para 2 o 3 valores de temperatura.

Tabla 3-37 Correspondencia entre temperatura y resistencia de los sensores

Temperatura en °C

Temperatura en °F

Ni 100 DIN 43760 Ni 120 DIN 34760 Pt 100 IEC 60751

–50 –58 74,255 89,106 80,3062819 –40 –40 79,1311726 94,9574071 84,270652 –30 –22 84,1457706 100,974925 88,2216568 –20 –4 89,2964487 107,155738 92,1598984 –10 14 94,581528 113,497834 96,085879 0 32 100 120 10010 50 105,551528 126,661834 103,902525

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Los umbrales de temperatura configurados en el equipo de protección se pueden comprobar aproximándose lentamente al valor de resistencia correspondiente.

20 68 111,236449 133,483738 107,7935 30 86 117,055771 140,466925 111,672925 40 104 123,011173 147,613407 115,5408 50 122 129,105 154,926 119,397125 60 140 135,340259 162,408311 123,2419 70 158 141,720613 170,064735 127,075125 80 176 148,250369 177,900442 130,8968 90 194 154,934473 185,921368 134,706925 100 212 161,7785 194,1342 138,5055 110 230 168,788637 202,546364 142,292525 120 248 175,971673 211,166007 146,068 130 266 183,334982 220,001979 149,831925 140 284 190,88651 229,063812 153,5843 150 302 198,63475 238,3617 157,325125 160 320 206,58873 247,906476 161,0544 170 338 214,757989 257,709587 164,772125 180 356 223,152552 267,783063 168,4783 190 374 231,782912 278,139495 172,172925 200 392 240,66 288,792 175,856 210 410 249,79516 299,754192 179,527525 220 428 259,200121 311,040145 183,1875 230 446 268,886968 322,664362 186,835925 240 464 278,868111 334,641733 190,4728 250 482 289,15625 346,9875 194,098125

Temperatura en °C

Temperatura en °F

Ni 100 DIN 43760 Ni 120 DIN 34760 Pt 100 IEC 60751

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3.3.14 Medición del tiempo propio del interruptor de potencia (sólo 7SJ64)

Sólo para la función de sincronización

Si el equipo7SJ64 dispone de la función de sincronización y ésta se utiliza, es impre-scindible para efectuar conexiones en condiciones de redes asíncronas, que se mida y ajuste correctamente el tiempo propio del interruptor de potencia al cerrar. Si en la función de sincronización o si con ésta se conmuta exclusivamente en condiciones de redes síncronas, este apartado es improcedente.

Para la medición de tiempo propio es adecuada una disposición según la figura 3-40. El cronómetro se ajusta al campo de 1 s o a una resolución de 1 ms.

El interruptor de potencia se conecta manualmente; con ello se pone al mismo tiempo en marcha el cronómetro. Después de cerrarse los polos del interruptor de potencia aparece la tensión ULtg; con esto se detiene el cronómetro. El tiempo indicado en el cronómetro es el tiempo real de conexión del interruptor.

Si el cronómetro no se detiene debido a un instante de conexión desfavorable, se repite el ensayo.

Resulta especialmente conveniente calcular el valor medio de varios (3 a 5) intentos de conexión satisfactorios.

Ajuste este tiempo bajo la dirección 6X20 como T IP-CIERRE (bajo los datos de la instalación de la función de sincronización). Seleccione el valor ajustable inmediato inferior.

Figura 3-40 Medición del tiempo de cierre del interruptor de potencia

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3.3.15 Comprobación de la actuación de los relés periféricos configurados

Conexión medi-ante introducción de la orden

Si la actuación de los relés periféricos configurados no se ha efectuado ya de forma global durante la prueba de hardware antes descrita, se deben conectar y desconec-tar todos los medios de conmutación configurados desde el equipo a través del control integrado. Al hacerlo, se deben observar en el equipo los retroavisos de la posición del interruptor acoplados a través de las entradas binarias, comparándolos con la posición real del interruptor. En los equipos con pantalla gráfica esto se puede hacer fácilmente desde la imagen de control de la posición.

La forma de proceder para la conmutación se explica en la descripción del sistema SIPROTEC® 4. La jerarquía de conmutación deberá estar establecida de acuerdo con la fuente de mando utilizada. En el modo de conmutación se puede elegir entre con-mutación bloqueada o sin bloquear. Para ello hay que tener en cuenta que la con-mutación no bloqueada representa un riesgo de seguridad.

Conmutación a través de las fun-ciones de protec-ción

Al dar una orden de desconexión al interruptor de potencia hay que tener en cuenta que estando conectado el automático de reconexión interno, o en combinación con un automático de reconexión exterior, se activa un ciclo de comprobación DESCONECTADO-CONECTADO.

¡PELIGRO!¡Un ciclo de prueba del automático de reconexión iniciado satisfactoriamente da lugar a la conexión del interruptor de potencia!

La no observancia de las siguientes indicaciones tendrá como consecuencia la muerte, lesiones físicas graves o daños materiales considerables.

Al dar una orden de desconexión al interruptor de potencia hay que tener en cuenta que en combinación con un automático de reconexión exterior se inicia un ciclo de prueba DESCONEXIÓN-CONEXIÓN.

Conmutación desde una central de mando

En la medida en que el equipo esté conectado a una central de mando a través del interfaz del sistema, se deberán comprobar también las correspondientes pruebas de conmutación desde la central de mando. También aquí hay que tener en cuenta que la jerarquía de conmutación esté fijada de acuerdo con la fuente de mando utilizada.

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3.3.16 Establecimiento de un listado de medida de prueba

Generalidades Para comprobar la estabilidad de la protección, también durante los procesos de con-exión, se pueden efectuar para terminar ensayos de conexión. Los listados de medida suministran las máximas informaciones relativas al comportamiento de la protección.

Condición necesaria

La condición necesaria para activar un listado de medida de prueba es que en el Volumen de funciones se haya configurado el listado de averías como disponible. Además de las posibilidades de almacenar una anotación de los valores de avería debido a la excitación de la protección, el 7SJ62/63/64 permite también activar un registro de valores de medida por medio del programa de maniobra DIGSI, a través de los interfaces serie y mediante introducción binaria. En este último caso es preciso que la información „>Inic.perturb“ haya sido configurada para una entrada binaria. La activación de la anotación tiene lugar entonces, por ejemplo, a través de entrada binaria, al conectar el objeto a proteger.

Esta clase de listados de medida de prueba iniciados desde el exterior (es decir sin excitación de protección), los trata el equipo como anotaciones normales de valores de falta, es decir que para cada lista de medida se abre un protocolo de falta con número propio, con el fin de crear una correspondencia unívoca. Ahora bien, estos listados de medida no aparecen en la memoria intermedia de faltas en la pantalla puesto que no representan ninguna avería en la red.

Iniciar el listado de averías de prueba

Para iniciar un listado de averías de prueba por medio de DIGSI hay que seleccionar en la parte izquierda de la ventana la función de maniobra Test. Haga doble clic en la vista del listado, sobre la indicación Listado de averías de prueba.

Figura 3-41 Iniciar la ventana para el listado de medición de prueba en DIGSI®

El listado de pertugrofías de prueba se inicia inmediatamente. Durante la anotación aparece un mensaje en la zona izquierda de la línea de estado. Unos segmentos de barras informan adicionalmente sobre el progreso del proceso.

Para visualizar y evaluar la anotación se necesita uno de los programas SIGRA o ComtradeViewer.

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3.4 Montaje del equipo en su ubicación (panel / armario)

3.4 Montaje del equipo en su ubicación (panel / armario)

Es preciso apretar fuertemente los tornillos. Es preciso apretar los tornillos de todas las bornas — incluso los que no se utilicen —.

CuidadoPares de apriete inadmisibles

La no observancia de la medida siguiente puede tener como consecuencia lesiones físicas leves o daños materiales.

¡No se pueden rebasar los pares de apriete admisibles, ya que se podrían dañar las roscas y las cámaras de las bornas!

Los valores de ajuste se deberían volver a comprobar otra vez por si se hubiesen modificado durante las pruebas. Especialmente se debe controlar si todas las fun-ciones de protección, mando y adicionales están correctamente ajustadas en los parámetros de configuración (véase el capítulo 2.1.1, volumen de funciones) y si están activadas todas las funciones Activar deseadas. Es preciso asegurarse de que en el PC quede memorizada una copia de los valores de ajuste.

Se debería comprobar el reloj interno del equipo y eventualmente se debería poner en hora/sincronizar, en la medida en que no se sincronice automáticamente. Las in-strucciones correspondientes pueden verse en la descripción del sistema SIPRO-TEC® 4.

Las memorias intermedias de mensajes se borran en MENÚ PRINCIPAL → Mensajes → Borrar/Fijar, para que en el futuro contengan únicamente informa-ciones relativas a sucesos y estados reales (véase también la descripción del sistema SIPROTEC® 4). En la misma selección se ponen los contadores de la estadística de conmutaciones en los valores iniciales (véase también la descripción del sistema SIPROTEC® 4).

Los contadores de valores de medida de trabajo (por ejemplo, contadores de trabajo, si existen) se reinician en MENÚ PRINCIPAL → Valores medidos → Reiniciar (véase también la descripción del sistema SIPROTEC® 4).

Para volver a la pantalla básica, pulsar la tecla ESC (eventualmente varias veces). En el campo de visualización aparece la pantalla básica (por ejemplo, la visualización de los valores de medición de trabajo).

Las indicaciones que figuran en la tapa frontal del equipo se borran pulsando la tecla LED, para que en el futuro suministren únicamente informaciones relativas a sucesos y estados reales. Al hacerlo también se reponen los relés de salida que estén even-tualmente memorizados. Mientras se pulsa la tecla LED se iluminan los diodos lumi-nosos configurables en la tapa frontal, y de esta manera se lleva a cabo también una prueba de los diodos luminosos. Si los diodos luminosos indican situaciones que existen en el momento actual, entonces naturalmente permanecen iluminados.

El diodo luminoso verde "RUN" debe estar iluminado, mientras que el diodo luminoso rojo "ERROR" debe estar apagado.

Si existe un interruptor de prueba éste debe estar puesto en la posición de trabajo.

El equipo ahora está en condiciones de trabajo.

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Datos técnicos 4En este capítulo encontrará las características técnicas del equipo SIPROTEC® 7SJ62/63/64 y de sus distintas funciones, incluidos los valores límites que por ningún concepto se deberán superar. Después de las características eléctricas y funcionales correspondientes a la máxima capacidad de funciones, se muestran las característi-cas mecánicas con dibujos dimensionales.

4.1 Datos generales del equipo 467

4.2 Protección temporizada de sobreintensidad independiente 483

4.3 Protección temporizada de sobreintensidad dependiente 485

4.4 Protección temporizada de sobreintensidad direccional 496

4.5 Estabilización de la conexión 498

4.6 Conmutación dinámica de parámetros 499

4.7 Protección temporizada de sobreintensidad monofásica 500

4.8 Protección de tensión 501

4.9 Protección de carga desequilibrada(curva característica independiente) 503

4.10 Protección de carga desequilibrada (curva característica dependiente) 504

4.11 Supervisión del tiempo de arranque para motores 510

4.12 Bloqueo de reenganche para motores 511

4.13 Protección de frecuencia 513

4.14 Protección térmica de sobrecarga 514

4.15 Falta a tierra (sensible/insensible) 517

4.16 Protección intermitente contra averías con derivación a tierra 522

4.17 Automatismo de reenganche 523

4.18 Localizador de distancia a la falta 525

4.19 Protección contra fallo del interruptor 526

4.20 Funciones de protección flexibles (sólo 7SJ64) 527

4.21 Función de sincronización (sólo 7SJ64) 530

4.22 Thermoboxes para determinar la temperatura 532

4.23 Funciones definibles por el usuario (CFC) 533

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4 Datos técnicos

4.24 Funciones adicionales 538

4.25 Control de los equipos de mando 544

4.26 Requisitos relativos a los transformadores de medida de intensidad 545

4.27 Dimensiones 547

466 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4.1 Datos generales del equipo


4.1.1 Entradas analógicas

Entradas de corriente

1) sólo para versión con entrada sensible del transformador de medida de intensidad de la cor-riente a tierra (véanse los datos del pedido en el Anexo A.1)

Entradas de tensión

Entradas del transformador de medida (sólo 7SJ63)

Frecuencia nominal fN 50 Hz ó 60 Hz (ajustable)Intensidad de corriente nominal IN 1 A ó 5 Acorriente a tierra, sensible IEE ≤ 1,6 A campo lineal1)

consumo por fase y vía a tierra- para IN = 1 A- para IN = 5 A- para la determinación sensible de averías con deri-vación a tierra 1 A

aprox. 0,05 VAaprox. 0,3 VAaprox. 0,05 VA

Capacidad de carga de la vía de corriente- térmica (efectiva) - dinámica (valor cresta)

100· IN durante 1 s30· IN durante 10 s4· I N permanente250· I N (semionda)

Capacidad de carga entrada para determinación sensible de averías con derivación a tierra IEE

1)

- térmica (efectiva) - dinámica (valor cresta)

300 A durante 1 s100 A para 10 s15 A permanente750 A (semionda)

Tensión nominal 100 V a 225 V (ajustable)Campo de medida 0 V a 170 V

0 V a 200 V (sólo 7SJ64)Consumo para

100 Vaprox. 0,3 VA

Capacidad de sobrecarga en la vía de tensión – térmica (efectiva) 230 V permanentes

Intensidad de corriente de entrada 0 mA– a 20 mA–Resistencia de entrada 10 Ω

Potencia consumida 5,8 mW para 24 mA

4677SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

4.1.2 Tensión auxiliar

Tensión continua

Tensión alterna

Alimentación de tensión a través de convertidor integrado Tensión continua auxiliar nominal UH– 24/48 V– 60/110/125 V–campos de tensión admisibles 19 a 58 V– 48 a 150 V–Tensión continua auxiliar nominalUH– 110/125/220/250 V–campos de tensión admisibles 88 a 300 V–tensión alterna superpuesta, Cresta-Cresta, IEC 60255-11 15 % de la tensión auxiliar

Potencia consumida sin excitar excitado7SJ621, 7SJ622

aprox. 4 W aprox. 7 W

7SJ631 aprox. 4 W aprox. 10 W7SJ632,7SJ633

aprox. 5,5 W aprox. 16 W

7SJ635,7SJ636

aprox. 7 W aprox. 20 W

7SJ640 aprox. 5 W aprox. 9 W7SJ641 aprox. 5,5 W aprox. 13 W7SJ642 aprox. 5,5 W aprox. 12 W7SJ645 aprox. 6,5 W aprox. 15 WTiempo de derivación en caso de fallo/cor-tocircuito, IEC 60255-11(en régimen no excitado)

≥ 50 ms para U ≥ 110 V–≥ 20 ms para U ≥ 24 V–

Alimentación de tensión a través de convertidor integrado Tensión auxiliar alterna nominal UH~ 115 V~ 230 V~ campos de admisión admisibles 92 a 132 V~ 184 a 265 V~

Potencia consumida (a 115 V ~ / 230 v~) sin excitar excitado7SJ621, 7SJ622

aprox. 3 VA aprox. 9 VA

7SJ631 aprox. 3 VA aprox. 12 VA7SJ632,7SJ633


7SJ635, 7SJ636


7SJ640 aprox. 7 VA aprox. 12 VA7SJ641 aprox. 9 VA aprox. 19,5 VA7SJ642 aprox. 9 VA aprox. 18,5 VA7SJ645 aprox. 12 VA aprox. 23 VATiempo de derivación en caso de fallo/corto-circuito (en régimen no excitado)

200 ms

468 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


4.1.3 Entradas y salidas binarias

Entradas binarias

Variante Cantidad7SJ621*- 8 (configurable)7SJ622*- 11 (configurable)7SJ631*- 11 (configurable)7SJ632*- 24 (configurable)7SJ633*- 20 (configurable)7SJ635*- 37 (configurable)7SJ636*- 33 (configurable)7SJ640*- 7 (configurable)7SJ641*- 15 (configurable)7SJ642*- 20 (configurable)7SJ645*- 33 (configurable)

Gama de tensión nominal 24 V– a 250 V–, bipolar7SJ62 – – – EB1 ... EB117SJ63 EB1....6; EB8....19;

EB25....36EB7; EB20 ... 24; EB37

7SJ640 – – – EB1 ... 77SJ641 – – – EB1 ... 157SJ642 EB8... 19 EB1 ... 7; EB207SJ645 EB8... 19; EB21...32 EB1...7; EB20; EB33Consumo de corriente, excitado (con inde-pendencia de la tensión de accionamiento)

aprox. 0,9 mA aprox. 1,8 mA

Tiempo de respuesta aprox. 9 ms aprox. 4 ms

umbrales de conmutación garantizados conmutables por medio de puentespara tensiones nominales 24/48/60/110/125 V– U alto ≥ 19 V–

U bajo ≤ 10 V–para tensiones nominales 110/125/220/250 V– U alto ≥ 88 V–

U bajo ≤ 44 V–para tensiones nominales(sólo en el caso de conjuntos con 3 umb-rales de conmutación)

220/250 V– y115/230 V∼

U alto ≥ 176 V– U bajo ≤ 88 V–

Tensión máxima admisible 300 V–Supresión del impulso de entrada 220 nF a 220 V para un tiempo de recuperación

> 60 ms

4697SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

Relé de salida

Relé de mensaje/orden, relé de alarma (*)

Relé de potencia (**)

Número y datos depende de la variante de pedido (configurable);Valores en (): hasta estado de desarrollo .../DD

Variante de pedido Cerrador1) C/A, conmuta-ble*)

Relé de poten-cia**)

7SJ621*- 6 (8) 3 (1) –7SJ622*- 4 (6) 3 (1) –7SJ631*- 8 1 –7SJ632*- 11 1 47SJ633*- 11 1 47SJ635*- 14 1 87SJ636*- 14 1 87SJ640*- 5 1 –7SJ641*- 12 2 –7SJ642*- 8 1 47SJ645*- 11 1 8Potencia de conmutación CONEXIÓN 1000 W/VA *) –Potencia de conmutación DESCONEX-IÓN

30 VA 40 W óhmico 25 Wpara L/R ≤ 50 ms

–

Tensión de conmutación 250 V 250 Vintensidad de corriente admisible por contacto (permanente)

5 A –

intensidad de corriente admisible por contacto (Conectar y mantener)

30 A durante 0,5 s (Cerrador)

Corriente total admisible para contactos radicados

5 A permanente, 30 A para 0,5 s –

potencia de conmutación máxima durante 30 spara 48 V a 250 Vpara 24 V

– 1000 W **)500 W **)

Duración de conexión relativa admisible – 1 %

Carga de tensión alterna (se ha de tener en cuenta al dimensionar las conexiones aplicadas exteriores)Valor del condensador ANSI:4,70· 10-9 F ± 20%

Frecuencia Impedancia50 Hz 6,77· 105 Ω ± 20% 60 Hz 5,64· 105 Ω ± 20%

*) Clasificado UL con las siguientes características nominales:120 Vac Servicio piloto, B300240 Vac Servicio piloto, B300240 Vac 5 A Uso general24 Vdc 5 A Uso general48 Vdc 0,8 A Uso general240 Vdc 0,1 A Uso general120 Vac 1/6 hp (4,4 FLA1))240 Vac 1/2 hp (4,9 FLA1))

470 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


1) FLA = “Full Load Ampere” (Amperios de plena carga)

**) Clasificado UL con las siguientes características nominales:240 Vdc 1,6 FLA1)

120 Vdc 3,2 FLA1)

60 Vdc 5,5 FLA1)

4717SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

4.1.4 Interfaces de comunicación

Interfaz de servicio

Interfaz de servicio/módem

1) no para 7SJ64

Conexión cara frontal, no cerrada RS232, toma hembra DSUB de 9 polos para conectar un ordenador personal

Operación con DIGSIVelocidad de transmisión mín. 4 800 baudios; máx. 38 400 baudios; para

7SJ63/64 hasta un máximo de 115 200 baudios; con-figuración de suministro: 38 400 baudios; paridad: 8E1

distancia entre equipo y pc 15 m

Conexión Interfaz de potencial cero para trans-misión de datos

Operación mediante DIGSIVelocidad de transmisión mín. 4 800 baudios, máx.

38 400 baudios; para 7SJ63/64 hasta un máximo de 115 200 baudios;Configuración de suministro 38 400 baudios

RS232/RS485 RS232/RS485 según la variante de pedido

Conexión en bastidor para empotrar

cara posterior, lugar de instalación „C“, toma hembra DSUB de 9 polos

Conexión para bastidor para montaje superpuesto

en el bastidor del pupitre, en la cara inferior del bastidor;Cable de datos blindado

Tensión de pruebas 500 V; 50 Hz

RS232 distancia máx. 15 m

RS485distancia máx. 1000 m

conductor de fibra óptica (LWL) 1)

Conector LWL tipo Clavija STConexión en bastidor para empotrar

cara posterior, lugar de instalación „C“


en el bastidor del pupitre en la cara in-ferior del bastidor

longitud de onda óptica λ = 820 nmLáser clase 1 según norma EN 60825-1/-2

al utilizar fibra de vidrio 50/125 µm o al emplear fibra de vidrio 62,5/125 µm

Atenuación de trayecto ad-misible

máx. 8 dB, para fibra de vidrio 62,5/125 µm

distancia entre equipo y pc máx. 1,5 kmPosición de reposo de la señal

parametrizable; configuración de suministro „Luz apagada“

472 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Interfaz adicional (sólo 7SJ64)

Interfaz del sistema

Conexión interfaz de potencial cero para la con-exión de Thermoboxes

Velocidad de transmisión mín. 4 800 baudios, máx. 115 200 baudios;Configuración de suministro 38 400 baudios

RS485

Conexión en caso de bastidor para empotrar

cara posterior, lugar de instalación „D“, conector hembra DSUB de 9 polos

Conexión en caso de basti-dor para montaje super-puesto

en el bastidor del pupitre, en la cara inferior del bastidor;cable de datos blindado

Tensión de prueba 500 V; 50 HzDistancia 1000 m

Conductor de fibra óptica (LWL) Conector LWL tipo Conector ST


cara posterior, lugar de instalación „D“

Conexión en caso de basti-dor para montaje super-puesto

en el bastidor del pupitre, en la cara inferior del bastidor

Longitud de onda óptica λ = 820 nmLáser clase 1 según norma EN 60825-1/-2

al emplear fibra de vidrio 50/125 µm o al emplear fibra de vidrio 62,5/125 µm

atenuación de tramo ad-misible


distancia máx. 1,5 kmPosición de reposo de la señal

parametrizable; configuración de suministro „Luz apagada“

IEC 60870-5-103 RS232/RS485/LWL según la variante de pedido

interfaz exento de potencial para transmisión de datos a un centro de control

RS232


cara posterior, lugar de instalación „B“, conector hembra DSUB de 9 polos

Conexión en caso de bastidor para montaje su-perpuesto


Tensión de prueba 500 V; 50 HzVelocidad de transmisión mín. 4 800 baudios, máx.

38 400 baudios; Configuración de suministro 9600 baudios

distancia entre equipo y pc 15 m

4737SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

RS485


cara posterior, lugar de instalación „B“, conector hembra DSUB de 9 polos

Conexión en caso de bastidor para montaje su-perpuesto

en el bastidor del pupitre, en la cara in-ferior del bastidor

Tensión de prueba 500 V; 50 HzVelocidad de transmisión mín. 4 800 baudios, máx.

38 400 baudios; configuración de suministro 9600 baudios

distancia entre equipo y pc máx. 1 kmConductor de fibra óptica (LWL) Conector LWL tipo Conector ST

Conexión para bastidor para empotrar

cara posterior, lugar de instalación „B“



Longitud de onda óptica λ = 820 nmLáser clase 1 según norma EN 60825-1/-2




distancia entre equipo y pc máx. 1,5 kmPosición de reposo de las señales

parametrizable, configuración de suministro „Luz apagada“

Profibus RS485 (FMS y DP) Conexión para bastidor

para empotrar cara posterior, lugar de instalación „B“, conector hembra DSUB de 9 polos


en el bastidor del pupitre, en la cara in-ferior del bastidor

Tensión de prueba 500 V; 50 HzVelocidad de transmisión hasta 1,5 megabaudiosdistancia entre equipo y pc 1 000 m para ≤ 93,75 kilobaudios

500 m para ≤ 187,5 kilobaudios200 m para ≤ 1,5 megabaudios

474 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Profibus LWL (FMS y DP) Conector LWL tipo Conector ST

Anillo simple/anillo doble según el pedido para FMS; para DP disponible únicamente anillo doble


cara posterior, lugar de instalación „B“


en el bastidor del pupitre, en el basti-dor de pupitre, en la cara inferior del bastidor a través de RS485 y conver-tidor RS485/LWL exterior

Velocidad de transmisión hasta 1,5 megabaudiosrecomendado: > 500 kilobaudios en la versión normal

≤ 57 600 baudios en caso de unidad de mando independiente

longitud de onda óptica λ = 820 nmLáser clase 1 según norma EN 60825-1/-2



máx. 8 dB para fibra de vidrio 62,5/125 µm

distancia entre equipo y pc máx. 1,5 kmDNP3.0 /MODBUS RS485


cara posterior, lugar de instalación „B“, conector hembra DSUB 9 polos


en el bastidor del pupite, en la cara in-ferior del bastidor

Tensión de prueba 500 V; 50 HzVelocidad de transmisión hasta 19 200 baudiosdistancia entre equipo y pc máx. 1 km

DNP3.0 /MODBUS LWL Conector LWL tipo Conector ST transmisor/receptorConexión para bastidor para empotrar

cara posterior, lugar de instalación„B“


no disponible

Velocidad de transmisión hasta 19 200 baudiosLongitud de onda óptica λ = 820 nmLáser clase 1 según norma EN 60825-1/-2




Distancia entre equipo y pc

máx. 1,5 km

4757SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

Interfaz de sincronización de tiempo

Ethernet eléctrico (EN 100) para IEC61850, DIGSI y comunicación entre equipos mediante GOOSE

Conexión en el bastidor para empotrar

cara posterior, lugar de instalación„B“2 x toma enchufable RJ45 100 BaseT según IEEE802.3


no disponible

Tensión de prueba (con re-lación a la toma de conex-ión)

500 V; 50 Hz

Velocidad de transmisión 100 MBit/sdistancia entre equipo y pc 20 m

Sincronización de tiempo DCF 77/Señal IRIG B(Formato telegrama IRIG-B000)

Conexión para bastidor para empotrar cara posterior, lugar de instalación„A“;Conector hembra DSUB de 9 polos


en bornas de doble piso en la cara inferior del equipo

Tensiones nominales de señal opcionalmente 5 V, 12 V o 24 V

Niveles de señal y cargasTensión nominal de entrada de la señal5 V 12 V 24 V

UIHigh 6,0 V 15,8 V 31 VUILow 1,0 V para IILow =

0,25 mA1,4 V para IILow = 0,25 mA 1,9 V para IILow = 0,25 mA

IIHigh 4,5 mA a 9,4 mA 4,5 mA a 9,3 mA 4,5 mA a 8,7 mA

RI890 Ω para UI = 4 V 1930 Ω para UI = 8,7 V 3780 Ω para UI = 17 V640 Ω para UI = 6 V 1700 Ω para UI = 15,8 V 3560 Ω para UI = 31 V

476 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


4.1.5 Pruebas eléctricas

Reglamentos

Prueba de aislamiento

Pruebas de CEM resistencia a las interferencias (pruebas de homologación)

Normas: IEC 60255 (normas del producto) ANSI/IEEE Std C37.90.0/.1/.2UL 508 DIN 57435 Parte 303para otras normas veánse las pruebas individu-ales

Normas: IEC 60255-5 e IEC 60870-2-1Prueba de tensión (prueba individual) todos los circuitos excepto tensión auxiliar, entra-das binarias, interfaces de comunicación y de sincronización de tiempo

2,5 kV (eficaces), 50 Hz

prueba de tensión (prueba individual) tensión auxiliar y entradas binarias

3,5 kV–

Prueba de tensión (prueba individual) sólo interfaces de comunicación y de sincroniza-ción de tiempo bloqueados

500 V (eficaces), 50 Hz

Prueba de tensión de impacto (prueba de homologación) todos los circuitos, excepto interfaces de comunicación y sincronización de tiempo, clase III

5 kV (valor cresta); 1,2/50 µs; 0,5 J;3 impulsos positivos y 3 negativos a intervalos de 1 s

Normas: IEC 60255-6 y -22, (normas del pro-ducto) EN 50082-2 (norma técnica básica)DIN 57435 Parte 303

Prueba de alta frecuenciaIEC 60255-22-1, Clase III y VDE 0435 Parte 303, Clase III

2,5 kV (valor cresta); 1 MHz; τ = 15 µs; 400 impulsos por s; duración del ensayo 2 s; Ri = 200 Ω

Descarga de electricidad estática IEC 60255-22-2, Clase IV y IEC 61000-4-2, Clase IV

8 kV descarga entre contactos; 15 kV descarga al aire; ambas polaridades; 150 pF; Ri = 330 Ω

Irradiación con campo AF, sin modularIEC 60255-22-3 (Report), Clase III

10 V/m; 27 MHz a 500 MHz

Irradiación con campo AF, amplitud moduladaIEC 61000-4-3, Clase III

10 V/m; 80 MHz a 1000 MHz; 80% AM; 1 kHz

Irradiación con campo AF, modulado con impulsosIEC 61000-4-3/ENV 50204, Clase III

10 V/m; 900 MHz; Frecuencia de repetición 200 Hz; Duración de con-exión 50%

Magnitudes interferentes transitorias rápidas/ráfagaIEC 60255-22-4 e IEC 61000-4-4, Clase IV

4 kV; 5/50 ns; 5 kHz; Duración de ráfaga = 15 ms; Tasa de repetición 300 ms; ambas polaridades; Ri = 50 Ω; Duración del ensayo 1 min

Tensiones de impacto con alto nivel de energía (SURGE), IEC 61000-4-5 clase de instalación 3

Impulso: 1,2/50 µs

4777SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

Pruebas CEM relativas a la emisión de interferencias (ensayo de homologación)

Tensión auxiliar modo común: 2 kV; 12 Ω; 9 µFmodo diferencial:1 kV; 2 Ω; 18 µF

Entradas de medida, entradas bi-narias y salidas de relé

modo común: 2 kV; 42 Ω; 0,5 µF modo diferencial: 1 kV; 42 Ω; 0,5 µF

AF transmitida por línea, de amplitud moduladaIEC 61000-4-6, Clase III

10 V; 150 kHz a 80 MHz; 80% AM; 1 kHz

Campo magnético con frecuencia de energía técnica IEC 61000-4-8, Clase IV; IEC 60255-6

30 A/m permanente; 300 A/m durante 3 s; 50 Hz; 0,5 mT; 50 Hz

Capacidad de resistencia a irrupciones oscilatoriasANSI/IEEE Std C37.90.1

2,5 kV a 3 kV (valor cresta); 1 MHz a 1,5 MHz; onda amortiguada; 50 im-pulsos por s; duración 2 s; Ri = 150 Ω a 200 Ω

Capacidad de resistencia a irrupciones transitorias rápidasANSI/IEEE Std C37.90.1

4 kV a 5 kV; 10/150 ns; 50 impulsos por s; ambas polaridades; duración 2 s; Ri = 80 Ω

Interferencias electromagnéticas radiadasANSI/IEEE Std C37.90.2

35 V/m; 25 MHz a 1000 MHz

Oscilaciones amortiguadasIEC 60694, IEC 61000-4-12

2,5 kV (valor cresta), polaridad altern-ante 100 kHz, 1 MHz, 10 MHz y 50 MHz, Ri = 200 Ω

Norma: EN 50081-* (norma técnica básica)Tensión de interferencia de radio en líneas, sólo tensión auxiliarIEC-CISPR 22

150 kHz a 30 MHz Clase de valor límite B

Intensidad de campo interferente de radio IEC-CISPR 22

30 MHz a 1000 MHz Clase de valor límite B

Corrientes armónicas en la acometida de la red para 230 V~IEC 61000-3-2

El equipo debe asignarse a la clase D (válido únicamente para equipos con un consumo de potencia > 50 VA)

Oscilaciones de tensión y centelleo en la acometida de red para 230 V~IEC 61000-3-3

Se cumplen los valores límites

478 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


4.1.6 Pruebas mecánicas

Solicitación a las oscilaciones y al choque en caso de empleo estacionario

Solicitación a las oscilaciones y al choque durante el transporte

Normas: IEC 60255-21 e IEC 60068OscilacionesIEC 60255-21-1, Clase 2; IEC 60068-2-6

senoidal10 Hz a 60 Hz: Amplitud ± 0,075 mm; 60 Hz a 150 Hz: Aceleración 1gPaso de frecuencia 1 octava/min, 20 ciclos en 3 ejes perpendiculares entre sí

ChoqueIEC 60255-21-2, Clase 1; IEC 60068-2-27

semi-senoidalAceleración 5 g, duración 11 ms, 3 choques en cada uno de los dos sentidos de los 3 ejes

Oscilaciones en caso de seísmoIEC 60255-21-3, Clase 1;IEC 60068-3-3

senoidal1 Hz a 8 Hz: Amplitud ± 3,5 mm (eje horizontal) 1 Hz a 8 Hz: Amplitud ± 1,5 mm (eje vertical) 8 Hz a 35 Hz: Aceleración 1 g (eje horizontal) 8 Hz a 35 Hz: Aceleración 0,5 g (eje vertical) Paso de frecuencia 1 octava/minuto, 1 ciclo en 3 ejes perpendiculares entre sí

Normas: IEC 60255-21 e IEC 60068OscilacionesIEC 60255-21-1, Clase 2; IEC 60068-2-6

senoidal5 Hz a 8 Hz: Amplitud ± 7,5 mm; 8 Hz a 150 Hz: Aceleración 2 g Paso de frecuencia 1 octava/minuto 20 ciclos en 3 ejes perpendiculares entre sí

ChoqueIEC 60255-21-2, Clase 1; IEC 60068-2-27

semi-senoidalAceleración 15 g, duración 11 ms,3 choques en cada uno de los dos sentidos de los 3 ejes

Choque permanenteIEC 60255-21-2, Clase 1;IEC 60068-2-29

semi-senoidalAceleración 10 g, duración 16 ms, 1000 choques en cada uno de los dos sentidos de los 3 ejes

4797SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

4.1.7 Requerimientos de temperatura

Temperaturas1)

Humedad

4.1.8 Condiciones de utilización

Normas: IEC 60255-6Ensayo de homologación (según IEC 60068-2-1 y -2, Ensayo Bd durante 16 h)

–25 °C a +85 °C o –13 °F a +185 °F

admisible provisionalmente durante el fun-cionamiento (ensayado durante 96 h)

–20 °C a +70 °C o –4 °F a +158 °F (La legibilidad de la pantalla eventualmente mermada a partir de +55 °C o +131 °F)

recomendado para régimen permanente (según IEC 60255-6)

–5 °C a +55 °C o +23 °F a +131 °F

Temperaturas límites para el almacenamien-to

–25 °C a +55 °C o –13 °F a +131 °F

Temperaturas límites durante el transporte –25 °C a +70 °C o –13 °F a +158 °F¡Almacenamiento y transporte con embalaje de fábrica!1) Homologación UL según norma 508 (Industrial Control Equipment):Temperatura límite durante el funcionamien-to normal (es decir sin estar excitados los relés)

–20 °C a +70 °C o –4 °F a +158 °F

Temperatura límite bajo plena carga perma-nente (magnitudes de entrada y salida máximas admisibles permanentemente)

–5 °C a +55 °C o +23 °F a +131 °F para 7SJ62 –5 °C a +40 °C o +23 °F a +104 °F para 7SJ63/64

Solicitación de humedad admisible como promedio anual ≤ 75% humedad relativa; durante 56 días al año hasta un 93% de humedad relativa; ¡inadmisible la formación de rocío!

Se recomienda disponer los equipos de tal manera que no queden expuestos a la radiación directa del sol ni a cambios de temperatura fuertes, en los que podría llegar a producirse rocío.

El equipo de protección está diseñado para ser instalado en locales usuales de relés e insta-laciones, de manera que esté asegurada la compatibilidad electromagnética (CEM) si la insta-lación está realizada profesionalmente.

Adicionalmente hay que recomendar: • Los contactores y relés que trabajen dentro de un mismo armario o sobre un mismo cuadro

de relés con los equipos de protección digitales se deben equipar por principio con circuitos extintores adecuados.

• En instalaciones de distribución superiores a 100 kV, se deben emplear conductores de conexión exteriores con un blindaje conductor de corriente y puesto a tierra por ambos ex-tremos. En instalaciones de media tensión generalmente no se precisan medidas especial-es.

• Está prohibido extraer o introducir conjuntos individuales bajo tensión. En estado desmon-tado, muchos componentes están expuestos a riesgo electrostático; en su manejo se deberán tener en cuenta las normas EGB (para componentes con riesgo electrostático B). En estado instalado no hay ningún riesgo.

