IG-157-ES

Instrucciones Generales

versión 03

ekorRPci UNIDADES DE PROTECCIÓN, MEDIDA Y CONTROL LIB 27.04.2009

Centros de Transformación

Aparamenta Distribución Secundaria

Aparamenta Distribución Primaria

Protección y Automatización

Cuadros de Baja Tensión

Transformadores de Distribución

Depósito Legal: BI-1309/09

¡ATENCIÓN! Durante el funcionamiento de todo equipo de MT, ciertos elementos del mismo están en tensión, otros pueden estar en movimiento y algunas partes pueden alcanzar temperaturas elevadas. Como consecuencia, su utilización puede comportar riesgos de tipo eléctrico, mecánico y térmico. Ormazabal, a fin de proporcionar un nivel de protección aceptable para las personas y los bienes, y teniendo en consideración las recomendaciones medioambientales aplicables al respeto, desarrolla y construye sus productos de acuerdo con el principio de seguridad integrada, basado en los siguientes criterios: 

Eliminación de los peligros siempre que sea posible.



Cuando esto no sea técnica ni económicamente factible, incorporación de las protecciones adecuadas en el propio equipo.



Comunicación de los riesgos remanentes para facilitar la concepción de los procedimientos operativos que prevengan dichos riesgos, la formación del personal de operación que los realice y el uso de los medios de protección personal pertinentes.



Utilización de materiales reciclables y establecimiento de procedimientos para el tratamiento de los equipos y sus componentes, de modo que una vez alcanzado el fin de su vida útil, sean convenientemente manipulados, respetando, en la medida de lo posible, la normativa ambiental establecida por los organismos competentes.

En consecuencia, en el equipo al que se refiere este manual, y/o en sus proximidades, se tendrá en cuenta lo especificado en el apartado 11.2 de la futura norma IEC 62271-1. Asimismo, únicamente podrá trabajar personal con la debida preparación y supervisión, de acuerdo con lo establecido en la Norma UNE-EN 50110-1 sobre seguridad en instalaciones eléctricas y la Norma UNE-EN 50110-2 aplicable a todo tipo de actividad realizada en, con o cerca de una instalación eléctrica. Dicho personal deberá estar plenamente familiarizado con las instrucciones y advertencias contenidas en este manual y con aquellas otras de orden general derivadas de la legislación vigente que le sean aplicables (MIE-RAT, LEY 31/1995, de 8 de noviembre sobre la prevención de riesgos laborales. BOE nº 269, de 10 de noviembre, y su actualización según R.D. 54/2003). Lo anterior debe ser cuidadosamente tenido en consideración, porque el funcionamiento correcto y seguro de este equipo depende no solo de su diseño, sino de circunstancias en general fuera del alcance y ajenas a la responsabilidad del fabricante, en particular de que: 

El transporte y la manipulación del equipo, desde la salida de fábrica hasta el lugar de instalación, sean adecuadamente realizados.



Cualquier almacenamiento intermedio se realice en condiciones que no alteren o deterioren las características del conjunto, o sus partes esenciales.



Las condiciones de servicio sean compatibles con las características asignadas del equipo.



Las maniobras y operaciones de explotación sean realizadas estrictamente según las instrucciones del manual, y con una clara comprensión de los principios de operación y seguridad que le sean aplicables.



El mantenimiento se realice de forma adecuada, teniendo en cuenta las condiciones reales de servicio y las ambientales en el lugar de la instalación.

Por ello, el fabricante no se hace responsable de ningún daño indirecto importante resultante de cualquier violación de la garantía, bajo cualquier jurisdicción, incluyendo la pérdida de beneficios, tiempos de inactividad, gastos de reparaciones o sustitución de materiales. Garantía El fabricante garantiza este producto contra cualquier defecto de los materiales y funcionamiento durante el periodo contractual. Si se detecta cualquier defecto, el fabricante podrá optar por reparar o reemplazar el equipo. La manipulación de manera inapropiada del equipo, así como la reparación por parte del usuario se considerará como una violación de la garantía. Marcas registradas y Copyrights Todos los nombres de marcas registradas citados en este documento son propiedad de sus respectivos propietarios. La propiedad intelectual de este manual pertenece al fabricante.

Debido a la constante evolución de las normas y los nuevos diseños, las características de los elementos contenidos en estas instrucciones están sujetas a cambios sin previo aviso. Estas características, así como la disponibilidad de los materiales, solo tienen validez bajo la confirmación del Departamento Técnico - Comercial de Ormazabal.

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ÍNDICE 1.

DESCRIPCIÓN GENERAL ........................................................................................... 6 1.1. CARACTERÍSTICAS FUNCIONALES GENERALES ................................................ 7 1.2. PARTES DE LA UNIDAD............................................................................................ 8 1.2.1. 1.2.2. 1.2.3.

Relé Electrónico ................................................................................................... 9 Sensores de Intensidad ....................................................................................... 9 Disparador Biestable y Bobina de Disparo ........................................................ 10

1.3. COMUNICACIONES Y SOFTWARE DE PROGRAMACIÓN ................................... 10 2.

APLICACIONES.......................................................................................................... 12 2.1. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Y DE REPARTO TELECONTROLADOS...... 12 2.2. REENGANCHE AUTOMÁTICO DE LÍNEAS ............................................................ 13 2.3. PROTECCIÓN DE LÍNEA CON INTERRUPTOR AUTOMÁTICO ............................ 13 2.4. PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR................................................................... 15 2.5. TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA ........................................................................... 16 2.6. DETECCIÓN DE FASE CON CONTACTO A TIERRA ............................................. 16 2.7. ENCLAVAMIENTOS ................................................................................................. 17 2.7.1. 2.7.2.

3.

Prevención de Puesta a Tierra........................................................................... 17 Bloqueo del Cierre con Tensión de Retorno ...................................................... 17

FUNCIONES DE PROTECCIÓN................................................................................. 18 3.1. SOBREINTENSIDAD ................................................................................................ 18 3.2. ULTRASENSIBLE DE TIERRA................................................................................. 21

4.

FUNCIONES DE DETECCIÓN, AUTOMATIZACIÓN Y CONTROL........................... 22 4.1. REENGANCHADOR ................................................................................................. 22 4.2. PRESENCIA / AUSENCIA DE TENSIÓN ................................................................. 23 4.3. CONTROL DEL INTERRUPTOR .............................................................................. 24 4.4. TELECONTROL ........................................................................................................ 25

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5.

FUNCIONES DE MEDIDA........................................................................................... 26 5.1. INTENSIDAD ............................................................................................................. 26 5.2. TENSIÓN ................................................................................................................... 26

6.

SENSORES ................................................................................................................. 26 6.1. SENSORES DE INTENSIDAD .................................................................................. 26 6.1.1. 6.1.2.

Características Funcionales de los Sensores de Intensidad............................. 27 Conexionado Suma Vectorial/Homopolar .......................................................... 28

6.2. SENSORES DE TENSIÓN ........................................................................................ 30 7.

CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ............................................................................... 31 7.1. VALORES NOMINALES ........................................................................................... 31 7.2. DISEÑO MECÁNICO ................................................................................................. 31 7.3. ENSAYOS DE AISLAMIENTO .................................................................................. 31 7.4. COMPATIBILIDAD ELECTROMAGNÉTICA ............................................................ 31 7.5. ENSAYOS CLIMÁTICOS .......................................................................................... 32 7.6. ENSAYOS MECÁNICOS........................................................................................... 32 7.7. ENSAYOS DE POTENCIA ........................................................................................ 32 7.8. CONFORMIDAD CE .................................................................................................. 32

8.

MODELOS DE PROTECCIÓN, MEDIDA Y CONTROL.............................................. 33 8.1. DESCRIPCIÓN MODELOS VS FUNCIONES ........................................................... 33 8.2. CONFIGURADOR DE RELÉS................................................................................... 35 8.3. UNIDADES EKORPGCI ............................................................................................ 36 8.3.1. 8.3.2. 8.3.3. 8.3.4. 8.3.5. 8.3.6. 8.3.7.

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Descripción Funcional ........................................................................................ 36 Definición de Entradas / Salidas ........................................................................ 37 Características Técnicas .................................................................................... 39 Instalación en Celda........................................................................................... 41 Esquema Eléctrico ekorRPGci ........................................................................... 42 Instalación de Toroidales ................................................................................... 43 Comprobación y Mantenimiento......................................................................... 44

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8.4. UNIDADES EKORRPTCI .......................................................................................... 47 8.4.1. 8.4.2. 8.4.3. 8.4.4. 8.4.5. 8.4.6. 8.4.7. 9.

Descripción Funcional........................................................................................ 47 Definición de Entradas/Salidas .......................................................................... 47 Características Técnicas.................................................................................... 48 Instalación en Celda........................................................................................... 52 Esquema Eléctrico ekorRPTci ........................................................................... 53 Instalación de Toroidales ................................................................................... 54 Comprobación y Mantenimiento ........................................................................ 54

AJUSTES Y MANEJO DE MENÚS............................................................................. 56 9.1. TECLADO Y DISPLAY ALFANUMÉRICO................................................................ 56 9.2. VISUALIZACIÓN ....................................................................................................... 57 9.3. AJUSTE DE PARÁMETROS .................................................................................... 59 9.3.1. 9.3.2.

Parámetros de Protección.................................................................................. 59 Menú de Ajuste de Parámetros.......................................................................... 60

9.4. RECONOCIMIENTO DE DISPARO .......................................................................... 64 9.5. CÓDIGOS DE ERROR .............................................................................................. 65 9.6. CÓDIGOS DE REENGANCHADOR ......................................................................... 65 9.7. MAPA DE MENÚS (ACCESO RÁPIDO)................................................................... 66 10.

COMUNICACIONES ................................................................................................... 67

10.1. MEDIO FÍSICO: RS 485 Y FIBRA ÓPTICA .............................................................. 67 10.2. PROTOCOLO MODBUS ........................................................................................... 67 10.2.1. 10.2.2. 10.2.3. 10.2.4.

Funciones Lectura/Escritura .............................................................................. 68 Escritura de Registro con Password .................................................................. 69 Generación del CRC .......................................................................................... 69 Mapa de Registros ............................................................................................. 70

10.3. PROTOCOLO PROCOME ........................................................................................ 74 10.3.1. Nivel de Enlace .................................................................................................. 74 10.3.2. Nivel de Aplicación............................................................................................. 77

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1. DESCRIPCIÓN GENERAL La gama de unidades de protección, medida y control ekorRPci agrupa toda una familia de diferentes equipos que, en función del modelo, pueden llegar a incorporar, además de las funciones de protección de sobreintensidad, otras de control local, telemando, medida de parámetros eléctricos, presencia y ausencia de tensión, automatismos, reenganchador, desequilibrio de fases, acumulación del valor de intensidad cortada, etc., relacionadas con las necesidades actuales y futuras de automatización, control y protección de los Centros de Transformación y Distribución. Las unidades ekorRPci disponen de salidas que permiten tanto de forma local como remota, la apertura y el cierre del interruptor de la celda donde van instalados y de entradas que reciben el estado en el que se encuentra dicho interruptor. Su utilización en los sistemas de celdas CGMCOSMOS, CGM-CGC y CGM.3 de Ormazabal, configuran productos específicos para las diversas necesidades de las diferentes instalaciones. Las unidades de protección, medida y control ekorRPci han sido diseñadas para responder a los requisitos de las normas y recomendaciones, nacionales e internacionales, que se aplican a cada una de las partes que integran la unidad: UNE-EN 60255, UNE-EN 61000, UNE-EN 62271-200, UNE-EN 60068, UNE-EN 60044, IEC 60255, IEC 61000, IEC 62271-200, IEC 60068, IEC 60044

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Las unidades ekorRPci, concebidas para su integración en celda, presentan además las siguientes ventajas respecto a los sistemas convencionales:  Reducen la manipulación de interconexiones en el momento de la instalación de la celda. La única conexión necesaria se reduce a los cables de MT.  Simplifican los cajones de control instalados sobre las celdas.  Los sensores de tensión e intensidad van instalados en los pasatapas de la celda.  Eliminan la posibilidad de errores de cableado e instalación y, por lo tanto, el tiempo de puesta en marcha.  Se instalan, ajustan y comprueban todas las unidades en fábrica, realizándose una comprobación unitaria completa de cada equipo (relé + control + sensores) antes de su instalación. Las pruebas finales de la unidad se realizan con el equipo integrado en la celda, antes de su suministro.  Protegen un amplio rango de potencias con el mismo modelo (ej.: ekorRPG-2002B desde 160 kVA hasta 15 MVA, en celdas del sistema CGMCOSMOS).

1.1. CARACTERÍSTICAS FUNCIONALES GENERALES Todos los relés de las unidades ekorRPci incorporan un microprocesador para el tratamiento de las señales de los sensores de medida. Procesan las medidas de tensión e intensidad eliminando la influencia de fenómenos transitorios, y calculan las magnitudes necesarias para realizar las funciones de protección, presencia y ausencia de tensión, automatismos, etc. Al mismo tiempo, se determinan los valores eficaces de las medidas eléctricas que informan del valor instantáneo de dichos parámetros de la instalación. Disponen de un teclado para visualizar, ajustar y operar de manera local la unidad, así como puertos de comunicación para poderlo hacer también mediante un ordenador, bien sea de forma local o remota. Su diseño es ergonómico de modo que la utilización de los diferentes menús sea intuitiva. La medida de intensidad se realiza mediante unos sensores de intensidad de alta relación de transformación, lo que permite que el rango de potencias que se pueden proteger con el mismo equipo sea muy amplio. Estos transformadores, o sensores de intensidad, mantienen la clase de precisión en todo su rango nominal. La detección de la tensión se realiza captando la señal mediante un divisor capacitivo incorporado en el propio pasatapas de la celda.

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El interface local a través de menús, proporciona además de valores instantáneos de la medida de intensidad de cada fase e intensidad homopolar, los parámetros de ajuste, unidad que ha disparado, ya sea la de fase o tierra, número total de disparos, parámetros de detección de tensión, etc., también accesibles mediante los puertos de comunicación. Desde el punto de vista de mantenimiento, las unidades ekorRPci presentan una serie de facilidades, que reducen el tiempo y la posibilidad de errores en las tareas de prueba y reposición. Entre las principales características destacan unos toroidales de gran diámetro instalados en los pasatapas de la celda, pletina de test incorporada en los toroidales para facilitar su comprobación, borneros accesibles para pruebas mediante inyección de intensidad, así como para comprobar las entradas y salidas del relé. De este modo, la unidad permite una comprobación completa.

1.2. PARTES DE LA UNIDAD Las partes que integran la unidad de protección, medida y control ekorRPci son el relé electrónico, los sensores de tensión e intensidad, los circuitos auxiliares (bornero y cableado), el disparador biestable y la bobina de disparo.

CGMCOSMOS-V

CGM.3-V

CGM-CMP-V

Figura 1.1: Ejemplo de instalación de unidad ekorRPGci en celdas de interruptor automático

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1.2.1. Relé Electrónico El relé electrónico dispone de teclas y display para realizar el ajuste y visualizar los parámetros de protección, medida y control. Incluye un precinto en la tecla de modo que una vez realizados los ajustes, estos no se puedan modificar, salvo rotura del precinto. Los disparos de la protección quedan registrados en el display con los siguientes parámetros: motivo del disparo, el valor de la intensidad de defecto, el tiempo de disparo y la hora y la fecha en la que ha sucedido el evento. También se indican de forma permanente errores de la unidad. La indicación “On” se activa cuando el equipo recibe energía de una fuente exterior. En esta situación, la unidad está operativa para realizar las funciones de protección. Las señales analógicas de tensión e intensidad son acondicionadas internamente mediante pequeños transformadores muy precisos que aíslan los circuitos electrónicos del resto de la instalación. El equipo dispone de dos puertos de comunicaciones, uno en el frontal para configuración local (RS232), y otro, en la parte posterior, para telecontrol (RS485). Opcionalmente, puede disponer de un segundo puerto trasero de F.O. Los protocolos de comunicación estándar para todos los modelos son MODBUS y PROCOME.

