Protección contra sobretenciones transitoriasFull description
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Protecciones contra rayos
Tipos de protección que deben usar los trabajadores.Descripción completa
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Descripción: Inspección riesgo de incendio
Guía práctica para inspección, pruebas y mantenimiento de sistemas de protección contra incendios; elaborado en colaboración por la NFPA y CEPREVEN, brinda pautas exactas y muy acertadas que…Descripción completa
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HIGH TECH LINE
MRI3- Relé digital multifunción para protección contra sobreintensidad con característica de tiempo
1.
Resumen general y aplicaciones
2.
Características y propiedades
3.
Estructura 3.1 Conexiones 3.1.1 Entradas analógicas 3.1.2 Relés de salida de los aparatos MRI3 3.1.3 Entrada de bloqueo 3.1.4 Entrada externa de Reset 3.2 Salidas del relé 3.2.1 Registro de errores 3.2.2 Posibilidades de parametrado (Ver también capítulo 5) 3.3 LED's
4.
5.
2
Funcionamiento 4.1 Etapa analógica 4.2 Etapa digital 4.3 Determinación del sentido 4.3.1 Inversión del sentido durante la fase de excitación 4.4 Vigilancia de derivaciones a tierra 4.4.1 Vigilancia de derivaciones a tierra del estator de generadores 4.4.2 Vigilancia de derivaciones a tierra del consumidor 4.5 Registro del sentido de derivaciones a tierra (Tipos de aparato ER/XR) 4.6 Registro del sentido del cortocircuito a tierra (Tipos de aparatos SR) 4.6.1 Red rígida 4.6.2 Redes puestas a tierra a través de resistencias 4.7 Exigencias a los transformadores principales de corriente Mandos y ajustes 5.1 Indicación por Display 5.2 Procedimiento de ajuste 5.3 Parámetros del sistema 5.3.1 Representación por el Display de los valores de medida como magnitudes primarias (Iprim Fase) 5.3.2 Representación por el Display de la corriente a tierra como magnitud primaria (Iprim tierra) 5.3.3 Representación por el Display de la tensión de superposición UE como magnitud primaria (Uprim/Usek) 5.3.4 Ajuste de las conexiones del transformador para medición de la tensión de superposición (3fase/e-n/1:1) 5.3.5 Frecuencia nominal 5.3.6 Indicación de la memoria de excitación (FLSH/NOFL)
Parámetros de protección Conmutador de registros de parámetros Valor de respuesta para la etapa de sobreintensidad de fases (I>) Característica de disparo para la etapa de sobreintensidad de fases (CHAR I>) Tiempo de disparo, o resp. factor de tiempo para la etapa de sobreintensidad de fases (tI>) Modo Reset para características de disparo dependientes en el circuito de corriente de fases Valor de respuesta para disparo rápido por cortocircuito de fases (I>>) Tiempo de disparo para disparo rápido por cortocircuito de fases (tI>>) Ángulo característico (RCA) Valor de respuesta para la tensión de superposición UE (Aparatos tipos ER/XR) Valor de respuesta para etapa de sobreintensidad a tierra (IE>) Conmutación WARN/TRIP (Aparatos tipos E/X, o respectivamente ER/XR) Característica de disparo para etapa de sobreintensidad a tierra CHAR IE (No para tipos de aparato ER/XR) Tiempo de disparo, o factor de tiempo para la etapa de sobreintensidad a tierra (tIE>) Modo Reset para líneas características de disparo dependientes en el circuito de corriente a tierra Valor de respuesta para disparo rápido por derivación a tierra, o por cortocircuito a tierra (IE>>) Tiempo de disparo para disparo rápido por derivación a tierra o por cortocircuito a tierra (tIE>>) Conmutación COS/SEN (Aparatos tipos ER/XR) Conmutación SOLI/RESI (Aparatos tipos SR) Protección contra fallo del interruptor de potencia tCBFP Ajuste de la dirección Slave Ajuste de la tasa de Baudios (Sólo con el protocolo Modbus) Ajuste de la paridad (Solo con el protocolo Modbus) Registro de eventos Ajuste del registro de eventos Número de eventos registrados Registro de los eventos de disparo Tiempo previo al disparo (TVOR) Ajuste del reloj Funciones auxiliares
TB MRI3 03.99 SP
5.7.1 Bloqueo de las funciones de protección y subordinación de los relés de salida 5.8 Determinación de los valores de ajuste 5.8.1 Protección independiente de sobreintensidad en función del tiempo 5.8.2 Protección dependiente de sobrecorriente en función del tiempo 5.9 Indicación de fallos y de valores de medida 5.9.1 Indicación de valores de medida 5.9.2 Unidad de los valores de medida visualizados 5.9.3 Visualización de los datos de error 5.9.4 Memoria de errores 5.10 Reposición 5.10.1 Borrar la memoria de errores 6.