480 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


4.1.9 Homologaciones

Clasificado UL Reconocido UL7SJ62**-*B***-****

Versiones con bornas atornilladas

7SJ62**-*D***-****

Versiones con bornas de enchufe

7SJ62**-*E***-****7SJ63**-*B***-**** 7SJ63**-*A***-****7SJ63**-*C***-**** 7SJ63**-*D***-****7SJ63**-*E***-****7SJ64**-*B***-**** 7SJ64**-*A***-**** 7SJ64**-*C***-**** 7SJ64**-*D***-**** 7SJ64**-*E***-**** 7SJ64**-*G***-**** 7SJ64**-*F***-****

4817SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

4.1.10 Versiones constructivas

Bastidor 7XP20 Dimensiones véanse dibujos dimensionales, capítulo4.27

Equipo Bastidor Tamaño Peso7SJ62**-*B para montaje sobre panel de mandos 1/3 4,5 kg7SJ62**-*D/E para empotrar en panel de mandos 1/3 4 kg7SJ631/2/3*-*B para montaje sobre panel de mandos 1/2 7,5 kg7SJ635/6*-*B para montaje sobre panel de mandos 1/1 15 kg7SJ631/2/3*-*D/E para empotrar en panel de mandos 1/2 6,5 kg7SJ63/5/6*-*D/E para empotrar en panel de mandos 1/1 13 kg7SJ631/2/3*-*A/C para montaje con unidad de mando independ-

iente 1/2 8 kg

7SJ63/5/6*-*A/C para montaje con unidad de mando independ-iente

1/1 15 kg

7SJ631/2/3*-*F/G para montaje sin unidad de mando 1/2 8 kg7SJ63/5/6*-*F/G para montaje sin unidad de mando 1/1 15 kg7SJ640*-*B para montaje sobre panel de mandos 1/3 8 kg7SJ641/2*-*B para montaje sobre panel de mandos 1/2 11 kg7SJ645*-*B para montaje sobre panel de mandos 1/1 15 kg7SJ641/2*-*A/C para montaje con unidad de mando independ-

iente 1/2 8 kg

7SJ645*-*A/C para montaje con unidad de mando independ-iente

1/1 12 kg

7SJ641/2*-*F/G para montaje sin unidad de mando 1/2 8 kg7SJ645*-*F/G para montaje sin unidad de mando 1/1 12 kg7SJ640*-*D/E para empotrar en panel de mandos 1/3 5 kg7SJ641/2*-*D/E para empotrar en panel de mandos 1/2 6 kg7SJ645*-*D/E para empotrar en panel de mandos 1/1 10 kgunidad de mando independiente 2,5 kg

Clase de protección según IEC 60529para el medio de trabajo en bastidor para montaje superpuesto

IP 51

en bastidor para empotrar y en versión con unidad de mando independiente

delante IP 51atrás IP 50

para la protección de las personas IP 2x estando colocada la tapa de recubrimien-to

Condiciones UL „Para uso sobre una superficie plana de un cer-ramiento tipo 1“

482 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4.2 Protección temporizada de sobreintensidad independiente

4.2 Protección temporizada de sobreintensidad independiente


Rango de ajuste/Escalonamiento

Tiempos

Relación de recuperación

Tolerancias

trifásico estándarbifásico fases L1 yL3

Umbrales de corriente I>, I>> (fases)

para IN = 1 A 0,10 A a 35,00 A o ∞ (inactivo)

Escalonamiento 0,01 A


Umbrales de corriente IE>, IE>> (tierra)


Escalonamiento 0,01 A


Tiempos de retardo T 0,00 s a 60,00 s o ∞ (in-activo)

Escalonamiento 0,01 s

Tiempos de retardo de recaída T RR S/I td FAS, T RR S/I td TIE

0,00 s a 60,00 s Escalonamiento 0,01 s

Tiempos de respuesta (sin estabilización de irrupción, con estabilización + 10 ms)I >, I>>, IE>, IE>> - para 2 veces el valor de ajuste - para 5 veces el valor de ajuste

aprox. 30 ms aprox. 25 ms

Tiempos de reposiciónI>, I>>, IE>, IE>>

.aprox. 40 ms

Relación de recuperación aprox. 0,95 para I/IN ≥ 0,3

Arranques de corriente 2% del valor de ajuste o 10 mA para IN = 1 Ao 50 mA para IN = 5 A

Temporización T 1% o 10 ms

4837SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

Magnitudes que influyen en los valores de actuación y reposición

Tensión continua auxiliar en la gama de 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15

1%

Temperatura en la gama de–5 °C ≤ Θamb ≤ 55 °C

0,5%/10 K

Frecuencia en la gama de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 1%Armónicos- hasta 10% 3º armónico - hasta 10% 5º armónico

1%1%

Sobreexcitación transitoria durante τ > 100 ms (en caso de desplazamiento total)

< 5%

484 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4.3 Protección temporizada de sobreintensidad dependiente



Gamas de ajuste/Escalonamiento

Curvas características del tiempo de disparo según IEC

trifásico estándarbifásico fases L1 yL3

Excitaciones de corriente Ip (fases) para IN = 1 A 0,10 A a 4,00 A Escalonamiento 0,01 Apara IN = 5 A 0,50 A a 20,00 A

Excitaciones de corriente IEp (tierra)

para IN = 1 A 0,05 A a 4,00 A Escalonamiento 0,01 Apara IN = 5 A 0,25 A a 20,00 A

Multiplicador de tiempo T para Ip, IEp para curvas características IEC

0,05 s a 3,20 s o ∞ (inactivo)


Multiplicador de tiempo D para Ip, IEp para curvas características ANSI

0,50 s a 15,00 s o ∞ (inactivo)


según IEC 60255-3 o BS 142, capítulo 3.5.2 (véase también las figuras 4-1 y 4-2)

Los tiempos de disparo para I/Ip ≥ 20 son idénticos a los de I/Ip = 20 Para la corriente cero debe leerse 3I0p en lugar de Iasí como p y T3I0p en lugar de Tp;para las averías con derivación a tierra IEp debe leerse Ien lugar de p así como TIEp en lugar de Tp Umbral de excitación aprox. 1,10 · Ip

4857SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

Curvas características del tiempo de reposición con emulación de disco según IEC

Umbral de reposición

Tolerancias


según IEC 60255-3 o BS 142, capítulo 3.5.2 (veánse también las figuras 4-1 y 4-2)

Las curvas características de recaída son válidas para el campo de 0,05 ≤ (I/Ip) ≤ 0,90Para la corriente cero debe leerse 3I0p en lugar de Ip así como T3I0p en lugar de Tp;para las averías con derivación a tierra se debe leer IEp en lugar de Ip así como TIEp en lugar de Tp

IEC sin emulación de disco aprox. 1,05 · valor de ajusteIp para Ip/IN ≥ 0,3, lo que corresponde aprox. 0,95 · valor de re-spuesta

IEC con emulación de disco aprox. 0,90 · valor de ajusteIp

Umbrales de excitación, de recaída Ip, IEp 2% del valor de ajuste o 10 mA para IN = 1 A ó 50 mA para IN 5 A

Tiempo de excitación para 2 ≤ I/Ip ≤ 20 5% del valor teórico + 2% de la tolerancia de in-tensidad ó 30 ms

Tiempo de recaída para 0,05 ≤ I/Ip ≤ 0,90 5% del valor teórico + 2% de la tolerancia de in-tensidad ó 30 ms

Tensión continua auxiliar en la gama de 0,8 ≤UH/UHN ≤ 1,15

1%

Temperatura en la gama de–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C

0,5%/10 K


1%1%


< 5%

486 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Figura 4-1 Curvas características del tiempo de disparo y tiempo de reposición de la protección temporizada contra sobreintensidad dependiente de la intensidad, según IEC

4877SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

Figura 4-2 Curvas características del tiempo de disparo y tiempo de reposición de la protección temporizada contra sobreintensidad dependiente de la intensidad, según IEC

488 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Curvas características del tiempo de disparo según ANSI

según ANSI/IEEE (veánse también las figuras 4-3 a 4-6)

Los tiempos de disparo para I/Ip ≥ 20 son idénticos a los de I/Ip = 20 Para la corriente cero debe leerse 3I0p en lugar de Iasí como p y T3I0p en lugar de Tp;para las averías con derivación a tierra se deberá leer IEp en lugar deIasí como p y TIEp en lugar de Tp

Umbral de excitación aprox. 1,10 · Ip

4897SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

Curvas características del tiempo de reposición con emulación de disco según ANSI/IEEE

Umbral de reposición

Tolerancias

según ANSI/IEEE (veánse también las figuras 4-3 y 4-6)

Las curvas características del tiempo de recaída son válidas para el campo de 0,05 = (I/Ip) = 0,90Para la corriente cero debe leerse 3I0p en lugar de Ip así como T3I0p en lugar de Tp;para las averías con derivación a tierra se debe leer IEp en lugar de Ip así como TIEp en lugar de Tp

ANSI sin emulación de disco aprox. 1,05 · valor de ajusteIp para Ip/IN = 0,3 lo que corresponde aprox. 0,95 · valor de respuesta

ANSI con emulación de disco aprox. 0,90 · valor de ajusteIp

Umbrales de excitación, de recaída Ip, IEp 2% del valor de ajuste o 10 mA para IN = 1 A o 50 mA para IN 5 A

Tiempo de excitación para 2 = I/Ip = 20 5% del valor teórico + 2% de la tolerancia de intensidad o 30 ms

Tiempo de recaída para 0,05 = I/Ip = 0,90 5% del valor teórico + 2%

490 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

1 %


0,5%/10 K

Frecuencia en la gama de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 1%Armónicos- hasta 10 % 3º armónico - hasta 10 % 5º armónico

1%1%


< 5 %

4917SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

Figura 4-3 Curvas características del tiempo de disparo y del tiempo de reposición de la protección temporizada de sobreintensidad dependiente de la intensidad según ANSI/IEEE

492 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1



4937SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos


494 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1



4957SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

4.4 Protección temporizada de sobreintensidad direccional

Niveles de sobreintensidad

Determinación de la dirección

para errores de fase

por falta a tierra

Se aplicarán los mismos datos y curvas características que para la protección diferida de so-breintensidad no direccional (veánse los capítulos anteriores).

Además de esto, se aplicarán los siguientes datos para la determinación de la orientación:

Clase con tensiones ajenas al cortocircuito; con memoria de tensiones (profundidad de memoria 2 períodos) en el caso de tensiones de medida demasiado pequeñas

Campo directoinductivo óhmico capacitivo

ajustable en tres niveles: 45° ± 86° 0° ± 86° –45° ± 86° (si hay tensión ajena al cortocircuito en perpen-dicular a la tensión de cortocircuito)

Diferencia de recuperación 2°

Sensibilidad direccional ilimitada para averías monofásicas y bifásicaspara averías trifásicas dinám. ilimitada, estable, 7 V aprox., fase - fase

Clase con magnitudes del sistema 3U0, 3I0


ajustable en tres niveles: 45° ± 86° 0° ± 86° –45° ± 86°

Diferencia de reposición 2° Sensibilidad direccional UE ≈ 2,5 V Tensión de desplazamiento, medida

3U0 ≈ 5 V Tensión de desplazamiento, calcula-da

Clase con magnitudes del contrasistema 3U2, 3I2


ajustable en tres niveles: 45° ± 86° 0° ± 86° –45° ± 86°

Diferencia de reposición 2° Sensibilidad direccional 3U2 ≈ 5 V Tensión del contrasistema

3I2 ≈ 45 mA Intensidad de corriente del contra-sistema para IN = 1 A3I2 ≈ 225 mA Intensidad de corriente del cont-rasistema para IN = 5 A

496 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4.4 Protección temporizada de sobreintensidad direccional

Tiempos

Tolerancias

Magnitudes que influyen

Tiempos de repuesta (sin estabilización de la irrupción, con estabilización de la irrupción + 10 ms)I >, I>>, IE>, IE>> - para 2 veces el valor de ajuste - para 10 veces el valor de ajuste

aprox. 45 msaprox. 40 ms

Tiempos de recaídaI>, I>>, IE>, IE>>

aprox. 40 ms

Error angular para averías entre fases y averías a tierra

±3° eléctricos

Influencia de la frecuencia - en el caso de tensión no memorizada

aprox. 1° en el campo 0,95 < f/fN < 1,05

4977SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

4.5 Estabilización de la conexión

Funciones en las que se puede influir


Límites de funcionamiento

Bloqueo mutuo

Niveles de sobreintensidad I>, IE>, Ip, IEp (direccional y no direccional)

Factor de estabilizaciónI2f/I 10% al 45% Escalonamiento 1%

Límite de funcionamiento inferiorLímite de funcionamiento superior, para-metrizable

mínimo una corriente de fase ≥ 0,25 · IN0,30 A a 25,00 A para IN = 1 A o 1,50 A a 125,00 A para IN = 5 A(Escalonamiento 0,01 A)

Bloqueo mutuo IL1, IL2, IL3 CONECTADO/DESCONECTADO

498 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4.6 Conmutación dinámica de parámetros

4.6 Conmutación dinámica de parámetros

Conmutación de parámetros controlada por el tiempo


Funciones en las que se puede influir Protección temporizada de sobreintensidad direc-cional y no direccional (separada por fases y tierra)

Criterios de arranque Criterio de intensidad de corriente LS I>Consulta de la posición del interruptor de potenciaAR listoIntroducción binaria

Control de tiempo 3 niveles de tiempo(TINTERRUP., TActivación nivel dinám. TReposición nivel dinám.)

Control de intensidad de corriente Umbral de intensidad de corriente LS I> (Recaída en caso de no alcanzarse, supervisión con nivel de tiempo)

Control de intensidad de corri-ente LS I>

para IN = 1 A

0,04 A a 1,00 A Escalonamiento 0,01 A

para IN = 5 A

0,20 A a 5,00 A

Tiempo hasta la conmutación a los parámetros dinámicos TINTERRUP.

0 s a 21600 s (= 6 h) Escalonamiento 1 s

Duración activa de los parámetros dinámicos después del reenganche TReposición nivel dinám.

1 s a 21600 s (= 6 h) Escalonamiento 1 s

Tiempo de reposición rápido TReposición

nivel dinám.

1 s a 600 s (= 10 min) o ∞ (recaída rápida inactiva)

Escalonamiento 1 s

Parámetros dinámicos de las excita-ciones de corriente y de los tiempos de retardo o multiplicadores de tiempo

Campos de ajuste y de escalonamientos igual que en las funciones influenciadas de la protección dif-erida de sobreintensidad

4997SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

4.7 Protección temporizada de sobreintensidad monofásica

Niveles de intensidad

Tiempos propios

Relaciones de reposición

Tolerancias

Magnitudes que influyen en los valores de respuesta

Niveles de alta intensidad I>> 0,05 A a 35,00 A 1)

0,003 A a 1,500 A 2)

o ∞ (nivel inactivo)

Escalonamiento 0,01 AEscalonamiento 0,001 A

TI>> 0,00 s a 60,00 so ∞ (sin disparo)


Nivel de intensidad independi-ente

I> 0,05 A a 35,00 A 1)

0,003 A a 1,500 A 2)

o ∞ (Nivel inactivo)

Escalonamiento 0,01 AEscalonamiento 0,001 A

TI> 0,00 s a 60,00 so ∞ (Sin disparo)


Los tiempos ajustados son puros tiempos de retardo. 1) Datos secundarios para IN = 1 A; para IN = 5 A las corrientes deben multiplicarse por 5. 2) Datos secundarios para entrada de medición „sensible“, independiente de la corriente nominal del equipo

Tiempo de respuesta/Tiempo de recaídaTiempo de respuesta a la frecuencia 50 Hz 60 Hzmínimo 14 ms 13 msmáximo ≤ 35 ms ≤ 35 msTiempo de recaída aprox. 25 ms 22 ms

Niveles de intensidad aprox. 0,95 para I/IN ≥ 0,5

Intensidades 3% del valor de ajuste ó 1% de la intensidad de corriente nominal para IN = 1 A o 5 A5% del valor de ajuste ó 3% de la intensidad de corriente nominal para IN = 0,1 A

Tiempos 1% del valor de ajuste ó 10 ms


1%


0,5%/10 K

Frecuencia en la gama de 0,9 ≤ f/fN ≤ 1,1 1%Armónicos- hasta 10% 3º armónico- hasta 10% 5º armónico

1%1%

500 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

SubtensionesU<, U<< Magnitud de medida empleadaen caso de conexión trifásica Componente directa

de las tensiones entre fases

en caso de conexión trifásica menor de las ten-siones entre fases o componente directa

en caso de conexión monofásica

Tensión monofásica conectada fase-tierra o fase-fase

- Conexión: Tensiones fase-tierra 10 V a 210 V Escalonamiento 1 V - Conexión: Tensiones fase-fase 10 V a 120 V Escalonamiento 1 V - Conexión: monofásica para U<, U<< 10 V a 120 V Escalonamiento 1 VRelación de reposición para U<, U<<1) 1,01 a 3,00 Escalonamiento

0,01Umbral de reposición para (r · U<) o (r · U<<)

máx.120 V para tensión fase-fasemáx. 210 V para tensión-faseTierraHistéresis mínima 0,6 V

Tiempos de temporización T U<, T U<< 0,00 s a 100,00 s o ∞ (inac-tivo)


Criterio de intensidad de corri-ente LS I>

para IN = 1 A


para IN = 5 A

0,20 A a 5,00 A

Sobretensiones U>, U>> Magnitud de medida empleadaen caso de conexión trifásica mayor de las tres

tensiones fase-faseen caso de conexión trifásica Componente

inversa de las ten-siones o mayor de las tres tensiones fase-fase

En caso de conexión monofásica

tensión monofásica conectada fase-tierra o fase-fase

- Conexión: Tensiones fase-tierra y valor-ación de la tensión mayor

40 V a 260 V Escalonamiento 1 V

- Conexión: Tensiones fase-fase y valor-ación de la tensión mayor


- Conexión: monofásica para U>, U>> 40 V a 150 V Escalonamiento 1 V - en caso de valoración de la componente inversa


Relación de reposición r para U>, U>>1) 0,90 a 0,99 Escalonamiento 0,01 V

Umbral de reposición para (r· U>) o (r· U>>)

máx. 150 V para tensión fase-fasemáx. 260 V para tensión fase-TierraHistéresis mínima 0,6 V

Tiempo de temporización T U>, T U>> 0,00 s a 100,00 s o ∞ (inac-tivo)


5017SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

1) r = URecaída/UExcitación

Tiempos

Tolerancias


Tiempos de respuesta - Subtensión U<, U<<, U1<, U1<< - SobretensiónU>, U>> - SobretensiónU2>, U2>>

aprox. 50 msaprox. 50 msaprox. 60 ms

Tiempos de recaída - SubtensiónU<, U<<, U1<, U1<< - SobretensiónU>, U>> - SobretensiónU2>, U2>>

aprox. 50 msaprox. 50 msaprox. 60 ms

Valores límites de tensión 3% del valor de ajuste ó 1 VTiempo de retardo T 1% del valor de ajuste ó 10 ms

Tensión continua auxiliar dentro del campo de0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15

1%


0,5%/10 K

Frecuencia en la gama de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 1%Frecuencia fuera de la gama fN ± 5 Hz

Tolerancias aumentadas, tendencia a la hiper-función en la protección contra subtensión

Armónicos- hasta 10% 3º armónico- hasta 10% 5º armónico

1%1%

502 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4.9 Protección de carga desequilibrada (curva característica independiente)

4.9 Protección de carga desequilibrada (curva característica independiente)



Tiempos


Tolerancias


Niveles de carga desequilibradaI2>, I2>>

para IN = 1 A

0,10 A a 3,00 A o ∞ (inactivo) Escalonamiento 0,01 A

para IN = 5 A

0,50 A a 15,00 A o ∞ (inactivo)

Tiempos de retardo TI2>, TI2>> 0,00 s a 60,00 s o ∞ (inactivo) Escalonamiento 0,01 s

Tiempos de retardo de recaída T RR I2>(>)


Límites de funcionamiento para IN = 1 A

todas las corrientes de fase ≤ 4 A

para IN = 5 A

todas las corrientes de fase ≤ 20 A

Tiempos de reposición Tiempos de reposición

aprox. 35 ms aprox. 35 ms

Curva característica de nivelI2>, I2>> aprox. 0,95 para I2/IN ≥ 0,3

Valores de respuestaI2>, I2>> 3% del valor de ajuste ó 10 mA para IN = 1 A o 50 mA para IN = 5 A

Escalones de tiempo T 1% ó 10 ms

Tensión continua auxiliar dentro de la gama de0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15

1%


0,5%/10 K

Frecuencia en la gama de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05

1%


1%1%

Sobreexcitación transitoria para τ > 100 ms (en caso de desplazamiento total)

< 5%

5037SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

4.10 Protección de carga desequilibrada (curva característica dependiente)

Gamas de ajuste/Escalonamiento


Curvas características de disparo según IEC

Magnitud de excitación I2ppara IN = 1 A


para IN = 5 A

0,50 A a 10,00 A

Multiplicador de tiempo TI2p (IEC) 0,05 s a 3,20 s o ∞ (inactivo) Escalonamiento 0,01 s

Multiplicador de tiempo DI2p (ANSI) 0,50 s a 15,00 s o ∞ (inactivo) Escalonamiento 0,01 s

Límites de funcionamiento para IN = 1 A

todas las corrientes de fase = 4 A

para IN = 5 A

todas las corrientes de fase = 20 A

véase también la figura 4-7

Los tiempos de disparo para I2/I2p ≥ 20 son idénticas a las correspondientes aI2/I2p = 20.Umbral de excitación aprox. 1,10· I2p

504 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Curvas características de disparo según ANSI

Tolerancias

Curvas características de tiempo de reposición con emulación de disco según ANSI

Se puede elegir una de las curvas características de disparo representadas en las figuras 4-8 y 4-9, respectivamente en la parte derecha de la figura.

Los tiempos de disparo para I2/I2p ≥ 20 son idénticos a los correspondientes a I2/I2p = 20.Umbral de excitación aprox. 1,10· I2p

Umbrales de excitaciónI2p 3% del valor de ajuste o 10 mA para IN = 1 A ó 50 mA para IN = 5 A

Tiempo para 2 ≤ I/I2p ≤ 20 5% del valor teórico + 2% de la tolerancia de inten-sidad ó 30 ms

Para la representación de las posibles curvas características de tiempo de recuperación veánse las figuras 4-8 y 4-9 en la parte izquierda de la figura

5057SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

Valor de reposición

Tolerancias


Las constantes de tiempo de recuperación son válidas para la gama de 0,05 ≤ (I2/I2p) ≤ 0,90

IEC y ANSI (sin emulación de disco) aprox. 1,05 · valor de ajuste I2p, lo que equivale a aprox. 0,95 · valor de respuesta I2

ANSI con emulación de disco aprox. 0,90 · valor de ajuste I2p

Valor de recuperaciónI2p Tiempo para 0,05 ≤ I2/I2p ≤ 0,90

2% del valor de ajuste ó 10 mA para IN = 1 A ó 50 mA para IN = 5 A5% del valor de ajuste + 2% de la tolerancia de intensidad de corriente ó 30 ms

Tensión continua auxiliar dentro de la gama 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15

1%

Temperatura en la gama –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C

0,5%/10 K

Frecuencia en la gama 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 1%Armónicos- hasta 10% 3º armónico- hasta 10% 5º armónico

1%1%

Sobreexcitación transitoria para τ > 100 ms (en caso de desplazamiento total)

< 5%

506 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Figura 4-7 Curvas características según IEC del nivel dependiente de la protección de carga desequilibrada

5077SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

Figura 4-8 Curvas características del tiempo de disparo y del tiempo de reposición según ANSI de la etapa indepen-diente de la protección contra carga desequilibrada

508 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Figura 4-9 Curvas características del tiempo de disparo y del tiempo de reposición según ANSI de la etapa indepen-diente de la protección contra carga desequilibrada

5097SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

4.11 Supervisión del tiempo de arranque para motores


Curva característica de disparo

Relación de reposición

Tolerancias


Corriente de arranque del motor IMáx.ARRANQUE

para IN = 1 A


para IN = 5 A

2,50 A a 80,00 A

Umbral de respuestaIARRANQUE MOTOR

para IN = 1 A


para IN = 5 A

2,00 A a 50,00 A

Tiempo de arranque admisible TARRANQUE Máx.


Tiempo de frenado de inmovilización ad-misible TINMOVILIZADO

0,5 s a 120,0 s o ∞ (inac-tivo)


Relación de recuperación aprox. 0,95

Umbral de respuesta 2% del valor de ajuste o 10 mA para IN = 1 A ó 50 mA para IN = 5 A

Tiempo de retardo 5% ó 30 ms

Tensión continua auxiliar en la gama de0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15

1%

Temperatura en la gama de –5 °C ≤ Θamb ≤ 55 °C

0,5%/10 K


1%


1%1%

510 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4.12 Bloqueo de reenganche para motores

4.12 Bloqueo de reenganche para motores


Límite de reenganche

Corriente de arranque referida a la inten-sidad de corriente nominal del motor IAnl/IMot.Nom

1,1 a 10,0 Escalonamiento 0,1

Intensidad de corriente nominal del motor IMot.Nom

para IN = 1 A


para IN = 5 A

1,00 A a 6,00 A

Tiempo de arranque máximo admisible TARRANQUE Máx.

3 s a 320 s Escalonamiento 1 s

Tiempo de compensación TCOMPENSACIÓN

0,0 min a 320,0 min Escalonamiento 0,1 min

Tiempo de bloqueo mínimo TT. BLOQ. MIN.

0,2 min a 120,0 min Escalonamiento 0,1 min

Número máximo admisible de arranques en caliente nCALIENTE

1 a 4 Escalonamiento 1

Diferencia entre arranques en frío y ar-ranques en caliente nFRÍO - nCALIENTE


Factor de prolongación para la reproduc-ción del enfriamiento del rótor durante la parada kτ PARADA


Factor de prolongación para la constante de tiempo de enfriamiento durante el fun-cionamiento del motor kτ FUNCIONAMIENTO


donde significan: ΘReenganche = Límite de temperatura debajo del cual es posible un rearranquekL = Factor k para el rótorIA = Corriente de arranqueIB = Corriente baseTm = Tiempo de arranque máx. τL = Constante de tiempo térmica del rótor nf = Número admisible de arranques desde estado fríoncal = Número admisible de arranques desde estado caliente

5117SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos



1%


0,5%/10 K

Frecuencia en la gama de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 1%Frecuencia fuera de la gama fN ± 5 Hz

tolerancias incrementadas

512 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Tiempos

Diferencia de recuperación


Tolerancias


Número de niveles de frecuencia 4; ajustable para f> o f<Valores de respuesta f> o f< para fN = 50 Hz

45,50 Hz a 54,50 Hz Escalonamiento 0,01 Hz

Valores de respuesta f> o f< para fN = 60 Hz

55,50 Hz a 64,50 Hz Escalonamiento 0,01 Hz

Tiempos de retardo T 0,00 s a 100,00 s o ∞ (in-activo)


Bloqueo de subtensión en caso de conexión trifásica: Componente directa U1para conexión monofásica: Tensión monofásica fase-tierra o fase-fase


Tiempos de respuesta f>, f< aprox. 150 ms (7SJ62/63)aprox. 80 ms (7SJ64)

Tiempos de recuperación f>, f< aprox. 150 ms (7SJ62/63)aprox. 75 ms (7SJ64)

∆f = I Valor de respuesta - Valor de recuper-ación I

aprox. 20 mHz

Relación de recuperación del bloqueo de subtensión

aprox. 1,05

Frecuencias f>, f< Bloqueo de subtensión Tiempos de retardo T(f>, f<)

10 mHz (para U = UN, f = fN)3% del valor de ajuste ó 1 V1% del valor de ajuste ó 10 ms

Tensión continua auxiliar dentro de la gama 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15

1%

Temperatura en la gama –5 °C ≤ Θamb ≤ 55 °C

0,5%/10 K

Armónicos - hasta 10% 3º armónico- hasta 10% 5º armónico

1%1%

5137SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

4.14 Protección térmica de sobrecarga


Curva característica de disparo

Relaciones de recuperación

Tolerancias

Factor k según IEC 60255-8 0,10 a 4,00 Escalonamiento 0,01Constante de tiempo τth 1,0 min a 999,9 min Escalonamiento

0,1 minSobretemperatura de advertencia ΘAd-

vert/ΘDisp

50% a 100% referido a la sobretemperatura de disparo

Escalonamiento 1%

Nivel de advertencia relativo a la intensidad de corriente IAdvert

para IN = 1 A


para IN = 5 A

0,50 A a 20,00 A

Factor de prolongación durante la parada factor kτ

1,0 a 10,0 referido a la con-stante de tiempo para máquina en funcionamien-to

Escalonamiento 0,1

Tiempo de recuperación (arranque de emergencia) TARRANQUE DE EMERGENCIA

10 s a 15000 s Escalonamiento 1 s

Sobretemperatura nominal (para IN) 40 °C a 200 °C Escalonamiento 1 °C

Θ/ΘDispΘ/ΘAdvI/IAdv

Recuperación con ΘAdvaprox. 0,99aprox. 0,97

relativa a k · IN relativa al tiempo de disparo

2% ó 10 mA para IN = 1 A ó 50 mA para IN = 5 A,Clase 2% según IEC 60255-8 3% ó 1 s para I/(k ·IN) > 1,25; Clase 3% según IEC 60255-8

514 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4.14 Protección térmica de sobrecarga

Magnitudes que influyen respecto a k . IN

Tensión continua auxiliar dentro de la gama de 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15

1%

Temperatura en la gama de –5 °C ≤ Θamb ≤ 55 °C

0,5%/10 K


1%

Frecuencia fuera de la gama fN ± 5 Hz

tolerancias incrementadas

5157SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

Figura 4-10 Características de disparo de la protección de sobrecarga

516 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4.15 Determinación de la falta a tierra (sensible/insensible)


Excitación de la tensión de desplazamiento para toda clase de averías con derivación a tierra

Identificación de fases para falta a tierra en red aislada

Arranque de la corriente a tierra para toda clase de faltas a tierra (curva característica UMZ)

Tensión de desplazamiento, medida Uen> 1,8 V a 170,0 V (7SJ62/63)Uen> 1,8 V a 200,0 V (7SJ64)

Escalonamiento 0,1 V

Tensión de desplazamiento, calculada 3U0> 10,0 V a 225,0 V Escalonamiento 0,1 V

Temporización de respuesta Tempor. ARR 0,04 s a 320,00 s o ∞ Escalonamiento 0,01 s

Temporización adicional de disparo Tempor. DISP Uen

0,10 s a 40000,00 s o ∞ (in-activo)


Tiempo propio aprox. 60 msValor de recuperación 0,95 o (valor de respuesta – 0,6 V)Tolerancia de medida Ue> (medido) 3U0> (calculado)

3% del valor de ajuste ó 0,3 V 3% del valor de ajuste ó 3 V

Tolerancias del tiempo de secuencia 1% del valor de ajuste ó 10 ms

Principio de avería Medición de la tensión (fase-tierra)UFASE MIN (Fase de derivación a tierra) 10 V a 100 V Escalonamiento

1 VUFASE MAX (fases sanas) 10 V a 100 V Escalonamiento

1 VTolerancia de medida según VDE 0435 Parte 303

3% del valor de ajuste ó 1 V

Excitación de corriente IEE>> en caso de transmisor sensible en caso de transmisor normal de 1 A en caso de transmisor normal de 5 A

0,001 A a 1,500 A 0,05 A a 35,00 A 0,25 A a 175,00 A

Escalonamiento 0,001 A Escalonamiento 0,01 A Escalonamiento 0,05 A

Tiempo de retardoT IEE>> 0,00 s a 320,00 s o ∞ (in-activo)


Excitación de corriente IEE> en caso de transmisor sensibleen caso de transmisor normal de 1 A en caso de transmisor normal de 5 A

0,001 A a 1,500 A 0,05 A a 35,00 A 0,25 A a 175,00 A


Tiempo de retardo T IEE> 0,00 s a 320,00 s o ∞ (in-activo)


Tiempo de retardo de recuperación T RR IEE>(>)


5177SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

Arranque de la corriente a tierra para toda clase faltas a tierra (curva característica AMZ)

Arranque de la corriente a tierra para toda clase faltas a tierra (curva característica AMZ logarítmica inversa)

Tiempo propio ≤ 60 ms (no direccional) ≤ 80 ms (direccional)

Relación de recuperación aprox. 0,95 para IEE > 50 mATolerancia de medida 2% del valor de ajuste ó 1 mATolerancia del tiempo de secuencia 1% del valor de ajuste ó 20 ms

Curva característica especificada por el usuario (definida por un máximo de 20 parejas de valores de intensidad y tiempo de retardo)Excitación de corriente IEEp en caso de transmisor sensibleen caso de transmisor normal 1 A en caso de transmisor normal 5 A

0,001 A a 1,400 A 0,05 A a 4,00 A 0,25 A a 20,00 A


Multiplicador de tiempo TIEEp 0,10 s a 4,00 s o ∞ (inac-tivo)


Umbral de excitación aprox. 1,10 · IEEp

Relación de recuperación aprox. 1,05 · IEEp para IEEp > 50 mATolerancia de medida 2% del valor de ajuste o 1 mATolerancia del tiempo de secuencia en la zona lineal

7% del valor teórico para 2 ≤ I/IEEp ≤ 20 + 2% tol-erancia de intensidad o 70 ms

Excitación de corriente IEEp en caso de transmisor sensible en caso de transmisor normal 1 A en caso de transmisor normal 5 A

0,001 A a 1,400 A 0,05 A a 4,00 A 0,25 A a 20,00 A


Factor de alta intensidad IEEP FACTOR 1,0 a 4,0 Escalonamiento 0,1Factor de tiempo T IEEp 0,05 s a 15,00 s; ∞ Escalonamiento 0,01 sTiempo máximoT IEEpmáx 0,00 s a 30,00 s Escalonamiento 0,01 sTiempo mínimoT IEEpmín 0,00 s a 30,00 s Escalonamiento 0,01 sCurvas características véase figura 2-73Tolerancias Tiempos

depend. 5% ± 15 ms para 2 ≤ I/IEEP ≤ 20 y TIEEP ≥ 1 sindepend. 1% del valor de ajuste o 10 ms

518 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Arranque de la corriente a tierra para toda clase faltas a tierra (curva característica AMZ logarítmica inversa con punto de inflexión)


Determinación de la dirección para toda clase faltas a tierra

Excitación de corriente IEEp en caso de transmisor sensible en caso de transmisor normal 1 A en caso de transmisor normal 5 A

0,003 A a 0,500 A 0,05 A a 4,00 A 0,25 A a 20,00 A


Tiempo mínimo T mín 0,10 a 30,00 Escalonamiento 0,01 sTiempo del punto de inflexión T inflex. 0,20 s a 100,00 s; Escalonamiento 0,01 sTiempo máximo T máx 0,00 s a 30,00 s Escalonamiento 0,01 sFactor de tiempoTp 0,05 s a 1,50 s Escalonamiento 0,01 sCurvas características véase la figura 2-74ToleranciasTiempos

depend. 5% ± 15 msindepend. 1% del valor de ajuste ó 10 ms


1 %

Temperatura en la gama de–5 °C ≤ Θamb ≤ 55 °C 0,5%/10 K


1%1%

Nota: Al utilizarse el transmisor sensible, el campo lineal de la entrada de medida para la de-terminación sensible de las averías con derivación a tierra va de 0,001 A a 1,6 A. Sin embargo el funcionamiento queda asegurado también para intensidades mayores.

Medición de la orientación – IE y UE medido – 3 · I0 y 3 · U0 calculado

Principio de medida Medición de potencia activa/reactivaAutorización de medida IAUTORIZ. ORIENT. (Componente de intensidad perpendicular a la recta de dirección)

en caso de transmisor sensibleen caso de transmisor normal 1 A en caso de transmisor normal 5 A

0,001 A a 1,200 A 0,05 A a 30,00 A 0,25 A a 150,00 A


Relación de recuperación aprox. 0,80Clase de medición cos ϕ y sen ϕRecta de dirección ϕCORRECCIÓN –45,0° a +45,0° Escalonamiento 0,1°

Retardo de recuperación TESTAB. ORIENT. 1 s a 60 s Escalonamiento 1 s

5197SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

Corrección angular

Curvas características de tiempo de disparo logarítmicas inversas

Figura 4-11 Curvas características de tiempo de disparo de la protección contra avería con derivación a tierra dependiente de la intensidad con curva característica loga-rítmica inversa

Logarítmica inversa t =T IEEpmáx – T IEEp ·ln(I/IEEp)Nota: Para I/IEEp > 35 el tiempo es válido para I/IEEp = 35; para t < T IEEpmín se aplicará

el tiempo T IEEpmín.

Corrección angular para transformador de medida toroidal en 2 puntos de trabajo F1/I1 y F2/I2:Corrección angular F1, F2(para red compensada)

0,0° a 5,0° Escalonamiento 0,1°

Valores de intensidadI1, I2 de la corrección angular en caso de transmisor sensible en caso de transmisor normal 1 A en caso de transmisor normal 5 A

0,001 A a 1,600 A 0,05 A a 35,00 A 0,25 A a 175,00 A


Tolerancia de medida 2% del valor de ajuste o 1 mATolerancia angular 3°

Nota: Debido a la alta sensibilidad, el campo lineal de la entrada de medida IE en el transmisor de entrada sensible empotrado va de 0,001A a 1,6 A. Para intensidades de corriente superi-ores a 1,6 A no queda ya garantizada la determinación correcta de la orientación.

520 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Curvas características de tiempo de disparo logarítmicas inversas con punto de inflexión

Figura 4-12 Curvas características del tiempo de disparo de la protección contra avería con derivación a tierra dependiente de la intensidad, con curva característica loga-rítmica inversa con punto de inflexión (Ejemplo para IEEp = 0,004 A)

5217SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

4.16 Protección intermitente contra faltas a tierra


Tiempos

Tolerancias


Umbral de respuesta con IE con 3I0 con IEE

para IN = 1 Apara IN = 5 Apara IN = 1 Apara IN = 5 A

0,05 A a 35,00 A0,25 A a 175,00 A0,05 A a 35,00 A0,25 A a 175,00 A0,005 A a 1,500 A

Escalonamiento 0,01 AEscalonamiento 0,01 AEscalonamiento 0,01 AEscalonamiento 0,01 AEscalonamiento 0,001 A

Tiempo de prolongación para excitación Tv


Tiempo suma para derivación a tierra Tsum 0,00 s a 100,00 s Escalonamiento 0,01 s

Tiempo de reposición para la suma Tres 1 s a 600 s Escalonamiento 1 sNúmero de excitaciones para avería con derivación a tierra Avería con derivación a tierra


Tiempo de respuesta - para 1,25 · valor de ajuste - para ≥ 2 · valor de ajuste Tiempo de recuperación (sin tiempo de prolongación)

aprox. 30 ms aprox. 22 ms aprox. 22 ms

Umbral de respuestaIIE> Tiempos TV, Tsum, Tres

3% del valor de ajuste ó 10 mA para IN = 1 Aó 50 mA para IN = 5 A 1% del valor de ajuste ó 10 ms


< 1%

Temperatura en la gama de0 °C ≤ Θamb ≤ 40 °C

<0,5%/ K


< 5% referido al tiempo teórico

522 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4.17 Automatismo de reenganche

4.17 Automatismo de reenganche

Número de reenganches 0 a 9 (separados según fase y tierra)ciclos 1 a 4 ajustables individualmente

Las siguientes funciones de protección controlan el AR (ningún inicio AR/ inicio AR/ AR bloqueado)

I>>, I>, Ip, Idirecc>>, Idirecc.>, Ip direcc, IE>>, IE>, IEp, IE direcc>>, IEdirecc>, IEp direcc., reco-mendado Determinación de avería con derivación a tierra, carga desequilibrada, entrada binaria

Bloqueo del AR por Excitación de funciones de protección, para las que está parametrizado el bloqueo del AR (véase arriba) excitación tripolar (opcional)Entrada binariaúltima orden de DESCONEXIÓN, después de los ciclos de reenganche (reenganches fallidos)Orden de DESCONEXIÓN de la protección contra fallo del interruptorApertura del interruptor de potencia sin inicio de AR CONEXIÓN exteriorSupervisión de fallo del interruptor

Tiempos de pausa TPausa(separado por fases y tierra e individual para los ciclos 1 al 4)


Prolongación del tiempo de pausa mediante entrada binaria, con supervisión de tiempo

Duración del bloqueo en caso de identifi-cación de conexión manual TBLOQ. CONEX.

MAN.


Tiempo de bloqueo después de reen-ganche TTIEMP. BLOQ.


Tiempo de bloqueo después de bloqueo dinámico TBLOQ. DIN.


Tiempo de supervisión del inicio TSUPERV.-

INIC.

0,01 s a 320,00 s o ∞ Escalonamiento 0,01 s

Tiempo de supervisión del interruptor de potencia TSUPERV. INTERR. POT.


Prolongación máxima del tiempo de pausa TPROLONG. PAUSA


Temporización de arranque del tiempo de pausa

a través de entrada binaria, con supervisión del tiempo

Temporización máxima de arranque del tiempo de pausa TRETARD. PAUSA


Tiempo actuación TACT. 0,01 s a 320,00 s o ∞ Escalonamiento 0,01 s

5237SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

Las siguientes funciones de protección se pueden ver influenciadas por el AR, indi-vidualmente para los ciclos 1 a 4 (valor de ajuste T=T/ sin retardo T=0/ bloqueado T=infinito):

I>>, I>, Ip, Idirecc.>>, Idirecc.>, Ip direcc., IE>>, IE>, IEp, IE direcc.>>, IEdirecc.>, IEp direcc.

Funciones adicionales DESCONEXIÓN definitivaSupervisión del interruptor de potencia mediante evaluación de los contactos auxiliares,Enganche síncrono (opcionalmente con compro-bación de sincronismo integrada o exterior, sólo 7SJ64)

524 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1



1) ¡La presentación de la distancia a la avería en km o millas presupone una línea homogénea!

Presentación de la distancia a la avería en Ω secundarios en km o millas de longitud de línea1)

Señal de arranque con disparo,con recuperación de la excitación o desde el exterior mediante entrada binaria

Ajuste de la carga de reactan-cia (secundario)

para IN = 1 A

0,0050 a 9,5000 Ω/km Escalonamiento 0,0001

0,0050 a 15,0000 Ω/Milla Escalonamiento 0,0001

para IN = 5 A

0,0010 a 1,9000 Ω/km Escalonamiento 0,0001

0,0010 a 3,0000 Ω/Milla Escalonamiento 0,0001

Tolerancia de medida según VDE 0435 Parte 303 para magnitudes de medida se-noidales

2,5% lugar de la avería (sin alimentación interme-dia)30° ≤ ϕK ≤ 90° y UK/UN ≥ 0,1 y IK/IN ≥ 1,0

5257SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

4.19 Protección contra fallo del interruptor


Tiempos

Tolerancias


1) Debido a los procesos de compensación en el circuito secundario del transformador de medida de intensidad puede llegar a producirse un retardo adicional en el criterio de intensi-dad de corriente.

