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ekor.rpg y ekor.rpt Unidades de protección, medida y control

Instrucciones GeneralesIG-159-ES, versión 08, 15/07/16

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.

Instrucciones Generalesekor.rpg y ekor.rpt

Índice

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 3

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. Tarjeta de alimentación y pruebas . . . . . . . . . . . .91.2.4. Disparador biestable . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .101.3. Comunicaciones y software

de programación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10

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

2.1. Protección de transformador . . . . . . . . . . . . . . . .122.2. Protección general . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .132.3. Protección de línea. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .14

3. Funciones de protección .........................................15

3.1. Sobreintensidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .153.2. Termómetro (disparo exterior). . . . . . . . . . . . . . .183.3. Ultrasensible de tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19

4. Funciones de medida ...............................................20

4.1. Intensidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .20

5. Sensores ....................................................................21

5.1. Sensores de intensidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .215.1.1. Características funcionales de

los sensores de intensidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . .225.1.2. Conexionado suma vectorial/homopolar . . . .24

6. Características técnicas ...........................................25

6.1. Valores nominales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .256.2. Diseño mecánico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .256.3. Ensayos de aislamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .256.4. Compatibilidad electromagnética . . . . . . . . . . .256.5. Ensayos climáticos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .266.6. Ensayos mecánicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .266.7. Ensayos de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .266.8. Conformidad CE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .26

7. Modelos de protección, medida y control .............27

7.1. Descripción modelos vs funciones. . . . . . . . . . .277.1.1. ekor.rpt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .277.1.2. ekor.rpg. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .277.2. Configurador de relés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .297.3. Unidades ekor.rpt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .307.3.1. Descripción funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .307.3.2. Características técnicas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .317.3.3. Instalación en celda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .357.3.4. Esquema eléctrico ekor.rpt. . . . . . . . . . . . . . . . . .377.3.5. Instalación de toroidales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .387.3.6. Comprobación y mantenimiento . . . . . . . . . . . .387.4. Unidades ekor.rpg . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .407.4.1. Descripción funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .407.4.2. Características técnicas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .417.4.3. Instalación en celda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .427.4.4. Esquema eléctrico ekor.rpg . . . . . . . . . . . . . . . . .437.4.5. Instalación de toroidales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .447.4.6. Comprobación y mantenimiento . . . . . . . . . . . .44

8. Ajustes y manejo de menús ....................................46

8.1. Teclado y display alfanumérico . . . . . . . . . . . . . .468.2. Visualización. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .478.3. Ajuste de parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .498.3.1. Parámetros de protección . . . . . . . . . . . . . . . . . . .498.3.2. Menú de ajuste de parámetros . . . . . . . . . . . . . .508.4. Reconocimiento de disparo . . . . . . . . . . . . . . . . .548.5. Códigos de error . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .548.6. Mapa de menús (acceso rápido) . . . . . . . . . . . . .55

9. Protocolo MODBUS para unidades de la gama ekor.rp .................................................................58

9.1. Funciones lectura/escritura. . . . . . . . . . . . . . . . . .589.1.1. Lectura de datos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .589.1.2. Escritura de datos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .599.1.3. Respuesta en caso de error . . . . . . . . . . . . . . . . . .599.2. Escritura de registro con Password. . . . . . . . . . .599.3. Generación del CRC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .609.4. Mapa de registros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .60

Índice Instrucciones Generalesekor.rpg y ekor.rpt

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10. Anexo A .....................................................................63

10.1. Guía rápida para la puesta en servicio de la unidad ekor.rpg en cgmcosmos-v y cgm.3-v . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63

10.1.1. Comprobar la potencia a proteger . . . . . . . . . . .6310.1.2. Toroidales ya instalados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6310.1.3. Conectar las bornas de AT . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6410.1.4. Conexiones exteriores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6410.1.5. Ajustar relé: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6510.1.6. Prueba de disparo con intensidad: . . . . . . . . . . .6510.1.7. Prueba de disparo exterior: . . . . . . . . . . . . . . . . . .6610.1.8. Puesta en servicio: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6610.1.9. Qué hacer si . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .66

11. Anexo B ....................................................................69

11.1. Guía rápida para la puesta en servicio de la unidad ekor.rpt en celdas cgmcosmos-p y cgm.3-p. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .69

11.1.1. Comprobar la potencia a proteger . . . . . . . . . . .6911.1.2. Toroidales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7011.1.3. Conectar las bornas de AT . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7011.1.4. Conexiones exteriores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7111.1.5. Ajustar relé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7211.1.6. Prueba de disparo con intensidad . . . . . . . . . . .7311.1.7. Prueba de disparo exterior . . . . . . . . . . . . . . . . . .7311.1.8. Puesta en servicio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7411.1.9. Qué hacer si . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74

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Descripción general

1. Descripción general

La gama de unidades de protección, medida y control ekor.rp (ekor.rpg y ekor.rpt) agrupa toda una familia de diferentes equipos que, en función del modelo, pueden llegar a incorporar, además de las funciones de protección, otras de control local, telemando, medida de parámetros eléctricos, automatismos, etc., relacionadas con las necesidades actuales y futuras de automatización, control y protección de los centros de transformación y distribución.