1.2.2. Sensores de Intensidad Los sensores de intensidad son transformadores toroidales de relación 300/1 A o 1000/1 A, dependiendo de los modelos. Su rango de actuación es el mismo que el de la aparamenta donde están instalados. Estos toroidales van instalados desde fábrica en los pasatapas de las celdas, lo que simplifica notablemente el montaje y conexionado en campo. De este modo, una vez se conectan los cables de MT a la celda, quedaría operativa la protección de la instalación. Los errores de instalación de los sensores, debido a las mallas de tierra, polaridades, etc., se eliminan al ir instalados y comprobados directamente de fábrica.

Sensores de intensidad

Pasatapas

El diámetro interior de los toroidales es 82 mm, por lo que se pueden utilizar en cables de hasta 400 mm2 sin ningún inconveniente y sin problemas para realizar pruebas de mantenimiento posteriormente. Todos los sensores de intensidad tienen una protección integrada contra apertura de los circuitos secundarios, que evita que aparezcan sobretensiones.

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1.2.3. Disparador Biestable y Bobina de Disparo El disparador biestable es un actuador electromecánico que está integrado en el mecanismo de maniobra del interruptor. Este disparador es el que actúa sobre el interruptor, cuando se da un disparo de la protección. Se caracteriza por la baja energía de actuación que necesita para realizar el disparo. Esta energía se entrega en forma de pulsos para asegurar la apertura del interruptor. La ejecución de las maniobras ordenadas por las salidas que disponen las unidades ekorRPci, se realizan mediante las bobinas de disparo convencionales. De este modo se consigue un sistema de actuación redundante otorgando mayor fiabilidad al sistema.

1.3. COMUNICACIONES Y SOFTWARE DE PROGRAMACIÓN Todos los relés de las unidades ekorRPci disponen de dos puertos de comunicación serie. El puerto frontal, estándar RS232 se utiliza para configuración local de parámetros mediante el programa ekorSOFT[1]. El posterior es RS485 y su uso es para telecontrol. Esta conexión para telecontrol se dispone para cable par trenzado y, opcionalmente, para fibra óptica. Los protocolos de comunicación estándar que se implementan en todos los equipos son MODBUS en modo transmisión RTU (binario) y PROCOME, pudiéndose implementar otros protocolos específicos dependiendo de la aplicación.

[1]

Para más información acerca del programa ekorSOFT consultar el documento Ormazabal IG-155-ES.

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El programa de configuración ekorSOFT tiene cuatro modos de funcionamiento principales:  Visualización: se presenta el estado de la unidad, incluyéndose las medidas eléctricas, los ajustes configurados en ese momento, fecha y hora.  Ajustes de Usuario: se habilita el parámetros de protección o paso de falta.

cambio

de

 Históricos: se visualizan los parámetros de la última y anteúltima falta detectada, así como el número total de disparos realizados por la unidad de protección o de faltas detectadas por la unidad correspondiente de control integrado.  Modo Test: se permite generar la información de entradas/salidas a la unidad, sin interacción eléctrica directa a los regleteros frontera con la aparamenta, para que pueda ser transmitida al puesto de control sin necesidad de corte del suministro. Los requerimientos mínimos del sistema para la instalación y ejecución del software ekorSOFT son los siguientes:  Procesador: Pentium II  Memoria RAM: 32 Mb  Sistema Operativo: MS WINDOWS  Unidad de lectura de CD-ROM / DVD  Puerto serie RS-232

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2. APLICACIONES 2.1. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Y DE REPARTO TELECONTROLADOS Las unidades de protección, medida y control ekorRPci, permiten realizar aplicaciones de telecontrol de los Centros de Transformación y de Reparto, implementando el control y la supervisión de cada interruptor, mediante las unidades asociadas a cada posición. ALIMENTACIÓN

COMUNICACIONES

CENTRO DE REPARTO TELECONTROLADO

ARMARIO DE TELECONTROL + ekorCCP

La utilización de un terminal de telecontrol y unidades ekorRPci, permiten visualizar y operar cada posición de forma remota, gracias a las entradas y salidas que dispone para tal efecto.

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Las unidades que incluyen esta función de telecontrol son: Sistemas CGMCOSMOS / CGM-CGC / CGM.3 Unidad

Tipo de celda

Intensidad nominal máxima

ekorRPT ekorRPG

Interruptor combinado con fusibles Interruptor automático

250 A 630 A

Las aplicaciones de telecontrol se complementan con la unidad de control integrado ekorRCI asociada a las funciones de línea (ver documento IG-158 de Ormazabal).

2.2. REENGANCHE AUTOMÁTICO DE LÍNEAS La función reenganchador realiza el reenganche automático de líneas, una vez que la unidad de protección, ha dado la orden de disparo y se ha ejecutado la apertura del interruptor. Siempre va asociado a celdas con interruptor automático, modelo CGMCOSMOS-V, CGM-CMP-V o CGM.3-V, en función del sistema elegido. Las unidades de protección con reenganchador automático presentan una serie de ventajas frente a las protecciones sin reenganche:  Reducen el tiempo de interrupción del suministro eléctrico.  Evitan la necesidad de restablecer localmente el servicio en centros sin telemando, para faltas transitorias.  Reducen el tiempo de falta, mediante la combinación de disparos rápidos del interruptor y reenganches automáticos, lo que hace que los daños provocados por la falta sean menores y se generen un menor número de faltas permanentes derivadas de faltas transitorias. La unidad que incluye esta función es: Sistemas CGMCOSMOS / CGM-CGC / CGM.3 Unidad

Tipo de celda

Intensidad nominal máxima

ekorRPG

Interruptor automático

630 A

2.3. PROTECCIÓN DE LÍNEA CON INTERRUPTOR AUTOMÁTICO La protección de línea tiene como cometido aislar dicha parte de la red en caso de defecto, sin que afecte al resto de líneas. De forma general, cubre todos los defectos que se originan entre la Subestación, Centro de Transformación o Centro de Reparto, y los puntos de consumo.

BARRAS

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Los tipos de defectos que aparecen en estas zonas de la red dependen principalmente de la naturaleza de la línea, cable o línea aérea, y del régimen de neutro. En las redes con líneas aéreas, la mayoría de los defectos son transitorios por lo que muchos reenganches de línea son efectivos; en estos casos se utiliza la función reenganchador, asociada a interruptores automáticos. Este no es el caso de los cables subterráneos donde los defectos suelen ser permanentes. Por otro lado, en líneas aéreas los defectos entre fase y tierra, cuando la resistividad del terreno es muy elevada, las corrientes homopolares de defecto son de muy bajo valor. En estos casos es necesaria la detección de intensidad de neutro “ultrasensible”. Los cables subterráneos presentan el inconveniente de la capacidad a tierra, que hace que los defectos monofásicos incluyan corrientes capacitivas. Este fenómeno dificulta en gran medida su correcta detección en las redes de neutro aislado o compensado, siendo necesario el uso de direccionalidad. La protección de líneas se acomete principalmente por las siguientes funciones:  50  Instantáneo de fase. Protege contra cortocircuitos entre fases.  51  Sobrecarga de fase. Protege contra sobrecargas excesivas que pueden deteriorar la instalación.  50N  Instantáneo de tierra. Protege contra cortocircuitos de fase a tierra.  51N  Fuga a tierra. Protege contra defectos altamente resistivos entre fase y tierra.  50Ns  Instantáneo ultrasensible de tierra. Protege contra cortocircuitos de fase a tierra de muy bajo valor.  51Ns  Ultrasensible de fuga a tierra. Protege contra defectos altamente resistivos entre fase y tierra, de muy bajo valor.  79  Reenganchador. Posibilita el reenganche automático de líneas. La unidad que aporta las funciones anteriormente indicadas es: Sistemas CGMCOSMOS / CGM-CGC / CGM.3 Unidad ekorRPG

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Tipo de celda Interruptor automático

Intensidad nominal máxima 630 A

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2.4. PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR Los transformadores de distribución requieren de varias funciones de protección. Su elección depende principalmente de la potencia y el nivel de responsabilidad que tiene en la instalación. A título orientativo, las funciones de protección que se deben implementar para proteger transformadores de distribución con potencias comprendidas entre 160 kVA y 2 MVA son las siguientes.  50  Instantáneo de Fase. Protege contra cortocircuitos entre fases en el circuito primario, o cortocircuitos de elevado valor entre fases en el lado secundario. Esta función la realizan los fusibles cuando la celda de protección no incluye un interruptor automático.  51  Sobrecarga de Fase. Protege contra sobrecargas excesivas que pueden deteriorar el transformador, o cortocircuitos de varias espiras del devanado primario.  50N  Instantáneo de Tierra. Protege contra cortocircuitos de fase a tierra o al devanado secundario, desde los devanados e interconexiones en el primario.  51N  Fuga a Tierra. Protege contra defectos altamente resistivos desde el primario a tierra o al secundario.  49T  Termómetro. Protege contra temperatura excesiva del transformador. Las unidades de protección mediante las que se implementan las funciones anteriormente indicadas son: Sistema CGMCOSMOS

Sistema CGM-CGC / CGM.3

Unidad

Tipo de celda

Rango de potencias a proteger

Rango de potencias a proteger

ekorRPT

Interruptor combinado con fusibles

50 kVA...2000 kVA

50 kVA...1250 kVA

ekorRPG

Interruptor automático

50 kVA...15 MVA

50 kVA...25 MVA

Ver tablas § 8.3.3 y § 8.4.3

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2.5. TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA La transferencia automática de líneas con interruptores automáticos minimiza los cortes de suministro de energía eléctrica, en cargas alimentadas mediante Centro de Transformación o Centro de Reparto con más de una línea de entrada, mejorando, de este modo, la continuidad de servicio.

En condiciones normales, con tensión en las dos posibles líneas de entrada, permanecerá cerrado el interruptor seleccionado como preferente, y abierto el interruptor de reserva. Una caída de tensión en la línea preferente provocará la apertura del interruptor de esa línea y el posterior cierre del interruptor de reserva. Una vez restablecida la normalidad en la línea preferente, se puede realizar el ciclo inverso, devolviendo el sistema a su estado inicial.

2.6. DETECCIÓN DE FASE CON CONTACTO A TIERRA En redes con neutro aislado o compensado, las corrientes de defecto son de muy bajo valor. Ante un defecto en un sistema de este tipo, la corriente de defecto puede no llegar a superar el umbral tarado para la protección de sobreintensidad y, por tanto, no detectarse dicho defecto. Se utiliza una lógica programada para detectar este tipo de defectos, analizando la tensión de la instalación además de la corriente.

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2.7. ENCLAVAMIENTOS 2.7.1. Prevención de Puesta a Tierra El enclavamiento de prevención de puesta a tierra no permite conectar el seccionador de tierra de la celda, cuando se detecta que existe tensión en la línea. Esta tensión se detecta a través de la captación de presencia/ausencia de tensión de la unidad de control integrado y permite activar un enclavamiento electromecánico, asociado a la maniobra.

2.7.2. Bloqueo del Cierre con Tensión de Retorno Mediante esta funcionalidad se puede evitar todo intento de cierre, cuando se detecta tensión de retorno en la salida de línea. Adicionalmente, se puede condicionar los intentos de reenganche a la presencia de tensión en la línea.

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3. FUNCIONES DE PROTECCIÓN 3.1. SOBREINTENSIDAD Las unidades disponen de una función de sobreintensidad para cada una de las fases (3 x 50-51) y, según modelo, pueden disponer de otra para tierra (50N-51N). Las curvas de protección implementadas, son las recogidas en la normativa IEC 60255. Las funciones de sobreintensidad que puede llegar a realizar, en función del modelo, son las siguientes:  Protección multicurva de sobrecarga para fases (51).  Protección de defectos multicurva entre fase y tierra (51N).  Protección de cortocircuito (instantáneo) a tiempo definido entre fases (50).  Protección de cortocircuito (instantáneo) a tiempo definido entre fase y tierra (50N). El significado de los parámetros de las curvas para los ajustes de fase es: t(s) Tiempo de disparo teórico para una falta que evolucione con valor de intensidad constante. I Intensidad real circulando por la fase de mayor amplitud. In Intensidad nominal de ajuste. I> Incremento de sobrecarga admisible. K Factor de curva. I>> Factor de intensidad de cortocircuito (instantáneo). T>> Tiempo de retardo de cortocircuito (instantáneo).  Valor de intensidad de arranque de las curvas NI, MI, y EI = 1.1x In x I>  Valor de intensidad de arranque de la curva DT = 1.0 x In x I>  Valor de intensidad de arranque de instantáneo = In x I> x I>> Para el caso de los ajustes de tierra, los parámetros son similares a los de fase. A continuación se detallan cada uno de ellos. to(s)  Tiempo de disparo teórico para una falta a tierra que evolucione con valor de intensidad I0 constante. Io  Intensidad real circulando a tierra. In  Intensidad nominal de ajuste de fase. Io>  Factor de fuga a tierra admisible respecto a la fase. Ko  Factor de curva. Io>>  Factor de intensidad de cortocircuito (instantáneo). To>>  Tiempo de retardo de cortocircuito (instantáneo).  Valor de intensidad de arranque de las curvas NI, MI, y EI = 1,1x In x Io>  Valor de intensidad de arranque de la curva DT = 1,0 x In x Io>  Valor de intensidad de arranque de instantáneo = In x Io> x Io>>

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Temporización de fase:

0.14 * K

t ( s) 

 I     In * I  

0.02

1

Temporización de tierra:

t 0 (s) 

0.14 * K0  I0   In * I 0

   

0.02

1

Temporización de fase:

t (s) 

13.5 * K 1

 I   1   In * I  

Temporización de tierra:

t 0 (s) 

13.5 * K0  I0   In * I 0

1

  1  

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Temporización de fase:

t (s) 

80 * K 2

 I    1  In * I  

Temporización de tierra:

t 0 (s) 

80 * K 0 2

 I0     1  In * I 0  

Temporización de fase:

t (s)  5 * K

Temporización de tierra:

t 0 ( s)  5 * K 0

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3.2. ULTRASENSIBLE DE TIERRA Este tipo de protección corresponde a un caso particular de las protecciones de sobreintensidad. Se utiliza principalmente en redes con neutro aislado o compensado, donde la intensidad de defecto entre fase y tierra tiene un valor dependiente del valor de capacidad de los cables del sistema y del punto donde se produce. Así, de forma general en instalaciones de clientes en Media Tensión con tramos de cables cortos, es suficiente con determinar un umbral mínimo de intensidad homopolar a partir del cual debe disparar la protección.

