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LIB

ekor.rpa Unidad multifunción de protección, medida y control

Instrucciones generalesIG-267-ES, versión 01, 06/04/2017

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 de Ormazabal.

¡ATENCIÓN!

Durante el funcionamiento de todo equipo de media tensión, 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 norma IEC 62271-1. Asimismo, únicamente podrá trabajar personal con la debida preparación y supervisión, de acuerdo con lo establecido en la norma EN 50110-1 sobre seguridad en instalaciones eléctricas y la norma 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[1].

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 a Ormazabal.

[1] Por ejemplo, en España es de obligado cumplimiento el “Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en las instalaciones eléctricas de alta tensión” – Real Decreto 337/2014.

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Instrucciones generalesekor.rpa

Índice

Índice

1. Descripción general ..................................................5

1.1. Características funcionales generales . . . . . . . . .61.2. Partes de la unidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .71.2.1. Relé electrónico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .81.2.2. Sensores de intensidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .91.2.3. Sensores de tensión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .91.2.4. Bobina de disparo y disparador

biestable “Binox” . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .101.3. Funcionalidad del conjunto . . . . . . . . . . . . . . . . .101.4. Comunicaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11

2. Aplicaciones .............................................................12

2.1. Telecontrol de centros de transformación y de reparto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12

2.2. Reenganche automático de líneas . . . . . . . . . . .122.3. Protección de línea con interruptor

automático . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .132.4. Protección de transformador . . . . . . . . . . . . . . . .142.5. Transferencia automática. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .162.6. Detección de fase con contacto a tierra . . . . . .162.7. Protección y control de Centros

de interconexión en MT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .172.8. Balances de energías . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17

3. Funciones de medida ...............................................18

3.1. Medida de intensidades y tensiones . . . . . . . . .183.2. Medidas de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .193.3. Contador de energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19

4. Funciones de protección .........................................20

4.1. Unidades de sobreintensidad . . . . . . . . . . . . . . .204.1.1. Unidades de sobreintensidad

temporizadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .204.1.2. Unidades de sobreintensidad

instantáneas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .214.1.3. Diagrama de bloques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .214.2. Ultrasensible de tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .224.3. Unidades direccionales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .234.3.1. Unidades direccionales de fase . . . . . . . . . . . . . .234.3.2. Unidades direccionales de neutro y

neutro sensible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .244.4. Unidad de imagen térmica . . . . . . . . . . . . . . . . . .254.4.1. Capacidad térmica estimada . . . . . . . . . . . . . . . .264.4.2. Funcionalidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .274.4.3. Diagrama de bloques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .284.5. Unidad de fase abierta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .294.5.1. Cálculo de intensidades de secuencia. . . . . . . .294.5.2. Funcionalidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .324.5.3. Diagrama de bloques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32

4.6. Unidades de tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .334.6.1. Unidades de sobretensión temporizadas . . . .344.6.2. Unidades de sobretensión instantáneas . . . . .344.6.3. Unidades de subtensión temporizadas . . . . . .354.6.4. Unidades de subtensión instantánea . . . . . . . .354.6.5. Diagrama de bloques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .364.7. Unidad de bloqueo por segundo

armónico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .374.7.1. Funcionalidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .374.7.2. Diagrama de bloques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .394.8. Bloqueo por Imax . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .41

5. Funciones de detección, automatización y control .......................................................................42

5.1. Automatismo reenganchador . . . . . . . . . . . . . . .425.1.1. Funcionalidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .425.1.2. VREF. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .425.1.3. Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .435.1.4. Estados del reenganchador . . . . . . . . . . . . . . . . .435.2. Automatismo presencia/ausencia

de tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .455.2.1. Funcionalidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .455.2.2. Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .455.2.3. Estados del automatismo

presencia/ausencia de tensión . . . . . . . . . . . . . .455.3. Control interruptor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .465.3.1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .465.3.2. Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .465.3.3. Estados del control interruptor . . . . . . . . . . . . . .475.4. Telecontrol . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .47

6. Sensores ....................................................................48

6.1. Sensores de intensidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .486.1.1. Características funcionales de

los sensores de intensidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . .496.1.2. Conexionado suma vectorial/homopolar . . . .506.2. Sensores de tensión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .516.2.1. Pasatapas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .516.2.2. ekor.evt-c . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .52

7. Características técnicas del equipo ........................53

7.1. Valores nominales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .537.2. Diseño mecánico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .537.3. Ensayos de aislamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .547.4. Compatibilidad electromagnética . . . . . . . . . . .547.5. Ensayos climáticos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .557.6. Ensayos mecáncios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .557.7. Ensayos de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .557.8. Conformidad CE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .55

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Índice Instrucciones generalesekor.rpa

8. Modelos de protección, medida y control .............56

8.1. Descripción modelos vs funciones. . . . . . . . . . .568.1.1. ekor.rpa-110. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .588.1.2. ekor.rpa-120. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .588.1.3. ekor.rpa-100-v/ekor.rpa-100-p. . . . . . . . . . . . . .598.1.4. Configurador de relés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .608.2. Unidades de de tipo “v” ekor.rpa-110-v y

ekor.rpa-120-v. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .618.2.1. Descripción funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .618.2.2. Definición de entradas/salidas digitales . . . . .628.2.3. Instalación en celda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .638.2.4. Comprobación y mantenimiento . . . . . . . . . . . .648.3. Unidades de tipo “p” ekor.rpa-110-p y

ekor.rpa-120-p . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .668.3.1. Descripción funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .668.3.2. Definición de entradas/salidas digitales. . . . . .678.3.3. Protección por fusible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .688.3.4. Instalación en celda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .718.3.5. Comprobación y mantenimiento . . . . . . . . . . . .72

9. Ajustes de configuracion de usuario ......................73

9.1. Ajustes locales de protecciones y automatismos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .73

9.2. Ajustes de fecha y hora. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .799.3. Ajustes de comunicación remota . . . . . . . . . . . .79

10. Registro de historicos ..............................................80

10.1. Informe de faltas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8010.1.1. Lógica de captura de datos . . . . . . . . . . . . . . . . . .8010.1.2. Estructura del informe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8110.1.3. Lista señales disponibles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8210.2. Registro de eventos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .84

11. Interfaz de usuario ...................................................85

11.1. Servidor Web. Consulta y configuración de parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .85

11.1.1. Características del servidor Web . . . . . . . . . . . . .8511.1.2. Acceso servidor Web: Acceso local y

acceso remoto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8611.2. Teclado/Display . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9011.2.1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9011.2.2. Pantallas de visualización . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9111.2.3. Códigos de error . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9611.3. Servidor de archivos en memoria USB . . . . . . .9711.3.1. Conexión con el equipo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9711.3.2. Utilización de la interfaz. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9811.3.3. ekor.soft-xml . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100

12. Comunicaciones .................................................... 102

12.1. Medio físico: RS-485. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10212.1.1. Protocolo MODBUS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10212.1.2. Protocolo PROCOME . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10712.2. Medio físico: Ethernet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11012.3. Medio físico: Mini-USB . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111

13. Anexo ..................................................................... 112

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Descripción general

1. Descripción general

Dentro de la familia ekor.sys, la gama de unidades de protección, medida y control ekor.rpa, agrupa toda una serie de diferentes equipos multifuncionales. Dependiendo del modelo, los equipos pueden incorporar funciones de protección de intensidad y tensión, así como funciones de automatización, control local/telemando, etc. Todas estas funciones están relacionadas con las necesidades actuales y futuras de automatización, control y protección de los centros de transformación y de reparto.

Las necesidades de automatización en las redes de distribución, como consecuencia de una mayor exigencia en la calidad de suministro, hacen que sea cada vez más necesario y extendido el uso de equipos que permitan realizar funciones de supervisión de medida y control del interruptor en las celdas de distribución.

Las unidades de protección, medida y control ekor.rpa-100 han sido diseñadas para cubrir dichas necesidades, según los requisitos de las normas y recomendaciones nacionales e internacionales, que aplican a cada una de las partes que integran la unidad:

• EN 60255, EN 61000, EN 62271-200, EN 60068, EN 60044.

• IEC 60255, IEC 61000, IEC 62271-200, IEC 60068, IEC 60044, IEC 61958.

La integración de las unidades ekor.rpa en los sistemas de celdas Ormazabal, proporciona productos específicos para las necesidades de las diferentes instalaciones.

La serie de unidades ekor.rpa-100, de la gama ekor.rpa, dispone de salidas que permiten, tanto de forma local como de forma remota, la apertura y cierre del interruptor de la celda donde se instala. Asimismo, la serie de equipos dispone de entradas que reciben el estado en el que se encuentra el interruptor de la celda.

Las unidades ekor.rpa-100 presentan, además, las siguientes ventajas respecto a los sistemas convencionales:

1. La protección y la unidad remota de telecontrol (RTU o Remote terminal unit) quedan integradas en la celda de una forma compacta, simplificando la solución y minimizando la necesidad de instalar cajones de control sobre las celdas.

2. La entrega de la solución completa integrada (celda + relé + sensores), reduce la manipulación de interconexiones en el momento de la instalación de la celda en la conexión con la red. La única conexión necesaria corresponde a la de los cables de media tensión (MT). Se eliminan la posibilidad de errores de cableado e instalación y, por lo tanto, agilizan el tiempo de puesta en marcha.

3. Los sensores de tensión e intensidad van instalados en los pasatapas de la celda. Se obtienen medidas de V, I, P, Q y energías sin necesidad de transformadores de tensión.

4. 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.

5. 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. Esto es posible gracias a la alta sensibilidad y bajo ruido de los canales analógicos del relé.

Figura 1.1. Unidades de protección, medida y control: Familia ekor.sys

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Descripción general Instrucciones generalesekor.rpa

1.1. Características funcionales generales

Todos los relés de la serie ekor.rpa-100 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 de intensidad y tensión, automatismos, etc. Asimismo, determinan los valores eficaces de las medidas eléctricas, que informan del valor instantáneo de dichos parámetros de la instalación.

Figura 1.2. Relé de la serie ekor.rpa-100

Los relés ekor.rpa-100 disponen de un teclado para visualizar, ajustar y operar de manera local la unidad, así como puertos de comunicación para poder hacerlo también mediante un PC, bien sea de forma local o remota. El diseño de los menús del teclado 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. Estos transformadores, o sensores de intensidad, mantienen la clase de precisión en todo su rango nominal.

La medida de la tensión se realiza normalmente captando la señal de tensión mediante un divisor capacitivo incorporado en el propio pasatapas de la celda. Para aplicaciones donde se requiere alta precisión de medida de tensión, como aplicaciones con contadores de energía de la red de MT, existe la posibilidad de instalar sensores de tensión capacitivos externos ekor.evt-c.

Las diferentes interfaces, local (Display) o remoto (Web), proporcionan, además de valores instantáneos de la medida de intensidades, tensiones, potencias y energías; parámetros de ajuste, histórico de faltas y eventos, etc.

Desde el punto de vista de mantenimiento, las unidades ekor.rpa-100 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), y borneros accesibles para pruebas mediante inyección de intensidad o tensión, así como para comprobar las entradas y salidas del relé. De este modo, la unidad permite una comprobación completa.

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1.2. Partes de la unidad

Las partes que integran la serie de unidades de protección, medida y control ekor.rpa-100 son el relé electrónico, los sensores de tensión e intensidad, los circuitos auxiliares (bornero y cableado), el disparador biestable “Binox” y la bobina de disparo.

1 Bornero

2 Relé electrónico ekor.rpa

3 Sensores de tensión e intensidad

Figura 1.3. Partes del montaje en celda de la unidad ekor.rpa-100

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1.2.1. Relé electrónico

El relé electrónico dispone de teclas y Display para visualizar y ajustar los parámetros de protección y control. Asimismo, el Display proporciona información de las medidas del equipo, alarmas y señales de control en tiempo real. El teclado incluye un precinto en la tecla <<SET>>, 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:

• Unidad de disparo.

• El fasor en el momento del disparo (tensiones e intensidades).

• El tiempo de disparo. El tiempo que pasa entre el arranque y el disparo de la unidad.

• La hora y la fecha en la que ha sucedido el evento.

También se indican de forma permanente errores de la unidad. Además, es posible consultar los informes de falta a través del puerto USB frontal, conectando un PC a dicho puerto y utilizando el sistema de carpetas implementado.

La indicación LED “ON” se activa cuando el equipo recibe energía de una fuente exterior y parpadea rápidamente durante la inicialización del relé. Dicho LED, pasa a parpadear con una frecuencia menor una vez el microprocesador comprueba que el estado del equipo es el correcto y todas las unidades de protección están activas. En esta situación, el equipo está operativo 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, en todas sus variantes, de 9 entradas y 4 salidas. Tanto entradas como salidas están protegidas contra activaciones/desactivaciones indeseadas.

El equipo dispone de 2 puertos Ethernet traseros para configuración, un puerto mini-USB frontal para mantenimiento, y dos puertos traseros de comunicaciones RS-485 para telecontrol. Los protocolos de comunicación estándar para todos los modelos son MODBUS y PROCOME.

1 LED de señalización “ON”

2 Display de visualización de medidas y parámetros de ajuste

3 Tecla SET

4 Teclado para desplazarse por pantallas

5 Puerto de comunicación frontal mini-USB

Figura 1.4. Descripción de los elementos disponibles en el frontal del relé ekor.rpa-120

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1.2.2. Sensores de intensidad

Los sensores de intensidad son transformadores toroidales de relación 300/1 A, 1000/1 A o 2500/1 A, dependiendo de los modelos. Con estos transformadores se cubre todo el rango de funcionamiento de las celdas de Ormazabal, desde intensidades nominales de 5 A hasta 2500 A.

Los toroidales de fase 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 media tensión 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 desde fábrica.

Todos los sensores de intensidad tienen una protección integrada contra apertura de los circuitos secundarios, que evita que aparezcan sobretensiones.

1 Pasatapas

2 Sensores de intensidad

Figura 1.5. Ubicación de los sensores de intensidad

1.2.3. Sensores de tensión

La medida de la tensión en la celda se realiza mediante un divisor capacitivo incorporado en el propio pasatapas de la celda, que asegura una precisión del ± 5 % en el peor caso.

Además, si se desea una precisión mayor, se pueden utilizar sensores capacitivos ekor.evt-c de Ormazabal. Se trata de sensores de tensión de tipo divisor capacitivo para celdas de aislamiento en gas. Están diseñados para permitir su montaje tanto en conectores separables en T como en barras. Su funcionamiento es autónomo y pasivo (sin alimentación auxiliar externa), con salida analógica de baja tensión y baja potencia aplicable directamente a los sistemas de medida sin acondicionamiento previo, para ser instalado en sistemas de Automatización y supervisión de media tensión en redes de hasta 36 kV. Además, puede medir descargas parciales y establecer una comunicación vía PLC.

Figura 1.6. Sensor de tensión ekor.evt-c

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1.2.4. Bobina de disparo y disparador biestable “Binox”

El disparador biestable “Binox” es un actuador electromecánico de precisión que está sellado con su propia armadura e 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 (alta eficiencia energética) que necesita para realizar el disparo. Esta energía se entrega en forma de pulso desde el propio relé, que lo hace de una forma controlada, con el fin de asegurar la correcta actuación del disparador y la apertura del interruptor.

Las pruebas y ensayos superados por el conjunto unidad ekor.rpa-100 y celda, junto con controles de calidad en su fabricación, hacen que se trate de un elemento de alta fiabilidad en la cadena de disparo. Las soluciones presentadas por Ormazabal con unidades ekor.rpa-100 llevan instaladas este disparador por defecto.

Figura 1.7. Bobina de disparo “Binox”

La ejecución de las maniobras ordenadas a través de las salidas digitales de las unidades ekor.rpa-100, 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. Funcionalidad del conjunto

La funcionalidad del conjunto como una unidad (celdas de MT, equipos de protección, medida y control, sensórica y transformadores de protección y medida) es validada en un plan de ensayos realizadas en un entorno controlado propio.

Para ello Ormazabal dispone del CIT, el Centro de investigación y tecnología, que representa un instrumento esencial en la I + D, con el objetivo de captar y mejorar las tecnologías existentes e investigar otras nuevas.

Las instalaciones del CIT ofrecen sus servicios al sector científico tecnológico para la realización de ensayos de investigación, de desarrollo y de tipo tanto de productos para las propias unidades de negocio de Ormazabal como para el resto del sector eléctrico.

El CIT se compone principalmente de:

1. HPL: Laboratorio electrotécnico de potencia, tiene como misión la identificación, adquisición y difusión dentro de Ormazabal de las tecnologías de proceso y de los productos estratégicos.

2. UDEX: Unidad de demostración y experimentación consiste en una red de experimentación singular de media tensión altamente configurable e independiente, que permite el desarrollo y realización de pruebas de nuevas tecnologías, productos y servicios en un entorno seguro y controlado.

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1.4. Comunicaciones

Todos los relés de las unidades ekor.rpa-100 disponen de dos puertos Ethernet de conexión TCP/IP y servidor Web para su configuración. También disponen de puerto frontal mini-USB para mantenimiento y de dos puertos traseros con par trenzado RS-485 de comunicación serie (COM0 y COM1) para telemando.

Los protocolos de comunicación estándar que se implementan en todos los equipos son MODBUS en modo transmisión RTU (binario) y PROCOME, a través del puerto RS-485 COM0 trasero que disponen estas unidades.

Opcionalmente, el modelo ekor.rpa-120 dispone también de un bus para la conexión de sensores de temperatura.

Los relés ekor.rpa-100 pueden ir interconectados a otros equipos de la familia ekor.sys, como se muestra en la siguiente imagen.

1 ekor.ccp

2 ekor.bus

3 ekor.rci

4 ekor.rpa

5 ekor.rpt

6 ekor.rpg

Figura 1.8. Equipos intercomunicados de la familia ekor.sys

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Aplicaciones Instrucciones generalesekor.rpa

2. Aplicaciones

2.1. Telecontrol de centros de transformación y de reparto

Las unidades de protección, medida y control ekor.rpa-100, 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.

Figura 2.1. Centro de reparto telecontrolado

La utilización de un terminal de telecontrol y unidades ekor.rpa-100, permite visualizar y operar cada posición de forma remota, gracias a las entradas y salidas de que disponen para tal efecto.

Figura 2.2. Disposición de diferentes centros en la red

Las unidades que incluyen esta función de telecontrol son:

Unidad Tipo de celdaekor.rpa-100 tipo = p Interruptor combinado con fusibles

ekor.rpa-100 tipo = v Interruptor automático

Tabla 2.1. Unidades de la función de telecontrol

Las aplicaciones de telecontrol se complementan con la unidad de control integrado ekor.rci 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.

Esta función siempre va asociada a celdas de interruptor automático de Ormazabal.

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:

Unidad Tipo de celdaekor.rpa-100 tipo = v Interruptor automático

Tabla 2.2. Unidad de la función reenganchador

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Aplicaciones

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.

Figura 2.3. Funciones de protección de línea en relés ekor.rpa-100

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 la función de direccionalidad.

En los equipos ekor.rpa-100 modelo ekor.rpa-110, 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.

• 51_2 ≡ Sobrecarga de fase II. Escalón añadido para proteger 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.

• 51_2_N ≡ Fuga a tierra II. Escalón añadido para proteger 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.

• 51_2_NS ≡ Ultrasensible de fuga a tierra II. Escalón añadido para proteger contra defectos altamente resistivos entre fase y tierra, de muy bajo valor.

• 2nd Harm. Block ≡ Bloqueo por segundo armónico. Bloquea unidades de sobreintensidad durante las magnetizaciones del transformador

• 79 ≡ Reenganchador. Posibilita el reenganche automático de líneas.

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Adicionalmente, los equipos ekor.rpa-100, modelo ekor.rpa-120 también disponen de las siguientes funciones:

• 67/67N y 67NS ≡ Direccional de fase, neutro y neutro sensible. Funciones direccionales de fase, neutro y neutro sensible que están asociados a sus correspondientes unidades de sobreintensidad, permitiendo en conjunto disponer de unidades de sobreintensidad direccionales.

• 49 ≡ Imagen térmica. Protege contra sobrecargas térmicas de las líneas que no pueden ser detectadas por las unidades de sobreintensidad.

• 46BC ≡ Fase abierta. Detecta líneas abiertas, que generalmente son bastante difíciles de detectar mediante unidades de sobreintensidad.

• 59/59N ≡ Sobretensión. Protege contra sobretensiones de fase y neutro en las líneas con 2 unidades por cada fase y neutro, una temporizada y otra instantánea.

• 27 ≡ Subtensión. Protege contra subtensiones de fase en las líneas con 2 unidades por cada fase, una temporizada y otra instantánea.

Las unidades que aportan las funciones anteriormente indicadas son:

Unidad Tipo de celdaekor.rpa-100 tipo = v Interruptor automático

Tabla 2.3. ekor.rpa-100-v

2.4. Protección de transformador

Los transformadores de distribución requieren de varias funciones de protección. Su elección depende principalmente de la potencia y del nivel de responsabilidad que tiene en la instalación.

Figura 2.4. Funciones de protección de transformador en relés ekor.rpa-100

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Aplicaciones

Las funciones de protección, disponibles en los modelos ekor.rpa-110, 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 trasformador, o cortocircuitos de varias espiras del devanado primario.

• 51_2 ≡ Sobrecarga de fase II. Escalón añadido para proteger contra sobrecargas excesivas que pueden deteriorar el trasformador, 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.

• 51_2_N ≡ Fuga a tierra II. Escalón añadido para proteger contra defectos altamente resistivos desde el primario a tierra o al secundario.

• 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.

• 51_2_NS ≡ Ultrasensible de fuga a tierra II. Escalón añadido para proteger contra defectos altamente resistivos entre fase y tierra, de muy bajo valor.

• 2nd Harm. Block ≡ Bloqueo por segundo armónico. Bloquea unidades de sobreintensidad durante las magnetizaciones del transformador.

Adicionalmente, los equipos ekor.rpa-100, modelos ekor.rpa-120 también disponen de las siguientes funciones:

• 67/67N y 67NS ≡ Direccional de fase, neutro y neutro sensible. Funciones direccionales de fase, neutro y neutro sensible que están asociados a sus correspondientes unidades de sobreintensidad, permitiendo en conjunto disponer de unidades de sobreintensidad direccionales.

• 49 ≡ Imagen térmica. Protege contra sobrecargas térmicas de los transformadores que no pueden ser detectadas por las unidades de sobreintensidad.

• 46BC ≡ Fase abierta. Detecta líneas abiertas. Las fases abiertas son bastante difíciles de detectar mediante unidades de sobreintensidad.

• 59/59N ≡ Sobretensión. Protege contra sobretensiones de fase y neutro en las líneas con 2 unidades por cada fase y neutro, una temporizada y otra instantánea.

• 27 ≡ Subtensión. Protege contra subtensiones de fase en las líneas con 2 unidades por cada fase, una temporizada y otra instantánea.

Las unidades de protección mediante las que se implementan las funciones anteriormente indicadas son:

Unidad Tipo de celdaekor.rpa-100 tipo = p Interruptor combinado con fusibles

ekor.rpa-100 tipo = v Interruptor automático

Tabla 2.4. ekor.rpa-100-p/ekor.rpa-100-v

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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 del 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.

Figura 2.5. Transferencia automática

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 intensidad de defecto puede no llegar a superar el umbral tarado para la protección de sobreintensidad y, por tanto, no detectarse dicho defecto.

Se utiliza la función 59N en vez de lógica programada para detectar este tipo de defectos, analizando la tensión de neutro de la instalación además de la intensidad.

Figura 2.6. Detección de fase con contacto a tierra

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Aplicaciones

2.7. Protección y control de Centros de interconexión en MT

En los clientes de MT en los cuales se instale un relé ekor.rpa-100, en las celdas de protección con interruptor automático o con fusibles que protegen la salida de MT, se podrá enviar la información de dicha salida tanto vía Web como vía protocolo de comunicaciones MODBUS-TCP, a un Scada.

La información accesible sería la siguiente:

• Posición de la celda

• Disparos

• Alarmas

• Medidas:

- Tensión

- Intensidad

- Potencia

- Energía

2.8. Balances de energías

Con la inclusión de las medidas de energía en MT en los relés ekor.rpa-100, se pueden analizar pérdidas no técnicas que existan entre el CT y los consumos de BT, consiguiendo descubrir tanto bolsas de fraude como la energía no facturada por error en los equipos de BT.

1 ekor.rci

2 ekor.ccp

3 ekor.rpa

4 Contadores

Figura 2.7. Equipo ekor.rpa-100 midiendo energías en MT en un transformador del que cuelgan abonados

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Funciones de medida Instrucciones generalesekor.rpa

3. Funciones de medida

3.1. Medida de intensidades y tensiones

El equipo dispone de cuatro entradas de lectura de intensidad (IA, IB, IC y INS) y tres de lectura de tensión (VA, VB y VC). Cada una de ellas es acondicionada y digitalizada para la posterior realización de cálculo.

El diseño del equipo y sensores, junto a su integración en celda, forman un conjunto donde todo funciona como una única unidad en la que se consigue la máxima inmunidad y calidad de las señales a medir, tanto en redes de 50 Hz como de 60 Hz.