Pruebas del relé y puesta en servicio 6.1 Conexión de la tensión auxiliar 6.2 Prueba de los relés de salida y de los LED's 6.3 Prueba de los valores de ajuste 6.4 Prueba con corriente secundaria del transformador (prueba secundaria) 6.4.1 Aparatos necesarios 6.4.2 Circuito de prueba para relés MRI3 sin reconocimiento del sentido 6.4.3 Prueba de los circuitos de entrada y verificación de los valores de medida 6.4.4 Prueba de los valores de respuesta y de reposición 6.4.5 Prueba del retardo de disparo 6.4.6 Prueba de la etapa de cortocircuito 6.4.7 Circuito de prueba para relés MRI3 con reconocimiento del sentido 6.4.8 Prueba del bloqueo externo y de la entrada de Reset 6.4.9 Prueba de las entradas externas de bloqueo y de Reset 6.4.10 Prueba de la protección contra fallo del interruptor 6.5 Test primario 6.6 Mantenimiento
7.
Datos técnicos 7.1 Entrada de medida 7.2 Datos comunes 7.3 Márgenes de ajuste y escalonamiento 7.3.1 Protección contra sobreintensidad y tiempo (Aparatos tipos I) 7.3.2 Protección contra derivación a tierra (Aparatos tipo SR) 7.3.3 Protección contra derivación a tierra (Aparatos tipos E/X) 7.3.4 Protección contra derivación a tierra (Aparatos tipos ER/XR) 7.3.5 Protección contra fallo del interruptor 7.3.6 Parámetros del interface
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7.3.7 Parámetros para el registro de eventos de fallo 7.3.8 Protección dependiente contra sobreintensidad en función del tiempo 7.3.9 Determinación del sentido en el circuito de corriente de fases 7.3.10 Determinación del sentido de la derivación a tierra (MRI3-ER/XR) 7.3.11 Determinación del sentido del cortocircuito a tierra (MRI3-SR) 7.4 Características de disparo 7.5 Relés de salida 8.
Formulario para el pedido
3
1.
Resumen general y aplicaciones
El relé digital multifunción MRI3 está concebido como protección universal contra sobreintensidad con característica de tiempo. Se puede emplear, tanto en redes con punto de estrella aislado o resp. compensado, como también en redes con punto de estrella puesto rígidamente o a tierra a través de resistencias. Se puede utilizar en redes circulares o radiales, y cuenta con las siguientes funciones de protección: • Protección independiente contra sobreintensidad con característica de tiempo (UMZ) • Protección dependiente contra sobreintensidad con característica de tiempo (AMZ), con características de disparo elegibles discrecionalmente • Elemento direccionable integrado para conductores con alimentación bilateral o para conductores en redes circulares • Protección independiente o dependiente de dos fases contra sobreintensidad con característica de tiempo para circuito de corriente a tierra • Registro integrado del sentido de la derivación a tierra para redes con punto de estrella aislado o con compensación de derivación a tierra. (Aparatos tipo ER/XR) • Registro integrado del sentido del cortocircuito a tierra en redes con punto de estrella puesto a tierra rígidamente o en redes puesta a tierra a través de resistencias (Aparatos tipo SR). Además, el aparato con las funciones arriba citadas, puede utilizarse como protección de reserva para equipos de protección de comparación o de distancia. Se dispone asimismo de un aparato de protección similar IRI1, en ejecución simplificada y con funciones reducidas, sin Display y sin interface serie.
Observaciones generales Esta descripción técnica se complementa con la descripción general "MR - Relé digital multifunción".. En la página 47 de esta descripción se encuentran los números de versión de Software válidas para esta descripción de aparatos.
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2.