Sensores de tensión e intensidad

Toroidal homopolar

La protección ultrasensible también se utiliza en terrenos son muy resistivos, por ser los valores de defecto a tierra de muy bajo valor. La detección de la intensidad que circula por tierra se realiza con un toroidal que abarca las tres fases. De este modo, la medida se independiza de la intensidad de las fases evitando los errores de los transformadores de medida de fase. Como norma general, se debe utilizar este tipo de protección siempre que la intensidad que se ajuste de tierra sea inferior al 10% de la nominal de fase (p. ej.: para 400 A nominales de fase con faltas a tierra inferiores a 40 A). Por otro lado, en el caso de tramos de cables largos, como es el caso general de las líneas, es necesario discriminar el defecto identificando su sentido (direccional). Si no se tiene en cuenta la dirección de la intensidad homopolar, se pueden realizar disparos por intensidades capacitivas aportadas por las otras líneas, sin ser realmente la línea en defecto. Las curvas de que se dispone son: normalmente inversa (NI), muy inversa (MI), extremadamente inversa (EI) y tiempo definido (DT). Los parámetros de ajuste son los mismos que en las funciones de sobreintensidad de defectos a tierra (apartado §3.1 Sobreintensidad), con la salvedad de que el factor Io> se substituye por el valor directamente en amperios Ig. Así, este parámetro se puede ajustar a valores muy bajos de intensidad de tierra, independiente de la intensidad de ajuste de fase.  Valor de intensidad de arranque de las curvas NI, MI, y EI = 1,1x Ig  Valor de intensidad de arranque de la curva DT = Ig  Valor de intensidad de arranque de instantáneo = Ig x Io>>

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4. FUNCIONES DE DETECCIÓN, AUTOMATIZACIÓN Y CONTROL 4.1. REENGANCHADOR La función reenganchador se implementa en las unidades ekorRPGci, utilizadas en celdas CGMCOSMOS-V, CGM-CMP-V y CGM.3-V, permitiendo el reenganche automático de líneas, una vez que alguna de las unidades de protección ha dado la orden de disparo y se ha ejecutado la apertura del interruptor. Esta función se utiliza principalmente en líneas aéreas, donde gran parte de los defectos suelen ser transitorios (establecimiento del arco eléctrico por el acercamiento de dos conductores debido al viento, caída de árbol sobre las líneas, etc.). Las faltas transitorias pueden ser despejadas por una desenergización momentánea de la línea. Una vez transcurrido un tiempo lo suficientemente largo para desionizar el aire, la probabilidad de que no se vuelva a reproducir el defecto cuando se restablece la tensión, es muy alta. El reenganchador implementado en la unidad de protección, medida y control ekorRPGci es un reenganchador tripolar, con reenganche simultáneo para las tres fases. El reenganchador puede efectuar hasta cuatro intentos de reenganche y para cada uno de ellos, permite definir un “Tiempo de reenganche“, T1R a T4R , diferente. El ciclo de reenganche comienza cuando, estando el reenganchador activado, se da un disparo de la protección. En estas condiciones, el relé espera el tiempo de primer reenganche y ordena el cierre del interruptor. Cuando se cierra el interruptor, se comienza a temporizar el tiempo de bloqueo. Si después del cierre del interruptor la falta no permanece, una vez finalizada la temporización del tiempo de bloqueo, se considera que el reenganche ha tenido éxito. Cualquier disparo posterior, se considera causado por un nuevo defecto y se temporizará de nuevo el tiempo de primer reenganche. Si tras el primer cierre del interruptor, vuelve a darse un disparo antes de pasar el tiempo de bloqueo, se considera provocado por el mismo defecto, lo que hará que la función temporice el tiempo de segundo reenganche. La lógica explicada en el párrafo anterior seguirá aplicándose hasta agotar el número de reenganches configurados, momento en el cual se pasará a la condición de disparo definitivo, por haber agotado el número de reenganches, lo que significa que la falta es permanente. Los parámetros de ajuste de la función reenganchador son:  “79_h”: función reenganchador habilitada o deshabilitada.  “Tiempo de reenganche”, T1R a T4R: tiempo que transcurre desde el disparo de la protección, hasta que se da la orden del reenganche. Para cada una de las órdenes de reenganche, de la primera a la cuarta, permite definir una temporización diferente T1R a T4R. Si alguno de los tiempos de reenganche es igual a cero, el reenganchador reconocerá que no dispone de ese ciclo de reenganche ni ninguno posterior, a pesar de estar configurada la temporización siguiente. Por ejemplo, un reenganchador con tiempos configurados a T 1R = 0,3, T 2R = 15, T 3R = 0 y T4R = 210, realizará dos intentos de reenganche, uno en 300 ms y el otro en 15 s.

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 El parámetro de “Tiempo de bloqueo (Tb)”, define el tiempo transcurrido desde que el reenganchador da la orden de cierre hasta que queda en disposición de comenzar un nuevo ciclo. Si en ese tiempo se produce un disparo comienza el proceso del siguiente reenganche. Si se ha llegado al número de reenganches máximo acaba la secuencia del reenganchador (disparo definitivo).  El parámetro de “Tiempo de bloqueo tras cierre manual (Tbm)”, se define como el tiempo que espera el reenganchador para pasar a la condición de reposo tras un cierre manual, ya sea local o remoto. De producirse un disparo en este periodo, el reenganchador pasará a señalizar disparo definitivo, por cierre manual contra cortocircuito.  “Unidad de protección a reenganchar”: En la función reenganchador, podrá configurarse las unidades de protección ante las que tiene que iniciar un ciclo de reenganche y cuáles son las unidades que no provocan un reenganche automático de línea. Los parámetros de ajuste se muestran en la siguiente tabla: Ajustes

Variable

Rango

Activar / Desactivar función reenganchador

79_h

ON / OFF 0= sin reenganches 0,1 a 999,9 s (paso 0,1) 0= fin reenganches 15,0 a 999,9 s (paso 0,1) 0= fin reenganches 60,0 a 999,9 s (paso 0,1) 0= fin reenganches 180,0 a 999,9 s (paso 0,1) 0,1 a 999,9 s (paso 0,1) 0,1 a 999,9 s (paso 0,1) Reenganche por unidad 50: ON / OFF Reenganche por unidad 51: ON / OFF Reenganche por unidad 50N: ON / OFF Reenganche por unidad 51N: ON / OFF

Tiempo del primer reenganche

T1R

Tiempo del segundo reenganche

T2R

Tiempo del tercer reenganche

T3R

Tiempo del cuarto reenganche

T4R

Tiempo de bloqueo Tiempo de bloqueo tras cierre manual Unidad de protección a reenganchar

Tb Tbm R50 R51 R50N R51N

4.2. PRESENCIA / AUSENCIA DE TENSIÓN Esta función permite la detección de presencia o ausencia de tensión en líneas donde están instaladas las unidades ekorRPci. La medida se realiza por medio del acoplo capacitivo de los pasatapas de las celdas. De este modo, no necesita utilizar los sistemas convencionales de transformadores de tensión. Además, presenta la ventaja de detectar la tensión en la propia línea y no utilizar la BT de servicios auxiliares que puede inducir a errores en la indicación. Las unidades ekorRPci detectan de forma individualizada la presencia o ausencia de tensión en cada una de las fases de la línea. Para ello dispone de tres señales de entrada, una por fase.

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Las unidades ekorRPci determinan presencia de tensión en cada una de las fases, cuando la tensión medida supera el 70 % de la tensión definida como “Tensión de red (Ur)”, durante un tiempo superior al valor ajustado como “Temporización de Tensión (TU)”. De igual modo, determinará ausencia de tensión, cuando el valor de tensión baje del 70 % de la tensión de red durante un tiempo superior a TU segundos. El parámetro de “Tensión de red” corresponde con la tensión habitual de funcionamiento entre fases de la línea de Media Tensión.  Ur: Tensión de red. Desde 3 kV hasta 36 kV en escalones de 0,1 kV.  TU: Temporización de tensión. Desde 0,05 s hasta 0,1 s en escalones de 0,01 s. Desde 0,1 s hasta 2,5 s en escalones de 0,1 s.

4.3. CONTROL DEL INTERRUPTOR Las unidades ekorRPci disponen de entradas y salidas que permiten maniobrar el interruptor de la celda en la que se encuentran instalados, así como funciones de supervisión, que reciben el estado en el que se encuentra el circuito primario. La unidad controla que la maniobra del interruptor se realiza dentro del tiempo que permite la aparamenta. En caso de error de la aparamenta, se corta la alimentación al mando. De este modo se evita que un fallo de la aparamenta deje todo el centro sin control. Las unidades de protección, medida y control ekorRPci también disponen de la indicación de posición del seccionador de puesta a tierra. Por otro lado, la unidad puede realizar una supervisión del circuito de disparo y cierre. El control del interruptor se puede realizar localmente desde la botonera de ekorRPci o mediante un PC con ekorSOFT conectado al puerto frontal del equipo, y también de forma remota mediante el telecontrol, por medio del bus de comunicaciones.

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4.4. TELECONTROL Las unidades ekorRPci disponen de dos puertos de comunicación serie, de los cuales uno de ellos está destinado al telecontrol, siguiendo el estándar RS485, pudiéndose conectar en el mismo bus con un máximo de 32 equipos. El puerto RS485 tiene conexión para par trenzado y, opcionalmente, para fibra óptica. El terminal de telecontrol del Centro de Transformación o Distribución, envía las tramas codificadas para cada una de las unidades ekorRPci. La única conexión entre cada celda y el terminal de telecontrol es el bus de comunicaciones, bien por fibra óptica o par trenzado. La comunicación entre el terminal de comunicaciones y el despacho central depende del protocolo utilizado. Algunas de las funciones de que se puede disponer mediante el telecontrol son las siguientes:  Visualización del estado del interruptor  Visualización seccionador de puesta a tierra  Maniobra del interruptor  Supervisión error de interruptor  Vigilancia bobinas  Medida intensidad fases y homopolar I1, I2, I3 e I0  Visualización presencia / ausencia de tensión en cada fase L1, L2 e L3.  Visualización y ajuste parámetros de protección y detección de tensión  Registro histórico de defectos  Sincronización horaria  Indicaciones de error

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5. FUNCIONES DE MEDIDA 5.1. INTENSIDAD Los valores de intensidad medidos por las unidades ekorRPci corresponden a los valores eficaces de cada una de las fases I1, I2 e I3. Se realiza con las 8 muestras de un semiperiodo y se calcula la media de 5 de ellos seguidos. Esta medida se actualiza cada segundo. La precisión con la que se realiza esta medida es Clase 1 desde 5 A hasta el 120% del rango nominal máximo de los sensores de intensidad. La medida de intensidad homopolar Io se realiza de la misma forma que las intensidades de fase.  Medidas de intensidad: I1, I2, I3 e Io

5.2. TENSIÓN En cuanto a la medida de tensión, las unidades ekorRPci indican la presencia o ausencia de tensión en líneas donde están instaladas de forma individualizada para cada una de las fases de la línea.

6. SENSORES 6.1. SENSORES DE INTENSIDAD Los transformadores de intensidad electrónicos están diseñados para adaptarse de forma óptima a la tecnología de los equipos digitales, con una ligera modificación del interface secundario. Por lo tanto, los equipos de protección, medida y control para estos sensores, operan con los mismos algoritmos y con la misma consistencia que los dispositivos convencionales. Las salidas de baja potencia de los sensores pueden ser acondicionadas a valores estándares mediante amplificadores externos. De este modo, se posibilita el uso de equipos o relés electrónicos convencionales.

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Las principales ventajas que se derivan de la utilización de sistemas basados en sensores son las siguientes:  Volumen reducido. La menor potencia de estos transformadores permite reducir drásticamente su volumen.  Mejor precisión La captación de señal es mucho más precisa debido a las altas relaciones de transformación.  Amplio rango. Cuando hay aumentos de potencia en la instalación, no es necesario cambiar los sensores por unos de mayor relación.  Mayor seguridad. Las partes activas al aire desaparecen con el consiguiente incremento de seguridad para las personas.  Mayor fiabilidad. El aislamiento integral de toda la instalación aporta mayores grados de protección contra agentes externos.  Fácil mantenimiento. No es necesario desconectar los sensores cuando se realiza la prueba del cable o de la celda.

6.1.1. Características Funcionales de los Sensores de Intensidad Los sensores de intensidad son transformadores toroidales con una alta relación de transformación y baja carga de precisión. Están encapsulados en resina de poliuretano autoextinguible. Toroidales de Intensidad de Fase Relación Rango de medida Protección Medida Potencia de precisión Intensidad térmica Intensidad dinámica Intensidad de saturación Frecuencia Aislamiento Diámetro exterior Diámetro interior Altura Peso Polaridad Encapsulado Clase térmica Norma de referencia

Rango 5-100 A 300/1 A 5 A a 100 A Extd. 130% 5P20 Clase 1 0,18 VA 20 kA 50 kA 7800 A 50-60 Hz 0,72/3 kV 139 mm 82 mm 38 mm 1,350 kg S1- azul, S2-marrón Poliuretano autoextinguible B (130 ºC) IEC 60044-1

Rango 15-630 A 1000/1 A 15 A a 630 A Extd. 130% 5P20 Clase 1 0,2 VA 20 kA 50 kA 26000 A 50-60 Hz 0,72/3 kV 139 mm 82 mm 38 mm 1,650 kg S1- azul, S2-marrón Poliuretano autoextinguible B (130 ºC) IEC 60044-1

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Toroidal fase

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Toroidal homopolar

6.1.2. Conexionado Suma Vectorial/Homopolar El conexionado de los transformadores descritos anteriormente se realiza de dos formas diferentes dependiendo de si se utiliza o no el transformador homopolar. Como norma general, se utiliza toroidal homopolar cuando la intensidad de defecto a tierra sea de un valor inferior al 10% del valor nominal de intensidad de fase. DETECCIÓN DE INTENSIDAD DE TIERRA POR SUMA VECTORIAL

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DETECCIÓN DE INTENSIDAD DE TIERRA CON TOROIDAL HOMOPOLAR

Toroidales de Intensidad Homopolares

Relación Rango de medida Protección Medida Potencia de precisión Intensidad térmica Intensidad dinámica Intensidad de saturación Frecuencia Aislamiento Dimensiones exteriores Dimensiones interiores Altura Peso Polaridad Encapsulado Clase térmica Norma de referencia

Rango 5-100 A

Rango 15-630 A

300/1 A 0,5 A a 50 A Extd. 130% 5P10 Clase 3 0,2 VA 20 kA 50 kA 780 A 50-60 Hz 0,72/3 kV 330 x 105 mm 272 x 50 mm 41 mm 0,98 kg S1- azul, S2-marrón Poliuretano autoextinguible B (130 ºC) IEC 60044-1

1000/1 A 0,5 A a 50 A Extd. 130% 5P10 Clase 3 0,2 VA 20 kA 50 kA 780 A 50-60 Hz 0,72/3 kV 330 x 105 mm 272 x 50 mm 41 mm 0,98 kg S1- azul, S2-marrón Poliuretano autoextinguible B (130 ºC) IEC 60044-1

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6.2. SENSORES DE TENSIÓN La detección de la tensión de la celda se realiza mediante un divisor capacitivo incorporado en el propio pasatapas de la celda.

ekorRPci

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7. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS 7.1. VALORES NOMINALES Alimentación Entradas de intensidad

Precisión Frecuencia Contactos de salida Temperatura Comunicaciones

CA CC Consumo Fase primario Tierra I térmica/dinámica Impedancia Temporización Medida / Protección Tensión Intensidad Potencia conmutación Funcionamiento Almacenamiento Puerto frontal Puerto trasero Protocolo

24 Vca...110 Vca+/-30% 24 Vcc...125 Vcc +/-30% < 2 VA 5 A...630 A (s/ modelo) 0,5 A...50 A (s/ modelo) 20 kA / 50 kA 0,1 Ω 5% (mínimo 20 ms) Clase 1 / 5P20 50 Hz; 60 Hz +/-1% 270 Vca 5 A (CA) 750 VA (carga resistiva) -10 ºC...+60 ºC -25 ºC...+70 ºC DB9 RS232 RS485 (5 kV) – RJ45 RS485-Fibra óptica MODBUS (RTU)/ PROCOME

7.2. DISEÑO MECÁNICO Grado de protección Dimensiones (h x a x f): Peso Conexión

Bornes En celda Cable/Terminal

IP2X IP3X 146x47x165 mm 0,3 kg 0,5...2,5 mm2

7.3. ENSAYOS DE AISLAMIENTO IEC 60255-5

Resistencia de aislamiento Rigidez dieléctrica Impulsos de tensión común diferencial