Las etapas de transducción y acondicionamiento de la señal, están diseñadas para que el conjunto sensor&relé reproduzca tanto la magnitud como la fase de las señales de intensidad y tensión de la red de distribución. De este modo, se consigue que en todas las condiciones de funcionamiento, se dispongan de las mejores prestaciones en las aplicaciones en tiempo real con algoritmos de protección y en las medidas de supervisión de cargas o calidad de suministro.

A las entradas de tensión e intensidad muestreadas directamente, además, hay que añadir aquellas obtenidas para IN y VN, calculadas como suma de muestras de las señales de fases correspondientes. Las características de estas señales calculadas son equivalentes a aquellas obtenidas por suma vectorial de las señales obtenidas de los sensores convencionales.

Las medidas para supervisión de intensidad y tensión, son medidas integradas durante 1,28 segundos y representados en modo fasorial (módulo + argumento). De este modo, se actualiza periódicamente el estado de carga de la red.

Las medidas de intensidad y tensión son:

• Intensidades de línea: IA, IB e IC.

• Tensiones de red: UAB, UBC y UCA y Tensiones de línea: VA, VB y VC.

• Intensidades y tensiones residuales. Representadas como: IN/INS (3Io) y VN (3Vo).

Figura 3.1. Medidas de intensidad y tensión

La calibración final es la conjunta de sensores, equipos de medida, cableados y aparamenta; y es validada en un exhaustivo plan de ensayos realizados en un entorno controlado, que reproduce la realidad de la red de distribución eléctrica de media tensión.

Todo este proceso incluye diferentes escenarios:

• Escenarios de máxima interferencia electromagnética y calentamiento del conjunto, realizados a la corriente nominal de la aparamenta.

• Escenarios de máxima variación térmica, realizados en cámara climática entre - 10 °C y 60 °C.

• Escenarios con perturbaciones transitorias muy agresivas, ensayos de potencia y de impulso tipo rayo con niveles de tensión de media tensión.

• etc.

Con estos ensayos, se concluye en puntos como: la relación del número de espiras de los transformadores de intensidad, impedancia de las entradas de lectura de tensión, etc. Todo esto probado y validado sobre la solución final que se entrega al cliente.

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Funciones de medida

3.2. Medidas de potencia

Las potencias que se monitorizan (localmente o remotamente), son medidas integradas de 1,28 segundos de los valores instantáneos RMS calculados.

Unas medidas acreditadas en clase de precisión, nos aseguran la fiabilidad en los valores obtenidos.

El equipo sirve como central de medidas, para tareas de supervisión de la calidad del suministro eléctrico o análisis de cargas. Las medidas monitorizadas para la potencia activa y reactiva son monofásicas y trifásicas, y solo trifásica para la potencia aparente.

Las medidas se componen de:

• Monofásicas: Activas PA, PB y PC y Reactivas QA, QB y QC.

• Trifásicas: Potencias PT, QT y ST y Factor de potencia (F.P.).

3.3. Contador de energia

El equipo lleva incorporado un “medidor de energía eléctrica activa y reactiva” que cumple con los requisitos particulares para medidores estáticos de energía. Se trata de un contador trifásico de conexión indirecta, que junto con los sensores de medida de intensidad y tensión, compone un contador en MT.

El contador de energía acumula 100 medidas de las potencias P y Q integradas en un semiciclo (1 segundo para 50 Hz y 1,2 segundos para 60 Hz). En total habrá cuatro contadores; tres monofásicos (fase A, fase B y fase C) y uno trifásico.

Cada uno de estos contadores consta de dos registros de energía activa (E+ y E-) y cuatro de energía reactiva (Q1, Q2, Q3 y Q4); cada uno de ellos de 32 bits. Estos registros disponen de un bit para la indicación de desbordamiento y de la opción de reset mediante comando.

Las potencias activas se expresan en kilovatios-hora (kWh) y las potencias reactivas en kilovoltiamperios reactivos-hora (kVArh).

a Reactiva

b Inductiva

c Capacitiva

d Generada

e Consumida

f Activa

Energía activa importada (kWh): EA + , EB + , EC + y ET +Energía activa exportada (kWh): EA - , EB - , EC - y ET -Energía reactiva inductiva importada (kVArh): QA1, QB1, QC1 y QT1Energía reactiva capacitiva importada (kVArh): QA2, QB2, QC2 y QT2Energía reactiva inductiva exportada (kVArh): QA3, QB3, QC3 y QT3Energía reactiva capacitiva exportada (kVArh): QA4, QB4, QC4 y QT4

Figura 3.2. Energías

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Funciones de protección Instrucciones generalesekor.rpa

4. Funciones de protección

4.1. Unidades de sobreintensidad

Los equipos ekor.rpa-100 disponen de las siguientes unidades de protección de sobreintensidad:

Fases:

• Seis unidades temporizadas de sobreintensidad de fases (3 x 51, 3 x 51(2)).

• Tres unidades instantáneas de sobreintensidad de fases (3 x 50).

Neutro (Calculado):

• Dos unidades de sobreintensidad temporizada de neutro (1 x 51N, 1 x 51(2)N).

• Una unidad de sobreintensidad instantánea de neutro (1 x 50N).

Neutro sensible (medido):

• Dos unidades de sobreintensidad temporizada de neutro sensible (1 x 51NS, 1 x 51(2)NS).

• Una unidad de sobreintensidad instantánea de neutro sensible (1 x 50NS).

4.1.1. Unidades de sobreintensidad temporizadas

Las unidades temporizadas de fases, neutro y neutro sensible arrancan si el valor fundamental de la magnitud correspondiente a cada unidad supera el valor de 1,05 veces el arranque ajustado, mientras que se reponen cuando este valor es inferior a 0,95 veces el valor ajustado.

El disparo se produce si la unidad permanece arrancada durante el tiempo ajustado. Este tiempo puede ser adecuado mediante la selección de varios tipos de curva, según las normas IEC y ANSI.

Las curvas implementadas en los equipos ekor.rpa-100 son:

CURVAS IEC

• IEC DT: Tiempo definido

• IEC NI: Curva normalmente inversa

• IEC VI: Curva muy inversa

• IEC EI: Curva extremadamente inversa

• IEC LTI: Curva inversa de tiempo largo

• IEC STI: Curva inversa de tiempo corto

CURVAS ANSI

• ANSI LI: Curva inversa de tiempo largo

• ANSI NI: Curva normalmente inversa

• ANSI VI: Curva muy inversa

• ANSI EI: Curva extremadamente inversa

Estas curvas se detallan en el apartado de ANEXO.

Los ajustes de las unidades temporizadas son:

• Habilitación unidad: Habilitar/deshabilitar la unidad (ON/OFF).

• Arranque de la unidad: Intensidad de arranque de la unidad. Rangos variables según TIs utilizados.

• Curva de tiempo: Tipo de curva (IEC DT, IEC NI, IEC VI, IEC EI, IEC LTI, IEC STI, ANSI LI, ANSI NI, ANSI VI, ANSI EI).

• Índice de tiempo: Índice de tiempos, también conocido como dial de tiempos (de 0,05 a 1,60). Este ajuste aplica a todos los tipos de curva, con excepción de IEC DT.

• Tiempo fijo: Tiempo de disparo de la unidad (de 0,00 s a 100,00 s). Este ajuste sólo aplica al tipo de curva IEC DT.

• Control de par: Máscara de disparo direccional (OFF, FORWARD o REVERSE). Para indicar la dirección en la cual queremos disparar:

- OFF: Independientemente de la dirección, la unidad de sobreintensidad correspondiente disparará si se cumplen las condiciones de sobreintensidad.

- FORWARD: La unidad de sobreintensidad correspondiente disparará si se cumplen las condiciones de sobreintensidad y además la unidad direccional correspondiente da señalización de FORWARD (hacia delante).

- REVERSE: La unidad de sobreintensidad correspondiente disparará si se cumplen las condiciones de sobreintensidad y además la unidad direccional correspondiente da señalización de REVERSE (hacia atrás).

Este ajuste sólo existirá en los equipos ekor.rpa-100 modelo 120.

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Funciones de protección

4.1.2. Unidades de sobreintensidad instantáneas

Las unidades instantáneas de fases, neutro y neutro sensible arrancan si el valor fundamental de la magnitud correspondiente a cada unidad supera el valor de 1,00 veces el arranque ajustado mientras que se reponen cuando este valor es inferior a 0,95 veces el valor ajustado.

El disparo se produce si la unidad permanece arrancada durante el tiempo ajustado.

Los ajustes de las unidades instantáneas son:


• Arranque de la unidad: Intensidad de arranque de la unidad. Rangos variables según TIs utilizados.

• Tiempo fijo: Tiempo de disparo de la unidad (de 0,00 s a 100,00 s).

• Control de par: Máscara de disparo direccional (OFF, FORWARD o REVERSE). Para indicar la dirección en la cual queremos disparar:

- OFF: Independientemente de la dirección, la unidad de sobreintensidad correspondiente disparará si se cumplen las condiciones de sobreintensidad.

- FORWARD: La unidad de sobreintensidad correspondiente disparará si se cumplen las condiciones de sobreintensidad y además la unidad direccional correspondiente da señalización de FORWARD (hacia delante).

- REVERSE: La unidad de sobreintensidad correspondiente disparará si se cumplen las condiciones de sobreintensidad y además la unidad direccional correspondiente da señalización de REVERSE (hacia atrás).

Este ajuste sólo existirá en los equipos ekor.rpa-100 modelo 120.

4.1.3. Diagrama de bloques

Cualquier unidad de sobreintensidad cumple con el diagrama que se presenta a continuación.

1 Medida

2 Señal de entrada

3 Señal de salida

4 Ajustes

Figura 4.1. Diagrama de bloques

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Básicamente, el diagrama representa que, siempre y cuando una magnitud medida en tiempo real (Ix) supere el valor de una consigna (ajuste Ipick up), pasa a descontar un contador de tiempo (counter: f (curve, index, time), que libera un disparo en el caso de que llegue a expirar en su totalidad.

Si durante el transcurso de la temporización, la magnitud medida (Ix) cae por debajo de la consigna (Ipick up), la unidad y el contador se restablecen, quedando la unidad en el estado de reposo.

Todas las unidades generan la siguiente señalización:

• Pick-up: Se activa cuando la magnitud medida (Ix) supera una consigna (ajuste Ipick up) y se desactiva cuando el valor de la medida cae por debajo de la consigna.

• Temporize: Se activa cuando el contador de tiempo llega a su finalización y se desactiva cuando el valor de la medida cae por debajo de la consigna.

• Trip: Se activa con la señal temporize y se desactiva cuando el valor de la medida cae por debajo de la consigna.

Además, las unidades de sobreintensidad, pueden ser bloqueadas por las unidades de bloqueo por intensidad máxima y bloqueo por segundo armónico detalladas en próximos apartados.

Las unidades de sobreintensidad tienen la posibilidad de ser bloqueadas de tres modos diferentes:

• Unit block: Bloquea la unidad, no dejando que arranque mientras esta entrada se encuentre activa.

• Timing Block: Congela el valor del contador de tiempo mientras esta entrada esté activa.

• Trip Block: Deja avanzar a la unidad y la bloquea en el momento anterior a dar la salida de disparo.

4.2. Ultrasensible de tierra

Esta funcionalidad, disponible tanto en ekor.rpa con funcionalidad direccional como no, corresponde a un caso particular de la detección de sobreintensidad para faltas fase-tierra. Se utiliza principalmente en redes con neutro aislado, neutro compensado o terrenos muy resistivos, donde la intensidad de defecto entre fase y tierra tiene un valor muy pequeño.

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 sensores de medida de fase.

La utilización de este tipo de toroidal, hace que las intensidades medidas de neutro por desequilibrio de fases sean fiables, en valores de amperios primarios muy bajos. Para este tipo de configuración, el equipo permite un ajuste mínimo de disparo de 0,3 amperios primarios en su canal de Neutro sensible.


2 Transformador homopolar

Figura 4.2. Sensores de intensidad

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4.3. Unidades direccionales

Las unidades direccionales se conjugan con las unidades de sobreintensidad en la toma de la decisión del disparo. Según el ajuste de dirección “control de par” (Forward o Reverse) y el resultado de la dirección de la falta, las unidades de sobreintensidad concluyen en dar un disparo o no.

Los equipos ekor.rpa-100 modelo 120 disponen de las siguientes unidades direccionales:

• Tres unidades direccionales de fase (3 x 67).

• Una unidad direccional de neutro (1 x 67N).

• Una unidad direccional de neutro sensible (1 x 67NS).

4.3.1. Unidades direccionales de fase

Criterio angular

Las unidades direccionales de fase son unidades que, mediante el criterio angular, determinan la dirección de cada una de las 3 fases. La tensión de polarización utilizada por cada fase, es la tensión compuesta correspondiente a las otras 2 fases.

Estas unidades determinan la dirección en base a:

• Los ajustes tarados.

• El desfase existente entre la señal de polarización y la señal de intensidad.

Los ajustes de la unidad direccional de fases son:

• Ángulo característico de fases: Ángulo característico (de - 90,0° a 90,0°). Suele corresponder al ángulo de las impedancias serie de las líneas. Valores típicos en distribución: 30° y 45°.

• Tensión mínima de fases: Mínima tensión de polarización (de 0,5 kV a 72,0 kV). Valor de la tensión de polarización a partir de la cual la unidad direccional considera el ángulo fiable, y es capaz de determinar una dirección.

• Zona de indeterminación: Ángulo de la zona indeterminada (de 0,0° a 90,0°). Ajuste para determinar la zona de indeterminación, que está próxima a la línea de par cero.

La dirección indicada por las unidades puede ser Forward (hacia delante), Reverse (hacia atrás) o ndef (no definida).

La zona de dirección Forward queda delimitada por la siguiente fórmula:

La zona de dirección Reverse será la contraria a la zona Forward. Es decir, habría que girar 180° en la fórmula superior para conseguir la expresión que delimite la zona de dirección Reverse.

Las unidades direccionales indicarán dirección ndef si se encuentra en la zona indeterminada o la tensión de polarización es inferior al ajuste de Vmin.

En la siguiente figura se muestra un ejemplo del funcionamiento para la unidad direccional de la fase A:

1 Reserve

2 Forward

3 Zona indeterminada

4 Línea de par cero

5 Línea de máximo par

Figura 4.3. Unidad direccional de Fase A

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4.3.2. Unidades direccionales de neutro y neutro sensible

Las unidades direccionales de neutro y neutro sensible incluyen dos criterios diferentes para determinar la dirección: Criterio direccional y criterio vatimétrico. La selección del criterio se realiza mediante un ajuste en la propia unidad.

Criterio angular

El criterio angular de las unidades direccionales de neutro y neutro sensible se basa en el desfase existente entre la señal de polarización (- 3Vo) y la señal de intensidad residual (3Io).

La señal de polarización utilizada es la tensión residual desfasada 180°, es decir, - 3Vo.

Los ajustes de la unidad direccional de neutro y neutro sensible, aplicables al criterio angular son:

• Ángulo característico de neutro: Ángulo característico (de - 90,0° a 90,0°). En distribuciones con neutro puesto a tierra, suele corresponder al ángulo de la impedancia de puesta a tierra.

• Tensión mínima de neutro: Mínima tensión de polarización (de 0,5 kV a 72,0 kV). Valor de la tensión de polarización a partir de la cual la unidad direccional considera el ángulo fiable, y es capaz de determinar una dirección.

• Zona de indeterminación: Ángulo de la zona indeterminada (de 0,0° a 90,0°). Ajuste para determinar la zona de indeterminación que está próxima a la línea de par cero.


La zona de dirección Forward queda delimitada por la siguiente fórmula:

La zona de dirección Reverse será la contraria a la zona Forward. Es decir, habría que girar 180° en la fórmula superior para conseguir la expresión que delimite la zona de dirección Reverse.

Las unidades direccionales indicarán dirección ndef si se encuentra en la zona indeterminada o la tensión de polarización es inferior al ajuste de Vmin.

En la siguiente figura se muestra un ejemplo del funcionamiento para la unidad direccional de neutro:

1 Reserve

2 Forward


Figura 4.4. Unidad dieccional de neutro

Criterio vatimétrico

El criterio vatimétrico de las unidades direccionales de neutro y neutro sensible se basa en el desfase existente entre la señal de polarización (- 3Vo) y la señal de intensidad residual (3Io), así como en la magnitud de la potencia activa residual.

Los ajustes de la unidad direccional de neutro y neutro sensible, aplicables al criterio vatimétrico, son:

• Potencia activa mínima de neutro: Potencia activa residual mínima. Valor de potencia activa residual mínima (en valor absoluto), a partir de la cual se puede considerar la dirección diferente a ndef (es decir, Forward o Reverse). Rangos variables según TIs utilizados.

• Tensión mínima de neutro: Mínima tensión de polarización (de 0,5 kV a 72,0 kV). Valor de la tensión de la polarización a partir de la cual la unidad direccional considera el ángulo fiable, y es capaz de determinar una dirección.

• Zona de indeterminación: Ángulo de la zona indeterminada (de 0,0° a 90,0°). Ángulo que forman el eje de 90° y la línea que delimita la zona indeterminada.


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La unidad indicará dirección Forward en las siguientes condiciones:

• La señal de intensidad residual (3Io) cae en la siguiente zona:

La potencia activa residual es menor que - Pmin.

La zona de dirección reverse será la contraria a la zona Forward. Es decir, habría que girar 180° en la fórmula superior para conseguir la expresión que delimite la zona de dirección reverse. Además, se tiene que cumplir que la potencia activa residual sea mayor que + Pmin.

La unidad dará dirección no definida si:

• La potencia activa residual en valor absoluto es menor que Pmin.

• El valor de la tensión de polarización es menor que el ajuste Vmin.

• Se encuentra en la zona indeterminada (ver siguiente figura).

En la siguiente figura se muestra un ejemplo del funcionamiento para la unidad direccional de neutro, con criterio vatimétrico:

1 Reserve

2 Forward


Figura 4.5. Unidad de neutro con criterio vatimétrico

4.4. Unidad de imagen térmica

Los equipos ekor.rpa-100 modelo 120 disponen de la unidad de imagen térmica (49) para la protección de líneas y transformadores.

En ciertas ocasiones, la sobrecarga térmica del elemento a proteger no puede ser detectada por las unidades de protección convencionales. A esto se le añade que muchos de los elementos instalados en el sistema de potencia se

están utilizando cada vez más cerca de sus límites térmicos, lo que hace necesario que los dispositivos de protección utilizados para proteger dichos elementos, incorporen unidades térmicas.

La unidad de imagen térmica es una unidad que, en función del valor de la capacidad térmica estimada, genera señales de alarma y de disparo.

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4.4.1. Capacidad térmica estimada

El equipo estima la capacidad térmica a través de las intensidades de fase (IA, IB e IC), mediante la siguiente fórmula:

Donde:

Tn: Capacidad térmica estimada en el instante n

Tn-1: Capacidad térmica estimada en el instante n-1

Δt: Intervalo de tiempo entre instantes n y n-1 consecutivos

τ: Constante de enfriamiento o calentamiento Si Tfinal > Tn-1, en la fórmula aplicará la constante de calentamiento Si en cambio, Tfinal < Tn-1, en la fórmula aplicará la constante de enfriamiento

Tfinal: Capacidad térmica final Este valor se calcula a partir de las intensidades de fase y la intensidad nominal ajustada, según la siguiente fórmula:

Itherm: Es la intensidad térmica media estimada a partir de las intensidades de fase:

Ejemplo

La evolución de la capacidad térmica estimada por el equipo de un transformador de 250 kVA en una red de 30 kV, bajo las siguientes condiciones:

Secuencia de Itherm leída por el equipo:

Intervalo 1 Intervalo 2 Intervalo 3De 0 min a 100 min De 100 min a 150 min De 150 min a 250 min

5,8 A 1,5 A 5,8 A

Tabla 4.1. Itherm leída por el equipo

Cap

acid

ad té

rmic

a es

timad

a (T

)

Tiempo (min)

Figura 4.6. Capacidad térmica estimada

Partiendo de una capacidad térmica inicial de 0 %, durante los primeros 100 min donde la intensidad es un 16 % superior a la nominal (5,8 A), la capacidad térmica estimada alcanza un valor del 84,6 %.

En los siguientes 50 min la intensidad baja al 30 % de la intensidad nominal (1,5 A), y esto hace que la capacidad térmica caiga hasta el 58,4 %.

Para verificar el efecto memoria que tiene la capacidad térmica estimada, se ha elegido un tercer intervalo idéntico al intervalo 1. Es decir, una intensidad un 16 % superior a la nominal (5,8 A) durante 100 min. Se observa que, tras esos 100 min, la capacidad térmica alcanza el 106,3 % superando así el 100 % (ajuste típico de nivel de disparo).

Esta diferencia en la capacidad térmica estimada entre los intervalos 1 y 3, se debe a que el cálculo de la capacidad térmica tiene en cuenta estados anteriores. Así como en el primer intervalo se parte de una capacidad térmica igual al 0 %, en el tercero se parte de la capacidad térmica acumulada hasta ese momento, teniendo en cuenta todo el estrés térmico sufrido por el elemento a proteger. Esto hace que las capacidades térmicas estimadas sean diferentes en esos intervalos.

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4.4.2. Funcionalidad

La unidad de imagen térmica arranca (dando señalización de alarma) si el valor de la capacidad térmica supera el ajuste nivel de alarma (%), llegando a disparar cuando se supera el ajuste nivel de disparo (%). Una vez que la unidad ha disparado, ésta se repondrá cuando el valor de la capacidad térmica baje del ajuste nivel de reposición de disparo (%).

Los ajustes de la unidad de imagen térmica son:


• Constante de calentamiento: Constante de calentamiento (de 3 min a 60 min).

• Constante de enfriamiento: Constante de enfriamiento (de 3 min a 180 min).

• Nivel de alarma: Umbral de alarma en tanto por ciento. Es el porcentaje de capacidad térmica a partir del cual se considera situación de alarma (de 80 % a 100 %).

• Nivel de disparo: Umbral de disparo en tanto por ciento. Es el porcentaje de capacidad térmica a partir del cual se dispara por sobrecarga térmica (de 100 % a 200 %).

• Nivel de reposición de disparo: Umbral de reposición. Es el porcentaje de capacidad térmica por debajo del cual la unidad se repone (de 50 % a 99 %).

• Intensidad nominal: Intensidad nominal del elemento que se quiere proteger. Rangos variables según TIs utilizados.

El tiempo que se tarda en llegar al disparo, partiendo de una capacidad térmica igual a cero, viene dado por la siguiente fórmula:

Donde:

t: Tiempo de disparo

τc: Constante de calentamiento

In: Intensidad nominal ajustada

Itherm: Es la intensidad térmica media estimada a partir de las intensidades de fase

A continuación, se muestran gráficamente los tiempos de disparo para diferentes constantes de calentamiento:

Figura 4.7. Tiempos de disparo

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La unidad de imagen térmica cumple con el siguiente diagrama de bloques:

1 Medida

2 Señal de entrada

3 Señal de salida

4 Ajustes

Figura 4.8. Diagrama de bloqeus

La unidad de imagen térmica genera la siguiente señalización:

• Alarm: Se activa cuando la magnitud de capacidad térmica estimada (Th. C) supera el ajuste “Alarm Threshold”, y se desactiva cuando la capacidad térmica estimada (Th. C) baja del ajuste “Alarm Threshold - 5 %”.

• Temporize: Se activa cuando la magnitud de capacidad térmica estimada (Th. C) supera el ajuste “Trip Threshold”, y se desactiva cuando la capacidad térmica estimada (Th. C) baja del ajuste “Restore Threshold”.

• Trip: Se activa tras activarse la señal temporize, y se desactiva cuando la capacidad térmica estimada (Th. C) baja del ajuste “Restore Threshold”.

Además, la unidad de imagen térmica, puede ser bloqueada por la unidad de bloqueo por intensidad máxima detallada en próximos apartados.

La unidad de imagen térmica tiene la posibilidad de ser bloqueada de tres modos diferentes:

• Unit Block: Bloquea la unidad, no dejando que arranque mientras esta entrada se encuentre activa.

• Timing Block: Bloquea la unidad, permitiendo que ésta dé señalización de alarma, pero sin que pueda dar señalización de temporize ni trip.

• Trip Block: Deja avanzar a la unidad, y la bloquea en el momento anterior a dar la salida de disparo.

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4.5. Unidad de fase abierta

Los equipos ekor.rpa-100 modelo 120 disponen de la unidad de fase abierta (46BC).

Las funciones de protección convencionales no pueden detectar condiciones en las que uno de los conductores está roto.

La unidad de fase abierta (46 Broken Conductor) permite la detección de conductores rotos, mediante la monitorización de las intensidades de secuencia, y otra serie de condiciones que se detallan en este apartado.

4.5.1. Cálculo de intensidades de secuencia

La unidad de fase abierta se alimenta de las intensidades de secuencia (I1, I2 e Io), calculadas previamente por el equipo.

El cálculo de las intensidades de secuencia, se realiza según estas fórmulas:

Donde,

Conocidas las componentes de secuencia correspondientes a la fase A, las componentes de secuencia de las fases B y C serán idénticas en módulos, y desplazadas 120° en ángulo en el caso de la secuencia directa e inversa, y con el mismo ángulo en el caso de la secuencia homopolar.