Umbral de respuesta del interruptor de potenciaI>

para IN = 1 A


para IN = 5 A

0,20 A a 5,00 A

Tiempo de retardo SVS-Taus 0,06 s a 60,00 s o ∞ Escalonamiento 0,01 s

Tiempos de respuesta - para arranque interno- a través del control- para arranque externo Tiempo de recuperación

está incluida en el tiempo de retardoestá incluida en el tiempo de retardoestá incluida en el tiempo de retardo aprox. 25 ms 1)

Umbral de excitación interruptor de potenciaI> 2% del valor de ajuste, ó 10 mA para IN = 1 Aó 50 mA para IN = 5 A

Tiempo de retardo SVS-Taus 1% o 20 ms


1%


0,5%/10 K

Frecuencia en la gama de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 1%Armónicos- hasta 10% 3º armónico- hasta 10 % 5º armónico

1%1 %

526 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4.20 Funciones de protección flexibles (sólo 7SJ64)


Magnitudes de medida / Modos de trabajo



trifásico I, IE, IEE, 3I0, I1, I2, U, UE, 3U0, U1, U2, P, Q, cosϕ

monofásico I, IE, IEE, U, UE, P, Q, cosϕ sin referencia fija a la fase f, df/dt, entrada binariaProcedimiento de medida para I, U Oscilación básica,

Valor eficaz (True RMS),Sistema directo,Sistema inverso

Excitación en caso de Superación del valor umbral oNo alcanzar el valor umbral

Umbrales de respuesta:

IntensidadI, I1, I2, 3I0, IE

IN = 1 A 0,05 a 35,00 A Escalonamiento 0,01 AIN = 5 A 0,25 a 175,00 A

Intensidad de derivación a tierra recibida IEE 0,001 a 1,500 A Escalonamiento 0,001 A

TensiónU, U1, U2, 3U0 2,0 a 260,0 V Escalonamiento 0,1 VTensión de desplazamiento UE 2,0 a 200,0 V Escalonamiento 0,1 V

Potencia P, Q para IN = 1 A 0,5 a 10000 W Escalonamiento 0,1 Wpara IN = 5 A 2,5 a 50000 W

Factor de potencia cosϕ -0,99 a +0,99 Escalonamiento 0,01Frecuencia fnom = 50 Hz

fnom = 60 Hz45,5 a 54,5 Hz55,5 a 64,5 Hz

Escalonamiento 0,1 HzEscalonamiento 0,1 Hz

Variación de frecuencia df/dt 0,10 a 20,00 Hz/s Escalonamiento 0,01 Hz/s

Relación de recuperación >-Nivel 1,01 a 3,00 Escalonamiento 0,01 Relación de recuperación<-Nivel 0,70 a 0,99 Escalonamiento 0,01Diferencia de recuperación f 0,03 HzDiferencia de recuperación df/dt 0,1 Hz/sRetardo de excitación 0,00 a 60,00 s Escalonamiento 0,01 sTiempo de retardo de la orden 0,00 a 3600,00 s Escalonamiento 0,01 sRetardo de recuperación 0,00 a 60,00 s Escalonamiento 0,01 s

Medición de potencia trifásica para IN = 1 A Corriente del sistema directo > 0,03 A

para IN = 5 A Corriente del sistema directo > 0,15 A

Medición de potencia monofásica

para IN = 1 A Corriente de fase > 0,03 Apara IN = 5 A Corriente de fase > 0,15 A

5277SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

Tiempos

Tolerancias

Tiempos de respuesta:Intensidad, tensión (magnitudes de fase)para 2 veces el valor de ajustepara 10 veces el valor de ajuste


Intensidad, tensión (componentes simétricos)para 2 veces el valor de ajustepara 10 veces el valor de ajuste


Potenciatípicamáxima (señales y valores umbral pequeños)


Factor de potencia 300 a 600 msFrecuencia aprox. 100 msVariación de frecuencia típicamáxima

aprox. 220 ms1 s

Entrada binaria aprox. 20 ms

Tiempos de recuperación:Intensidad, tensión (magnitudes de fase) < 20 msIntensidad, tensión (componente simétricos) < 30 msPotenciatípicamáxima

< 50 ms< 350 ms

Factor de potencia < 300 msFrecuencia < 100 msVariación de frecuencia < 200 msEntrada binaria < 10 ms

Umbrales de respuesta:

Intensidad de corriente IN = 1 A 1% del valor de ajuste ó 10 mAIN = 5 A 1% del valor de ajuste ó 50 mA

Intensidad de corriente (componentes simétricos)

IN = 1 A 2% del valor de ajuste ó 20 mAIN = 5 A 2% del valor de ajuste ó 100

mA Tensión 1% del valor de ajuste ó 0,1 VTensión (componentes simétricos) 2% del valor de ajuste ó 0,2 VPotencia 1% del valor de ajuste ó 0,3 W

(para valores nominales)Factor de potencia 2°

Frecuencia 10 mHzVariación de frecuencia 5% del valor de ajuste ó 0,05

Hz/sTiempos 1% del valor de ajuste ó 10 ms

528 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1




1%


0,5%/10 K

Frecuencia en la gama de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 1%Armónicos- hasta 10% 3º armónico- hasta 10% 5º armónico

1%1%

5297SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos


Modos de trabajo

Condiciones adicionales de autorización

Tensiones

Diferencias admisibles

Interruptor de potencia

Umbral de conmutación ASÍNC/SÍNC

- Comprobación del sincronismo- Asíncrono/Síncrono

- Líneas sin tensión, barras colectoras bajo tensión, - Barras colectoras sin tensión, línea bajo tensión, - Línea y barras colectoras sin tensión, - Control de paso

límite superior de tensión Umáx 20 V a 140 V (entre fases) Escalonamiento 1 V

Límite inferior de tensión Umín 20 V a 125 V (entre fases) Escalonamiento 1 V

U< para ausencia de tensión U para presencia de tensión U>

1 V a 60 V (entre fases)20 V a 140 V (entre fases)

Escalonamiento 1 VEscalonamiento 1 V

Tensión nominal primaria del transformador de medida U2N

0,10 kV a 800,00 kV Escalonamiento 0,01 kV

Tolerancias 2% del valor de respuesta o 2 VRelaciones de recuperación aprox. 0,9 (U>) ó 1,1 (U<)

Diferencias de tensión U2>U1; U2<U1Tolerancia

0,5 V a 40,0 V (entre fases) 1 V

Escalonamiento 0,1 V

Diferencias de frecuencia f2>f1; f2<f1Tolerancia

0,01 Hz a 2,00 Hz15 mHz

Escalonamiento 0,01 Hz

Diferencias angulares α2 > α1; α2 < α1 2° a 80° Escalonamiento 1°

Tolerancia 2°

Ángulo de error máximo 5° para ∆f ≤ 1 Hz10° para ∆f >1 Hz

Tiempo propio del interruptor de potencia 0,01 s a 0,60 s Escalonamiento 0,01 s

Diferencia de frecuencia FSÍNCRON 0,01 Hz a 0,04 Hz Escalonamiento 0,01 Hz

530 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Adaptación

Tiempos

Valores de medida de la función de sincronización

1) a la frecuencia nominal

Adaptación del grupo de conmutación medi-ante ángulo

0° a 360° Escalonamiento 1°

Transformadores de medida de tensión difer-entes U1/U2


Tiempo de medición mínimo aprox. 80 msTiempo de espera máximo TSINUEW 0,01 s a 1200,00 s

o ∞Escalonamiento 0,01 s

Tiempo de supervisión TUEWTensión 0,0 s a 60,0 s Escalonamiento 0,1 s

Retardo de autorización en caso de con-mutación síncrona TRETARD.AUTOR.


Tolerancia de todos los tiempos 1% del valor de ajuste ó 10 ms

Tensión de referenciaU1 - Gama - Tolerancia1)

en kV primario, en V secundario o en % UN10% a 120% de UN≤ 1% del valor de medida o 0,5% UN

Tensión a sincronizar U2 - Gama - Tolerancia 1)

en kV primario, en V secundario o en % UN10% a 120% de UN≤ 1% del valor de medida ó 0,5% UN

Frecuencia de la tensión U1 - Gama - Tolerancia 1)

f1 en HzfN ± 5 Hz20 mHz

Frecuencia de la tensiónU2 - Gama - Tolerancia 1)

f2 en HzfN ± 5 Hz 20 mHz

Diferencia de tensión U2-U1 - Gama - Tolerancia 1)

en kV primario, en V secundario o en % UN10% a 120% de UN≤ 1% del valor de medida ó 0,5% UN

Diferencia de frecuencia f2-f1 - Gama - Tolerancia 1)

en mHzfN ± 5 Hz20 mHz

Diferencia angular λ2-λ1 - Gama - Tolerancia 1)

en °0 a 180°0,5°

5317SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

4.22 Thermoboxes para determinar la temperatura

Detectores de temperatura

Valores de medida durante el trabajo

Valores límites de mensaje

Thermoboxes que pueden conectarse 1 ó 2Número de detectores de temperatura por Thermobox

máx. 6

Clase de medición Pt 100 Ω o Ni 100 Ω o Ni 120 Ωopcionalmente conexión de 2 ó 3 hilos

Identificación de la instalación „Aceite “ o„Entorno “ o „Montante“ o „Cojinete“ u „Otros“

Número de puntos de medida Máximo 12 puntos de medida de la temper-atura

Unidad de temperatura °C o °F, ajustableCampo de medida- para Pt 100- para Ni 100- para Ni 120

–199 °C a 800 °C (–326 °F a 1472 °F)–54 °C a 278 °C (–65 °F a 532 °F)–52 °C a 263 °C (–62 °F a 505 °F)

Resolución 1 °C ó 1 °FTolerancia ± 0,5% del valor de medida ± 1 dígito

para cada punto de medidaNivel 1 –50 °C a 250 °C

–58 °F a 482 °Fo ∞ (ningún mensaje)

(Escalonamiento 1 °C)(Escalonamiento 1 °F)

Nivel 2 –50 °C a 250 °C–58 °F a 482 °Fo ∞ (ningún mensaje)

(Escalonamiento 1 °C)(Escalonamiento 1 °F)

532 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4.23 Funciones definibles por el usuario (CFC)


Módulos funcionales y su posible asignación a los niveles de desarrollo

Módulo de función Explicación Nivel de desarrolloMW_

BEARB

PLC1_

BEARB

PLC_

BEARB

SFS_

BEARBABSVALUE Formación de valor

absolutoX — — —

ADD Adición X X X XALARM Despertador X X X XAND Puerta - AND X X X XBLINK Módulo de intermiten-

ciaX X X X

BOOL_TO_CO Conversión Bool a orden

— X X —

BOOL_TO_DL Conversión Bool a aviso doble

— X X X

BOOL_TO_IC Bool después de Aviso simp.int.Convers.

— X X X

BUILD_DI Generar aviso doble — X X XCMD_CANCEL Aborto de orden X X X XCMD_CHAIN Sequencia de

operación — X X —

CMD_INF Información de mando — — — XCOMPARE Comparación de

valores numéricosX X X X

CONNECT Conexión — X X XCOUNTER Contador X X X XD_FF Flipflop - D — X X XD_FF_MEMO Memoria de estado en

reinicioX X X X

DI_TO_BOOL Conversión aviso doble a Bool

— X X X

DINT_TO_REAL Adaptador X X X XDIV División X X X XDM_DECODE Aviso Doble

descodificarX X X X

DYN_OR Elemento OR dinámico X X X XINT_TO_REAL Conversión X X X XLIVE_ZERO Control Live-Zero,

caract. no linealX — — —

LONG_TIMER Timer (máx. 1193) X X X XLOOP Bucle de Feedback X X — XLOWER_SETPOINT No superado el valor

límite inferiorX — — —

MUL Multiplicación X X X XNAND Puerta - NAND X X X XNEG Negación X X X XNOR Puerta - NOR X X X X

5337SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

Límites generales

OR Puerta - OR X X X XPOI_ZW_ST_LNK — — — X X X XPOO_ZW_ST_LNK — — — X X X XREAL_TO_DINT Adaptador X X X XREAL_TO_INT Conversión X X X XRISE_DETECT Detector de flancos X X X XRS_FF Flipflop - RS — X X XSQUARE_ROOT Extractor de raíz X X X XSR_FF Flipflop - SR — X X XSUB Substracción X X X XTIMER Timer universal — X X —TIMER_SHORT Temporizador simple — X X —UPPER_SETPOINT Superado del valor

límiteX — — —

X_OR Puerta - XOR X X X XZERO_POINT Supresión del punto de

estrellaX — — —

Módulo de función Explicación Nivel de desarrolloMW_

BEARB

PLC1_

BEARB

PLC_

BEARB

SFS_

BEARB

Designación Límite ComentarioEl número máximo de todos los planes CFC en todos los niveles de desarrollo

32 En caso de rebasarse el límite, se produce en el equipo un mensaje de avería y el equipo pasa a régimen de monitor. Se ilumina el LED rojo de ERROR .

Número máximo de planes CFC en un nivel de desarrollo

16 Sólo mensaje de avería(Registro en la memoria intermedia de averías del equipo, averías subsiguientes en el tratamiento)

Número máximo de todas las entradas CFC en todos los planes

400 Al rebasar el límite se produce en el equipo un mensaje de avería y el equipo pasa a régimen de monitor. Se ilumina el LED rojo de ERROR.

Número máximo de entradas de un plan por nivel de desarrollo (número de todas las informaciones diferentes de la barra del borde izquierdo por nivel de desarrollo)

400 Sólo mensaje de avería (registro en la memoria intermedia de averías del equipo); aquí se cuenta el número de elementos de la barra del borde izquierdo por nivel de de-sarrollo. Dado que en la barra del borde aparece varias veces la misma información solamente se han de contar las informaciones que sean distintas.

Número máximo de Flip-Flops de reset fijoD_FF_MEMO

350 Al rebasar el límite, se produce en el equipo un mensaje de avería y el equipo pasa a régimen de monitor. Se ilumina el LED rojo de ERROR.

534 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Límites específicos del equipo

Límites adicionales

1) Al rebasar el límite se produce en el equipo un mensaje de avería y el equipo pasa a régimen de monitor. Se ilumina el LED rojo de ERROR.

2) Para el número de temporizadores máximo utilizable regirá la siguiente condición auxiliar: (2 · Número TIMER + Número TIMER_SHORT) < 30. TIMER y TIMER_SHORT se reparten por lo tanto dentro del marco de cumplimiento de esta desigualdad los recursos de temporizador disponibles. El LONG_TIMER no está sujeto a esta limitación.

3) Los valores de tiempo para los módulos TIMER y TIMER_SHORT no podrán elegirse menores que la resolución de tiempo del equipo, de 10 ms, ya que en caso contrario los módulos no arrancan al recibir el impulso de arranque.

Número máximo de TICKS en los niveles de desarrollo

1) Si la suma de TICKS de todos los módulos rebasa los límites citados se emite en el CFC un mensaje de avería.

Designación Límite ComentarioNúmero máximo de las modificaciones simultáneas de las entradas del plan por nivel de desarrollo

50 En caso de rebasarse el límite, se produce en el equipo un mensaje de avería y el equipo pasa a régimen de monitor. Se ilumina el LED rojo de ERROR.Número máximo de salidas del plan

por nivel de desarrollo150

Límites adicionales1) para los siguientes módulos CFCNivel de desarrollo Número máximo de módulos en los niveles de desarrollo

TIMER2) 3) TIMER_SHORT2) 3) CMD_CHAINMW_BEARB — — —PLC1_BEARB

15 30 20PLC_BEARBSFS_BEARB — — —

Nivel de desarrollo Límite en TICKS 1)

7SJ62 7SJ63 7SJ64MW_BEARB (Tratamiento de los valores de medida) 2536 2536 10000PLC1_BEARB (Tratamiento lento PLC) 255 300 2000PLC_BEARB (Tratamiento rápido PLC) 130 130 400SFS_BEARB (Protección contra fallos de con-mutación)

2173 2173 10000

5357SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

Tiempos de tratamiento en TICKS para los elementos individuales

Elementos individuales Número de TicksMódulo, necesidad básica 5a partir de la 3ª entrada adicional en módulos genéricos por entrada 1Enlace con la barra del borde de entradas 6Enlace con la barra del borde de salidas 7adicional por plan 1Aritmética ABS_VALUE 5

ADD 26SUB 26MUL 26DIV 54SQUARE_ROOT 83

Lógica básica AND 5,1CONNECT 4DYN_OR 6NAND 5,1NEG 4NOR 5,1OR 5,1RISE_DETECT 4X_OR 5

Estado de la información SI_GET_STATUS 5CV_GET_STATUS 5DI_GET_STATUS 5MV_GET_STATUS 5SI_SET_STATUS 5MV_SET_STATUS 5ST_AND 5ST_OR 5ST_NOT 5

Memoria D_FF 5D_FF_MEMO 6RS_FF 4RS_FF_MEMO 4SR_FF 4SR_FF_MEMO 4

Órdenes de mando BOOL_TO_CO 5BOOL_TO_IC 5CMD_INF 4CMD_CHAIN 34CMD_CANCEL 3LOOP 8

536 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Posibilidad de configuración

Depuración CFC

Convertidor de tipos BOOL_TO_DI 5BUILD_DI 5DI_TO_BOOL 5DM_DECODE 8DINT_TO_REAL 5UINT_TO_REAL 5REAL_TO_DINT 10REAL_TO_UINT 10

Comparación COMPARE 12LOWER_SETPOINT 5UPPER_SETPOINT 5LIVE_ZERO 5ZERO_POINT 5

Valor contado COUNTER 6Tiempo y reloj TIMER 5

TIMER_LONG 5TIMER_SHORT 8ALARM 21BLINK 11

Elementos individuales Número de Ticks

Los mensajes y valores medidos se pueden configurar libremente en la memoria intermedia, adicionalmente a las asignaciones previamente definidas, pudiendo eliminarse las configura-ciones previas.

Para el equipo 7SJ64 puede efectuarse la depuración CFC a través de una conexión de nave-gador. Para más datos véase la descripción del sistema SIPROTEC.

5377SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos


Valores de medición de trabajo

IntensidadesIL1; IL2; IL3Componente directa I1Componente inversaI2IE o 3I0

en A (kA) primario y en A secundario o en % IN

RangoTolerancia 1)

10% a 200% IN1% del valor de medida o 0,5% IN

Tensiones (fase-tierra)UL1-E, UL2-E, UL3-ETensiones (fase-fase) UL1-L2, UL2-L3, UL3-L1, USINUen o U0Componente directa U1Componente inversa U2

en kV primario, en V secundario o en % UN

RangoTolerancia 1)

10% a 120% de UN1% del valor de medida ó 0,5% UN

S, potencia aparente en kVAR (MVAR o GVAR) primario y en % SN

RangoTolerancia 1)

0% a 120% SN2% de SN para U/UN y I/IN = 50 a 120%

P, potencia activa con signo, total e independiente por fases en kW (MW o GW) primarios y en % SN

RangoTolerancia 1)

para 7SJ62/63

para 7SJ64

0% a 120% SN

2% de SN para U/UN y I/IN = 50 a 120% y | cos ϕ | = 0,707 a 1siendo SN =√3 · UN · IN1% de SN para U/UN y I/IN = 50 a 120% siendo SN =√3 · UN · IN

Q, potencia reactiva con signos, total e independiente por fases en kVAR (MVAR o GVAR) primarios y en % SN

Rango Tolerancia 1)

para 7SJ62/63

para 7SJ64

0% a 120% SN

2% de SNpara U/UN y I/IN = 50 a 120% y | sin ϕ | = 0,707 a 1siendo SN = √3· UN · IN1% de SNpara U/UN y I/IN = 50 a 120% siendo SN = √3· UN · IN

cos ϕ, factor de potencia Total y separado por fasesRangoTolerancia 1)

para 7SJ62/63para 7SJ64

–1 a +1

3% para | cos ϕ | ≥ 0,7072% para | cos ϕ | ≥ 0,707

Frecuencia f en HzRangoTolerancia 1)

fN ± 5 Hz20 mHz

Protección sobrecarga temperaturaΘ/Θdesc

en %

538 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


1) a la frecuencia nominal

Valores medios a largo plazo

RangoTolerancia 1)

0% a 400%Precisión de clase 5% según IEC 60255-8

Bloqueo de reenganche temperaturaΘL /ΘL desc

en %

RangoTolerancia 1)

0% a 400% Precisión de clase 5% según IEC 60255-8

Límite de reengancheΘWES/ΘL desc

en %

Tiempo de conexión TConex en minIntensidades de corriente de la determi-nación sensible de corriente con deri-vación a tierra (corriente efectiva, eficaz y reactiva) IEE, IEEw; IEEb

en A (kA) primario y en mA secundario

Rango Tolerancia 1)

0 mA a 1600 mA2 % del valor de medida ó 1 mA

Transformador de medida (sólo 7SJ63) Campo de trabajoRango de precisiónTolerancia 1)

0 mA a 24 mA1 mA a 20 mA1,5%, referido al valor nominal de 20 mA

En caso de utilización estándar de los transformadores de medida para supervisión de presión y temperatura:Valor de medida de trabajo de la presión

Presión en hecto-Pascal

Campo de trabajo (preajuste) 0 hPa a 1200 hPaValor de medida de trabajo de la temperatura

Temp en °C

Campo de trabajo (preajuste) 0 °C a 240 °CCampo de trabajo (preajuste) 0 °C a 240 °C

Thermobox véase capítulo (Thermoboxes para la determinación de la temperatura)

Función de sincronización véase capítulo (Función de sincronización)

Ventana de tiempo 5, 15, 30 ó 60 minutosFrecuencia de actualización ajustableValores medios a largo plazo

de las intensidadesde la potencia activade la potencia reactivade la potencia aparente

IL1dmd; IL2dmd; IL3dmd; I1dmd en A (kA)Pdmd en W (kW, MW)Qdmd en VAr (kVAr, MVAr)Sdmd en VAr (kVAr, MVAr)

5397SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

Memoria mín/máx

Detección de fallo de la tensión de medida (Fuse Failure Monitor)

Almacenamiento de valores medidos con fecha y horaReset automático Posibilidad de ajustar la hora del día (en minutos,

0 a 1439 min) Posibilidad de ajustar el período de tiempo y el momento de inicio (en días, 1 a 365 días e ∞)

Reset manual a través de entradas binariasa través de tecladoa través de comunicación

Valores mín/máx de intensidades IL1; IL2; IL3;I1 (Componente directo)

Valores mín/máx de las tensiones UL1-E; UL2-E; UL3-E; U1 (Componente directo);UL1-L2; UL2-L3; UL3-L1

Valores mín/máx de las potencias S, P; Q, cos ϕ; FrecuenciaValores mín/máx de la protección de so-brecarga

Θ/Θdesc

Valores mín/máx de los valores medios IL1dmd; IL2dmd; IL3dmd;I1dmd (Componente directo);Sdmd; Pdmd; Qdmd

Gama de ajuste de la tensión de despla-zamiento 3U0, por encima de la cual se detecta el corte de tensión

10 - 100 V

Gama de ajuste de la corriente de deri-vación a tierra, por encima de la cual no se supone corte de tensión

0,1 - 1 A

Trabajo de la supervisión de la tensión de medida

según MLFB y parametrización, mediante magni-tudes medidas o calculadasUE e IE

540 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Supervisión continua de magnitudes de medida

Protocolo de falta

Asignación de tiempo

Osciloperturbografía

Asimetría de la intensidad Imáx/Imín > Factor de simetría, para I > ILímite

Asimetría de tensiones Umáx/Umín > Factor de simetría, para U > ULímite

Suma de intensidades | iL1 + iL2 + iL3 + kI · iE | > Valor límite, con

Secuencia de fases de la intensidad Campo giratorio dextrógiro/Campo giratorio levó-giro

Secuencia de fases de tensión Campo giratorio dextrógiro/Campo giratorio levó-giro

Supervisión de valores límites IL1 > Valor límiteIL1dmd>IL2 > Valor límite IL2dmd>IL3 > Valor límite IL3dmd>I1 > Valor límite I1dmd>IL< Valor límite IL<cos ϕ < valor límite inferior | cos ϕ | Valor límite de la potencia activa | Pdmd | >Q > Valor límite de la potencia reactiva | Qdmd | >S > Valor límite de la potencia aparente Sdmd >Presión < valor límite inferior de presión <Temperatura > Valor límite Temperatura >

Almacenamiento de los mensajes de los 8 últimos casos de averíaAlmacenamiento de los mensajes de las 3 últimas derivaciones a tierra

Resolución para mensajes de trabajo 1 msResolución para mensajes de avería 1 msDesviación de tiempo máxima (reloj inter-no)

0,01%

Batería tampón Batería de litio 3 V/1 Ah, tipo CR 1/2 AA Mensaje„Fallo batería“ si la carga de la batería es insuficiente

máx. 8 anotaciones de avería; protegidas mediante batería tampón incluso en caso de fallo de la tensión auxiliarTiempo de almacenamiento – 7SJ62/63 – 7SJ64

en total 5 sen total 20 sTiempo previo y tiempo posterior así como tiempo de almacenamiento, ajustables

Trama a 50 HzTrama a 60 Hz

1 valor instantáneo cada 1,25 ms1 valor instantáneo cada 1,04 ms

5417SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

Contador de energía

1) A la frecuencia nominal

Estadística de mando

Recuento de horas de funcionamiento

Mantenimiento del interruptor de potencia

Vigilancia del circuito de disparo

Ayudas para la puesta en marcha

Valores de recuento para trabajoWp, Wq (trabajo activo y trabajo reactivo)

en kWh (MWh o GWh) o en kVARh (MVARh o GVARh)

Gama Tolerancia 1)

28 Bit o 0 a 2 68 435 455 decimal para IEC 60870-5-103 (protocolo VDEW) 31 Bit ó 0 a 2 147 483 647 decimal para otros protocolos (dis-tintos a VDEW) ≤ 5% para I > 0,5 IN, U > 0,5 UN y | cos ϕ | ≥ 0,707

Número de desconexiones almacenable hasta 9 lugares decimalesNúmero de órdenes de conexión del AR (separado según 1º y ≥ 2º ciclo)

hasta 9 lugares decimales

corriente de desconexión acumulada (sep-arada por polos de interruptor)


Campo de visualización hasta 7 lugares decimalesCriterio Rebasar un umbral de intensidad de corriente

ajustable (LS I>)

Procedimiento de cálculo basado en el valor eficaz: ΣI, ΣIx, 2P;basado en el valor instantáneo: I2t (sólo 7SJ64)

Determinación/Tratamiento del valor de medida

selectivo por fases

Evaluación un valor límite por cada función parcialNúmero de valores estadísticos almacena-ble


mediante una o dos introducciones binarias

Comprobación de la secuencia de fasesValores de medición de trabajoComprobación del interruptorEstablecimiento de un listado de mediciones de comprobación

542 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Hora

Conmutación de grupo de los parámetros de función

Sincronización de tiempo DCF 77/Señal IRIG B (formato de telegrama IRIG-B000)Entrada binariaComunicación

Modalidades de trabajo del control de la horaNº Modalidad de trabajo Explicaciones1 Interno Sincronización interna a través de RTC (prea-

juste)2 IEC 60870-5-103 Sincronización exterior a través de interfaz (IEC

60870-5-103)3 PROFIBUS FMS Sincronización exterior a través de interfaz de

PROFIBUS4 Señal de tiempo IRIG B Sincronización externa a través de IRIG B5 Señal de tiempo DCF77 Sincronización externa a través de DCF 776 Señal de tiempo Sync.-Box Sincronización externa a través de la señal de

tiempo SIMEAS-Synch.Box7 Impulso a través de entrada

binariaSincronización externa a través de impulso a través de entrada binaria

8 Bus de campo (DNP, Modbus) Sincronización externa a través de bus de campo9 NTP (IEC 61850) Sincronización externa a través de interfaz de

sistema (IEC 61850)

Número de grupos de ajuste disponibles 4 (Grupo de parámetros A, B, C y D) La conmutación puede efectuarse a través de

Panel de operación en el equipoDIGSI a través del interfaz de operaciónProtocolo a través del interfaz del sistemaIntroducción binaria

5437SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

4.25 Control de los equipos de mando

Número de equipos de conmutación depende del número de entradas y salidas bina-rias

Bloqueo de conmutación Bloqueos de conmutación de libre programaciónMensajes Retroaviso, conectado, desconectado, posición

de averíaÓrdenes Orden individual/Orden dobleOrden de conmutación al interruptor de po-tencia

1-, 11/2 y 2 polos

Automáta programable Lógica PLC, herramienta de introducción gráficaControl local Control a través de menú

Ocupación de las teclas de funciónMando a distancia a través de interfaces de comunicación

a través de sistema de control central (por ejemplo SICAM)a través de DIGSI (por ejemplo a través de módem)

544 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4.26 Requisitos relativos a los transformadores de medida de intensidad

4.26 Requisitos relativos a los transformadores de medida de intensidad

Tabla 4-1 Requisitos relativos a los transformadores de intensidad por fase según IEC 60044–1

Tabla 4-2 Ejemplo según IEC 60044–1

Los requisitos relativos a los transformadores de medida de intensidad por fase se determinan por medio de la protección diferida de sobreintensidad, en particular mediante el ajuste del nivel de alta intensidad. Además de esto existe un requisito mínimo, que es un valor experi-mental. Las recomendaciones de diseño están basadas en la norma IEC 60044-1. Para convertir el requisito a la tensión del punto de inflexión y a otras clases de transforma-dores de medida se recurre a las normas IEC 60044-6, BS 3938 y ANSI/IEEE C 57.13.

Índice de sobreintensidad de trabajo mínima exigida

pero como mínimo 20con n'I>>ExcitIpN

Índice mínimo de sobreintensidad de trabajoValor de respuesta primaria del nivel de alta intensidadIntensidad de corriente nominal pri-maria del transformador de medida

Índice resultante de la sobreintensidad nominal

siendo nRBCRBNRCt

Índice nominal de sobreintensidad carga conectada (equipo y acometi-das)Carga nominalCarga interna del transformador de medida

IsN = 1 A

n' = 20RBC = 0,6 Ω (equipo y acometidas)RCt = 3 Ω RBN = 5 Ω (5 VA)

n elegido con 10, con lo cual: 5P10, 5 VA

conIsN = Intensidad de corriente nominal secunda-ria del transformador de medida

5457SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

Tabla 4-3 Corversión a otras clases

Tabla 4-4 Requisitos relativos al transformador de medida toroidal según IEC 60044-1

Tabla 4-5 Exactitud de clase mínima requerida dependiente de la conexión a tierra del punto de estrella y del modo de funcionamiento.

British Standard BS 3938

ANSI/IEEE C 57.13, clase C

IsN = 5 A (valor típico)IEC 60044-6 (comportamiento transi-torio), clase TPS

K ∼1 KSSC ∼ nsiendo UkRCtRBNIsNnUs.t.maxUalKKSSC

Tensión del punto de inflexiónCarga nominalIntensidad nominalIntensidad nominal secundariaIntensidad nominalsecundario tensión en bornas para 20 IpNTensión límite de magnetización del se-cundarioFactor de dimensionadoFactor de simetría Intensidad de corri-ente de cortocircuito de diseño

Los requisitos relativos a los transformadores de medida toroidales están determinados por la función „Determinación sensible de averías con derivación a “ tierra.Las recomendaciones de diseño están basadas en la norma IEC 60044-1.

Relación de transmisión, típicaEn función de la red específica y por lo tanto del valor de la intensidad de corriente máxima de avería con derivación a tierra eventual-mente puede que resulte necesario elegir una relación de transmisión distinta.

60 / 1

Factor limitador de sobreintensidad FS = 10Potencia 2,5 VA

Punto de estrella Aislado Compensado Puesto a tierra con alto valor óhmico

Función direccional Clase 1 Clase 1 Clase 1Función no direccional Clase 3 Clase 1 Clase 3

Para intensidades de corriente de falta a tierra especialmente pequeñas hay que parametri-zar eventualmente una corrección angular en el equipo (véase la descripción de funcion-amiento de la „determinación sensible de avería con derivación a tierra“).

546 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4.27 Dimensiones

4.27 Dimensiones

4.27.1 Montaje sobre panel de mandos y en armario (tamaño del bastidor1/3)

Figura 4-13 Dibujo con dimensiones de un 7SJ62 ó 7SJ64 para montaje en panel de mandos y armario(tamaño del bastidor 1/3)

5477SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

4.27.2 Montaje sobre panel de mandos y en armario (tamaño del bastidor 1/2)

Figura 4-14 Dibujo de dimensiones de un 7SJ63 ó 7SJ64 para empotrar en panel de mandos y armario (tamaño del bastidor 1/2)

548 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4.27 Dimensiones

4.27.3 Montaje sobre panel de mandos y en armario (tamaño del bastidor 1/1)

Figura 4-15 Dibujo de dimensiones de un 7SJ63 ó 7SJ64 para empotrar en panel de mandos y armario (tamaño del bastidor1/1)

5497SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

4.27.4 Montaje sobre panel de mandos (tamaño del bastidor 1/3)

Figura 4-16 Dibujo con dimensiones de un 7SJ62 ó 7SJ64 para montaje superficial de control (tamaño del bastidor 1/3)


Figura 4-17 Dibujo con dimensiones de un 7SJ63 ó 7SJ64 para montaje superficial de mandos (tamaño del bastidor1/2)

550 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4.27 Dimensiones


Figura 4-18 Dibujo de dimensiones de un 7SJ63 ó de un 7SJ64 para montaje superficial de mandos (tamaño del bastidor1/1)

5517SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

4.27.7 Montaje con panel frontal independiente o sin panel frontal (tamaño del bastidor 1/2)

Figura 4-19 Dibujo con dimensiones de un 7SJ63 ó 7SJ64 (tamaño del bastidor 1/2) para montaje empotrado con panel frontal independiente o sin panel frontal

552 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4.27 Dimensiones

4.27.8 Montaje con panel frontal independiente o sin panel frontal (tamaño del bastidor 1/1)

Figura 4-20 Dibujo de dimensiones de un 7SJ63 ó 7SJ64 (Tamaño del bastidor 1/1) para montaje con o sin panel frontal independiente

5537SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

4.27.9 Panel frontal independiente

Figura 4-21 Dibujo de dimensiones de un panel frontal independiente para 7SJ63 ó 7SJ64

554 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4.27 Dimensiones

4.27.10 Conector hembra DSUB del cable Dongle (Recorte en panel de mandos o puerta del armario)

Figura 4-22 Dibujo de dimensiones para el recorte en el panel de mandos o en la puerta del armario para el conector hembra DSUB del cable Dongle para un 7SJ63 ó 7SJ64 sin unidad de operación integrada

5557SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4 Datos técnicos

556 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Anexo AEl anexo sirve en primer lugar como usual de consulta para el usuario experimentado. Aquí se encuentran los datos de pedido, los planos generales y de conexión, así como las tablas de todos los parámetros e informaciones del equipo para el volumen de fun-ciones completo.

A.1 Datos de pedido y accesorios 558

A.2 Distribución de las bornas 574

A.3 Ejemplos de conexión 616

A.4 Requerimientos para el transformador de intensidad 644

A.5 Preconfiguraciones 647

A.6 Funciones dependientes del protocolo 659

A.7 Capacidad de funciones 660

A.8 Visión general de los parámetros 662

A.9 Visión general de informaciones 684

A.10 Avisos colectivos 714

A.11 Vista general de los valores de medida 715

5577SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.1 Datos de pedido y accesorios

A.1.1 Datos de pedido

A.1.1.1 7SJ62 V4.6

Protección multifuncional con mando

6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Adicional7 S J 6 2 – – +

Número de entradas y salidas binarias Pos. 68 EB, 8 SB, 1 contacto activo 111 EB, 6 SB, 1 contacto activo 2

Entradas de medición (3 x U, 4 x I) Pos. 7Iph = 1 A, Ie = 1 A (mín. = 0,05 A); Lugar 15 sólo con C, E, G 1Iph = 1 A, Ie = sensible (mín. = 0,001 A); lugar 15 sólo con B, D, F, H 2Iph = 5 A, Ie = 5 A (mín. = 0,25 A); lugar 15 sólo con C, E, G 5Iph = 5 A, Ie = sensible (mín. = 0,001 A); lugar 15 sólo con B, D, F, H 6Iph = 5 A, Ie = 1 A (mín. = 0,05 A); lugar 15 sólo con C, E, G 7

Tensión auxiliar (alimentación de corriente, umbral de conmutación de las introducciones binarias) Pos. 8DC 24 a 48 V, umbral introducción binaria DC 19 V 2DC 60 a 125 V, umbral introducción binaria DC 19 V 4DC 110 a 250 V, AC 115 V a 230 V, umbral introducción binaria DC 88 V 5

Disposición constructiva Pos. 9Bastidor para montaje superficial, bornas de doble piso arriba/abajo BBastidor para empotrar, bornas de enchufe (conectores de 2/3 polos) DBastidor para empotrar, bornas de tornillo (Terminales de conexión directa/anilla y horquilla) E

Preajustes específicos según las regiones/funciones previstas y preajustes de idioma Pos. 10Región DE, 50 Hz, IEC, idioma alemán (idioma modificable) ARegión Mundo, 50/60 Hz, IEC/ANSI, idioma inglés (idioma modificable) BRegión US, 60 Hz, ANSI, idioma inglés americano (idioma modificable) CRegión FR, 50/60 Hz, IEC/ANSI, idioma francés (idioma modificable) DRegión Mundo, 50/60 Hz, IEC/ANSI, idioma español (idioma modificable) E

Interfaces del sistema (cara posterior del equipo, Puerto B) Pos. 11Sin interfaz de sistema 0Protocolo IEC, eléctrico RS232 1Protocolo IEC, eléctrico RS485 2Protocolo IEC, óptico 820 nm, conector ST 3Profibus FMS Slave, eléctrico RS485 4Profibus FMS Slave, óptico, anillo simple, conector ST1) 5 1)

558 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


1) no está disponible en combinación con lugar 9 = "B“. Si se necesita interfaz óptico, se tiene que pasar el pedido siguiente: 11. lugar = 4 (RS485) y adicionalmente el convertidor corre-spondiente.

2) No está disponible en combinación con lugar 9. = "B“.3) En bastidor para montaje superpuesto con bornas de doble piso a partir de enero 20054) Disponible a partir de Abril 2005

1) El convertidor necesita una tensión de trabajo de 24 V DC. Para una tensión de trabajo ex-istente > 24 V DC se requiere adicionalmente la alimentación 7XV5810-0BA00.

1) Thermobox 7XV5662–*AD102) Si la Thermobox tiene que trabajar en un interfaz óptico se necesita adicionalmente el con-

vertidor RS485–LWL 7XV5650–0*A00

Profibus FMS Slave, óptico, doble anillo, conector ST1) 6 1)

Para más opciones del interfaz, veánse los siguientes datos complementarios 9

Interfaces del sistema (cara posterior del equipo, Puerto B) Pos. 11

Datos complementarios para otros interfaces del sistema (cara posterior del equipo, Puerto B) adicionalProfibus DP Slave, RS485 + L 0 AProfibus DP Slave, 820 nm, doble anillo óptico, conectores ST1) + L 0 B 1)

Modbus RS 485 + L 0 DModbus, 820 nm, óptico, conectores ST2) + L 0 E 2)

DNP3.0, RS 485 + L 0 GDNP3.0, 820 nm, óptico, conectores ST2) + L 0 H 2)

IEC 61850, Ethernet eléctrico, doble, conector RJ45 (EN 100)3) + L 0 R, 3)

IEC 61850, Ethernet óptico, doble, conector ST (EN 100)2), 4) + L 0 S2), 4)

Convertidor Número de pedido AplicaciónSIEMENS OLM1) 6GK1502–2CB10 para anillo simpleSIEMENS OLM1) 6GK1502–3CB10 para doble anillo

Interfaz DIGSI/Módem (Cara posterior del equipo, Puerto C) Pos. 12Sin interfaz posterior DIGSI 0DIGSI/Módem, eléctrico RS232 1DIGSI/Módem/Thermobox 1), eléctrico RS485 2DIGSI/Módem/Thermobox 1), óptico 820 nm, conector ST2) 3

Medidas / Registro de faltas Pos. 13con registro de faltas 1con registro de faltas, con cálculo del valor medio, con valores mín./máx. 3

5597SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

funciones Pos. 14 y 15

Designación Nº ANSI Descripción

Función básica (contenida en todas las versiones)

— Control50/51 Protección temporizada de sobreintensidad fase XMZ

I>, I>>, Ip, bloqueo posterior50N/51N Protección de sobreintensidad a tierra

IE>, IE>>, IEp

50N/51N Protección de sobreintensidad a tierra a través de la función ERE IEE>, IEE>>, IEEp 2)

49 Protección contra sobrecarga (con 2 constantes de tiempo)

46 Protección contra carga desequilibrada 37 Vigilancia de protección de subintensidads47 Sentido de giro de la secuencia de fases59N/64 Tensión de desplazamiento50BF Protección contra fallo del interruptor74TC Supervisión de circuito de disparo— Conmutación del conjunto de parámetros con tempori-

zador para protección diferida de sobreintensidad (orien-tada/no orientada)

— Estabilización inrush86 Bloqueo

U, f 27/5981O/U

Función de subtensión/sobretensiónFunción de subfrecuencia/sobrefrecuencia

F E

IEF U, f 27/5981O/U—

Función de subtensión/sobretensión Función de subfrecuencia/sobrefrecuenciaSobreintensidad a tierra intermitente

P E

RMZ 67/67N Sobreintensidad direccional fases/tierra F CRMZ U, f 67/67N

27/5981O/U

Función de sobreintensidad direccional fases/tierraFunción de subtensión/sobretensiónFunción de subfrecuencia/sobrefrecuencia

F G

RMZ IEF 67/67N—

Sobreintensidad direccional fases/tierraSobreintensidad a tierra intermitente

P C

ERE RMZ 67/67N67Ns87N

Sobreintensidad direccional fases/tierraSobreintensidad direccional a tierra sensibleProtección diferencial de alta impedancia contra falta a tierra

F D 1)

ERE RMZ IEF 67/67N67Ns87N—

Sobreintensidad direccional fases/tierraSobreintensidad direccional a tierra sensibleProtección diferencial de alta impedancia contra falta a tierraSobreintensidad a tierra intermitente

P D 1)

ERE 67Ns87N

Sobreintensidad direccional a tierra sensibleProtección diferencial de alta impedancia contra falta a tierra

F B 1)

ERE Motor U, f 67Ns87N

48/1466/8627/5981O/U

Sobreintensidad direccional a tierra sensibleProtección diferencial de alta impedancia contra falta a tierraSupervisión del tiempo de arranque, rotor bloqueadoSupervisión de número de arranqueFunción de tensión/sobretensiónFunción de frecuencia/sobrefrecuencia

H F 1)

560 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


1) sólo para redes aisladas/compensadas, únicamente en caso de transformador de medida de la intensidad de derivación a tierra sensible, si el lugar 7 = 2, 6

2) sólo para transformadores de medida de la intensidad de derivación a tierra insensibles, si el lugar 7 = 1, 5, 7

1) en el caso de pedido ATEX 100, el equipo se suministra en la versión V4.4

ERE Motor RMZ U, f 67/67N67Ns87N

48/1466/8627/5981O/U

Sobreintensidad direccional fases/tierraSobreintensidad direccional a tierra sensibleProtección diferencial de alta impedancia contra falta a tierraSupervisión del tiempo de arranque, rótor bloqueadoSupervisión de número de arranqueFunción de tensión/SobretensiónFunción de frecuencia/Sobrefrecuencia

H H 1)

ERE Motor RMZ IEF U, f 67/67N67Ns87N

48/1466/8627/5981O/U—

Sobreintensidad direccional fases/tierraSobreintensidad direccional a tierra sensibleProtección diferencial de alta impedancia contra falta a tierraSupervisión del tiempo de arranque, rótor bloqueadoSupervisión de número de arranqueFunción de tensión/sobretensiónFunción de frecuencia/sobrefrecuenciaSobreintensidad a tierra intermitente

R H 1)

Motor RMZ U, f 67/67N48/1466/8627/5981O/U

Sobreintensidad direccional fases/tierraSupervisión del tiempo de arranque, rótor bloqueadoSupervisión de número de arranqueFunción de tensión/sobretensiónFunción de frecuencia/sobrefrecuencia

H G

ERE = Determinación de la dirección de la falta a tierra IEF = protección contra faltas a tierra intermitenteRMZ = protección de sobreintensidad, direccionalU, f = Protección de tensión, frecuencia

funciones Pos. 14 y 15

Reenganche automático (AR)/Localizador de faltas Pos. 16sin AR, sin localizador de faltas 0

79 con AR 121FL con localizador de faltas 279, 21FL con AR, con localizador de faltas 3

Versión especial adicionalcon homologación ATEX 100 para la protección de motores protegidos contra explosiones de la clase de protección de encendido, seguridad superior “e”1)

+Z X 9 91)

5617SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.1.1.2 7SJ63 V4.6

Protección multifun-cional con control

6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Adicional7 S J 6 3 – – +

Bastidor, entradas y salidas binarias, convertidor de medida Pos. 6Bastidor 1/2 19”, 11 EB, 8 SB, 1 contacto activo 1Bastidor 1/2 19”, 24 EB, 11 SB, 2 relés de potencia (4 contactos), 1 contacto activo 2Bastidor 1/2 19”, 20 EB, 11 SB, 2 MU, 2 relés de potencia (4 contactos), 1 contacto activo 3Bastidor 1/1 19”, 37 EB, 14 SB, 4 relés de potencia (8 contactos), 1 contacto activo 5Bastidor 1/1 19”, 33 EB, 14 SB, 2 MU, 4 relés de potencia (8 contactos), 1 contacto activo 6

Entradas de medida (3 x U, 4 x I) Pos. 7Iph = 1 A, Ie = 1 A (mín. = 0,05 A); lugar 15 sólo con A, C, E, G 1Iph = 1 A, Ie = sensible (mín. = 0,001 A); lugar 15 sólo con B, D, F, H 2Iph = 5 A, Ie = 5 A (mín. = 0,25 A); lugar 15 sólo con A, C, E, G 5Iph = 5 A, Ie = sensible (mín. = 0,001 A); lugar 15 sólo con B, D, F, H 6Iph = 5 A, Ie = 1 A (mín. = 0,05 A); lugar 15 sólo con A, C, E, G 7

Tensión auxiliar (alimentación de corriente, umbral de conmutación de las introducciones binarias) Pos. 8DC 24 a 48 V, umbral introducción binaria DC 19 V 2DC 60 a 125 V, umbral introducción binaria DC 19 V 4DC 110 a 250 V, AC 115 V a 230 V, umbral introducción binaria DC 88 V 5

Disposición constructiva Pos. 9Bastidor para montaje superficial, bornas de enchufe, unidad de maniobra independiente instalación en caja de baja tensión

A

Bastidor para montaje superficial, bornas de doble piso arriba/abajo BBastidor para montaje superficial, bornas de tornillo, (terminales de conexión directa/anillo y horquilla), unidad de maniobra separada, instalación en caja de baja tensión

C

Bastidor para empotrar, bornas de enchufe (conector de 2/3 polos) DBastidor para empotrar, bornas de tornillo (terminales de conexión directa/anilla y horquilla) EBastidor para montaje superficial, bornas de tornillo, (terminales de conexión directa/anilla y horquilla), sin unidad de maniobra, instalación en caja de baja tensión

F

Bastidor para montaje superficial, bornas de enchufe, sin unidad de maniobra, instalación en caja de baja tensión

G


Interfaces del sistema (cara posterior del equipo, Puerto B) Pos. 11Sin interfaz de sistemas 0Protocolo IEC, eléctrico RS232 1

562 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


1) no está disponible en combinación con lugar 9 = "B“. Si se necesita interfaz óptico, se debe hacer el pedido siguiente: 11. lugar = 4 (RS485) y adicionalmente el convertidor correspon-diente.