500 VCC: > 10 G 2 kVca; 50 Hz; 1 min 5 kV;1,2/50 s;0,5 J 1 kV;1,2/50 s;0,5 J

7.4. COMPATIBILIDAD ELECTROMAGNÉTICA IEC 60255-11 IEC 60255-22-1 IEC 60255-22-2 IEC 60255-22-3 IEC 60255-22-4 IEC 60255-22-5 IEC 60255-22-6 IEC 61000-4-8

Microcortes Rizado Onda Amortiguada 1 MHz Descargas electrostáticas (IEC 61000-4-2, clase III) Campos radiados (IEC 61000-4-3, clase III) Ráfagas- Transitorios rápidos (IEC 61000-4-4) Impulsos de sobretensión (IEC 61000-4-5) Señales de radiofrecuencia Inducidas (IEC 61000-4-6) Campos magnéticos

100 ms 12 % 2,5 kV; 1 kV 8 kV aire 6 kV contacto 10 V/m ± 4 kV 2 kV; 1 kV 150 kHz...80 MHz 100 A/m; 50 Hz en permanencia 1000 A/m; 50 Hz, 2 s

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IEC 61000-4-12 IEC 60255-25 IEC 60255-25

Onda senoidal amortiguada Emisiones radiadas (EN61000-6-4) Emisiones conducidas

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2,5 kV; 1 kV 30 MHz...1 GHz 150 kHz...30 MHz

7.5. ENSAYOS CLIMÁTICOS IEC 60068-2-1

Variaciones lentas. Frío

IEC 60068-2-2

Variaciones lentas. Calor

IEC 60068-2-78 IEC 60068-2-30

Calor húmedo, ensayo continuo Ciclos de calor húmedo

-10 ºC; 960 min -25 ºC; 960 min +60 ºC; 960 min +70 ºC; 960 min +40 ºC; 93%; 5760 min +40 ºC, 2 ciclos

7.6. ENSAYOS MECÁNICOS IEC 60255-21-1 IEC 60255-21-2

Vibración sinusoidal. Respuesta Vibración sinusoidal. Endurancia Choques. Respuesta Choque. Endurancia Sacudida. Endurancia

10-150 Hz; 1 g 10-150 Hz; 2 g 11 ms; 5 g 11 ms; 15 g 16 ms; 10 g

7.7. ENSAYOS DE POTENCIA IEC 60265 IEC 60265 IEC 60265 IEC 60056

Corte y conexión de cables en vacío. Corte y conexión de carga mayormente activa. Faltas a tierra Corte y conexión de transformadores en vacío. Establecimiento y corte de cortocircuitos.

24 kV / 50 A/ cosφ=0,1 24 kV /630 A/ cosφ=0,7 24 kV /200 A /50 A 13,2 kV /250 A/1250 kVA 20 kA / 1s

7.8. CONFORMIDAD CE Este producto cumple con la directiva de la Unión Europea sobre compatibilidad electromagnética 2004/108/CE, y con la normativa internacional IEC60255. La unidad ekorRPci, ha sido diseñada y fabricada para su uso en zonas industriales acorde a las normas de CEM. Esta conformidad es resultado de un ensayo realizado según el artículo 10 de la directiva, y recogido en el protocolo CE-26/08-07-EE-1.

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8. MODELOS DE PROTECCIÓN, MEDIDA Y CONTROL 8.1. DESCRIPCIÓN MODELOS vs FUNCIONES ekorRPGci Unidad de protección general de distribución instalada en celdas de interruptor automático. Dispone de las funciones de: protección de sobreintensidad, reenganchador, etc. Las principales aplicaciones en las que se utiliza son: protección general de líneas, instalaciones de cliente, transformadores, bancos de condensadores, etc. La unidad dispone de entradas y salidas para la supervisión y el control del interruptor. El rango de potencias en las que se utiliza abarca desde 50 kVA hasta 400 kVA (630 kVA para celdas del sistema CGM-CGC y CGM.3), cuando lleva toroidales de rango 5 A a 100 A y entre 160 kVA y 15 MVA (25 MVA para celdas del sistema CGM-CGC y CGM.3) con toroidales de 15 A a 630 A.

ekorRPTci Unidad de protección de transformadores de distribución instalada en celdas de interruptor combinado con fusibles. Todas las funciones de protección son realizadas por la unidad electrónica salvo los cortocircuitos polifásicos de alto valor que se producen en el primario del transformador. Dispone de entradas y salidas para la supervisión y el control del interruptor. El rango de potencias que puede proteger la misma unidad abarca desde 50 kVA hasta 2000 kVA en celdas del sistema CGMCOSMOS y desde 50 kVA hasta 1250 kVA en celdas del sistema CGM-CGC y CGM.3.

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ekorRPG

Generales Captadores de intensidad de fase Captador de intensidad de tierra (homopolar) Captadores de tensión Sincronización horaria Alimentación 24 Vcc...125 Vcc / 24 Vca...110 Vca Autoalimentación Protección Sobreintensidad de fases (50-51) Sobreintensidad de fuga a tierra (50N-51N) Ultrasensible de fuga a tierra (50Ns-51Ns) Tensión Detección de presencia / ausencia de tensión Detección, Automatización Y Control 5 entradas / 7 salidas (*) 10 entradas / 4 salidas (*) Reenganchador Comunicaciones MODBUS-RTU PROCOME Puerto RS-232 para configuración Puerto RS-485 para telecontrol por par trenzado Puerto RS-485 para telecontrol por fibra óptica Programa de ajuste y monitorización ekorSOFT Indicaciones Indicación de motivo de disparo Indicación De Error Comprobación (Test) Bloque de pruebas para inyección de intensidad Medidas Intensidad Presencia / Ausencia de tensión

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ekorRPT

Unidades de Protección, Medida y Control ekorRPci

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3 Op 3 Sí Sí No

3 Op 3 Sí Sí No

Sí Op Op

Sí Op Op

Sí

Sí

Op Op No

Op Op Sí

Sí Sí Sí Sí Op Op

Sí Sí Sí Sí Op Op

Sí Sí

Sí Sí

No

Si

Sí Sí

Sí Sí

(*) Ambas opciones no son acumulables. Según modelo se dispondrá de una u otra opción. Op-Opcional

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8.2. CONFIGURADOR DE RELÉS Para seleccionar la unidad ekorRPci necesaria en función de las características de la instalación, se utilizará el siguiente configurador: ekorRP

B

Tipo: G – Para celda de protección con interruptor automático T – Para celda de protección con fusibles Funciones de protección: 10 – Tres fases (3 x 50/51) (1) 20 – Tres fases y neutro (3 x 50/51 + 50N/51N) (1) 30 – Tres fases y neutro sensible (3 x 50/51 + 50Ns/51Ns) (1) Entradas/Salidas: 0 – 5 entradas / 7 salidas 1 – 5 entradas / 7 salidas, con vigilancia de bobinas 2 – 10 entradas / 4 salidas Toroidales: 0 – Sin toros 1 – Rango 5–100 A 2 – Rango 15–630 A Alimentación: B – Alimentación auxiliar (Batería, UPS, etc.) (1)

(+79) en el caso de relés ekorRPGci para celdas de interruptor automático.

Ejemplo: En el caso de un relé para celda de protección con interruptor automático, con funciones 3 x 50/51 + 50Ns/51Ns y toroidales de rango 5-100 A y 5 entradas / 7 salidas, el configurador correspondiente sería ekorRPG-3001B.

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8.3. UNIDADES ekorRPGci 8.3.1. Descripción Funcional La unidad ekorRPGci está enfocada a la protección general de líneas, instalaciones de cliente, transformadores, etc. Se instala en celdas de interruptor automático CGMCOSMOS-V, CGM-CMP-V y/o CGM.3-V, de forma que todas las funciones de protección son realizadas por la unidad electrónica. Cuando se detecta una sobreintensidad que está dentro de los valores de la zona de operación del relé, este actúa sobre un disparador biestable de baja energía que abre el interruptor automático.

CGMCOSMOS-V

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CGM.3-V

CGM-CMP-V

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8.3.2. Definición de Entradas / Salidas Las unidades de protección, medida y control ekorRPGci, disponen de una serie de entradas y salidas físicas aisladas del resto de circuitos independientes. Para el modelo de cinco entradas y siete salidas la relación de señales de que se dispone es la siguiente: Entradas Físicas E1 Disparo exterior E2 Interruptor cerrado E3 Estado reeng. (Con un flanco de subida conmuta entre el estado del reeng. ON/OFF) E4 Propósito general E5 Propósito general

Salidas Físicas S1 S2

Indicación de disparo Watchdog

S3

Disparo fases (50/51)

S4 S5 S6 S7

Disparo tierra (50N/51N) Error de interruptor Orden de apertura Orden de cierre

Para el modelo de cinco entradas y siete salidas con vigilancia de bobinas la relación de señales de que se dispone es la siguiente: Entradas Físicas E1 E2 E3 E4 E5

Estado reeng. (Con un flanco de subida conmuta entre el estado del reeng. ON/OFF) Interruptor cerrado Vig. Bob. Cierre en abierto Vig. Bob. Cierre en cerrado Vig. Bob. Apertura

Salidas Físicas S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7

Indicación de disparo Watchdog (WD) Disparo definitivo reenganchador Reenganchador fuera de servicio Error de interruptor Orden de apertura Orden de cierre

Para modelos con diez entradas y cuatro salidas, la definición de las mismas es la siguiente: Entradas Físicas E1 E2 E3 E4 E5 E6 E7 E8 E9* E10*

Disparo exterior Interruptor cerrado Interruptor abierto Seccionador en posición de barras Seccionador en seccionamiento Seccionador en tierras Muelles tensados Actuación anti-bombeo Vigilancia de bobina de cierre (en abierto y en cerrado) Vigilancia de bobina de apertura (en abierto y en cerrado)

Salidas Físicas S1 S2 S3 S4

Indicación de disparo Watchdog Orden de apertura Orden de cierre

*donde, E9 y E10 han de ir asociadas a la vigilancia de las bobinas de apertura y cierre. NOTA: La funcionalidad específica de las Entradas y Salidas, depende de la instalación y puede ser diferente a lo expuesto en las tablas anteriores. Para verificar la funcionalidad específica de estas Entradas y Salidas, consultar los esquemas de la instalación.

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Abajo se muestra el esquema de entradas y salidas del relé, señales accesibles desde el bornero del ekorRPGci, para modelos de 5 entradas y 7 salidas y para modelos de 10 entradas y 4 salidas. ekorRPci

ekorRPGci

5 entradas y 7 salidas

10 entradas y 4 salidas

Las entradas y salidas remotas, ajustes, parámetros, medidas, etc., son accesibles por medio de protocolo de comunicaciones.

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8.3.3. Características Técnicas La unidad de protección ekorRPGci se utiliza para proteger las siguientes potencias: Sistemas CGMCOSMOS / CGM-CGC / CGM.3 Tensión de Red [kV]

(1)

6,6 10 12 13,2 15 20 25 (1) 30 (1)

ekorRPG con Toros 5-100 A P. mín [kVA] 50 100 100 100 100 160 200 250

ekorRPG con Toros 15-630 A [kVA] 160 200 315 315 315 400 630 630

P. máx [kVA] 5000 7500 10000 10000 12000 15000 20000 25000

Para celdas del sistema CGM-CGC y CGM.3

El proceso de elección de los parámetros de protección de la unidad ekorRPGci en celdas CGMCOSMOS-V, CGM-CMP-V y CGM.3-V son los siguientes: 1. Determinar la potencia del sistema a proteger, y seleccionar el modelo de ekorRPGci, según la tabla anterior. 2. Calcular la intensidad nominal In = S/3xUn. 3. Definir el nivel de sobrecarga en permanencia I>. Valores habituales en transformadores hasta 2000 kVA son el 20% para instalaciones de distribución y el 5% en instalaciones de generación. 4. Seleccionar la curva de sobrecarga transitoria. La coordinación entre las curvas de los relés y los fusibles de BT se realiza con el tipo de curva EI. 5. Definir el retardo en sobrecarga transitoria K. Este parámetro está definido por la constante térmica del transformador. Así cuanto mayor es esta constante, más tiempo tarda en incrementarse la temperatura del transformador ante una sobrecarga y, por lo tanto, más tiempo se puede retardar el disparo de la protección. Para transformadores de distribución es habitual el valor K = 0,2, que implica un disparo en 2 s si la sobrecarga es del 300% en curva EI. 6. Nivel de cortocircuito I>>. Se debe determinar el valor máximo de la intensidad de magnetización del transformador. El pico de intensidad que se produce cuando se conecta un transformador en vacío, por efecto de la magnetización del núcleo, es varias veces superior al nominal. Este valor de pico de hasta 12 veces el nominal (10 veces para más de 1000 kVA) tiene un contenido en armónicos muy elevado, de forma que su componente fundamental de 50 Hz es mucho menor. Así, un valor habitual de ajuste de este parámetro es entre 7 y 10. En el caso de protecciones generales para varias máquinas este valor puede ser inferior. 7. Temporización de instantáneo T>>. Este valor corresponde con el tiempo de disparo de la protección en caso de cortocircuito. Depende de la coordinación con otras protecciones, y los valores habituales se sitúan entre 0,1 y 0,5 s.

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En el caso de una protección general para dos máquinas de 1000 kVA cada una: S = 2000 kVA, Un =15 kV Los pasos a seguir para un correcto ajuste del relé de protección son los siguientes:  Intensidad nominal. In = S/3xUn = 2000 kVA/3x15 kV  77 A  Sobrecarga admitida en permanencia 20%. In x I> = 77 A x 1,2  92 A  Tipo curva Extremadamente Inversa. E.I.  Factor de sobrecarga transitoria. K =0,2  Nivel de cortocircuito. In x I> x I>> = 77 A x 1,2 x 10  924 A  Temporización de instantáneo T>> = 0,1 s El ajuste de la unidad de tierra depende de las características de la red donde está instalado el equipo. En general, los valores de defecto a tierra son suficientemente elevados como para ser detectados como sobreintensidad. En las redes de neutro aislado o compensado, cuando el valor de defecto es muy pequeño, es decir, cuando la protección de tierra se ajusta a un valor inferior al 10 % de la intensidad nominal de fase, se recomienda utilizar la protección ultrasensible de tierra. Los valores de los parámetros de ajuste deben garantizar la selectividad con las protecciones de cabecera. Dada la variedad de criterios de protección y de los tipos de régimen de neutro de las redes, no se puede indicar una única parametrización que se ajuste a cada caso. De forma general, y para máquinas de hasta 2000 kVA, los ajustes que se indican a continuación son orientativos, y se debe comprobar que coordinan correctamente con las protecciones existentes aguas arriba (protecciones generales, de línea, cabecera, etc.).

Ajuste de Fase

Intensidad Nominal In=S/3xUn = 77 A

Tipo de Neutro Ajuste de Tierra ( )

Curva Instantáneo EI

Curva Instantáneo

K

I>>

T>>

1,2

0,2

10

0,1

Io>

Ko

Io>>

To>>

Rígido o impedante

NI

DT

0,2

0,2

5

0,1

Aislado o compensado

NI

DT

0,1 / Ig = 2 A (*)

0,2

5

0,2

* En el caso de utilizar toroidal homopolar

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DT

I>

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8.3.4. Instalación en Celda Las partes integrantes de las unidades ekorRPGci son el relé electrónico, los sensores de tensión e intensidad, el disparador biestable, la bobina de disparo y el bornero. El relé electrónico se soporta mediante unos anclajes al mando de la celda. El frontal del equipo donde se agrupan los elementos de interface de usuario, display, teclas, puerto de comunicaciones, etc., es accesible desde el exterior sin necesidad de quitar la envolvente del mando. En su parte posterior se encuentran los conectores X1 y X2 (ver apartado § 8.3.5), así como el cableado que le une a los sensores de tensión e intensidad y al bornero. Las señales que son operativas para el usuario se agrupan en un bornero cortocircuitable accesible en la parte superior de la celda. Esto permite utilizar equipos convencionales de inyección de intensidad para pruebas de relés de protección. La funcionalidad del bornero cortocircuitable para conexión del usuario se describe a continuación. Bornas

Denominación

I1, I3, I5, I7, I9, I11

IP1, IP2, IP3, …

Funcionalidad

Uso Habitual

Bornas cortocircuitables y Inyección de intensidad para seccionables de los circuitos pruebas del relé por el secundarios de intensidad. secundario.