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En la siguiente imagen, se muestra un ejemplo del cálculo de las secuencias a partir de un sistema desequilibrado. Se observa que el sistema tiene mucha componente inversa,

pero nada de homopolar (situación que se puede dar en líneas que no están cargadas uniformemente en las tres fases):

Intensidades de línea Intensidades de secuencia directa

Intensidades de secuencia inversa Intensidades de secuencia homopolar

Figura 4.9. Cálculo de secuencias

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Otro ejemplo que aplica para el caso de las fases abiertas o conductores rotos, podría ser el siguiente: Una de las fases sin intensidad (obviando las intensidades capacitivas que

pueden ir a través de la fase abierta), y las otras dos fases en contra-dirección:

Intensidades de línea Intensidades de secuencia directa

Intensidades de secuencia inversa Intensidades de secuencia homopolar

Figura 4.10. Cálculo de secuencias

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La unidad de fase abierta arranca al cumplirse una serie de condiciones, detallada más adelante, mientras que se repone cuando alguna de estas condiciones cae a 0. El disparo se produce si la unidad permanece arrancada durante el tiempo ajustado.

Los ajustes de la unidad de fase abierta son:


• Intensidad base: La magnitud que se desea utilizar para calcular los ratios. Puede ser I1 (secuencia directa) o In (intensidad nominal primaria del TI). El valor de In será diferente según los TIs utilizados.

• Arranque de la unidad: Valor de I2 (secuencia inversa)/ Ib (base current) de arranque (de 0,05 a 0,5 p.u.).

• Temporización de la unidad: Tiempo de disparo de la unidad (de 0,05 s a 600,00 s).

• Umbral de intensidad mínima para fases: Valor de intensidad de fase, por debajo del cual se considera que la línea está abierta. Aunque la línea esté realmente abierta, puede que haya circulación de intensidad por esa fase (por elementos capacitivos de las líneas, porque esa línea sigue alimentando todavía algunos centros situados antes de la fase abierta…). Rangos variables según TIs utilizados.

• Umbral de intensidad máxima para neutro: Máximo ratio de Io (secuencia homopolar)/Ib (base current) a partir del cual se considera que es una falta monofásica, y no una fase abierta (de 0,00 a 0,5 p.u.). Si el ajuste es 0,00, la unidad 46BC no hace ninguna comprobación de intensidad homopolar.


La unidad de fase abierta cumple con el siguiente diagrama de bloques:

1 Señal de entrada

2 Señal de salida

3 Ajustes


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Y las cuatro condiciones que hacen que la unidad de fase abierta arranque, son:

Figura 4.12. Condiciones A, B, C y D

La unidad de fase abierta genera la siguiente señalización:

• Pick up: Se activa cuando se cumplen las cuatro condiciones simultáneamente, y se desactiva cuando alguna de las 4 condiciones deja de cumplirse.

• Temporize: Se activa cuando la señal de Pick up se mantiene activa durante el tiempo ajustado, y se desactiva cuando alguna de las 4 condiciones deja de cumplirse.

• Trip: Se activa tras activarse la señal Temporize, y se desactiva cuando alguna de las 4 condiciones deja de cumplirse.

Además, la unidad de fase abierta, puede ser bloqueada por la unidad de bloqueo por intensidad máxima detallada en próximos apartados.

La unidad de fase abierta tiene la posibilidad de ser bloqueada de tres modos diferentes:


• Timing Block: Congela el valor del contador de tiempo mientras esta entrada esté activa.

• Trip Block: Deja avanzar a la unidad y la bloquea en el momento anterior a dar la salida de disparo.

4.6. Unidades de tensión

Los equipos ekor.rpa-100 modelo 120 disponen de las siguientes unidades de protección de tensión:

Fases:

1. Tres unidades temporizadas de sobretensión de fases (3 x 59_TEMP)

2. Tres unidades instantáneas de sobretensión de fases (3 x 59_INST)

3. Tres unidades temporizadas de subtensión de fases (3 x 27_TEMP)

4. Tres unidades instantáneas de subtensión de fases (3 x 27_INST)

Neutro (calculado):

1. Una unidad temporizada de sobretensión de neutro (1 x 59N_TEMP)

2. Una unidad instantánea de sobretensión de neutro (1 x 59N_INST)

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4.6.1. Unidades de sobretensión temporizadas

Las unidades temporizadas de fases y neutro arrancan si el valor fundamental de la magnitud (tensión simple o compuesta, ajustable por el usuario), correspondiente a cada unidad, supera el valor de 1,05 veces el arranque ajustado, mientras que se reponen cuando este valor es inferior a 0,95 veces el valor ajustado.

El disparo se produce si la unidad permanece arrancada durante el tiempo ajustado. Este tiempo puede ser adecuado mediante la selección de varios tipos de curva, según las normas IEC y ANSI. Las curvas implementadas para las unidades de tensión son idénticas a las que hay en las unidades de sobreintensidad.



• Tensión de trabajo: Selección de la magnitud con la que se quiere trabajar: Tensión simple o compuesta (Phase to neutral o Phase to phase).

• Arranque de la unidad: Tensión de arranque de la unidad (de 0,5 kV a 72,0 kV).


• Índice de tiempo curva inversa: Índice de tiempos, también conocido como dial de tiempos (de 0,05 a 1,60). Este ajuste aplica a todos los tipos de curva, con excepción de IEC DT.

• Tiempo fijo: Tiempo de disparo de la unidad (de 0,00 s a 100,00 s). Este ajuste sólo aplica al tipo de curva IEC DT.

4.6.2. Unidades de sobretensión instantáneas

Las unidades temporizadas de fases y neutro arrancan si el valor fundamental de la magnitud, correspondiente a cada unidad, supera el valor de 1,00 veces el arranque ajustado, mientras que se reponen cuando este valor es inferior a 0,95 veces el valor ajustado.




• Tensión de trabajo: Selección de la magnitud con la que se quiere trabajar: Tensión simple o compuesta (Phase to Phase o Phase to Neutral).



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4.6.3. Unidades de subtensión temporizadas

Las unidades temporizadas de fases arrancan si el valor fundamental de la magnitud (tensión simple o compuesta ajustable por el usuario), correspondiente a cada unidad, es inferior al valor de 0,95 veces el arranque ajustado, mientras que se reponen cuando este valor es superior a 1,05 veces el valor ajustado.

El disparo se produce si la unidad permanece arrancada durante el tiempo ajustado. Este tiempo puede ser ajustado mediante la selección de varios tipos de curva según las normas IEC y ANSI. Las curvas implementadas para las unidades de tensión son idénticas a las que hay en las unidades de sobreintensidad.



• Tensión de trabajo: Selección de la magnitud con la que se quiere trabajar: Tensión simple o compuesta (Phase to neutral o Phase to phase).



• Índice de tiempo curva inversa: Índice de tiempos, también conocido como dial de tiempos (de 0,05 a 1,60). Este ajuste aplica a todos los tipos de curva con excepción de IEC DT.

• Tiempo fijo: Tiempo de disparo de la unidad (de 0,00 s a 100,00 s). Este ajuste solo aplica al tipo de curva IEC DT.

4.6.4. Unidades de subtensión instantánea

Las unidades instantáneas de fases arrancan si el valor fundamental de la magnitud (tensión simple o compuesta ajustable por el usuario), correspondiente a cada unidad, es inferior al valor de 1,00 veces el arranque ajustado, mientras que se reponen cuando este valor es superior a 1,05 veces el valor ajustado




• Tensión de trabajo: Selección de la magnitud con la que se quiere trabajar: Tensión simple o compuesta (Phase to Phase o Phase to Neutral).



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Cualquier unidad de tensión cumple con el diagrama que se presenta a continuación.

1 Medida

2 Señal de entrada

3 Señal de salida

4 Ajustes


El diagrama representa que, siempre y cuando una magnitud medida en tiempo real (Vx), sea: a) superior en el caso de las unidades de sobretensión: 59 o, b) inferior en el caso de las unidades de subtensión: 27 al valor de una consigna (ajuste Vpick up) pasa a descontar un contador de tiempo (counter: ƒ (curve, index, time) que da paso a liberar un disparo en el caso de que llegue a expirar en su totalidad.

Si durante el transcurso de la temporización, la magnitud medida (Vx) baja (unidades de sobretensión: 59) o sube (unidades de subtensión: 27) de la consigna (Vpick up), la unidad y el contador se restablecen, quedando la unidad en el estado de reposo.

Todas las unidades generan la siguiente señalización:

• Pick-up: Se activa cuando la magnitud medida (Vx) es superior (unidades de sobretensión: 59) o inferior (unidades de subtensión: 27) a una consigna (ajuste Vpick up), y se desactiva cuando el valor de la medida es inferior (unidades de sobretensión: 59) o superior (unidades de subtensión: 27) a la consigna.

• Temporize: Se activa cuando el contador de tiempo llega a su finalización, y se desactiva cuando el valor de la medida es inferior (unidades de sobretensión: 59) o es superior (unidades de subtensión: 27) a la consigna.

• Trip: Se activa tras activarse la señal Temporize, y se desactiva cuando el valor de la medida es inferior (unidades de sobretensión: 59) o es superior (unidades de subtensión: 27) a la consigna.

Además, las unidades de tensión, pueden ser bloqueadas por la unidad de bloqueo por intensidad máxima detallada en próximos apartados.

Las unidades de tensión tienen la posibilidad de ser bloqueadas de tres modos diferentes:


• Timing Block: Congela el valor del contador de tiempo, mientras esta entrada se encuentre activa.

• Trip Block: Deja avanzar a la unidad, y la bloquea en el momento anterior a dar la salida de disparo.

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4.7. Unidad de bloqueo por segundo armónico

Los equipos ekor.rpa-100 disponen de la unidad de bloqueo por segundo armónico.

Esta función bloquea las unidades de sobreintensidad siempre y cuando se cumplan las condiciones propias de una energización de transformador:

• Alto valor de intensidad fundamental.

• Alto valor de intensidad de segundo armónico.


La unidad de bloqueo por segundo armónico consta de 5 módulos, uno por cada intensidad (IA, IB, IC, IN e INS). Cada uno de estos módulos genera una señal de bloqueo asociada a su correspondiente unidad de sobreintensidad, si se cumplen simultáneamente las siguientes condiciones:

• El ratio entre el segundo armónico y fundamental de la intensidad correspondiente debe ser superior al ajuste “2nd harmonic threshold ratio”.

• El valor fundamental de la intensidad correspondiente debe ser superior al ajuste “Min. phase/neutral/senst. neutral current”.

Además, en los tres módulos correspondientes a las intensidades de fase (IA, IB e IC) se tiene que cumplir también la siguiente condición:

• El valor fundamental de la intensidad correspondiente debe ser inferior al ajuste “Max phase current”.

Para la desactivación del bloqueo se debe cumplir cualquiera de las siguientes condiciones:

• El ratio entre el segundo armónico y fundamental de la intensidad correspondiente debe ser inferior al ajuste “Second harmonic threshold”.

• El valor fundamental de la intensidad correspondiente debe ser inferior al ajuste “Min. phase/neutral/senst. neutral current”.

• El tiempo durante el cual permanece bloqueado debe ser inferior al ajuste “Max. blocking time”.

• El valor fundamental de la intensidad correspondiente debe ser superior al ajuste “Max phase current” (solo para módulos correspondientes a IA, IB e IC).

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Los ajustes de la unidad de bloqueo por segundo armónico son:


• Umbral de segundo armónico: Umbral de intensidad de segundo armónico (en tanto por ciento respecto a la intensidad fundamental) a partir del cual se cumple la condición correspondiente al segundo armónico (de 5,0 % a 100,0 %).

• Bloqueo cruzado: Ajuste para seleccionar cómo afecta el bloqueo de una fase (A, B o C) en el resto de fases (también llamado cross-blocking). Posibles ajustes:

- OFF: Indica que no hay bloqueo cruzado. Es decir, la señal de bloqueo por segundo armónico solo se activa en aquellas fases que cumplan las condiciones.

- 1 OUT OF 3: Indica que existe bloqueo cruzado. Es decir, es suficiente que existan condiciones de bloqueo en cualquiera de las tres fases para activar la señal de bloqueo por segundo armónico en todas las fases (A, B y C).

- 2 OUT OF 3: Similar a la anterior, pero en este caso es necesario que existan condiciones de bloqueo en al menos 2 de las 3 fases para activar la señal de bloqueo por segundo armónico en todas las fases (A, B y C).

• Umbral de intensidad mínima para fases: Intensidad fundamental de fases a partir de la cual se cumple la condición correspondiente a la intensidad mínima fundamental. Rangos variables según los transformadores de intensidad utilizados.

• Umbral de intensidad mínima para neutro: Intensidad fundamental de neutro a partir de la cual se cumple la condición correspondiente a la intensidad mínima fundamental. Rangos variables según los transformadores de intensidad utilizados.

• Umbral de intensidad mínima para neutro sensible: Intensidad fundamental de neutro sensible a partir de la cual se cumple la condición correspondiente a la intensidad mínima fundamental. Rangos variables según los transformadores de intensidad utilizados.

• Umbral de intensidad máxima para fases: Intensidad fundamental de fases por debajo de la cual se cumple la condición correspondiente a la intensidad de fases máxima fundamental. Rangos variables según los transformadores de intensidad utilizados.

• Tiempo máximo de bloqueo: Tiempo máximo durante el cual permanecerá activo el bloqueo (de 0,01 s a 5,00 s). Si el bloqueo persiste pasado ese tiempo, la unidad se repondrá, dejando así de bloquear las unidades de sobreintensidad.

• Modo de bloqueo de las unidades de sobreintensidad: Modo en el que se desea bloquear la unidad de sobreintensidad correspondiente (OFF, UNIT, TIMING o TRIP).

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La unidad de bloqueo por segundo armónico cumple el siguiente diagrama de bloques:


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La unidad de bloqueo por segundo armónico genera la siguiente señalización:

• UHARM_IA_BLOCK: Señal que indica si la fase A cumple o no con las condiciones necesarias para bloquear por segundo armónico.

• UHARM_IB_BLOCK: Señal que indica si la fase B cumple o no con las condiciones necesarias para bloquear por segundo armónico.

• UHARM_IC_BLOCK: Señal que indica si la fase C cumple o no con las condiciones necesarias para bloquear por segundo armónico.

• UHARM_IN_BLOCK: Señal que indica si el neutro calculado cumple o no con las condiciones necesarias para bloquear por segundo armónico.

• UHARM_INS_BLOCK: Señal que indica si el neutro sensible cumple o no con las condiciones necesarias para bloquear por segundo armónico.

En el siguiente diagrama se muestra cómo se cablean las señales de bloqueo por segundo armónico a las unidades de sobreintensidad:

Figura 4.15. Cableado por segundo armónico

Las señales de entrada de bloqueo de las unidades de sobreintensidad son el resultado de la lógica realizada entre la señal de bloqueo “U2HARM_IX_BLOCK” generada por la unidad de bloqueo por segundo armónico, y el ajuste “Modo de bloqueo” de la unidad de sobreintensidad correspondiente. De esta forma, en caso de que existan condiciones de bloqueo, la unidad de sobreintensidad correspondiente se bloquea de la forma que indique el ajuste “Modo de bloqueo” de la unidad asociada.

Los posibles modos de bloqueo son:

• OFF: La unidad no se bloquea, aunque existan las condiciones necesarias para el bloqueo.

• UNIT: Bloquea la unidad, no dejando que arranque mientras existan las condiciones necesarias para el bloqueo.

• TIMING: Congela el valor del contador de tiempo durante el tiempo que existan condiciones necesarias para el bloqueo.

• TRIP: Deja avanzar a la unidad y la bloquea en el momento anterior a dar la salida de disparo siempre y cuando existan condiciones necesarias para el bloqueo.

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4.8. Bloqueo por Imax

La unidad de bloqueo por intensidad máxima se implementa en los equipos ekor.rpa-100 tipo p, utilizados en celdas de protección con fusibles, permitiendo el bloqueo de las unidades de protección cuando la intensidad de línea supera ciertos valores ajustados.

Por debajo de la intensidad ajustada en la unidad de bloqueo por intensidad máxima, el elemento encargado de la protección será el equipo ekor.rpa-100. Si la intensidad supera ese valor en cambio, el equipo se bloqueará siendo los fusibles los elementos encargados de proteger.

Si en alguna de las 3 fases la intensidad es superior al valor ajustado en la unidad de bloqueo por intensidad máxima, todas las unidades de protección serán bloqueadas hasta que la intensidad baje del valor ajustado.

Los ajustes de esta unidad no son accesibles por el usuario y serán ajustados por el fabricante acorde a las características de la celda donde va instalado el equipo ekor.rpa-100.

1 Protección relé

2 Protección fusible

Figura 4.16. Bloqueo por Imax

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Funciones de detección, automatización y control Instrucciones generalesekor.rpa

5. Funciones de detección, automatización y control

5.1. Automatismo reenganchador


El automatismo reenganchador se implementa en los equipos ekor.rpa-100, utilizados en celdas de protección con interruptor automático. Permite el reenganche automático de líneas, una vez que alguna de las unidades de sobreintensidad 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.

La función de reenganchador implementada en los equipos ekor.rpa-100 es de tipo 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 diferente. Además, existen ajustes de tiempo de reenganche independientes para faltas a tierra o entre fases.

El ciclo de reenganche comienza cuando, estando el reenganchador en automático y desbloqueado, se da un disparo de alguna de las unidades de sobreintensidad. 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. Al igual que con los tiempos de reenganche, existen 2 tiempos de bloqueo independientes: el asociado a las faltas a tierra y el asociado a las faltas entre fases. 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, 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.

5.1.2. VREF

Existe la posibilidad de controlar el reenganche mediante un estado programable en el PLC de usuario (ESP_VREF). En caso de que se haga uso de esta funcionalidad, será condición necesaria que tras un disparo, este estado esté activo, para que se permita el reenganche. En caso de que esté a activo seguirá con el ciclo de reenganche de la misma forma descrita arriba. En cambio, si tras el disparo el mencionado estado se encuentra desactivo, el automatismo esperará un tiempo igual al ajuste Tvref y si durante el transcurso de ese tiempo no se activa, dará un disparo definitivo.

Esta funcionalidad puede ser útil cuando se pueda monitorizar la tensión en barras. Asociando la tensión en barras al estado programable, se puede condicionar la realización de los reenganches a la presencia de tensión en barras.

Por defecto, el estado ESP_VREF estará a 1, quedando así deshabilitada la funcionalidad relacionada con Vref.

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Funciones de detección, automatización y control

5.1.3. Ajustes

Los parámetros de ajuste del automatismo reenganchador son:

• Habilitación unidad: Corresponde a la habilitación del automatismo reenganchador (ON/OFF).

• Número de reenganches: Define el número de reenganches (de 1 a 4).

• Tiempo de reenganche para fases: Tiempo que transcurre desde el disparo de alguna de las unidades de sobreintensidad de fases, hasta que se da la orden de reenganche. Para cada una de las órdenes de reenganche, de la primera a la cuarta, permite definir una temporización diferente (de 0,05 s a 600,00 s primer reenganche y de 1,00 s a 600,00 s resto de reenganches).

• Tiempo de reenganche para neutro: Tiempo que transcurre desde el disparo de alguna de las unidades de sobreintensidad de neutro, hasta que se da la orden de reenganche. Para cada una de las órdenes de reenganche, de la primera a la cuarta, permite definir una temporización diferente (de 0,05 s a 600,00 s primer reenganche y de 1,00 s a 600,00 s resto de reenganches).

• Permiso de reenganche de la unidad X: Con este ajuste podrá configurarse individualmente qué unidades de sobreintensidad provocan reenganche y qué unidades no, tras el disparo de los mismos (ON/OFF).

• Tiempo de espera a tensión de referencia: Define el tiempo que espera, tras disparo de la unidad de sobreintensidad, a que el estado programable Vref se ponga a 1 (de 1,00 s a 600,00 s). Si durante este tiempo el estado no se pone a 1, el automatismo pasará a disparo definitivo.

• Tiempo de seguridad tras reenganche para faltas de fases: define el tiempo transcurrido desde que el reenganchador da la orden de cierre, hasta que queda en disposición de comenzar un nuevo ciclo (de 1,00 s a 600,00 s). Se utiliza este tiempo si el reenganche es provocado por una falta entre fases.

• Tiempo de seguridad tras reenganche para faltas de tierra: define el tiempo transcurrido desde que el reenganchador da la orden de cierre, hasta que queda en disposición de comenzar un nuevo ciclo (de 1,00 s a 600,00 s). Se utiliza este tiempo si el reenganche es provocado por una falta a tierra.

• Tiempo de seguridad tras cierre manual o externo: 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 1,00 s a 600,00 s). De producirse un disparo en este periodo, el reenganchador pasará a señalizar disparo definitivo, por cierre manual contra cortocircuito. Hasta que no expire este tiempo, el reenganchador no pasa a estado de reposo.

5.1.4. Estados del reenganchador

El automatismo reenganchador, implementado en los equipos ekor.rpa-100, genera una serie de señalizaciones que, informan acerca de su estado. Estos estados son:

• Manual/automático: Dependiendo del ajuste de habilitación y de las órdenes recibidas, el reenganchador puede estar en estado manual o automático:

Estado Ajuste habilitación

Orden manual/automático

Automático On Orden de automático

Manual On Orden de automático

Manual Off Cualquier orden

Tabla 5.1. Manual/automático

Cuando el ajuste de habilitación pasa de OFF a ON, parte del estado automático. Si está en estado manual (bien sea debido al ajuste de habilitación o debido a una orden recibida), el automatismo reenganchador no estará operativo ante distintos disparos de sobreintensidad.

• Bloqueado/desbloqueado: Independientemente de que el automatismo reenganchador esté en manual o automático, éste podrá ser bloqueado por errores detectados por el automatismo error de interruptor. Si este automatismo detecta algún fallo en el interruptor, el reenganchador pasará a estado bloqueado, impidiendo que el reenganchador avance ante disparos de sobreintensidad.

El automatismo reenganchador estará operativo ante diferentes disparos de sobreintensidad, solo si se encuentra en estado automático y desbloqueado. Estando en estos estados genera la siguiente señalización:

• Reposo: Indica que el reenganchador está a la espera de ver disparos de sobreintensidad para arrancar con el ciclo de reenganches.

• En curso: Indica que el reenganchador está dentro del ciclo de reenganches. Bien sea temporizando el tiempo de algún reenganche, o temporizando el tiempo de seguridad tras un reenganche.

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• DISPARO DEFINITIVO: Indica que el disparo provocado por la unidad de sobreintensidad ha sido definitiva, y que no habrá ningún reenganche posterior.

• ORDEN DE REENGANCHE: Es la orden de cierre del interruptor que genera el automatismo después de haber temporizado el tiempo de reenganche correspondiente.

a Tensión en barras

b Intensidad de línea

c Orden de disparo

1 Estado interruptor

2 Orden de reenganche

3 Disparo definitivo

4 Reposo

5 En curso

TR = Tiempo de reenganche Tb = Tiempo de seruridad tras reenganche Tbm = Tiempo de seguridad tras cierre manual

Figura 5.1. Orden de reenganche

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5.2. Automatismo presencia/ausencia de tensión


Este automatismo permite la detección de presencia o ausencia de tensión en líneas donde está instalada la unidad ekor.rpa.

El automatismo presencia/ausencia de tensión detecta 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.

Igualmente, determina la presencia de tensión en cada una de las fases, cuando la tensión medida supera un porcentaje “nivel de tensión para presencia” de la tensión definida como “tensión de red”, durante un tiempo superior al valor ajustado como “tiempo de presencia de tensión”. De igual modo, determina ausencia de tensión, cuando el valor de tensión baje de un porcentaje “nivel de tensión para ausencia” de la tensión de red durante un tiempo superior al ajustado como “tiempo de ausencia de tensión”. El parámetro de “tensión de red” corresponde a la tensión habitual de funcionamiento entre fases de la línea de media tensión.

1 Presencia de tensión

2 Ausencia de tensión

Figura 5.2. Presencia/ausencia de tensión

5.2.2. Ajustes

Los parámetros de ajuste del automatismo presencia/ausencia de tensión son:

• Habilitación unidad: Corresponde a la habilitación del automatismo presencia ausencia de tensión (ON/OFF).

• Tensión de red: Ajuste de tensión de red (de 0,5 kV a 72,0 kV).

• Nivel de tensión para presencia: Porcentaje de la tensión de red por encima del cual el automatismo considerará presencia de tensión (de 10 % a 120 % de la tensión de red).

• Nivel de tensión para ausencia: Porcentaje de la tensión de red por debajo del cual el automatismo considerará ausencia de tensión (de 10 % a 120 % de la tensión de red).

• Histéresis ausencia/presencia de tensión: Histéresis para la presencia y ausencia de tensión (de 10 % a 120 % de la tensión de red).

• Tiempo de presencia de tensión: Temporización para indicar presencia de tensión (de 0,05 s a 200,00 s).

• Tiempo de ausencia de tensión: Temporización para indicar ausencia de tensión (de 0,05 s a 200,00 s).