Su utilización en los sistemas de celdas cgmcosmos, y cgm.3 de Ormazabal, configuran productos específicos para las diversas necesidades de las diferentes instalaciones.

Las unidades de protección, medida y control ekor.rp han sido diseñadas para responder a los requisitos de las normas y recomendaciones, nacionales e internacionales, que se aplican a cada una de las partes que integran la unidad:

UNE-EN 60255, UNE-EN 61000, UNE-EN 62271-200, UNE-EN 60068, UNE-EN 60044, IEC 60255, IEC 61000, IEC 62271-200, IEC 60068, IEC 60044

Las unidades ekor.rp, concebidas para su integración en celda, presentan además las siguientes ventajas respecto a los dispositivos convencionales:

1. Reducen la manipulación de interconexiones en el momento de la instalación de la celda. La única conexión necesaria se reduce a los cables de MT.

2. Minimiza la necesidad de instalar cajones de control sobre celdas.

3. Eliminan la posibilidad de errores de cableado e instalación y, por lo tanto, el tiempo de puesta en marcha.

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. Protegen un amplio rango de potencias con el mismo modelo (p. ej.: ekor.rpg desde 160 kVA hasta 15 MVA, en celdas del sistema cgmcosmos).

Figura 1.1. Las unidades de protección, medida y control: familia ekor.sys

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1.1. Características funcionales generales

Todos los relés de las unidades ekor.rp incorporan un microprocesador para el tratamiento de las señales de los sensores de medida. Procesan las medidas de intensidad eliminando la influencia de fenómenos transitorios, y calculan las magnitudes necesarias para realizar las funciones de protección. Al mismo tiempo, se determinan los valores eficaces de las medidas eléctricas que informan del valor instantáneo de dichos parámetros de la instalación.

Disponen de un teclado para visualizar, ajustar y operar de manera local la unidad, así como puertos de comunicación para poderlo hacer también mediante un ordenador, bien sea de forma local o remota. Su diseño es ergonómico de modo que la utilización de los diferentes menús sea intuitiva.

La medida de intensidad se realiza mediante unos sensores de intensidad de alta relación de transformación, lo que permite que el rango de potencias que se pueden proteger con el mismo equipo sea muy amplio. Estos transformadores, o sensores de intensidad, mantienen la clase de precisión en todo su rango nominal.

La unidad dispone de un registro de eventos donde se almacenan los últimos disparos que han realizado las funciones de protección. Además, se guarda el número total de maniobras, así como los diferentes parámetros de configuración de la unidad. El interface local a través de menús proporciona, además de valores instantáneos de la medida de intensidad de cada fase e intensidad homopolar, los parámetros de ajuste, motivos de disparo, etc., también accesibles mediante los puertos de comunicación.

Desde el punto de vista de mantenimiento, las unidades ekor.rp 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 mayor diámetro provistos de conexión de pruebas, borneros accesibles y seccionables para pruebas mediante inyección de intensidad, y contactos de test incorporados incluso en los modelos básicos.

Figura 1.2. Relés de la gama ekor.rp

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1.2. Partes de la unidad

Las partes que integran la unidad de protección, medida y control ekor.rp son el relé electrónico, los sensores de intensidad, la tarjeta de alimentación y pruebas, los toros de autoalimentación (sólo para modelos autoalimentados) y el disparador biestable.

1 Bornero de comprobación

2 Relé electrónico ekor.rpg

3 Tarjeta de alimentación

4 Transformadores toroidales de autoalimentación y medida de instensidad

Figura 1.3. Ejemplo de instalación de unidad ekor.rpg en celdas de interruptor automático


2 Relé electrónico ekor.rpt

3 Transformadores toroidales de autoalimentación y medida de instensidad

Figura 1.4. Ejemplo de instalación de unidad ekor.rpt en celdas de protección con fusible

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1.2.1. Relé electrónico

El relé electrónico dispone de teclas y display para realizar el ajuste y visualizar los parámetros de protección, medida y control. Incluye un precinto en la tecla 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: motivo del disparo, valor de la intensidad de defecto, tiempo de disparo así como hora y fecha en la que ha sucedido el evento. También se indican de forma permanente errores de la unidad, como son el fallo de interruptor, conexión incorrecta del termómetro, batería baja, etc.

La indicación “On” se activa cuando el equipo recibe energía de una fuente exterior o de los transformadores de autoalimentación. En esta situación, la unidad está operativa para realizar las funciones de protección. Si la indicación “On” no se encuentra activa, únicamente se puede visualizar y/o ajustar los parámetros de la unidad (función asignada a la batería interna del relé de forma exclusiva).

Las señales analógicas de intensidad son acondicionadas internamente mediante pequeños transformadores muy precisos que aíslan los circuitos electrónicos del resto de la instalación.

El equipo dispone de 2 puertos de comunicaciones, uno en el frontal para configuración local (RS232), y otro, en la parte posterior, para telecontrol (RS485). El protocolo de comunicación estándar para todos los modelos es MODBUS, pudiendo implementar otros en función de la aplicación.