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8.3.5. Esquema Eléctrico ekorRPGci El esquema eléctrico recoge las conexiones eléctricas entre las diferentes partes de las unidades de protección, medida y control ekorRPGci.

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

Vista frontal y trasera

8.3.6. Instalación de Toroidales En las celdas CGMCOSMOS-V, CGM-CMP-V y CGM.3-V, los transformadores de intensidad se instalan en los pasatapas de la celda. Esto implica que no existen problemas de error de conexión de malla de tierra. Además, estos toroidales están provistos de una conexión de pruebas para operaciones de mantenimiento. Las bornas que se pueden utilizar con los toroidales montados en los pasatapas son las siguientes:

Fabricante

EUROMOLD

Intensidad 12 kV 12 kV 24 kV 24 kV 36 kV 36 kV Nominal Tipo de Sección Tipo de Sección Tipo de Sección [A] Conector [mm2] Conector [mm2] Conector [mm2] 400 630 630 630

400 TE 400 LB 400 TB 440 TB

70-300 50-300 70-300 185-630

K-400TE K-400LB K-400TB K-440TB

25-300 50-300 35-300 185-630

M-400TB M-440TB

25-240 185-630

Para otro tipo de bornas[1] se deben soltar los toroidales e instalarlos en los cables directamente, siguiendo las instrucciones descritas en el apartado § 8.4.6.

[1]

Consultar con el departamento Técnico – Comercial de Ormazabal.

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8.3.7. Comprobación y Mantenimiento La unidad de protección, medida y control ekorRPGci está diseñada para poder realizar las comprobaciones de funcionamiento necesarias, tanto en la puesta en servicio como en las comprobaciones periódicas de mantenimiento. Se distinguen varios niveles de comprobación atendiendo a la posibilidad de interrumpir el servicio y al acceso al compartimento de cables de MT de la celda.  Comprobación por primario: Este caso corresponde a las pruebas que se realizan del equipo cuando está totalmente fuera de servicio, ya que implica la maniobra del interruptor automático y la puesta a tierra de los cables de salida de la celda. En este caso se inyecta intensidad a través de los transformadores toroidales y se comprueba que la protección abre el interruptor automático en el tiempo seleccionado. Adicionalmente se verifica que las indicaciones de disparo son correctas y el registro de históricos almacena todos los eventos. Los pasos que se deben seguir para realizar esta comprobación son los siguientes: -

-

Abrir el interruptor automático de la celda. Conectar el seccionador de puesta a tierra, y posteriormente cerrar el interruptor automático para una puesta a tierra efectiva. Acceder al compartimento de cables y pasar a conectar el cable de prueba a la conexión de test de los toroidales. Conectar el cable de prueba al circuito de intensidad del ensayador. Conectar la señal S1, indicación de disparo (según funcionalidad programada), a la entrada de parada de temporizador del ensayador. Desconectar el interruptor automático. Desconectar el seccionador de puesta a tierra y, posteriormente, cerrar el interruptor automático. Para realizar la apertura del interruptor automático mediante la unidad de protección el seccionador de puesta a tierra debe estar desconectado. Inyectar las intensidades de prueba, y verificar que los tiempos de disparo son los correctos. Comprobar que en el display las indicaciones corresponden con los disparos efectuados.

Se debe tener en cuenta que para los disparos de fase el cable de prueba se debe conectar a las pletinas de prueba de dos toroidales. La intensidad ha de pasar por cada uno de ellos en sentido contrario. Así, si en el primero pasa de arriba hacia abajo, en el otro lo debe hacer de abajo hacia arriba para que la suma de las dos intensidad Bornero de sea cero y no se produzcan disparos por comprobación tierra. En el caso de realizar disparo por tierra el cable de prueba se conecta a un único toroidal (toro homopolar o de fase, según disponga o no de toro homopolar). Se deben realizar pruebas de disparo por todos los transformadores toroidales para determinar el funcionamiento de la unidad completa.

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I-1 I-3

I-11

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 Comprobación por secundario con maniobra del Interruptor Automático: Este caso corresponde a las pruebas que se realizan del equipo cuando no se puede acceder al compartimento de cables. Esto es debido a que los cables de salida de la celda están en tensión y no se pueden conectar a tierra. En este caso no se puede conectar el cable de prueba a la conexión de test de los toroidales, y la inyección de intensidad se realiza desde el bornero de comprobación. Este método de prueba también se utiliza cuando los valores de intensidad de primario a los que se prueba son muy superiores a los que proporcionan los equipos de ensayo (habitualmente más de 100 A). Los pasos que se deben seguir para realizar esta comprobación son los siguientes: - Acceder al compartimento superior del mando donde se encuentra el bornero de comprobación y pruebas. - Cortocircuitar, y posteriormente seccionar las bornas de los circuitos de intensidad I1, I3, I5, I7, I9 e I11. Esta operación sitúa en cortocircuito los secundarios de los transformadores de intensidad. - Conectar el cable de prueba a las bornas I1 a I11, teniendo en cuenta la siguiente relación entre la bornas y las fases. Intensidad por L1 – I1 e I11. Intensidad por L2 – I3 e I11. Intensidad por L3 – I5 e I11. Intensidad por L1 y L2 (sin intensidad de tierra) – I1 e I3. Intensidad por L1 y L3 (sin intensidad de tierra) – I1 e I5. Intensidad por L2 y L3 (sin intensidad de tierra) – I3 e I5. - Conectar el cable de prueba al circuito de intensidad del ensayador. - Conectar la salida S1, indicación de disparo (según funcionalidad programada), a la entrada de parada de temporizador del ensayador. - En el caso de poder abrir el interruptor automático, éste se debe maniobrar a la posición de cerrado. Si no se puede maniobra el interruptor automático, se deben mantener desconectados el disparador biestable y la bobina de disparo, y proceder a la comprobación según lo que se explica en el siguiente apartado “Comprobación sin maniobra del I.A.”. - Inyectar las intensidades de prueba de secundario teniendo en cuenta que la relación de transformación es 300/1 A ó 1000/1 A dependiendo del modelo. Verificar que los tiempos de disparo son los correctos. Comprobar que en el display las indicaciones corresponden con los disparos efectuados.

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 Comprobación por secundario sin maniobra del Interruptor Automático: En muchas ocasiones no se puede maniobrar el interruptor automático de la celda de protección, y por lo tanto las pruebas de mantenimiento se realizan exclusivamente sobre la unidad electrónica. Así, en estos casos se deben tener en cuenta los siguientes puntos: -

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Desconectar siempre el disparador biestable y la bobina de disparo. De este modo el relé puede realizar disparos sin actuar sobre el mecanismo de apertura. Proceder a la inyección de intensidad según el apartado anterior de “Comprobación por secundario con maniobra del I.A.”. Si se conoce el consumo, aunque sea de forma aproximada, se pueden verificar los transformadores toroidales. La intensidad que circula por los secundarios (bornas I1, I3 y I5) debe ser la correspondiente a la relación 300/1 A o 1000/1 A.

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8.4. UNIDADES ekorRPTci 8.4.1. Descripción Funcional La unidad de protección, medida y control ekorRPTci, está enfocada a la protección de transformadores de distribución. Se instala en celdas de interruptor combinado con fusibles, de forma que todas las funciones de protección son realizadas por el sistema electrónico salvo los cortocircuitos polifásicos de alto valor que son despejados por los fusibles. Cuando se detecta una sobreintensidad que está dentro de los valores que puede abrir el interruptor en carga, el relé actúa sobre un disparador biestable de baja energía que abre el interruptor. En el caso de que la intensidad de defecto sea superior a la capacidad de corte del interruptor en carga[1], se bloquea el disparo del interruptor, para que se produzca la fusión de los fusibles. Por otro lado, se consigue un seccionamiento del equipo en defecto evitando que los fusibles se queden en tensión.

8.4.2. Definición de Entradas/Salidas

 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR

 PROTECCIÓN GENERAL (Suministro a cliente en MT)

La unidad de protección, medida y control ekorRPTci, puede disponer de cinco entradas y siete salidas físicas, o de ocho entradas y cuatro salidas físicas según se muestran en la siguiente tabla (ver esquema apartado § 8.3.2). Todas las entradas y salidas físicas están aisladas del resto de circuitos independientes. Para el módulo de cinco entradas y siete salidas la relación de señales disponible es la siguiente: Entradas Físicas E1 E2 E3 E4 E5

Disparo exterior Interruptor cerrado No aplicable Propósito general Propósito general

Salidas Físicas S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7

Indicación de disparo Watchdog Disparo de fases (50/51) Disparo Tierra (50N/51N) Error de interruptor Orden de apertura Orden de cierre

[1]

1200 A para CGMCOSMOS-P, 480 A para CGM-CMP-F gama 36 kV y CGM.3 y 300 A para CGM-CMP-F gama 24 kV.

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Para el módulo de ocho entradas y cuatro salidas la relación de señales disponible es la siguiente: Entradas Físicas E1 E2 E3 E4 E5 E6 E7 E8

Salidas Físicas

Disparo exterior Interruptor cerrado Interruptor abierto Seccionador en posición de barras Seccionador en seccionamiento Seccionador en tierras Muelles tensados Actuación anti-bombeo

S1 S2 S3 S4

Indicación de disparo Watchdog Orden de apertura Orden de cierre

NOTA: La funcionalidad específica de las Entradas y Salidas, depende de la instalación y puede ser diferente a lo expuesto en las tablas anteriores. Para verificar la funcionalidad específica de estas Entradas y Salidas, consultar los esquemas de la instalación.

Las entradas y salidas son accesibles desde el bornero del ekorRPTci. La consulta del estado de las entradas y la actuación sobre las salidas, puede realizarse tanto en modo local como por protocolo de comunicaciones. Asimismo también son accesibles de igual manera, los ajustes, parámetros, medidas, etc.

8.4.3. Características Técnicas La unidad ekorRPTci se utiliza para proteger las siguientes potencias de transformador. Sistema CGMCOSMOS Tensión de Red [kV]

Tensión Nominal Fusible [kV]

6,6 10 12 13,2 15 20

3/7,2 6/12 10/24 10/24 10/24 10/24

( )

Potencia MÍNIMA de Transformador Calibre Fusible [kVA] [A] 16 50 16 100 16 100 16 100 16 125 16 160

¹ Cartucho de 442 mm, (²) Fusible SSK 125 A SIBA

Potencia MÁXIMA de Transformador Calibre Fusible [kVA] [A] ( ) 160 ¹ 1250 160 (¹) 1250 100 1250 100 1250 125 (²) 1600 125 2000

Sistema CGM-CGC / CGM.3 Tensión de Red [kV]

Tensión Nominal Fusible [kV]

6,6 10 12 13,2 15 20 25 30

3/7,2 6/12 10/24 10/24 10/24 10/24 24/36 24/36 ( )

Potencia MÍNIMA de Transformador Calibre Fusible [kVA] [A] 16 50 16 100 10 100 10 100 16 125 16 160 25 200 25 250

¹ Cartucho de 442 mm

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(2)

Fusible SSK de SIBA (consultar)

Potencia MÁXIMA de Transformador Calibre Fusible [kVA] [A] ( ) 160 ¹ 1000 125 1250 63 800 63 800 63 1000 63 1250 80 (2) 2000 (2) 80 2500

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El proceso de elección de los parámetros de ekorRPTci en celda CGMCOSMOS–P son los siguientes:

protección

de

la

unidad

1. Determinar el calibre del fusible necesario para proteger el transformador según la tabla de fusibles del documento IG-078 de Ormazabal. Los calibres máximos que se pueden utilizar son 160 A para tensiones iguales o inferiores a 12 kV, y 125 A para tensiones iguales o inferiores a 24 kV. 2. Calcular la intensidad nominal de máquina In = S/3xUn. 3. Definir el nivel de sobrecarga en permanencia I>. Valores habituales en transformadores hasta 2000 kVA son el 20% para instalaciones de distribución y el 5% en instalaciones de generación. 4. Seleccionar la curva de sobrecarga transitoria. La coordinación entre las curvas de los relés y los fusibles de BT se realiza con el tipo de curva EI. 5. Definir el retardo en sobrecarga transitoria K. Este parámetro está definido por la constante térmica del transformador. Así, cuanto mayor es esta constante, más tiempo tarda en incrementarse la temperatura del transformador ante una sobrecarga y, por lo tanto, más tiempo se puede retardar el disparo de la protección. Para transformadores de distribución es habitual el valor K = 0,2 que implica un disparo en 2 s si la sobrecarga es del 300% en curva EI. 6. Nivel de cortocircuito I>>. Se debe determinar el valor máximo de la intensidad de magnetización del transformador. El pico de intensidad que se produce cuando se conecta un transformador en vacío, por efecto de la magnetización del núcleo, es varias veces superior al nominal. Este valor de pico de hasta 12 veces el nominal (10 veces para más de 1000 kVA) tiene un contenido en armónicos muy elevado, de forma que su componente fundamental de 50 Hz es mucho menor. Así, un valor habitual de ajuste de este parámetro es entre 7 y 10. 7. Temporización de instantáneo T>>. Este valor corresponde con el tiempo de disparo de la protección en caso de cortocircuito. Depende de la coordinación con otras protecciones, y los valores habituales se sitúan entre 0,1 y 0,5 s. En el caso de que el cortocircuito sea de valor elevado, actuarán los fusibles en el tiempo determinado por su curva característica. 8. Determinar el valor de intensidad en el caso de cortocircuito trifásico secundario. Este defecto debe ser despejado por los fusibles, y corresponde con el valor máximo del punto de intersección entre la curva del relé y del fusible. Si el punto de intersección es superior al valor de cortocircuito secundario, se deben cambiar los ajustes para cumplir este requisito. Para la elección de los parámetros de protección de la unidad ekorRPTci en celdas CGMCMP-F o CGM.3-P, los pasos a seguir son similares a los propuestos en los párrafos anteriores, variando únicamente el primer paso. El calibre del fusible necesario para proteger el transformador se determina según la tabla de fusibles de los documentos de Ormazabal IG-034 e IG-136, respectivamente, teniendo en cuenta que las potencias mínimas a proteger se han mostrado en la tabla anterior. En el caso de proteger un transformador de las siguientes características, en un sistema de celdas CGMCOSMOS: S = 1250 kVA, Un =15 kV y Uk = 5%

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Los pasos a seguir para una correcta coordinación entre los fusibles y el relé de protección son los siguientes:  Elección de fusible según IG-078. Fusible 10/24 kV 125 A  Intensidad nominal. In = S/3 x Un = 1250 kVA/3 x 15 kV  48 A  Sobrecarga admitida en permanencia 20%. In x I> = 48 A x 1,2  58 A  Tipo curva Extremadamente Inversa. E.I.  Factor de sobrecarga transitoria. K =0,2  Nivel de cortocircuito. In x I> x I>> = 48 A x 1,2 x 7  404 A  Temporización de instantáneo T>> = 0,4 s  Cortocircuito secundario. Ics = In x 100/ Uk = 48 A x 100 / 5  960 A

Figura 8.1: Ejemplo para fusible SSK de SIBA

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El ajuste de la unidad de tierra depende de las características de la red donde está instalada la unidad. En general, los valores de defecto a tierra son suficientemente elevados como para ser detectados como sobreintensidad. Incluso en las redes de neutro aislado o compensado el valor de defecto en las instalaciones de protección de transformador se discrimina claramente de las intensidades capacitivas de las líneas. Así, las unidades ekorRPTci para protección de transformador se utilizan en redes de neutro aislado sin necesidad de direccionalidad. Los valores de los parámetros de ajuste deben garantizar la selectividad con las protecciones de cabecera. Dada la variedad de criterios de protección y de los tipos de régimen de neutro de las redes, no se puede indicar una única parametrización que se ajuste a cada caso. De forma general, y para máquinas de hasta 2000 kVA, los ajustes que se indican a continuación son orientativos, y se debe comprobar que coordinan correctamente con las protecciones existentes aguas arriba (protecciones generales, de línea, cabecera, etc.). Ajuste de Fase Ajuste de Tierra

Intensidad Nominal

Temporizado

Instantáneo

I>

K

I>>

T>>

In=S/3xUn = 48 A

EI

DT

1,2

0,2

7

0,4

Tipo de Neutro

Temporizado

Instantáneo

Io>

Ko

NI

DT

0,2

0,2

5

0,4

NI

DT

0,1/Ig=2 A(*)

0,2

5

0,4

Rígido o impedante Aislado o compensado

Io>> To>>

( )

* En el caso de utilizar toroidal homopolar

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8.4.4. Instalación en Celda Las partes integrantes de las unidades ekorRPTci son el relé electrónico, los sensores de tensión e intensidad, el disparador biestable, bobina de disparo y el bornero.