Características y propiedades
• Filtrado digital de las magnitudes de medida, con análisis de Fourier discreto, con lo cual se suprimen los influjos de las señales de perturbación, p. ej. armónicos superiores y componentes transitorias de corriente continua durante cortocircuitos • Dos registros de parámetros • Funciones de protección libremente seleccionables entre: Protección independiente contra sobretensiones con característica de tiempo (UMZ), y protección dependiente contra sobreintensidad con característica de tiempo (AMZ) • Características de disparo AMZ libremente seleccionables, según normas IEC 255-4: Normal Inverse (Tipo A) Very Inverse (Tipo B) Extremely Inverse (Tipo C) Características especiales • Modo Reset seleccionable para características de disparo AMZ • Etapa independiente para disparo rápido por cortocircuito • Protección UMZ y AMZ de dos etapas contra sobreintensidad en función del tiempo, para corriente de fase, y para corriente de tierra • Determinación de sentido para utilización en redes alimentadas bilateralmente o en redes circulares • Determinación del sentido de cortocircuito para redes con punto de estrella aislado o compensado • Medición sensible de corriente a tierra, con y sin medición directa de corriente a tierra (Tipos X y XR) • Determinación del sentido de cortocircuito para redes con punto de estrella puesto rígidamente a tierra o puesto a tierra a través de resistencias • Medición de las corrientes de fase y de su parte proporcional de corriente reactiva y de corriente efectiva en servicio sin cortocircuito; registro y archivo de los valores de disparo • Representación de los valores de medida como magnitudes primarias por el Display • Técnica de módulos enchufables con cortocircuitadores automáticos para circuitos de transformadores de corriente • Libre asignación de la función de bloqueo (p. ej. disparo rápido por cortocircuito: para registro selectivo de fallos por aparatos subordinados de protección contra sobrecorriente después de una breve interrupción sin éxito) • Ángulo característico para determinación del sentido ajustable en el circuito de corriente de fases • Protección contra fallo del interruptor • Registro y archivo de los valores de disparo y de los tiempos de desconexión (tCBFP) de cinco casos de fallo (Seguros contra fallo de tensión)
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• Registro de hasta ocho eventos de fallo con sello de tiempo • Libre subordinación de los relés de salida • Posibilidad de intercambio de datos a través de interface RS485, a elección con SEG RS485 ProOpen Data Protocol o con Modbus-Protocol* • Supresión de la indicación después de una excitación (LED-Flash) • Indicación de la fecha y de la hora. *) Para el protocolo Modbus no se puede utilizar un registrador de fallos.
3.
Estructura
3.1
Conexiones
Medición de las corrientes de fase y medición de la corriente a tierra.
Figura 3.3: Medición de las corrientes de fase y registro de las corrientes a tierra con circuito Holmgreen
En una medición combinada de corrientes de fase y de corrientes a tierra, los transformadores deben conectarse como se muestra en las figuras 3.2 y 3.3. Esta posibilidad de conexión puede emplearse con tres transformadores de corriente de fase cuando se exige una combinación de medición de corriente de fases y de corriente a tierra. Inconvenientes del circuito Holmgreen: Si se saturan uno o varios transformadores, el relé reconoce aparentemente tan sólo una corriente a tierra
Figura 3.1: Medición de las corrientes de fase para protección contra sobreintensidad y cortocircuito (I>, I>>)
*) La flecha indica el sentido de la corriente, en dirección hacia delante; en este caso se enciende el LED →← con color verde.
Figura 3.2: Medición de la corriente a tierra con transformador toroidal (IE)
TB MRI3 03.99 SP
5
Medición de tensión para detección del sentido
3.1.1 Entradas analógicas Al aparato de protección se le hacen llegar las señales de entrada de las corrientes de conductores IL1 (B3-B4), IL2 (B5-B6), IL3 (B7-B8), y de la corriente de suma IE (B1-B2), así como las tensiones de fase U1 (A3), U2 (A5), U3 (A7), con A2 como punto de estrella, en cada caso a través de transformadores de entrada separados. Las magnitudes de medida de corriente se desacoplan galvánicamente, se filtran analógicamente y finalmente se las hace llegar al convertidor Analógico/Digital.
Figura 3.4: Medición de las tensiones de fase para detección del sentido, para protección contra sobrecorriente, cortocircuito o derivación a tierra (I>, I>>, IE> y IE>>.)
Para conexión de los transformadores de tensión en los tipos de aparatos ER/XR ver también capítulo 4.5.
Para las variantes del aparato con determinación del sentido de la derivación a tierra, (Aparatos tipos ER/XR) se forma internamente la tensión de superposición UE en el circuito secundario del transformador de tensión. Si no es necesaria la determinación del sentido para circuitos amperimétricos de corriente de fase, se puede conectar directamente a A3 y A2 la tensión de superposición del devanado en triángulo abierto. La conexión de los transformadores de tensión en redes aisladas/compensadas, puede verse en el capítulo 4.5.
3.1.2 Relés de salida El MRI3 dispone de 5 relés de salida Relé de salida 1: C1, D1, E1 y C2, D2, E2 Relé de salida 2: C3, D3, E3 y C4, D4, E4 Relé de salida 3: C5, D5, E5 Relé de salida 4: C6, D6, E6 Alarma autovigilancia (Fallo interno del aparato): C7, D7, E7 Todos los relés trabajan con el principio de corriente de trabajo. Sólo el relé de autovigilancia es un relé de corriente de reposo.