5.2.3. Estados del automatismo presencia/ausencia de tensión

El automatismo presencia/ausencia de tensión implementado en los equipos ekor.rpa-100 genera una serie de señalizaciones que informan acerca de su estado. Estas señalizaciones son:

• Presencia de tensión por cada fase: Indicación independiente de la presencia de tensión por cada fase.

• Ausencia de tensión por cada fase: Indicación independiente de la ausencia de tensión por cada fase.

• Presencia de tensión de línea: Indicación de presencia de tensión de la línea. Es configurable por PLC de usuario. Por defecto, esta indicación será una OR de las presencias de fase.

• Ausencia de tensión de línea: Indicación de ausencia de tensión de la línea. Es configurable por PLC de usuario. Por defecto, esta indicación será una AND de las ausencias de fase.

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5.3. Control interruptor

5.3.1. Introducción

Las unidades ekor.rpa-100 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. Las unidades ekor.rpa-100 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.

Además de las funciones de maniobra y supervisión del estado de interruptor y otras funciones citadas arriba, la unidad de control de interruptor incorpora el automatismo de error de interruptor (50BF/State method). Este automatismo consiste en que una vez el equipo haya activado la orden de apertura, por disparo de protecciones, órdenes remotas de apertura, disparos externos…, o la orden de cierre, por un reenganche, órdenes remotas de cierre…, se temporiza un contador configurable mediante ajuste. Si el contador expira antes de que el equipo vea el cambio en el estado interruptor, dará una indicación de error de interruptor, indicando el origen de la orden de apertura o cierre. Si el equipo ve el cambio en el estado interruptor antes de que expire el contador, dará una indicación de apertura o cierre correcto, indicando el origen de la orden de apertura o cierre.

1 Bornero de mando

Figura 5.3. Control de interruptor

5.3.2. Ajustes

Los parámetros de ajuste asociados al control de interruptor reflejados en el automatismo error de interruptor (50BF/State method) son:

• Tiempo fallo apertura interruptor: El tiempo para controlar las aperturas correctas del interruptor (de 0,10 s a 600,00 s).

• Tiempo fallo cierre interruptor: El tiempo para controlar los cierres correctos del interruptor (de 0,10 s a 600,00 s).

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5.3.3. Estados del control interruptor

La unidad de control de interruptor implementado en los equipos ekor.rpa-100 genera una serie de señalizaciones que informan acerca de su estado. Estas señalizaciones son:

• Estado interruptor: Indica el estado en el que se encuentra el interruptor: abierto o cerrado.

• Apertura correcta por disparo de protección: Indica que la apertura del interruptor provocada por un disparo de protección o disparo externo ha sido correcta.

• Fallo de apertura por disparo de protección: Indica que ha habido un error en la apertura del interruptor provocada por un disparo de protección o disparo externo.

• Apertura correcta por comando remoto de apertura: Indica que la apertura del interruptor provocada por una orden de telemando ha sido correcta.

• Fallo de apertura por comando remoto de apertura: Indica que ha habido un error en la apertura del interruptor provocada por una orden de telemando.

• Cierre correcto por reenganche: Indica que el cierre del interruptor provocado por una orden de reenganche, ha sido correcto.

• Fallo de cierre por reenganche: Indica que ha habido un error en el cierre del interruptor provocado por una orden de reenganche.

• Cierre correcto por comando remoto de cierre: Indica que el cierre del interruptor provocado por una orden de telemando, ha sido correcta.

• Fallo de cierre por comando remoto de cierre: Indica que ha habido un error en el cierre del interruptor provocado por una orden de telemando.

5.4. Telecontrol

Los equipos ekor.rpa-100 disponen de un puerto de comunicación serie, que puede ser utilizado para telecontrol, siguiendo el estándar RS-485, pudiéndose conectar en un mismo bus con un máximo de 32 equipos. El puerto 485 tiene conexión para par trenzado. El terminal de telecontrol del Centro de transformación o distribución, envía las tramas codificadas para cada una de las unidades ekor.rpa-100 a través del bus RS-485 al que están conectados. La comunicación entre el terminal de comunicaciones y el despacho central depende del protocolo utilizado.

Algunas de las funciones que están disponibles en telecontrol son las siguientes:

• Visualización del estado del interruptor.

• Visualización del seccionador de puesta a tierra.

• Maniobra del interruptor.

• Supervisión error de interruptor.

• Vigilancia de bobinas.

• Medida intensidad fases y neutro con módulo y ángulo respecto a VA.

• Medida tensión de fases y neutro con módulo y ángulo respecto a VA.

• Medida de potencia activa, reactiva y aparente.

• Medida de energías.

• Visualización presencia/ausencia de tensión en cada fase A, B y C.

• Visualización y ajuste de parámetros del equipo.

• Registro de informes de falta.

• Registro de eventos.

• Sincronización horaria.

• Indicaciones de error/alarma.

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Sensores Instrucciones generalesekor.rpa

6. Sensores

6.1. Sensores de intensidad

Los sensores están diseñados para adaptarse de forma óptima a la tecnología digital de los equipos actuales. Las unidades de protección, medida y control para estos sensores, operan con los mismos algoritmos y con la misma consistencia que los dispositivos convencionales añadiendo más prestaciones y algoritmos más avanzados.

Las principales ventajas que se derivan de la utilización de sistemas basados en sensores son las siguientes:

1. Volumen reducido. La menor potencia de estos transformadores permite reducir drásticamente su volumen.

2. Mejor precisión. La captación de señal es mucho más precisa debido a las altas relaciones de transformación.

3. Amplio rango. Cuando hay aumentos de potencia en la instalación, no es necesario cambiar los sensores por unos de mayor relación.

4. Mayor seguridad. Las partes activas al aire desaparecen con el consiguiente incremento de seguridad para las personas.

5. Mayor fiabilidad. El aislamiento integral de toda la instalación aporta mayores grados de protección contra agentes externos.

6. Fácil mantenimiento. No es necesario desconectar los sensores cuando se realiza la prueba del cable o de la celda.

Figura 6.1. Sensor de intensidad

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Sensores

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.

Transformadores toroidales de intensidad de faseRelación 300/1 A 1000/1 A 2500/1 A

Rango de medida Extd. 130 % Extd. 130 % Extd. 130 %

Clase de medida 0,5 0,5 0,2S

Clase medida rango bajoAl 1 % de In

± 0,4 % en amplitud y ± 85 min en fase

Al 0,5 % de In

± 0,35 % en amplitud y ± 25 min en fase

Al 0,5 % de In

a 12,5 A: ± 0,3 % en amplitud y ± 20 min en fase

Clase de protección 5P20 5P20 5P13

Potencia de precisión 0,18 VA 0,2 VA 0,2 VA

Intensidad térmica 31,5 kA - 3 s 31,5 kA - 3 s 31,5 kA – 3 s

Intensidad dinámica 2,5 Ith 2,5 Ith 2,6 Ith

Frecuencia 50 - 60 Hz 50 - 60 Hz 50 - 60 Hz

Aislamiento 0,72/3 kV 0,72/3 kV 0,72/3 kV

Diámetro exterior 139 mm 139 mm 139 mm

Diámetro interior 82 mm 82 mm 82 mm

Altura 38 mm 38 mm 38 mm

Peso 1,350 kg 1,650 kg 1,225 kg

Polaridad S1-azul, S2-marrón S1-azul, S2-marrón S1-azul, S2-marrón

Encapsulado Poliuretano autoextinguible autoextinguible

Poliuretano autoextinguible autoextinguible

Poliuretano autoextinguible

Clase térmica B (130 °C) B (130 °C) B (130 °C)

Norma de referencia IEC 60044-1 IEC 60044-1 IEC 61869-2

Tabla 6.2. Sensores de intensidad

Figura 6.2. Transformador toroidal de fase

Estos transformadores 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.

Todos los sensores de intensidad tienen una protección integrada contra apertura de los circuitos secundarios, que protege contra posibles sobretensiones.

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6.1.2. Conexionado suma vectorial/homopolar

El conexionado de los transformadores descritos anteriormente se realiza de dos formas diferentes dependiendo si se utiliza o no el transformador homopolar.

Figura 6.3. Detección de intensidad de tierra por suma vectorial Figura 6.4. Detección de intensidad de tierra con transformador toroidal homopolar

Transformadores toroidales de intensidad homopolaresRelación 300/1 A 1000/1 A

Rango de medida Extd. 130 % Extd. 130 %

Protección 5P10 5P10

Medida Clase 3 Clase 3

Potencia de precisión 0,2 VA 0,2 VA

Intensidad térmica 31,5 kA – 3 s 31,5 kA – 3 s

Intensidad dinámica 2,6 Ith 2,6 Ith

Frecuencia 50 - 60 Hz 50 - 60 Hz

Aislamiento 0,72/3 kV 0,72/3 kV

Dimensiones exteriores 330 x 105 mm 330 x 105 mm

Dimensiones interiores 272 x 50 mm 272 x 50 mm

Altura 41 mm 41 mm

Peso 0,98 kg 0,98 kg

Polaridad S1-azul, S2-marrón S1-azul, S2-marrón

Encapsulado Poliuretano autoextinguible Poliuretano autoextinguible

Clase térmica B (130 °C) B (130 °C)

Norma de referencia IEC 60044-1 IEC 60044-1

Tabla 6.3. Transformadores de intensidad homopolares

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Sensores

6.2. Sensores de tensión

6.2.1. Pasatapas

La detección de la tensión de la celda se realiza mediante un divisor capacitivo incorporado en el propio pasatapas de la celda. Se aseguran las siguientes precisiones dependiendo del tipo de captación:

Figura 6.5. Captación de tensión

Pasatapas

TipoConvencional

Doble pantallaEstandar Calibración en obra

Tensión máxima (compuesta) 40,5 kV

Relación de transformación 10 kV/60 - 100 µA 10 kV/70 - 100 µA

Clase de medida (en conjunto con el equipo) 5 3 1

Clase de protección (en conjunto con el equipo) 6P 6P 6P

Potencia de precision 0,0025 – 0,25 mVA

Frecuencia 50 – 60 Hz

Rango de tensiones (compuestas) 10 – 40,5kV

Grado IP IP65

Rango de temperatura - 10 °C a + 60 °C

Norma de referencia IEC 61869-3 IEC 60044-7

Tabla 6.4. Pasatapas

Figura 6.6. Transformador toroidal homopolar

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6.2.2. ekor.evt-c

El sensor ekor.evt-c está compuesto de dos elementos, un primer elemento en EPOXI en el que se encuentra encapsulado un condensador que une la parte de media tensión con la baja tensión aplicando una relación de transformación a su salida. La señal de salida es acondicionada por el segundo elemento, una caja de plástico que contiene la electrónica y las salidas BNCs que se conectarán al relé o al equipo de medida correspondiente.

El sensor mide la tensión mediante un acoplamiento capacitivo. Esta medida de tensión la puede entregar en intensidad o en tensión adaptándose a las diferentes entradas del relé de los actuales fabricantes del mercado. Además, puede medir descargas parciales y establecer una comunicación vía PLC.

El circuito electrónico dispone de dos salidas BNC. La primera de ellas, está de dedicada a la medida de tensión, mientras que la segunda está dedicada al filtrado de señales de alta frecuencia, comunicación PLC y medida de descargas parciales.

Figura 6.7. ekor.evt-c

Sensores de tensión ekor.evt-c (salida BNC de medida)Tensión máxima (compuesta) 36 kV

Relación de transformación 10 kV/100 µA

Clase de medida (en conjunto con el equipo) 0,5

Clase de protección (en conjunto con el equipo) 3P

Potencia de precisión 0,01 – 0,15 mVa

Frecuencia 50 – 60 Hz

Rango de tensiones (compuestas) 12,1 – 33 kV

Grado IP IP65

Rango de temperatura - 10 °C a + 60 °C

Conectores BNC

Cable de medida Coaxial 50 Ω modelo RG1747/U

Norma de referencia IEC 61869-3IEC 60044-7

Para la salida BNC identificada como comunicaciones PLC, contactar con el departamento técnico-comercial de Ormazabal

Tabla 6.5. Sensor ekor.evt-c

Figura 6.8. Dimensiones ekor.evt-c

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Características técnicas del equipo

7. Características técnicas del equipo

7.1. Valores nominales

Alimentación CA 40 VCA...90 VCA ± 20 %; 12 VA

CC 24 VCC...120 VCC ± 10 %; 6 W

Entradas de intensidad 1 A Fase secundario Medida 1 mA...1,3 A

Protección 1,3 A...25 A

Tierra secundario Medida 0,25 mA...325 mA

Protección 325 mA...6,25 A

I térmica-dinámica 31,5 A (3 s) – 2,5 Ith

Impedancia 0,02 Ω

Entradas de tensión Medida y protección 1 µA...350 µA

Impedancia 2,7 kΩ

Precisión Temporización ± 5 %

Intensidad Clase de medida 0,5

Clase de protección 5P25

Tensión Clase de medida 0,5

Clase de protección 3P

Potencia P/Q ± 1,5 %

Medida de energía (contrastado contra normas de contadores de energía)

UNE EN 50470-3 Activa clase B

IEC 62053-21IEC 62053-23

Activa clase 1Reactiva clase 2

Frecuencia 50 Hz; 60 Hz ± 1 %

Contactos de salida Tensión 250 VCA

Intensidad 6 A (CA)

Potencia conmutación 1500 VA (carga resistiva)

Entradas digitales ED1-5 Con polarización interna

ED6-9 Polarización externa (max. 48 Vcc + 15 %)

Temperatura Funcionamiento - 40 °C...+ 70 °C

Almacenamiento - 40 °C...+ 70 °C

Comunicaciones Puerto frontal USB Mini-B

Puertos traseros 4 x RJ-45:- COM0: 1 x RS-485- COM1: 2 x RS-485 - ETH0: Ethernet- ETH1: Ethernet LOCAL

Protocolo MODBUS-RTU/PROCOME esclavo

Tabla 7.1. Valores nominales

7.2. Diseño mecánico

Grado de protección Bornes IP2X

En celda IP3X

Dimensiones (h x a x f) 146 x 47 x 165 mm

Peso 0,3 kg

Conexión Cable/Terminal 0,5...2,5 mm2

Tabla 7.2. Diseño mecánico

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Características técnicas del equipo Instrucciones generalesekor.rpa

7.3. Ensayos de aislamiento

Resistencia de aislamiento IEC 60255-5 (2000) 500 VCC; >100 MΩ

Rigidez dieléctrica IEC 60255-5 (2000) 2 kVAC; 50 Hz; 1 min1 kVAC; 50 Hz; 1 min

Aislamiento con impulsos IEC 60255-5 (2000) - Modo común: ± 2 kV; 1,2/50 µs; 0,5 J ± 5 kV; 1,2/50 µs; 0,5 J - Modo diferencial:

± 1 kV; 1,2/50 µs; 0,5 J

Tabla 7.3. Ensayos de aislamiento

7.4. Compatibilidad electromagnética

Perturbaciones radioeléctricasEmisiones radioeléctricas conducidas EN 55022 (2010) CLASE B 0,15 - 30 MHz:

Emisiones radioeléctricas radiadas EN 55022 (2010) CLASE A 30 - 1000 MHz

Inmunidad

Descargas electrostáticas IEC 61000-4-2 (2008) NIVEL 4- Modo contacto indirecto: ± 8 kV- Modo aire: ± 15 kV

Campo electromagnético radiofrecuencia IEC 61000-4-3 (2010) NIVEL 3 10 V/m; 80 - 3000 MHz

Transitorios rápidos IEC 61000-4-4 (2012) NIVEL 4± 4 kV; 5 kHz ± 2 kV; 5 kHz

Ondas de choque IEC 61000-4-5 (2005) NIVEL 4

- Modo común: ± 4 kV ± 2 kV ± 1 kV

- Modo diferencial: ± 2 kV ± 1 kV

Perturbaciones conducidas IEC 61000-4-6 (2008) NIVEL 3 10 VRMS; 0,15 - 80 MHz

Campo electromagnético a frecuencia industrial IEC 61000-4-8 (2009) NIVEL 5- Continuo: 100 A/m; 50 Hz; 1 min- Transitorio: 1000 A/m; 50 Hz; 2 s

Campo magnético amortiguado IEC 61000-4-10 (2001) NIVEL 5 100 A/m; 2 s

Onda amortiguada IEC 61000-4-18 (2011) NIVEL 3- Modo común: ± 2,5 kV- Modo diferencial: ± 1 kV

Huecos, variaciones y ceros de tensión CC IEC 61000-4-29 (2000)

Huecos de tensión: Tensión nominal 48 VCC

- Breve: Huecos del 100 %; 100 ms- Prolongado: Huecos del 60 %; 1 sInterrupciones breves: 0 %; 1 sVariaciones de tensión: Escalones del 10 %, desde 38 VCC a 62,5 VCC

Tensión de alimentación CC PNI 35.60.01 (Enero 2013)

Tensión máxima sin estropearse: 72 VCC (+ 50 % Vnominal)Tensión mínima y máxima dentro del rango de funcionamiento:- 38,5 VCC (- 20 % Vnominal)- 62,5 VCC (+ 30 % Vnominal)Tensión por debajo del rango de funcionamiento:- 33,6 VCC (70 % Vnominal)- 24 VCC (50 % Vnominal)- 14,4 VCC (30 % Vnominal)- 4,8 VCC (10 % Vnominal)

Picos de intensidad DC PNI 35.60.01 (Enero 2013)

Tensión máxima y mínima dentro del rango de funcionamiento:- 38,5 VCC (- 20 % Vnominal); < 2,5 A- 62,5 VCC (+ 30 % Vnominal); < 4 A

Tabla 7.4. Compatibilidad electromagnética

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Características técnicas del equipo

7.5. Ensayos climáticos

Calor húmedo IEC 60068-2-78 (2001) 40 °C; 93 % de humedad; 96 h

Calor seco IEC 60068-2-2 (2007) 70 °C; 16 h

Frio IEC 60068-2-1 (2001) 25 °C; 16 h

Variación temperatura IEC 60068-2-14 (2009) 25 °C/70 °C; 3 + 3 h; 5 ciclos

Tabla 7.5. Ensayos climáticos

7.6. Ensayos mecáncios

VibraciónIEC 60068-2-64 (2008) Fh 7,82 m/s2; 3 x 30 min; ejes X, Y, Z:

- 5 – 20 Hz: 1 m2/s3- 20 – 200 Hz: - 3 dB/octavaETSI EN 300 019-2-2 (2012-01) CLASE 2.3 (random)

Grado de protección IP IEC 60529 (1989) + A1 (1999) IP2XB

Tabla 7.6. Ensayos mecánicos

7.7. Ensayos de potencia

Corte y conexión de cables en vacío IEC 60265-1 (1999) 24 - 36 kV; 85 A

Corte y conexión de carga mayormente activa IEC 60265-1 (1999) 24 - 36 kV; 200 A ; cos(ϕ)= 0,724 - 36 kV; 630 A ; cos(ϕ)= 0,7

Corte y conexión de faltas a tierra IEC 60265-1 (1999) 24 - 36 kV; 200 A; IN= 50 A; cos(ϕ)= 0,7 24 - 36 kV; 200 A; IN= 5 A; cos(ϕ)= 0,7

Establecimiento y corte de cortocircuitos IEC 60265-1 (1999) 3 kV; 1 kA10 kV; 3 kA3 kV; 10 kA3 kV; 16 kA

Tabla 7.7. Ensayos de potencia

7.8. Conformidad CE

Este producto cumple con la directiva de la Union Europea sobre compatibilidad electromagnetica 2014/30/EU, y con la normativa internacional IEC 60255. La unidad ha

sido disenada y fabricada para su uso en zonas industriales acorde a las normas de CEM. Esta conformidad es resultado de un ensayo realizado segun el articulo 7 de la directiva.

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Modelos de protección, medida y control Instrucciones generalesekor.rpa

8. Modelos de protección, medida y control

8.1. Descripción modelos vs funciones

Las unidades a describir son los modelos ekor.rpa-110 y ekor.rpa-120. Ambos modelos disponen del tipo v (instalados en celdas de protección con interruptor automático) y tipo p (instalados en celdas de protección con fusibles).

Dichas unidades se ubican dentro de la celda y se interconectan con la celda a través de sus entradas y salidas digitales, recogiendo información de los elementos de la celda y operando sobre los actuadores de la misma. La conexión entre celda y unidad, se realiza mediante un bornero específicio de interconexión.

Los sensores de lectura de intensidad y tensión, también ubicados dentro de la celda, tienen su propio bornero especial para conectarse con la unidad.

Las celdas (posiciones) se conectan entre ellas y con el ekor.uct (Unidad compacta de telemando, documentación técnica asociada IG-151) mediante mangueras de interconexión, la cual prolonga el bus de comunicaciones (bus de telecontrol) y reparte a cada posición (celda) la alimentación y señales de control.

La configuración del equipo se realiza mediante servidor Web. Para ello el equipo dispone de conexión Ethernet. En ausencia de tensión de alimentación externa (equipo apagado), existe la posibilidad de utilizar el puerto frontal mini-USB (puerto mantenimiento) para alimentar el equipo y poder configurarlo mediante ekor.soft-xml.

Opcionalmente, el modelo ekor.rpa-120, dispone también de un bus para la conexión de sensores de temperatura.

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Modelos de protección, medida y control

Salida biestable

1Entradas digitales: Estado interruptor, estado seccionador de puesta a tierra, disparo exterior, etc

Bornas X2

2 Salidas digitales: Señal de disparo. Abrir interruptor. Cerrar interruptor. Error (WD)...

Bornas X2

3 Salida disparador biestable binoxBornero disparador

4 Entradas de lectura de intensidad (I1, I2, I3 e In) Bornas X1

5 Entradas de lectura de tensión (V1, V2 y V3) Bornas X1

6

Puerto Ethernet RJ-45 (Configuración local):• Visualización medidas, estados posición

interruptor, alarmas, ajustes, etc.• Parametrización del equipo• Recogida de registros de faltas y eventos

Ethernet 0/1

7

Puerto RS-485 (Telecontrol):• Envío señalización: Estados posición

interruptor, estados automatismos, señalización de arranques y disparos, alarmas centro, presencia tensión, etc.

• Envío de medidas: Intensidades, tensión, potencia, etc.

• Envió de contadores: Energía activa, etc.• Recepción de ordenes: Abrir/cerrar, puesta en

servicio automatismos, etc.• Sincronización horaria• Carga y descarga de ajustes• Recogida de registros de faltas y eventos...

COM0

8Puerto RS-485 (Bus sensores Tª)* Solo para el modelo ekor.rpa-120 opcionalmente

COM1

Figura 8.1. Conexiones ekor.rpa-100

1 ETH-0

2 ETH-1

3 Bornero X1

4 Bornero X2

5 COM0

6 COM1

7 Salida disparador Binox

Figura 8.2. Conexiones ekor.rpa-100

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8.1.1. ekor.rpa-110

La unidad de protección ekor.rpa-110 es un equipo que dispone de funciones de protección de sobreintensidad multinivel (50/51(1)/51(2)/50N/51N(1)/51N(2)/50NS/51NS(1)/51NS(2)) reenganchador automático (79), control y mando del interruptor (52), etc.

Supervisa las medidas de intensidad y detecta la presencia/ausencia de tensión.

8.1.2. ekor.rpa-120

La unidad de protección ekor.rpa-120 es un equipo multifunción, el cual dispone de funciones añadidas al ekor.rpa-110. Las unidades de protección de sobreintensidad, se complementan con unidades direccionales de fases (67) y tierras (67N/67NS). Además, se incluyen las funciones de protección de fase abierta (46) e imagen térmica (49). Al disponer de medida de tensión con clase de protección y precisión, también añade funciones de sobretensión de fases (59_TEMP/59_INST) como residual (59N_TEMP/59N_INST) y subtensión de fases (27_TEMP/27_INST), así como medidas de supervisión de tensiones, potencia activa, reactiva y aparente.

Las principales aplicaciones son instalaciones donde se requiere de métodos direccionales para la detención de faltas, así como mayor control y supervisión de la instalación.

También dispone de un contador de energía trifásico y de tres monofásicos para las funciones de supervisión de red avanzadas.

Con el fin de recoger lectura de temperatura directas y en tiempo real, de diferentes partes de la instalación, existe la opción de conectar vía comunicaciones al equipo unos sensores electrónicos de temperatura.

Estos sensores, se clasifican en dos tipos:

• Medida de ambiente.

• Medida del interior del transformador.

La medida obtenida a través de estos sensores, se puede utilizar para supervisión de la celda o automatismos de control del interruptor.

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8.1.3. ekor.rpa-100-v/ekor.rpa-100-p

Los modelos ekor.rpa-110 y ekor.rpa-120 incluyen dos tipos equipos: el tipo v para celdas de protección con interruptor automático o tipo p para protección con fusibles. De este modo, quedan definidos cuatro equipos diferentes:

• ekor.rpa-110-v

• ekor.rpa-110-p

• ekor.rpa-120-v

• ekor.rpa-120-p

Las principales aplicaciones en las que se utilizan las unidades de tipo v (interruptor automático) 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.