CGM-CMP-F

CGM.3-F

CGMCOSMOS-P

El relé electrónico se soporta mediante unos anclajes al mando de la celda. El frontal del equipo donde se agrupan los elementos de interface de usuario, display, teclas, puerto de comunicaciones, etc. es accesible desde el exterior sin necesidad de quitar la envolvente de mando. En su parte posterior se encuentran los conectores X1 y X2, así como el cableado que le une a los sensores de tensión e intensidad y al bornero.

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8.4.5. Esquema Eléctrico ekorRPTci El esquema eléctrico de las unidades ekorRPTci se muestra a continuación.

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8.4.6. Instalación de Toroidales La instalación de los transformadores de intensidad toroidales requiere especial atención. Es la principal fuente de problemas de disparos intempestivos, y su funcionamiento incorrecto puede provocar disparos que no se detectan en la puesta en servicio. A continuación se detallan las indicaciones que se deben tener en cuenta en la instalación.  Los toroidales se instalan en los cables de salida de la celda. El diámetro interior es de 82 mm lo que implica que los cables de MT que se utilizan pueden pasar por su interior con facilidad.  La pantalla de tierra SÍ debe pasar por el interior del toroidal cuando salga de la parte de cable que queda por encima del toroidal. En este caso, la trenza se pasa por el interior del toroidal antes de conectarla al colector de tierras de la celda. Se debe asegurar que la trenza no toca ninguna parte metálica, como el soporte de cables u otras zonas del compartimento de cables, antes de conectarse a la tierra de la celda.

Pantalla de tierra: se debe pasar por el interior de los toroidales

 La pantalla de tierra NO debe pasar por el interior del toroidal cuando salga de la parte de cable que queda por debajo del toroidal. En este caso la trenza se conecta directamente al colector de tierras de la celda. En el caso de no existir trenza de la pantalla de tierra por estar conectada en el otro extremo, como es el caso de la celda de medida, tampoco se debe pasar la trenza a través del toroidal.

8.4.7. Comprobación y Mantenimiento La unidad de protección, medida y control ekorRPTci está diseñada para poder realizar las comprobaciones de funcionamiento necesarias.  Comprobación por primario: Este caso corresponde a las pruebas que se realizan del equipo cuando está totalmente fuera de servicio, ya que implica la maniobra del interruptor-seccionador y la puesta a tierra de los cables de salida de la celda. En este caso se inyecta intensidad a través de los transformadores toroidales y se comprueba que la protección abre el interruptor en el tiempo seleccionado. Adicionalmente se verifica que las indicaciones de disparo son correctas y el registro histórico almacena todos los eventos.

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Los pasos que se deben seguir para realizar esta comprobación son los siguientes: -

Abrir el interruptor-seccionador de la celda y posteriormente poner la salida a tierra. Acceder al compartimento de cables y pasar un cable de prueba a través de los toroidales. Conectar el cable de prueba al circuito de intensidad del ensayador. Conectar la salida S1, señal de disparo (según funcionalidad programada), a la entrada de parada de temporizador del ensayador. Desconectar el seccionador de tierra y maniobrar el interruptor a la posición de cerrado. Rearmar la retención y quitar la palanca de maniobra para preparar la celda para disparo. Inyectar las intensidades de prueba, y verificar que los tiempos de disparo son los correctos. Comprobar que en el display las indicaciones corresponden con los disparos efectuados.

Se debe tener en cuenta que para los disparos de fase el cable de prueba se debe pasar por dos toroidales. El cable ha de pasar por cada uno de ellos en sentido contrario, o sea, si en el primero la intensidad pasa de arriba hacia abajo, en el otro lo debe hacer de abajo hacia arriba para que la suma de las dos intensidad sea cero y no se produzcan disparos por tierra. En el caso de realizar disparo por tierra, el cable de prueba se pasa por un único toroidal (toro homopolar o de fase, según se disponga o no de toro homopolar). Se deben realizar pruebas de disparo por todos los transformadores toroidales para determinar el funcionamiento de la unidad completo.

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9. AJUSTES Y MANEJO DE MENÚS 9.1. TECLADO Y DISPLAY ALFANUMÉRICO

Como puede apreciarse en la imagen, las unidades de protección, medida y control ekorRPci disponen de un total de 6 teclas: SET: permite acceder al modo de “Ajuste de Parámetros”. Así mismo, y ya dentro de los diferentes menús del modo “Ajuste de Parámetros”, adquiere una función de confirmación, que será explicada más detalladamente a lo largo del actual capítulo. ESC: permite volver a la pantalla principal (“Visualización”), desde cualquier pantalla, descartando las modificaciones de ajustes realizadas hasta ese momento. Mediante esta tecla se pueden resetear las indicaciones de disparo de la unidad. Teclado de Dirección: Las flechas “arriba” y “abajo” permiten desplazarse a lo largo de los diferentes menús y modificar valores. “Derecha” e “izquierda” permiten seleccionar valores para su modificación dentro del menú de “Ajuste de Parámetros”, tal y como se detallará posteriormente. Junto al teclado, y en relación directa con él, los relés disponen de un display alfanumérico, que facilita las operaciones a realizar con el relé. Para ahorrar energía, el relé dispone de un sistema de reposo (display apagado), que entrará en funcionamiento cada vez que el relé se encuentre durante 1 minuto sin recibir ninguna señal exterior (pulsación de alguna tecla, excepto la tecla SET, o comunicación vía RS-232), o 2 minutos si el usuario se encuentra modificando los parámetros dentro del modo “Ajuste de Parámetros”. Así mismo, la recepción de cualquiera de los dos tipos de señal exterior (pulsación de las teclas ESC, flecha arriba, abajo, izquierda o derecha, comunicación RS-232) activará el relé finalizando su estado de reposo, siempre que el relé esté alimentado.

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9.2. VISUALIZACIÓN El modo “Visualización” es en el que habitualmente se encuentra el relé cuando está en servicio. Su función principal es la de permitir al usuario visualizar distintos parámetros de la unidad, que pueden resumirse en 5 grupos:

 Medida de intensidades  Detección de presencia /ausencia de tensión  Visualización de valores de ajuste  Valores del último y penúltimo disparo  Fecha y hora actuales El modo de “Visualización” es el que aparece por defecto en el relé, tanto al encenderlo, como después de su estado de reposo, o pulsando la tecla ESC desde cualquier pantalla. En este modo de funcionamiento, se encuentran activas las teclas de dirección “arriba” y “abajo”, que permitirán al usuario desplazarse a lo largo de los distintos parámetros del modo “Visualización”. La tecla SET pasa al modo “Ajuste de Parámetros”. La siguiente figura muestra un ejemplo de algunas pantallas del modo “Visualización” de las unidades ekorRPci.

Las pantallas que se muestran en el display del relé, se componen de 2 líneas de datos. La primera indica cuál es el parámetro correspondiente a la pantalla en cuestión, mientras que la segunda establece el valor de dicho parámetro. Adicionalmente, tanto en esta pantalla de visualización como en sus dos líneas de datos, pueden llegar a indicarse códigos de error (ver apartado 9.5: “Códigos de error”) y el estado de ciclo de reenganche (ver apartado 9.6: “Códigos de reenganchador”). Estas indicaciones se intercalarán en el display con las indicaciones de visualización. A continuación se muestra una tabla con la secuencia de los parámetros del modo “Visualización”. En ella se incluye el texto que aparece en la primera línea del display del relé, junto con la explicación del parámetro correspondiente.

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Parámetro I1. A I2. A I3. A I0 . A V1 V2 V3 I> I 0> I>> I 0>> In . A I> K I>> T>> I 0> K0 I 0>> T 0>> Ur Tu 79_h* T1R* T2R* T3R* T4R* Tb* Tbm* R50* R51* R50N* R51N* H2. A H2 H2.TM H2.DT H2.YE H2.HR H2.SE H1. A H1 H1.TM H1.DT H1.YE H1.HR H1.SE DATE YEAR HOUR SEC

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Significado Medida de intensidad fase 1 Medida de intensidad fase 2 Medida de intensidad fase 3 Medida de intensidad homopolar Detección de tensión fase 1 (ON/OFF) Detección de tensión fase 2 (ON/OFF) Detección de tensión fase 3 (ON/OFF) Tipo de curva de fase (NI, MI, EI, DT, Inhabilitada) Tipo de curva homopolar (NI, MI, EI, DT, Inhabilitada) Habilitada / Inhabilitada unidad instantáneo de fase Habilitada / Inhabilitada unidad instantáneo homopolar Intensidad de fase a plena carga Factor de sobrecarga de fase Cte. Multiplicadora de fase Multiplicador instantáneo de fase Temporización instantáneo de fase Factor de fuga a tierra Cte. Multiplicadora homopolar Multiplicador instantáneo homopolar Temporización instantáneo homopolar Tensión de red Temporización detección presencia / ausencia de tensión Activación / Desactivación de función reenganchador Tiempo de primer reenganche Tiempo de segundo reenganche Tiempo de tercer reenganche Tiempo de cuarto reenganche Tiempo de bloqueo Tiempo de bloqueo manual Reenganche por disparo de unidad 50 Reenganche por disparo de unidad 51 Reenganche por disparo de unidad 50N Reenganche por disparo de unidad 51N Intensidad último disparo Causa último disparo Tiempo del último disparo desde el arranque hasta el disparo Fecha último disparo Año último disparo Hora y minuto último disparo Segundo último disparo Intensidad penúltimo disparo Causa penúltimo disparo Tiempo del penúltimo disparo desde el arranque hasta el disparo Fecha penúltimo disparo Año penúltimo disparo Hora y minuto penúltimo disparo Segundo penúltimo disparo Fecha actual Año actual Hora actual Segundo actual

(*) Solo para ekorRPGci

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9.3. AJUSTE DE PARÁMETROS Al menú de “Ajuste de Parámetros” se accede desde cualquier pantalla del menú de “Visualización” pulsando la tecla SET. La protección sigue operativa, con los parámetros iniciales, hasta que se vuelva al menú de “Visualización”, pulsando de nuevo la tecla SET. Como medida de precaución, el menú de “Ajuste de Parámetros” se encuentra protegido por un password, que se introduce cada vez que se desee acceder al menú. Por defecto, todas las unidades ekorRPci tienen la clave 0000. Esta clave puede ser modificada por el usuario de la manera que se explicará más adelante. Este menú tiene como función permitir al usuario la realización de cambios en diversos parámetros del relé. Estos parámetros pueden agruparse en:  Parámetros de las funciones de protección y detección  Menú de entradas  Menú de salidas  Fecha y hora  Parámetros de comunicación  Información sobre el número de disparos  Modificación de password Para permitir al usuario una rápida identificación del menú en el que se encuentra, siempre que el relé esté en el menú de “Ajuste de Parámetros”, aparece el texto en la parte inferior central de la pantalla del relé (ver dibujo).

9.3.1. Parámetros de Protección Las unidades ekorRPci disponen de dos métodos de selección de los parámetros de ajuste: manual y automático. El método manual, consiste en la introducción individual de cada parámetro de protección. El método automático, en cambio, pretende servir de ayuda al usuario, facilitando y acelerando la introducción de parámetros. En este método, el usuario simplemente introduce 2 datos: Potencia del transformador de Instalación (Pt), y Tensión de la red (Tr). A partir de estos 2 datos, el relé ajusta los parámetros según:

In 

Pt

(Tr  3 )

Redondeando el valor siempre hacia arriba, se obtendrá el valor de intensidad a plena carga seleccionado.

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El resto de valores de la regulación tienen un valor fijo, que se puede observar en la siguiente tabla, aunque el usuario puede cambiar cualquiera de los valores seleccionados por el programa desde el modo manual. Protección de Fase

Protección de Tierra

Ajuste

Valor Automático

Ajuste

Valor Automático

Factor de Sobrecarga Tipo de Curva Cte. Multiplicadora Factor de Cortocircuito Tiempo de Disparo Disparo Habilitado

120 % EI 0,2 10(*) 0,1(*) DT

Factor de Fuga a Tierra Tipo de Curva Cte. Multiplicadora Factor de Cortocircuito Tiempo de Disparo Disparo Habilitado

20 % NI 0,2 5 0,1(*) DT

( )

* Para el caso de protección mediante ekorRPT-10x1/20x1/30x1B con toros de rango 5-100 A, el factor de cortocircuito es 7 y el tiempo de disparo por instantáneo es de 0,4.

9.3.2. Menú de Ajuste de Parámetros Cuando se accede al menú de “Ajuste de Parámetros” a través de la tecla SET, el relé solicita la introducción de un password. Una vez comprobado que el password es correcto, se entrará en la zona de introducción de ajustes. En este momento se deberá seleccionar configuración manual (CONF PAR), o configuración automática (CONF TRAF). Se podrá pasar de uno a otro con las teclas “derecha” e “izquierda”, y se seleccionará la opción deseada con la tecla SET. El diagrama de la derecha explica este proceso de forma gráfica. Una vez dentro de cualquiera de las dos zonas de introducción de ajustes, el usuario puede desplazarse de un parámetro a otro a través de las teclas “arriba” y “abajo”, tal y como se hacía en el modo de “Visualización”. Para salir de este menú bastará con pulsar la tecla ESC o la tecla SET, accediendo en ese momento de forma inmediata al menú de “Visualización”. La diferencia es que la tecla ESC, descartará todas las modificaciones de ajustes previamente realizadas, mientras que con SET, se grabarán todos los datos antes de seguir.

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Para modificar un ajuste, el modo de proceder es el siguiente: 1. Visualizar en la pantalla el ajuste a modificar. 2. Pulsar las teclas “izquierda” o “derecha”. El dato comenzará a parpadear. 3. Ajustar al valor deseado con las teclas “arriba” y “abajo”. Si el ajuste es numérico, podrá modificarse la cifra parpadeante con las teclas “izquierda” y “derecha”. 4. Para salir pulsar SET (grabar y salir), o ESC (descartar cambios y salir).