3.1.3 Entradas de bloqueo Figura 3.5: Transformadores de tensión en conexión en -V- para registro del sentido en protección contra sobrecorrientes y cortocircuitos.
El circuito en -V- no puede utilizarse para detección del sentido de la derivación a tierra.
Aplicando la tensión auxiliar a D8/E8 se activan las funciones de bloqueo ajustadas, (Ver capítulo 5.7.1).
3.1.4 Entrada externa de Reset Ver capitulo 5.10.
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3.2
Salidas del relé
3.2.1 Registro de errores El MRI3 está equipado con un registro de valores de error (fallo) en el que se registran y archivan los valores analógicos medidos, como valores momentáneos. Los valores momentáneos: iL1', iL2', iL3', iE, (iUe)*, son explorados cada 1,25 ms (a 50 Hz), o respectivamente 1,041 ms (a 60 Hz), y se archivan en una memoria tampón continua. Se pueden archivar entre 2-8 eventos de error, con una duración total de registro de 16 s por cada canal. A través del interface RS485 se pueden seleccionar los datos, con un PC, mediante el Software HTL/PLSoft4, para su procesamiento posterior. Los datos se procesan y se representan gráficamente. Adicionalmente se registran al mismo tiempo, pistas binarias, p. ej. excitación y disparo. * Sólo para tipos ER/XR
Figura 3.6
Ocupación de los contactos en el aparato MRI3:
Figura 3.7: Esquema de registro de un registrador de fallos con tiempo previo
Para evitar una interrupción del circuito de desconexión del interruptor de potencia por el MRI3, antes de que el circuito de desconexión sea interrumpido por el contacto auxiliar del interruptor de potencia, se ha parametrado de serie una prolongación de la orden (comando) de disparo. Con ello el MRI3, tras una desconexión por fallo permanece 200 ms en autorretención.
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3.2.2 Posibilidades de parametrado (Ver también capítulo 5) Parámetros del sistema Aparato tipo MRI3-
I
IE IX
IRE IRX
IR
IER IXR
IRER IRXR
Representación de los valores de medida como magnitudes primarias por el Display (Iprim Fase) Representación de la corriente a tierra como magnitud primaria por el Display (Iprim Tierra) Representación de la tensión de superposición UE como magnitud primaria por el Display (Uprim/Usek) 3fases/e-n/1:1 50/60 Hz LED-Flash RS485/Dirección Slave 1) Tasa de Baudios 1) Chequeo de paridad Ajuste del reloj: Y = año; M = mes; D = día; h = hora; m = minuto; s = segundo
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X X X X X X X
X X X X X X X
IER IXR X X X X X X X
IRER IRXR X X X X X X X X X X X
X X X X X X
X X X X X X
X X X X X X
X X X X X X
I
IE IX X X X X X X X
IRE IRX X X X X X X X X
IR
ER XR
E X
ISR
IRSR
SR
X
X
X
X
X
X
X X X X X X X
X X X X X X
X X X X X X
X X X X X X
X X X X X X
ER XR X
E X X
ISR
IRSR
SR
X X X X X X X
X X X X X X X X
X
X X X X X X X
X
X
X
X X X X X
X X X X X
X X X X X
X
X X
X X
X X
Tabla 3.1
Parámetros de protección Aparato tipo MRI32 registros de parámetros I> CHAR I> tI> 2) 0 s/60 s I>> tI>> RCA UE IE> Warn/Trip CHAR IE tIE 3) 0s/60 s IE>> tIE>> sen/cos soli/resi tCBFP
X X X X X X X
X
X X X X X X X
X X X X X X X
X
X
X X X X X X X X
X X X
X
X X X
X
X
X
X X X
X X X
X X X
X
X
X
Tabla 3.2: Valores de parametrado de los diferentes tipos de aparatos 1) 2) 3)
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Sólo aparatos con protocolo Modbus. Modo RESET para corrientes de fase con característica AMZ. Modo RESET para corrientes a tierra con característica AMZ.
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Parámetros para el registro de fallos Aparato tipo MRI3-
I
Número de eventos de fallo Disparos Tiempo previo al disparo (Tvor)
X X X
IE IX X X X
IRE IRX X X X
IR
IE IX X X X
IRE IRX X X X
IR
X X X
IER IXR X X X
IRER IRXR X X X
ER XR X X X
E X X X X
ISR
IRSR
SR
X X X
X X X
X X X
IER IXR X X X
IRER IRXR X X X
ER XR X X X
E X X X X
ISR
IRSR
SR
X X X
X X X
X X X
Tabla 3.3
Funciones complementarias Aparato tipo MRI3-
I 1)
Modalidad de bloqueo Parametrado de los relés Memoria de fallos
X X X
X X X
Tabla 3.4 1)
Para 2 registros de parámetros (por separado para cada parámetro).