2) No está disponible en combinación con lugar 9 = "B“.3) En bastidor para montaje superficial con conectores de doble piso a partir de enero 20054) Disponible a partir de Abril 2005

1) El convertidor necesita una tensión de trabajo de 24 V DC. Para una tensión de trabajo ex-istente > 24 V DC se requiere adicionalmente la alimentación 7XV5810-0BA00.

1) Thermobox 7XV5662–*AD102) Si la Thermobox debe trabajar en un interfaz óptico se necesita adicionalmente el conver-

tidor RS485–LWL 7XV5650–0*A00

Protocolo IEC, eléctrico RS485 2Protocolo IEC, óptico 820 nm, onector ST 3Profibus FMS Slave, eléctrico RS485 4Profibus FMS Slave, óptico, anillo simple, conector ST 1) 5 1)

Profibus FMS Slave, óptico, doble anillo, conector ST 1) 6 1)

Para más opciones del interfaz, veánse los siguientes datos complementarios 9

Interfaces del sistema (cara posterior del equipo, Puerto B) Pos. 11

Datos complementarios para otros interfaces de sistema (cara posterior del equipo, Puerto B) AdicionalProfibus DP Slave, RS485 + L 0 AProfibus DP Slave, 820 nm, doble anillo óptico, conectores ST1) + L 0 B 1)

Modbus RS 485 + L 0 DModbus, 820 nm, óptico, conectores ST2) + L 0 E 2)

DNP3.0, RS 485 + L 0 GDNP3.0, 820 nm, óptico, conectores ST2) + L 0 H 2)

IEC 61850, Ethernet eléctrico, doble, conector RJ45 (EN 100)3) + L 0 R, 3)



Interfaz DIGSI/Módem (Cara posterior del equipo, Puerto C) Pos. 12Sin interfaz posterior DIGSI 0DIGSI/Módem, eléctrico RS232 1DIGSI/Módem/Thermobox 1), eléctrico RS485 2DIGSI/Módem/Thermobox 1), óptico 820 nm, conector ST2) 3

Medición/Listado de averías Pos. 13con listado de avería, con cálculo de valor medio, con valores mín/máx 3

5637SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

Funciones Pos. 14 y 15

Designación Nº ANSI Descripción F A

Función básica (contenido en todas las versiones)

— Control50/51 Protección temporizada de sobreintensidad XMZ fase

I>, I>>, Ip, bloqueo posterior50N/51N Protección de sobreintensidad a tierra Ie>, Ie>>, Iep , r50N/51N Protección no sensible de sobreintensidad a tierra a

través de la función ERE IEE>, IEE>>, IEEp 2)

49 Protección contra sobrecargas (con 2 constantes de tiempo)

46 Protección contra carga desequilibrada37 Supervisión de protección de subintensidad47 Sentido de giro de la secuencia de fases59N/64 Tensión de desplazamiento50BF Protección contra fallo del interruptor74TC Supervisión del circuito de disparo— Conmutación del bloque de parámetros con temporiza-

dor— Estabilización de la sobretensión de conexión86 Bloqueo

U, f 27/5981O/U

Sobretensión/subtensiónSobrefrecuencia/subfrecuencia

F E

IEF U, f 27/5981O/U—

Sobretensión/subtensiónSobrefrecuencia/subfrecuenciaFalta a tierra intermitente

P E

RMZ 67/67N Sobreintensidad direccional a fase/tierra F CRMZ U, f 67/67N

27/5981O/U

Sobreintensidad direccional a fase/tierraSobretensión/subtensiónSobrefrecuencia/subfrecuencia

F G

RMZ IEF 67/67N—

Sobreintensidad direccional a tierra

Falta a tierra intermitente

P C


Sobreintensidad direccional a fase/tierraSobreintensidad direccional a tierra sensibleProteccion diferencial contra faltas a tierra de alta im-pedancia

F D 1)

ERE RMZ IEF 67/67N67Ns87N—

Sobreintensidad direccional a tierra Sobreintensidad direccional a tierra con neutro sensibleProtección diferencial contra faltas a tierra de alta im-pedanciaFalta a tierra intermitente

P D 1)

ERE 67Ns87N

Sobreintensidad direccional a tierra sensible Protección diferencial contra faltas a tierra de alta im-pedancia

F B 1)

ERE Motor U, f 67Ns87N

48/1466/86

27/5981O/U

Sobreintensidad direccional a tierra con neutro sensibleProteccion diferencial contra faltas a tierra de alta impedanciaSupervisión del tiempo de arranqueSupervisión de número de arranque, rótor frenado

Bloqueo de reengancheSubtensión/sobretensiónSubfrecuencia/sobrefrecuencia

H F 1)

564 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


1) para redes aisladas/compensadas, sólo en el caso de transformador de medida sensible de la corriente de derivación a tierra, si el lugar 7 = 2, 6

2) sólo para transformador de medida insensible de la corriente de derivación a tierra, si el lugar 7 = 1, 5, 7

1) en el caso de pedido ATEX 100 el equipo se suministra en la versión V4.4

ERE Motor RMZ U, f 67/67N67Ns87N

48/1466/8627/5981O/U

Sobreintensidad direccional a tierraSobreintensidad direccional a tierra sensible Proteccion diferencial contra faltas a tierra de alta im-pedanciaSupervisión de número de arranque, rótor frenadoBloqueo de reengancheSubtensión/obretensiónSubfrecuencia/sobrefrecuencia

H H 1)

ERE Motor RMZ IEF U, f 67/67N67Ns87N

48/1466/8627/5981O/U—

Sobreintensidad direccional a tierraSobreintensidad direccional a tierra sensible Proteccion diferencial contra faltas a tierra de alta im-pedanciaSupervisión de número de arranque, rótor frenadoBloqueo de reengancheSubtensión/sobretensiónSubfrecuencia/sobrefrecuenciaFalta a tierra intermitente

R H 1)

Motor RMZ U, f 67/67N48/1466/8627/5981O/U

Determinación de la orientación para sobreintensidadSupervisión del tiempo de arranque, rótor frenadoSupervisión de número de arranqueSubtensión/sobretensiónSubfrecuencia/sobrefrecuencia

H G

Motor 48/1466/86

Supervisión del tiempo de arranque, rótor frenadoBloqueo de reenganche

H A

ERE = Determinación del sentido de la avería con derivación a tierraIEF = protección contra averías con derivación a tierra intermitentesRMZ = protección diferida de sobreintensidad orientadaU, f = protección de tensión, frecuencia


Reenganche automático (AR)/Localizador de averías Pos. 16sin AR, sin localizador de averías 0

79 con AR 121FL con localizador de averías 279, 21FL con AR, con localizador de averías 3

Versión especial adicionalcon homologación ATEX 100 para protección de motores protegidos contra explosión de la clase de protección de encendido, seguridad superior "e”1)

+Z X 9 91)

5657SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.1.1.3 7SJ64 V4.6

1) AC 230 V sólo a partir del nivel de desarrollo 7SJ64**...../CC

Protección multifun-cional con control

6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Adicional7 S J 6 4 – – +

Bastidor, entradas y salidas binarias, convertidor de medida Pos. 6Bastidor 1/3 19”, pantalla de 4 líneas, 7 EB, 5 SB, 1 contacto activo; lugar 9 sólo con: B, D, E 0Bastidor 1/2 19”, pantalla gráfica, 15 EB, 13 SB, 1 contacto activo 1Bastidor 1/2 19”, pantalla gráfica, 20 EB, 8 SB, 2 relés de potencia (4 contactos), 1 contacto activo 2Bastidor 1/1 19”, pantalla gráfica, 33 EB, 11 SB, 4 relés de potencia (8 contactos), 1 contacto activo 5

Entradas de medida (4 x U, 4 x I) Pos. 7Iph = 1 A, Ie = 1 A (mín. = 0,05 A); lugar 15 sólo con A, C, E, G 1Iph = 1 A, Ie = sensible (mín. = 0,001 A); lugar 15 sólo con B, D, F, H 2Iph = 5 A, Ie = 5 A (mín. = 0,25 A); lugar 15 sólo con A, C, E, G 5Iph = 5 A, Ie = sensible (mín. = 0,001 A); lugar 15 sólo con B, D, F, H 6Iph = 5 A, Ie = 1 A (mín. = 0,05 A); lugar 15 sólo con A, C, E, G 7

Tensión auxiliar (alimentación de corriente, umbral de conmutación de las introducciones binarias) Pos. 8DC 24 a 48 V, umbral introducción binaria DC 19 V 2DC 60 a 125 V, umbral introducción binaria DC 19 V 4DC 110 a 250 V, AC 115 a 230 V 1), umbral introducción binaria DC 88 V 5

Disposición constructiva Pos. 9Bastidor para montaje superpuesto, bornas de enchufe, unidad de maniobra independiente, instalación en armario de baja tensión

A

Bastidor para montaje superpuesto, bornas de doble piso arriba/abajo BBastidor para montaje superpuesto, bornas de tornillo (terminales de conexión directa, anilla y horquilla), unidad de maniobra separada, instalación en armario de baja tensión

C

Bastidor para empotrar, bornas de enchufe (conectores de 2/3 polos) DBastidor para empotrar, bornas de tornillo (terminales de conexión directa/anilla y horquilla) EBastidor para montaje superpuesto, bornas de tornillo, (terminales de conexión directa/anilla y horquilla), sin unidad de maniobra, instalación en armario de baja tensión

F

Bastidor para montaje superpuesto, bornas de enchufe, sin unidad de maniobra, instalación en armario de baja tensión

G


566 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


1) no está disponible en combinación con lugar 9 = "B“. Si se necesita interfaz óptico se debe hacer el pedido siguiente: 11. Lugar = 4 (RS485) y adicionalmente convertidor correspondi-ente.

2) No disponible en combinación con lugar 9 = "B". 3) En bastidor para montaje superpuesto con bornas de doble piso a partir de enero de 20054) Disponible a partir de abril de 2005

1) El convertidor necesita una tensión de trabajo de 24 V DC. Para una tensión de trabajo ex-istente > 24 V DC se requiere adicionalmente la fuente de alimentación 7XV5810-0BA00.

1) Thermobox 7XV5662–*AD10

Interfaces de sistemas (cara posterior del equipo, Puerto B) Pos. 11Sin interfaz de sistema 0Protocolo IEC, eléctrico RS232 1Protocolo IEC, eléctrico RS485 2Protocolo IEC, óptico 820 nm, conector ST 3Profibus FMS Slave, eléctrico RS485 4Profibus FMS Slave, óptico, anillo simple, conector ST 1) 5 1)

Profibus FMS Slave, óptico, doble anillo, conector ST 1) 6 1)

2 salidas analógicas (0 a 20 mA) 7Para más opciones de interfaz véanse los siguientes datos adicionales L 9

Datos adicionales para otros interfaces de sistema (cara posterior del equipo, Puerto B) AdicionalProfibus DP Slave, RS485 + L 0 AProfibus DP Slave, 820 nm, anillo óptico doble, conector ST1) + L 0 B 1)

Modbus RS 485 + L 0 DModbus, 820 nm, óptico, conector ST2) + L 0 E 2)

DNP3.0, RS 485 + L 0 GDNP3.0, 820 nm, óptico, conector ST2) + L 0 H 2)

IEC 61850, Ethernet eléctrico, doble, conector RJ45 (EN 100)3) + L 0 R3)



Interfaz DIGSI/Módem (Cara posterior del equipo, Puerto C) Pos. 12DIGSI/Módem, eléctrico RS232 1DIGSI/Módem/Thermobox 1), eléctrico RS485 2para más interfaces véase la indicación adicional M 9

Indicación adicional M, interfaz de servicio y adicional (Puertos C y D)Puerto C: DIGSI/Módem, eléctrico RS232 M 1 *Port C: DIGSI/Módem/Thermobox 1), eléctrico RS485 M 2 *Puerto D: Thermobox 1), óptico 820 nm 2), clavija ST M * APuerto D: Thermobox 1), eléctrico RS485 M * F

5677SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

1) Thermobox 7XV5662–*AD102) Si la Termobox debe conectarse a un interfaz óptico, se necesita adicionalmente el conver-

tidor RS485–LWL-fibra óptica 7XV5650–0*A00

Medición/Listado de averías Pos. 13con listado de averías 1con listado de averías, con cálculo del valor medio, con valores mín./máx. 3


Designación Nº ANSI Descripción F AFunciones básicas (contenidas en todas las versiones

— Control50/51 Protección de sobreintensidad XMZ fase I>, I>>, Ip,

Bloqueo posterior, independiente de la secuencia de fases

50N/51N Protección de sobreintensidad a tierra XMZ tierra IE>, IE>>, IEp

50N/51N Protección no sensible de sobreintensidad a tierra a través de la función IEE>, IEE>>, IEEp

2)

50/50N Funciones de protección flexibles (magnitudes cara-cterísticas de la intensidad): protección de sobreinten-sidad aditiva I>>>, I>>>>

49 Protección de sobrecarga (con 2 constantes de tiempo)46 Protección contra carga desequilibrada37 Protección de subintensidad 47 Sentido de la secuencia de fases64/59N Tensión de desplazamiento50BF Protección contra fallo del interruptor74TC Supervisión del circuito de disparo— Conmutación del bloque de parámetros con temporiza-

dor— Estabilización de la sobretensión de conexión86 Bloqueo

U, f, P 27/5981O/U27/47/59(N)/32/55/81R

Subtensión/sobretensiónSubfrecuencia/sobrefrecuenciaFunciones de protección flexibles (magnitudes cara-cterísticas de intensidad y tensión): Protección de ten-sión, potencia, factor de potencia, variación de frecuen-cia

F E

IEF U, f, P 27/5981O/U 27/47/59(N)/32/55/81R—

Subtensión/sobretensión Subfrecuencia/sobrefrecuencia Funciones de protección flexibles, magnitudes cara-cterísticas de intensidad y tensión: Protección de ten-sión, potencia, factor de potencia, variación de frecuen-cia Falta a tierra intermitente

P E

RMZ 67/67N Determinación de la orientación para protección de sobreintensidad

F C

568 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


RMZ U, f, P 67/67N27/5981O/U27/47/59(N)/

32/55/81R

Sobreintensidad direccional fase/tierraSubtensión/sobretensiónSubfrequencia/ sobrefrequenciaFunciones de protección flexibles (magnitudes características de intensidad y tensión): Protección de tensión, potencia, factor de potencia, variación de frecuencia

F G

RMZ IEF 67/67N—

Sobreintensidad direccional a fase/tierraFalta a tierra intermitente

P C


Sobreintensidad direccional a fase/tierraSobreintensidad direccional a tierra sensible Protección diferencial contra faltas a tierra de alta impedancia

F D 1)

ERE RMZ IEF 67/67N67Ns

87N—

Sobreintensidad direccional a tierraSobreintensidad direccional a tierra con neutro sensibleProtección diferencial contra faltas a tierra de altaimpedancia falta a tierra

P D 1)

ERE 67Ns87N

Sobreintensidad direccional a tierra con neutro sensible Protección diferencial contra faltas a tierra de alta im-pedancia

F B 1)

ERE Motor U, f, P 67Ns87N48/1466/8627/5981O/U27/47/59(N)/

32/55/81R

Sobreintensidad direccional a tierra con neutro sensible Protección dif. contra faltas a tierra de alta impedanciaSupervisión del tiempo de arranque, rótor frenadoSupervision del numero de arranquesSubtensión/sobretensiónSubfrecuencia/sobrefrecuenciaFunciones de protección flexible (magnitudes cara-cterísticas de intensidad y tensión): Protección de tensión, potencia, factor de potencia, var-iación de frecuencia

H F 1)

ERE Motor RMZ U, f, P 67/67N67Ns87N48/1466/8627/5981O/U27/47/59(N)/32/55/81R

Sobreintensidad direccional a fase/tierraSobreintensidad direccional a tierra sensibleProtección dif. contra faltas a tierra de alta impedanciaSupervisión de número de arranques, rótor frenadoSupervision del numero de arranquesSubtensión/sobretensiónSubfrecuencia/sobrefrecuenciaFunciones de protección flexible (magnitudes cara-cterísticas de intensidad y tensión): Protección de ten-sión, potencia, factor de potencia, variación de frecuen-cia

H H 1)

ERE Motor RMZ IEF U, f, P 67/67N67Ns87N48/1466/8627/5981O/U27/47/59(N)/

32/55/81R —

Sobreintensidad direccional a fase/tierraSobreintensidad direccional a tierra sensible Protección dif. contra faltas a tierra de alta impedanciaSupervision del tiempo de arranque, rótor frenadoSupervision del numero de arranquesSubtensión/sobretensiónSubfrecuencia/sobrefrecuenciaFunciones de protección flexible (magnitudes cara-cterísticas de intensidad y tensión): Protección de tensión, potencia, factor de potencia, var-iación de frecuencia falta a tierra intermitente

R H 1)


5697SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

1) para redes aisladas/compensadas, sólo en el caso de transformador de medida sensible de la corriente de falta a tierra, si el lugar 7 = 2, 6

2) sólo para transformador de medida no sensible de la corriente de falta a tierra, si el lugar 7 = 1, 5, 7

1) con V4.6 en 11/2004

Motor RMZ U, f, P 67/67N48/1466/8627/5981O/U27/47/59(N)/32/55/81R

Sobreintensidad direccional a fase/tierraSupervisión del tiempo de arranque, rótor frenadoSupervisión de número de arranqueSubtensión/sobretensiónSubfrecuencia/sobrefrecuenciaFunciones flexibles de protección (magnitudes cara-cterísticas de intensidad y tensión): Protección de ten-sión, potencia, factor de potencia, variación de frecuen-cia

H G

ERE = Determinación de la orientación de la avería con derivación a tierra IEF = Protección contra averías con derivación a tierra intermitentesRMZ = protección diferida de sobreintensidad orientada U, f, P = Protección de tensión, frecuencia, potencia


Reenganche automático (AR)/Localizador de averías Pos. 16sin 0

79 con AR 121FL con localizador de averías 279, 21FL con AR, con localizador de averías 325 con sincronización 425, 79, 21FL con sincronización, con AR, con localizador de averías 7

Versión especial adicionalcon homologación ATEX 100 para protección de motores protegidos contra explosión de la clase de protección de encendido, seguridad superior "e”

+Z X 9 91)

570 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


A.1.2 Accesorios

Módulos de sus-titución para inter-faces

Denominación Número de pedido

RS232 C53207-A351-D641-1

RS485 C53207-A351-D642-1

Fibra óptica 820 nm C53207-A351-D643-1

Profibus FMS RS485 C53207-A351-D603-1

Profibus FMS doble anillo C53207-A351-D606-1

Profibus FMS anillo simple C53207-A351-D609-1

Profibus DP RS485 C53207-A351-D611-1

Profibus DP doble anillo C53207-A351-D613-1

Modbus RS 485 C53207-A351-D621-1

Modbus 820 nm C53207-A351-D623-1

DNP 3.0 RS 485 C53207-A351-D631-3

DNP 3.0 820 nm C53207-A351-D633-3

Ethernet eléctrico (EN 100) C53207–A351–D675–1

Medidor de temper-atura; (Thermobox)


Medidor de temperatura, UH = 24 a 60 V AC/DC 7XV5662–2AD10–0000

Medidor de temperatura, UH = 90 a 240 V AC/DC 7XV5662–5AD10–0000

Convertidor RS485-fibra óptica

Convertidor RS485-fibra óptica Número de pedido

820 nm, con conexión roscada FSMA 7XV5650–0AA00

820 nm, con conexión conector ST 7XV5650–0BA00

Tapa de protección Tapa de protección para tipo de bornas Número de pedido

Borna de tensión 18 polos, borna de intensidad 12 polos C73334-A1-C31-1

Borna de tensión 2 polos, borna de intensidad 8 polos C73334-A1-C32-1

Puentes de conexión

Puente de conexión para tipo de bornas Número de pedido

Borna de tensión 18 polos, 12 polos C73334-A1-C34-1

Borna de intensidad 12 polos , 8 polos C73334-A1-C33-1

5717SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

Cuerpo de conector hembra

Cuerpo de conector hembra Número de pedido

2 polos C73334-A1-C35-1

3 polos C73334-A1-C36-1

Perfil angular para montaje en bastidor 19 pulgadas


Perfil angular C73165-A63-C200-3

Batería tampón Batería de litio 3 V/1 Ah, Tipo CR 1/2 AA Número de pedido

VARTA 6127 101 501

Cable de interfaz Cable de interfaz entre PC y SIPROTEC Número de pedido

Cable con conector hembra de 9 polos/clavija de 9 polos 7XV5100–4

Software de config. y operación DIGSI®

Software de configuración de protección y proyecto DIGSI® Número de pedido

DIGSI®, Versión base con licencia para 10 ordenadores 7XS5400-0AA00

DIGSI®, Versión completa con todos los paquetes de op-ciones 7XS5402-0AA0

Programa de análi-sis gráfico SIGRA

Software para visualización gráfica, análisis y evaluación de listados de averías (paquete opcional para DIGSI® Versión completa) Número de pedido

Versión completa con licencia para 10 ordenadores 7XS5410–0AA0

Editor de pantalla Software para la creación de imágenes de control básicas y de derivación (paquete opcional para la versión completa DIGSI®) Número de pedido

Editor de pantalla 4; versión completa con licencia para 10 ordenadores 7XS5420-0AA0

Herramientas gráficas

Software para la parametrización con asistencia gráfica de diagramas de curvas características o zonas de equipos de sobreintensidad o de protección remota (paquete op-cional para la versión completa DIGSI®) Número de pedido

Versión completa con licencia para 10 ordenadores 7XS5430–0AA0

572 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


DIGSI REMOTE 4 Software para el mando a distancia de equipos de protec-ción a través del módem (y eventualmente acoplador de estrella) bajo DIGSI® (paquete opcional para la versión completa DIGSI®) Número de pedido

DIGSI REMOTE 4; versión completa con licencia para 10 ordenadores; idioma: Alemán 7XS5440-1AA0

SIMATIC CFC 4 Software para parametrización gráfica de las condiciones de bloqueo y creación de funciones ampliadas (paquete opcional para la versión completa DIGSI®) Número de pedido

SIMATIC CFC 4; versión completa con licencia para 10 or-denadores 7XS5450-0AA0

Varistor Varistor para limitar la tensión en la protección diferencial de alta impedancia


125 Vef, 600 A, 1S/S256 C53207-A401-D76-1

240 Vef, 600 A, 1S/S1088 C53207-A401-D77-1

5737SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.2 Distribución de las bornas

A.2.1 7SJ62 — Carcasa para montaje empotrado en paneles y armarios

7SJ621*-*D/E

Figura A-1 Plano de conjunto 7SJ621*–*D/E (Para instalación en panel de control y armario)

574 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


7SJ622*-*D/E

Figura A-2 Plano de conjunto 7SJ622*–*D/E (Instalación en panel de control y armario)

5757SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.2.2 7SJ62 — Carcasa para montaje superficial en paneles

7SJ621*-*B

Figura A-3 Plano de conjunto 7SJ621*–*B (Montaje sobre panel de mandos)

576 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


7SJ622*-*B

Figura A-4 Plano de conjunto 7SJ622*–*B (Disposición del panel de mandos)

5777SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.2.3 7SJ62 — Localización de los interfaces de la carcasa para montaje superficial en paneles

7SJ621/2*-*B (a partir del estado de desarrollo .../CC)

Figura A-5 Plano de conjunto 7SJ621/2*–*B hasta el nivel de desarrollo /CC (Montaje sobre panel de mandos)

7SJ621/2*-*B (a partir del estado de desarrollo .../DD)

Figura A-6 Plano de conjunto 7SJ621/2*–*B a partir del nivel de desarrollo /DD (Montaje sobre panel de mandos)

578 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1



7SJ631*-*D/E

Figura A-7 Plano de conjunto 7SJ631*-*D/E (Para instalación en panel de control y armario)

5797SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

7SJ632*-*D/E

Figura A-8 Plano de conjunto 7SJ633*-*D/E (Instalación en panel de control y armario)

580 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


7SJ633*-*D/E


5817SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

7SJ635*-*D/E


582 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


7SJ636*-*D/E


5837SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.2.5 7SJ631/2/3 — Carcasa para montaje superficial en paneles

7SJ631*-*B

Figura A-12 Plano de conjunto 7SJ631*-*B (Montaje sobre panel de mandos)

584 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


7SJ632*-*B


5857SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

7SJ633*-*B


586 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


A.2.6 7SJ631/2/3 — Localización de los interfaces de la carcasa para montaje superficial en paneles

7SJ621/2/3*-*B (a partir del estado de desarrollo .../CC)

Figura A-15 Plano de conjunto 7SJ631/2/3*-*B hasta el nivel de desarrollo /CC (Montaje sobre panel de mandos)

7SJ621/2/3*-*B (a partir del estado de desarrollo .../DD)

Figura A-16 Plano de conjunto 7SJ631/2/3*–*B a partir del nivel de desarrollo/DD (Montaje sobre panel de mandos)

5877SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.2.7 7SJ635/6 — Carcasa para montaje superficial en paneles

7SJ635*-*B


588 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


7SJ636*-*B


5897SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.2.8 7SJ635/6 — Localización de los interfaces de la carcasa para montaje superficial en paneles

7SJ635/6*-*B (a partir del estado de desarrollo .../CC)

Figura A-19 Plano de conjunto 7SJ635/6*-*B hasta el nivel de desarrollo /CC (Montaje sobre panel de mandos)

7SJ635/6*-*B (a partir del estado de desarrollo .../DD)

Figura A-20 Plano de conjunto 7SJ635/6*-*B a partir del nivel de desarrollo /DD (Montaje sobre panel de mandos)

590 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


A.2.9 7SJ63 — Carcasas con panel de servicio independiente

7SJ631*-*A/C

Figura A-21 Plano de conjunto 7SJ631*-*A/C (Disposición con unidad de mando independiente)

5917SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

7SJ632*-*A/C

Figura A-22 Plano de conjunto 7SJ632*-*A/C (Disposición con unidad de mandoindependiente)

592 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


7SJ633*-*A/C

Figura A-23 Plano de conjunto 7SJ633*-*A/C (Disposición con unidad de mando independiente)

5937SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

7SJ635*-*A/C

Figura A-24 Plano de conjunto 7SJ635*-*A/C (Disposición con unidad de mando independ-iente)

594 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


7SJ636*-*A/C

Figura A-25 Plano de conjunto 7SJ636*-*A/C (Montaje con unidad de maniobra independiente)

5957SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.2.10 7SJ63 — Carcasas para montaje sin panel de servicio independiente

7SJ631*-*F/G

Figura A-26 Plano de conjunto 7SJ631*-*F/G (Disposición sin unidad de maniobra)

596 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


7SJ632*-*F/G


5977SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

7SJ633*-*F/G


598 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


7SJ635*-*F/G


5997SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

7SJ636*-*F/G


600 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1



7SJ640*-*D/E


6017SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

7SJ641*-*D/E

Figura A-32 Plano de conjunto 7SJ641*–*D/E (Para instalación en panel de control y armario)

602 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


7SJ642*-*D/E


6037SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

7SJ645*-*D/E


604 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


A.2.12 7SJ64 — Carcasas para montaje superficial en paneles

7SJ640*-*B


6057SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

7SJ641*-*B


606 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


7SJ642*-*B


6077SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

7SJ645*-*B


608 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


A.2.13 7SJ64 — Carcasas para montaje con panel de servicio independiente

7SJ641*-*A/C

Figura A-39 Plano de conjunto 7SJ641*–*A/C (Disposición con unidad de maniobra inde-pendiente)

6097SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

7SJ642*-*A/C

Figura A-40 Plano de conjunto 7SJ642*–*A/C (Disposición con unidad de maniobra independiente)

610 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


7SJ645*-*A/C

Figura A-41 Plano de conjunto 7SJ645*–*A/C (Disposición con unidad de maniobra inde-pendiente)

6117SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.2.14 7SJ64 — Carcasas para montaje sin panel de servicio independiente

7SJ641*-*F/G

Figura A-42 Plano de conjunto 7SJ641*–*F/G (Disposición sin unidad de maniobra)

612 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


7SJ642*-*F/G


6137SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

7SJ645*-*F/G


614 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


A.2.15 Distribución de los pines de conexión

en los interfaces

en el interfaz de sin-cronización de hora

6157SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.3 Ejemplos de conexión

A.3.1 Ejemplos de conexión para 7SJ62

Figura A-45 Conexiones de los transformadores de medida de intensidad a tres transformadores de medida de intensidad y corriente en el punto de estrella (corriente a tierra), conexión normal, adecuada para todas las redes

Figura A-46 Conexiones de los transformadores de medida de intensidad para dos transformadores de intensidad, sólo para redes aisladas o compensadas.

616 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Figura A-47 Conexiones de los transformadores de intensidad en las tres corrientes a tierra de transformador de intensidad procedentes del transformador de intensidad sumador adicional, preferentemente para redes activas o puestas a tierra con bajo valor óhmico

Figura A-48 Conexiones de los transformadores de medida de intensidad en dos transfor-madores de medida de intensidad – adicionalmente transformador de medida toroidal para la determinación sensible de una falta a tierra – sólo para redes aisladas o compensadas

6177SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

Figura A-49 Conexiones del transformador de medida de intensidad a tres transformadores de medida de intensidad – corriente de falta a tierra, de un transformador de medida toroidal adicional para determinación sensible de falta a tierra

Figura A-50 Conexiones a transformadores de medida a tres transformadores de intensidad y tres transformadores de tensión (Tensiones conductor–Tierra), conexión normal, adecuada para todas las redes

618 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Figura A-51 Conexiones de los transformadores de medida a tres transformadores de medida de intensidad, dos transformadores de medida de tensión (tensiones fase–fase) y arrollamiento en triángulo abierto (e–n), adecuado para todas las redes

6197SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

Figura A-52 Conexiones de transformadores de medida de intensidad a dos transforma-dores de intensidad y en conexión V de los transformadores de medida de tensión, para redes aisladas o compensadas, cuando se necesita protección de sobreintensidad direccional a tierra

Figura A-53 Conexiones de los transformadores de intensidad en tres transformadores de intensidad, dos transformadores de tensión conectados en V, sólo para redes aisladas o compensadas; sin protección direccional a tierra, ya que no puede calcularse la tensión de desplazamiento

620 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Figura A-54 Conexiones de transformadores de medida a tres transformadores de medida de intensidad, transformador de medida toroidal y arrollamiento en triángulo abierto, máxima precisión para la determinación de la dirección de la falta a tierra

6217SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

Figura A-55 Circuito de conexión para transformadores de medida de tensión monofásicos en las tensiones de fase-tierra

622 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1



Figura A-56 Conexiones de los transformadores de medida de intensidad a tres transforma-dores de intensidad y a la corriente en el punto de estrella (corriente de falta tierra), conexión normal adecuada para todas las redes

6237SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

Figura A-57 Conexiones de los transformadores de medida de intensidad a dos transformadores de intensidad, sólo para redes aisladas o compensadas

624 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Figura A-58 Conexiones de los transformadores de medida de intensidad a tres transforma-dores de medida de intensidad - corriente con derivación a tierra del transfor-mador de medida de intensidad sumador adicional, preferentemente para redes activas o puestas a tierra con bajo valor óhmico

6257SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

Figura A-59 Conexiones de los transformadores de medida de intensidad en dos transfor-madores de medida – adicionalmente transformadores de medida para la en-volvente del cable para una determinación sensible de una falta a tierra – sólo para redes aisladas o compensadas

626 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Figura A-60 Conexiones de transformadores de medida a tres transformadores de intensid-ad y tres transformadores de tensión (tensiones fase–tierra), conexión normal, apropiada para todas las redes

6277SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

Figura A-61 Conexiones de los transformadores de medida a tres transformadores de intensidad, dos transformadores de tensión (fase–fase) y arrollamiento en triángulo abierto (e–n), adecuado para todas las redes

628 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Figura A-62 Conexiones de transformadores de medida de intensidad a dos transforma-dores de medida de intensidad y con conexión en V de los transformadores de medida de tensión, para redes aisladas o compensadas, cuando no se necesita protección direccional de falta a tierra

6297SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

Figura A-63 Conexiones de transformadores de medida a tres transformadores de medida de intensidad, transformador de medida toroidal y al arrollamiento en triángulo abierto, máxima precisión para la determinación de la dirección de la falta a tierra

630 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Figura A-64 Circuito de conexión para transformadores de medida de tensión monofásicos en las tensiones de fase-tierra

6317SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo


Figura A-65 Conexiones de los transformadores de medida de intensidad a 3 transforma-dores de intensidad y a la corriente en el punto de estrella (conexión normal)

632 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Figura A-66 Conexiones de transformador de medida de intensidad en 3 transformadores de medida y transformador de medida de corriente a tierra independiente (Transformador de medida sumador o transformador de medida toroidal)

6337SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

Figura A-67 Conexiones de los transformadores de medida de intensidad en dos transfor-madores de medida – adicionalmente transformadores de medida para la en-volvente del cable para una determinación sensible de una falta a tierra – sólo para redes aisladas o compensadas

634 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Figura A-68 Conexiones de los transformadores de medida de tensión a 3 transformadores de medida de tensión conectados en estrella (conexión normal)

6357SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

Figura A-69 Conexiones de los transformadores de medida de tensión a 3 transformadores de medida de tensión conectados en estrella y adicionalmente arrollamiento en triángulo abierto (arrollamiento e–n)

636 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Figura A-70 Conexiones de los transformadores de medida de tensión a 3 transformadores de medida de tensión conectados en estrella y adicionalmente arrollamiento en triángulo abierto (arrollamiento e–n) de las barras colectoras

6377SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

Figura A-71 Conexiones de los transformadores de medida de tensión en 3 transforma-dores de medida de tensión conectados en estrella y adicionalmente a una tensión de barras colectoras cualquiera (por ejemplo para la función de sin-cronización).

638 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Figura A-72 2 tensiones de 3 transformadores de medida de tensión conectados en estrella con un arrollamiento en ángulo abierto adicional (arrollamiento e–n)

6397SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

Figura A-73 Conexiones de los transformadores de medida de tensión conectados en V y adicionalmente a una tensión de barras colectoras cualquiera (por ejemplo para la función de sincronización). Con la conexión no es posible determinar la tensión homopolar U0. Las funciones que utilicen la tensión homopolar se deberán eliminar o desconectar.

640 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Figura A-74 Circuito de conexión para transformadores de medida de tensión monofásicos en las tensiones de fase-fase

6417SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.3.4 Ejemplo de conexión para la protección diferencial de faltas a tierra de alta impedancia

Figura A-75 Protección diferencial de alta impedancia para un arrollamiento de transforma-dor puesto a tierra (está representada la conexión parcial para la protección dif-erencial de alta impedancia)

642 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


A.3.5 Ejemplos de conexión para unidad Thermobox

Figura A-76 Sistema simplex con una Thermobox arriba: Versión óptica (1 LWL); abajo: Versión RS485

Figura A-77 Sistema Semi-Dúplex con una Thermobox arriba: Versión óptica (2 LWL); abajo: Versión RS485

Figura A-78 Sistema semiduplex con dos Thermobox arriba: Versión óptica (2 LWL); abajo: Versión RS485

6437SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.4 Requerimientos para el transformador de intensidad

Los requerimientos para la aplicación de los transformadores de intensidad general-mente están determinados por la protección de sobreintensidad, especialmente por el ajuste del escalón de alta intensidad. También existe un requerimiento mínimo basado en la práctica.

Las recomendaciones se determinan según la norma IEC 60044-1.

Para calcular el punto de codo de la tensión y otras clases de transformadores según los requerimientos se consideran las normas IEC 60044-6, BS 3938 y ANSI/IEEE C 57.13

A.4.1 Factores de sobreintensidad

Factor de sobrein-tensidad de trabajo y nominal

Ejemplo de cálculo según IEC 60044–1

Factor de sobreintensidad de trabajo mínimo requerido

pero al menos 20conn' Factor de sobreintensidad de trabajo

mínimoI>>Arr Valor primario de arranque del escalón

de alta intensidadIpN Intensidad nominal primaria del transfor-

madorFactor nominal de sobreintensidad resultante

conn Factor nominal de sobreintensidadRBC resistencia de carga conectada (equipo

y conducción)RBN Carga nominalRCt Carga interna del transformador

IsN = 1 A

n' = 20RBC = 0,6 Ω (equipo y conducción)RCt = 3 Ω RBN = 5 Ω (5 VA)

n puesto en 10para que: 5P10, 5 VA

conIsN = Intensidad nominal secundaria del trans-formador

644 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A.4 Requerimientos para el transformador de intensidad

A.4.2 Cálculo de clases

Tabla A-1 Corversión a otras clases

A.4.3 Transformador toroidal de cables

Generalidades Los requerimientos para el transformador toroidal de cables están determinados por la función „Detección sensitiva de faltas a tierra“.

Las recomendaciones se determinan según la norma IEC 60044-1.