1 Led de señalización “On”

2 Señalización del motivo de disparo

3 Display de visualización de medidas y parámetros de ajuste

4 Tecla SET

5 Teclado para desplazarse por pantallas

6 Puerto de comunicación frontal RS232

Figura 1.5. Elementos del relé

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1.2.2. Sensores de intensidad

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

El diámetro interior de los toroidales es 82 mm, por lo que se pueden utilizar en cables de hasta 400 mm2 sin ningún inconveniente y sin problemas para realizar pruebas de mantenimiento posteriormente.

En el caso de que el equipo sea autoalimentado, los transformadores toroidales están provistos de unos anclajes para ubicarlos en la misma zona que los de medida, formando así un único bloque compacto. Estos transformadores suministran 1 W cuando la intensidad primaria es ≥5 A. Dicha energía es suficiente para el correcto funcionamiento de las unidades.

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 1.6. Ubicación de los sensotes de intensidad

1.2.3. Tarjeta de alimentación y pruebas

La tarjeta de alimentación de los equipos autoalimentados, acondiciona la señal de los transformadores de autoalimentación y la convierte en una señal CC para alimentar el equipo de una forma segura. Los transformadores entregan alimentación a la tarjeta desde 5 A hasta 630 A primarios de forma permanente.

Ésta, dispone además de una entrada de 230 Vca con un nivel de aislamiento de 10 kV. Esta entrada está prevista para ser conectada directamente al cuadro de BT del centro de transformación.

La tarjeta de alimentación de los modelos con alimentación auxiliar, dispone de una entrada a la que se conecta la alimentación tanto en alterna (24…110 Vca) como en continua (24…125 Vcc). La tarjeta acondiciona la señal convirtiéndola en una señal CC adecuada para alimentar el equipo de una forma segura.

Figura 1.7. Tarjeta de alimentación

Por otro lado, ambos tipos de tarjetas incorporan un circuito de test de disparo de la protección, así como los conectores para realizar las pruebas funcionales de inyección de intensidad en operaciones de mantenimiento y revisión. Además, las unidades disponen de una protección para absorber el exceso de energía que proporcionan los transformadores cuando se producen cortocircuitos de hasta 20 kA.

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1.2.4. Disparador biestable

El disparador biestable es un actuador electromecánico que está integrado en el mecanismo de maniobra del interruptor. Este disparador es el que actúa sobre el interruptor, cuando se da un disparo de la protección. Se caracteriza por la baja energía de actuación que necesita para realizar el disparo. Esta energía se entrega en forma de pulsos de 50 ms. de duración con una amplitud de 12 V. En condiciones de falta, estos pulsos se repiten cada 400 ms. para asegurar la apertura del interruptor.

Figura 1.8. Disparador biestable

1.3. Comunicaciones y software de programación

Todos los relés de las unidades ekor.rp disponen de 2 puertos de comunicación serie. El puerto frontal, estándar RS232, se utiliza para configuración local de parámetros mediante el programa ekor.soft[2]. El posterior es RS485 y su uso es para telecontrol.

El protocolo de comunicación estándar que se implementa en todos los equipos es MODBUS en modo transmisión RTU (binario), pudiéndose implementar otros específicos dependiendo de la aplicación. Este protocolo tiene la ventaja de una mayor densidad de información sobre otros modos, lo que da una mayor tasa de transmisión para igual velocidad de comunicación. Cada mensaje se transmite como una cadena continua y se utilizan los silencios para detectar el final del mensaje.

[2] Para más información acerca del programa ekor.soft consultar el documento Ormazabal IG-155.

1 ekor.ccp

2 ekor.bus

3 ekor.rci

4 ekor.rci

5 ekor.rpt

6 ekor.rpg

Figura 1.9. Equipos intercomunicados de la familia ekor.sys

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El programa de configuración ekor.soft tiene 3 modos de funcionamiento principales:

1. Visualización: Se presenta el estado de la unidad, incluyéndose las medidas eléctricas, los ajustes configurados en ese momento, fecha y hora

2. Ajustes de usuario: Se habilita el cambio de parámetros de protección

3. Históricos: Se visualizan los parámetros del último al anteúltimo disparo, así como el número total de disparos realizados por la unidad de protección

Los requerimientos mínimos del sistema para la instalación y ejecución del Software ekor.soft son los siguientes:

1. Procesador: Pentium II2. Memoria RAM: 32 Mb3. Sistema operativo: MS WINDOWS4. Unidad de lectura de CD-ROM/DVD5. Puerto serie RS232

Figura 1.10. Pantallas de ekor.soft

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Aplicaciones

2. Aplicaciones

2.1. Protección de transformador

Los transformadores de distribución requieren de varias funciones de protección. Su elección depende principalmente de la potencia y el nivel de responsabilidad que tiene en la instalación. A título orientativo, las funciones de protección que se deben implementar para proteger transformadores de distribución con potencias comprendidas entre 160 kVA y 2 MVA son las siguientes:

1. 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.

2. 51 ≡ Sobrecarga de fase. Protege contra sobrecargas excesivas que pueden deteriorar el transformador, o cortocircuitos de varias espiras del devanado primario.

3. 50N ≡ Instantáneo de tierra. Protege contra cortocircuitos de fase a tierra o al devanado secundario, desde los devanados e interconexiones en el primario.