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Fig. 3.8: Placa frontal del MRI3-I
Fig. 3.10: Placa frontal del MRI3-IR
Fig. 3.9: Placa frontal del MRI3-E/X
Fig. 3.11: Placa frontal del MRI3-ER/XR
10
TB MRI3 03.99 SP
3.3
LED's
Los LED's situados a la izquierda del Display, en la hilera superior están provistos, en parte, de dos colores: verde para mediciones y rojo para mensajes de error (alarmas). Los MRI3 con detección del sentido tienen un LED para indicación del sentido (flecha roja y verde). En caso de excitación/disparo el LED verde indica sentido hacia delante; el LED rojo indica sentido hacia atrás. Mientras se ajusta la dirección Slave del interface serie, se enciende el LED con las letras RS.
Fig. 3.12: Placa frontal del MRI3-SR
Fig. 3.13: Placa frontal del MRI3-IRER/IRXR y MRI3-IER/IXR
TB MRI3 03.99 SP
Los diodos luminosos dispuestos en el campo de características apoyan el guiado cómodo por menú. Están dispuestos en puntos relevantes de las curvas de ajuste. 5 LED's para el circuito de sobreintensidad/cortocircuito, así como 5 LED's en el circuito de corriente a tierra, indican, junto con la visualización por Display, el punto del menú seleccionado en cada momento. El LED señalado con las letras FR se enciende durante el tiempo de ajuste del registrador de fallos.
Fig. 3.14: Placa frontal del MRI3-IRSR, MRI3-IRE/IRX y MRI3-ISR
11
4.
Funcionamiento
4.1
Etapa analógica
componentes de corriente continua durante el cortocircuito.
El microprocesador compara continuamente la Las corrientes alternas características procedentes de los corriente actual con el valor de umbral (Valor de transformadores principales de corriente se transforman ajuste) archivado en la memoria de parámetros (EEPROM). En caso de excitación, se determina el en la etapa analógica, a través de transmisores de entrada y de resistencias Shunt, en tensiones separadas tiempo para el disparo por sobrecorriente. Se emite galvánicamente. El influjo de las perturbaciones de alta una alarma y transcurrido el tiempo de retardo ajustado, tiene lugar la orden de disparo. frecuencia acopladas es suprimido mediante filtros analógicos RC. Las tensiones de medida se hacen Al efectuar el parametrado todos los valores de ajuste llegar a las entradas analógicas (Convertidor son cargados por el microprocesador a través del Analógico/Digital) del microprocesador, y se transforman a continuación en señales digitales. Todo el teclado y se archivan en la memoria de parámetros. procesamiento subsiguiente se efectúa con estos valores Para vigilancia continua del desarrollo de los digitalizados. El registro de los valores de medida se programas está instalado un " Hardware-Watchdog ". efectúa con fn = 50 Hz (fn = 60 Hz) con una Cualquier fallo del procesador se indica a través del frecuencia de exploración de 800 Hz (960 Hz), de relé de salida "Auto - vigilancia". manera que cada 1,25 ms (1,04 ms) se registran los valores actuales de las magnitudes de medida, (16 exploraciones por período). 4.3 Determinación del sentido Para empleo en conductores de alimentación bilateral o en redes circulares, el MRI3 cuenta con un indicador del sentido (Opcional).
Figura 4.1: Esquema de bloques
4.2
Etapa digital
El principio de medida para la determinación del sentido se basa en la medición del ángulo de fase y con ello también en la medición del tiempo de coincidencia entre corriente y tensión. Como la tensión de fase, necesaria para determinación del sentido, no está disponible en muchos casos de fallo, se utiliza para la corriente de fase, en cada caso, la tensión concatenada utilizada en las otras fases como tensión de referencia. Esta tensión de referencia está retrasada 90° con respecto a la tensión del conductor defectuoso. El ángulo característico con el que se consigue la máxima sensibilidad de la medición puede ajustarse en un margen comprendido entre 15° hasta 83° de adelanto respecto a la tensión de referencia correspondiente.