En caso de las unidades de tipo p (interruptor con fusibles), todas las funciones de protección son realizadas por la unidad electrónica, salvo los cortocircuitos polifásicos de valor alto, que se producen en el primario del transformador. Dispone de entradas y salidas para la supervisión y el control del interruptor.

Unidades de protección, medida y control ekor.rpa-100

Modelo ekor.rpa-110 ekor.rpa-120

Tipo v p v pGeneralesCaptadores de intensidad de fase 3 3 3 3

Captador de intensidad de tierra (con transformador de intensidad homopolar)

Op Op Op Op

Captadores de tensión 3 3 3 3

Alimentación 24 - 120 VCC ± 10 %/40 - 90 VCA ± 20 % Sí Sí Sí Sí

Medida 50/60 Hz Sí Sí Sí Sí

Sincronización horaria (según zona horaria) Sí Sí Sí Sí

Tipos de curvas temporización: IEC y ANSI/IEEE Sí Sí Sí Sí

Protección de intensidadSobreintensidad de fases (50-51(1)-51(2)) Sí Sí Sí Sí

Sobreintensidad de fuga a tierra (50 N-51(1) N-51(2) N) Sí Sí Sí Sí

Ultrasensible de fuga a tierra (50 Ns-51(1) Ns-51(2) Ns) Sí Sí Sí Sí

Bloqueo por 2º armónico Sí Sí Sí Sí

Direccional de fases (67) No No Sí Sí

Direccional de neutro (67N) y neutro sensible (67Ns) No No Sí Sí

Detección fase abierta (46FA) No No Sí Sí

Coordinación con fusibles No Si No Si

Protección de tensiónSobretensión (59) y subtensión (27) No No Sí Sí

Sobretensión residual (59N) No No Sí Sí

Protección de temperaturaImagen térmica (49) No No Sí Si

Detección, automatización y controlDetección de presencia/ausencia de tensión Si Si Si Si

Detección de línea energizada/desenergizada Op Op Op Op

Control y mando interruptor Si Si Si Si

Reenganchador Si No Si No

Supervisión y control interruptor por temperatura No No Op Op

Otros automatismos No No Op Op

9 entradas/4 salidas Si Si Si Si

IndicacionesIndicación del motivo de disparo Si Si Si Si

Indicación del motivo de error Si Si Si Si

MedidasIntensidad Si Si Si Si

Tensión No No Si Si

Ángulos fasorial intensidades y tensiones No No Si Si

Continúa en la siguiente página

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Continuación

Unidades de protección, medida y control ekor.rpa-100

Modelo ekor.rpa-110 ekor.rpa-120

Tipo v p v pPotencia activa/reactiva/aparente No No Si Si

Energía P+, P-, Q1,…,Q4 No No Si Si

Acumulado imagen térmica No No Si Si

Temperatura* No No Op Op

Comprobación (test)Bloque de pruebas para inyección de intensidad y tensión Si No Si No

ComunicacionesMODBUS-RTU Si Si Si Si

PROCOME esclavo Si Si Si Si

Puertos de comunicaciónMini-USB (frontal), configuración local con ekor.soft-xml Si Si Si Si

2 x Ethernet, configuración local con servidor Web Si Si Si Si

2 x RS-485, para telecontrol Si Si Si Si

* Para más información, contactar con el departamento técnico-comercial de Ormazabal

Tabla 8.1. Características ekor.rpa

8.1.4. Configurador de relés

En función de las características de la instalación, para seleccionar la unidad adecuada dentro de la serie ekor.rpa-100, se utilizará el siguiente configurador:

Familia Gama Modelo Tipo Func. I> ED/SD I Alim. Vekor .rpa -120 -v 20 2 1 B P

Tabla 8.2. Configurador

Modelo:

• 110 – Relé sobreintensidad no direccional

• 120 – Relé sobreintensidad direccional con funciones de tensión

Tipo:

• v – Para celda de protección con interruptor automático

• p – Para celda de protección con fusibles

Funciones protección de sobreintensidad:

• 10 – Sin protección

• 20 – Tres fases, neutro (calculado) y neutro sensible con suma vectorial

• 30 – Tres fases, neutro (calculado) y neutro sensible con transformador toroidal homopolar

Entradas/salidas:

• 2 – 9 entradas/4 salidas

Transformadores toroidales:

• 0 – Sin transformador toroidal, solo control

• 1 – Relación 300/1

• 2 – Relación 1000/1

• 4 – Relación 2500/1

Alimentación:

• B – Alimentación auxiliar (Batería, UPS, etc.)

Sensores de tensión:

• P – Pasatapas convencional/doble pantalla (según configuración de celda)

• EVT – Sensor de tensión

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8.2. Unidades de de tipo “v” ekor.rpa-110-v y ekor.rpa-120-v

8.2.1. Descripción funcional

Las unidades ekor.rpa-110-v y ekor.rpa-120-v están diseñadas para la protección general de líneas, protección de transformadores, etc. Se instalan en celdas de protección con interruptor automático, donde todas las funciones de protección son realizadas por la unidad electrónica.

La función principal de este equipo es la de protección, es decir, tiene la capacidad de detectar las anomalías que se dan en la red de una forma precisa, inequívoca y rápida, y de enviar sin retardos y de forma segura la orden de disparo a la celda en la cual está instalado. La seguridad de toda la cadena de disparo comienza desde la correcta lectura de las medidas y termina en la desconexión del tramo afectado por la avería o incidencia. Toda esta cadena, se compone de varias y diferentes partes que se entrelazan de forma seriada, de modo que, el fallo en cualquiera de ellas puede llevar a un error en la apertura o disparos falsos. Dada la importancia, las soluciones entregadas con estos equipos, son en el conjunto de todas las partes.

Dada la importancia de estos aspectos, las soluciones que se entregan con estos equipos, son cuidadas y probadas, teniendo en cuenta el conjunto de todas las partes.

El equipo puede dar directamente la orden de disparo (con energía almacena en el propio equipo) sobre el disparador biestable de baja energía (Binox) y/o sobre una bobina de disparo mediante la activación de una salida física.

1 Bornero interconexión

2 Unidad ekor.rpa-110-v o ekor.rpa-120-v


Figura 8.3. ekor.rpa-100-v

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8.2.2. Definición de entradas/salidas digitales

Las unidades de protección, medida y control ekor.rpa-110-v y ekor.rpa-120-v, disponen de una serie de entradas y salidas físicas aisladas del resto de circuitos independientes (bornas X2). La definición estándar de las entradas y salidas es la siguiente:

Entradas físicas Salidas físicasE1 Disparo exterior S1 Indicación de disparo

E2 Interruptor cerrado S2 Watchdog

E3 Interruptor abierto S3 Orden de apertura

E4 Seccionador en posición de barras S4 Orden de cierre

E5 Seccionador en seccionamiento

E6 Seccionador en tierras

E7 Muelles tensados

E8 Actuación anti-bombeo

E9* Vigilancia de bobina de cierre (en abierto y en cerrado)

* Donde, E9 debe ir asociada a la vigilancia de las bobinas de apertura

Tabla 8.3. Entradas/salidas ekor.rpa

La funcionalidad de las entradas y salidas presentada, es la típica de cualquier instalación con celdas. No obstante, siempre existe la opción de incluir configuraciones diferentes o nuevas. Con el fin de que las nuevas configuraciones se integren de forma adecuada en la funcionalidad, o para obtener más información y detalles, contactar con el departamento técnico comercial de Ormazabal.

A continuación se muestra el esquema de entradas y salidas del relé, señales accesibles desde el bornero del ekor.rpa-110-v y ekor.rpa-120-v.

Figura 8.4. Esquema entradas/salidas ekor.rpa

IG-267-ES versión 01; 06/04/2017 63



8.2.3. Instalación en celda

Las partes integrantes de las unidades ekor.rpa-110-v y ekor.rpa-120-v son el relé electrónico, los sensores de tensión e intensidad, el disparador biestable (Binox), la bobina de disparo y el bornero de interconexión.

El relé electrónico se soporta mediante unos anclajes al mecanismo de maniobra de la celda. El frontal del equipo, donde se agrupan los elementos de interface de usuario, Display, teclas, puerto mini-USB, etc., es accesible desde el exterior sin necesidad de quitar la envolvente del mando.

En la parte superior del relé y en el fondo del mecanismo de maniobra se encuentran los conectores del relé (Bornero Relé), que interconecta con los conectores del mecanismo

de maniobra (Bornero-A) y los sensores de intensidad y tensión (Bornero-G: Bornero de pruebas de inyección de intensidad y tensión).

La celda con la unidad ekor.rpa-100 integrada se interconecta con otras celdas, con las unidades de alimentación y con la unidad de telemando mediante unas mangueras de interconexión (Bus de comunicaciones y alimentación). Esta interconexión, alimenta los diferentes aparatos de la propia celda (relé, bobinas, motores, etc.) y cierra el bus local de comunicaciones del centro.

La instalación por posición, se puede clasificar en las siguientes partes:

Grupo bornes Subgrupo Bornes Funcionalidad y uso habitual

1. Bornero

interconexión

1.1Bus comunicaciones y

alimentación

Conectores interconexión

• Interconexión entre celdas.• Interconexión sistema alimentación y bus de comunicaciones.• Alimentación celda (relé, bobinas, motores, etc.)• Comunicación relé.• Intercambio de señalización cableada.

1.2Bornero relé

Bornero–A• Bornero de interconexión entre el relé y bornero de la celda.• Puntos accesibles para chequeos o pruebas.

Bornero–G• Bornes cortocircuitables y seccionables de los circuitos secundarios

de intensidad y tensión.• Inyección de intensidad y tensión para pruebas del relé por el secundario.

Conector bus temperatura

• Conector de interconexión de comunicaciones entre relé y sensores de temperatura y alimentación sensores.

• Punto conexión de nuevos sensores y de chequeo de sensores.

P.M. • Modulo adicional de energía para disparador biestable.

1.3.Bornero celda

Bornero–52 • Bornero de interconexión entre mando interruptor y bornero del relé.

Bornero–J• Bornero de interconexión entre mando seccionalizador barras y P.A.T

con bornero del relé.

Conector-CTD

• Conector que interconecta con el relé (opcionalmente con el modulo energía) y el biestable Binox.

• Punto de chequeo correcto disparo del relé y correcta actuación de biestable Binox.

2.Relé electrónico

ekor.rpa-110-v o

ekor.rpa-120-v

* Ver bornes relé * Ver funcionalidad bornes relé.

3.Sensores de intensidad y

tensión

3.1.Conectores

transformadores de intensidad

Conector-Ip• Conector interconexión entre sensores de intensidad y bornero de pruebas.• Desconexión sensores en compartimento de cables.

3.2.Conectores sensores

capacitivosConector-D

• Conector interconexión entre sensores de tensión y bornero de pruebas.• Desconexión sensores en compartimiento de cables.

Tabla 8.4. Instalación

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Dis

para

dor

Sensores I&V

1 Bornero interconexión

1.1 Bus comunicaciones y alimentación

1.2 Bornero relé

1.3 Bornero celda

2 Relé electrónico ekor.rpa-110-v o ekor.rpa-120-v


3.1 Interconexión sensores

Figura 8.5. Instalación ekor.rpa

La descripción presentada corresponde a la configuración estándar. Opcionalmente se pueden evaluar otras alternativas, así como ubicar la unidad en un cajón de control instalado sobre la celda.

Para obtener más información o detalle las configuraciones (esquema, etc), contactar con el departamento técnico comercial de Ormazabal.

8.2.4. Comprobación y mantenimiento

Las unidades de protección, medida y control ekor.rpa-110-v y ekor.rpa-120-v, están diseñadas para poder realizar las comprobaciones necesarias de funcionamiento, tanto en la puesta en servicio, como en las comprobaciones periódicas de mantenimiento. Se distinguen varios niveles, atendiendo a la posibilidad de interrumpir el servicio y al acceso al compartimento de cables de MT de la celda.

Comprobación por primario (para circuito de intensidades)

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. 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 que el registro de históricos almacena todos los eventos.

En las celdas de interruptor automático, los transformadores de intensidad se instalan en los pasatapas de la celda (para la mayoría de tipos de conectores). Esto implica que no existen problemas de error de conexión de la malla de tierra. Además, estos transformadores toroidales están provistos de una conexión de pruebas (pletina de pruebas) para operaciones de mantenimiento.

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

1. Seguir la secuencia de maniobras de las celdas para su puesta a tierra, con el fin de acceder al compartimiento de cables.

2. Acceder al compartimento de cables y pasar a conectar el cable de prueba a la conexión de test de los transformadores toroidales.

3. Conectar el cable de prueba al circuito de intensidad del ensayador.

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4. Conectar la señal indicación de disparo (según funcionalidad programada) a la entrada de parada de temporizador del ensayador.

5. Inyectar las intensidades de prueba, adicionalmente tensión por secundario, para probar las unidades direccionales o de tensión y verificar que el interruptor abre y los tiempos de disparo son correctos.

6. Se deben realizar pruebas de disparo por todos los transformadores toroidales para determinar el funcionamiento de la unidad completa.

1. Para pruebas de disparos de fase, el cable de prueba se debe conectar a las pletinas de prueba de dos transformadores toroidales. De este modo, la intensidad pasa por cada uno de ellos en sentido contrario y no genera intensidad de neutro. En el caso de querer realizar disparos por neutro, el cable de prueba se conecta a un único transformador toroidal (homopolar o de fase, según disponga o no de transformador homopolar).

2. La inyección a través de estas pletinas de prueba, hace que el sentido de circulación de la intensidad sea contraria a la de una celda de salida, por lo que se deberá de tener en cuenta esto a la hora de hacer pruebas que tienen en cuenta la dirección de la intensidad.

Comprobación por secundario

Las pruebas de inyección de corriente y tensión, para hacer las comprobaciones por secundario, se hacen a través de las bornas de pruebas habilitadas para tal efecto. Estas bornas posibilitan desconectar los sensores del equipo, de modo que dejan cerrados los circuitos de los sensores y abiertas las entradas al equipo para posibilitar la conexión de maleta de pruebas.

Importante: tras finalizar las pruebas, se debe de asegurar la correcta conexión entre sensores y relé.

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), y en consecuencia no se pueden hacer las pruebas desde primario.

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

2. Acceder al compartimento superior del mecanismo de maniobra, donde se encuentra el bornero de comprobación y pruebas.

3. Cortocircuitar, y posteriormente seccionar las bornas de los circuitos de intensidad y tensión. Esta operación sitúa en cortocircuito los secundarios de los transformadores de intensidad y deriva la señal de los sensores de tensión a tierra.

4. Conectar el cable de prueba a las bornas, teniendo en cuenta la diferenciación entre circuitos de intensidad y tensión, y el canal por el que se quiera inyectar.

5. Conectar el cable de prueba al circuito de intensidad y/o tensión del ensayador.

6. Conectar la salida indicación de disparo (según funcionalidad programada), a la entrada de parada de temporizador del ensayador.

7. En el caso de poder abrir el interruptor automático, éste se debe maniobrar a la posición de cerrado. Si no se puede maniobrar el interruptor automático, se deben mantener desconectados el disparador biestable (BINOX) y la bobina de disparo, y proceder a la comprobación según lo que se explica en el siguiente apartado denominado “Comprobación por secundario sin maniobra del interruptor automático”.

8. Inyectar las intensidades y tensiones de prueba de secundario, teniendo en cuenta las relaciones de los TIs, y calibrar la inyección de tensión con los condensadores de pruebas.

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. En estos casos, se deben tener en cuenta los siguientes puntos:

1. 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.

2. Proceder a la inyección de intensidad según el apartado anterior denominado “Comprobación por secundario con maniobra del interruptor automático”.

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8.3. Unidades de tipo “p” ekor.rpa-110-p y ekor.rpa-120-p

8.3.1. Descripción funcional

Las unidades de protección, medida y control ekor.rpa-110-p y ekor.rpa-120-p, están enfocadas a la protección de transformadores de distribución. Se instalan 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, se bloquea el disparo del interruptor, de modo que la fusión de los fusibles sea la que proteja la celda. Por otro lado, se consigue un seccionamiento del equipo en defecto evitando que los fusibles se queden en tensión.

1 Bornero

2 Relé electrónico ekor.rpa-110-p o ekor.rpa-120-p


Figura 8.6. ekor.rpa-100-p

Figura 8.7. Protección de transformador

Figura 8.8. Protección general (suministro a cliente en MT)

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8.3.2. Definición de entradas/salidas digitales

Las unidades de protección, medida y control ekor.rpa-110-p y ekor.rpa-120-p, disponen de una serie de entradas y salidas físicas aisladas del resto de circuitos independientes (bornas X2). La definición estándar de las entradas y salidas es la siguiente:

Entradas físicas Salidas físicasE1 Disparo exterior S1 Indicación de disparo

E2 Interruptor cerrado S2 Watchdog

E3 Interruptor abierto S3 Orden de apertura

E4 Seccionador cerrado S4 Orden de cierre

E5 Fusión de fusibles cerrado

E6 Propósito general




Tabla 8.5. Relación de señales disponible para el módulo de nueve entradas y cuatro salidas

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.

A continuación se muestra el esquema de entradas y salidas del relé, señales accesibles desde el bornero del ekor.rpa-110-p y ekor.rpa-120-p, para 9 entradas y 4 salidas.

Figura 8.9. Esquema de entradas y salidas del relé

IG-267-ES versión 01; 06/04/201768


8.3.3. Protección por fusible

La unidad ekor.rpa-110/120-p se utiliza para protección de transformador, y funciona en combinación con la protección por fusible.

El proceso de elección de los parámetros de protección de la unidad ekor.rpa-110/120-p en celda es el siguiente:

1. Determinar el calibre del fusible necesario para proteger el transformador según la tabla de fusibles de cada familia de celda. Consultar en el manual (IG) de cada sistema de celdas, los calibres máximos y mínimos, según nivel de tensión de red en las que se quiere utilizar.

2. Calcular la intensidad nominal de máquina In = S/√3 x Un.

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 al 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 s 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.

Ejemplo: En el caso de proteger un transformador de las siguientes características, en el sistema de celdas cgmcosmos, hasta 24 kV:

a. Elección de fusible según IG-078. Fusible 10/24 kV 125 A

b. Intensidad nominal. I = S/√3 x U = 1250 kVA/√3 x 15 kV = 48 A

c. Sobrecarga admitida en permanencia 20 %. In x I> = 48 A x 1,2 = 58 A

d. Tipo curva Extremadamente Inversa. E.I.

e. Factor de sobrecarga transitoria. K = 0,2

f. Nivel de cortocircuito. I> x I>> = 58 x 7 = 404 A

g. Temporización de instantáneo T>> = 0,4 s

h. Cortocircuito secundario. Ics = In x 100/Uk = 48 A x 100/5 = 960 A

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1 Elección fusible 125 A

2 Intensidad nominal 48 A

3 Sobrecarga en permanencia 58 A

4 Tipo de curva E.I.

5 Factor K = 0,2

6 Nivel de cortocircuito 404 A

7 Temporización instantáneo 400 ms

8 Cortocircuito trifásico secundario 960 A

9 Zona operación fusible

10 Zona operación relé

(s) Tiempo

(A) Intensidad

Figura 8.10. 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. 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.).

Unidad Tipo Denominación Valor

Unidad temporizada de fases (1)

(UNIT_51)

Habilitación unidad Enable ON

Arranque de la unidad Pick_up* 58 (A)

Curva de tiempo Curve EI

Índice de tiempo curva inversa Index 0,20

Tiempo fijo Time ---

Control de par Direction OFF

Unidad instantánea de fases (1)

(UNIT_50)


Arranque de la unidad Pick_up 404 (A)

Temporización de la unidad Time 0,40 (s)

Control de par Direction ---

Unidad temporizada de neutro sensible (1)

(UNIT_51NS)



Curva de tiempo Curve NI

Índice de tiempo curva inversa Index 0,20

Tiempo fijo Time ---


Unidad instantánea de neutro sensible

(UNIT_50NS)



Temporización de la unidad Time 0,40 (s)


Tabla 8.6. Ajustes

IG-267-ES versión 01; 06/04/2017 71



8.3.4. Instalación en celda

Las partes integrantes de las unidades ekor.rpa-110-p y ekor.rpa-120-p son, al igual que el ekor.rpa-110/120-v, el relé electrónico, los sensores de tensión e intensidad, el disparador biestable (Binox), la bobina de disparo y el bornero de interconexión.

La principal diferencia está en que la celda de interruptor automático dispone del bornero-52 (bornero mando interruptor), y la celda de protección con fusibles del bornero-R (bornero indicación estado fusibles). Además, en la celda de fusibles no se incluyen los borneros de pruebas-G como opción estándar.

La instalación por posición, se puede clasificar en las siguientes partes:

La descripción presentada corresponde a la configuración estándar. Opcionalmente se pueden añadir bornas de prueba u otras configuraciones, así como ubicar la unidad en un cajón de control instalado sobre la celda.

Para obtener más información o detalle las configuraciones (esquema, etc), contactar con el departamento técnico comercial de Ormazabal.

Dis

para

dor

Sensores I&V

1 Bornero de inerconexión

1.1 Bus comunicaciones y alimentación

1.2 Bornero relé

1.3 Bornero celda

2 Relé electrónico ekor.rpa-110-p o ekor.rpa-120-p


3.1 Interconexión sensores

Figura 8.11. Instalación ekor.rpa

IG-267-ES versión 01; 06/04/201772


8.3.5. Comprobación y mantenimiento

La solución de las instalaciones con unidades ekor.rpa-110-p y ekor.rpa-120-p, no dispone de bornero de pruebas en la solución estándar, dejando la opción de hacer las comprobaciones solo desde primario.

En este tipo de celdas, la instalación de los transformadores de intensidad se realiza sobre el cable. Esto requiere prestar una especial atención a la instalación, ya que una no correcta instalación de los transformadores puede traer consecuencias en forma de disparos intempestivos no reales. La no correcta instalación no se detecta en las pruebas de puesta en servicio, y se deben de tener en cuenta en el momento de hacer la instalación.

A continuación, se detallan las indicaciones que se deben tener en cuenta:

1. Los transformadores toroidales se instalan en los cables de salida de la celda.

2. La pantalla de tierra SÍ debe pasar por el interior del toroidal cuando salga de la parte de cable que queda por encima del transformador toroidal. En este caso, la trenza se pasa por el interior del de transformadores, 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.

3. La pantalla de tierra NO debe pasar por el interior del transformador toroidal cuando salga de la parte de cable que queda por debajo del transformador 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 transformador toroidal.

1 Pantalla de tierra: Se debe pasar por el interior de los transformadores de intensidad

Figura 8.12. Instalación de toroidales

IG-267-ES versión 01; 06/04/2017 73


Ajustes de configuracion de usuario

9. Ajustes de configuracion de usuario

Los equipos actuales disponen de una gran cantidad de parámetros de configuración y una organización lógica es fundamental para evitar errores en la generación y traducción de los ajustes. La organización por grupos de diferentes niveles, hace posible una exploración tipo árbol y una navegación más amigable. El propósito final, es el ayudar al usuario final en la correcta utilización del equipo y el de evitar ambigüedades.

El formato utilizado para los ajustes se basa en el lenguaje XML (eXtensible Markup Language). XML es un lenguaje estándar para el intercambio de información de forma estructurada. Este formato da al equipo características de escalabilidad y la flexibilidad necesarias para seguir creciendo en futuras nuevas funcionalidades.

Las aplicaciones necesarias para transformar los datos en información o compartir información, son aplicaciones que siguen las reglas de este mismo estándar, de modo que mejora la compatibilidad entre los diferentes sistemas de una forma segura, fiable y sencilla.

Los ficheros de ajustes de configuración del equipo, a nivel de usuario, se componen de los siguientes grupos principales:

• Ajustes locales de protecciones y automatismos.

• Ajustes de fecha y hora.

• Ajustes de comunicación remota.

• Ajustes automatismos particulares de la instalación.

9.1. Ajustes locales de protecciones y automatismos

La lista de ajustes, se clasifica de la siguiente manera:

• Información del equipo (INFORMATION). Solo lectura.