4. 51N ≡ Fuga a tierra. Protege contra defectos altamente resistivos desde el primario a tierra o al secundario.

5. 49T ≡ Termómero. Protege contra temperatura excesiva del transformador.

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

Sistema cgmcosmos

Sistemas cgm.3

Unidad Tipo de celda Rango de potencias a proteger

ekor.rptInterruptor combinado con fusibles

50 kVA...2000 kVA 50 kVA...1250 kVA

ekor.rpgInterruptor automático

50 kVA...15 MVA 50 kVA...25 MVA

Ver tablas de los apartados 7.3.2 y 7.4.2

Tabla 2.1. Unidades de protección

Figura 2.1. Transformador y celda de protección

1 Barras

2 Protección de sobreintensidad

3 Termómetro

Figura 2.2. Protección de tranformador

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 13


Aplicaciones

2.2. Protección general

Las instalaciones de suministro a clientes requieren de una protección general que en caso de defecto desconecte la instalación del resto de la red. De este modo, la línea de la compañía sigue en tensión y no afecta al suministro de otros clientes. Por otro lado, protege la instalación del cliente, desconectándola de la fuente de energía en caso de defecto.

En este tipo de protección se tiene que contemplar que todas las faltas que se detecten en el interruptor de cabecera de la subestación, se tienen que detectar simultáneamente en el centro de transformación para despejarlas antes de que dispare la línea (selectividad de protecciones).

1. 50 ≡ Instantáneo de fase. Protege contra cortocircuitos entre fases.

2. 51 ≡ Sobrecarga de fase. Protege contra sobrecargas excesivas que pueden deteriorar la instalación. También se utiliza como limitador para controlar la potencia máxima de suministro.

3. 50N ≡ Instantáneo de tierra. Protege contra cortocircuitos de fase a tierra.

4. 51N ≡ Fuga a tierra. Protege contra defectos altamente resistivos entre fase y tierra.

Las unidades de protección que aportan las funciones anteriormente indicadas son:

Sistema cgmcosmos

Sistemas cgm.3

Unidad Tipo de celda Rango de potencias a proteger

ekor.rptInterruptor combinado con fusibles

50 kVA...2000 kVA 50 kVA...1250 kVA

ekor.rpgInterruptor automático

50 kVA...15 MVA 50 kVA...25 MVA

Ver tablas 7.3.2 y 7.4.2

Tabla 2.2. Unidades de protección

Figura 2.3. Protección general

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Aplicaciones

2.3. Protección de línea

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, o centro de reparto, y los puntos de consumo.

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.

Por otro lado, en líneas aéreas los defectos entre fase y tierra, cuando la resistividad del terreno es muy elevada, las corrientes homopolares de defecto son de muy bajo valor. En estos casos es necesaria la detección de intensidad de neutro “ultrasensible”.

Los cables subterráneos presentan el inconveniente de la capacidad a tierra, que hace que los defectos monofásicos incluyan corrientes capacitivas. Este fenómeno dificulta en gran medida su correcta detección en las redes de neutro aislado o compensado, siendo necesario el uso de direccionalidad.

Figura 2.4. Protección de línea

La protección de líneas se acomete principalmente por las siguientes funciones:

1. 50 ≡ Instantáneo de fase. Protege contra cortocircuitos entre fases.

2. 51 ≡ Sobrecarga de fase. Protege contra sobrecargas excesivas que pueden deteriorar la instalación.

3. 50N ≡ Instantáneo de tierra. Protege contra cortocircuitos de fase a tierra.

4. 51N ≡ Fuga a tierra. Protege contra defectos altamente resistivos entre fase y tierra.

5. 50Ns ≡ Instantáneo ultrasensible de tierra. Protege contra cortocircuitos de fase a tierra de muy bajo valor.

6. 51Ns ≡ Ultrasensible de fuga a tierra. Protege contra defectos altamente resistivos entre fase y tierra, de muy bajo valor.

La unidad que aporta las funciones anteriormente indicadas es:

Sistemas cgmcosmos/cgm.3

Unidad Tipo de celda Intensidad nominal máxima

ekor.rpg Interruptor automático 630 A

Tabla 2.3. Protección de línea con interruptor automático

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 15


Funciones de protección

3. Funciones de protección

3.1. Sobreintensidad

Las unidades disponen de una función de sobreintensidad para cada una de las fases (3 x 50 - 51) y, según modelo, pueden disponer de otra para tierra (50N-51N). Las curvas de protección implementadas, son las recogidas en la normativa IEC 60255.