La modificación del password se realiza introduciendo previamente el password actual. El proceso se explica de forma gráfica en el diagrama de la derecha. Como se observa en dicho diagrama, la modificación del password consta de cuatro pasos. Las dos tablas siguientes, muestran los parámetros de protección del menú “Ajuste de Parámetros”, junto con una explicación de cada uno y los valores que puede tener. Esta información se muestra para cada uno de los dos modos de ajuste, manual o automático.

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Menú de Ajuste Manual Parámetro

Tipo de curva fase / Inhabilitación unidad Tipo de curva homopolar / Inhabilitación unidad Habilitación unidad instantáneo de fase Habilitación unidad instantáneo de tierra

In . A

Intensidad de fase a plena carga

I> K I>> T>> I0> (*) K0 I0>> T0>> Ur

79_h** T1R** T2R** T3R** T4R** Tb** Tbm** R50** R51** R50N** R51N** DATE YEAR HOUR SEC. NPER

Factor de sobrecarga de fase Cte. Multiplicadora de fase Multiplicador instantáneo de fase Temporización instantáneo de fase Factor de fuga a tierra Cte. Multiplicadora homopolar Multiplicador instantáneo homopolar Temporización instantáneo homopolar Tensión de red (kV) Temporización detección presencia /ausencia de tensión Activación / Desactivación función reenganchador Tiempo de primer reenganche Tiempo de segundo reenganche Tiempo de tercer reenganche Tiempo de cuarto reenganche Tiempo de bloqueo Tiempo de bloqueo manual Reenganche por disparo de unidad 50 Reenganche por disparo de unidad 51 Reenganche por disparo de unidad 50N Reenganche por disparo de unidad 51N Modificar día actual (día y mes) Modificar año actual Modificar hora actual Modificar segundo actual Número de periférico

PROT

Número de protocolo

BAUD PARI LEN STOP DT.AD YE.AD HR.AD SE.AD NTP NTG V. PSWU Entradas SAL ( )

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Significado

I> I0 > I>> I0>>

Tu

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Velocidad de transmisión (kbps) Paridad Longitud de palabra Bits de stop Día y mes en que se realizó el último ajuste Año en que se realizó el último ajuste Hora último en que se realizó el ajuste Segundo en que se realizó el último ajuste Número de disparos de fase Número de disparos de tierra Versión del firmware Modificación del password Entradas Salidas

Rango OFF, NI, VI, EI, DT OFF, NI, VI, EI, DT OFF, DT OFF, DT Modelos x001: 5 A – 192 A (paso 1 A) Modelos x002: 15 A – 480 A (paso 1 A) 1,00 – 1,30 0,05 – 1,6 1 – 25 0,05 – 2,5 0,1 – 0,8 0,05 – 1,6 1 – 25 0,05 – 2,5 3 – 36 0,05 – 2,5 ON /OFF 0,0 a 999,9 (paso 0,1) 0,0 y de 15,0 a 999,9 (paso 0,1) 0,0 y de 60,0 a 999,9 (paso 0,1) 0,0 y de 180,0 a 999,9 (paso 0,1) 0,1 a 999,9 (paso 0,1) 0,1 a 999,9 (paso 0,1) ON /OFF ON /OFF ON /OFF ON /OFF 1 - 31 / 1 - 12 2000 – 2059 00:00 - 23:59 0 - 59 0 – 31 0000[2] MODBUS 0002 PROCOME 1,2; 2,4; 4,8; 9,6; 19,2; 38,4 No, par, impar 7; 8 1; 2 No ajustable No ajustable No ajustable No ajustable No ajustable No ajustable No ajustable 0000 - 9999 ON / OFF ON / OFF

* En caso de toroidal homopolar el rango es 0,5 A – In y el parámetro es Ig **)Sólo para ekorRPGci [2] Protocolo para comunicar con ekorSOFT. (

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Menú de Ajuste Automático Parámetro

Significado

tP 0W

Potencia del transformador (kVA)

TVOL

Tensión de la red (kV)

Rango 50; 100; 160; 200; 250; 315; 400; 500; 630; 800; 1000; 1250; 1600; 2000 6,6; 10; 12; 13,2; 15; 20; 25; 30

En el modo de ajuste automático una vez ajustados los parámetros “Potencia del transformador” y “Tensión de la Red”, el relé mostrará la secuencia de aparición de parámetros de la tabla anterior (correspondiente al ajuste manual de parámetros), a partir del parámetro Ur. Desde la pantalla de “Ajuste de parámetros” se puede acceder a las pantallas “Menú de Entradas” y “Menú de Salidas”. Para ello, una vez en la pantalla de Entradas del menú de “Ajustes de Parámetros”, se accede al “Menú de Entradas”, pulsando las flechas de izquierda o derecha. En el “Menú de Entradas” se encuentra el estado de las entradas de 1 a 5 y de 1 a 10[3], según modelo, en pantallas consecutivas, que se pueden consultar pulsando las flechas arriba y abajo. De igual forma que para las entradas, al “Menú de salidas”, también se accede desde la pantalla de salidas que se muestra en “Ajuste de Parámetros” (denominada “SAL ONOF”), pulsando las flechas izquierda o derecha. Un vez dentro de dicho menú, para desplazarse por las diferentes pantallas que muestran el estado de cada salida, se utilizan las flechas arriba y abajo. El estado de las salidas se modifica mediante las flechas izquierda y derecha. La variación del estado de las salidas se ejecuta mediante un pulso. Para salir del "menú de entradas" o del "menú de salidas" hay que pulsar la tecla ESC del relé.

[3]

De 1 a 8 en el caso de ekorRPTci

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9.4. RECONOCIMIENTO DE DISPARO Cada vez que se produce un disparo, el relé accede inmendiatamente al menú de “Reconocimiento de Disparo”. Este menú se puede reconocer fácilmente, por una flecha parpadeante situada en la parte superior del display, justo debajo del nombre de la función que ha provocado el disparo. Las unidades ekorRPci señalizan mediante la flecha superior cuatro de las posibles causas de disparo:  Disparo de temporizado de fase

I>

 Disparo de instantáneo de fase

I>>

 Disparo de temporizado de tierra

I0>

 Disparo de instantáneo de tierra

I0>>

El menú de “Reconocimiento de Disparo” se abandona pulsando la tecla ESC, desde cualquiera de las pantallas del menú. El relé reconoce que el usuario ha comprobado el disparo, volviendo entonces a la primera pantalla del menú de “Visualización”. En cualquier caso y desde el propio menú de “Visualización”, los datos del disparo seguirán disponibles para el usuario hasta que se produzcan dos nuevos disparos. A través de sus diversas pantallas, el menú de “Reconocimiento de Disparo” proporciona dos tipos de información. En la pantalla inicial, se muestra la intensidad detectada en el momento del disparo, por fase o por tierra en función de la unidad disparada. En las sucesivas pantallas del “Reconocimiento de Disparo” se muestran la fecha y hora del disparo, junto con el tiempo transcurrido desde el arranque de la unidad hasta el disparo. La siguiente tabla muestra la secuencia de aparición de los datos. Como en el resto de menús, las teclas “arriba” y “abajo” sirven para desplazarse por los diferentes datos: Parámetro Ix A Ix TM Ix DT Ix YE Ix HR Ix SE

Significado Intensidad en el momento del disparo Tiempo desde el arranque de la unidad hasta el disparo Día y mes en que ocurrió el disparo Año en que ocurrió el disparo Hora en que ocurrió el disparo Segundo en que ocurrió el disparo

Donde el subíndice x está en función de la causa del disparo: “1”, “2”, “3” ó “0”, para fase 1, fase 2, fase 3 u homopolar, respectivamente.

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9.5. CÓDIGOS DE ERROR Las unidades ekorRPci disponen de una serie de códigos de error, destinados a avisar al usuario de las distintas anomalías que puedan producirse en el sistema. Los diferentes códigos de error se identifican por un número, tal y como aparece en la figura de la derecha. A continuación se muestran los códigos de error que pueden mostrarse en las unidades ekorRPci: Código Mostrado en Display ER 03 ER 04 ER 05 ER 06 ER 07 ER 08 ER 09 ER 0A

Significado Error de interruptor (error en la apertura o error en el cierre) Error de bobina de cierre en cerrado Error de bobina de cierre en abierto Error de bobina de apertura Alarma magnetotérmicos Alarma muelles destensados Estado de las protecciones fuera de servicio (incluso con I>, Io>, I>>, Io>> a ON) Activación bombeo

Conmuta entre el código de error y la medida

9.6. CÓDIGOS DE REENGANCHADOR Junto con los parámetros de reconocimiento de disparo, la unidad muestra una serie de códigos para indicar el ciclo en el que se encuentra el reenganchador: Código Mostrado en Display RE 01 RE 02 RE 03 RE 04 RE FIN

Significado Primer ciclo de reenganche en curso Segundo ciclo de reenganche en curso Tercer ciclo de reenganche en curso Cuarto ciclo de reenganche en curso Ciclo de reenganchador finalizado: disparo definitivo

Conmuta entre el código de reenganche y la pantalla de reconocimiento de disparo

Los códigos del reenganchador se borrarán de la pantalla del relé manteniendo únicamente la pantalla de reconocimiento de disparo ante las siguientes situaciones:  Operaciones manuales sobre la activación/desactivación del reenganchador.

unidad:

cierre/apertura

manual,

 En caso de producirse errores antes o durante un ciclo de reenganche, en la pantalla prevalece la información de error sobre la de reenganche, que debería aparecer en la misma línea del display.  Se supera el tiempo de bloqueo estando en curso el ciclo de reenganche, siempre que no se hubiese llegado al disparo definitivo.

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9.7. MAPA DE MENÚS (ACCESO RÁPIDO) El mapa de menús es una tabla resumen que muestra todos los submenús de los que constan las unidades ekorRPci, así como una pequeña explicación de los mismos.

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10. COMUNICACIONES 10.1. MEDIO FÍSICO: RS 485 Y FIBRA ÓPTICA El medio físico mediante el que se establecen las comunicaciones orientadas al telecontrol para la familia de unidades ekorRPci puede ser mediante cable par trenzado o fibra óptica (según modelo). Para la comunicación mediante fibra óptica se utiliza una fibra de plástico tipo multimodo. El relé dispone de dos conectores para la fibra óptica, uno para transmitir y otro para recibir.

10.2. PROTOCOLO MODBUS Los dos puertos de comunicación del relé responden al mismo protocolo: MODBUS en modo de transmisión RTU (Binario). La principal ventaja de este modo sobre el modo ASCII es su mayor densidad de información, lo que da una mayor tasa de transmisión de datos a igual velocidad de comunicación. Cada mensaje debe ser transmitido como una cadena continua puesto que se utilizan los silencios para detectar el final de mensaje. La duración mínima del SILENCIO será de 3,5 caracteres. Trama de un mensaje de RTU Inicio

Dirección

Función

Datos

CRC

Fin

Silencio

8 BITS

8 BITS

n x 8 BITS

16 BITS

Silencio

La DIRECCION MODBUS del relé (también llamada número de periférico) es un byte que toma valores de 0 a 31. El maestro se dirigirá al esclavo indicando su dirección en el campo correspondiente y el esclavo contestará indicando su propia dirección. La dirección “0” se reserva para el modo “difusión” de forma que será reconocida por todos los esclavos.

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10.2.1. Funciones Lectura/Escritura En principio solo se implementarán dos funciones, una para la lectura de datos y otra para la escritura. Lectura de datos Pregunta: Inicio

Dirección

Función

Silencio

DESC

‘3’

Datos DIREC-H

DIREC-L

CRC

NDATOS-H

NDATOS-L 16 BITS

Fin Silencio

Respuesta: Inicio

Dirección

Función

Nº de BYTES

Silencio

DESC

‘3’

N

Datos DATO1-H

DATO1-L

.......

CRC

Fin

16 BITS

Silencio

donde: DESC DIREC-H DIREC-L

dirección del esclavo byte alto de la dirección del primer registro a leer. byte bajo de la dirección del primer registro a leer.

NDATOS-H NDATOS-L DATO1-H DATO1-L N

byte alto del número de registros a leer. byte bajo del número de registros a leer. byte alto del primer registro solicitado byte bajo del primer registro solicitado Número total de bytes de datos. Será igual al número de registros solicitados multiplicado por 2.

Escritura de datos Permite escribir un único registro en la dirección apuntada. Pregunta: Inicio Silencio

Dirección DESC

Función ‘6’

Datos DIREC-H

DIREC-L

DATO-H

CRC DATO-L

Respuesta: La respuesta normal es un eco de la pregunta recibida. donde: DESC DIREC-H DIREC-L DATO-H DATO-L

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dirección del esclavo byte alto de la dirección del registro a escribir. byte bajo de la dirección del registro a escribir. byte alto del dato a escribir. byte bajo del dato a escribir.

16 BITS

Fin Silencio

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Respuesta en caso de error Inicio

Dirección

Función

Código-Error

CRC

Fin

Silencio

DESC

FUNC_ERR

CODI_ERROR

16 BITS

Silencio

donde: DESC FUNC_ERR CODI_ERROR ‘1’ ‘2’ ‘3’ ‘4’ ‘5’ ‘6’ ‘8’

Dirección del esclavo. Es el código de la función solicitada con el bit más significativo a 1. Es el código del error ocurrido. error en número de registros dirección incorrecta. datos incorrectos se intentó leer una dirección de sólo escritura error de sesión error de EEPROM se intenta escribir en una dirección de sólo lectura

10.2.2. Escritura de Registro con Password Los parámetros están protegidos contra escritura por el PASSWORD DE USUARIO. Una sesión de escritura de parámetros protegidos con password se inicia escribiendo el PASSWORD en la dirección correspondiente. La sesión de escritura finaliza con la actualización de los registros una vez que se ha vuelto a transmitir el PASSWORD correspondiente. En caso de superar un tiempo de timeout se aborta el proceso y se vuelve al modo normal. Dentro del modo normal, cualquier intento de escritura de un registro protegido se responderá con un código de error ‘2’. La sesión de escritura es válida para un solo puerto, siendo prioritario el primero que introdujo el PASSWORD.