El aparato de protección está equipado con un microcontrolador de gran potencia. Este microcontrolador es el núcleo central del aparato de protección y con él se procesan de forma totalmente digital todas las tareas, desde la discretización de las magnitudes de medida hasta el disparo de protección. Con el programa de protección, archivado en la memoria de programa (EPROM), el microprocesador procesa las tensiones aplicadas en las entradas analógicas, y en base a ellas calcula la oscilación básica de la corriente. Al hacerlo se recurre a un filtrado digital (DFFT - Discrete - Fast - Fourier Transformation) para supresión de oscilaciones de los armónicos, así como para supresión de los
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Figura 4.2: Ángulo característico
TB MRI3 03.99 SP
4.3.1 Inversión del sentido durante la fase de excitación La inversión del sentido durante la fase de excitación puede dar lugar a sobrefunciones, en particular, cuando conductores conectados en paralelo son vigilados por relés de corriente dependientes del sentido de la corriente. Por eso la decisión sobre el sentido para la corriente de fase (en todas las versiones SR) se ha equipado con una ventana de tiempo. Si a causa de un fallo tiene lugar una excitación indebida, se arranca entonces un temporizador que mide el tiempo en el sentido reconocido hasta un máximo de 1 segundo. Si durante la fase de excitación se produce la inversión de sentido, entonces la corriente discurre en el sentido opuesto a la mitad de la velocidad. El MRI3 reconoce la variación del sentido sólo después que el temporizador haya vuelto a 0. El tiempo necesario para una conmutación es de 2 segundos como máximo. Los retardos de disparo tl> y tl>> no se ven influenciados por el reconocimiento del sentido retardado.
Ejemplo: Las figuras 4.4 y 4.5 muestran una posible situación de fallo con una inversión del sentido en el conductor no afectado de fallo. Se están empleando transformadores de corriente con una corriente primaria de 250 A. Los puntos de conmutación para la fase I> se encuentra a 0,25 kA, mientras que para la fase I>> es de 1 kA. Todos los aparatos tienen los mismos ajustes y reconocen en sentido hacia delante en el conductor. Crítico en este caso puede ser el MRI3 nª 1. Retrasando la detección del sentido se puede evitar eficazmente la desconexión del conductor no afectado de fallo. Los ajustes de los aparatos son los siguientes: I> CHAR I> tl>(V)
tl>(R) I>> tl>>(V) tl>>(R)
1,00 x In DEFT (Independiente) Retardo de disparo 10 s Retardo de disparo en sentido hacia adelante EXIT (No hay disparo) Retardo en el sentido hacia atrás 4,00 x In 0,1 s EXIT.
Figura 4.3: Retardo de disparo al producirse una inversión del sentido
Figura 4.4
TB MRI3 03.99 SP
Figura 4.5
13
Si la impedancia de los conductores y la resistencia interna del generador fueran puramente óhmicas se tendría el siguiente diagrama de indicadores:
Figura 4.6: Ejemplo: Margen de respuesta/bloqueo para el elemento direccional en el MRI3. Aquí se ha definido el sentido hacia delante como margen de respuesta y el sentido hacia atrás como margen de bloqueo.
Con un dimensionado preciso de Hardware y utilizando un algoritmo de cálculo eficiente para la determinación del sentido se garantiza que se pueda obtener una elevada sensibilidad en la entrada de medida de tensión y una gran exactitud en la medición del ángulo de fase. De este modo se logra siempre una decisión correcta de sentido, aún en el supuesto de varios fallos situados muy próximos entre sí.
Si la impedancia de los conductores y la resistencia interna del generador fueran puramente inductivas se tendría el siguiente diagrama de indicadores:
El ángulo característico para la sensibilidad máxima se corresponde con la parte proporcional R/L. El margen de respuesta del elemento direccional está fijado en ± 90° mediante giro del indicador de corriente del ángulo característico. Con ello se garantiza una detección del sentido segura para todos los ángulos de cortocircuito.
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Para la decisión del sentido se valoran en cada momento los dos últimos períodos. El tiempo de disparo, o respectivamente el factor de tiempo para fallos hacia delante o hacia atrás pueden ajustarse distintos (Ver también a este respecto el capítulo 5.4.4). Si el tiempo de disparo para un fallo hacia detrás se ajusta más largo que el tiempo para el fallo hacia delante, entonces el aparato - en caso de fallo hacia atrás - funciona como protección " Back-up" respecto a otros aparatos de protección conectados a la misma barra colectora (P. ej. en redes anulares o en caso de alimentación bilateral). Esto quiere decir que, en caso de fallo de un aparato de protección conectado al conductor averiado, el aparato situado detrás puede desconectar, en caso de fallo, con un retardo de disparo más largo. Si el tiempo de disparo para fallos hacia atrás se ajusta a infinito (EXIT por el Display), el aparato de protección no se activa en caso de fallos hacia atrás. En relación con la subordinación de los relés de salida, (ver también capítulo 5.7.1) puede fijarse en qué sentido se ha de señalizar el fallo. Es posible indicar la excitación y/ó el disparo para cada sentido de disparo a través de los relés de salida.