Las funciones de sobreintensidad que puede llegar a realizar, en función del modelo, son las siguientes:

1. Protección multicurva de sobrecarga para fases (51)2. Protección de defectos multicurva entre fase y tierra (51N)3. Protección de cortocircuito (instantáneo) a tiempo definido

entre fases (50)4. Protección de cortocircuito (instantáneo) a tiempo definido

entre fase y tierra (50N)

El significado de los parámetros de las curvas para los ajustes de fase es:

t(s) ≡ Tiempo de disparo teórico para una falta que evolucione con valor de intensidad constante

I ≡ Intensidad real circulando por la fase de mayor amplitud

In ≡ Intensidad nominal de ajuste

I> ≡ Incremento de sobrecarga admisible

K ≡ Factor de curva

I>> ≡ Factor de intensidad de cortocircuito (instantáneo)

T>> ≡ Tiempo de retardo de cortocircuito (instantáneo)

5. Valor de intensidad de arranque de las curvas NI, MI, y EI = 1,1 x In x I>

6. Valor de intensidad de arranque de la curva DT = 1,0 x In x I>

7. Valor de intensidad de arranque de instantáneo = In x I> x I>>

Para el caso de los ajustes de tierra, los parámetros son similares a los de fase. A continuación se detallan cada uno de ellos.

to(s) ≡ Tiempo de disparo teórico para una falta a tierra que evolucione con valor de intensidad I0 constante

Io ≡ Intensidad real circulando a tierra

In ≡ Intensidad nominal de ajuste de fase

Io> ≡ Factor de fuga a tierra admisible respecto a la fase

Ko ≡ Factor de curva

Io>> ≡ Factor de intensidad de cortocircuito (instantáneo)

T0>> ≡ Tiempo de retardo de cortocircuito (instantáneo)

8. Valor de intensidad de arranque de las curvas NI, MI, y EI = 1,1 x In x Io>

9. Valor de intensidad de arranque de la curva DT = 1,0 x In x Io>

10. Valor de intensidad de arranque de instantáneo = In x Io> x Io>>

IG-159-ES versión 08; 15/07/1616



Temporización de fase:

0,14* K= 0,02

−1

In* I >I

t(s)

Temporización de tierra:

0,14* K0= 0,02

−1

In* I0 >I0

t0(s)

Figura 3.1. Curva normalmente inversa


13,5* K= 1

−1

In* I >I

t(s)


13,5* K0= 1

−1

In* I0 >I0

t0(s)

Figura 3.2. Curva muy inversa

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 17




80 * K= 2

−1

In* I >I

t(s)


80 * K0= 2

−1

In* I0 >I0

t0(s)

Figura 3.3. Curva extremadamente inversa


t(s) = 5 * K


t0(s) = 5 * K0

Figura 3.4. Curva a tiempo definido

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3.2. Termómetro (disparo exterior)

El equipo dispone de una entrada para conectar los contactos libres de potencial y realizar el disparo del interruptor. Esta entrada está protegida contra conexiones erróneas (ej. 230 Vca) indicando un código de error en el display cuando se produce esta anomalía.

El disparo del interruptor se realiza cuando el contacto libre de potencial pasa a la posición de cerrado durante al menos 200 ms. Esto permite que evitar posibles disparos intempestivos debido a perturbaciones externas.

La protección mediante disparo exterior quedará deshabilitada cuando todas las funciones de protección de sobreintensidad estén sin habilitar (para versión 18 de Firmware o superior).

En esta situación el relé no disparará el interruptor pero se indicará en el display que el contacto del disparo exterior está cerrado, mediante una flecha parpadeante situada en la parte superior del display (ver apartado 8.4).

La aplicación de esta función es la protección de temperatura máxima de transformadores. La entrada de disparo se asocia a un contacto del termómetro que mide la temperatura del aceite y cuando alcanza el valor máximo ajustado, cierra su contacto asociado y hace disparar el interruptor. Presenta la ventaja, frente a bobinas convencionales, de no presentar conexiones a la red de BT con las consiguientes sobretensiones que se generan en los circuitos de control.

Esta entrada de disparo también se puede asociar a contactos de salida de terminales de telecontrol, alarmas y relés auxiliares cuyo cometido sea desconectar el interruptor.

1 Contacto disparo exterior

2 Disparo interruptor

3 Cierre contacto disparo exterior

4 Disparo interruptor

Figura 3.5. Disparo del interruptor

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 19



3.3. Ultrasensible de tierra

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

La detección de la intensidad que circula por tierra se realiza con un toroidal que abarca las tres fases. De este modo, la medida se independiza de la intensidad de las fases evitando los errores de los transformadores de medida de fase. Como norma general, se debe utilizar este tipo de protección siempre que la intensidad que se ajuste de tierra sea inferior al 10 % de la nominal de fase (p. ej.: para 400 A nominales de fase con faltas a tierra inferiores a 40 A).

Por otro lado, en el caso de tramos de cables largos, como es el caso general de las líneas, es necesario discriminar el defecto identificando su sentido (direccional). Si no se tiene en cuenta la dirección de la intensidad homopolar, se pueden realizar disparos por intensidades capacitivas aportadas por las otras líneas, sin ser realmente la línea en defecto.

Las curvas de que se dispone son: normalmente inversa (NI), muy inversa (MI), extremadamente inversa (EI) y tiempo definido (DT).

Los parámetros de ajuste son los mismos que en las funciones de sobreintensidad de defectos a tierra (apartado “3.1. Sobreintensidad”), con la salvedad de que el factor Io> se substituye por el valor directamente en amperios Ig. Así, este parámetro se puede ajustar a valores muy bajos de intensidad de tierra, independiente de la intensidad de ajuste de fase.