Requerimientos

British Standard BS 3938

ANSI/IEEE C 57.13, clase C

IsN = 5 A (valor típico)IEC 60044-6 (comportamiento transitivo), clase TPS

Clases TPX, TPY, TPZ

K≈ 1KSSC≈ n

Cálculo igual ver capítuloA.4.1 Factores de sobreinten-sidadque: KSSC≈ n TP según la red y la secuencia de cierres previstosconUk Tensión de punto de codoRCt Carga internaRBN Carga nominalIsN Intensidad nominal secundaria del trans-

formadorn Factor nominal de sobreintensidadUs.t.max tensión sec. de bornas para 20 IpN

Ual tensión sec. límite de magnetización K Factor de dimensionamientoKSSC Factor de simetría Intensidad de corto-

circuito nominalTP Constante de tiempo primaria

Relación de transformación, típicaDependiendo de la red específica y por lo tanto del valor máximo de la intensidad de falta a tierra se debe elegir según el caso otra relación de transformación.

60 / 1

Factor límite de sobreintensidad FS = 10Potencia 2,5 VA

6457SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

Exactitud de clases Tabla A-2 Exactitud de clase mínima requerida dependiente de la conexión a tierra del punto estrella y del modo de fincionamiento.

Para las intensidades de falta a tierra con valores mínimos se debe parametrizar en el equipo, según el caso, una corrección angular (ver descripción de la función „De-tección sensitiva de faltas a tierra“).

Punto estrella Aislado Compensado Puesto a tierra por alta imped-

anciaFunción direc-cional

Clase 1 Clase 1 Clase 1

Función no di-reccional

Clase 3 Clase 1 Clase 3

646 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A.5 Preconfiguraciones


En el suministro de fábrica, ya están previstos para los equipos preajustes en la señal-ización de los LEDs, en las entradas y salidas binarias así como en las teclas funcion-ales. Estos se indican en las tablas siguientes.

A.5.1 Señales luminosas

Tabla A-3 Señales LED preajustadas

Señales lumi-nosas

Función precon-figurada

Aviso-No. Observaciones

LED1 DISP.gen Relé 511 Disparo del relé (general)LED2 S/I ARR L1 1762 Arranque prot.sobreintens. fase L1

ARR L1 S/I di 2692 Arranque S/I.tdef./t.inv.direcc.fase L1LED3 S/I ARR L2 1763 Arranque prot.sobreintens. fase L2

ARR L2 S/I di 2693 Arranque S/I.tdef./t.inv.direcc.fase L2LED4 S/I ARR L3 1764 Arranque prot.sobreintens. fase L3

ARR L3 S/I di 2694 Arranque S/I.tdef./t.inv.direcc.fase L3LED5 S/I ARR Tierr 1765 Arranque prot.sobreintens. tierra (E)

ARR S/I dir T 2695 Arranque sobreint.direccional tierraLED6 Fallo ΣI 162 Fallo de valor de medida suma I

Fallo Isim. 163 Fallo simetría de intensidadFallo U sim 167 Fallo, simetría de valores de tensiónFall.sec.fa.I 175 Fallo, secuencia de fase IFall.sec.fa.U 176 Fallo, secuencia de fase U

LED7 sin ordenación 1 sin ordenación a función de salidaLED8 Camb posIP Cambio de estado del interruptorLED9 Puer.AT ab >Puerta cabina alta tensión abiertaLED10 Muelle n.t >Muelles no tensadosLED11 sin ordenación 1 sin ordenación a función de salidaLED12 sin ordenación 1 sin ordenación a función de salidaLED13 sin ordenación 1 sin ordenación a función de salidaLED14 sin ordenación 1 sin ordenación a función de salida

6477SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.5.2 Entrada binaria

Tabla A-4 Entradas binarias preconfiguradas para todos los equipos y variantes de pedido

Tabla A-5 Entradas binarias adicionales preconfiguras para 7SJ631*-

Tabla A-6 Entradas binarias adicionales preconfiguras para 7SJ632*- 7SJ633*- 7SJ635*- 7SJ636*- así como 7SJ641* 7SJ642*- 7SJ645*-

Entrada binaria



EB1 >I>> bloqueo 1721 >Bloqueo prot.sobreintens. escalón I>>

>IE>> bloqueo 1724 >Escalón IE>>sobreintens .bloquea-do

EB2 >Reposic.LED 5 >Reposición de señales LEDEB3 >Luz encen >Luz encendida (Display del equipo)EB4 >RPOS Q0 abie 4602 >Retroaviso posición: Q0 abierto

Q0 INTERR. Interruptor de potencia Q0EB5 >IP cerrado 4601 >Interruptor de potencia cerrado

Q0 INTERR. Interruptor de potencia Q0

Entrada binaria



EB6 Q1 SECCIO. Seccionador Q1EB7 Q1 SECCIO. Seccionador Q1EB21 Q8 SECC.TI Seccionador a tierra Q8EB22 Q8 SECC.TI Seccionador a tierra Q8EB23 >Muell.ten >Muelles tensadosEB24 >PuerAT c. >Puerta cabina alta tensión (AT)

cerrada

Entrada binaria



EB6 Q1 SECCIO. Seccionador Q1EB7 Q1 SECCIO. Seccionador Q1EB8 Q8 SECC.TI Seccionador a tierra Q8EB9 Q8 SECC.TI Seccionador a tierra Q8EB11 >Muell.ten >Muelles tensadosEB12 >PuerAT c. >Puerta cabina alta tensión (AT)

cerrada

648 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


A.5.3 Salida binaria

Tabla A-7 Salidas binarias adicionales preconfiguras para todos los 7SJ62**- y 7SJ63**-

Tabla A-8 Salidas binarias adicionales preconfiguras para 7SJ62**-


Tabla A-10 Salidas binarias adicionales preconfiguras para 7SJ632*-, 7SJ633*-, 7SJ635*- 7SJ636*-


Relé de salida Función precon-figurada


SB1 DISP.gen Relé 511 Disparo del relé (general)Q0 INTERR. Interruptor de potencia Q0

SB2 Q0 INTERR. Interruptor de potencia Q0Orden.cierr.RE 2851 Orden de cierre por reenganche




SB4 Fallo ΣI 162 Fallo de valor de medida suma IFallo Isim. 163 Fallo simetría de intensidadFallo U sim 167 Fallo, simetría de valores de tensiónFall.sec.fa.I 175 Fallo, secuencia de fase IFall.sec.fa.U 176 Fallo, secuencia de fase U

SB7 Arranque Relé 501 Arranque general del relé de protec-ción



SB11 Q8 SECC.TI Seccionador a tierra Q8SB12 Q8 SECC.TI Seccionador a tierra Q8SB13 Q1 SECCIO. Seccionador Q1SB14 Q1 SECCIO. Seccionador Q1SB15 Fallo ΣI 162 Fallo de valor de medida suma I

Fallo Isim. 163 Fallo simetría de intensidadFallo U sim 167 Fallo, simetría de valores de tensiónFall.sec.fa.I 175 Fallo, secuencia de fase IFall.sec.fa.U 176 Fallo, secuencia de fase U



SB10 Arranque Relé 501 Arranque general del relé de protec-ción



SB3 DISP.gen Relé 511 Disparo del relé (general)Q0 INTERR. Interruptor de potencia Q0



6497SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

Tabla A-12 Salidas binarias adicionales preconfiguras para 7SJ641*-, 7SJ642*- y 7SJ645*-



SB1 Q8 SECC.TI Seccionador a tierra Q8SB2 Q8 SECC.TI Seccionador a tierra Q8SB10 Q1 SECCIO. Seccionador Q1SB11 Q1 SECCIO. Seccionador Q1

650 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


A.5.4 Teclas de función

Tabla A-13 Válido para todos los equipos y variantes de pedido

Teclas de función



S1 Señalización de los avisos de servicio

- -

S2 Señalización de los valores de medida primarios

- -

S3 Resumen de los últimos ocho avisos de perturbación

- -

S4 sin preajuste - -

6517SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.5.5 Cuadro básico

En los equipos con display de 4 líneas se dispone de un número predeterminado de páginas de valores de medida según el tipo del equipo. La página de inicio del cuadro básico, que se visualiza de forma standard después del inicio del equipo, puede ser seleccionada en los datos del equipo mediante el parámetro 640 Hoja inicial FB.

En los equipos con display gráfico se dispone de un cuadro básico que sirve para la visualización gráfica de los estados de funcionamiento actuales y/o de los valores de medida seleccionados. El tamaño de la visualización puede ser determinado en la cofiguración.

con display de cuatro líneas del 7SJ62

Figura A-79 Pantallas básicas en versiones sin Funciones de medida adicionales (Lugar 13 de la MLFB = 0 ó 1)

652 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Figura A-80 Figura básica en las versiones con valores de medición ampliados (Lugar 13 de la MLFB = 2 ó 3)

6537SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

con display de cuatro líneas del 7SJ640

Figura A-81 Imagen básica en versiones con pantalla de 4 líneas (7SJ640*-)

654 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


con display gráfico del 7SJ63 y del 7SJ641/2/5

Figura A-82 Figuras básicas con pantalla gráfica

Visualización espontánea de las perturbaciones en el display de cuatro líneas.

Después de una perturbación se visualizan en los equipos con display de 4 líneas sin accionamiento del usuario, automáticamente los datos más importantes del evento después del arranque general según el orden indicado en la figura siguiente.

Figura A-83 Visualización de mensajes de pantalla espontáneos en la pantalla de 4 líneas del equipo

Visualización espontánea de las perturbaciones en el display gráfico

En los equipos con display gráfico se puede determinar, si después de un arranque general los datos más importantes de la perturbación deberán ser indicados automáti-camente sin accionamiento del usuario o no. Las informaciones corresponden a las de la figura A-83.

6557SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.5.6 Planos CFC preestablecidos

En el suministro de fábrica, el equipo SIPROTEC® ya dispone de algunos planos CFC preinstalados. Según la variante se pueden realizar los siguientes planos:

Equipo y lógica de sistema (Device and System Logic)

Con el elemento NEGADOR la señal de entrada „Blq.AyV“ se conduce a una salida, lo cual no se puede efectuar directamente sin el módulo.

Figura A-84 Conexiones de entrada y salida

Tratamiento de valores límite VM (Set points)

Con los elementos del nivel de desarrollo "Elaboración de valores" se ha realizado una función de supervisión de mínima tensión. Una señal de salida es generada cuando al menos el valor de una de las tres intensidades de fase disminuye debajo del valor límite:

Figura A-85 Supervisión de subintensidad

656 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


Además, con los elementos del nivel de desarrollo "Elaboración de valores de medida" se pueden realizar funciones para sobreintensidad y supervisión de poten-cia.

Figura A-86 Comprobación de sobreintensidad

Figura A-87 Supervisión de la potencia

6577SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

Protección contra fallo de con-mutación (Inter-locking), con el 7SJ63/64

Enclavamiento standard para tres unidades de conmutación (Q0, Q1 y Q8):

Figura A-88 Bloqueo estándar para interruptor de potencia Q0, seccionador Q1 y conector a tierra Q8

658 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A.6 Funciones dependientes del protocolo

A.6 Funciones dependientes del protocolo

Protocolo IEC 60870–5–103

IEC 61850 Ethernet (EN 100)

Profibus DP Profibus FMS DNP3.0Modbus AS-CII/RTU

Interface de servi-cio adi-cional (opcion-al)

Función ↓

Valores de servicio Si Si Si Si Si SiValores de contaje Si Si Si Si Si SiPerturbografía Si Si No Sólo medi-

ante el interface de servicio adi-cional

Si No Sólo medi-ante el interface de servicio adi-cional

Si

Ajuste de la protec-ción por remoto

No Sólo medi-ante el interface de servicio adi-cional

No Sólo medi-ante el inter-face de servi-cio adicional

No Sólo medi-ante el interface de servicio adi-cional

Si No Sólo medi-ante el interface de servicio adi-cional

Si

Avisos definidos por el usuario y objetos de mando

Si Si Si Si Si Si

Sincronisation de tiempo

Mediante proto-colo; DCF77/IRIG B;InterfaceEntrada binaria

Mediante pro-tocolo l (NTP); DCF77/IRIG B;InterfaceEntrada binaria



Mediante proto-colo(DNP);DCF77/IRIG B;InterfaceEntrada binaria

—

Avisos con referen-cia de tiempo

Si Si No Si Si(DNP)

NoModbus)Si

Soporte de puesta en marchaBloqueo de avisos y valores

Si Si No Si No Si

Generar avisos de prueba

Si Si No Si No Si

Modo físico Asíncrono Síncrono Asíncrono Asíncrono Asíncrono —Modo de transmis-ión

cíclico/Evento cíclico/Evento cíclico cíclico/Evento cíclico/Even-to(DNP)

cíclicoModbus)

—

Velocidad de datos 4800 hasta 38400

hasta máx. 100 MBaud

hasta máx. 1,5 MBaud

hasta máx. 1,5 MBaud

2400 hasta 19200

4800 hasta 115200

Tipo RS232RS485Fibras ópticas

Ethernet TP RS485 fibra óptica- Anillo doble

RS485 fibra óptica- Anillo simple- Anillo doble

RS485 fibra óptica

RS232RS485 fibra óptica

6597SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.7 Capacidad de funciones

Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste

Preajuste Explicación

103 CAMBIO GRUPARÁM no disponibledisponible

no disponible Cambio grupo de parámetros

104 PERTURBOGRAFÍA no disponibledisponible

no disponible Perturbografía

112 SOBREINTENS.FAS no disponiblet.def sin t.invS/I IECS/I ANSICaract.usuarioCarac.específi.

t.def sin t.inv Protección sobreint. de fases TDef/TInv

113 SOBREINTENS.TIE no disponiblet.def sin t.invS/I IECS/I ANSICaract.usuarioCarac.específi.

t.def sin t.inv Protección sobreint. de tierra TDef/TInv

115 S/I DIR.FASES no disponiblet.def sin t.invS/I IECS/I ANSICaract.usuarioCarac.específi.

t.def sin t.inv Prot.direccional sobreintensidad fases

116 S/I DIR. TIERRA no disponiblet.def sin t.invS/I IECS/I ANSICaract.usuarioCarac.específi.

t.def sin t.inv Prot.direccional sobreintensidad tierra

117 CAMB.DIN.PARAM no disponibledisponible

no disponible Conmutación dinámica de para-metros

122 ESTABILIZ.RUSH no disponibledisponible

no disponible Estabilización Inrush

127 S/I MONOFASICA no disponibledisponible

no disponible Prot. sobreintensidad monofásica

131 F/T SENS. no disponiblet.def sin t.invCaract.usuarioLog. Inversa 1Log. Inversa 2

no disponible Detección faltas a tierra alta (sen-sib.)

133 F/T interm no disponiblecon IEcon 3I0con IEE

no disponible Prot. para faltas a tierra inter-mitentes

140 P.CARGAS DESEQU no disponibleCarac.disp ANSICarac.disp.IECindependiente

no disponible Protección contra cargas dese-quilibradas

141 TIEMPO ARRANQUE no disponibledisponible

no disponible Control de tiempo de arranque

660 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A.7 Capacidad de funciones

142 SOBRECARGA no disponiblesin temper.amb.con temper.amb.

no disponible Protección de sobrecarga

143 BLOQUEO RE no disponibledisponible

no disponible Bloqueo de reenganche

150 PROT. TENSIÓN no disponibledisponible

no disponible Protección de tensión

154 PROT. FRECUENC. no disponibledisponible

no disponible Protección de frecuencia









170 PROT. FALLO no disponibledisponible

no disponible Protección de fallo del interruptor

171 REENGANCHE AUTO no disponibledisponible

no disponible Reenganche automático (RE)

172 MANTENIMIEN. IP no disponibleProcedimien. IxProcedimien. 2pProcedim. I2t

no disponible Mantenimiento interruptor de po-tencia

180 LOCALIZ. FALTAS no disponibledisponible

no disponible Localizador de faltas

182 SUPER.CIRC.DISP no disponiblecon 2 EBcon 1 EB

no disponible Supervisión circuito de disparo

190 RTD-BOX no disponibleInterface C

no disponible RTD-Box, entrada ext. para tem-peratura

191 TIPO TERMOBOX 6 RTD Símplex6 RTD Semidúpl.12RTD Semidúpl.

6 RTD Símplex Tipo de conexión Termobox

Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste

Preajuste Explicación

6617SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.8 Visión general de los parámetros



Dir. Parámetro Función C Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación0 FUNC. FLEX. Flx Desactivar

ActivarSólo aviso

Desactivar Función flexible

0 MODO DE FUNCIÓN Flx trifásicamonofásicasin referencia

trifásica Modo de función

0 VALOR MED. Flx Selec.por favorIntensidadTensiónP adel.Pa atrásPr adel.Pr atrás.Factor de pot.FrecuenciaDf/dt ascenden.Df/dt descendenEntrada binaria

Selec.por favor Selección del valor de medida

0 PROCED. MED. Flx Onda fundament.True RMSSistem.sec.pos.Sistem.sec.neg.Sistema homopol

Onda fundament. Selección del procedimiento de medida

0 ARRANQUE CON Flx SuperaciónDisminución

Superación Arranque con

0 INTENSIDAD Flx IL1IL2IL3IEIEE

IL1 Intensidad

0 TENSIÓN Flx Selec.por favorU1EU2EU3EU12U23U31UE

Selec.por favor Tensión\83n

0 POTENCIA Flx IL1 U1EIL2 U2EIL3 U3E

IL1 U1E Potencia

0 SISTEMA TENSIÓN Flx fase-fasefasr-tierra

fase-fase Sistema de tensión

0 UMBRAL ARRANQUE Flx Umbral de ar-ranque

0 Umbral arranque Flx Umbral de ar-ranque

0 UMBRAL ARRANQUE Flx 0.001 .. 1.500 A 0.100 A Umbral de arranque

0 UMBRAL ARRANQUE Flx 2.0 .. 260.0 V 110.0 V Umbral de arranque

0 UMBRAL ARRANQUE Flx 2.0 .. 200.0 V 110.0 V Umbral de arranque

0 UMBRAL ARRANQUE Flx 45.50 .. 54.50 Hz 51.00 Hz Umbral de arranque

0 UMBRAL ARRANQUE Flx 55.50 .. 64.50 Hz 61.00 Hz Umbral de arranque

662 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


0 UMBRAL ARRANQUE Flx 0.10 .. 20.00 Hz/s 5.00 Hz/s Umbral de arranque

0 UMBRAL ARRANQUE Flx Umbral de ar-ranque

0 UMBRAL ARRANQUE Flx -0.99 .. 0.99 0.50 Umbral de arranque

0 RETARDO DISP Flx 0.00 .. 3600.00 s 1.00 s Tempori. de orden de DISPARO

0A RETARDO ARR Flx 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Temporización de arranque

0A RATARDO REPOS. Flx 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Temporización de reposición

0A BLQ. TENS. MED. Flx NoSi

Si Bloqueo por fallo de la tensión med.

0A REL. REPOSIÓN Flx 0.70 .. 0.99 0.95 Relación de reposición

0A REL. REPOSÓN Flx 1.01 .. 3.00 1.05 Relación de reposición

201 Pto.EST.TI Datos de planta Lado de líneaLado de barra

Lado de línea Punto estrella transformador in-tensidad

202 UnPRIMARIA Datos de planta 0.10 .. 800.00 kV 12.00 kV Tensión nom. primaria del trans-formador

203 UnSECUNDAR Datos de planta 100 .. 225 V 100 V Tensión nom. secundar. del transformador

204 T.I.Inom Primar Datos de planta 10 .. 50000 A 100 A Intensidad.Nom.primaria de transformador

205 Inom Secun.Equi Datos de planta 1A5A

1A Intensidad Nom. secund. del equipo

206A Uf/Uen Transfor Datos de planta 1.00 .. 3.00 1.73 Factor de adaptación Uf / Uen

209 SECUENCIA FASES Datos de planta L1 L2 L3L1 L3 L2

L1 L2 L3 Secuencia de fases

210A TMin.Orden Disp Datos de planta 0.01 .. 32.00 s 0.15 s Tiempo mínimo de la orden de disparo

211A TMax.Orden Disp Datos de planta 0.01 .. 32.00 s 1.00 s Duración máxima de la orden de cierre

212 IP I> Datos de planta 1A 0.04 .. 1.00 A 0.04 A Intens.Límite "Interrupt.pot. cer-rado"5A 0.20 .. 5.00 A 0.20 A

213 CONEX.TT 3fases Datos de planta U1E, U2E, U3EU12, U23, UEU1E,U2E,U3E,UEU1E,U2E,U3E,USY

U1E, U2E, U3E Conexión transformador tensión, 3 fases

214 FRECUENCIA NOM. Datos de planta 50 Hz60 Hz

50 Hz Frecuencia nominal de red

215 UNIDAD LONGITUD Datos de planta kmMillas

km Dimensión localiz. faltas en

217 IEN-Trafo Prim Datos de planta 1 .. 50000 A 60 A Intensidad nominal primaria TI

218 IEN-Trafo Secu Datos de planta 1A5A

1A Intensidad nominal secundaria TI

235A ATEX100 Datos de planta NoSi

No Guardar imagen térm. en pérdida tensión

240 CONEX.TT 1 fase Datos de planta NoU1EU2EU3EU12U23U31

No Conexión transformador tensión, 1 fase

250A S/I 2 fases Datos de planta ActivarDesactivar

Desactivar Prot sobreintensidad bifásica

260 Ir-IP Datos de planta 10 .. 50000 A 125 A Intensidad referencia funcional del IP

261 No.ACCIONAM. Ir Datos de planta 100 .. 1000000 10000 No. accionamientos con Intens. ref.func.

262 Isc-IP Datos de planta 10 .. 100000 A 25000 A Intens. ref. de DISP por corto-circ.de IP

263 No.ACC. con Isc Datos de planta 1 .. 1000 50 No.máx.accionam.con in-tens.ref.cortocirc

264 EXPONENTE Ix Datos de planta 1.0 .. 3.0 2.0 Exponente para procedimiento Ix

Dir. Parámetro Función C Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación

6637SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

265 MIP OBJ. MANDO Datos de planta (posibilidades de ajuste según la aplicación)

ninguno Mantenimien.IP, DISP por objeto de mando

266 T IP DISP Datos de planta 1 .. 600 ms 80 ms Tiempo de disparo del IP

267 T IP DISP prop. Datos de planta 1 .. 500 ms 65 ms Tiempo propio de disparo del IP

276 UNIDAD TEMP. Datos de planta Grados CelsiusGrad.Fahrenheit

Grados Celsius Unidad de temperatura

302 ACTIVACIÓN Camb.Grup.Par. GRUPO AGRUPO BGRUPO CGRUPO Dvía ENTR.BIN.vía protocolo

GRUPO A Activación del grupo de parámet-ros

401 INICI. PERTURB. Perturbografía Memo.con arr.Memo con DISP.Inicio con DISP

Memo.con arr. Inicio de la perturbografía

402 CAPACIDAD Perturbografía PerturbacionFalta en la red

Perturbacion Capacidad registro de valores de perturb

403 T MAX Perturbografía 0.30 .. 5.00 s 2.00 s Tiempo duración de pertur-bografía T -máx

404 T. PREFALTA Perturbografía 0.05 .. 0.50 s 0.25 s Tiempo prefalta

405 T. POSTFALTA Perturbografía 0.05 .. 0.50 s 0.10 s Tiempo postfalta

406 T. EXTERN Perturbografía 0.10 .. 5.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de perturbograf. con inicio ext.

610 SEÑALIZA. ERROR Equipo Con arranqueCon disparo

Con arranque Señalización de error en LED/LCD

611 INDICAC.ESPONT. Equipo SiNo

No Indicación espontánea de datos de falta

613A S/I Tierra con Datos de planta (medido)3I0 (calculado)

(medido) S/I temporizada Tierra con

614A ENTR.MED. U>(>) Datos de planta ULLU2

ULL Entrada medida de Prot. de so-bretensión

615A ENTR.MED. U<(<) Datos de planta U1ULL

U1 Entrada medida de Prot. de sub-tensión

640 Hoja inicial FB Equipo Imagen 1Imagen 2Imagen 3Imagen 4Imagen 5Imagen 6

Imagen 1 Hoja inicial Figura básica

1101 UN-FUNC. PRIM. Datos generale2 0.10 .. 800.00 kV 12.00 kV Tens. nom.de servicio primaria de planta

1102 IN-FUNC. PRIM. Datos generale2 10 .. 50000 A 100 A Int.nom.de servicio primaria de planta

1103 RE/RL adap Datos generale2 -0.33 .. 7.00 1.00 Adaptación impedancia a tierra RE/RL

1104 XE/XL Datos generale2 -0.33 .. 7.00 1.00 Adaptación impedancia a tierra XE/XL

1105 X SEC/MILLA Datos generale2 1A 0.0050 .. 15.0000 Ω/Mi 0.2420 Ω/Mi Reactancia/longitud de línea: Xsec/Milla5A 0.0010 .. 3.0000 Ω/Mi 0.0484 Ω/Mi

1106 X SEC/KM. Datos generale2 1A 0.0050 .. 9.5000 Ω/Km 0.1500 Ω/Km Reactancia/longitud de línea: Xsec/km5A 0.0010 .. 1.9000 Ω/Km 0.0300 Ω/Km

1107 I.Arran.Motor Datos generale2 1A 0.40 .. 10.00 A 2.50 A Intensidad de arranque del Motor5A 2.00 .. 50.00 A 12.50 A

1108 SIGNO MAT. P,Q Datos generale2 no inversoinverso

no inverso Signo mat. de valores de serv. P,Q

1201 S/I FASE(TD/TI) Sobreintensidad ActivarDesactivar

Activar Prot. sobreintensidad fases TDe-fi/TInv

1202 I>> Sobreintensidad 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 2.00 A Inten.arranque escalón alta intens. I>>5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 10.00 A

1203 T I>> Sobreintensidad 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización, escalón alta in-tens.T I>>

1204 I> Sobreintensidad 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 1.00 A Inten.arranque, escalón intensid-ad. I>5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 5.00 A


664 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


1205 T I> Sobreintensidad 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporización, escalón intensid-ad. T I>

1207 Ip Sobreintensidad 1A 0.10 .. 4.00 A 1.00 A Valor de arranque Ip

5A 0.50 .. 20.00 A 5.00 A

1208 T Ip Sobreintensidad 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Factor de tiempo T Ip

1209 TIME DIAL: D Sobreintensidad 0.50 .. 15.00 ; ∞ 5.00 Factor tiempo D (Time diaI)

1210 REPOSICIÓN Sobreintensidad instantanéoEmulación disco


1211 CARACT.IEC Sobreintensidad InversaInversa altaExtrem. inversaInvers.largo t.

Inversa Característica disparo S/I t.inv. (IEC)

1212 CARACT.ANSI Sobreintensidad Muy inversaInversaInversa CortaInversa LargaModerad.inversaExtremada.invInv.Definida

Muy inversa Característica disparo S/I t.inv. (ANSI)

1213A CIERRE MANUAL Sobreintensidad I>> sin tempor.I> sin tempor.Ip sin tempori.desactivado

I>> sin tempor. Cierre manual fases

1214A I>> ACTIVO Sobreintensidad siemprecon RE activo

siempre Escalón I>> Activo

1215A T RR S/I td FAS Sobreintensidad 0.00 .. 60.00 s 0.00 s S/I t.def fase T retado repos. T RR

1230 I/Ip ARR T/TIp Sobreintensidad 1.00 .. 20.00 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Característ. arranque I / Ip - TI / TIp

1231 I/Ip rep T/Tp Sobreintensidad 0.05 .. 0.95 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Caract. reposición I / Ip - TI / TIp

1301 S/ITIERRA-TD/TI Sobreintensidad ActivarDesactivar

Activar Prot.sobreint.faltas a tierra,TDe-fi/TInv

1302 IE>> Sobreintensidad 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 0.50 A Intensidad de arranque escalón IE>>5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 2.50 A

1303 T IE>> Sobreintensidad 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.10 s Temporización, escalón T IE>>

1304 IE> Sobreintensidad 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 0.20 A Intensidad de arranque escalón IE>5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 1.00 A

1305 T IE> Sobreintensidad 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporización,escalón T IE>

1307 IEp Sobreintensidad 1A 0.05 .. 4.00 A 0.20 A Intensidad de arranqe IEp

5A 0.25 .. 20.00 A 1.00 A

1308 T IEp Sobreintensidad 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.20 s Factor de tiempo T IEp

1309 TIME DIAL: D Sobreintensidad 0.50 .. 15.00 ; ∞ 5.00 Factor tiempo D (Time diaI)

1310 REPOSICIÓN Sobreintensidad instantanéoEmulación disco


1311 CARACT.IEC Sobreintensidad InversaInversa altaExtrem. inversaInvers.largo t.

Inversa Característa. disparo S/I t.inv. (IEC)

1312 CARACT.ANSI Sobreintensidad Muy inversaInversaInversa CortaInversa LargaModerad.inversaExtremada.invInv.Definida

Muy inversa Característ. disparo S/I t.inv. (ANSI)

1313A CIERRE MANUAL Sobreintensidad IE>>sin tempor.IE> sin tempor.IEp sin tempor.desactivado

IE>>sin tempor. Cierre manual, Tierra

1314A IE>>ACTIVO Sobreintensidad siemprecon RE activo

siempre Escalón IE>> Activo

1315A T RR S/I td TIE Sobreintensidad 0.00 .. 60.00 s 0.00 s S/I t.def tierra T retado repos. T RR

1330 I/IEp ARR T/TEp Sobreintensidad 1.00 .. 20.00 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Caract. de arranque IE / IEp-TIE / TIEp


6657SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

1331 I/IEp rep T/TEp Sobreintensidad 0.05 .. 0.95 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp


1501 S/I FASE DIR. Sobreintens.dir DesactivarActivar

Desactivar Prot.sobreint. de tiempo fases direcc.

1502 I>> Sobreintens.dir 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 2.00 A Intensidad de arranqe, escalón, I>>5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 10.00 A

1503 T I>> Sobreintens.dir 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.10 s Temporización, escalón T I>>

1504 I> Sobreintens.dir 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 1.00 A Intensidad de arranqe, escalón I>5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 5.00 A

1505 T I> Sobreintens.dir 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporización, escalón T I>

1507 Ip Sobreintens.dir 1A 0.10 .. 4.00 A 1.00 A Intensidad de arranqe, escalón Ip5A 0.50 .. 20.00 A 5.00 A

1508 T Ip Sobreintens.dir 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Factor de tiempo T Ip

1509 TIME DIAL: D Sobreintens.dir 0.50 .. 15.00 ; ∞ 5.00 Factor tiempo D (Time diaI)

1510 REPOSICIÓN Sobreintens.dir instantanéoEmulación disco


1511 CARACT.IEC Sobreintens.dir InversaInversa altaExtrem. inversaInvers.largo t.


1512 CARACT.ANSI Sobreintens.dir Muy inversaInversaInversa CortaInversa LargaModerad.inversaExtremada.invInv.Definida


1513A CIERRE MANUAL Sobreintens.dir I>> sin tempor.I> sin tempor.Ip sin tempor.desactivado

I>> sin tempor. Cierre Manual, Fases

1514A I>> ACTIVO Sobreintens.dir con RE activosiempre

siempre I>> activo

1516 SENTIDO DIRECC. Sobreintens.dir adelanteatrás


1518A T RR S/I FASE Sobreintens.dir 0.00 .. 60.00 s 0.00 s S/I t.def fase T retado repos. T RR

1519A ANGULO ROTACION Sobreintens.dir -180 .. 180 ° 45 ° Ángulo de rotación de la tensión de ref.

1530 I/Ip ARR T/Tp Sobreintens.dir 1.00 .. 20.00 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Caract. de arranque I / Ip-TI / TIp dir.

1531 I/Ip rep T/Tp Sobreintens.dir 0.05 .. 0.95 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Característ. reposición I / Ip- TI / TIp

1601 S/I TIERR. DIR. Sobreintens.dir DesactivarActivar

Desactivar Prot.S/I.tiempo,direcc. tier-ra,TDef/TInv

1602 IE>> Sobreintens.dir 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 0.50 A Intensidad de arranqe IE>>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 2.50 A

1603 T IE>> Sobreintens.dir 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.10 s Temporización,escalón T IE>>

1604 IE> Sobreintens.dir 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 0.20 A Intensidad de arranqe IE>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 1.00 A

1605 T IE> Sobreintens.dir 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporización,escalón T IE>

1607 IEp Sobreintens.dir 1A 0.05 .. 4.00 A 0.20 A Intensidad de arranqe IEp

5A 0.25 .. 20.00 A 1.00 A

1608 T IEp Sobreintens.dir 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.20 s Factor de tiempo T IEp

1609 TIME DIAL: D Sobreintens.dir 0.50 .. 15.00 ; ∞ 5.00 Factor tiempo D (Time diaI)

1610 REPOSICIÓN Sobreintens.dir instantanéoEmulación disco


1611 CARACT.IEC Sobreintens.dir InversaInversa altaExtrem. inversaInvers.largo t.



666 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


1612 CARACT.ANSI Sobreintens.dir Muy inversaInversaInversa CortaInversa LargaModerad.inversaExtremada.invInv.Definida


1613A CIERRE MANUAL Sobreintens.dir IE>>sin tempor.IE> sin tempor.IEp sin tempor.desactivado

IE>>sin tempor. Cierre Manual, Tierra

1614A IE>> ACTIVO Sobreintens.dir siemprecon RE activo

siempre IE>> activo

1616 SENTIDO DIRECC. Sobreintens.dir adelanteatrás


1617 DETERMIN.DIR. Sobreintens.dir con Ue y Iecon U2 y I2

con Ue y Ie Valores influyentes,determi-nación direcc

1618A T RR S/I TIERRA Sobreintens.dir 0.00 .. 60.00 s 0.00 s S/I t.def tierra T retado repos. T RR

1619A ANGULO ROTACION Sobreintens.dir -180 .. 180 ° -45 ° Ángulo de rotación de la tensión de ref.

1630 I/IEp ARR T/TEp Sobreintens.dir 1.00 .. 20.00 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Caract. arranque IE / IEp-TIE / TIEp dir

1631 I/IEp rep T/TEp Sobreintens.dir 0.05 .. 0.95 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp


1701 CAMB.din.PARÁM. Camb.din.parám. DesactivarActivar

Desactivar Cambio dinámico de parámetros

1702 INICIO CAMB.din Camb.din.parám. Criter intensidPosición IPRE disponible

Criter intensid Condición inicio cambio dina. parámetros

1703 T INTERRUPCIÓN Camb.din.parám. 0 .. 21600 s 3600 s Tiempo de interrupción

1704 Tact.camb.din Camb.din.parám. 1 .. 21600 s 3600 s Tiempo activo cambio din.de parámetros

1705 Trepos.camb.din Camb.din.parám. 1 .. 600 s; ∞ 600 s Tiempo de reposición rápido

1801 I>> Camb.din.parám. 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 10.00 A Intensidsd de arranque I>>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 50.00 A

1802 T I>> Camb.din.parám. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización T I>>

1803 I> Camb.din.parám. 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 2.00 A Intensidad de arranque I>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 10.00 A

1804 T I> Camb.din.parám. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.30 s TemporizaciónT I>>

1805 Ip Camb.din.parám. 1A 0.10 .. 4.00 A 1.50 A Intensidad de arranque Ip

5A 0.50 .. 20.00 A 7.50 A

1806 T Ip Camb.din.parám. 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Temporización T Ip

1807 TIME DIAL: D Camb.din.parám. 0.50 .. 15.00 ; ∞ 5.00 Factor de tiempo D (time dial)

1901 IE>> Camb.din.parám. 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 7.00 A Intensidad de arranque IE>>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 35.00 A

1902 T IE>> Camb.din.parám. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización T IE>>

1903 IE> Camb.din.parám. 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 1.50 A Intensidad de arranque IE>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 7.50 A

1904 T IE> Camb.din.parám. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.30 s Temporización T IE>

1905 IEp Camb.din.parám. 1A 0.05 .. 4.00 A 1.00 A Intensidad de arranque IEp

5A 0.25 .. 20.00 A 5.00 A

1906 T IEp Camb.din.parám. 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Temporización T IEp


2001 I>> Camb.din.parám. 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 10.00 A Intensidad de arranque I>>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 50.00 A

2002 T I>> Camb.din.parám. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización T I>>

2003 I> Camb.din.parám. 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 2.00 A Intensidad de arranque I>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 10.00 A

2004 T I> Camb.din.parám. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.30 s Temporización T I>


6677SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

2005 Ip Camb.din.parám. 1A 0.10 .. 4.00 A 1.50 A Intensidad de arranque Ip

5A 0.50 .. 20.00 A 7.50 A

2006 T Ip Camb.din.parám. 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Temporización T Ip


2101 IE>> Camb.din.parám. 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 7.00 A Intensidad de arranque IE>>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 35.00 A

2102 T IE>> Camb.din.parám. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización T IE>>

2103 IE> Camb.din.parám. 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 1.50 A Intensidad de arranque IE>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 7.50 A

2104 T IE> Camb.din.parám. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.30 s TemporizaciónT IE>

2105 IEp Camb.din.parám. 1A 0.05 .. 4.00 A 1.00 A Intensidad de arranque IEp

5A 0.25 .. 20.00 A 5.00 A

2106 T IEp Camb.din.parám. 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s TemporizaciónT IEp


2201 ESTABILIZ. RUSH Sobreintensidad DesactivarActivar

Desactivar Estabilización rush de cierre

2202 2° ARMONICO Sobreintensidad 10 .. 45 % 15 % Componente 2.° armónico detec-ción Rush

2203 BLQ.CROSSBLOCK Sobreintensidad NoSi

No Bloqueo todos los escalones de arranque

2204 T.BLOQ CROSSBL. Sobreintensidad 0.00 .. 180.00 s 0.00 s T. bloqueo función Cross-block(blq.arran)

2205 I RUSH MAX Sobreintensidad 1A 0.30 .. 25.00 A 7.50 A Intensidad máxima para detec-ción Inrush5A 1.50 .. 125.00 A 37.50 A

2701 S/I t.def.1FAS. S/I tdef 1-fás DesactivarActivar

Desactivar S/I t. def. monofásico

2702 I>> S/I tdef 1-fás 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 0.50 A Intensidad de arranque I>>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 2.50 A

2703 I>> S/I tdef 1-fás 0.003 .. 1.500 A; ∞ 0.300 A Intensidad de arranque I>>

2704 T I>> S/I tdef 1-fás 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.10 s Temporización T I>>

2705 I> S/I tdef 1-fás 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 0.20 A Intensidad de arranque I>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 1.00 A

2706 I> S/I tdef 1-fás 0.003 .. 1.500 A; ∞ 0.100 A Intensidad de arranque I>

2707 T I> S/I tdef 1-fás 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporización T I>

3101 F/T.SENSITIVA F/T sensitivo DesactivarActivarSólo aviso

Desactivar Detección de faltas a tierra (sen-sit.)