TB MRI3 03.99 SP
4.4
Vigilancia de derivaciones a tierra
4.4.1 Vigilancia de derivaciones a tierra del estator de generadores Si se desea vigilar el estator, la toma de tierra tiene que efectuarse como se expone en la figura 4.7. Una derivación a tierra en el estator genera entonces una corriente de error que da lugar a la activación del relé, mientras que no se registra la derivación a tierra en el consumidor.
Figura 4.7: Vigilancia de derivaciones a tierra en el estator
4.4.2 Vigilancia de derivaciones a tierra del consumidor Si la toma de tierra se efectúa como se indica en la figura 4.8 el MRI3 registra las derivaciones a tierra que se produzcan en el consumidor.
Figura 4.8: Vigilancia de derivaciones a tierra en el consumidor
TB MRI3 03.99 SP
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4.5
Registro del sentido de derivaciones a tierra (Aparatos tipos ER/XR)
Para empleo del aparato en redes con punto de estrella aislado, o respectivamente con punto de estrella compensado, en los tipos de aparatos ER/XR se dispone de un elemento incorporado para determinación del sentido de derivaciones a tierra.
La tensión de superposición UE necesaria para la determinación del sentido de la derivación a tierra, puede medirse de tres maneras distintas dependiendo de la conexión de los transformadores de tensión. (Ver tabla 4.1).
La determinación del sentido de la derivación a tierra se basa en la determinación del sentido del flujo de la energía en el sistema homopolar. Para ello, en los aparatos del tipo ER/XR se valoran la tensión de superposición y la corriente de suma de los conductores afectados de fallo.
La corriente de suma puede medirse, o bien conectando el aparato a un transformador toroidal o a un transformador de corriente en conexión Holmgreen. La máxima sensibilidad se consigue, si el MRI3 se conecta a un transformador toroidal. (Ver figura 3.2).
En redes aisladas, o respectivamente en redes compensadas, la medición de la potencia reactiva, o resp. de la potencia efectiva, es determinante para el registro de las derivaciones a tierra. Por ello, los aparatos del tipo ER/XR, y dependiendo del tratamiento del punto de estrella, deberán ajustarse a una medición por el procedimiento de medida de sen ϕ, o respectivamente de cos ϕ.
En los tipos de aparatos ER, los valores de respuesta IE> y IE>> (parte proporcional efectiva o reactiva para procedimiento de medida de cos ϕ, resp. de sen ϕ) pueden ajustarse entre 0,1 hasta 0,45 x IN. En los tipos de aparatos MRI3-XR, los valores de respuesta IE> y IE>> (parte proporcional efectiva o reactiva para procedimiento de medida de cos ϕ, resp. de sen ϕ) pueden ajustarse desde 0,1 hasta 4,5% IN.
Posibilidad de ajuste
"3 fases"
"e-n"
"1:1"
Aplicación Conexión de un transformador de tensión trifásico a las bornas A3, A5. A7, A2 (MRI3-IRER; MRI3-IER; MRI3-ER/XR)
Conexión del devanado "e-n" (devanado abierto en triángulo) a las bornas A3, A2 (MRI3-IER; MRI3-ER/XR)
Conexión de la tensión de punto de estrella (= tensión de superposición) a las bornas A3, A2 (MRI3-IER; MRI3-ER/XR)
Conexión de los transformadores de tensión
Tensión medida en caso de derivación a tierra
Factor de corrección para la tensión de superposición
√3 x UN = 3 x U1N
K = 1/3
UN = √3 x U1N
K = 1/√3
U1N = UNE
K=1
Tabla 4.1
16
TB MRI3 03.99 SP
(a) Conductores sin derivación a tierra
(b) Conductores con derivación a tierra
(c) Margen de respuesta/bloqueo
Figura 4.9: Fases de la tensión de superposición y de las corrientes de suma en redes aisladas en caso de derivación a tierra (sin ϕ)
siendo: UE = Tensión de superposición IE = Corriente de suma IC = Componente capacitivo de la corriente de suma IW = Componente óhmico de la corriente de suma.
Si los conductores no tienen derivaciones a tierra, el componente capacitivo IC (a) de la corriente de suma está adelantado en 90° a la tensión de superposición. Cuando un conductor tiene una derivación a tierra, la corriente capacitiva está retrasada 90° respecto a la tensión de superposición.
Determinando el componente de la corriente reactiva a través del ajuste de sen ϕ y comparando posteriormente con la tensión de superposición UE, los aparatos del tipo ER/XR deciden si el conductor a proteger tiene alguna derivación a tierra.