1. Valor de intensidad de arranque de las curvas NI, MI, y EI = 1,1 x Ig

2. Valor de intensidad de arranque de la curva DT = Ig

3. Valor de intensidad de arranque de instantáneo = Ig x Io>>

1 Sensores de tensión e intensidad

2 Toroidal homopolar

Figura 3.6. Sensores

IG-159-ES versión 08; 15/07/1620


Funciones de medida

4. Funciones de medida

4.1. Intensidad

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

1. Medidas de intensidad: I1, I2, I3 e Io

Figura 4.1. Funciones de medida

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 21


Sensores

5. Sensores

5.1. Sensores de intensidad

Los transformadores de intensidad electrónicos están diseñados para adaptarse de forma óptima a la tecnología de los equipos digitales, con una ligera modificación del interface secundario. Por lo tanto, los equipos de protección, medida y control para estos sensores, operan con los mismos algoritmos y con la misma consistencia que los dispositivos convencionales.

Las salidas de baja potencia de los sensores pueden ser acondicionadas a valores estándares mediante amplificadores externos. De este modo, se posibilita el uso de equipos o relés electrónicos convencionales.

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 5.1. Sensor de intensidad

IG-159-ES versión 08; 15/07/1622


Sensores

5.1.1. Características funcionales de los sensores de intensidad

Los sensores de intensidad son transformadores toroidales con una alta relación de transformación y baja carga de precisión. Están encapsulados en resina de poliuretano autoextinguible.

Toroidales de intensidad de fase

Rango 5-100 A Rango 15-630 ARelación 300/1 A 1000/1 A

Rango de medida para Cl 0,5 3-390 A Extd. 130% 5 - 1300 A Extd. 130%

Precisión a 3 A: 0,4% en amplitud y 85 min en fase a 5 A: 0,35% en amplitud y 25 min en fase

Protección 5P20 5P20

Medida Clase 0,5 Clase 0,5

Potencia de precisión 0,18 VA 0,2 VA

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

Intensidad dinámica 2.5Ith (80 kA) 2.5Ith (80 kA)

Intensidad de saturación 7800 A 26 000 A

Frecuencia 50-60 Hz 50-60 Hz

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

Diámetro exterior 139 mm 139 mm

Diámetro interior 82 mm 82 mm

Altura 38 mm 38 mm

Peso 1,350 kg 1,650 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 5.1. Toroidales de intensidad de fase

Transformador toroidal de alimentación

ekor.rpt/ekor.rpgRelación 200/1 A con toma intermedia (100 + 100 A)Rango de alimentación 5 A a 630 AIntensidad térmica 20 kAIntensidad dinámica 50 kAPotencia 0,4 VA a 5 AFrecuencia 50 - 60 HzAislamiento 0,72/3 kVDimensiones exteriores 139 mmDimensiones interiores 82 mmAltura 38 mmPeso 1,240 kgPolaridad S1 - azul, S2 - marrónEncapsulado Poliuretano autoextinguibleClase térmica B (130 °C)

Tabla 5.2. Transformador toroidal de alimentación

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Sensores

Figura 5.2. Toroidal fase

Figura 5.3. Toroidal homopolar

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Sensores

5.1.2. Conexionado suma vectorial/homopolar

El conexionado de los transformadores descritos anteriormente se realiza de dos formas diferentes dependiendo de si se utiliza o no el transformador homopolar. Como norma general, se utiliza toroidal homopolar cuando la intensidad de defecto a tierra sea de un valor inferior al 10 % del valor nominal de intensidad de fase.

Figura 5.4. Detección de intensidad de tierra por suma vectorial Figura 5.5. Detección de intensidad de tierra con toroidal homopolar

Toroidales de intensidad homopolares

Rango 5 - 100 A Rango 15 - 630 ARelación 300/1 A 1000/1 A

Rango de medida 0,5 A a 50 A extd. 130 % 0,5 A a 50 A 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 2.5Ith (80 kA) 2.5Ith (80 kA)

Intensidad de saturación 780 A 780 A

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 5.3. Sensores de intensidad homopolares

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 25


Características técnicas

6. Características técnicas

6.1. Valores nominales

Alimentación CA 24 Vca...120 Vca ±20 % 5 VACC 24 Vcc...120 Vcc ±30 % 2,5 WAutoalimentación >5 A, 230 Vca ±30 %

Entradas de intensidad Fase primario 5 A...630 A (s/modelo)Tierra 0,5 A...50 A (s/modelo)I térmica/dinámica 20 kA/50 kAImpedancia 0,1 Ω

Precisión Temporización 5 % (mínimo 20 ms)Medida/protección Clase 0,5/5P20

Frecuencia 50 Hz; 60 Hz ±1 %

Contactos de salida Tensión 250 Vca

Intensidad 10 A (CA)Potencia conmutación 500 VA (carga resistiva)

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

Comunicaciones Puerto frontal DB9 RS232Puerto trasero RS485 (5 kV) – RJ45Protocolo MODBUS (RTU)

Tabla 6.1. Valores nominales

6.2. Diseño mecánico

Grado de protección Bornes IP2XEn celda IP3X

IP4X (s/IEC 60255-27)IK06 (s/EN 50102)