3102 TOROID. I1 F/T sensitivo 0.001 .. 1.600 A 0.050 A Transformador toroidal, Int. secund. I1

3102 I1sec,T.Toroida F/T sensitivo 1A 0.05 .. 35.00 A 1.00 A I1,secundaria Transformador Toroidal5A 0.25 .. 175.00 A 5.00 A

3103 TOROID. F1 F/T sensitivo 0.0 .. 5.0 ° 0.0 ° Transformad.toroid.error án-gul.F1 con I1

3104 TOROID. I2 F/T sensitivo 0.001 .. 1.600 A 1.000 A Transformador toroidal, Int. secund. I2

3104 I2sec,T.Toroida F/T sensitivo 1A 0.05 .. 35.00 A 10.00 A I2,secundaria Transformador Toroidal5A 0.25 .. 175.00 A 50.00 A

3105 TOROID. F2 F/T sensitivo 0.0 .. 5.0 ° 0.0 ° Transformad.toroid.error án-gul.F2 con I2

3106 U FASE MÍN F/T sensitivo 10 .. 100 V 40 V Tensión de fase afectada por f/t Uf mín

3107 U FASE MÁX F/T sensitivo 10 .. 100 V 75 V Tensión de las fases sanas Uf máx

3108 Uen> MEDIDA F/T sensitivo 1.8 .. 200.0 V 40.0 V Uen> medida

3109 Uen> MEDIDA F/T sensitivo 1.8 .. 170.0 V 40.0 V Uen> medida

3110 3U0> CALCULADA F/T sensitivo 10.0 .. 225.0 V 70.0 V Uen> calculada

3111 Tempor. ARR F/T sensitivo 0.04 .. 320.00 s; ∞ 1.00 s Temporización T para aviso de arranque


668 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


3112 Tempo. DISP Uen F/T sensitivo 0.10 .. 40000.00 s; ∞ 10.00 s Temporización T Uen> / 3U0> DISPARO

3113 IEE>> F/T sensitivo 0.001 .. 1.500 A 0.300 A Intensidad de arranque IEE>>

3113 IEE>> F/T sensitivo 1A 0.05 .. 35.00 A 10.00 A Intensidad de Arranque IEE>>

5A 0.25 .. 175.00 A 50.00 A

3114 T IEE>> F/T sensitivo 0.00 .. 320.00 s; ∞ 1.00 s Temporización T IEE>>

3115 DIRECCIÓN IEE>> F/T sensitivo adelanteatrásno direccional

adelante Dirección IEE>>

3117 IEE> F/T sensitivo 0.001 .. 1.500 A 0.100 A Intensidad de arranque IEE>

3117 IEE> F/T sensitivo 1A 0.05 .. 35.00 A 2.00 A Intensidad de Arranque IE>

5A 0.25 .. 175.00 A 10.00 A

3118 T IEE> F/T sensitivo 0.00 .. 320.00 s; ∞ 2.00 s Temporización T IEE>

3119 IEEp F/T sensitivo 0.001 .. 1.400 A 0.100 A Intensidad de arranque IEEp

3119 IEEp F/T sensitivo 0.003 .. 0.500 A 0.004 A Intensidad de arranque IEEp

3119 IEEp F/T sensitivo 1A 0.05 .. 4.00 A 1.00 A Intensidad de Arranque IEp

5A 0.25 .. 20.00 A 5.00 A

3120 T IEEp F/T sensitivo 0.10 .. 4.00 s; ∞ 1.00 s Temporización T IEEp

3121A T RR IEE>(>) F/T sensitivo 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Tiemp. retardo de repos. T RR IEE>(>)

3122 DIR. IEE>/IEEp F/T sensitivo adelanteatrásno direccional

adelante Dirección IEE> / IEEp

3123 IEE direcc F/T sensitivo 0.001 .. 1.200 A 0.010 A Autotrización para decisión direcc. IEE

3123 Autoriz.Direcci F/T sensitivo 1A 0.05 .. 30.00 A 0.50 A Autorización decisión direccion-al IEE5A 0.25 .. 150.00 A 2.50 A

3124 ÁNG.CORREC F/T sensitivo -45.0 .. 45.0 ° 0.0 ° Ángulo corrección Phi (adic. a DA 3125)

3125 MODO MEDIDA F/T sensitivo cos ϕsin ϕ

cos ϕ Modo medida (depend.pto.es-trella de red)

3126 T.rep.ESTAB.DIR F/T sensitivo 0 .. 60 s 1 s Tiemp.reposición para estabiliza-ción dir

3127 IEE T mín F/T sensitivo 0.003 .. 1.400 A 1.333 A Intens. con tiempo disp. con-stante T min

3127 IEE T min F/T sensitivo 1A 0.05 .. 20.00 A 15.00 A Intens. con tiempo disp. con-stante T min5A 0.25 .. 100.00 A 75.00 A

3128 IEE T inflex F/T sensitivo 0.003 .. 0.650 A 0.040 A Intensidad en punto de inflexión

3128 IEE T inflex F/T sensitivo 1A 0.05 .. 17.00 A 5.00 A Intensidad en punto de inflexión

5A 0.25 .. 85.00 A 25.00 A

3129 T inflex. F/T sensitivo 0.20 .. 100.00 s 23.60 s Tiempo de disparo en punto de inflexión

3130 DET.FALTA/tierr F/T sensitivo con UE o IEEcon UE y IEE

con UE o IEE Detección de faltas a tierra cuando

3131 I/IEp ARR T/TEp F/T sensitivo 1.00 .. 20.00 I/IEp; ∞0.01 .. 999.00 T/TEp

Caract.arranque IEE / IEEp-TIEE / TIEEp

3132 Tp F/T sensitivo 0.05 .. 1.50 0.20 Factor de multiplicación de tiempo

3140 T IEEpmín F/T sensitivo 0.00 .. 30.00 s 1.20 s Tiempo mín TIEEpmín (inversa logarítm.)

3140 T mín F/T sensitivo 0.10 .. 30.00 s 0.80 s Tiempo de disparo mínimo

3141 T IEEpmáx F/T sensitivo 0.00 .. 30.00 s 5.80 s Tiempo máx TIEEpmáx (inversa logarítm.)

3141 T máx F/T sensitivo 0.50 .. 200.00 s 93.00 s Tiempo de disparo máx. (con arr. IEEp)

3142 T IEEp F/T sensitivo 0.05 .. 15.00 s; ∞ 1.35 s Factor Tiempo (inversa logarítm.)

3143 IEEP FACTOR F/T sensitivo 1.0 .. 4.0 1.1 Factor valor ini. caract. (in-vers.log.)

3301 F/T interm F/T interm. DesactivarActivar

Desactivar Prot. para faltas a tierra inter-mitentes


6697SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

3302 IE> interm F/T interm. 1A 0.05 .. 35.00 A 1.00 A Valor límite de arranque IE

5A 0.25 .. 175.00 A 5.00 A

3302 IE> interm F/T interm. 1A 0.05 .. 35.00 A 1.00 A Valor límite de arranque IE

5A 0.25 .. 175.00 A 5.00 A

3302 IE> interm F/T interm. 0.005 .. 1.500 A 1.000 A Valor límite de arranque IE

3303 T.repos. F/T interm. 0.00 .. 10.00 s 0.10 s Retardo de reposición

3304 T.suma F/T interm. 0.00 .. 100.00 s 20.00 s Tiempo de suma

3305 T.reset F/T interm. 1 .. 600 s 300 s Tiempo de Reset

3306 No.arranq. F/T interm. 2 .. 10 3 No.arr. Iie> hasta detec.F/T inter-mitent

4001 PROT.CARG.DESEQ Carga desequil. DesactivarActivar

Desactivar Prot. de cargas desequilibradas

4002 I2> Carga desequil. 1A 0.10 .. 3.00 A 0.10 A Intensidad de arranque I2>

5A 0.50 .. 15.00 A 0.50 A

4003 T I2> Carga desequil. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.50 s Temporización T I2>

4004 I2>> Carga desequil. 1A 0.10 .. 3.00 A 0.50 A Intensidad de arranque I2>>

5A 0.50 .. 15.00 A 2.50 A

4005 T I2>> Carga desequil. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.50 s Temporización T I2>

4006 CARACTER. IEC Carga desequil. InversaInversa altaExtrem. inversa

Extrem. inversa Característica disparo S/I t. inv (IEC)

4007 CARACTER. ANSI Carga desequil. Extremada.invInversaModerad.inversaMuy inversa

Extremada.inv Característica disparo S/I t. inv (ANSI)

4008 I2p Carga desequil. 1A 0.10 .. 2.00 A 0.90 A Intensidad de arranque I2p

5A 0.50 .. 10.00 A 4.50 A

4009 TIME DIAL: D Carga desequil. 0.50 .. 15.00 ; ∞ 5.00 Factor de tiempo D (time dial)

4010 TI2p Carga desequil. 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Factor de tiempo T I2p

4011 REPOSICIÓN Carga desequil. instantanéoEmulación disco

instantanéo Relación de reposición

4012A T RR I2>(>) Carga desequil. 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Tiemp. retardo de reposición T RR I2>(>)

4101 TIEMPO ARRANQUE Prot. motores DesactivarActivar

Desactivar Control de tiempo de arranque

4102 I ARR MAX Prot. motores 1A 0.50 .. 16.00 A 5.00 A Int.arranque máx. admis. con I ARR MAX5A 2.50 .. 80.00 A 25.00 A

4103 T ARR MAX Prot. motores 1.0 .. 180.0 s 10.0 s T. arranque máx. admisible con T ARR MAX

4104 T FRENO Prot. motores 0.5 .. 120.0 s; ∞ 2.0 s Tiempo admis. freno de estacion-amiento

4201 SOBRECARGA Prot.sobrecarga DesactivarActivarSólo aviso

Desactivar Protección sobrecarga

4202 FACTOR-K Prot.sobrecarga 0.10 .. 4.00 1.10 Ajuste del factor K

4203 CONST.TIEMPO Prot.sobrecarga 1.0 .. 999.9 mín 100.0 mín Constante térmica de tiempo

4204 ALARMA Θ Prot.sobrecarga 50 .. 100 % 90 % Alarma térmica de sobrecarga

4205 ALARMA I Prot.sobrecarga 1A 0.10 .. 4.00 A 1.00 A Alarma sobrecarga de intensidad

5A 0.50 .. 20.00 A 5.00 A

4207A FACTOR Kτ Prot.sobrecarga 1.0 .. 10.0 1.0 Factor de tiempo Kt con motor parado

4208A T ARR. EMERG. Prot.sobrecarga 10 .. 15000 s 100 s T.reposición tras arranque de emergencia

4209 TEMP. CON IN Prot.sobrecarga 40 .. 200 °C 100 °C Temperatura con intesidad nominal

4210 TEMP. CON IN Prot.sobrecarga 104 .. 392 °F 212 °F Temperatura con intesidad nominal

4301 BLOQUEO REARR Prot. motores DesactivarActivar

Desactivar Bloqueo de rearranque

4302 IArr/IMOT.nom. Prot. motores 1.10 .. 10.00 4.90 Int.. arranque IArr / Int.. nom. motor


670 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

4303 T ARR MAX Prot. motores 3 .. 320 s 10 s Tiempo de arranque máximo ad-misible

4304 T COMPENSACIÓN Prot. motores 0.0 .. 320.0 mín 1.0 mín Tiempo adaptación térm.del rotor T ADAPT

4305 INT.nom.MOTOR Prot. motores 1A 0.20 .. 1.20 A 1.00 A Intensidad nominal del motor

5A 1.00 .. 6.00 A 5.00 A

4306 n-CALIENTE Prot. motores 1 .. 4 2 Número máx. admis. arranques en caliente

4307 n-CALIEN/n-FRÍO Prot. motores 1 .. 2 1 Dif. entre arranques en caliente y frío

4308 Kτ en paro Prot. motores 0.2 .. 100.0 5.0 Extensión constante de tiempo en paro

4309 Kτ en función Prot. motores 0.2 .. 100.0 2.0 Extensión constante de tiempo en func.

4310 T. MIN.BLOQUEO Prot. motores 0.2 .. 120.0 mín 6.0 mín Tiempo de bloqueo mín. para reenganche

5001 SOBRETENSIÓN Prot.tensión DesactivarActivarSólo aviso

Desactivar Sobretensión

5002 U> Prot.tensión 40 .. 260 V 110 V Tensión de arranque U>

5003 U> Prot.tensión 40 .. 150 V 110 V Tensión de arranque U>

5004 T U> Prot.tensión 0.00 .. 100.00 s; ∞ 0.50 s TemporizaciónT U>

5005 U>> Prot.tensión 40 .. 260 V 120 V Tensión de arranque U>>

5006 U>> Prot.tensión 40 .. 150 V 120 V Tensión de arranque U>>

5007 T U>> Prot.tensión 0.00 .. 100.00 s; ∞ 0.50 s TemporizaciónT U>>

5015 U2> Prot.tensión 2 .. 150 V 30 V Tensión de arranque U2>

5016 U2>> Prot.tensión 2 .. 150 V 50 V Tensión de arranque U2>>

5017A RR U> Prot.tensión 0.90 .. 0.99 0.95 Relación de reposición U<

5018A RR U>> Prot.tensión 0.90 .. 0.99 0.95 Relación de reposición U<<

5101 SUBTENSION Prot.tensión DesactivarActivarSólo aviso

Desactivar Subtensión

5102 U< Prot.tensión 10 .. 210 V 75 V Tensión de arranque U<

5103 U< Prot.tensión 10 .. 120 V 75 V Tensión de arranque U<

5106 T U< Prot.tensión 0.00 .. 100.00 s; ∞ 1.50 s Temporización T U<

5110 U<< Prot.tensión 10 .. 210 V 70 V Tensión de arranque U<<

5111 U<< Prot.tensión 10 .. 120 V 70 V Tensión de arranque U<<

5112 TU<< Prot.tensión 0.00 .. 100.00 s; ∞ 0.50 s Temporización T U<<

5113A RR U< Prot.tensión 1.01 .. 3.00 1.20 Relación de reposición U<

5114A RR U<< Prot.tensión 1.01 .. 3.00 1.20 Relación de reposición U<>

5120A CRIT.INTENS. Prot.tensión DesactivarActivar

Activar Criterio de intensidad

5301 FALLO FUSIBLE U Ctrl.valor.med. ActivarDesactivar

Desactivar Fallo fusible (Fuse-Failure-Mon-itor)

5302 FALLO FUS.3*U0 Ctrl.valor.med. 10 .. 100 V 30 V Control fallo fusible límite 3*U0

5303 FALLO FUS. IE Ctrl.valor.med. 1A 0.10 .. 1.00 A 0.10 A Control fallo fusible límite IE

5A 0.50 .. 5.00 A 0.50 A

5401 PROT.FRECUENCIA Prot.frecuencia DesactivarActivar

Desactivar Protección de frecuencia

5402 U mín Prot.frecuencia 10 .. 150 V 65 V Mínima Tensión

5403 Escalón f1 Prot.frecuencia 45.50 .. 54.50 Hz 49.50 Hz Valor de ajuste escalón f1


5405 T f1 Prot.frecuencia 0.00 .. 100.00 s; ∞ 60.00 s Temporización del escalón T f1








6717SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo




6101 SINC Grupo SINC Grupo 1 ActivarDesactivar


6102 Unidad de mando SINC Grupo 1 (posibilidades de ajuste según la aplicación)

ninguno Unidad de mando a sincronizar

6103 Umín SINC Grupo 1 20 .. 125 V 90 V Límite inferior de tensión: Umín

6104 Umáx SINC Grupo 1 20 .. 140 V 110 V Límite superior de tensión: Umáx

6105 U< SINC Grupo 1 1 .. 60 V 5 V Umbral U1,U2 libre de tensión

6106 U> SINC Grupo 1 20 .. 140 V 80 V Umbral U1,U2 con tensión

6107 SINC U1<U2> SINC Grupo 1 SiNo


6108 SINC U1>U2< SINC Grupo 1 SiNo


6109 SINC U1<U2< SINC Grupo 1 SiNo


6110A CIERRE DIRECTO SINC Grupo 1 SiNo

No Cierre directo

6111A T.supervis.Tens SINC Grupo 1 0.00 .. 60.00 s 0.10 s Tiempo supervisión de U1>;U2> ó U1<;U2<

6112 T sinc máx SINC Grupo 1 0.01 .. 1200.00 s; ∞ 30.00 s Duración máx. proceso de sin-cronización

6113A SINC sincronis. SINC Grupo 1 SiNo


6120 T IP-CIERRE SINC Grupo 1 0.01 .. 0.60 s 0.06 s Tiempo propio del interruptor de potenc.

6121 FACTOR U1/U2 SINC Grupo 1 0.50 .. 2.00 1.00 Factor de adaptación U1/U2

6122A ADAPT. ANGULAR SINC Grupo 1 0 .. 360 ° 0 ° Adaptación angular (Gr. vectorial Trafo)

6123 CONEXION U2 SINC Grupo 1 L1-EL2-EL3-EL1-L2L2-L3L3-L1


6125 U2N-TT PRIMARIA SINC Grupo 1 0.10 .. 800.00 kV 12.00 kV Tensión nom. prim. del transfor-mador U2

6130 dU ASIN U2>U1 SINC Grupo 1 0.5 .. 50.0 V 2.0 V Diferencia de tensión admisible U2>U1

6131 dU ASIN U2<U1 SINC Grupo 1 0.5 .. 50.0 V 2.0 V Diferencia de tensión admisible U2<U1

6132 df ASIN f2>f1 SINC Grupo 1 0.01 .. 2.00 Hz 0.10 Hz Diferencia de frecuencia admisi-ble f2>f1

6133 df ASIN f2<f1 SINC Grupo 1 0.01 .. 2.00 Hz 0.10 Hz Diferencia de frecuencia admisi-ble f2<f1

6140 SINC CIERRE SINC Grupo 1 SiNo


6141 F SINCRON SINC Grupo 1 0.01 .. 0.04 Hz 0.01 Hz Umbral de conmutación ASIN <--> SIN

6142 dU SINC U2>U1 SINC Grupo 1 0.5 .. 50.0 V 5.0 V Diferencia de tensión admisible U2>U1

6143 dU SINC U2<U1 SINC Grupo 1 0.5 .. 50.0 V 5.0 V Diferencia de tensión admisible U2<U1

6144 dα SINC α2>α1 SINC Grupo 1 2 .. 80 ° 10 ° Diferencia angular admis. alpha2>alpha1

6145 dα SINC α2<α1 SINC Grupo 1 2 .. 80 ° 10 ° Diferencia angular admis. alpha2<alpha1

6146 T AUTORIZACION SINC Grupo 1 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Retardo de la autorización

6150 dU CNTSIN U2>U1 SINC Grupo 1 0.5 .. 50.0 V 5.0 V Diferencia de tensión admisible U2>U1

6151 dU CNTSIN U2<U1 SINC Grupo 1 0.5 .. 50.0 V 5.0 V Diferencia de tensión admisible U2<U1


672 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

6152 df CNTSIN f2>f1 SINC Grupo 1 0.01 .. 2.00 Hz 0.10 Hz Diferencia de frecuencia admisi-ble f2>f1

6153 df CNTSIN f2<f1 SINC Grupo 1 0.01 .. 2.00 Hz 0.10 Hz Diferencia de frecuencia admisi-ble f2<f1

6154 dα CNTSIN α2>α1 SINC Grupo 1 2 .. 80 ° 10 ° Diferencia angular admis. alpha2>alpha1

6155 dα CNTSIN α2<α1 SINC Grupo 1 2 .. 80 ° 10 ° Diferencia angular admis. alpha2<alpha1
















No Cierre directo






















6246 T AUTORIZACION SINC Grupo 2 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Retardo de la autorización


6737SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo






















No Cierre directo






















674 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1



6346 T AUTORIZACION SINC Grupo 3 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Temporiza. de la autorización






















No Cierre directo




















6757SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo




6446 T AUTORIZACION SINC Grupo 4 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Temporiza de la autorización







7001 PROT. FALLO INT Fallo interrup. DesactivarActivar

Desactivar Protección de fallo del interruptor

7004 CRIT.COaux Fallo interrup. DesactivarActivar

Desactivar Criterio contacto aux. del inter-ruptor

7005 Tdisp.F.FalloIP Fallo interrup. 0.06 .. 60.00 s; ∞ 0.25 s Tiempo disp. prot. fallo interrup-tor

7101 REENG.AUTO Reenganche auto DesactivarActivar

Desactivar Reenganche automático

7103 T.BLQ.CIERR.MAN Reenganche auto 0.50 .. 320.00 s; 0 1.00 s T. bloqueo en deteccion de cierre manual

7105 T.BLOQUEO Reenganche auto 0.50 .. 320.00 s 3.00 s Tiempo de bloqueo para último ciclo REE

7108 T.BLOQUEO din. Reenganche auto 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Tiempo de bloqueo tras bloqueo dina.ext.

7113 ? IP antes RE Reenganche auto Sin consultaAntes cada REE

Sin consulta Interrogación del IP antes de RE

7114 T. Superv. ARR. Reenganche auto 0.01 .. 320.00 s; ∞ 0.50 s Supervisión tiempo de arranque

7115 T SUPERVIS. IP Reenganche auto 0.10 .. 320.00 s 3.00 s Tiempo de supervisión del in-ter.potencia

7116 PROLONG.T.PAUSA Reenganche auto 0.50 .. 1800.00 s; ∞ 100.00 s Prolongación máx. de tiempo de pausa

7117 T ACT Reenganche auto 0.01 .. 320.00 s; ∞ ∞ s Tiempo activo

7118 T PAUSA RETARDO Reenganche auto 0.0 .. 1800.0 s; ∞ 1.0 s Retardo máx. de inicio de tiempo pausa

7127 T PAUSA1 FASE Reenganche auto 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 1 RE Fase

7128 T PAUSA1 TIERRA Reenganche auto 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 1 RE Tierra


7130 T PAUSA2 TIERRA Reenganche auto 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 2 RE Tierra


7132 T PAUSA3 TIERRA Reenganche auto 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 3 RETierra

7133 T PAUSA4 FASE Reenganche auto 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 4...n RE Fase

7134 T PAUSA4 TIERRA Reenganche auto 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 4...n RE Tierra

7135 NO. REE TIERRA Reenganche auto 0 .. 9 1 Número de ciclos de reen-ganche, Tierra

7136 NO. REE FASE Reenganche auto 0 .. 9 1 Número de ciclos de reen-ganche, Fase

7137 CIERR.obj.MANDO Reenganche auto (posibilidades de ajuste según la aplicación)

ninguno Orden de cierre mediante objeto de mando

7138 SINC interna Reenganche auto (posibilidades de ajuste según la aplicación)

ninguno Sincronización interna

7139 SINC externa Reenganche auto SiNo

No Sicronización externa

7140 ZONAS SECUENC. Reenganche auto DesactivarActivar

Desactivar Secuencias de zonas


676 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


7150 I> Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE I>

7151 IE> Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IE>

7152 I>> Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE I>>

7153 IE>> Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IE>>

7154 Ip Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE Ip

7155 IEp Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IEp

7156 I> dir. Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE I> dirreccional

7157 IE> dir. Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IE> direccional

7158 I>> dir. Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE I>> dirreccional

7159 IE>> dir. Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IE>> dirreccional

7160 Ip dir. Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE Ip dirreccional

7161 IEp dir. Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IEp direccional

7162 FALTA/tier.sens Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE Detecc. faltas a tierra alta (sen-sib.)

7163 PROT.CARG.DESEQ Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE Protección de cargas dese-quilibradas

7164 ENTRADA BINARIA Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE Entrada binaria (fase y tierra)

7165 DISP.3p.bloq.RE Reenganche auto SiNo

No Disparo tripolar bloquea RE

7200 antes1°.RE:I> Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞


7201 antes1°.RE:IE> Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞


7202 antes1°.RE:I>> Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞


7203 antes1°.RE:IE>> Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞


7204 antes1°.RE:Ip Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞


7205 antes1°.RE:IEp Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞


7206 antes1°.RE:I> d Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞



6777SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

7207 ant.1°.RE:IE> d Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T IE>direccional antes del 1°.RE

7208 ant.1°.RE:I>> d Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞


7209 ant.1°.RE:IE>>d Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞


7210 antes1°.RE:Ip d Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞


7211 ant.1°.RE:IEp d Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞







































678 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1















Valor ajust.T=T I> antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T IE> antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T I>> antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T IE>> antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T Ip antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T IEp antes del 4°..n°. RE




Valor ajust.T=T IE> direccional antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T I>> direccional antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T IE>> direccional antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T Ip direccional antes del 4°..n.°. RE


Valor ajust.T=T IEp direccional antes del 4°..n°. RE

8001 ACTIV.LOC.FALTA Localiz. faltas ArranqueDisparo

Arranque Activar localizador de falta

8101 SUPERVI VAL.MED Ctrl.valor.med. DesactivarActivar

Activar Supervisión de valores de medida,

8102 SIM.U LÍM. Ctrl.valor.med. 10 .. 100 V 50 V Simetría U: Valor de arranque

8103 SIM.U FACT. Ctrl.valor.med. 0.58 .. 0.90 0.75 Simetría U: Pendiente lín. caract.

8104 SIM.I LÍM. Ctrl.valor.med. 1A 0.10 .. 1.00 A 0.50 A Simetría I fases: Valor de ar-ranque5A 0.50 .. 5.00 A 2.50 A

8105 SIM.I FACT. Ctrl.valor.med. 0.10 .. 0.90 0.50 Simetría I fases: Pendiente lín. caract.

8106 SUMA I LÍM Ctrl.valor.med. 1A 0.05 .. 2.00 A; ∞ 0.10 A Suma I fases: Valor arranque

5A 0.25 .. 10.00 A; ∞ 0.50 A

8107 SUMA I FACT. Ctrl.valor.med. 0.00 .. 0.95 0.10 Suma I fases: Pendiente lín.cara-cteríst.


6797SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

8201 SUPER.CIRC.DISP Supe.circ.disp. ActivarDesactivar

Activar Estado,Supervisión circuitos de disparo

8301 PERIOD V.MEDIOS Valor.medios 15MIN,1SUBPERIO15MIN,3SUBPERIO15MIN,15SUBPERI30MIN,1SUBPERIO60MIN,1SUBPERIO60MIN,10SUBPERI5MIN,5SUBPERIOD

60MIN,1SUBPERIO Periodo para cálculo de valores medios

8302 Sinc.MEDIO Valor.medios a hora compl.1cuarto despuésmedia hora1 cuarto antes

a hora compl. Tiempo sinc. para valores medios

8311 RESET Min/Max Valores Mín/Máx NoSi

Si Reposición cíclica de valores mín/máx

8312 RESETMinMaxMIN. Valores Mín/Máx 0 .. 1439 mín 0 mín Reposi. cícl.Min/Max diaría cada X min

8313 RESETMin/MaxDÍA Valores Mín/Máx 1 .. 365 días 7 días Reposi.. cícl.Min/Max cada X días

8314 RESETMin/MaxINI Valores Mín/Máx 1 .. 365 Días 1 Días Inicio reposición. Mín/Máx en X días

8315 Escal.ContEnerg Contador energ Escala StandardEscala 10Escala 100

Escala Standard Escala del Contador de Energia

9011A RTD 1 TIPO RTD-Box sin conexiónPt 100 ΩNi 120 ΩNi 100 Ω

Pt 100 Ω Resistencia depend. de temp. RTD1, tipo

9012A RTD 1 LOCALIZ. RTD-Box AceiteAmbienteEspiraSoporteOtros

Aceite RTD 1: Localización

9013 RTD 1 ESCALON 1 RTD-Box -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 1: Valor arranque. escalón temp. 1

9014 RTD 1 ESCALON 1 RTD-Box -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 1: Valor arranque. escalón temp. 1

















680 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1



































6817SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo




















9101A RTD10 TIPO RTD-Box sin conexiónPt 100 ΩNi 120 ΩNi 100 Ω


9102A RTD10 LOCALIZ. RTD-Box AceiteAmbienteEspiraSoporteOtros


9103 RTD10 ESCALON1 RTD-Box -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD10: Valor arranque. escalón temp.1

9104 RTD10 ESCALON1 RTD-Box -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD10: Valor arranque. escalón temp.1









682 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1














6837SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.9 Visión general de informaciones

Los avisos para IEC 60 870-5-103 se señalizan siempre como entrantes/salientes, si estos tienen asignación IG para IEC 60 870-5-103, en caso contrario se señalizan como salientes;

Los avisos nuevos establecidos por el usuario o configurados a IEC 60 870-5-103 ob-tienen asignación de entrante/saliente o a IG, si el tipo de información no es un aviso transitorio („.._Transit“). Para más informaciones respecto a los avisos, vea la De-scripción del sistema SIPROTEC® 4, No. de pedido E50417-H1178-C151.

En las columnas „Avisos de servicio“, „Avisos de falta“ y „Avisos de falta a tierra“ es válido lo siguiente:

MAYUSCULA E/S ajuste fijo, no configurable

minúscula e/s: preajustado, configurable

*: no preajustado, configurable

<vacio>: ni preajustado ni configurable

En la columna „marca de perturbografía“ es válido lo siguiente:

MAYUSCULA M: ajuste fijo, no configurable

minúscula M: preajustado, configurable

*: no preajustado, configurable

<vacio>: ni preajustado ni configurable

No. Significado Función Tipo de

Info

Registro de avisos Posibilidad de configu-ración

IEC 60870-5-103

Avis

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e se

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N/O

FF

Avis

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turb

ació

n EN

TR /

SALE

).

Avis

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Tipo

Núm

ero

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form

ació

n

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Asi

gnad

o a

IG

- >Luz encendida (Display del equipo) (>Luz encen)

Equipo AI e s * * LED EB REL

- Reposición señales LED (Repos. LED)

Equipo IntI k * * LED REL 160 19 1 no

- Bloqueo transmisión de avis./ valores (Blq.AyV)

Equipo IntI e s * * LED REL 160 20 1 si

- Modo de prueba (Modo Prueb) Equipo IntI e s * * LED REL 160 21 1 si

- Línea puesta a tierra (Lín.a tier) Equipo IntI * * * LED REL

- Cambio de estado del interruptor (Camb posIP)

Equipo IntI * * * LED REL

- Modo test de Hardware (Mo-doTestHW)

Equipo IntI e s * * LED REL

- Sincronización de hora (Sinc. hora)

Equipo IntI_P * * *

- Fallo FMS Fibras opt.1 (Fallo FMS1)

Equipo AS e s * LED REL

- Fallo FMS Fibras opt.2 (Fallo FMS2)

Equipo AS e s * LED REL

- Fallo CFC (Fall. CFC) Equipo AS e s * LED REL

684 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


- Inicio perturbografía de test (marca) (Ini. pert.)

Perturbografía IntI e s * m LED REL

- Grupo de parámetros A (P.-Grupo A)

Camb.Grup.Par. IntI e s * * LED REL 160 23 1 si

- Grupo de parámetros B (P.-Grupo B)


- Grupo de parámetros C (P.-Grupo C)


- Grupo de parámetros D (P.-Grupo D)


- Autoridad de mando (Autoridad) Autor./mod.mand AD e s * LED REL 101 85 1 si

- Modo de mando local (Modo m.loc)

Autor./mod.mand AD e s * LED REL 101 86 1 si

- Modo de mando remoto (Mod.re-moto)

Autor./mod.mand IntI e s * LED REL

- Autoridad de mando (Autoridad) Autor./mod.mand IntI e s * LED REL

- Modo de mando local (Modo m.loc)

Autor./mod.mand IntI e s * LED REL

- Interruptor de potencia Q0 (Q0 INTERR.)

Unidades conmut CR_D12

e s LED REL 240 160 20

- Interruptor de potencia Q0 (Q0 INTERR.)

Unidades conmut AD e s EB FS 240 160 1 si

- Seccionador Q1 (Q1 SECCIO.) Unidades conmut CR_D2

e s LED REL 240 161 20

- Seccionador Q1 (Q1 SECCIO.) Unidades conmut AD e s EB FS 240 161 1 si

- Seccionador a tierra Q8 (Q8 SECC.TI)


e s LED REL 240 164 20

- Seccionador a tierra Q8 (Q8 SECC.TI)


- Aviso de bloqueo: IP Q0-DISP (Q0-DISP)

Unidades conmut IntI * LED REL

- Aviso de bloqueo: IP Q0-CIERRE (Q0-CIERRE)


- Aviso de bloqueo: Seccionador Q1-DISP (Q1-DISP)


- Aviso de bloqueo: Seccionador Q1-CIERRE (Q1-CIERRE)


- Aviso de bloqueo: Puesta a Tierr Q8-DISP (Q8-DISP)


- Aviso de bloqueo: Puesta aTierr Q8-CIER (Q8-CIERRE)


- Desbloqueo transm. avis./ valores vía EB (Desblq.AyV)


- Q2 CIERRE / DISP (Q2CIE/DISP)


e s LED REL 240 162 20





e s LED REL 240 163 20




Info


IEC 60870-5-103

Avis

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IG

6857SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

- Ventilador conectado. / desconectado (Ventilador)


e s LED REL 240 175 20

- Ventilador conectado. / desconectado (Ventilador)


- >Muelles tensados (>Muell.ten) Avis.del proces AI * * * LED EB REL FS

- >Puerta cabina alta tensión (AT) cerrada (>PuerAT c.)

Avis.del proces AI * * * LED EB REL FS

- >Puerta cabina alta tensión abierta (Puer.AT ab)

Avis.del proces AI e s * * LED EB REL FS 101 1 1 si

- >Muelles no tensados (Muelle n.t)


- >Caída interruptor automático (>Caída aut)


- >Fallo tensión de accionamiento (>Fall.Uacc)


- >Fallo tensión de activación (>Fall.Uact)


- >Pérdida de SF6 (>Pérdi.SF6) Avis.del proces AI e s * * LED EB REL FS 240 183 1 si

- >Fallo contador (>Fall.cont) Avis.del proces AI e s * * LED EB REL FS 240 184 1 si

- >Temperatura del transformador (>Temp.Tr.)


- >Transformador en peligro (>Tr.pelig.)


- Borrar valores de medida mín./máx. (BorrMínMáx)

Valores Mín/Máx IntI_P E

- Borrar contadores de energía (BorrContad)

Contador energ IntI_P E EB

- Error Interfase de Sistema (Err.SysInt)

Protocolos IntI e s * * LED REL

- Valor umbral 1 (Val.umbr.1) Conm.val.umbral IntI e s LED FUNC

REL FS

1 sin ordenación a función de salida (sin ordenación)

Equipo AI * *

2 no existente (no existente) Equipo AI * *

3 >Sincronización de tiempo (>Sin-cr.tiempo)

Equipo AI_P * * LED EB REL 135 48 1 si

4 >Inicio perturbograf.activación externa (>Inic.perturb)

Perturbografía AI * * m LED EB REL 135 49 1 si

5 >Reposición de señales LED (>Reposic.LED)

Equipo AI * * * LED EB REL 135 50 1 si

7 >Selecc. grupo parámetros 1(junto a 060) (>Par.selec.1)

Camb.Grup.Par. AI * * * LED EB REL 135 51 1 si

8 >Selecc. grupo parámetros 2(junto a 059) (>Par.selec.2)

Camb.Grup.Par. AI * * * LED EB REL 135 52 1 si

009.0100 Fallo módulo EN100 (Fallo módulo)

EN100-Módulo 1 IntI e s * * LED REL

009.0101 Fallo Link EN100 canal 1 (Ch1) (Fallo Link1)


009.0102 Fallo Link EN100 canal 2 (Ch2) (Fallo Link2)



Info


IEC 60870-5-103

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15 >Modo de test por interfaz de sistema (>Modo Test)


16 >Bloquear transmisión de avis./ valores (>Blq.AyV)


51 Equipo operativo ("Contacto-Live") (Equipo operati.)

Equipo AS e s * * LED REL 135 81 1 si

52 Al menos una función está acti-vada (Prot.act.)

Equipo IntI e s * * LED REL 160 18 1 si

55 Progr.Inicio (Progr.Inicio) Equipo AS k * *

56 Programa de primera instalación (Prog.inicial)

Equipo AS k * * LED REL 160 5 1 no

67 Reinicio (Reinicio) Equipo AS k * * LED REL

68 Fallo en función reloj (Fallo reloj) Equipo AS e s * * LED REL

69 Horario de verano (Horario verano)

Equipo AS e s * * LED REL

70 Cargar parámetros nuevos (Cargar parámet.)


71 Test de parámetros (Test parámetros)

Equipo AS * * * LED REL

72 Cambio parámetro level 2 (Parám. level 2)


73 Parametrización local (Para-metri.local)

Equipo AS * * *

110 Pérdida de señales (Pérdi. señales.)

Equipo AS_P k * LED REL 135 130 1 no

113 Marcas temporales perdidas (MarcaTemp perd.)

Equipo AS k * m LED REL 135 136 1 si

125 Bloqueo de aviso intermitente activo (Blq.intermit.ac)


126 Protecc. activar/des-act.(IEC60870-5-103) (PR.a/d IEC)

Datos generale2 IntI e s * * LED REL

127 RE por IEC60870-5-103 (acti-var/desact.) (RE act/des)

Reenganche auto IntI e s * * LED REL

140 Aviso central de perturbación (AvisCent.Pert)


144 Fallo, tensión de alimentación 5V (Fallo 5V)


145 Fallo del nivel de potencial 0V (Fallo 0V)


146 Fallo, tensión de alimentación -5V (Fallo -5V)


147 Fallo, fuente de alimentación (Fallo fuent.ali)


160 Aviso central de alarma (Alarm.central)


161 Control de valores I, aviso central (Contrl.Val.I)

Ctrl.valor.med. AS e s * * LED REL 160 32 1 si

162 Fallo de valor de medida suma I (Fallo ΣI)



Info


IEC 60870-5-103

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A Anexo

163 Fallo simetría de intensidad (Fallo Isim.)


167 Fallo, simetría de valores de tensión (Fallo U sim)


169 Fallo, valor med. "fallo-fusible" (>10s) (Fall.Fusible)


170 Fallo, detecc. valor fallo-f.(inme-diato (Fall.F-F inm)

Ctrl.valor.med. AS e s * * LED REL

170.0001 >Sinc. grupo func.1, activar (>Sinc1 act)

SINC Grupo 1 AI e s * LED EB







170.0043 >Sinc.: Requerim. de med. Sin-cronización (>Sinc Req. med)








170.0049 Sinc.: Autorización Cierre (Sinc autor.CIER)

SINC Grupo 1 AS e s * LED REL 41 201 1 si


SINC Grupo 2 AS e s * LED REL





170.0050 Sinc.: Fallo de función (Sinc Fallo)








170.0051 Grupo de sincronización 1 bloqu-eado (Sinc1 bloq)








170.2007 Sinc.: Requerim.de med. de función Mando (Sinc Req. med)

SINC Grupo 1 AI e s * LED




Info


IEC 60870-5-103

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170.2008 >Bloquear grupo de sincroniza-ción 1 (>Sinc1bloq)








170.2009 >Sinc.: Cierre directo (>Sinc Cierr.dir)








170.2011 >Sinc.: Inicio de la sincronización (>Sinc Inicio)








170.2012 >Sinc.: Teminar la sicronización (>Sinc Stop)








170.2013 >Sinc.: Autorizar la condición U1>U2> (>Sinc U1>U2<)








170.2014 >Sinc.: Autorizar la condición U1<U2> (>Sinc U1<U2>)









Info


IEC 60870-5-103

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A Anexo

170.2015 >Sinc.: Autorizar la condición U1<U2< (>Sinc U1<U2<)








170.2016 Sinc: Autorización de la condición Sinc. (>Sinc Sincron)








170.2022 Sinc. func.1: función med. en proceso (Sinc1 proc)








170.2025 Sinc.: Transcurso de tiempo de supervis. (Sinc. Trans.Tsv)








170.2026 Sinc.: Condiciones des sinc. cumplidas (Sinc síncrono)








170.2027 Sinc.: Condición U1>U2< cumpli-da (Sinc U1>U2<)








170.2028 Sinc.: Condición U1<U2> cumpli-da (Sinc U1<U2>)





Info


IEC 60870-5-103

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170.2029 Sinc.: Condición U1<U2< cumpli-da (Sinc U1<U2<)








170.2030 Sinc.: Diferencia de tensión (Udif) OK (Sinc Udiff ok)








170.2031 Sinc.: Diferenc. de frecuencia (fdif) OK (Sinc fdiff ok)








170.2032 Sinc.: Diferenc. ángulo (alpha dif) OK (Sinc αdiff ok)








170.2033 Sinc.: Frecuencia f1>fmáx admis-ible (Sinc f1>>)








170.2034 Sinc.: Frecuencia f1<fmín admis-ible (Sinc f1<<)









Info


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6917SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

















170.2037 Sinc.: Tensión U1>Umáx admisi-ble (Sinc U1>>)








170.2038 Sinc.: Tensión U1<Umín admisi-ble (Sinc U1<<)
















170.2040 Sinc.: Tensión U2<Umín admisi-ble (Sync U2<<)








170.2090 Sinc.: Udif muy grande (U2>U1) (Sinc U2>U1)





Info


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692 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

170.2091 Sinc.: Udif muy grande (U2<U1) (Sinc U2<U1)








170.2092 Sinc.: fdif muy grande (f2>f1) (Sinc f2>f1)








170.2093 Sinc.: fdif muy grande (f2<f1) (Sinc f2<f1)








170.2094 Sinc.: alpha-dif muy grande (a2>a1) (Sinc α2>α1)








170.2095 Sinc.: alpha-dif muy grande (a2<a1) (Sinc α2<α1)








170.2096 Sinc.: Selección múltiple de grupo sinc. (Sinc Err. grupo)

SINC Grupo 1 AS e s LED REL








Info


IEC 60870-5-103

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6937SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

170.2097 Sinc.: Parámetros no son plausi-bles (Sinc.Err.parám.)








170.2101 Grupo de sincronización 1 desac-tivado (Sinc1desac)








170.2102 >Bloquear autorización función Sinc. (>Blq.Autor.Sinc)








170.2103 Autorización función Sinc. blo-queada (Autor.Sinc bloq)








171 Fallo, valor de secuencia de fase (Fall.sec.fas)


175 Fallo, secuencia de fase I (Fall.sec.fa.I)


176 Fallo, secuencia de fase U (Fall.sec.fa.U)


177 Fallo, batería (Fallo batería) Equipo AS e s * * LED REL

178 Fallo, módulo entrada/salida (Fallo módul.E/S)


183 Fallo módulo 1 (Fallo módulo 1) Equipo AS e s * * LED REL







191 Error HW: Offset (Error Offset) Equipo AS e s * * LED REL


Info


IEC 60870-5-103

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694 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

192 Error HW: Puente IN diferente a Parám.IN (IN (1/5A)falso)

Equipo AS e s *

193 Error HW: No existen datos de calibrac. (Err.datos calib)


194 Error HW: Transform. IE diferente a MLFB (Transf.IE falso)

Equipo AS e s *

197 Supervisión valores medida des-activada (Sup.Val.med.des)


203 Registro de perturbografía,borra-do (Pertgrf.borr.)

Perturbografía AS_P k * LED REL 135 203 1 no

220 Fallo HW: Rango de medida I-f in-correcto (Rango I-f fallo)

Equipo AS e s *

234.2100 Bloqueo U por operación de servicio (BLQ. U)

Prot.tensión IntI e s * * LED REL

235.2110 > Función $00 bloquear (>$00 bloq.)

Flx AI e s e s * * LED EB FUNC

REL

235.2111 >Función $00 DISP inmediato (>$00 inmed.)


REL

235.2112 >Función $00 Acoplamiento (>$00 Acopl.)


REL

235.2113 >Función $00 bloquear tiempo (>$00 BlqTiemp)


REL

235.2114 >Función $00 bloquear DISP (>$00 Blq.DISP)


REL

235.2115 >Función $00 bloquear DISP L1 (>$00 BlDISPL1)


REL



REL



REL

235.2118 Función $00 está bloqueado ($00 bloq.)

Flx AS e s e s * * LED REL

235.2119 Función $00 está desconectado ($00 descon.)

Flx AS e s * * * LED REL

235.2120 Función $00 está activa ($00 activa)

Flx AS e s * * * LED REL

235.2121 Función $00 Arranque ($00 Arr) Flx AS e s e s * * LED REL

235.2122 Función $00 Arranque L1 ($00 Arr L1)






235.2125 Función $00 transcurso de tiempo ($00 trans. T)


235.2126 Función $00 Disparo ($00 DISP) Flx AS e s k * * LED REL

235.2128 Función $00 adecuatión inválido ($00 adec.inv.)


236.2127 bloquear funciones flexibles (BLQ. func.flex.)