• Ajustes del equipo (SETTINGS)

- Ajustes generales (GENERAL_SETTINGs)

- Ajustes de protección (PROTECTION)

- Ajustes de automatismos (AUTOMATISM)

- Ajustes de comunicación puerto local (COMMUNICATION)

Información del equipo (INFORMATION)

NodoInformación

Tipo Denominación Posible valores Valor por defecto

Equipo

Equipo Device ekor.rpa-100 Read only

Modelo de equipo Model 10202021/2022/2024/3021/3022/3024 Read only

Rango Range 110/120 Read only

Tipo Type V/P Read only

Tipo de acoplo CouplingUnipolar/Tripolar/Calibrado/EVTC/Barra1/Barra2/Barra3/Barra4/Barra5/Barra6/cgm.3/cosmos/etc

Read only

Número de serie del equipo Serial_Number Aaabbccddd (familia/año/semana/unidad) Read only

Versión Firmware del equipo FW_Version aa.bb.cc (Versión. Subversión. Revision) Read only

Identificador de configuración lógica Logic_Configuration_Id.6 dígitos con el identificador de la configuración lógica

Read only

Tabla 9.1. Information

Ajustes del equipo (SETTINGS)

Ajustes Generales (GENERAL_SETTINGs)

Nodo

Ajustes

Tipo DenominaciónRango

Min. Max. Paso (unidad)

GeneralFrecuencia de red Frequency 50 - 60 (Hz)

Zona horaria Time_Zone

Tabla 9.2. Settings

IG-267-ES versión 01; 06/04/201774

Ajustes de configuracion de usuario Instrucciones generalesekor.rpa

Ajustes de protección (PROTECTION)

Tipo Clase Nodo

Ajustes



Prot

ecci

ones

de

inte

nsid

ad (C

URR

ENT_

PRO

TECT

ION

)

Prot

ecci

ones

de

sobr

eint

ensi

dad

(OV

ERCU

RREN

T)

Unidad temporizada de fases (1)(UNIT_51)

Habilitación unidad Enable ON/OFF

Arranque de la unidad Pick_up*5,0

15,037,5

6000,020 000,050 000,0

0,1 (A)0,1 (A)0,1 (A)

Curva de tiempo CurveIEC: DT, NI, VI, EI, STI y LTI

ANSI: NI, VI, EI y LI

Índice de tiempo curva inversa Index 0,05 1,60 0,01

Tiempo fijo Time 0,00 100,00 0,01 (s)

Control de par Direction OFF/FORWARD/REVERSE

Unidad temporizada de fases (2)

(UNIT_51_2)



15,037,5

6000,020 000,050 000,0

0,1 (A)0,1 (A)0,1 (A)






Unidad instantánea de fases (1)(UNIT_50)



15,037,5

6000,020 000,050 000,0

0,1 (A)0,1 (A)0,1 (A)

Temporización de la unidad Time 0,00 100,00 0,01 (s)


Unidad temporizada de neutro (1)(UNIT_51N)



15,037,5

6000,020 000,050 000,0

0,1 (A)0,1 (A)0,1 (A)






Unidad temporizada de neutro (2)

(UNIT_51_2_N)



15,037,5

6000,020 000,050 000,0

0,1 (A)0,1 (A)0,1 (A)






Unidad instantánea de

neutro(UNIT_50N)



15,037,5

6000,020 000,050 000,0

0,1 (A)0,1 (A)0,1 (A)




IG-267-ES versión 01; 06/04/2017 75



Continuación

Tipo Clase Nodo

Ajustes



Prot

ecci

ones

de

inte

nsid

ad(C

URR

ENT_

PRO

TECT

ION

)

Prot

ecci

ones

de

sobr

eint

ensi

dad

(OV

ERCU

RREN

T)

Unidad temporizada

de neutro sensible (1)

(UNIT_51NS)


Arranque de la unidad

Pick_up*(con suma vectorial)

0,51,51,5

1500,05000,05000,0

0,1 (A)0,1 (A)0,1 (A)

Pick_up*(con toro homopolar)

0,30,30,3

1500,05000,05000,0

0,1 (A)0,1 (A)0,1 (A)






Unidad temporizada

de neutro sensible (2)

(UNIT_51_2_NS)




0,51,53,7

1500,05000,0

12 500,0

0,1 (A)0,1 (A)0,1 (A)


0,30,30,3

1500,05000,05000,0

0,1 (A)0,1 (A)0,1 (A)






Unidad instantánea de neutro sensible

(UNIT_50NS)




0,51,53,7

1500,05000,0

12 500,0

0,1 (A)0,1 (A)0,1 (A)


0,30,30,3

1500,05000,05000,0

0,1 (A)0,1 (A)0,1 (A)



Uni

dade

s di

recc

iona

les

(DIR

ECTI

ON

AL)

Unidad direccional

de fases(UNIT_67)

Angulo característico de fasesCharacteristic

Angle90,0 90,0 0,1 (º)

Tensión mínima de fases V_min 0,5 72,0 0,1 (kV)

Zona de indeterminación Indeterminate_zone 0,0 90,0 0,1 (º)

Unidad direccional de neutro

(UNIT_67N)

Tipo de método direccional Type ANG/WAT

Angulo característico de neutroCharacteristic

Angle-90,0 90,0 0,1 (º)

Potencia activa mínima de neutro P_min 2,5 15 000,0 0,1 (kW)

Tensión mínima de neutro V_min 0,5 72,0 0,1 (kV)


Unidad direccional de

neutro sensible(UNIT_67NS)

Tipo de método direccional Type ANG/WAT

Angulo característico de neutro sensibleCharacteristic

Angle-90,0 90,0 0,1 (º)

Potencia activa mínima de neutro P_min 2,5 15 000,0 0,1 (kW)

Tensión mínima de neutro V_min 0,5 72,0 0,1 (kV)



IG-267-ES versión 01; 06/04/201776


Continuación

Tipo Clase Nodo

Ajustes



Prot

ecci

ones

de

inte

nsid

ad(C

URR

ENT_

PRO

TECT

ION

)

Prot

ecci

ones

de

secu

enci

a ne

gati

va(N

EGAT

IVE

SECU

ENCE

)

Unidad de fase abierta

(UNIT_46BC)


Intensidad base Base_current In/I1

Arranque de la unidad (I2/I1) Pick_up_ratio 0,05 0,50 0,01 (pu)


Umbral de intensidad para fases Min_phase_current*0,3

10,025,0

300,01000,02500,0

0,1 (A)0,1 (A)0,1 (A)

Umbral de intensidad máxima para neutroMax_homo_current_

ratio0,00 0,50 0,01 (s)

Uni

dade

s de

blo

queo

(BLO

CKIN

G)

Unidad de bloqueo por

segundo armónico (SECOND_

HARMONIC)


Umbral de segundo armónicoSecond_harmonic_

threshold5,0 100,0 0,1 (%)

Tipo de bloqueo cruzado Cross_blocking OFF/1_OUT_OF_3/2_OUT_OF_3

Umbral de intensidad mínima para fases Min_phase_current5,0

15,037,5

6000,020 000,050 000,0

0,1 (A)0,1 (A)0,1 (A)

Umbral de intensidad mínima para neutro calculado

Min_neutral_current5,0

15,037,5

6000,020 000,050 000,0

0,1 (A)0,1 (A)0,1 (A)

Umbral de intensidad mínima para neutro medido

Min_sensit_neutral_current

0,30,30,3

1500,05000,05000,0

0,1 (A)0,1 (A)0,1 (A)

Umbral de intensidad máxima para fases Max_phase_current5,0

15,037,5

6000,020 000,050 000,0

0,1 (A)0,1 (A)0,1 (A)

Tiempo máximo de bloqueo Max_blocking_time 0,01 5,00 0,01 (s)

Modo de bloqueo de unidad 51 Blocking_51 OFF/TRIP/TIMING/UNIT

Modo de bloqueo de unidad 51_2 Blocking_51_2 OFF/TRIP/TIMING/UNIT

Modo de bloqueo de unidad 50 Blocking_50 OFF/TRIP/TIMING/UNIT

Modo de bloqueo de unidad 51N Blocking_51N OFF/TRIP/TIMING/UNIT

Modo de bloqueo de unidad 51N_2 Blocking_51N_2 OFF/TRIP/TIMING/UNIT

Modo de bloqueo de unidad 50N Blocking_50N OFF/TRIP/TIMING/UNIT

Modo de bloqueo de unidad 51NS Blocking_51NS OFF/TRIP/TIMING/UNIT

Modo de bloqueo de unidad 51NS_2 Blocking_51NS_2 OFF/TRIP/TIMING/UNIT

Modo de bloqueo de unidad 50NS Blocking_50NS OFF/TRIP/TIMING/UNIT

Prot

ecci

ones

de

tens

ión

(VO

LTA

GE_

PRO

TECT

ION

)

Prot

ecci

ones

de

subr

eten

sión

UN

DER

VO

LTA

GE

Unidad temporizada

de subtensión(UNIT_27_

TEMP)


Tensión de trabajo VoltagePHASE-TO-NEUTRAL

PHASE-TO-PHASE

Arranque de la unidad Pick_up 0,5 72,0 0,1 (kV)





Unidad instantánea de

subtensión(UNIT_27_

INST)



PHASE-TO-PHASE




IG-267-ES versión 01; 06/04/2017 77



Continuación

Tipo Clase Nodo

Ajustes



Prot

ecci

ones

de

tens

ión

(VO

LTA

GE_

PRO

TECT

ION

)

Prot

ecci

ones

de

sobr

eten

sion

(OV

ERV

OLT

AG

E)

Unidad temporizada de

sobretensión (UNIT_59_

TEMP)



PHASE-TO-PHASE






Unidad instantánea de sobretensión

(UNIT_59_INST)



PHASE-TO-PHASE



Unidad temporizada de

sobretensión de neutro

(UNIT_59N_TEMP)







Unidad instantánea de sobretensión

de neutro (UNIT_59N_

INST)




Prot

ecci

ón d

e te

mpe

ratu

ra

(TEM

PERA

TURE

_PR

OTE

CTIO

N)

Prot

ecci

ones

de

sobr

etem

pera

tura

(T

HER

MA

LOVE

RLO

AD

)

Unidad de imagen térmica

(UNIT_49)


Constante de calentamiento Heating_Constant 3 60 1 (min)

Constante de enfriamiento Cooling_Constant 3 180 1 (min)

Nivel de alarma Alarm_Threshold 80 100 1 (%)

Nivel de disparo Trip_Threshold 100 200 1 (%)

Nivel de reposición de disparo Restore_Threshold 50 99 1 (%)

Intensidad nominal Nominal_Current*5,0

15,037,5

6000,020 000,050 000,0

0,1 (A)0,1 (A)0,1 (A)

* Los diferentes rangos para estos ajustes, son en relación a los TIs instalados (300/1, 1000/1 y 2500/1 respectivamente)

Tabla 9.3. Protección

IG-267-ES versión 01; 06/04/201778


Ajustes de automatismos (AUTOMATISM)

NodoAjustes



Aut

omat

ism

o re

enga

ncha

dor

(REC

LOSE

R)


Numero de reenganches Reclose_Number 0 4 1

Tiempo de primer reeng. para fases Phase_Reclosing_Time_1 0,05 600,00 0,01 (s)

Tiempo de primer reeng. para neutro Neutral_Reclosing_Time_1 0,05 600,00 0,01 (s)

Tiempo de segundo reeng. para fases Phase_Reclosing_Time_2 1,00 600,00 0,01 (s)

Tiempo de segundo reeng. para neutro Neutral_Reclosing_Time_2 1,00 600,00 0,01 (s)

Tiempo de tercer reeng. para fases Phase_Reclosing_Time_3 1,00 600,00 0,01 (s)

Tiempo de tercer reeng. para neutro Neutral_Reclosing_Time_3 1,00 600,00 0,01 (s)

Tiempo de cuarto reeng. para fases Phase_Reclosing_Time_4 1,00 600,00 0,01 (s)

Tiempo de cuarto reeng. para neutro Neutral_Reclosing_Time_4 1,00 600,00 0,01 (s)

Permiso reeng. para unidad 50 Mask 50 ON/OFF

Permiso reeng. para unidad 51 (1) Mask 51 ON/OFF

Permiso reeng. para unidad 51 (2) Mask 51_2 ON/OFF

Permiso reeng. para unidad 50N Mask 50N ON/OFF

Permiso reeng. para unidad 51N (1) Mask 51N ON/OFF

Permiso reeng. para unidad 51N (2) Mask 51N_2 ON/OFF

Permiso reeng. para unidad 50NS Mask 50NS ON/OFF

Permiso reeng. para unidad 51NS (1) Mask 51NS ON/OFF

Permiso reeng. para unidad 51NS (2) Mask 51NS_2 ON/OFF

Tiempo de espera a tensión de referencia Vref_Time 1,00 600,00 0,01 (s)

Tiempo seguridad tras reenganche para faltas de fase

Phase_Blocking_Time 1,00 600,00 0,01 (s)

Tiempo seguridad tras reenganche para faltas de neutro

Neutral_Blocking_Time 1,00 600,00 0.01 (s)

Tiempo de seguridad tras cierre manual o externo

Manual_Blocking_Time 1,00 600,00 0,01 (s)

Aut

omat

ism

o er

ror

inte

rrup

tor (

UN

IT_5

0BF)

Mét

odo

de e

stad

o (S

TATE

_MET

HO

D)

Tiempo fallo apertura interruptor Opening_Error_time 0,10 600,00 0,01 (s)

Tiempo fallo cierre interruptor Closing_Error_Time 0,10 600,00 0,01 (s)

Aut

omat

ism

o pr

esen

cia/

ause

ncia

te

nsio

n

(VO

LTA

GE

PRES

ENCE

_A

BSEN

CE)


Tensión de red Grid_Voltage 0,5 72,0 0,1 (kV)

Nivel de tensión para presencia Presence_Voltage 10,0 120,0 1,0 (%)

Nivel de tensión para ausencia Absence_Voltage 10,0 120,0 1,0 (%)

Histéresis ausencia/presencia de tensión Hysteresis_Voltage 0,0 100,0 0,1 (%)

Tiempo de presencia tensión Presence_Time 0,05 200,00 0,01 (s)

Tiempo de ausencia tensión Absence_Time 0,05 200,00 0,01 (s)

Tabla 9.4. Automatism

IG-267-ES versión 01; 06/04/2017 79



Ajustes de comunicación (COMMUNICATION)

Nodo

Ajustes



COM_485

Número de periférico Perif_Num 1 99 1

Velocidad Baudrate 1200/2400/4800/9600/19200/38400 baud

Paridad Parity No/Odd/Even

Longitud Lenght 7 8 1

Bits de parada Stopbits 1 2 1

Protocolo Protocol CIRBUS/MODBUS/PROCOME

COM_VIRTUAL

Número de periférico Perif_Num 1 99 1

Protocolo Protocol CIRBUS/MODBUS/PROCOME

Tabla 9.5. Communication

9.2. Ajustes de fecha y hora

Ajustes (LOCAL_TIME_CLOCK)

Nodo

Ajustes



Fecha (DATE)

Día Day 1 31 1 (día)

Mes Month 1 12 1 (mes)

Año Year 1970 9999 1 (año)

Hora (TIME)

Hora Hour 0 23 1 (hora)

Minuto Min 0 59 1 (minuto)

Segundo Sec 0 59 1 (segundo)

Tabla 9.6. Ajuste fecha y hora

9.3. Ajustes de comunicación remota

Direcciones IP

NodoAjustes

Tipo Denominación Formato

IP_LocalDirección IP local IP_LOCAL 20 char (IP pattern)

Mascara IP local MASK_LOCAL 20 char (IP pattern)

IP_RTU1

Ip dinamica IP_DINAMICA 20 char (IP pattern)

Dirección IP remota IP_RTU1 20 char (IP pattern)

Mascara IP remota MASK_RTU1 20 char (IP pattern)

Puerta de enlace GTW_RTU1 20 char (IP pattern)

IP_RTU2Dirección IP remota IP_RTU2 20 char (IP pattern)

Mascara IP remota MASK_RTU2 20 char (IP pattern)

Puerta de enlace GTW_RTU2 20 char (IP pattern)

Tabla 9.7. Ajuste IP

IG-267-ES versión 01; 06/04/201780

Registro de historicos Instrucciones generalesekor.rpa

10. Registro de historicos

El equipo lógico al estar organizado en módulos funcionales, tal y como se ha comentado anteriormente, agrupados según su condición, hace que cualquier tipo de dato esté representado en una estructura determinada y con un nombre concreto.

La clasificación para los distintos tipos de datos es:

• Señales digitales: TIPO/GRUPO o CLASE/SUBGRUPO o NODO/NUMERO SEÑAL

• Medidas: TIPO/GRUPO o CLASE/SUBGRUPO o NODO/MEDIDA

10.1. Informe de faltas

El equipo almacena 10 registros de falta, en un buffer circular, de modo que siempre se almacenan las 10 últimas faltas vistas por el equipo. Los informes de falta se sirven en formato texto, por lo que su visualización es posible con cualquier visualizador de textos.

En el Display, podremos ver un resumen de cada informe,

con los datos más relevantes.

El nombre del fichero incorpora:

(Número de la falta del equipo_Nombre tipo de registro_ Fecha_ Hora_ Numero de falta.txt)

aaaa_Faults_dd-mm-aa_hh-mm-ss-ms_vv_.txt

10.1.1. Lógica de captura de datos

Partiendo de un estado de reposo, cada vez que cualquier unidad arranque, el equipo abre un nuevo informe de falta. Este nuevo informe, se llega a dar como bueno si la unidad llega a dar una orden de disparo.

Si el arranque cae y el equipo no llega a generar un disparo, el informe es desechado y no se guarda.

Cuando durante una falta son varias las unidades arrancadas, todas ellas son introducidas dentro del mismo registro de falta.

Los motivos para el cierre de un informe, tras recoger cualquier disparo, son:

• Falta abierta con éxito.

• Falta no despejada con éxito. En este caso, espera un segundo desde que se da el disparo antes de cerrar el informe.

• Pérdida de alimentación del equipo antes del cierre de falta.

En cualquiera de los casos anteriores, con cada informe se da el motivo del cierre de informe.

Las entradas programadas como “disparo exterior”, también generan un informe de falta.

Cada informe de falta recoge la información relativa a los 60 milisegundos anteriores al arranque que abre el nuevo informe de falta, de modo que podemos ver cuál era el estado anterior al inicio de falta.

1 Ventana captura del informe de falta

2 Inicio captura

3 Inicio falta

4 Fin captura

Figura 10.1. Faltas

IG-267-ES versión 01; 06/04/2017 81


Registro de historicos

10.1.2. Estructura del informe

El informe de faltas se puede dividir en cinco partes funcionales:

1. Información del equipo al que pertenece dicho informe.

2. Reporte o resumen de falta.

3. Estado unidades de protección del equipo en el momento de la falta.

4. Intensidad abierta por el interruptor.

5. Registro de eventos generados durante la ventana de tiempo que dura la falta. Recoge los valores instantáneos de las medidas (modulo, argumento) junto con cada evento.

Informe de falta

1Equipo (DEVICE): ekor.rpa -XXX-v/p

Número de serie (S.N.): Aaabbccddd (familia/año/semana/unidad)

… …

2

Inicio(Fault Start)

Orden de disparo(TRIP Comand)

Final de Falta(Fault end)

dd-mm-aa_hh-mm-ss-ms dd-mm-aa_hh-mm-ss-ms dd-mm-aa_hh-mm-ss-ms

Tipo de falta (Trip type)

Tiempo de disparo (Trip time)

Duración de falta(Fault Duration)

Unit_Tipo-Grupo-Subgrupo xxx.xxx.xxx (ms) xxx.xxx.xxx (ms)

3

Unidades disponibles(Available units)

Habilitada(Enable)

Arrancada(Picked up)

Curva cumplida(Temporized)

Disparada(Tripped)

Unit_Nodo-Fase-Temp. No (Vacío)/Si (X) No (Vacío)/Si (X) No (Vacío)/Si (X) No (Vacío)/Si (X)

... … … … …

4 Intensidad de apertura interruptor(TRIPPED Current):

Fase-1(Phase 1): Modulo (A) Argumento (º)



Neutro (N.C.): Modulo (A) Argumento (º)

N. Sensible (N.S.): Modulo (A) Argumento (º)

5

Registro de eventos (Event Record) Fecha/Hora Fasorial Intensidades y tensiones

Pre-fault eventDate: dd-mm-aaTime: hh-mm-ss-ms

Phase 1: Modulo (A/kV))/Argumento (º)Phase 2: Modulo (A/kV))/Argumento (º)Phase 3: Modulo (A/kV))/Argumento (º)Phase N: Modulo (A/kV))/Argumento (º)Phase N.s: Modulo (A/kV))/Argumento (º)

Unit_Tipo-Grupo-Subgrupo_Señal-ON/OFFDate: dd-mm-aaTime: hh-mm-ss-ms

Phase 1: Modulo (A/kV))/Argumento (º)Phase 2: Modulo (A/kV))/Argumento (º)Phase 3: Modulo (A/kV))/Argumento (º)Phase N: Modulo (A/kV))/Argumento (º)Phase N.s: Modulo (A/kV))/Argumento (º)

... … …

Cierre Informe de falta_Motivo del cierreDate: dd-mm-aaTime: hh-mm-ss-ms

Vacio

Tabla 10.1. Informe de falta (FAULT REPORT)

IG-267-ES versión 01; 06/04/201782


10.1.3. Lista señales disponibles

Unidad: tipo/grupo Subgrupo Tipo

Registros Unidad Informe de falta

• Evento pre falta (Pre-fault event)• Motivo cierre de falta:• Falta despejada (UPs OFF, Fault cleared)• Perdida de alimentación (Vcc KO. Autosaved PowerDown)• Final espera falta despejada (Timeout reached. Fault not cleared)• Cierre por falta externa (Fault Saved, External Trip)• Motivo de cierre desconocido (End Fault case unknown)

Unidad sobrecoriente temporizada

(UNIT 51)

Fase_1,2,3,N y NS(P1)(P2)(P3)(N)

(NS)

• Curva arrancada (PICK UP ON/OFF )• Curva cumplida (TEMPORIZED ON/OFF)• Unidad bloqueada (UNIT BLOCK ON/OFF)• Temporizador bloqueado (TIMING BLOCK ON/OFF )• Disparo bloqueado (TRIPING BLOCK ON/OFF )• Disparo (TRIP ON)• No disparo por contra dirección (NO TRIP DIR ON)• No disparo por unidad bloqueada (NO TRIP BLOCK ON)

Unidad sobrecoriente temporizada(UNIT 51(2))

Fase_1,2,3,N y NS(P1)(P2)(P3)(N)

(NS)

• Curva arrancada (PICK UP ON/OFF )• Curva cumplida (TEMPORIZED ON/OFF)• Unidad bloqueada (UNIT BLOCK ON/OFF)• Temporizador bloqueado (TIMING BLOCK ON/OFF)• Disparo bloqueado (TRIPING BLOCK ON/OFF)• Disparo (TRIP ON)• No disparo por contra dirección (NO TRIP DIR ON)• No disparo por unidad bloqueada (NO TRIP BLOCK ON)

Unidad sobrecoriente instantánea

(UNIT 50)

Fase_1,2,3,N y NS(P1)(P2)(P3)(N)

(NS)

• Curva arrancada (PICK UP ON/OFF)• Curva cumplida (TEMPORIZED ON/OFF)• Unidad bloqueada (UNIT BLOCK ON/OFF)• Temporizador bloqueado (TIMING BLOCK ON/OFF)• Disparo bloqueado (TRIPING BLOCK ON/OFF)• Disparo (TRIP ON)• No disparo por contra dirección (NO TRIP DIR ON)• No disparo por unidad bloqueada (NO TRIP BLOCK ON)

Unidad sobretensión temporizada(UNIT 59-T)

Fase_1,2,3,N y NS(P1)(P2)(P3)(N)

(NS)

• Curva arrancada (PICK UP ON/OFF)• Curva cumplida (TEMPORIZED ON/OFF)• Unidad bloqueada (UNIT BLOCK ON/OFF)• Temporizador bloqueado (TIMING BLOCK ON/OFF)• Disparo bloqueado (TRIPING BLOCK ON/OFF)• Disparo (TRIP ON)• No disparo por unidad bloqueada (NO TRIP BLOCK ON)

Unidad sobretensión instantánea(UNIT 59-I)

Fase_1,2,3,N y NS(P1)(P2)(P3)(N)

(NS)


Unidad subtensión temporizada(UNIT 27-T)

Fase_1,2,3,N y NS(P1)(P2)(P3)(N)

(NS)


Unidad subtensión instantánea(UNIT 27-I)

Fase_1,2,3,N y NS(P1)(P2)(P3)(N)

(NS)



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Registro de historicos

Continuación

Unidad: tipo/grupo Subgrupo Tipo

Unidad sobretensión temporizada(UNIT 59N-T)

Fase_1,2,3,N y NS(P1)(P2)(P3)(N)

(NS)


Unidad sobretensión instantánea(UNIT 59N-I)

Fase_1,2,3,N y NS(P1)(P2)(P3)(N)

(NS)


Unidad de fase abierta(UNIT 46BC)

Unidad de fase abierta(BROKEN CONDUCTOR)


Unidad de imagen térmica(UNIT 49)

Unidad de imagen térmica(THERMAL OVERLOAD)

• Curva arrancada (ALARM ON/OFF)• Curva cumplida (TEMPORIZED ON/OFF)• Unidad bloqueada (UNIT BLOCK ON/OFF)• Temporizador bloqueado (TIMING BLOCK ON/OFF)• Disparo bloqueado (TRIPING BLOCK ON/OFF)• Disparo (TRIP ON)• No disparo por unidad bloqueada (NO TRIP BLOCK ON)

Error interruptor(UNIT 50BF)

Método de estado(STATE METHOD)

• Disparo por sobreintensidad correcto (OVERCURRENT TRIP OK ON)• Disparo por sobreintensidad incorrecto (OVERCURRENT TRIP FAIL ON)• Disparo general correcto (GENERAL TRIP OK ON)• Disparo general incorrecto (GENERAL TRIP FAIL ON)• Disparo no esperado (UNEXPECTED TRIP ON)• Orden apertura correcto (OPEN COMMAND OK ON)• Orden apertura incorrecto (OPEN COMMAND FAIL ON)• Orden cierre correcto (CLOSE COMMAND OK ON)• Orden cierre incorrecto (CLOSE COMMAND FAIL ON)• Orden reenganche correcto (RECLOSE ORDER OK ON)• Orden reenganche incorrecto (RECLOSE ORDER FAIL ON)• Apertura manual (MANUAL OPEN ON)• Cierre manual (MANUAL CLOSE ON)• Error interruptor BREAKER FAIL (ON/OFF)

Unidad de disparo(TRIP LOGIC)

(-)

• Disparo sobreintensidad de fases (PHASE OVERCURRENT TRIP ON/OFF)• Disparo sobreintensidad de neutro (NEUTRAL OVERCURRENT TRIP ON/OFF)• Disparo sobreintensidad de neutro sensible (SENSITIVE NEUTRAL

OVERCURRENT TRIP ON/OFF)• Disparo de tensión de fases (PHASE VOLTAGE TRIP ON/OFF)• Disparo de tensión de neutro (NEUTRAL VOLTAGE TRIP ON/OFF)• Disparo temperatura (TEMPERATURE TRIP ON/OFF)• Disparo de intensidad de secuencia inversa (NEGATIVE SEQUENCE CURRENT

TRIP ON/OFF)• Disparo externo (EXTERNAL TRIP ON/OFF)• Disparo general (GENERAL TRIP ON/OFF)

Tabla 10.2. Señales disponibles

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10.2. Registro de eventos

Los diferentes históricos de eventos que se pueden descargar del equipo son los relacionados con señales generadas por las unidades protección, alarmas y maniobras de cada celda o centro, histórico del cambio de versiones Software instaladas, sincronización, etc.