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 6.2. Diseño mecánico

6.3. Ensayos de aislamiento

IEC 60255-5 Resistencia de aislamiento 500 Vcc: >10 GΩRigidez dieléctrica 2 kVca; 50 Hz; 1 minImpulsos de tensión Común 5 kV; 1,2/50 µs; 0,5 J

Diferencial 1 kV; 1,2/50 µs; 0,5 J

Tabla 6.3. Ensayos de aislamiento

6.4. Compatibilidad electromagnética

IEC 60255-11 Microcortes 200 msRizado 12 %

IEC 60255-22-1 Onda amortiguada 1 MHz 2,5 kV; 1 kV

IEC 60255-22-2 Descargas electrostáticas(IEC 61000-4-2, clase IV)

8 kV aire6 kV contacto

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Características técnicas

Continuación

IEC 60255-22-3 Campos radiados (IEC 61000-4-3, clase III)

10 V/m

IEC 60255-22-4 Ráfagas- Transitorios rápidos(IEC 61000-4-4)

±4 kV

IEC 60255-22-5 Impulsos de sobretensión(IEC 61000-4-5)

4 kV; 2 kV

IEC 60255-22-6 Señales de radiofrecuenciaInducidas (IEC 61000-4-6)

150 kHz...80 MHz

IEC 61000-4-8 Campos magnéticos 100 A/m; 50 Hz en permanencia1000 A/m; 50 Hz corta duración (2 s)

IEC 61000-4-12 Onda senoidal amortiguada 2,5 kV; 1 kV

IEC 60255-25 Emisiones electromagnéticas(EN61000-6-4)

150 kHz...30 MHz (conducidas)30 MHz…1 GHz (radiadas)

Tabla 6.4. Compatibilidad electromagnética

6.5. Ensayos climáticos

IEC 60068-2-1 Variaciones lentas. Frío -40 °C; 16 hIEC 60068-2-2 Variaciones lentas. Calor +70 °C; 16 hIEC 60068-2-78 Calor húmedo, ensayo continuo +40 °C; 93 %; 10 díasIEC 60068-2-30 Ciclos de calor húmedo +55 °C, 6 ciclos

Tabla 6.5. Ensayos climáticos

6.6. Ensayos mecánicos

IEC 60255-21-1 Vibración sinusoidal. Respuesta 10 – 150 Hz; 1 gVibración sinusoidal. Endurancia 10 – 150 Hz; 2 g

IEC 60255-21-2 Choques. Respuesta 11 ms; 5 gChoque. Endurancia 11 ms; 15 gSacudida. Endurancia 16 ms; 10 g

IEC 60255-21-3 Ensayos sísmicos 1 – 38 MHz, 1 g vertical, 0,5 g horizontal

Tabla 6.6. Ensayos mecánicos

6.7. Ensayos de potencia

IEC 60265 Corte y conexión de cables en vacío 24 kV/50 A/cosφ = 0,1IEC 60265 Corte y conexión de carga mayormente activa 24 kV/630 A/cosφ = 0,7IEC 60265 Faltas a tierra 24 kV/200 A/50 A

Corte y conexión de transformadores en vacío 13,2 kV/250 A/1250 kVAIEC 60056 Establecimiento y corte de cortocircuitos 20 kA/1 s

Tabla 6.7. Ensayos de potencia

6.8. Conformidad CE

Este producto cumple con la directiva de la Unión Europea sobre compatibilidad electromagnética 2014/30/EU, y con la normativa internacional IEC60255. La unidad ha sido diseñada y fabricada para su uso en zonas industriales acorde a las normas de CEM. Esta conformidad es resultado de un ensayo realizado según el artículo 7 de la directiva.

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Modelos de protección, medida y control

7. Modelos de protección, medida y control

7.1. Descripción modelos vs funciones

7.1.1. ekor.rpt

Unidad de protección de transformadores de distribución instalada en celdas de interruptor combinado con fusibles. Todas las funciones de protección son realizadas por la unidad electrónica salvo los cortocircuitos polifásicos de alto valor que se producen en el primario del transformador. Dispone de entradas y salidas para la supervisión y el control del interruptor.

El rango de potencias que puede proteger la misma unidad abarca desde 50 kVA hasta 2000 kVA en celdas de l sistema cgmcosmos y desde 50 kVA hasta 1250 kVA en celdas del sistema cgm.3.

Figura 7.1. ekor.rpt

7.1.2. ekor.rpg

Unidad de protección general de distribución instalada en celdas de interruptor automático. Las principales aplicaciones en las que se utiliza son: protección general de líneas, instalaciones de cliente, transformadores, bancos de condensadores, etc.

El rango de potencias en las que se utiliza abarca desde 50 kVA hasta 400 kVA (630 kVA para celdas del sistema cgm.3), cuando lleva toroidales de rango 5 A a 100 A y entre 160 kVA y 15 MVA (25 MVA para celdas del sistema cgm.3) con toroidales de 15 A a 630 A.