Equipo IntI e s * * * LED REL


Info


IEC 60870-5-103

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6957SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

264 Fallo RTD-Box 1 (Fallo RTD-Box 1)

RTD-Box AS e s * * LED REL

267 Fallo RTD-Box 2 (Fallo RTD-Box 2)


268 Fallo en detección valores presión (Err.val.Presión)

Valores medida AS e s * * LED REL

269 Fallo en detección valores tem-peratura (Err.val Temper.)

Valores medida AS e s * * LED REL

270 Presión inferior al valor límite (Presión < lím.)

LÍm.valor. med AS e s * * LED REL

271 Temperatura superior al valor límite (Temperat. > lím)

LÍm.valor. med AS e s * * LED REL

272 Horas funcion. del IP > valor límite (Horas IP > lím.)

Val.lim.estad. AS e s * * LED REL 135 229 1 si

273 Valor lím. IL1ldm(medio) supera-do (Lím.IL1dmd>)

LÍm.valor. med AS e s * * LED REL 135 230 1 si

274 Valor lím. IL2ldm (med.) supera-do (Lím.IL2dmd>)


275 Valor lím. IL3ldm (med.) supera-do (Lím.IL3dmd>)


276 Valor límite I1ldm (med.) supera-do (Lím. I1dmd>)


277 Valor límite Pldm (med.) supera-do (Lím. |Pdmd|>)


278 Valor límite Qldm (med.) supera-do (Lím. |Qdmd|>)


279 Valor límite Sldm superado (Lím. Sdmd>)


284 Intensidad de fase inferior al límite (Valor lím IL<)


285 Cos(Phi) inferior al límite (Val.lím cosphi<)


301 Falta en Red, numerado (Falta en Red)

Equipo AS e s e s 135 231 2 si

302 Perturbación,evento de faltas (Perturb.)

Equipo AS * k 135 232 2 si

303 Fallo, cortocircuito a tierra (F.tier-ra)

Equipo AS e s * E 135 233 1 si

320 Alarma: Límite mem. de datos so-brepasado (Alarm.mem.datos)


321 Alarma: Límite mem. de parám.sobrepasado (Alarm.mem.parám)


322 Alarma: Límite mem. de serv.so-brepasado (Alarm.mem.serv.)


323 Alarma: Límite mem. nuevo so-brepasado (Alarm.mem.nuevo)


356 >Conexión manual (>Conex. manual)

Datos generale2 AI * * * LED EB REL 150 6 1 si

395 >Reset indicador Max/Min para IL1-IL3 (>Reset MínMáx I)

Valores Mín/Máx AI k * * LED EB REL


Info


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696 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


396 >Reset indicador Max/Min de I1 sec. pos (>Reset MíMá I1)


397 >Reset indicador Max/Min de tensión LE (>Reset MíMá ULE)


398 >Reset indicador Max/Min de tensión LL (>Reset MíMá ULL)


399 >Reset indicador Max/Min U1 sec. pos (>Reset MíMá U1)


400 >Reset indicador Max/Min de P (>Reset MíMá P)


401 >Reset indicador Max/Min de S (>Reset MíMá S)


402 >Reset indicador Max/Min de Q (>Reset MíMá Q)


403 >Reset indicador Max/Min de Idmd (>Res. MíMá Idmd)


404 >Reset indicador Max/Min de Pdmd (>Res. MíMá Pdmd)


405 >Reset indicador Max/Min de Qdmd (>Res. MíMá Qdmd)


406 >Reset indicador Max/Min de Sdmd (>Res. MíMá Sdmd)


407 >Reset indicador Max/Min de f (>Reset MínMáx f)


408 >Reset indicador Max/Min de cosPHI (>Res. MíMá cosϕ)


409 >Bloq. contador de horas servicio del IP (>Bloq. horas IP)

Estadística AI e s * LED EB REL

412 >Reset del Indicador de Arrastre Theta (Res. Θ Min/Max)


501 Arranque general del relé de pro-tección (Arranque Relé)

Datos generale2 AS E m LED REL 150 151 2 si

502 Reposición de arranques (gener-al) (Reposcic. ARR)

Equipo AI * *

510 Activación del relé (general) (Activo Rele)

Equipo AI * *

511 Disparo del relé (general) (DISP.gen Relé)

Datos generale2 AS E m LED REL 150 161 2 si

533 Intensidad de falta fase L1 prima-ria (IL1 =)

Datos generale2 AV E S 150 177 4 no





561 Aviso de conexión manual (Conex. manual)

Datos generale2 AS e s * * LED REL

916 Energía activa Ea (Ea) Contador energ -

917 Energía reactiva Er (Er) Contador energ -

1020 Horas servicio de la instalación prim. (HoraServ=)

Estadística AV


Info


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6977SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

1021 Suma de intensidades fase L1 (ΣIL1=)

Estadística AV


Estadística AV


Estadística AV

1106 >Activar localizador de faltas (>LOC.falt.act)

Localiz. faltas AI k * * LED EB REL 151 6 1 si

1118 Reactancia de falta secundaría = (Xsec=)

Localiz. faltas AV E S 151 18 4 no

1119 Distancia de falta = (d =) Localiz. faltas AV E S 151 19 4 no

1123 Lazo L1E (LOC. lazo L1E) Localiz. faltas AS * k * LED REL



1126 Lazo L12 (LOC. lazo L12) Localiz. faltas AS * k * LED REL



1132 LOC. faltas no puede calcular valores (LOC.falt.invál.)

Localiz. faltas AS * k * LED REL

1201 >Bloquear prot. faltas a tierra Ue> (>Bloq. Ue>)

F/T sensitivo AI e s * * LED EB REL 151 101 1 si

1202 >Detecc. F/T sensitiva: bloqueo IEE>> (>Bloq. IEE>>)


1203 >Detecc. F/T sensitiva: bloqueo IEE> (>Bloq. IEE>)


1204 >Detecc. F/T sensitiva: bloqueo IEEp (>Bloq. IEEp)


1207 >Bloquear detección faltas a tierra (>Bloqu. F/T)


1211 Detección faltas a tierra desacti-vada (F/T desactivada)

F/T sensitivo AS e s * * LED REL 151 111 1 si

1212 Detección faltas a tierra activada (F/T activada)

F/T sensitivo AS e s * * LED REL 151 112 1 si

1215 Arranque protección faltas a tierra Ue> (Arranque UE)

F/T sensitivo AS * e s * LED REL 151 115 2 si

1217 Disparo protección faltas a tierra Ue> (Disparo UE)

F/T sensitivo AS * k m LED REL 151 117 2 si

1221 Arranque escalón IEE>> detec-ción tierra (IEE>> arranq.)


1223 Disparo protección-EEE IEE>> (IEE>> disparo)


1224 Arranque escalón IEE> detección tierra (IEE> arranq.)


1226 Disparo protección-IEE Iee> (IEE> disparo)


1227 Arranque escalón IEEp detección tierra (IEEp arranq.)


1229 Disparo protección-EEE IEEp (IEEp disparo)



Info


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698 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


1230 Detección faltas a tierra blo-queada (Det.F/T bloq.)

F/T sensitivo AS e s e s * LED REL 151 130 1 si

1264 Intens. tierra, corr.componente activa = (IEEa =)

F/T sensitivo AV E S

1265 Intens.tierra,corr.componente re-activa = (IEEr =)


1266 Intens. tierra, valor absoluto = (IEE =)


1267 Tensión homopolar Ue, 3Uo = (Ue, 3Uo =)


1271 Falta a tierra (Fallo/tierra) F/T sensitivo AS * * * 151 171 1 si

1272 Falta a tierra en fase L1 (F/T Fase L1)

F/T sensitivo AS e s k e s * LED REL 160 48 1 si





1276 Falta a tierra dirección hacia ade-lante (F/T adelante)


1277 Falta a tierra dirección hacia atrás (F/T atras)


1278 Falta a tierra no direccional (F/T no direcc.)


1403 >Prot.fallo interrup. de pot.blo-queada (>FALLO IP bloq.)

Fallo interrup. AI e s * * LED EB REL 166 103 1 si

1431 >Arranque Prot.fallo inte. por ord.exter (>FALLO IP ini.)

Fallo interrup. AI e s * * LED EB REL 166 104 1 si

1451 Prot. fallo interruptor desactivada (FALLO IP Desact)

Fallo interrup. AS e s * * LED REL 166 151 1 si

1452 Prot. fallo interruptor bloqueada (FALLO IP bloq.)

Fallo interrup. AS e s e s * LED REL 166 152 1 si

1453 Prot. fallo interruptor activada (FALLO IP act.)

Fallo interrup. AS e s * * LED REL 166 153 1 si

1456 Arr.prot.fallo interr.por arranq. int. (FALLO IP arrINT)

Fallo interrup. AS * e s * LED REL 166 156 2 si

1457 Arr.prot.fallo interr.por arranq. ext. (FALLO IP arrEXT)

Fallo interrup. AS * e s * LED REL 166 157 2 si

1471 Prot. fallo interruptor,orden de disparo (FALLO IP DISP.)

Fallo interrup. AS * k m LED REL 160 85 2 no

1480 Disparo prot.fallo interr.arranq. int. (F. IP DISP. int)

Fallo interrup. AS * k * LED REL 166 180 2 si

1481 Disparo prot.fallo interr.arranq. ext. (F. IP DISP. ext)

Fallo interrup. AS * k * LED REL 166 181 2 si

1503 >Bloqueo de la protección de so-brecarga (>P.SOBRCAbloq)

Prot.sobrecarga AI * * * LED EB REL 167 3 1 si

1507 >Pr.sobrecar. arranque emergen-cia motor (>P.SC arr emerg)

Prot.sobrecarga AI e s * * LED EB REL 167 7 1 si

1511 Protección sobrecarga desacti-vada (Pr.SBRCA.desact)

Prot.sobrecarga AS e s * * LED REL 167 11 1 si

1512 Protección de sobrecarga blo-queada (Pr.SBRCA.blo)

Prot.sobrecarga AS e s e s * LED REL 167 12 1 si


Info


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6997SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

1513 Protección de sobrecarga activa (Pr.SBRCA.act.)


1515 Protecc. sobrecarga escal.de alarma I> (SBRCA.alarm.I)


1516 Protecc. sobrecarga escal.alar-ma theta (SBRCA.alarm.Θ)


1517 Prot. sobrecarga arranque es-cal.disparo (P.SBRCA.arrΘ)


1521 Orden de disparo por sobrecarga (DISPARO SBRCA)

Prot.sobrecarga AS * k m LED REL 167 21 2 si

1580 >Reposición de la imagen térmica (Rep.IMAG.Térm.)

Prot.sobrecarga AI e s * * LED EB REL

1581 Prot. Sobrecarga: Repos. imagen térmica (Sobrc.RepImTérm)

Prot.sobrecarga AS e s * * LED REL

1704 >Bloqueo de la prot.sobrintens. fases (>P.S/I f bloq)

Sobreintensidad AI * * * LED EB REL

1714 >Bloqueo de la prot.sobreintens. tierra (>P.S/I T.bloq)


1721 >Bloqueo prot.sobreintens. escalón I>> (>I>> bloqueo)

Sobreintensidad AI * * * LED EB REL 60 1 1 si

1722 >Bloqueo prot.sobreintens. escalón I> (>I> bloqueo)


1723 >Bloqueo prot.sobreintens. escalón Ip (>Ip bloqueo)


1724 >Escalón IE>>sobreintens .blo-queado (>IE>> bloqueo)


1725 >Escalón IE> sobreintens. bloqu-eado (>IE> bloqueo)


1726 >Escalón IEp sobreintens. bloqu-eado (>IEP bloqueo)


1730 >Bloquear conmutación din. parámetros (>Bloq.ConDinPar)

Camb.din.parám. AI * * * LED EB REL

1731 >Bloquear repos.rápida conmuta din pará (>Blq.Rráp.CdiPa)

Camb.din.parám. AI e s * * LED EB REL 60 243 1 si

1732 >Activar cambio dinámico de parámetros (>Act.parám.din.)

Camb.din.parám. AI e s * * LED EB REL

1751 Prot.Sobreintens. fases, desacti-vada (P.S/I FAS.desac)

Sobreintensidad AS e s * * LED REL 60 21 1 si

1752 Prot.Sobreintens. fases, blo-queada (P.S/I FAS.bloq)

Sobreintensidad AS e s e s * LED REL 60 22 1 si

1753 Prot.Sobreintens. fases, activada (P.S/I FAS.activ)


1756 Prot.Sobreintens. tierra, desacti-vada (S/I tierr.desac)


1757 Prot.Sobreintens. tierra, blo-queada (S/I tierr.blo)


1758 Prot.Sobreintens. tierra, activa (S/I tierr.act)


1761 Prot. sobreintens. arranque general (P.S/I ARR.gen)

Sobreintensidad AS * e s m LED REL 160 84 2 si

1762 Arranque prot.sobreintens. fase L1 (S/I ARR L1)



Info


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700 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1






1765 Arranque prot.sobreintens. tierra (E) (S/I ARR Tierr)


1791 Prot. sobreintens. disparo general (S/I DISP gen)

Sobreintensidad AS * k m LED REL 160 68 2 no

1800 Arranque por sobreintensidad escalón I>> (I>> ARR)

Sobreintensidad AS * e s * LED REL 60 75 2 si

1804 Tiempo del escalón I>>, transcur-rido (TI>> transc.)

Sobreintensidad AS * * * LED REL 60 49 2 si

1805 Disparo por sobreintensidad escalón I>> (I>> DIS)


1810 Arranque por sobreintensiadad escalón I> (I> ARR)


1814 Tiempo del escalón I>, transcurri-do (TI> transc.)


1815 Disparo por sobreintensidad escalón I> (I> DIS)


1820 Arranque por sobreintensidad escalón Ip (Ip ARR)


1824 Tiempo del escalón Ip, transcurri-do (TIp transc.)


1825 Disparo prot. sobreintensidad Ip (fases) (Ip DIS)

Sobreintensidad AS * k m LED REL 60 58 2 si

1831 Arranq. sobreintens. escalón IE>> tierra (IE>> ARR tier)


1832 Tiempo del escalón IE>>, tran-scurrido (TIE>> transc.)


1833 Disparo prot.sobreintens. IE>> tierra (IE>> DISP)


1834 Arranque sobreintens. escalón IE> tierra (IE> ARR tierr)


1835 Tiempo del escalón IE>, transcur-rido (TIE> transc.)


1836 Disparo prot.sobreintens. IE> tierra (IE> DISP)


1837 Arranque sobreintens. escalón IEp tierra (IEp ARR tierr)


1838 Tiempo del escalón IEp, transcur-rido (TIEp transc.)


1839 Disparo sobreintens./t inv. IEp tierra (IEp DIS)

Sobreintensidad AS * k m LED REL 60 66 2 si

1840 Detección fase L1 por rush de conexión (Detec.Rush L1)






1843 Bloqueo cross-rush,sobreint. y EEE (Blo.RushCross)



Info


IEC 60870-5-103

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7017SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

1851 S/I t.bloq. I> (S/I t.bloq. I>) Sobreintensidad AS e s e s * LED REL 60 105 1 si

1852 S/I t. bloqueo escalón I>> (S/I t.bloq. I>>)


1853 S/I t. bloqueo escalón IE> (S/I t.bloq. IE>)


1854 S/I t. bloqueo escalón IE>> (S/I t.blo. IE>>)


1855 S/I t. bloqueo escalón Ip (S/I t.bloq. Ip)


1856 S/I t. bloqueo escalón IEp (S/I t.bloq. IEp)


1866 Emulación de disco S/I t.inv. Ip(fases) (S/I t. Ip DISCO)

Sobreintensidad AS * * * LED REL

1867 Emulación de disco S/I t.inv.IEp(tierr) (S/I t.IEp DISCO)

Sobreintensidad AS * * * LED REL

1994 Conmutación din param desacti-vada (ConDinPar desac)

Camb.din.parám. AS e s * * LED REL 60 244 1 si

1995 Conmutación din param frio blo-queada (ConDinPar bloq.)

Camb.din.parám. AS e s e s * LED REL 60 245 1 si

1996 Conmutación din parametros activa (ECF efectiva)


1997 Conmutación din parametros activa (Conm.Paráma.Din)


2604 >Desactivar S/I.t.def/t.inv.Fases dir. (>DesacS/I FASdi)

Sobreintens.dir AI * * * LED EB REL

2614 >Bloqueo S/I.t.def/t.inv.Tierra direcc (>BlqS/I TIEdi)

Sobreintens.dir AI * * * LED EB REL

2615 >S/I t. dir. escalón I>> bloqueo (>S/It.dir.I>>bl)

Sobreintens.dir AI * * * LED EB REL 63 73 1 si

2616 >S/I t. dir. escalón IE>> bloqueo (>S/It.di.IE>>bl)


2621 >Prot.sobreint.direccional:blo-queo I> (>BLQ.I> direc)


2622 >Prot.sobreint.direccional:blo-queo Ip (>BLQ.Ip direc)


2623 >Prot.sobreint.direccional:blo-queo IE> (>BLQ.IE> dir.)


2624 >Prot.sobreint.direccional:blo-queo IEp (>BLQ.IEp dir.)


2628 Comparación direccional I>L1 adelante (Comp.d.I>L1adel)

Sobreintens.dir AS k * * LED REL 63 81 1 si





2632 Comparación direccional I>L1 atrás (Comp.d.I>L1atrá)







Info


IEC 60870-5-103

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702 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


2635 Comparación direccional IE> ad-elante (Comp.d.IE>adel)


2636 Comparación direccional IE> atrás (Comp.d.IE>atrás)


2637 S/I t. dir bloqueo escalón I> (S/I dir.I> bloq)

Sobreintens.dir AS e s e s * LED REL 63 91 1 si

2642 S/I dir. arranque escalón I>> (S/I dir. I>>Arr)

Sobreintens.dir AS * e s * LED REL 63 67 2 si

2646 S/I dir. arranque escalón IE>> (S/I di.Arr IE>>)


2647 S/I dir tiempo escalón I>> tran-scurrido (S/I TI>> transc)

Sobreintens.dir AS * * * LED REL 63 71 2 si

2648 S/I dir tiempo escalón IE>> tran-scurrido (S/Idi.TIE>>tran)


2649 S/Idir disparo escalón I>> (S/I di.DISP I>>)

Sobreintens.dir AS * k m LED REL 63 72 2 si

2651 S/I t.def./t.inv. fases,di-recc.descon. (S/I FASdi.des)

Sobreintens.dir AS e s * * LED REL 63 10 1 si

2652 S/I t.def/t.inv.fases,direcc bloque-da (S/I FASdi.blq)


2653 S/I t.def./t.inv.fases,direcc.activa (S/I FASdi.acti.)


2655 S/I dir. bloqueo escalón I>> (S/I dir.I>> blo)


2656 S/I t.def./t.inv.direcc.tierra descon. (S/Itd/i.dir.des)


2657 S/I t.def./t.inv.direcc.tierra bloqu. (S/Itd/i.dir.blq)


2658 S/I t.def./t.inv.direcc.tierra activa (S/Itd/i.di.act.)


2659 S/I dir. bloqueo escalón IE> (S/I dir. IE> bl)


2660 Arranque escalón I> direccional (ARR I> direc.)


2664 Temporización.I> direcc.transcur-rido (TI>dir.transc)


2665 Disparo sobreintens. I> direcc. (fase) (DISP TI> dir.)


2668 S/I dir. bloqueo escalón IE>> (S/I dir.IE>>blq)


2669 S/I dir bloqueo escalón Ip (S/I dir.Ip bloq)


2670 Arranque escalón Ip direccional (ARR Ip direcc)


2674 Temporización Ip direcc.transcur-rido (TIp dir.trans)


2675 Disp.sobreint.t.invers.Ip direcc. fase (DISP Ip direc)


2676 Emulac.disco S/I t.inv.direcc.Ip (fase) (Ip DISCO dir.)

Sobreintens.dir AS * * * LED REL

2677 S/I dir. bloqueo escalón IEp (S/I dir.IEp blq)



Info


IEC 60870-5-103

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7037SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

2679 S/I dir. disparo escalón IE>> (S/I di.IE>> blq)


2681 Arranque escal. IE> tierra, direc-cional (ARR IE>dir. T)


2682 Temporizacion. IE> direcc. tran-scurrido (TIE>dir.trans)


2683 Disp.prot.sobreint. IE> direcc. (tier) (DISP IE> dir.)


2684 Arranque escal. IEp tierra, direc-cional (ARR IEp dir.T)


2685 Temporización. IEp direcc. tran-scurrido (TIEp dir.tran)


2686 Disp.prot.sobreint. IEp direcc. (tier) (DISP IEp dir.)


2687 Emulac.disco S/I t.inv.di-rec.IEp(tierr) (IEp DISCO dir)

Sobreintens.dir AS * * * LED REL

2691 Arranque gen. S/I t.def./t.inv. direcc. (ARRgen.S/I di)

Sobreintens.dir AS * e s m LED REL 63 50 2 si

2692 Arranque S/I.tdef./t.inv.di-recc.fase L1 (ARR L1 S/I di)






2695 Arranque sobreint.direccional tierra (ARR S/I dir T)


2696 Disparo general S/I t.def/t.inv.di-recc. (DISPg.S/I dir)


2701 >Activar función de reenganche (>RE.activar)

Reenganche auto AI e s * * LED EB REL 40 1 1 si

2702 >Desactivar función de reen-ganche (>RE. desactivar)


2703 >Reenganche int.bloqueado ex-teriormente (>BLOQUEO RE)


2711 >Arranque general para reen-ganche int. (>ARR gen. ext)

Reenganche auto AI * e s * LED EB REL

2715 >RE: disparo falta a tierra (>DISP falt.tier)

Reenganche auto AI * k * LED EB REL 40 15 2 si

2716 >RE: disparo falta de fase (>DISP falt.fase)

Reenganche auto AI * k * LED EB REL 40 16 2 si

2720 >Autorización para RE externa (>Autoriz.RE ext)

Datos generale2 AI e s * * LED EB REL 40 20 1 si

2722 >Activar coordinación de disparo (>Act.COOR-DIS)

Reenganche auto AI e s * * LED EB REL

2723 >Desactivar coordinación de disparo (>Desac.COOR-DIS)


2730 >Interruptor de potencia disponi-ble (>IP disponible)


2731 >Activación Reeng. por unidad externa (>RE EXT.ACT.)

Reenganche auto AI * k * LED EB REL

2753 RE: Retardo máx. inicio de pausa transc. (RE transc.T.ret)

Reenganche auto AS k * * LED REL


Info


IEC 60870-5-103

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704 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


2754 >RE: Inicio de tiempo de pausa retardado (>Retardo T.paus)


2781 Reenganche desactivado (RE desactivado)

Reenganche auto AS k * * LED REL 40 81 1 si

2782 Reenganche activado (RE activa-do)

Reenganche auto IntI e s * * LED REL 160 16 1 si

2784 Reenganche inactivo (RE inac-tivo)

Reenganche auto AS e s * * LED REL 160 130 1 si

2785 Reenganche,bloqueo dinám. interno (RE BLOQdinINT)

Reenganche auto AS e s k * LED REL 40 85 1 si

2788 RE: Tiempo control del IP tran-scurrido (Tctrl.IPtrans)


2801 Reenganche activado (RE activo) Reenganche auto AS * k * LED REL 40 101 2 si

2808 RE: IP abierto y ningún disparo (RE: IP blq. RE)

Reenganche auto AS e s * * LED REL

2809 RE: T. supervis. de arranque so-brepasado (RE: Fin TS.ARR)


2810 RE: T máx. de pausa sobtrepasa-do (RE: Fin TP máx.)


2823 RE: No se ha parametrizado ar-rancador (RE par.sin Arr.)


2824 RE: Número ciclos = 0 (RE Núm. RE=0)


2827 RE: Bloqueo por DISPARO (RE DISP blq. RE)


2828 RE: Bloqueo por arranque trifási-co (RE Blq.Arr.3fás)


2829 RE: Tiempo act. terminado antes del DISP (RE T.act. term.)


2830 RE: Número máx. de ciclos exce-dido (RE Núm. máx RE)


2844 RE: 1°. ciclo en proceso (RE: 1°. ciclo)

Reenganche auto AS * k * LED REL





2847 RE: Ciclo > 3°. en proceso (RE: >3°. ciclo)


2851 Orden de cierre por reenganche (Orden.cierr.RE)

Reenganche auto AS * k m LED REL 160 128 2 no

2862 Función reenganche efectuada (RE efectuado)

Reenganche auto AS k k * LED REL 40 162 1 si

2863 Disparo final de reenganche (RE DISP.fin.)

Reenganche auto AS k k * LED REL 40 163 2 si

2865 RE: Req. para controlar sin-cronismo (RE ctrl.sinc)


2878 RE: Programa falta a tierra en proceso (RE Prog.Tierra)

Reenganche auto AS * k * LED REL 40 180 2 si

2879 RE: Programa falta de fases en proceso (RE Prog. Fase)

Reenganche auto AS * k * LED REL 40 181 2 si


Info


IEC 60870-5-103

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7057SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

2883 Coordinación de disparo en proceso (COOR.DISP en pr)

Reenganche auto AS e s k * LED REL

2884 Coordinación de disparo, acti-vada (COOR-DISP.acti.)


2885 Coordinación de disparo, desacti-vada (COOR-DISP.desa.)


2889 RE: Autorización de zona en 1° ciclo (RE: Autor.1°cic)

Reenganche auto AS * * * LED REL







2896 RE: Orden de cierre trás ciclo tripolar (RE: 3pol,1°cic.)

Estadística AV

2898 RE: Orden cierre a partir 3° ciclo 1pol. (RE 3p,>=2°cic=)

Estadística AV

2899 RE: Requerimiento de cierre por control (RE Req. Cierre)


4601 >Interruptor de potencia cerrado (>IP cerrado)

Datos generale2 AI e s * * LED EB REL

4602 >Retroaviso posición: Q0 abierto (>RPOS Q0 abie)


4822 >Anulación del bloqueo de Rear-ranque (>Anu.bloqREarr.)

Prot. motores AI * * * LED EB REL

4823 >Bloqueo Rearranque de emerg. motor (>Bl.REarr emer)

Prot. motores AI e s * * LED EB REL 168 51 1 si

4824 >Bloqueo Rearranque está des-activado (>Bloq.REar des.)

Prot. motores AS e s * * LED REL 168 52 1 si

4825 >Bloqueo Rearranque bloquea-do (>BloqREar bloq.)

Prot. motores AS e s e s * LED REL 168 53 1 si

4826 >Bloqueo RE está activo (>Bloq.RE act.)


4827 >Bloqueo RE disparo (>Bloq.RE DISP)


4828 >Reset memoria térmica Rotor (>Res.Mem.term.)

Prot. motores AI e s * * LED EB REL

4829 Memoria térmica Rotor reseteada (Res.Mem.térm.Ro)

Prot. motores AS e s * * LED REL

5143 >Prot. carga deseq. bloquear (>Des.carg bloq.)

Carga desequil. AI * * * LED EB REL 70 126 1 si

5145 >Cambio de secuencia de fase (>Cambio secuenc)

Datos de planta AI e s * * LED EB REL

5147 Secuencia de fase L1 L2 L3 (Se-cuenc. L1L2L3)

Datos de planta AS e s * * LED REL 70 128 1 si

5148 Secuencia de fase L1 L3 L2 (Se-cuenc. L1L3L2)

Datos de planta AS e s * * LED REL 70 129 1 si

5151 Prot. carga deseq. desactivada (Des.carga desa.)

Carga desequil. AS e s * * LED REL 70 131 1 si

5152 Prot. carga deseq. bloqueada (Des.carga bloq.)

Carga desequil. AS e s e s * LED REL 70 132 1 si


Info


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706 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

5153 Prot. carga deseq. activada (Des.carga acti.)

Carga desequil. AS e s * * LED REL 70 133 1 si

5159 Prot. carga deseq. arranque I2>> (Arranque I2>>)

Carga desequil. AS * e s * LED REL 70 138 2 si

5165 Prot. carga deseq. arranque I2> (Arranque I2>)


5166 Prot. carga deseq. arranque I2p (Arranque I2p)


5170 Prot. carga deseq. disparo (Des.car DISPARO)

Carga desequil. AS * k m LED REL 70 149 2 si

5171 Prot. carga deseq. emulación disco (Des.carg.DISCO)

Carga desequil. AS * * * LED REL

5203 >Bloqueo protección de frecuen-cia (FRC) (>BLOQ. FRC)

Prot.frecuencia AI e s * * LED EB REL 70 176 1 si

5206 >Prot frecuencia bloquear escalón f1 (>Bloq. f1)








5211 Protección de frecuencia desacti-vada (FRC desactivada)

Prot.frecuencia AS e s * * LED REL 70 181 1 si

5212 Protección de frecuencia blo-queada (FRC bloqu.)

Prot.frecuencia AS e s e s * LED REL 70 182 1 si

5213 Protección de frecuencia acti-vada (FRC activ.)

Prot.frecuencia AS e s * * LED REL 70 183 1 si

5214 Prot.frecuencia bloqueo por sub-tensión (FRC bloq. U1<)

Prot.frecuencia AS e s e s * LED REL 70 184 1 si

5232 Prot.de frecuencia arranque escalón f1 (Arranque f1)

Prot.frecuencia AS * e s * LED REL 70 230 2 si







5236 Protecc.de frecuencia disparo escalón f1 (DISP f1)

Prot.frecuencia AS * k m LED REL 70 234 2 si







5951 >Bloquear S/I t.def monofásico (>S/I 1fás. blq.)

S/I tdef 1-fás AI * * * LED EB REL

5952 >Bloquear S/I t.def monofás. escalón I> (>S/I 1fás. I>bl)


5953 >Bloquear S/I t.def monofás. escalón I>> (>S/I 1fás I>>bl)



Info


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7077SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

5961 S/I t.def monofásico, desconecta-do (S/I 1fás desc.)

S/I tdef 1-fás AS e s * * LED REL

5962 S/I t.def monofásico, bloqueado (S/I 1fás blq.)

S/I tdef 1-fás AS e s e s * LED REL

5963 S/I t.def monofásico, activo (S/I 1fás activ)

S/I tdef 1-fás AS e s * * LED REL

5966 S/I t.def monofás. bloqueo escalón I> (S/I 1fás I>blq)


5967 S/I t.def monofás. bloqueo escalón I>> (S/I 1fás I>>blq)


5971 S/I t.def monofás. Arranque general (S/I 1fás ARRge)

S/I tdef 1-fás AS * e s * LED REL

5972 S/I t.def monofás. Disparo general (S/I 1fás DISPge)

S/I tdef 1-fás AS * k * LED REL

5974 S/I t.def monofás. Arranque escalón I> (S/I 1fás I>Arr)


5975 S/I t.def monofás. Disparo escalón I> (S/I 1fs. I>DISP)


5977 S/I t.def monofás. Arranque escalón I>> (S/I 1fs. I>>Arr)


5979 S/I t.def 1-fás. Disparo escalón I>> (S/I 1fs.I>>DISP)


5980 S/I t.def 1-fás. Intensidad de ar-ranque (S/I 1fs.I:)

S/I tdef 1-fás AV * e s

6503 >bloquear protección subtensión (>U<(<) bloqu.)

Prot.tensión AI * * * LED EB REL 74 3 1 si

6505 >Prot.subtension: con criterio de inten. (>U<(<) CI)

Prot.tensión AI e s * * LED EB REL 74 5 1 si

6506 >Bloquear protección de tension escal.U< (>U< bloq.)


6508 >Bloquear prot. de tensión escalón U<< (>U<< bloq.)


6509 >Fallo transformador de tensión, línea (>falt.TT lin.)

Ctrl.valor.med. AI e s * * LED EB REL 74 9 1 si

6510 >Fallo transformador de tensión, barra (>falt.TT barr)

Ctrl.valor.med. AI e s * * LED EB REL 74 10 1 si

6513 >Bloquear prot.sobretensión U> (>U> bloquear)

Prot.tensión AI * * * LED EB REL 74 13 1 si

6530 Prot.subtensión desactivada (U< desactivada)

Prot.tensión AS e s * * LED REL 74 30 1 si

6531 Prot.subtensión bloqueada (U< bloqueada)

Prot.tensión AS e s e s * LED REL 74 31 1 si

6532 Prot.subtensión activada (U< ac-tivada)


6533 Arranque prot. de tensión, escalón U< (U< ARR)

Prot.tensión AS * e s * LED REL 74 33 2 si

6534 Arranque prot.tens.criterio int., U< (U< ARR CI)


6537 Arranque prot.de tension, escalón U<< (U<< ARR)


6538 Arranque prot.tens.criterio int. U<< (U<< ARR CI)



Info


IEC 60870-5-103

Avis

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n

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Asi

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IG

708 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

6539 Disparo prot.tensión, escalón U< (U< DISP)

Prot.tensión AS * k m LED REL 74 39 2 si

6540 Disparo prot.tensión, escalón U<< (U<< DISP)

Prot.tensión AS * k * LED REL 74 40 2 si

6565 Prot.sobretensión desactivada U> (U> desactivada)


6566 Prot.sobretensión bloqueada (U> bloqueada)

Prot.tensión AS e s e s * LED REL 74 66 1 si

6567 Prot.sobretensión activada (U> activada)


6568 Arranque prot.de tensión, Esc U> (U> ARR)


6570 Disparo prot. de tensión, escalón U> (U> DISP)

Prot.tensión AS * k m LED REL 74 70 2 si

6571 Arranque prot. de tensión, escalón U>> (U>> ARR)

Prot.tensión AS * e s * LED REL

6573 Disparo prot. de tensión, escalón U>> (U>> DISP)

Prot.tensión AS * k * LED REL

6801 >Bloquear supervisión de ar-ranque SAR (>Sup.Arr. BLOQ.)


6805 >Rotor frenado en paro (>Freno paro)


6811 Supervisión de arranque desac-tivada (Sup Arr. desac.)


6812 Supervisión de arranque blo-queada (Sup Arr. bloq.)

Prot. motores AS e s e s * LED REL 169 52 1 si

6813 Supervisión de arranque activo (Sup Arr. activ.)


6821 Supervisión de arranque disparo (Sup Arr. DISP.)

Prot. motores AS * k m LED REL 169 54 2 si

6822 Rotor bloqueado tras tiempo de frenado (Rotor bloqueado)

Prot. motores AS * k * LED REL 169 55 2 si

6823 Arranque supervisión arranque de motor (Arr.Sup Arr)


6851 >Bloqueo supervisión circuito de disparo (>SCD BLOQUEADA)

Supe.circ.disp. AI * * * LED EB REL

6852 >Relé aux. supervisión circuito disparo (>SCD rel.aux.)

Supe.circ.disp. AI e s * * LED EB REL 170 51 1 si

6853 >Relé aux.interrup.pot.super-visión circ. (>SCD aux. IP)

Supe.circ.disp. AI e s * * LED EB REL 170 52 1 si

6861 Superv. circuito de disparo des-activada. (SCD desactivada)

Supe.circ.disp. AS e s * * LED REL 170 53 1 si

6862 Supervisión circuito de diparo, bloque. (SCD bloqueado)

Supe.circ.disp. AS e s e s * LED REL 153 16 1 si

6863 Supervisión circuito de diparo, activo (SCD activo)


6864 Superv.circu. disp.inactivo,EB sin ord. (SCD sin EB)


6865 Superv. de circuito de disparo: Fallo (SCD fallo)


6903 >Bloquear prot.falta tierr.inter-mitente (>F/TI bloqu.)

F/T interm. AI * * * LED EB REL 152 1 1 si


Info


IEC 60870-5-103

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IG

7097SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

6921 Prot.falta tierra interm. desconectada (F/TI desconct.)

F/T interm. AS e s * * LED REL 152 10 1 si

6922 Prot.falta tierra interm. bloqueada (F/TI bloqueada)

F/T interm. AS e s e s * LED REL 152 11 1 si

6923 Prot.falta tierra interm. activada (F/TI activada)

F/T interm. AS e s * * LED REL 152 12 1 si

6924 Prot.f/t interm:arranque inestabili-zado (F/TI ARR)

F/T interm. AS * * * LED REL

6925 Prot.f/t interm.:arranque estabili-zado (F/TI ARRestab)

F/T interm. AS * * * LED REL

6926 Prot.f/t interm:arr.inestab.para protoc (F/TI ARRproto)

F/T interm. AS * k * 152 13 2 no

6927 Prot.f/t interm.:falta interm. a tierra (F/TI intermit)

F/T interm. AS * e s * LED REL 152 14 2 si

6928 Prot.f/t interm.:transcurso tiempo suma (F/TI Tsu.tran)

F/T interm. AS * k * LED REL 152 15 2 no

6929 Prot.f/t interm.:tiemp.reset en proceso (F/TI Tres e.p)

F/T interm. AS * e s * LED REL 152 16 2 si

6930 Prot.f/t interm.: comando de disparo (F/TI DISP)

F/T interm. AS * k * LED REL 152 17 2 no

6931 Prot.f/t int.:mayor corr.IE perturb (Iie/In=)

F/T interm. AV E S * 152 18 4 no

6932 Prot.f/t int.:no. arranque perturb (Iie No.=)

F/T interm. AV E S * 152 19 4 no

7551 Arranque Inrush escalón I> (Arr Inrush I>)


7552 Arranque Inrush escalón IE> (Arr Inrush IE>)


7553 Arranque Inrush escalón Ip (Arr Inrush Ip)


7554 Arranque Inrush escalón IEp (Arr Inrush IEp)


7556 Estabilización Inrush desactivada (Inrush desactiv)


7557 Estabilización Inrush, bloqueada (Inrush blq.)


7558 Estabilización Inrush tierra, detec. (Inrush det.tier)


7559 Arranque Inrush escalón I> dir. (Arr.Rush I>dir.)


7560 Arranque Inrush escalón IE> dir. (Arr.Rush IE>dir)


7561 Arranque Inrush escalón Ip dir. (Arr.Rush Ipdir.)


7562 Arranque Inrush escalón IEp dir. (Arr.Rush IEp di)


7563 >Bloquear estabilización Inrush (>Inrush blq.)


7564 Arranque Inrush S/I tierra (Arr. Inrush tie)


7565 Arranque Inrush S/I fase L1 (Arr. Inrush L1)



Info


IEC 60870-5-103

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IG

710 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1






14101 Fallo RTD (Rotura alambre/Cor-tocircuito) (Fallo RTD)


14111 Fallo RTD 1 (Rotura alam-bre/Cortocirc.) (Fallo RTD 1)


14112 RTD 1 arranque escalón de tem-peratura 1 (RTD 1 Arr esc.1)













































Info


IEC 60870-5-103

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IG

7117SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo









14201 Fallo RTD10 (Rotura alam-bre/Cortocirc.) (Fallo RTD10)


14202 RTD10 arranque escalón de tem-peratura 1 (RTD10 Arr esc.1)


14203 RTD10 arranque escalón de tem-peratura 2 (RTD10 Arr esc.2)




14212 RTD11 arranque escalón de tem-peratura 1 (RTD11 Arr esc1)










16001 Suma potencia de intens. fase L1 a Ir^x (ΣI^xL1=)

Estadística AV


Estadística AV


Estadística AV

16005 Valor lím. suma pot. de intens so-brepas. (Val. lím. ΣI^x>)

Val.lim.estad. AS e s * * LED REL

16006 Tiempo de vida residual fase L1 (VR-L1=)

Estadística AV


Estadística AV


Estadística AV

16010 Val. lím. vida residual del IP dismin. (Val.ím.VRdurac<)


16011 No. de las desconexiones mecán. puras L1 (Descon. m L1 =)

Estadística AV


Estadística AV


Estadística AV


Info


IEC 60870-5-103

Avis

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N/O

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Tipo

Núm

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form

ació

n

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Asi

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o a

IG

712 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


16014 Suma de integral intens.al cuadr. fas.L1 (ΣI^2tL1=)

Estadística AV


Estadística AV


Estadística AV

16018 Val.lím. integr.intens.al cuadr.so-brepas (Val.lím. ΣI^2t>)


16019 >Criterio de arranque Manten-imiento IP (>MIP arranque)


16020 MIP bloqueado T IP DISP-prop.>=T IP DISP (MIPblqT err.par)


16027 MIP bloqueado Ir-IP >= Isc-IP (MIPblq Ierr.par)


16028 MIP bloqueado No.ACC. Isc >= No.ACC. Ir (MIPblq NoACCpar)


16029 Detecc. F/T Bloqueo Error parámetro (IEEp BLQ ErrPar)

F/T sensitivo AS e s * * LED REL

30053 Perturbogrfía en proceso (Per-turb.en proc)

Perturbografía AS * * * LED REL

31000 Q0 contador de accionamiento= (Q0 CntOp=)

Unidades conmut AV *










Info


IEC 60870-5-103

Avis

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N/O

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n EN

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Tipo

Núm

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de in

form

ació

n

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a U

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IG

7137SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

A.10 Avisos colectivos

No. Significado No. Significado140 AvisCent.Pert 144

145146147177178183184185186187188189

Fallo 5VFallo 0VFallo -5VFallo fuent.aliFallo bateríaFallo módul.E/SFallo módulo 1Fallo módulo 2Fallo módulo 3Fallo módulo 4Fallo módulo 5Fallo módulo 6Fallo módulo 7

160 Alarm.central 162163167175176191193264267

Fallo ΣIFallo Isim.Fallo U simFall.sec.fa.IFall.sec.fa.UError OffsetErr.datos calibFallo RTD-Box 1Fallo RTD-Box 2

161 Contrl.Val.I 162163

Fallo ΣIFallo Isim.