10.2.3. Generación del CRC El campo de Chequeo de Redundancia Cíclica (CRC) consta de dos bytes que se añaden al final del mensaje. El receptor debe recalcularlo y compararlo con el valor recibido. Los dos valores deben ser iguales. El CRC es el residuo de dividir el mensaje por un polinomio binario. El receptor debe dividir todos los bits recibidos (la información más el CRC) por el mismo polinomio que se utilizó para calcular el CRC. Si el residuo obtenido es 0, la trama de información se da como válida. El polinomio que utilizaremos será: X15+X13+1

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10.2.4. Mapa de Registros AJUSTES DE USUARIO: ESCRITURA CON PASSWORD DE USUARIO Campo

Dirección

In

0x0000

CURVA_ CURVA_ FASE – HOMO INST_FASE INST_HOMO SOBRECARGA_INST_FASE (I>) K Ko VECES_INST VECES_INST_HOMO _FASE TIEMPO_INST TIEMPO_INST_HOMO _FASE CONTADOR_DISPAROS_FASE CONTADOR_DISPAROS_TIERRA PASSWORD_USUARIO CORRIENTE_HOMO (Io>)

0x0001

0x0008 0x0009 0x000b 0x000C

Ur Tensión de red Tu Temporización tensión

0x000d 0x000e

NO USADO

R50 R50N

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79_h T1R T2R T3R T4R Tb Tbm R51 R51N

0x0002 0x0003 0x0005 0x0006 0x0007

0x000f 0x0010 0x0011 0x0012 0x0013 0x0014 0x0015 0x0016 0x0017

Contenido de 5 a 192 (s/modelo) de 15 a 480 (s/modelo) 0:OFF; 1:NI; 2:VI; 3:EI; 4:DT 0:OFF, 1:DT; 0:100%; 1:101%; 2:102%,... 30:130% 0:0.05; 1:0.06; ... 20:1.6 0: 1 vez; 1: 2 veces; 2: 3 veces;... 24: 25 veces 050 ms, 1 60 ms 270 ms, 3 80 ms 490 ms, 5 100 ms, 6200 ms...2,5 s de 0000 a 9999 de 0000 a 9999 de 0000 a 9999 si tHom= 0 si tHom= 1 0:10%;1:11%; 0:05; 1:0,06; 2:0,07; ...80% ...In de 3 a 36 kV 0  50 ms, 1  60 ms, 2  70 ms, 3  80 ms, 4  90 ms, 5  100 ms, 6  200 ms ... 2,5 s 0: OFF, 1: ON de 0 a 9999 décimas de s de 0 a 9999 décimas de s de 0 a 9999 décimas de s de 0 a 9999 décimas de s de 1 a 9999 décimas de s de 1 a 9999 décimas de s 0: OFF, 1: ON 0: OFF, 1: ON

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HISTÓRICOS; MEDIDAS; ENTRADAS / SALIDAS; VERSION SOFT: SOLO LECTURA Campo

Dirección

AÑO

Fecha Ajuste Usuario

MES HORA 00 MES HORA 00 PENULT_DISP

DÍA MINUTO SEGUNDOS DíA MINUTO SEGUNDOS ULT_DISP

0x0200 0x0201 0x0202 0x0203 0x0205 0x0206 0x0207 0x0208

Contenido

formato RTC

Bit 0 1 2 3 4 5

6

7 ULT_DISP_VALOR_FASE

Historial de Disparo

ULT_DISP_VALOR_HOMO ULT_DISP_TIEMPO_FASE ULT_DISP_TIEMPO_HOMO AÑO MES DÍA HORA MINUTO CSEG SEGUNDOS PENULT_DISP_VALOR_FASE

PENULT_DISP_VALOR_HOMO PENULT_DISP_TIEMPO_FASE PENULT_DISP_TIEMPO_HOMO AÑO MES DÍA HORA MINUTO CSEG SEGUNDOS Intensidad fase L1 Intensidad fase L2

Medida de Intensidad

Intensidad fase L3 Intensidad homopolar

0x0209 0x020a 0x020b 0x020c 0x020d 0x020e 0x020f 0x0210 0x0211 0x0212 0x0213 0x0214 0x0215 0x0216 0x0217 0x0218 0x0219 0x021a 0x021b 0x021c 0X0708 0X0709 0X070A 0X070B 0X070C 0X070D 0X070E 0X070F

Versión software

funcionalidad

0x0226

Contenido Disparo por fase. 1: L1, 2: L2, 3: L3 Disparo homopolar NO USADO Disparo externo Causa del disparo de fase. 0: sobrecarga, 1: cortocircuito Causa del disparo homopolar. 0: sobrecarga, 1: cortocircuito Disparo doble

Intensidad en centésimas de A Intensidad en centésimas de A Tiempo en centésimas de s Tiempo en centésimas de s formato RTC Intensidad en centésimas de A Intensidad en centésimas de A Tiempo en centésimas de s Tiempo en centésimas de s formato RTC

Centésimas de A Centésimas de A Centésimas de A Centésimas de A de 0 a 99

de A a Z

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RELOJ Campo

Dirección

Contenido

AÑO

0x0300 0x0301 0x0302 0x0303

de 2000 a 2059 de 1 a 12 de 1 a 31 de 0 a 23 de 0 a 59 0 de 0 a 59

MES HORA 00

DIA MINUTO SEGUNDOS

LLAVES PASSWORD: SOLO ESCRITURA Campo

Dirección

Contenido

LLAVE PASSWORD USUARIO

0x0500

DE 0 a 9999

FUNCIONES ESPECÍFICAS DE TELECONTROL (NIVEL DE APLICACIÓN) Campo

Entradas Digitales (Sólo Lectura) Dirección Contenido

Entradas digitales

0x0710

Entradas digitales

0x0711

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Bit 0 Bit 1 Bit 2 Bit 3 Bit 4 Bit 5 Bit 6 Bit 7 Bit 8 Bit 9 Bit 10 Bit 11 Bit 12 Bit 13 Bit 14 Bit 15 Bit 0 Bit 1 Bit 2 Bit 3 Bit 4 Bit 5 Bit 6 Bit 7 Bit 8 Bit 9 Bit 10 Bit 11 Bit 12 Bit 13 Bit 14 Bit 15

Entrada 1 Entrada 2 Entrada 3 Entrada 4 Entrada 5 Entrada 6 Entrada 7 Entrada 8 Entrada 9 Entrada 10 Entrada 11 Entrada 12 Entrada 13 Entrada 14 Entrada 15 Entrada 16 Entrada 17 Entrada 18 Entrada 19 Entrada 20 Entrada 21 Entrada 22 Entrada 23 Entrada 24 Entrada 25 Entrada 26 Entrada 27 Entrada 28 Entrada 29 Entrada 30 Entrada 31 Entrada 32

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Campo

Salidas Digitales / Mandos (Escritura) Dirección Contenido

Salidas

0x0600

Salidas

0x0601

Bit 0 Bit 1 Bit 2 Bit 3 Bit 4 Bit 5 Bit 6 Bit 7 Bit 8 Bit 9 Bit 10 Bit 11 Bit 12 Bit 13 Bit 14 Bit 15 Bit 0 Bit 1 Bit 2 Bit 3 Bit 4 Bit 5 Bit 6 Bit 7 Bit 8 Bit 9 Bit 10 Bit 11 Bit 12 Bit 13 Bit 14 Bit 15

Salidas 1 Salidas 2 Salidas 3 Salidas 4 Salidas 5 Salidas 6 Salidas 7 Salidas 8 Salidas 9 Salidas 10 Salidas 11 Salidas 12 Salidas 13 Salidas 14 Salidas 15 Salidas 16 Salidas 17 Salidas 18 Salidas 19 Salidas 20 Salidas 21 Salidas 22 Salidas 23 Salidas 24 Salidas 25 Salidas 26 Salidas 27 Salidas 28 Salidas 29 Salidas 30 Salidas 31 Salidas 32

NOTA: La funcionalidad específica de las Entradas (0x0600 y 0x0601) y Salidas (0x0710 y 0x0711), depende de la instalación y puede ser diferente a lo expuesto en las tablas anteriores. Para verificar la funcionalidad específica de estas Entradas y Salidas, consultar los esquemas de la instalación.

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10.3. PROTOCOLO PROCOME El relé ekorRPci puede configurarse para que el protocolo de comunicación sea PROCOME (configurando el parámetro PROT a 0002). En este caso, solo el puerto de comunicación trasero (estándar RS485) responde al protocolo PROCOME. El puerto delantero, sigue respondiendo al protocolo MODBUS, para configuración local, mediante ekorSOFT. PROCOME es un Protocolo de comunicación serie en modo asíncrono diseñado para la transferencia de datos entre equipos de control y protección de instalaciones eléctricas basado en la serie de normas IEC 870-5. La implementación de PROCOME para la unidad ekorRPci, maneja las funciones de inicialización (sin clave) y de control, de tal forma que se obtiene la información de las entradas digitales (incluyendo sus cambios) y de las medidas. Además se pueden recibir órdenes.

10.3.1. Nivel de Enlace La capa de enlace sigue las indicaciones proporcionadas sobre el protocolo PROCOME. Dichas tramas siguen el estándar de tramas T1.2 del IEC, 870-5-2, si bien la longitud del campo de dirección de los equipos es de 8 bits. Se reserva el valor 0xFF en las direcciones para broadcast. La estructura de las tramas de longitud fija (sin datos de aplicación) es la siguiente: Offset

Nombre

Valor

Descripción

0 1 2

Start Control Dirección

0x10 0x00-0xFF 0x00-0xFF

3

Suma

0x00-0xFF

4

End

0x16

Indicación de inicio de trama de longitud fija. Palabra de control Dirección del nodo destino/origen Suma de los datos de los Offsets 0 y 1 (Control y Dirección) Indicación de final de trama

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Las tramas de longitud variable (con datos de aplicación) tienen la siguiente longitud: Offset

Nombre

Valor

Descripción

0

Start1

0x68

0,1

Longitud

0x02 0xFB

2 3 4 5 (Longitud + 3)

Start2 Control Dirección

0x68 0x00-0xFF 0x00-0xFF

Indicación de inicio de trama de longitud variable. Longitud (en Little Endian) de los datos de usuario, desde Offset 3 hasta el Offset inmediatamente anterior a la suma. En el segundo byte se copia el contenido del primero, así si Longitud = 10 bytes entonces el campo tiene el valor 0x0A0A Indicación de inicio de los datos de usuario Palabra de control Dirección del nodo destino/origen

Longitud + 4

Suma

0x00-0xFF

Longitud + 5

End

0x16

Datos de usuario. En este espacio se incluyen los ASDUs.

Datos

Suma de los datos de los campos de Control, Dirección y Datos. Indicación de final de trama.

Como mecanismo de control de flujo se utiliza una ventana de transmisión de 1 mensaje (por medio de un bit alternante que se incluye en la palabra de control de los mensajes emitidos por la estación maestra), de tal forma que las estaciones esclavas repiten el último mensaje transmitido a la estación maestra si el valor de ese bit (FCB en la nomenclatura del Protocolo) en el último mensaje recibido del maestro coincide con el del penúltimo mensaje recibido de maestro, si son distintos procesa el nuevo mensaje y actúa en consecuencia. Para que el mecanismo se encuentre activo, se utiliza otro bit de la palabra de control de los mensajes emitidos por la estación maestra (FCV en la nomenclatura del Protocolo). Las palabras de control de los mensajes (tanto emitidos por el maestro como por la estación esclava) reservan los 4 bits de su nibble bajo para la función de Enlace. Para indicar el sentido de un mensaje se reserva el bit PRM de la palabra de control.

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En PROCOME se utilizan las siguientes tramas en sentido Maestro a Esclavo: #

Nombre

Fcv

0

SEND RESET UC

No

3

SEND DATA

Sí

4

SEND DATA NR

No

6*

REQUEST DATA S

Sí

7*

SEND RESET FCB

No

9

REQUEST LSTS

No

10

REQUEST DATA C1

Sí

REQUEST DATA C2

Sí

11

Descripción Orden de reset del nivel de enlace del esclavo. Esclavo debe borrar su cola de cambios de ED y poner el valor del último FCB recibido a 0. Se espera del esclavo una confirmación positiva (0, CONFIRM ACK) o negativa (1, CONFIRM NACK) Envío de datos con confirmación. Por este sistema se envían a los ekorRPci las órdenes de actuación. Se espera del esclavo una confirmación positiva 0, CONFIRM ACK o negativa 1, CONFIRM NACK. Envío de datos sin confirmación. Por este sistema se envía a los ekorRPci la fecha/hora del sistema. No se espera respuesta de los esclavos. Petición de datos específicos Se usa para obtener los datos de control de los esclavos. Por este mecanismo se obtiene de las unidades ekorRPci el valor de sus ED, EA y EC, así como los cambios de las ED. Se espera una respuesta con datos (8, RESPOND DATA), sin que los datos estén disponibles aún (9, RESPOND NO DATA) o sin que los datos hayan sido implementados (15*, RESPOND NO IMP). Orden de reset del nivel del bit FCB del esclavo. Esclavo debe poner el valor del último FCB recibido a 0, pero no borrar su cola de cambios. Se espera del esclavo una confirmación positiva (0, CONFIRM ACK) o negativa (1, CONFIRM NACK) Petición del estado del nivel de enlace. Se usa para saber si el esclavo está conectado. Se espera una respuesta 11, RESPONDF LSTS Petición de datos de clase 1 (urgentes). Se usa para obtener los datos urgentes de los esclavos. Por este mecanismo tan solo se obtiene de las unidades ekorRPci la causa de la reinicialización del equipo. Se espera una respuesta con datos (8, RESPOND DATA), sin que los datos estén disponibles aún (9, RESPOND NO DATA) o sin que los datos hayan sido implementados (15*, RESPOND NO IMP). Petición de datos de clase 2 (no urgentes). Se usa para obtener los datos no urgentes de los esclavos. Se espera una respuesta con datos (8, RESPOND DATA), sin que los datos estén disponibles aún (9, RESPOND NO DATA) o sin que los datos hayan sido implementados (15*, RESPOND NO IMP).

*Funciones específicas del protocolo Procome, el resto son comunes al nivel de enlace IEC 870-5-2

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Y en sentido de esclavo a maestro: #

Nombre

Descripción

0 1 8 9 11

CONFIRM ACK CONFIRM NACK RESPOND DATA RESPOND NO DATA RESPOND LSTS

14*

RESPOND LERROR

15*

RESPOND NO IMP

Confirmación positiva Confirmación negativa Respuesta con datos de aplicación Respuesta sin datos de aplicación Respuesta a petición del estado de enlace Respuesta indicando que el nivel de enlace del esclavo no funciona correctamente. Respuesta indicando que la funcionalidad asociada a los datos pedidos no ha sido implementada en el esclavo

*Funciones específicas del protocolo Procome, el resto son comunes al nivel de enlace IEC 870-5-2

10.3.2. Nivel de Aplicación Para el intercambio de datos entre las funciones de aplicación entre el Maestro y los equipos Esclavos se encapsulan datos en las tramas de longitud variable. Los datos de aplicación se denominan ASDU (Unidad de Datos del Servicio de Aplicación) y tienen una cabecera común en la que se identifica su tipo seguido de una serie de datos específicos para cada uno. La estructura de esta cabecera, o identificación de la unidad de datos, es la siguiente: Offset

Nombre

0

Typ

1

Vsq

2

Cot

3

Addr

Descripción Identificador del tipo de datos. El valor numérico almacenado en este campo sirve para denominar de forma unívoca a los datos de aplicación. Calificador de estructura variable. Indica el número de estructuras de datos que se incluyen en el ASDU. Causa de la transmisión. Indica el motivo de la transmisión del dato. Dirección del ASDU. Dirección del nivel de aplicación del ASDU. No tiene por qué coincidir con la dirección del nivel de enlace, ya que una conexión de enlace podría servir para varias conexiones de aplicación, pero en PROCOME sí coincide.

A continuación se incluye el objeto de información asociado al tipo de datos. Este objeto tiene una estructura que depende de los datos transmitidos en cada caso, pero todos ellos tienen un comienzo común, el identificador del objeto de información cuya estructura es: Offset

Nombre

4 5

Fun Inf

Descripción Tipo de función Número de información

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Por último, se incluyen los datos del objeto de información a partir del offset 6 dentro del campo de datos de aplicación. Los ASDUs utilizados en PROCOME tienen unos valores prefijados para cada uno de los campos de la cabecera. Los ASDUs utilizados en el intercambio de datos entre los maestros y los esclavos corresponden a un perfil de aplicación que soporta la inicialización de las estaciones secundarias, las funciones de control, la interrogación de control, el refresco de las señales digitales de control (soportando el posible overflow del búfer de cambios) y las órdenes de mando. De esta forma los ASDUs en dirección secundario (esclavos) a primario (maestro) son: Typ 5 100 101 103 121

Descripción Identificación Transmisión de cambios en ED y medidas (foto EA y cambios) Transmisión de contadores (foto EC) Transmisión del estado actual de ED (foto ED) Órdenes de mando

En dirección primario a secundario son: Typ 6 100 103 121

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Descripción Sincronización de los esclavos Petición de datos de control (foto EA, cambios ED, parada EC y foto EC) Petición del estado actual de ED (foto ED) Órdenes de mando

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NOTAS

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DEPARTAMENTO TÉCNICO - COMERCIAL:

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