(a) Conductores sin derivación a tierra
(b) Conductores con derivación a tierra
(c) Margen de respuesta/bloqueo
Figura 4.10: Fases de la tensión de superposición y de las corrientes de suma en redes compensadas en caso de derivación a tierra (cos ϕ)
siendo: UE = Tensión de superposición IE = Corriente de suma Componente inductiva de la corriente de suma IL = IC = Componente capacitiva de la corriente de suma IW = Componente óhmica de la corriente de suma.
En conductores sin derivaciones a tierra, la corriente efectiva y la tensión de superposición tienen la misma diferencia entre fases, mientras que la componente óhmica se encuentra en situación de contrafase respecto a la tensión de superposición cuando los conductores tienen una derivación a tierra.
En redes compensadas, no se puede deducir claramente en base al componente de corriente reactiva, el sentido de la derivación a tierra, ya que la parte de corriente reactiva de la corriente a tierra depende del grado de compensación de la red. Para determinación del sentido se recurre a la componente óhmica de la suma de corriente (Posición de ajuste cos ϕ).
Con un filtrado digital eficiente, se pueden suprimir todos los armónicos superiores, y de este modo no influyen sobre la función de protección los armónicos superiores de número impar como sucede, por ejemplo, en fallos de arco voltaico.
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4.6
Registro del sentido de cortocircuitos a tierra (Aparatos tipo SR)
Los aparatos tipo SR se utilizan para la determinación del sentido del cortocircuito a tierra en redes puestas a tierra rígidamente o puestas a tierra a través de resistencias. El principio de medida para la determinación del sentido de la derivación a tierra se basa en la medición del ángulo de fase, y con ello, también en la medición de coincidencia entre la corriente cero y la tensión cero. La tensión cero U0 necesaria para determinaciones de sentido, se forma internamente en el circuito secundario de los tres transformadores de tensión. Para los tipos SR o ISR, sin detección del sentido de la corriente de fases, existe la posibilidad de medir la tensión cero en un devanado en triángulo (e-n) (Conexión a A3/A2).
4.6.1 Red rígida La mayor parte de los fallos en redes rígidas tienen, predominantemente, carácter inductivo. Por eso se ha elegido el ángulo característico entre corriente y tensión en el cual se alcanza la máxima sensibilidad de la medición, adelantado 110° sobre la tensión cero U0.
Figura 4.12: Ángulo característico en redes puestas a tierra a través de resistencias (RESI)
La zona de respuesta del elemento direccional se ha fijado, en cada caso, mediante giro de ± 90° del indicador de corriente existente en el ángulo característico. Para reducir las influencias de perturbación, la decisión sobre el sentido de la corriente, igual que en la medición de corriente de fases, se retarda 2 períodos (40 ms a 50 Hz).
4.7
Exigencias a los transformadores principales de corriente
Los transformadores de corriente deben dimensionarse de tal modo que, no se saturen con las corrientes siguientes: Etapa independiente de sobrecorriente y tiempo K1 = 2 Etapa dependiente de sobrecorriente y tiempo K1 = 20 Disparo rápido por cortocircuito K1 = 1,2 - 1,5, siendo : K1 = Factor de corriente referido al valor de ajuste, en el que el transformador de corriente todavía no trabaja en la zona de saturación.
Figura 4.11: Ángulo característico en una red rígida (SOLI)
4.6.2 Redes puestas a tierra a través de resistencias En redes puestas a tierra a través de resistencias, la mayoría de los fallos tienen carácter óhmico con muy poca parte inductiva. Por eso, para estas formas de red se ha fijado el ángulo característico adelantado 170° respecto a la tensión homopolar U0 (Ver figura 4.12). 18
Además, naturalmente, hay que dimensionar los transformadores de acuerdo con las corrientes máximas de cortocircuito en la red que puedan producirse, o respectivamente del objeto que se pretende proteger. Al efectuar el dimensionado de los transformadores de corriente, influye muy positivamente la escasa potencia absorbida por el MRI3, que es tan sólo de <0,2 VA. La carga mínima de los transformadores, y debido a su relación directa con la clase de protección, puede ser incluida en las consideraciones previas a la elección de un aparato de protección.
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5.
Mandos y ajustes
5.1
Indicación por el Display Función
Indicación por Display
Confirmación con las teclas
LED's de acompañamiento
Servicio normal Valores de medida de servicio
SEG valores actuales de medida de corriente (referidos a IN, UE1)) (XR: referido a % de IN)
Se sobrepasa el margen de medida Valores de ajuste: Fase (I>; CHAR I>; tI>; I>>; tI>>) Tierra: (IE>; CHAR IE; tIE>; IE>>; tIE>>; UE>)
máx. Corrientes de ajuste Características de disparo