171 Fall.sec.fas 175176

Fall.sec.fa.IFall.sec.fa.U

714 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A.11 Vista general de los valores de medida


No. Significado Función IEC 60870-5-103 Posibilidad de configu-ración

Tipo

Núm

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form

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CFC

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rol

Cua

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- Valor límite superior para IL1dmd (IL1dmd>) LÍm.valor. med - - - - - CFC ASB GB

- Valor límite superior para IL2 dmd (IL2dmd>) LÍm.valor. med - - - - - CFC ASB GB

- Valor límite superior para IL3 dmd (IL3dmd>) LÍm.valor. med - - - - - CFC ASB GB

- Valor límite superior para I1 dmd (I1dmd>) LÍm.valor. med - - - - - CFC ASB GB

- Valor límite superior para Pdmd (|Pdmd|>) LÍm.valor. med - - - - - CFC ASB GB

- Valor límite superior para Qdmd (|Qdmd|>) LÍm.valor. med - - - - - CFC ASB GB

- Valor límite superior para Sdmd (Sdmd>) LÍm.valor. med - - - - - CFC ASB GB

- Valor límite inferior para presión (Pres.<) LÍm.valor. med - - - - - CFC ASB GB

- Valor límite superior para temperatura (Temp>)

LÍm.valor. med - - - - - CFC ASB GB

- Valor límite infer.de intensidad de fase (IL<) LÍm.valor. med - - - - - CFC ASB GB

- Valor límite inferior para cos(PHI) (|cosϕ|<) LÍm.valor. med - - - - - CFC ASB GB

- Número de desconexiones del IP (No.desc.IP)

Estadística - - - - - CFC ASB GB

- Valor límite super.del contador horas IP (Ho-ras>)

Val.lim.estad. - - - - - CFC ASB GB

170.2050 U1 = (U1 =) SINC Grupo 1 130 1 no 9 1 CFC ASB GB




170.2051 f1 = (f1 =) SINC Grupo 1 130 1 no 9 4 CFC ASB GB












170.2054 dU = (dU =) SINC Grupo 1 130 1 no 9 2 CFC ASB GB




170.2055 df = (df =) SINC Grupo 1 130 1 no 9 5 CFC ASB GB




170.2056 dalpha = (dα =) SINC Grupo 1 130 1 no 9 6 CFC ASB GB



7157SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo


601 Valor de medida IL1 (IL1 =) Valores medida 134 137 no 9 1 CFC ASB GB

602 Valor de medida IL2 (IL2 =) Valores medida 160 145 si 3 1 CFC ASB GB

134 137 no 9 2

603 Valor de medida IL3 (IL3 =) Valores medida 134 137 no 9 3 CFC ASB GB

604 Intensidad a tierra IE = (IE =) Valores medida 134 137 no 9 4 CFC ASB GB

605 Intensidad de secuencia positiva I1 = (I1 =) Valores medida - - - - - CFC ASB GB

606 Intensidad de secuencia negativa I2 = (I2 =) Valores medida - - - - - CFC ASB GB

621 Valor med. UL1E (UL1E=) Valores medida 134 137 no 9 5 CFC ASB GB



624 Valor med. UL12 (UL12=) Valores medida 160 145 si 3 2 CFC ASB GB

134 137 no 9 8

625 Valor med. UL23 (UL23=) Valores medida 134 137 no 9 9 CFC ASB GB

626 Valor med. UL31 (UL31=) Valores medida 134 137 no 9 10 CFC ASB GB

627 Tensión UE = (Uen =) Valores medida 134 118 no 9 1 CFC ASB GB

629 Tensión secuencia positiva U1 = (U1 =) Valores medida - - - - - CFC ASB GB

630 Tensión secuencia negativa U2 = (U2 =) Valores medida - - - - - CFC ASB GB

632 Valor med. Usin (tensión de barras) (Usin=) Valores medida - - - - - CFC ASB GB

641 Valor med. P (potencia activa) (P =) Valores medida 134 137 no 9 11 CFC ASB GB

642 Valor med. Q (potencia reactiva) (Q =) Valores medida 134 137 no 9 12 CFC ASB GB

644 Valor med. f (frecuencia) (f =) Valores medida 134 137 no 9 13 CFC ASB GB

645 Valor med. S (potencia aparente) (S =) Valores medida - - - - - CFC ASB GB

661 Límite de reenganche (Θ ROTOR =) Valores medida - - - - - CFC ASB GB

701 Componente activa int. a tierra IEEa = (IEEa=)

Valores medida 134 137 no 9 15 CFC ASB GB

702 Componente reactiva int. a tierra IEEr (IEEr=)

Valores medida 134 137 no 9 16 CFC ASB GB

805 Temperatura del rotor = (ΘL/ΘLdisp=) Valores medida - - - - - CFC ASB GB

807 Valor de sobrecarga = (Θ/Θdisp =) Valores medida - - - - - CFC ASB GB

809 Tiempo bloqueo hasta autorización= (Tautor-iz.=)

Valores medida - - - - - CFC ASB GB

830 Int. a tierra (alta sensibilidad) IEE = (IEE=) Valores medida 134 118 no 9 3 CFC ASB GB

831 Intensidad sistema homopolar 3I0 (3I0=) Valores medida - - - - - CFC ASB GB

832 Tensión sistema homopolar U0 (U0 =) Valores medida 134 118 no 9 2 CFC ASB GB

833 Valor medio I1 con T. parametrizable= (I1dmd=)

Valor.medios - - - - - CFC ASB GB

834 Valor medio P = (Pdmd=) Valor.medios - - - - - CFC ASB GB

835 Valor medio Q = (Qdmd=) Valor.medios - - - - - CFC ASB GB

836 Valor medio S = (Sdmd=) Valor.medios - - - - - CFC ASB GB

837 Mín. del valor medio de L1 = (ILdmín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

838 Máx. del valor medio de L1 = (IL1dmáx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

839 Mín. del valor medio de L2 = (IL2dmín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB


841 Mín. del valor medio de L3 = (IL3dmín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB


843 Mín. del valor medio de I1 = (I1dmín =) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

844 Máx. del valor medio de I1 = (I1dmáx =) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB


Tipo

Núm

ero

de in

form

ació

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Com

patib

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d

Dat

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Posi

ción

CFC

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rol

Cua

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co

716 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1


845 Mín. del valor medio de P= (Pdmín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

846 Máx. del valor medio de P = (Pdmáx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

847 Mín. del valor medio de Q= (Qdmín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

848 Máx. del valor medio de Q= (Qdmáx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

849 Mín. del valor medio de S= (Sdmín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

850 Máx. del valor medio de S= (Sdmáx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

851 Mín. de la intensidad de fase L1 = (IL1mín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

852 Máx. de la intensidad de fase L1 = (IL1máx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB


854 Mín. de la intensidad de fase L2 = (IL2máx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB


856 Máx. de la intensidad de fase L3 = (IL3máx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

857 Mín. de la int. secuencia positiva I1 = (I1mín =)

Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

858 Máx. de la int secuencia positiva I1 = (I1máx =)


859 Mínimo de la tensión L1-E = (UL1Emín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

860 Máximo de la tensión L1-E = (UL1Emáx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB





865 Mínimo de la tensión L1-L2 = (UL12mín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

867 Máximo de la tensión L1-L2 = (UL12máx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB





872 Mínimo de la tensión UE = (Uen mán=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

873 Máximo de la tensión UE = (Uen máx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

874 Mínimo de la tensión U1 = (U1mín =) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

875 Máximo de la tensión U1 = (U1máx =) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

876 Mínimo de la potencia activa Q = (Pmín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

877 Máximo de la potencia activa Q = (Pmáx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

878 Mínimo de la potencia reactiva Q = (Qmín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

879 Máximo de la potencia reactiva Q = (Qmáx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

880 Mínimo de la potencia aparente S = (Smín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

881 Máximo de la potencia aparente S = (Smáx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

882 Mínimo de frecuencia f = (fmín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

883 Máximo de frecuencia f = (fmáx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC ASB GB

884 Máximo del factor de potencia cos(PHI) = (cosϕmáx=)


885 Mínimo del factor de potencia cos(PHI) = (cosϕmín=)


888 Contador impulsos Energía activa Ea= (Ea Imp=)

Contador energ 133 55 no 205 - CFC ASB GB

889 Contador impulsos Energía reactiva Er= (Er Imp=)

Contador energ 133 56 no 205 - CFC ASB GB

901 Factor de potencia cos (PHI) (COS PHI=) Valores medida 134 137 no 9 14 CFC ASB GB


Tipo

Núm

ero

de in

form

ació

n

Com

patib

ilida

d

Dat

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Posi

ción

CFC

Cua

dro

cont

rol

Cua

dro

bási

co

7177SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

A Anexo

924 Energía activa aportada= (Ea aport=) Contador energ 133 51 no 205 - CFC ASB GB

925 Energía reactiva aportada = (Er aport=) Contador energ 133 52 no 205 - CFC ASB GB

928 Energía activa consumida= (Ea consu=) Contador energ 133 53 no 205 - CFC ASB GB

929 Energía reactiva consumida= (Er consu=) Contador energ 133 54 no 205 - CFC ASB GB

963 Valor medio con T. parametrizable IL1= (IL1 dmd=)






991 Presión (detección por convertidor) = (Pres.=)


992 Temp. (detección por convertidor) = (Temp=) Valores medida - - - - - CFC ASB GB

996 Valor salida del convertidor 1 = (Co1=) Valores medida - - - - - CFC ASB GB

997 Valor salida del convertidor 2 = (Co2=) Valores medida - - - - - CFC ASB GB

1058 Valor Máximo de medida Sobrecarga (Θ/ΘMaxSob=)


1059 Valor Mínimo de medida Sobrecarga (Θ/ΘMinSob=)


1068 Temperatura en RTD 1 (Θ RTD 1 =) Valores medida 134 146 no 9 1 CFC ASB GB









1077 Temperatura en RTD10 (Θ RTD10 =) Valores medida 134 146 no 9 10 CFC ASB GB



16004 Valor lím.superior de sumas pot. intens. (ΣI^x>)


16009 Val. lím. inferior vida residual del IP (VR-du-ración<)


16017 Val.lím. super.intergral intens.al cuadr (ΣI^2t>)


30701 Valor med. PL1 (potencia activa en L1) (PL1 =)






30704 Valor med. QL1 (potencia reactiva en L1) (QL1 =)






30707 Factor de potencia cos(PHI) en L1 (cosϕL1 =)



Tipo

Núm

ero

de in

form

ació

n

Com

patib

ilida

d

Dat

a U

nit

Posi

ción

CFC

Cua

dro

cont

rol

Cua

dro

bási

co

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Tipo

Núm

ero

de in

form

ació

n

Com

patib

ilida

d

Dat

a U

nit

Posi

ción

CFC

Cua

dro

cont

rol

Cua

dro

bási

co

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A Anexo

720 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Indicación de bibliografía

/1/ Descripción del sistema SIPROTEC 4; E50417-H1178-C151-A1

/2/ SIPROTEC DIGSI, Start UP; E50417-G1178-C152-A2 (sólo disponible en inglés)

/3/ DIGSI CFC, Manual; E50417-H1176-C098-A5 (sólo disponible en inglés)

/4/ SIPROTEC SIGRA 4, Manual; E50417-H1178-C070-A4

/5/ Descripción adicional para la protección de motores contra el peligro de ex-plosión clase de seguridad elevada “e”, C53000-B1174-C157 (Documento bi-lingual en alemanán e inglés).

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Indicación de bibliografía

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Glosario

AD → Aviso doble

AD_P → Aviso doble, posición intermedia 00

Agenda telefónica En este tipo de objeto se memorizan las direcciones de los participantes para la co-nexión por módem.

Aislado de tierra Sin unión galvánica con la → Tierra.

Archivo RIO Relay data Interchange format by Omicron.

AS Aviso de salida

AS → Aviso individual

AS transit → Aviso individual pasajero → Aviso pasajero → Aviso individual (transitorio)

AS_transitorio Aviso de salida transitorio → Aviso transitorio (pasajero)

Aviso de gradación del transformador

El aviso de gradación del transformador es una función de procesamiento en DI con cuya ayuda es posible registrar las gradaciones del reglaje del transformador y pro-cesarlas.

Aviso de modelo de bits

El aviso de modelo de bits es una función de procesamiento con cuya ayuda pueden registrarse paralelamente, y de forma interrelacionada, informaciones de proceso di-gitales que existan en varias entradas y procesar dichas informaciones. Para el aviso de modelo de bits pueden seleccionase 1, 2, 3 ó 4 bytes.

Aviso doble Los avisos dobles son informaciones de procesos que representan 4 estados de proceso en 2 entradas: 2 estados definidos (p. ej., ON/OFF) y 2 sin definir (p. ej., po-siciones intermedias).

Aviso individual Los avisos individuales son informaciones de proceso que representan 2 estados de proceso (p. ej., ON/OFF) en una entrada.

Aviso pasajero Los avisos pasajeros son → Avisos individuales breves para los que sólo se registra y procesa el momento de llegada de la señal de proceso.

B_xx Mando sin retroaviso

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Glosario

Batería tampón La batería tampón garantiza que las áreas de datos, marcas, horas y contadores fijados se conservan permanentemente.

Bloqueo de intermi-tencias

Una entrada que produzca rápidamente intermitencias (p. ej., debido a un fallo de contacto en un relé) se apaga tras un tiempo de vigilancia parametrizado y así no puede seguir generando modificaciones en la señal. Esta función impide que el sistema se sobrecargue si existe un fallo.

BR_xx Mando con retroaviso

Bus de proceso Los equipos con interface para bus de proceso son aptos para entablar una comuni-cación directa a los módulos SICAM HV. El interface para el bus de proceso está equi-pado con un módulo Ethernet.

Carpeta Este tipo de objeto sirve para la estructuración jerárquica de un proyecto.

CEM → Compatibilidad electromagnética

CFC Continuous Function Chart. CFC es un editor gráfico con el que se puede configurar un programa a partir de módulos preelaborados.

Compatibilidad electromagnética

Se entiende por compatibilidad electromagnética (CEM) la capacidad de un compo-nente eléctrico de funcionar perfectamente en un entorno fijado sin que afecte inde-bidamente a éste.

COMTRADE Common Format for Transient Data Exchange, Format für Störschriebe, formato para perturbografías.

Comunicación Interequipos

→ Red de equipos CIE

Conexión por módem

Este tipo de objeto contiene informaciones para los dos participantes de una conexión por módem: módem local y módem remoto.

Contenedor Si un objeto puede contener otros objetos, este se denomina Contenedor. El objeto Carpeta, por ejemplo, es un contenedor.

Contenedor de equipos

En la vista de componentes todos los equipos SIPROTEC 4 están subordinados a un objeto del tipo Contenedor de equipos. Este objeto también es un objeto especial del administrador DIGSI 4. Pero dado que en el administrador DIGSI 4 no existe una vista de componentes, este objeto sólo se ve cuando se dispone de STEP 7.

Cuadro control La imagen visible en los equipos con display (gráfico) grande, después de activarse la tecla de control, se denomina cuadro control. Este contiene los elementos de mando en una salida de posición a controlar con representación de sus estados de conmutación. El cuadro control sirve para efectuar operaciones de mando. La deter-minación de esta imagen es parte de la configuración.

724 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Glosario

DCF77 En Alemania la hora oficial, y altamente precisa, la establece el organismo denomina-do Physikalisch-Technischen-Bundesanstalt (PTB) sito en la ciudad de Brauns-chweig. El reloj atómico de PTB envía la hora a través del emisor de señales horarias de onda larga situado en Mainflingen cerca de Francfort del Meno. Las señales hora-rias emitidas pueden recibirse en un entorno de 1.500 km aproximadamente a partir de Francfort.

Descripción de campo HV

El archivo de descripción de campo HV contiene informaciones acerca de las zonas que existen dentro de un proyecto ModPara. Las propias informaciones de zona se encuentran registradas por zonas en un archivo de descripción de campo HV. Dentro del archivo de descripción de proyecto-HV se asigna para cada zona un archivo de descripción de campo HV mediante una vinculación al nombre de fichero.

Descripción del proyecto HV

Al finalizarse la configuración y parametrización de las CPU y submódulos con Mo-dPara, se exportan todos los datos. Aquí, los datos se reparten a diferentes archivos. Un archivo contiene datos de la estructura fundamental del proyecto. Aquí se cuenta también, por ejemplo, la información sobre las zonas que existen dentro del proyecto. Este archivo se denomina archivo de descripción del proyecto HV.

Dirección de parti-cipante

La dirección de participante está compuesta del nombre del participante, del código internacional, del prefijo nacional y del número telefónico específico del participante.

Dirección IEC Dentro de un bus IEC se debe asignar a cada equipo SIPROTEC 4 una dirección IEC inequívoca. En total se disponen de 254 direcciones IEC por cada bus IEC.

Dirección Link La dirección Link indica la dirección de un equipo V3/V2.

Dirección PROFIBUS

Dentro de una red PROFIBUS FMS se debe asignar a cada equipo SIPROTEC 4 una dirección PROFIBUS FMS inequívoca. En total se disponen de 254 direcciones PRO-FIBUS FMS para cada red PROFIBUS FMS.

Dirección VD El administrador DIGSI 4 determina automáticamente la dirección VD. Esta dirección existe dentro del proyecto sólo una vez y sirve para la identificación inequívoca de un equipo SIPROTEC 4 real existente. La dirección VD, definida por el administrador DIGSI 4 debe ser transferida al equipo SIPROTEC 4, para poder establecer una co-municación con el procesamiento de equipos de DIGSI 4.

Drag & Drop Función de copiado, desplazamiento y unión utilizada en interfaces gráficas. Los objetos se marcan, sujetan y mueven de un área de datos a otra con el ratón.

Elementos de CFC Los elementos son partes del programa de usuario delimitadas por su función, estruc-tura o finalidad de aplicación.

En línea (Online) En el modo de operación online existe una conexión física con un equipo SIPROTEC 4 que puede ser directa, por módem o a través de PROFIBUS FMS.

Equipo SIPROTEC 4

Este tipo de objeto representa un equipo real SIPROTEC 4 con todos los valores de ajuste y datos de proceso contenidos ahí.

7257SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Glosario

Equipos combinados

Los equipos combinados son los equipos de campo con funciones de protección y con un cuadro de control de posición.

Equipos de campo Término general para todos los equipos correspondientes a una zona de subestación: Equipos de protección, equipos combinados, equipos de control de campo.

Equipos de control de campo

de campo Los equipos de control de campo son equipos con funciones de mando y supervisión, sin funciones de protección.

Equipos de protección

Todos los equipos con funciones de protección y sin cuadro de control.

Estructura árbol La parte izquierda de la ventana de proyecto presenta los nombres y símbolos de todos los contenedores de un proyecto en una estructura árbol dotada de una jerar-quía. Esta parte se denomina estructura árbol.

ExB Orden externa sin retroaviso, a través de una conexión Ethernet y específica del equipo.

ExB Orden externa sin retroaviso, a través de una conexión Ethernet y específica del equipo.

ExBMxx Aviso de modelo de bits, a través de una conexión Ethernet y específico del equipo → Aviso de modelo de bits.

ExDM Aviso externo doble, a través de una conexión Ethernet y específico del equipo → Aviso doble

ExDM_S Aviso doble externo, a través de una conexión Ethernet, posición intermedia 00 y es-pecífico del equipo → Aviso doble

ExEM Aviso individual externo, a través de una conexión Ethernet y específico del equipo → Aviso individual.

ExEM_W Aviso individual externo, a través de una conexión Ethernet Aviso pasajero y especí-fico del equipo → Aviso pasajero → Aviso individual

ExZW Valor de contaje externo , a través de una conexión Ethernet y específico del equipo.

GPS Global Positioning System. Los satélites provistos de relojes atómicos se mueven, por distintas órbitas situadas a unos 20.000 km de altura, dos veces al día al rededor de la tierra. Estos satélites emiten señales que incluyen el tiempo universal GPS, entre otras. El receptor de GPS determina su propia posición a partir de las señales recibi-das. De esta posición puede deducir la duración de la señal de un satélite y con ello corregir el tiempo universal GPS enviado.

ID Aviso doble interno → Aviso doble.

726 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Glosario

ID_S Aviso doble interno → Aviso doble.

IE Aviso individual interno → Aviso individual.

IEC International Electrotechnical Commission, comisión internacional de normalización.

IEC61850 Standard de comunicacion global para la comunicación en las plantas eléctricas. Ob-jetivo de este standard es la interoperabilidad entre los equipos de diferentes fabrica-dos dentro del bus de la subestación. Para la transmisión de datos se utiliza una sistema de red Ethernet.

Interface de servicio

Interface serie en la parte trasera de un equipo para el acoplamiento de DIGSI 4 (p.ej. por Módem).

Interface de sistema

Interface serie en la parte trasera de los equipos para el acoplamiento a un sistema de control de subestación mediante IEC o PROFIBUS FMS.

Interface RSxxx Interfaces serie RS232, RS422/485

Interrogación general (IG)

Cuando el equipo arranca se pregunta el estado de todas las entradas de proceso, el estado de este último y de la representación del estado de fallo. Con estas informa-ciones se actualiza la imagen de proceso del sistema. Asimismo, es posible preguntar el estado del proceso con una IG si se han perdido datos.

IPVC Valor de contaje de impulsos.

IRIG-B Código de señales horarias de Inter-Range Instrumentation Group.

ISO 9001 La serie de normas ISO 9000 (siguientes) fija las medidas que es preciso adoptar para asegurar la calidad de un producto desde su concepción hasta su fabricación.

Juego de paráme-tros

El juego de parámetros es un conjunto de todos los parámetros que son ajustables para un equipo SIPROTEC 4.

Master Los Master (maestros) pueden enviar datos a otros participantes y pedírselos a éstos. DIGSI® 4 funciona como maestro. DIGSI® 4 funciona como maestro.

Matriz de red de equipos

equipos Dentro de una red de comunicación interequipos, en forma breve red de equipos CIE, pueden conectarse entre sí hasta 16 equipos SIPROTEC 4 acondicio-nados para esto. Que equipos intercambian que informaciones se determina con ayuda de la matriz de red de equipos.

MB_xx → Aviso de modelo de bits (ristra de bits Of x bit). x designa la longitud en bits (8, 16, 24 ó 32 bits)..

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Glosario

Mensaje Goose Los mensajes GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) son paquetes de datos que son transmitidos por el sistema de comunicación Ethernet de acuerdo a los eventos ocurridos. Estos sirven para intercambiar informaciones directas entre los equipos. Mediante este mecanismo se realiza la comunicación transversal entre los equipos de campo.

Módems En este tipo de objeto se guardan los perfiles de módem para una conexión por módem.

MWB Valor de medida definido por el usuario

MWZW Valor de contaje formado a partir de un valor de medida.

Nivel jerárquico En una estructura compuesta por objetos principales y subordinados, un nivel jerár-quico es un nivel de objetos de igual jerarquía.

Número MLFB La abreviación MLFB significa Denominación de producto legible a máquina. Esta de-nominación corresponde al número de pedido. En el número de pedido están codifi-cados el tipo y la versión del equipo SIPROTEC 4.

Objeto Cada elemento de una estructura de proyecto se denomina, en DIGSI 4, objeto.

Orden doble Las órdenes dobles son salidas de procesos que representan 4 estados de proceso en 2 salidas: 2 estados definidos (p. ej., ON/OFF) y 2 sin definir (p. ej., posiciones in-termedias).

Orden individual Las órdenes individuales son salidas de proceso que representan dos estados de proceso (p. ej. ON/OFF) en una salida.

Parametrización Parametrización es un concepto general para todas las operaciones de configuración en el equipo. La parametrización se realiza con DIGSI 4 o, en forma parcial, directa-mente en el equipo.

Participantes Dentro de una red de comunicación interequipos pueden conectarse entre sí hasta 16 equipos SIPROTEC 4 acondicionados para esto. Los diferentes equipos integrados se denominan como participantes.

Perfil de módem Un perfil de módem está compuesto del nombre de perfil, de un controlador de módem y opcionalmente de algunas órdenes de inicialización como también de una dirección de participante. Se puede establecer para un módem físico diversos perfiles de módem. Para esto, vincule diferentes órdenes de inicialización o direcciones de participantes con un controlador de módem y sus propiedades y guarde éstos bajo di-ferentes nombres.

Poner a tierra Poner a tierra significa unir una pieza conductora de la corriente a → Tierra a través de un dispositivo de puesta a tierra.

PROFIBUS PROcess FIeld BUS, norma alemana de bus de proceso y de campo que está deter-minada en la norma EN 50170, volumen 2, PROFIBUS FMS. La norma determina las

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Glosario

propiedades funcionales, eléctricas y mecánicas para un bus serie de zonas de sub-estación.

Propiedades del objeto

Cada objeto dispone de propiedades. Estas pueden ser, por un lado, propiedades ge-nerales, comunes para varios objetos. Por otro lado, un objeto puede disponer también de propiedades específicas.

Protección EGB La protección EGB es el conjunto de elementos y medidas que han de adoptarse para proteger componentes expuestos a influencias electrostáticas.

Proyecto Por su contenido un proyecto es la imagen de su sistema de suministración de ener-gía. En la representación gráfica un proyecto se caracteriza como un número de objetos organizados en una estructura jerárquica. Físicamente un proyecto está com-puesto de una serie de directorios y ficheros los cuales contienen los datos del pro-yecto.

Puesta a tierra La puesta a tierra es el conjunto de elementos y medidas empleados para poner a tierra.

Ramal de comunicación

Un ramal de comunicación es la configuración de 1 a n participantes que se comuni-can por medio de un bus común.

Ramal de comunicación FMS

En un ramal de comunicación FMS (FMS = Fieldbus Message Specification) los inter-locutores se comunican, en base al protocolo PROFIBUS FMS, a través de una red PROFIBUS FMS.

Ramal de comunicación IEC

En un ramal de comunicación IEC todos los participantes se comunican, en base al protocolo IEC 870-5-2, a través de un bus IEC.

Red de equipos CIE La comunicación Interequipos, CIE, sirve para el intercambio directo de informaciones de proceso entre los equipos SIPROTEC 4. Para configurar una comunicación Inte-requipos se necesita un objeto del tipo Red de equipos CIE. En este objeto se deter-minan los participantes en red como también los parámetros de comunicación nece-sarios. El modo y el volumen del intercambio de informaciones entre los participantes también está guardado en este objeto.

Referencia de comunicación RC

La referencia de comunicación describe el modo y la versión de un participante en la comunicación por PROFIBUS FMS.

Reorganizar Debido a las operaciones frecuentes de insertar y borrar objetos, resultan espacios de memoria que no pueden ser utilizados. Mediante la reorganización de proyectos, se restablecen estos espacios de memoria libres. Efectuando una reorganización, sin embargo, se modifican también las direcciones VD. Por esta razón, se deberá inicia-lizar nuevamente todos los equipos SIPROTEC 4.

Sellado de tiempo El sellado de tiempo es la asignación del tiempo real a un evento del proceso.

SICAM SAS Sistema de control de estaciones, de estructura modular, basado en el controlador de subestación → SICAM SC y el sistema de operación y observación SICAM WinCC.

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Glosario

SICAM SC Substation Controller. Controlador de subestación. Sistema de control de subestacio-nes, de estructura modular, basado en el sistema de automatización SIMATIC M7.

SICAM WinCC El sistema de operación y observación SICAM WinCC representa gráficamente el estado de su red, muestra alarmas y mensajes, archiva datos de red, permite interve-nir manualmente en el proceso y gestiona las autorizaciones para acceder al sistema de los distintos empleados.

Sin línea (Offline) En el modo de operación Offline no es necesario establecer una conexión con el equipo SIPROTEC 4. Se trabaja exclusivamente con datos que están guardados en archivos.

SIPROTEC El nombre de marca registrada SIPROTEC 4 se utiliza para los equipos realizados a base del sistema V4.

Slave Un Slave (esclavo) sólo puede intercambiar datos con un maestro cuando este último se lo pida. Los equipos SIPROTEC 4 funcionan como esclavos.

String de inicialización

Un string de inicialización está compuesto de una serie de órdenes específicas del módem. Estas se transmiten al módem durante la inicialización del módem. Las órdenes pueden obligar a efectuar, por ejemplo, determinadas configuraciones para el módem.

Tierra Tierra conductora de la corriente cuyo potencial eléctrico puede ponerse a cero en todos los puntos. En la zona de los seccionadores a tierra, el potencial del terreno puede tener un valor distinto de cero. En este caso se habla normalmente de "tierra de referencia".

TM → Aviso de posicion de tomas del transformador

Transit. Aviso interno pasajero → Aviso pasajero → Aviso individual (transitorio)

Valor de contaje Los valores de contaje son una función de procesamiento con cuya ayuda se deter-mina el número total de eventos discretos de la misma clase (impulsos de contaje), en la mayoría de los casos, como integral a lo largo de un período de tiempo. En el sector eléctrico normalmente se registra el trabajo eléctrico como valor de contaje (energía adquirida, proporcionada y transporte de energía).

Variante SIPROTEC 4

Este tipo de objeto representa una variante de un objeto del tipo Equipo SIPROTEC 4. Los datos de equipo de esta variante, sin embargo, pueden ser diferentes de los datos de equipo del objeto original. Todas las variantes derivadas de un objeto original poseen, sin embargo, su dirección VD. Por eso éstos siempre se comunican con el mismo equipo real SIPROTEC 4 que el objeto original. Los objetos del tipo Variante SIPROTEC 4 se utilizan por ejemplo, para documentar, durante la parametrización de un equipo SIPROTEC 4, los diferentes estados operacionales.

VD Un VD (Virtual Device - Equipo virtual) comprende todos los objetos de comunicación como también sus propiedades y estados, que son utilizados por un usuario mediante operaciones de servicio, como también las propiedades y estados que son utilizadas

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Glosario

como soporte por un usuario en la comunicación. Por lo tanto, un VD puede ser un equipo físico, un módulo de un equipo o un componente de software.

Ventana de datos El área derecha de la ventana del proyecto representa el contenido del campo selec-cionado en la → Ventana de navegación, p. ej., avisos, valores de medida, etc., de las listas de información o la selección de funciones para la parametrización del equipo.

Ventana de navegación

La parte izquierda de la ventana de proyecto que representa los nombres y símbolos de todos los contenedores de un proyecto en una estructura árbol dotada de una je-rarquía.

VFD Un VFD (Virtual Field Device - Equipo virtual de campo) comprende todos los objetos de comunicación, como también sus propiedades y estados, que son utilizados por un usuario mediante operaciones de servicio.

Vista de componentes

En el administrador SIMATIC se dispone aparte de la vista topológica de una vista de componentes a seleccionar. La vista de componentes no ofrece ningún resumen general para la jerarquía de un proyecto. Más bien, esta opción ofrece una vista general a todos los equipos SIPROTEC 4 existentes dentro de un proyecto.

Vista en lista En la parte derecha de la ventana de proyecto se muestran los nombres y los símbo-los de los objetos que se encuentran dentro de un contenedor seleccionado en la vista árbol. Como la visualización se hace en forma de lista, esta área se denomina vista en lista.

Vista topológica El administrador DIGSI 4 muestra siempre un proyecto en la vista topológica. Esta presenta la estructura jerárquica de un proyecto con todos los objetos existentes.

VL Valor límite

VLU Valor límite definido por el usuario.

VM Valor de medida

VMT Valor de medida con tiempo.

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Glosario

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Ìndice

Ìndice

AAlimentación de corriente 468Anulación de la orden de disparo 331Arranque de emergencia 169Asignación de tiempo 541ATEX100 169, 183Aumento de la frecuencia 177Automatismo de reenganche 237Avería con derivación a tierra 130Ayudas para la puesta en marcha 542

BBatería tampón 191Bloqueo Cross 72Bloqueo de reenganche para motores 511Bloqueo de RMZ mediante FFM 100Bloqueo dinámico 243Bloqueo estándar 371Bloqueo estático 243Bloqueo reversible 75

CCable Dongle 432Cálculo del lugar de la avería 265Clase de contacto para el relé de salida 388Comprobación de la derivación a tierra 455Comprobación de la polaridad para la entrada de in-

tensidad IE 456Comprobación de sincronismos 302Comprobación del disparo con el interruptor de

potencia 461Comprobación del sentido con corriente de

carga 451Comprobación: Conexión de intensidad y

tensión 448Comprobación: Conexión de los medios de trabajo

configurados 461Comprobación: Determinación de la

temperatura 458Comprobación: Estado de conmutación de las en-

tradas/salidas binarias 443Comprobación: Funciones definibles por el

usuario 448Comprobación: Interruptor de protección del trans-

formador de medida de tensión 449

Comprobación: Polaridad para la entrada de inten-sidad IE 456

Comprobación: Polaridad para la entrada de tensión U4 452

Comprobación: Protección contra el fallo del inte-rruptor de potencia 446

Comprobación: Secuencia de fases 449Comprobación: Sentido 451Condiciones de utilización 480Conductor de fibra óptica 436Conectar el equipo en disposición 463Conmutación bloqueada 370Conmutación de grupo de los parámetros de

función 543Conmutación de grupos de parámetros 54Conmutación de los grupos de ajuste 54Conmutación del sentido de la secuencia de

fases 328Conmutación desbloqueada 370Conmutación dinámica de parámetros 121, 499Contacto activo 387Contador de energía 542Contador de horas de trabajo “Interruptor de poten-

cia abierto” 335Control de escalones de protección 247Control de flujo (CTS) 422Control de los equipos de conmutación 544Control: Conexiones de la instalación 437Control: Interfaz adicional 435Control: Interfaz de maniobra 434Control: Interfaz de servicio 434Control: Interfaz de sincronización de tiempo 436Control: Interfaz de sistema 434Control: Terminación 435Cortocircuito con derivación a tierra 131, 136Criterio de intensidad 140CTS (Control de flujo) 422

DDatos del pedido 558, 562, 566Detección del estado del interruptor de

potencia 245Detección del fallo de la tensión de medida 196Detectores de temperatura 532Determinación de la dirección 210Determinación de la fase que adolece de derivación

a tierra 209Determinación de la temperatura 319Determinación del sentido 101

733 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Ìndice

Determinación sensible de averías con derivación a tierra 517

Determinación sensible de la avería con derivación a tierra 208

Dirección del bus 417Disminución de la frecuencia 177Disparo general 331Distribución de las bornas 574

EElección del bucle 265Elementos de conmutación en las tarjetas de

circuitos 409Entradas analógicas 467Entradas binarias 469Entradas de corriente 467Entradas de tensión 467Entradas del transformador de medida 467Estabilización de cierre 71Estabilización de la conexión 100Estabilización de la irrupción 115Estabilización inrush 71Estadística de conmutaciones 542Excitación general 330

FFunción de sincronización 298, 530Funciones de protección flexibles 527Funciones definibles por el usuario 533Fuse-Failure-Monitor 196

GGrupos de ajuste: Conmutación; Conmutación de

grupos de ajuste 382Grupos funcionales SINC 306

HHomologaciones 481Hora 543Humedad 480

IImagen térmica 181Iniciar el listado de averías de prueba 462Instalación en armario 427

Instalación en bastidor 427Intensidades nominales 387Interfaces de comunicación 472Interfaz adicional 473Interfaz de maniobra 472Interfaz de servicio/módem 472Interfaz de sincronización de tiempo 436, 476Interfaz del sistema 473

LLimitación de tensión 131Límite de reenganche 167Límites en el caso de funciones definidas por el

usuario 534Límites para los módulos CFC 534Listado de medición de prueba 462Localizador de averías 525Lógica de disparo 331

MMando de equipos de conmutación 365Mantenimiento del interruptor de potencia 542Medición del tiempo propio del interruptor de

potencia 460Memoria mín/máx 540Modos de conmutación 375Módulo de entrada/salida B-I/O-2 (7SJ64) 415Módulo de entrada/salida C-I/O-1 (7SJ64) 418Módulo EN100

Selección de interfaz 60Módulos de función 533Montaje con unidad de maniobra indepediente 431Montaje en armario 549Montaje en armario Montaje sobre panel de

mandos 547Montaje sin unidad de maniobra 432Montaje sobre panel de mandos 548, 550Montaje: Montaje sobre la superficie del panel 430Montaje: para unidad de maniobra independiente

431

PProgramas de reenganche 240Prolongación del tiempo de pausa 240Protección contra carga desequilibrada 151Protección contra fallo del interruptor 269, 526Protección contra sobretensión 140Protección contra subtensión 141Protección de barras colectoras 132, 137

7347SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Ìndice

Protección de carga desequilibrada (curva caracte-rística dependiente) 504

Protección de carga desequilibrada (curva caracte-rística independiente) 503

Protección de frecuencia 177, 513Protección de la cuba 132, 137

Sensibilidad 137Tiempo de retardo 137

Protección de sobrecarga 181Protección de sobreintensidad bifásica 74Protección de sobreintensidad de tiempo

inverso 68Protección de sobreintensidad temporizada 61Protección de tensión 139, 501Protección diferencial de alta impedancia 133

Condiciones de estabilidad 134Sensibilidad 135

Protección diferida de sobreintensidadDatos de los transformadores de medida 133Monofásica 500monofásica 132Tiempo de retardo 133, 137Valor de respuesta 132, 137

Protección diferida de sobreintensidad corriente a tierraFrecuencia 500

Protección diferida de sobreintensidad dependiente 485

Protección diferida de sobreintensidad direccional 90

Protección diferida de sobreintensidad independiente 483

Protección diferida de sobreintensidad monofásicaFrecuencia 500Niveles de intensidad 500Relaciones de recaída 500

Protección diferida de sobreintensidad orientada dependiente 97

Protección intermitente contra averías con deriva-ción a tierra 230

Protección térmica de sobrecarga 514Protocolización de los casos de avería 541Prueba de aislamiento 477Prueba: Interfaz del sistema 441Pruebas CEM relativas a la emisión de interferen-

cias (ensayo de homologación) 478Pruebas de CEM resistencia a las interferencias

(pruebas de homologación) 477Pruebas de conexión de los medios de trabajo con-

figurados 461Pruebas eléctricas 477Pruebas mecánicas 479

RReacciones frente a las averías de los sistemas de

supervisión 205Recuento de horas de funcionamiento 542Registro de avería 52Reglamentos 477Relé de salida Salidas binarias 470Requisitos relativos a los transformadores de

medida de intensidad 545

SSalidas binarias 469Selección de cuadro básico

Página inicial 43Señalización de la perturbación

Indicaciones de ajuste 42Sincronización de tiempo 543Sistema lógico de excitación 330Soberanía de conmutación 374Solicitación a las oscilaciones y al choque durante

el transporte 479Solicitación a las oscilaciones y al choque en caso

de empleo estacionario 479Solicitaciones debidas al clima 480Supervisión de la secuencia de fases 195Supervisión de la simetría de la corriente 194Supervisión de la simetría de tensiones 194Supervisión de offset 192Supervisión del circuito de disparo 200, 383Supervisión del interruptor de potencia 246Supervisión del software 192Supervisión del tiempo de arranque para

motores 510Supervisión estacionaria de magnitudes de

medida 541Supervisión suma de intensidades 193Supervisiones de hardware 191Supervisiones de valores de medición 191Sustitución de interfaces 388

TTemperatura ambiente 182Temperatura del refrigerante 182Temperaturas 480Tensión alterna 468Tensión auxiliar 387, 468Tensión continua 468Tensión de alimentación 468Tensión de mando 395, 400, 401, 409Tensión de mando de la EB1 a EB3 395

735 7SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

Ìndice

Tensión de mando de la EB25 a la EB37 (7SJ63) 407

Tensión de mando de la EB8 a EB20 407Tensión de mando de las EB1 a EB7 401, 409Tensión de mando de las EB21 a EB24

(7SJ63) 405Tensión de mando EB4 a EB11(7SJ62) 400Tensión de mando para las entradas binarias 388Terminación 435Terminación de interfaces aptos para bus 388Thermobox 436Thermoboxes para determinar la temperatura 319,

532Tiempo activo 239Tiempo de bloqueo 242Tiempo de bloqueo mínimo 167Tiempo de compensación 167Tiempo de conexión 168Tiempo de reconexión 167Tiempo propio del interruptor de potencia 460Transformador de medida de intensidad

Tensión de saturación 135Transformadores de intensidad

Tensión de saturación 129Transformadores de medida

Tensión de saturación 131

UUnidad de mando independiente 554Unidad de maniobra independiente 552

VValores de medición de trabajo 538Valores de medida de la temperatura durante el

trabajo 532Valores límites de mensaje de temperatura 532Valores medios a largo plazo 539Versiones constructivas 482Vigilancia del circuito de disparo 542

WWatchdog 192

7367SJ62/63/64 ManualC53000-G1178-C147-1

7SJ62-64_Manual_A1_V046008_es

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