El equipo almacena en un buffer circular hasta 4000 eventos, ordenados del más reciente al más antiguo; es decir, cuando se llena la cola de eventos, se elimina el más antiguo y se registra el nuevo de forma automática.

El fichero de eventos se puede visualizar en la Web del equipo o se puede descargar en formato CSV (formato abierto y sencillo para representar datos en forma de tabla).

Estos eventos tienen una estructura determinada y están clasificados por grupos funcionales, con el fin de poder utilizar filtros que ayuden en la consulta o análisis de incidencias.

La estructura definida es:

Nº evento Flag Fecha/Hora Grupo Tipo Descripción Posición

Tabla 10.3. Estructura

• N° evento: Posición que ocupa el evento dentro de la lista de eventos almacenados.

• Flag (de sincronización): Indica si los eventos están sincronizados con un servidor de reloj externo o no.

• Fecha y hora, del equipo.

• Grupo: Se refiere a la agrupación lógica que hace la unidad según el origen de los diferentes eventos. Esta agrupación se reparte en siete grupos:

Grupo Denominación Descripción0 Propietarios Lista de eventos activada para comprobar el correcto funcionamiento del equipo

1 Urgente Relativos a los clasificados como defectos urgentes

2 Alarma Agrupación de las alarmas existentes

3 Protecciones y automatismos Relativos a protecciones y automatismos

4 Estados y órdenes elementos de maniobra Relativos a los estados y órdenes de las posiciones

5 Otros eventos Todos los eventos que no son grabados como especiales

6 Alta ocurrencia Relativos a las comunicaciones

Tabla 10.4. Grupos funcionales

• Tipo: Es la numeración que se le da a cada evento dentro de cada grupo.

• Descripción: Es el texto de descripción que se añade a cada evento.

• Posición: Es la numeración de la posición a la que pertenece esa señal dentro del centro de transformación.

Para obtener más información o detalle de la lista de eventos de cada instalación en concreto, contactar con el departamento técnico comercial de Ormazabal.

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Interfaz de usuario

11. Interfaz de usuario

El equipo funciona como un servidor de ficheros (sistema central de archivos), donde los ficheros pueden ser visualizados mediante diferentes interfaces de usuario. Para la carga y visualización de los diferentes ficheros, es necesario enviar órdenes de importación y extracción, con su dirección y el nombre del fichero.

Estos ficheros se pueden visualizar mediante diferentes interfaces de usuario:

• A través del servidor Web del equipo. El usuario puede conectarse con un cable Ethernet a la IP-Local del equipo para visualizar la WEB y visualizar el contenido de los diferentes ficheros.

• A través del teclado-Display del equipo.

• Mediante exportación a la memoria USB (ekor.soft-xml) del equipo. El usuario se puede conectar mediante el conector mini-USB al equipo y éste le sirve una unidad de disco (EKOR_DISK(E):) donde tendremos accesibles los diferentes ficheros en sus carpetas correspondientes.

Los ficheros de exportación e importación al equipo, pueden tener diferentes formatos y se pueden extender

según las necesidades. Los diferentes tipos de ficheros que se utilizan son:

• Ajustes de configuración (Formato XML)

• Fecha/hora (Formato XML)

• Registros de falta (Formato TXT)

• Registro de eventos (Formato XLS)

• Información del equipo (Formato PDF)

Figura 11.1. Ficheros

11.1. Servidor Web. Consulta y configuración de parámetros

11.1.1. Características del servidor Web

La Web tiene un diseño optimizado, ya que se ha construido mediante plantillas basándose en los estándares CSS3 y HTML5, haciéndolo compatible con la mayoría de los navegadores Web:

• Internet Explorer a partir de la versión 8.0

• Chrome

• Firefox

• Safari a partir de la versión 5

• Opera a partir de la versión 10.63

• …

Su acceso es posible, siendo completamente funcional, incluso en conexiones lentas. Dado el reducido tamaño de las páginas, menos de 15 kB, se minimiza la carga de la sesión y el número de peticiones en las páginas.

La navegación Web, así como la actualización del equipo, ha sido testeada y validada en entornos de conexiones lentas y en entornos con errores de comunicación. Las características de los entornos en los que se ha validado el equipo son:

• Comunicación Radio a 2,4 kbps y 1,2 kbps

• Comunicación GPRS a 40 kbps

• Entornos:

- Pérdidas de paquetes de hasta el 90 %

- Reordenación de paquetes de hasta el 35 %

- Duplicación de paquetes de hasta el 35 %

- Retardos de hasta 2 segundos

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Interfaz de usuario Instrucciones generalesekor.rpa

11.1.2. Acceso servidor Web: Acceso local y acceso remoto

El ekor.rpa cuenta un servidor de aplicación Web, accesible tanto mediante HTTP como HTTPS.

Este acceso puede ser tanto en modo local como en modo remoto, por cualquiera de los puertos Ethernet del equipo. La consulta y/o modificación de parámetros, consulta de registros e históricos, actualización de Firmware, etc., se realiza a través de este servidor.

La página web es accesible desde cualquier navegador web (Internet Explorer, Firefox…). Para un acceso remoto, será necesario configurar un equipo de comunicaciones con acceso a la red WAN, conectado a la unidad ekor.rpa.

Como requisito de acceso a la web el usuario tiene que autenticarse introduciendo un usuario y clave definidos por el cliente.

1 Dirección IP

2 Usuario

3 Contraseña

Figura 11.2. Autenticación de usuario

Acceso local

La dirección IP de acceso local por defecto es la 100.0.0.1.

Existen dos tipos de usuario, uno con privilegios para visualizar y/o modificar parámetros del centro y de la propia remota, y otro que solo tiene acceso a visualización de la información, sin posibilidad de realizar ningún cambio de configuración.

Las claves de acceso por defecto para el modo instalador (modificables desde la propia página Web son):

• Usuario: admin

• Contraseña: change

Las claves de acceso por defecto para el modo usuario (modificables desde la propia página Web son):

• Usuario: user

• Contraseña: mira

Acceso remoto

La dirección IP de acceso remoto será la propia definida en las IP1 e IP2 asociadas al centro, utilizando las mismas claves por defecto que las descritas en el punto anterior.

Control de sesiones

Tanto desde el acceso local como desde el acceso remoto, una vez autenticado con perfil de administrador, se permite seleccionar el modo de acceso, visualización (sin permisos de modificación) o modo administrador:

Figura 11.3. Control de acceso

Simultáneamente, podrá haber conectados hasta 2 usuarios en modo visualización y 1 en modo administración. A un nuevo usuario que quiera conectarse vía Web en modo administración, si ya hay uno conectado, se le proporcionan las siguientes opciones:

• Cancelar la sesión del anterior administrador y entrar como administrador.

• Entrar en modo solo visualización (si hay sesiones libres para ello).

• Salir y volver a intentarlo más adelante.

El usuario conectado tiene la posibilidad de abrir las pestañas en diferentes ventanas simultáneamente.

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Interfaz de usuario

Consulta y modificación de parámetros desde servidor Web

La página Web está dividida en cuatro pestañas principales: Mantenimiento, Históricos, Configurar y Salir.

Mantenimiento

Esta pestaña sirve para mantener al usuario informado sobre datos en tiempo real, y proporciona información sobre el estado de la celda, alarmas y medidas de intensidad, tensión, etc.

Se divide a su vez en 5 menús: Display, Alarmas, Medidas, Filiación y Comunicaciones.

• Display: Se visualiza información de la celda, mostrando en tiempo real el estado de las celdas instaladas.

1 Pestaña Display

2 Estado de la aparamenta

3 Indicadores estado celda

4 Medidas

Figura 11.4. Pestaña Display

• Alarmas: Se visualiza un listado de todas las alarmas definidas y el estado en tiempo real de cada una de ellas. Cuando una alarma se activa, su estado cambia de OFF a ON, cambiando a rojo el recuadro de la alarma.

1 Alarma activa

2 Alarma inactiva

Figura 11.5. Pestaña alarmas

• Medidas: Se muestran las diferentes medidas del equipo.

Figura 11.6. Pestaña de medidas por celda

• Filiación: Permite al usuario introducir, a través de texto, información sobre el centro y sobre cada celda de la instalación. Se visualiza el número de serie de la unidad ekor.rpa y de las unidades de protección.

Figura 11.7. Filiación

• Entradas I/O: Visualización en tiempo real del estado de las entradas y salidas del equipo. Cuando una entrada se activa, su estado cambia de OFF a ON, cambiando a rojo el recuadro de la indicación.

1 Entrada desactivada

2 Entrada activada

Figura 11.8. Pestaña entradas I/O

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Históricos

Esta pestaña muestra los diferentes históricos que se pueden descargar del equipo: Histórico de alarmas y eventos del centro, histórico de faltas e histórico del cambio de versiones Software instaladas.

• Registro de eventos y maniobras: Muestra la información detallada de los eventos y alarmas del centro y de cada celda, ordenada de más reciente a más antigua con el formato:

Nº evento Flag Fecha/Hora Grupo Tipo Descripción Posición

Tabla 11.1. Estructura

La pestaña permite aplicar filtros para visualizar los eventos registrados en el ekor.rpa: Filtrar por fecha, por grupo y/o tipo de evento, seleccionar el número de eventos a visualizar por página, etc.

1 Filtro de visualización

2 Guardar

3 Eventos

4 Resumen eventos

5 Sucesos unidad de protección

Figura 11.9. Registro de eventos

• Faltas: Existe la posibilidad de descargarse las faltas del equipo

La descarga del registro de faltas es bajo petición. Para ello el usuario primero debe descargarse el índice de los informes de falta para seleccionar los registros que desea descargar. Para ello, el usuario debe pulsar el botón “ver índice”.

La primera columna de esta tabla permite al usuario seleccionar los informes que desea descargar, uno, varios, o todos. Y el botón “Descargar” habilita su descarga.

Figura 11.10. Faltas

• Versiones: Se recoge un evento por cada cambio de las versiones de Software del equipo. Se muestra la fecha del cambio, tipo de archivo actualizado y cuál es la versión cargada. Se puede descargar el histórico en un fichero con extensión .csv

Figura 11.11. Registro de versiones de SW

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Interfaz de usuario

Configuración

Esta pestaña permite configurar los distintos parámetros del centro: Ajustes de las unidades de protección, direcciones IP de la remota…

• Protección: Visualización y modificación de los ajustes de las unidades de protección.

Figura 11.12. Configuración

• IP RTU: Visualización y modificación de los parámetros IP, parámetros NTP, parámetros LDAP, temporizaciones, etc. Se pueden cargar y descargar en un archivo .xml.

Figura 11.13. Visualización y modificación parámetros RTU

• Contraseña: Permite modificar las claves de acceso del modo administrador y del modo visualización (cuando no se gestiona por LDAP).

Figura 11.14. Modificación claves acceso modo administrador y visualización

• Menús automatismos especiales: Permite modificar los parámetros de configuración de los diferentes automatismos implementados.

Figura 11.15. Pantalla menús

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11.2. Teclado/Display

11.2.1. Introducción

El relé electrónico dispone de teclado y display para visualizar y ajustar los parámetros de protección y control. Asimismo, el display proporciona información de las medidas del equipo, alarmas y señales de control en tiempo real.

Al igual que ocurre con las diferentes partes de la plataforma FW, el Display está organizado en estructura árbol, de modo que la navegación a través de ella sea más sencilla e intuitiva para el usuario.

El usuario podrá navegar a través de las pantallas de navegación hasta llegar a las pantallas de datos.

Las pantallas de navegación son pantallas orientadas a organizar el Display en una estructura árbol, por lo que no contienen ningún tipo de dato. De este tipo de pantallas a su vez podrán colgar nuevas pantallas de navegación o pantallas de datos; en función de cómo esté definida la estructura.

Las pantallas de datos en cambio son pantallas que visualizan diferentes tipos de datos (ajustes, medidas, señales digitales, información…). De este tipo de pantallas no colgará ninguna otra pantalla, ya que son pantallas finales dentro de la estructura árbol del Display. Existe la posibilidad de que una pantalla de dato sea doble. Por ejemplo, en las pantallas de dato de medidas con módulos y ángulo, las pantallas de datos serán doble, es decir, una con la información del módulo y la otra con la información del ángulo. Para conmutar de una a otra habrá que pulsar el botón “right”.

El teclado consta de 6 teclas:

1 SET

2 ESC

3 Up

4 Down

5 Left

6 Right

Figura 11.16. Teclado

Las teclas “up” y “down” se utilizan para moverse entre pantallas del mismo nivel. La tecla “right” se utiliza para entrar en pantallas de nivel inferior (en caso de que esa pantalla contenga niveles inferiores). Mientras que la tecla “left” o “ESC” se utiliza para pasar a la pantalla de nivel superior de la que cuelga.

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Interfaz de usuario

Ejemplo:

Figura 11.17. Estructura árbol implementado en el Display de los equipos ekor.rpa-100

En este ejemplo, se muestra parte de la estructura árbol implementado en el display; en concreto, se enseñan las pantallas de navegación que se deben recorrer si se quiere acceder a la medida de las intensidades de secuencia (pantallas de datos). Partiendo de la pantalla principal “RPA MODELO”, el recorrido que se debe seguir para poder acceder a las pantallas de secuencias, es la siguiente:

Primero se debe navegar a través de las pantallas de la navegación principal, utilizando la tecla “down”, hasta llegar a la pantalla “MEASURES”. El siguiente paso es pulsar la tecla “right”; de este modo se entra a las pantallas de navegación de nivel inferior asociados a la pantalla “MEASURES”.

Utilizando la misma lógica se llega a la última pantalla de navegación “SEQUENCE” de la cual cuelgan las pantallas de datos correspondientes a las intensidades de secuencia. Una vez llegados a estas pantallas de datos y sabiendo que se tratan de pantallas de datos dobles, se podrá conmutar entre la pantalla de módulo y ángulo pulsando la tecla “right”.

11.2.2. Pantallas de visualización

La rama de navegación principal es la siguiente:

Fasor de intensidades y tensiones.Pantallas doble: Módulo + argumento

Pantalla general para visualización de ajustes de usuario

Pantalla general para visualización de fecha y hora

Pantalla general para visualización de estados

Pantalla general para visualización de informes de falta

Pantalla general para visualización de medidas

Pantalla general para visualización de información del equipo

Tabla 11.1. Visualización

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A continuación, se presentan las pantallas que cuelgan de cada una de las pantallas generales citadas en la tabla de arriba:

Settings

La estructura de pantallas correspondientes a los ajustes de usuario (SETTINGs) están estructurados de forma idéntica a como lo están en el fichero de ajustes xml.

Clock

La estructura de pantallas correspondiente a la fecha y hora es:

Figura 11.18. Clock

Status

La estructura de pantallas correspondientes a diferentes estados del equipo es:

Figura 11.19. Status

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Interfaz de usuario

Historics

La estructura de pantallas correspondientes a 10 últimos informes almacenados en el equipo es:

Figura 11.20. Historics

Cada vez que se da una falta, se visualiza en el display una pantalla prioritaria con la información de la falta. La información visualizada en estas pantallas prioritarias es idéntica a la que se visualiza en el apartado de HISTORICS.

Para poder salir de la pantalla prioritaria y volver a la pantalla previa a la falta, el usuario debe pulsar el botón ESC.

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Measures

La estructura de pantallas correspondientes a las medidas del equipo es:

Figura 11.21. Measures

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Interfaz de usuario

Information

La estructura de pantallas correspondiente a la información del equipo es:

Figura 11.22. Information

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11.2.3. Códigos de error

Las unidades ekor.rpa-100 disponen de una serie de códigos de error, destinados a avisar al usuario de las distintas anomalías que puedan producirse en el sistema.

Figura 11.23. Error

Cada tipo de error, tiene definido un único número de error, de modo que su identificación es inequívoca:

Código mostrado en Display SignificadoER 03 Error de interruptor (error en la apertura o error en el cierre)

ER 04 Error de bobina de cierre en cerrado

ER 05 Error de bobina de cierre en abierto

ER 06 Error de bobina de apertura

ER 07 Alarma magnetotérmicos

ER 08 Alarma muelles destensados

ER 09 Estado de las protecciones fuera de servicio (incluso con 51, 50, 51N, 50N, 51NS, 50NS a ON)

ER 0A Activación bombeo

Conmuta entre el código de error y la pantalla en la que esté en ese momento el usuario

Tabla 11.2. Errores

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Interfaz de usuario

11.3. Servidor de archivos en memoria USB

El equipo comparte con el usuario distintos tipos de archivos a través de una memoria USB. Esta memoria, tipo flash, se comporta como un servidor de archivos, donde el equipo puede actualizar su configuración o información mediante los comandos de importación y exportación (comandos enviados por el usuario mediante la activación de dos pulsadores). El PC usuario tiene acceso a los archivos con la opción de leer/editar/cargar, mediante una conexión con cable USB.

Las operaciones que se pueden realizar mediante esta interfaz son:

• Visualizar/modificar ajustes del equipo.

• Visualizar informes de falta.

• Visualizar medidas.

• Actualizar el Firmware o configuración del equipo.

Figura 11.24. Conexiones con cable USB

11.3.1. Conexión con el equipo

Si la configuración del cable es correcta, nada más conectarte al equipo, el PC usuario verá que se detecta la nueva unidad de disco:

Figura 11.25. Detección de una nueva unidad de disco

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Si se accede al disco, en su interior se encuentran los siguientes elementos:

• ekorSoftXML.exe: Software visualizador de ajustes.

• Carpeta “Settings”: Directorio donde se guardan los ajustes del equipo (.xml + .xsd).

• Carpeta “Faults”: Directorio donde se guardan las faltas registradas por el equipo.

• Carpeta “Measures”: Directorio donde se guardan las medidas del equipo.

Figura 11.26. Unidades de disco

11.3.2. Utilización de la interfaz

Para que esta interfaz trabaje correctamente, es necesario que el usuario interactúe con el equipo enviándole comandos de extracción o importación de los archivos (mediante pulsación de teclas escape y derecha).

El equipo, según un orden de prioridad de las tareas a ejecutar, sabe distinguir la operación que debe realizar. Las tareas son únicas para cada comando y se ejecutan de forma

lineal, es decir, si el equipo detecta que no debe ejecutar la primera, busca la siguiente y así sucesivamente hasta que encuentre la última. La última tarea, siempre queda ejecutada al tratarse de la actualización de la información del equipo en la memoria flash.

Las tareas a ejecutar por el equipo en orden de prioridad son las siguientes:

Nº Orden Tarea a ejecutar Nombre del Fichero1 Importación Actualización del Firmware del equipo Upgrade.hex

2 Importación Actualización configuración del equipo Ecu_log.ekp

3 Importación Actualización de ajustes de usuario User_PSWU.xml

4 Importación Actualización fecha/hora RTC_PSWU.xml

5 Exportación Restaurar archivos en memoria USB• Ajustes de usuario• Fecha/hora • Informes de falta• Medidas instantáneas

• User.xml• RTC.xml• x_Faults_Fecha_hora_vv_.txt (w: de 1 a 10)• Measures.txt

Tabla 11.3. Orden de prioridad

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Interfaz de usuario

Las tareas de actualización de Firmware o configuración, son actualizaciones importantes del equipo y solo deben hacerse en los casos necesarios y mediante personal cualificado. Estos archivos, solo son de importación y deben ser suministrados por el fabricante. Se cargan dejando una copia en el directorio raíz de la menoría USB y enviando un comando de importación. Si el contenido de estos archivos es incorrecto, el equipo devolverá un mensaje de error en formato de texto.

Si el equipo no dispone de ningún fichero para actualizar, al recibir un comando, exporta toda su configuración e información, de modo que la memoria USB queda actualizada con la última información recogida por el equipo. Esta última tarea es útil para:

1. Descargar las últimas faltas del equipo. (EKOR_DISK:/Faults)

2. Descargar las medidas instantáneas del equipo en el momento en el que se le ha enviado el comando. (EKOR_DISK:/Measures)

3. Descargar los ajustes de usuario y la fecha/hora del equipo. (EKOR_DISK:/Settings/Actual o Backup)

Figura 11.27. Pantalla de disco

Para la configuración del equipo, archivos “user.xml” para ajustes de usuario y “RTC.xml” para la fecha/hora, se debe:

1. Abrir los archivos en “EKOR_DISK:/Settings/Actual” con un editor de ficheros XML.

2. Configurar, editar, con los valores deseados.

3. Guardar el nuevo fichero en la carpeta “EKOR_DISK:/Settings/Upgrade” con el nombre del fichero y su “Password” correspondiente.

4. Generar un comando de importación para que el equipo se actualice con la nueva configuración.

El “Password usuario (PSWU)” por defecto es el “0000”. De este modo, los XML de configuración que se quieran actualizar quedarían como:

• User_0000.xml

• RTC_0000.xml

En la carpeta “EKOR_DISK:/Settings/Backup”, se pueden recoger los ajustes anteriores a la última actualización.

En la carpeta “EKOR_DISK:/Settings/XSD” se almacenan los rangos, pasos, etc. de los ajustes utilizados.

Se recomienda, nada más conectarse al equipo y después de una actualización, que lo primero que se haga sea enviar un comando de actualización de la memoria USB. De este modo, se asegura que se está trabajando con la última configuración o que el equipo se ha configurado según lo deseado.

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11.3.3. ekor.soft-xml

El “ekor.soft-xml.exe” es un archivo ejecutable que ayuda en la navegación del servidor de ficheros de la memoria USB. Este ejecutable está dentro del propio equipo y no necesita de ninguna conexión de comunicaciones, ya que los comandos de importación/exportación siguen siendo mediante teclado.

El “ekor.soft-xml.exe” solo está disponible para el sistema operativo Windows. Para cualquier otro tipo de sistema operativo, queda abierta la opción de editar los ficheros de configuración manualmente mediante editores de ficheros XML. La conexión a la memoria USB se realiza mediante el protocolo “USB mass storage device class”, lo que hace que sea compatible con diferentes sistemas operativos.

A continuación, se muestran los pasos que habría que seguir para poder visualizar/editar/cargar ajustes del equipo.

Para conseguir la visualización o modificación de ajustes, se recomienda copiar el Software visualizador en el propio ordenador y ejecutarlo desde ahí.

Una vez ejecutado el software, éste detectará un disco externo llamado EKOR_DISK:

Figura 11.28. ekor.soft-xml

Se debe elegir el disco, y en la columna de la derecha aparecerán los archivos que pueden ser visualizados y/o modificados (USER: Ajustes de usuario y RTC: Fecha/hora).

Se debe seleccionar el archivo a visualizar o modificar, y pulsar el botón OK:

Figura 11.29. Pantalla de visualización

Una vez abierto el archivo, se pueden modificar los ajustes, siempre y cuando se respeten los límites que se muestran en las columnas de más a la derecha (Min Value, Max Value…).

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Interfaz de usuario

Si se desea enviar los nuevos ajustes al equipo, se deben seguir los siguientes pasos:

• Pulsar el botón de “Send to Device”.

• El Software pedirá un Password. Se inserta el Password correcto (0000, por defecto) y se pulsa el botón OK:

Figura 11.30. Pantalla de Password

• A continuación el SW pide que se ejecute la orden de actualización. Esto significa que se deben mantener pulsadas las teclas del equipo “ESC” y “flecha-derecha” al mismo tiempo durante un instante de tiempo (con 1 s aproximadamente es suficiente). Con esta orden, el equipo se reseteará y cogerá los nuevos ajustes. Estas teclas tienen un símbolo circular alrededor de ellas, para identificarlas claramente como las teclas que permiten realizar esta orden.

• Para confirmar que la actualización ha sido correcta se debe pulsar el botón Check:

Figura 11.31. Pantalla de Check

Al pulsar el botón Check, el Software indicará si la carga ha sido correcta, o si en cambio ha habido algún error.

El procedimiento de actualización/visualización de ajustes es el mismo, tanto para los ajustes de usuario como para los ajustes de fecha/hora.

Si se desea volver a cargar cualquiera de los ficheros en el Software, se debe pulsar el botón “Setting Selection”, seleccionar el archivo que se quiere visualizar y pulsar el botón OK.

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Comunicaciones Instrucciones generalesekor.rpa

12. Comunicaciones

12.1. Medio físico: RS-485

El medio físico mediante el que se establecen las comunicaciones orientadas al telecontrol para la serie de equipos ekor.rpa-100, es cable de par trenzado, que se conecta al puerto RS-485 trasero (identificados como COM0 y COM1) a través de un conector RJ-45.

8 No usado7 No usado6 GND5 485 (-)4 485 (+)3 No usado2 No usado1 No usado

8 No usado7 No usado6 GND5 485 (-) 485 (1)4 485 (+)3 GND2 485 (-) 485 (2)1 485 (+)

Figura 12.1. RS-485

El puerto COM0 es el puerto que se utiliza cuando el equipo funciona como esclavo de telecontrol (esclavo MODBUS o PROCOME).

Los parámetros de comunicación del puerto RS-485 COM0 pueden ser modificados a través de los ajustes de usuario. Estos ajustes se clasifican dentro del campo “Comunicaciones/COM_485” y son los siguientes:

• Número de periférico: Para ajustar el número del esclavo (De 1 a 99).

• Baudios: Velocidad de transmisión (1200, 2400, 4800, 9600, 19200 o 38400 baudios).

• Paridad: Paridad (No, Even o Odd).

• Longitud: Longitud (7 u 8 bits)

• Bits de parada: Bits de parada (1 ó 2 bits)

• Protocolo: Protocolo que se habla por el puerto 485 (Cirbus, MODBUS o PROCOME).

El puerto COM1 es el puerto que se utiliza cuando el equipo funciona como maestro MODBUS de los sensores de temperatura conectados al bus. Esta conexión se podrá realizar por cualquiera de los 2 puertos RS-485 (se puede elegir mediante configuración) disponibles en el COM1.

La supervisión de temperaturas a través de los sensores de temperatura solo será funcional opcionalmente en los modelos ekor.rpa-120 y por tanto, el COM1 aplicará solo para estos modelos.

12.1.1. Protocolo MODBUS

El equipo ekor.rpa-100 puede configurarse para que el protocolo de comunicación del puerto COM0 sea MODBUS. De esta forma, el equipo funciona como un esclavo 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 es 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 FinSilencio 8 bits 8 bits n x 8 bits 16 bits Silencio

Tabla 12.1. Trama de un mensaje de RTU

La DIRECCIÓN MODBUS del relé (también llamada número de periférico) es un byte que toma valores de 0 a 99.

El maestro se dirige 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 “broadcast”, de forma que será reconocida por todos los esclavos.

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Comunicaciones

Funciones de 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 Datos CRC FinSilencio DESC ‘3’ DIREC-H DIREC-L NDATOS-H NDATOS-L 16 bits Silencio

Tabla 12.2. Lectura de datos. Pegunta

Respuesta:

Inicio Dirección Función Nº de Bytes Datos CRC FinSilencio DESC ‘3’ N DATO1-H DATO1-L ........ 16 bits Silencio

Tabla 12.3. Lectura de datos. Respuesta

donde:

DESC Dirección del esclavo

DIREC-H Byte alto de la dirección del primer registro a leer

DIREC-L Byte bajo de la dirección del primer registro a leer

NDATOS-H Byte alto del número de registros a leer

NDATOS-L Byte bajo del número de registros a leer

DATO1-H Byte alto del primer registro solicitado

DATO 1-L Byte bajo del primer registro solicitado

N Número total de bytes de datos Será igual al número de registros solicitados

Escritura de datos

Permite escribir un único registro en la dirección apuntada.

Pregunta:

Inicio Dirección Función Datos CRC FinSilencio DESC ‘6’ DIREC-H DIREC-L DATOS-H DATOS-L 16 bits Silencio

Tabla 12.4. Escritura de datos. Pregunta

Respuesta:

La respuesta normal es un eco de la pregunta recibida.

donde:

DESC dirección del esclavo

DIREC-H byte alto de la dirección del registro a escribir

DIREC-L byte bajo de la dirección del registro a escribir

DATO-H byte alto del dato a escribir

DATO-L byte bajo del dato a escribir

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Respuesta en caso de error

Inicio Dirección Función Código-Error CRC FinSilencio DESC FUNC_ERR CODI_ERROR 16 bits Silencio

Tabla 12.5. Escritura de datos. Respuesta en caso de error

Donde:

DESC Dirección del esclavo

FUNC_ERR Es el código de la función solicitada con el bit más significativo a 1

CODI_ERROR Es el código del error ocurrido

‘1’ Error en la función Función no soportada por el equipo

‘2’ Dirección incorrecta debido a dirección no declarada o lecturas/escrituras en registros con permiso de solo escritura/lectura

‘3’ Datos a escribir en registro incorrectos

‘4’ Error independiente del protocolo en el maestro o esclavo durante la ejecución de la función

Escritura de registro con Password

Algunos de los parámetros del mapa MODBUS están protegidos contra escritura por diferentes PASSWORD.

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’.

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

Mapa de Registros

Información (0 x 02XX)

Dirección Campo Descripción Tamaño Lectura/escritura0 x 0226 Fijo a 0 x FF Fijo a 0 x FF 16 bits Solo lectura

0 x 0227 Fijo a 0 x FF Fijo a 0 x FF 16 bits Solo lectura

0 x 0228 NO USADO NO USADO 16 bits Solo lectura

0 x 0229 NO USADO NO USADO 16 bits Solo lectura

0 x 022A Identificador de Equipo(Tabla 2)

Fijo a 0 x FF FAMILIA (LOW) 16 bits Solo lectura

0 x 022B CARACTERÍSTICAS (HIGH) VER.FW (LOW) 16 bits Solo lectura

0 x 022C VER HW (HIGH) FUNCIONALIDAD (LOW) 16 bits Solo lectura

0 x 022D SUBVER. FW (HIGH) VER. FW DESARROLLO (LOW) 16 bits Solo lectura

0 x 022EControl de

actualizabilidadNO USADO

CONTROL DE ACTUALIZABILIDAD (LOW)

16 bits Solo lectura

0 x 0232

Serial numberNº de serie en formato BCD

(Big Endian)

16 bits Solo lectura

0 x 0233 16 bits Solo lectura



0 x 0236Identificador tabla

lógica

1º dígito (ASCII 8 bits) 2º dígito (ASCII 8 bits) 16 bits Solo lectura

0 x 0237 3º dígito (ASCII 8 bits) 4º dígito (ASCII 8 bits) 16 bits Solo lectura

0 x 0238 5º dígito (ASCII 8 bits) 6º dígito (ASCII 8 bits) 16 bits Solo lectura

Tabla 12.6. Información

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Comunicaciones

Reloj (0 x 03XX)

Dirección Campo Descripción Tamaño Lectura/escritura0 x 0300 AÑO Año (DE 2000 a 2059) 16 bits Lectura/escritura

0 x 0301 MES DÍA Mes (DE 1 a 12) DÍA (DE 1 a 31) 16 bits Lectura/escritura

0 x 0302 HORA MIN Hora (DE 0 a 23) MINUTO (DE 0 a 59) 16 bits Lectura/escritura

0 x 0303 00 SEG 0 SEGUNDO (DE 0 a 59) 16 bits Lectura/escritura

Tabla 12.7. Reloj

Llave Password (0 x 05XX)

Dirección Campo Descripción Tamaño Lectura/escritura

0 x 0500 Llave Usu.Llave para acceder a ajustes con permiso de usuario

(De 0 a 9999)16 bits Solo escritura

Tabla 12.8. Llave Password

Comandos y salidas (0 x 06XX)

Dirección Campo Descripción Tamaño Lectura/escritura

0 x 0600 cmb0-cmb15Escritura: Del cmb0 (LSB) al cmb15 (MSB)

Lectura: De SAL1 (LSB) a la SAL7 y del cmb7 al cmb15 (MSB)16 bits Lectura/escritura

0 x 0601 cmb16-cmb31 Lectura y escritura: Del cmb16 (LSB) al cmb31 (MSB) 16 bits Lectura/escritura



Tabla 12.9. Comando y salidas

Medidas y estados (0 x 07XX)

Dirección Campo Descripción Tamaño Lectura/escritura0 x 0700 VA Tensión de la fase A (Voltios) 32 bits Lectura

0 x 0702 VB Tensión de la fase B (Voltios) 32 bits Lectura

0 x 0704 VC Tensión de la fase C (Voltios) 32 bits Lectura

0 x 0706 VN Tensión de neutro (Voltios) 32 bits Lectura

0 x 0708 IA Intensidad de la fase A (Centésimas de amperio) 32 bits Lectura

0 x 070A IB Intensidad de la fase B (Centésimas de amperio) 32 bits Lectura

0 x 070C IC Intensidad de la fase C (Centésimas de amperio) 32 bits Lectura

0 x 070E INS Intensidad de neutro sensible (Centésimas de amperio) 32 bits Lectura

0 x 0710 emb0-emb15 Estados MODBUS del 0 (LSB)–15 (MSB) 16 bits Lectura








0 x 0718 PA Potencia activa de la fase A (Vatios) 32 bits Lectura

0 x 071A PB Potencia activa de la fase B (Vatios) 32 bits Lectura

0 x 071C PC Potencia activa de la fase C (Vatios) 32 bits Lectura

0 x 071E PT Potencia activa total (Vatios) 32 bits Lectura

0 x 0720 QA Potencia reactiva de la fase A (VAr) 32 bits Lectura

0 x 0722 QB Potencia reactiva de la fase B (VAr) 32 bits Lectura

0 x 0724 QC Potencia reactiva de la fase C (VAr) 32 bits Lectura

0 x 0726 QT Potencia reactiva total (VAr) 32 bits Lectura

0 x 0730 Fijo a 0 x FF Fijo a 0 x FF 16 bits Lectura

0 x 0731 ANG(VA/VA) Ángulo de VA/VA [siempre a 0] 16 bits Lectura

0 x 0732 ANG(VB/VA) Ángulo de VB/VA [de 0 (0,0°) a 3599 (359,9°)] 16 bits Lectura


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Continuación

Dirección Campo Descripción Tamaño Lectura/escritura0 x 0733 ANG(VC/VA) Ángulo de VC/VA [de 0 (0,0°) a 3599 (359,9°)] 16 bits Lectura

0 x 0734 ANG(VN/VA) Ángulo de VN/VA [de 0 (0,0°) a 3599 (359,9°)] 16 bits Lectura

0 x 0735 ANG(IA/VA) Ángulo de IA/VA [de 0 (0,0°) a 3599 (359,9°)] 16 bits Lectura

0 x 0736 ANG(IB/VA) Ángulo de IB/VA [de 0 (0,0°) a 3599 (359,9°)] 16 bits Lectura

0 x 0737 ANG(IC/VA) Ángulo de IC/VA [de 0 (0,0°) a 3599 (359,9°)] 16 bits Lectura

0 x 0738 ANG(INS/VA) Ángulo de INS/VA [de 0 (0,0°) a 3599 (359,9°)] 16 bits Lectura

0 x 0739 ANG(INC/VA) Ángulo de INC/VA [de 0 (0,0°) a 3599 (359,9°)] 16 bits Lectura

0 x 0740 INC Intensidad de neutro calculado (Centésimas de amperio) 32 bits Lectura

0 x 0750 IA(1) Secuencia directa de IA (Centésimas de amperio) 32 bits Lectura

0 x 0752 IA(2) Secuencia inversa de IA (Centésimas de amperio) 32 bits Lectura

0 x 0754 IA(0) Secuencia homopolar de IA (Centésimas de amperio) 32 bits Lectura

0 x 0756 ANG(IA(1)/VA) Ángulo de IA(1)/VA [de 0 (0,0°) a 3599 (359,9°)] 16 bits Lectura



0 x 0770 UAB Tensión compuesta A-B (Voltios) 32 bits Lectura

0 x 0772 UBC Tensión compuesta B-C (Voltios) 32 bits Lectura

0 x 0774 UCA Tensión compuesta C-A (Voltios) 32 bits Lectura

0 x 0776 ANG(UAB/VA) Ángulo de UAB/VA [de 0 (0,0°) a 3599 (359,9°)] 16 bits Lectura

0 x 0777 ANG(UBC/VA) Ángulo de UBC/VA [de 0 (0,0°) a 3599 (359,9°)] 16 bits Lectura

0 x 0778 ANG(UCA/VA) Ángulo de UCA/VA [de 0 (0,0°) a 3599 (359,9°)] 16 bits Lectura

0 x 0780 SA Potencia Aparente de la fase A (VAs) 32 bits Lectura

0 x 0782 SB Potencia Aparente de la fase B (VAs) 32 bits Lectura

0 x 0784 SC Potencia Aparente de la fase C (VAs) 32 bits Lectura

0 x 0786 ST Potencia Aparente total (VAs) 32 bits Lectura

0 x 0788 FPA F.P. fase A [de 0000 (0,000) a 1000 (1,000)] 16 bits Lectura

0 x 0789 FPB F.P. fase B [de 0000 (0,000) a 1000 (1,000)] 16 bits Lectura

0 x 078A FPC F.P. fase C [de 0000 (0,000) a 1000 (1,000)] 16 bits Lectura

0 x 078B FPT F.P. total [de 0000 (0,000) a 1000 (1,000)] 16 bits Lectura

Tabla 12.10. Medidas y estados

Contadores (0 x 0AXX)

Energía (de 0 x 0A00 a 0 x 0A1F)

• Trifásico

Dirección (HEX) Campo Descripción Tamaño Lectura/escritura

0 x 0A00 ET+ Energía activa importada (en kWh) total 32 bits Lectura

0 x 0A02 ET- Energía activa exportada (en kWh) total 32 bits Lectura

0 x 0A04 QT1 Energía reactiva Q1 (en kVArh) total 32 bits Lectura



0 x 0A0A QT4 Energía reactiva Q4 (en kVArh) total 32 bits Lectura

Tabla 12.11. Trifásico

• Monofásico

Dirección (HEX) Campo Descripción Tamaño Lectura/Escritura

0 x 0A0C EA+ Energía activa importada (en kWh) fase A 32 bits Lectura

0 x 0A0E EA- Energía activa exportada (en kWh) fase A 32 bits Lectura

0 x 0A10 QA1 Energía reactiva Q1 (en kVArh) fase A 32 bits Lectura





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Comunicaciones

Continuación


0 x 0A18 EB+ Energía activa importada (en kWh) fase B 32 bits Lectura

0 x 0A1A EB- Energía activa exportada (en kWh) fase B 32 bits Lectura

0 x 0A1C QB1 Energía reactiva Q1 (en kVArh) fase B 32 bits Lectura

0 x 0A1E QB2 Energía reactiva Q2 (en kVArh) fase B 32 bits Lectura

0 x 0A20 QB3 Energía reactiva Q3 (en kVArh) fase B 32 bits Lectura

0 x 0A22 QB4 Energía reactiva Q4 (en kVArh) fase B 32 bits Lectura

0 x 0A24 EC+ Energía activa importada (en kWh) fase C 32 bits Lectura

0 x 0A26 EC- Energía activa exportada (en kWh) fase C 32 bits Lectura

0 x 0A28 QC1 Energía reactiva Q1 (en kVArh) fase C 32 bits Lectura

0 x 0A2A QC2 Energía reactiva Q2 (en kVArh) fase C 32 bits Lectura

0 x 0A2C QC3 Energía reactiva Q3 (en kVArh) fase C 32 bits Lectura

0 x 0A2E QC4 Energía reactiva Q4 (en kVArh) fase C 32 bits Lectura

Tabla 12.12. Monofásico

Capacidad térmica (de 0 x 0A80 a 0 x 0A9F)


0 x 0A80 T [décimas de %] Capacidad térmica 32 bits Lectura

Tabla 12.13. Capacidad térmica

12.1.2. Protocolo PROCOME

El equipo ekor.rpa-100 puede configurarse para que el protocolo de comunicación del puerto COM0 sea PROCOME. De esta forma, el equipo funciona como un esclavo PROCOME.

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 en la unidad ekor.rpa-100,

consta de funciones de inicialización (sin clave) y de control, así como funciones de transferencia de ficheros, de modo que se pueda intercambiar diferente tipo de información:

• Entradas + estados digitales.

• Medidas.

• Ficheros de ajustes.

• Registros de falta.

• Órdenes.

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 0 x FF en las direcciones para broadcast.

La estructura de las tramas de longitud fija (sin datos de aplicación) es la siguiente:

Offset Nombre Valor Descripción0 Start 0 x 10 Indicación de inicio de trama de longitud fija

1 Control 0 x 00 – 0 x FF Palabra de control

2 Dirección 0 x 00 – 0 x FF Dirección del nodo destino/origen

3 Suma 0 x 00 – 0 x FF Suma de los datos de los Offsets 0 y 1 (control y dirección)

4 End 0 x 16 Indicación de final de trama

Tabla 12.14. Estructura de las tramas de longitud fija

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

Offset Nombre Valor Descripción0 Start1 0 x 68 Indicación de inicio de trama de longitud variable

0,1 Longitud 0 x 020 x FB

Longitud (en Little Endian) de los datos de usuario, desde Offset 3 hasta el Offset inmediatamente anterior a la sumaEn el segundo byte se copia el contenido del primero, así si longitud = 10 bytes entonces el campo tiene el valor 0 x 0A0A

2 Start2 0 x 68 Indicación de inicio de los datos de usuario

3 Control 0 x 00 – 0 x FF Palabra de control

4 Dirección 0 x 00 – 0 x FF Dirección del nodo destino/origen

5-

Longitud + 3

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

Longitud + 4 Suma 0 x 00 – 0 x FF Suma de los datos de los campos de control, dirección y datos

Longitud + 5 End 0 x 16 Indicación de final de trama

Tabla 12.15. Tramas de longitud variable

En PROCOME se utilizan las siguientes tramas en sentido maestro a esclavo:

# Nombre Fcv Descripción0 SEND RESET UC No 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 0Se espera del esclavo una confirmación positiva (0, CONFIRM ACK) o negativa (1, CONFIRM NACK)

3 SEND DATA Sí Envío de datos con confirmaciónPor este sistema se envían a los ekor.rp.ci las órdenes de actuaciónSe espera del esclavo una confirmación positiva 0, CONFIRM ACK o negativa 1, CONFIRM NACK

4 SEND DATA NR No Envío de datos sin confirmaciónPor este sistema se envía a los ekor.rp.ci la fecha/hora del sistema No se espera respuesta de los esclavos

6* REQUEST DATA S Sí Petición de datos específicosSe usa para obtener los datos de control de los esclavos. Por este mecanismo se obtiene de las unidades ekor.rp.ci el valor de sus ED, EA y EC, así como los cambios de las EDSe 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)

7* SEND RESET FCB No Orden de reset del nivel del bit FCB del esclavoEsclavo 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)

9 REQUEST LSTS No Petición del estado del nivel de enlaceSe usa para saber si el esclavo está conectado. Se espera una respuesta 11, RESPONDF LSTS

10 REQUEST DATA C1 Sí 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 ekor.rp.ci la causa de la reinicialización del equipoSe 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)

11 REQUEST DATA C2 Sí Petición de datos de clase 2 (no urgentes)Se usa para obtener los datos no urgentes de los esclavosSe 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)

Tabla 12.16. Tramas en sentido maestro a esclavo

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Comunicaciones

Y en sentido de esclavo a maestro:

# Nombre Descripción0 CONFIRM ACK Confirmación positiva

1 CONFIRM NACK Confirmación negativa

8 RESPOND DATA Respuesta con datos de aplicación

9 RESPOND NO DATA Respuesta sin datos de aplicación

11 RESPOND LSTS Respuesta a petición del estado de enlace

14* RESPOND LERROR Respuesta indicando que el nivel de enlace del esclavo no funciona correctamente

15* RESPOND NO IMP Respuesta indicando que la funcionalidad asociada a los datos pedidos no ha sido implementada en el esclavo

Tabla 12.17. Tramas en sentido esclavo a maestro

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 Descripción

0 TypIdentificador del tipo de datosEl valor numérico almacenado en este campo sirve para denominar de forma unívoca a los datos de aplicación

1 VsqCalificador de estructura variableIndica el número de estructuras de datos que se incluyen en el ASDU

2 Cot Causa de la transmisión. Indica el motivo de la transmisión del dato

3 Addr

Dirección del ASDUDirección 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

Tabla 12.18. Estructura de identificación de la unidad de datos

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 Descripción4 Fun Tipo de función

5 Inf Número de información

Tabla 12.19. Estructura del identificador del objeto de información

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 valores prefijados para cada uno de los campos de la cabecera.

IG-267-ES versión 01; 06/04/2017110


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 Descripción5 Identificación

100 Transmisión de cambios en ED y medidas (foto EA y cambios)

101 Transmisión de contadores (foto EC)

103 Transmisión del estado actual de ED (foto ED)

121 Órdenes de mando

200 Transmisión de registros MODBUS sobre el protocolo PROCOME

203 Transmisión de la zona horaria

Tabla 12.20. ASDUs en dirección secundario (esclavos) a primario (maestro)

En dirección primario a secundario son:

Typ Descripción6 Sincronización horaria de los esclavos

100 Petición de datos de control (foto EA, cambios ED, parada EC y foto EC)

103 Petición del estado actual de ED (foto ED)

121 Órdenes de mando

200 Lectura/escritura de registros modbus sobre el protocolo PROCOME

203 Lectura/escritura de la zona horaria

Tabla 12.21. ASDUs en dirección primario (maestro) a secundario (esclavos)

12.2. Medio físico: Ethernet

El medio físico mediante el que se permite la conexión a la web implementada en el ekor.rpa-100 es cable Ethernet que se conecta a los puertos Ethernet traseros (identificados como ETH0 y ETH1) a través de un conector RJ-45.

Figura 12.2. Puertos Ethernet traseros

El puerto Ethernet ETH1 es el puerto de acceso local y la dirección IP por defecto asociada es la 100.0.0.1.

El puerto Ethernet ETH0 es el puerto de acceso remoto y la dirección IP por defecto es la 192.168.1.120.

Es posible acceder a la web a través de cualquiera de los 2 puertos, siempre y cuando la dirección IP sea correcta. Si se desea conocer en detalle la información mostrada en el servidor Web del equipo, ir al apartado “11.1. Servidor Web. Consulta y configuración de parámetros”.

IG-267-ES versión 01; 06/04/2017 111


Comunicaciones

12.3. Medio físico: Mini-USB

El medio físico mediante el que se permite acceder a la memoria USB de los equipos ekor.rpa-100, es un cable USB que se conecta al puerto mini-USB, situado en la parte frontal.

Figura 12.3. Cable USB

Pin Nombre Descripción1 Vbus 5V

2 D- Data -

3 D+ Data +

4 ID Distingue entre “host” o “devise” en función de si se conecta a tierra o no se conecta

5 GND Tierra

Tabla 12.22. Pines

Los sistemas operativos actuales pueden leer y escribir en las memorias USB sin más que enchufarlas a un conector USB del equipo, recibiendo la tensión de alimentación a través del propio conector. Es decir, si un usuario se conecta al puerto mini-USB del ekor.rpa-100 mediante un ordenador, el equipo se encenderá y el usuario podrá acceder a su memoria USB sin necesidad de ninguna alimentación auxiliar. De esta forma, el usuario realizará labores de mantenimiento (visualización/configuración de ajustes, cambio de hora, visualización de informes de falta…) incluso con ausencia de tensión auxiliar.

Si se desea conocer en detalle el sistema de carpetas montado en la memoria USB de los ekor.rpa-100 y sus aplicaciones, ir al apartado “11.1. Servidor Web. Consulta y configuración de parámetros”.

Adicionalmente, los equipos ekor.rpa-100 tienen instalado un COMVirtual en el puerto USB enfocado a labores de mantenimiento (configuraciones internas del equipo) que tuvieran que realizar los operarios cualificados de Ormazabal.

IG-267-ES versión 01; 06/04/2017112

Anexo Instrucciones generalesekor.rpa

13. Anexo

Figura 13.1. Curva DT IEC

Figura 13.2. Curva NI IEC

Figura 13.3. Curva VI IEC

Figura 13.4. Curva EI IEC

IG-267-ES versión 01; 06/04/2017 113


Anexo

Figura 13.5. Curva LTI IEC

Figura 13.6. Curva STI IEC

Figura 13.7. Curva NI ANSI

Figura 13.8. Curva VI ANSI

IG-267-ES versión 01; 06/04/2017114

Anexo Instrucciones generalesekor.rpa

Figura 13.9. Curva EI ANSIFigura 13.10. Curva LI ANSI

Sujeto a cambios sin previo aviso.

Para más información, contacte con Ormazabal.

Ormazabal Protection & Automation

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