Figura 7.2. ekor.rpg

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Unidades de protección, medida y control ekor.rp

ekor.rpt ekor.rpgGeneralesCaptadores de intensidad de fase 3 3Captador de intensidad de tierra (homopolar) Op OpCaptadores de tensión No NoEntradas digitales 2 2Salidas digitales 2 2Alimentación 24 Vcc...125 Vcc/24 Vca...110 Vca Op OpAutoalimentación (>5 A, +230 Vca ±30 %) Op Op

ProtecciónSobreintensidad de fases (50-51) Sí SíSobreintensidad de fuga a tierra (50N-51N) Op OpUltrasensible de fuga a tierra (50Ns-51Ns) Op OpTermómetro (49T) Sí Sí

ComunicacionesMODBUS-RTU Sí Sí

PROCOME No NoPuerto RS232 para configuración Sí SíPuerto RS485 para telecontrol Sí SíPrograma de ajuste y monitorización ekor.soft Op Op

IndicacionesIndicación de motivo de disparo Sí SíIndicación de error Sí Sí

Comprobación (test)Bloque de pruebas para inyección de intensidad Sí SíContacto de salida para test Sí Sí

MedidasIntensidad Sí SíPresencia/ausencia de tensión No No

Op-opcional

Tabla 7.1. Unidades de protección, medida y control ekor.rp

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 29



7.2. Configurador de relés

No todas las combinaciones resultantes de este configurador son posibles.Consultar la disponibilidad de modelos con nuestro departamento técnico-comercial.

Para seleccionar la unidad ekor.rp necesaria en función de las características de la instalación, se utilizará el siguiente configurador:

ekor.rp –

Tipo:

g – Para celda de protección con interruptor automáticot – Para celda de protección con fusibles

Funciones de protección:

10 – Tres fases (3 x 50/51)20 – Tres fases y neutro (3 x 50/51 + 50 N/51 N)30 – Tres fases y neutro sensible (3 x 50/51 + 50 Ns/51 Ns)

Toroidales:

0 – Sin toros 1 – Rango 5-100 A2 – Rango 15-630 A

Alimentación:

A – Autoalimentado

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

Ejemplo: En el caso de un relé para celda de protección con interruptor automático, con funciones 3 x 50/51 + 50Ns/51Ns y toroidales de rango 5 - 100 A, autoalimentado, el configurador correspondiente sería el ekor.rpg-301A.

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7.3. Unidades ekor.rpt

7.3.1. Descripción funcional

La unidad de protección, medida y control ekor.rpt, está enfocada a la protección de transformadores de distribución. Se instala en celdas de interruptor combinado con fusibles, de forma que todas las funciones de protección son realizadas por el sistema electrónico salvo los cortocircuitos polifásicos de alto valor que son despejados por los fusibles.

Cuando se detecta una sobreintensidad que está dentro de los valores que puede abrir el interruptor en carga, el relé actúa sobre un disparador biestable de baja energía que abre el interruptor. En el caso de que la intensidad de defecto sea superior a la capacidad de corte del interruptor en carga[3], se bloquea el disparo del interruptor, para que se produzca la fusión de los fusibles. Por otro lado, se consigue un seccionamiento del equipo en defecto evitando que los fusibles se queden en tensión.

Figura 7.3. Protección de transformador

[3] 1200 A para cgmcosmos-p, 480 A para gama 36 kV cgm.3.

Figura 7.4. Protección general (Suministro a cliente en MT)

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7.3.2. Características técnicas

La unidad ekor.rpt se utiliza para proteger las siguientes potencias de transformador.

Sistema cgmcosmos

Tensión de red[kV]

Tensión nominal fusible

[kV]

Potencia mínima de transformador Potencia máxima de transformador

Calibre fusible [A] [kVA] Calibre fusible

[A] [kVA]

6,6 3/7,2 16 50 160(1) 125010 6/12 10 100 160(1) 1250

13,8 10/24 16 100 100 125015 10/24 16 125 125(2) 160020 10/24 16 160 125 2000

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

Tabla 7.2. Características técnicas sitema cgmcosmos

Sistema cgm.3

Tensión de red[kV]


[kV]



[A] [kVA]

6,6 3/7,2 16 50 160 (¹) 100010 6/12 16 100 125 1250

13,8 10/24 10 100 63 80015 10/24 16 125 63 100020 10/24 16 160 63 125025 24/36 25 200 80 (2) 200030 24/36 25 250 80 (2) 2500

(1) Cartucho de 442 mm (2) Fusible SSK de SIBA (consultar)

Tabla 7.3. Características técnicas sistema cgm.3

IG-159-ES versión 08; 15/07/1632



El proceso de elección de los parámetros de protección de la unidad ekor.rpt en celda cgmcosmos–p son los siguientes:

1. Determinar el calibre del fusible necesario para proteger el transformador según la tabla de fusibles del documento IG-078 de Ormazabal. Los calibres máximos que se pueden utilizar son 160 A para tensiones iguales o inferiores a 12 kV, y 125 A para tensiones iguales o inferiores a 24 kV.

2. Calcular la intensidad nominal de máquina In = S/√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 con el tiempo de disparo de la protección en caso de cortocircuito. Depende de la coordinación con otras protecciones, y los valores habituales se sitúan entre 0,1 y 0,5 s. En el caso de que el cortocircuito sea de valor elevado, actuarán los fusibles en el tiempo determinado por su curva característica.

8. Determinar el valor de intensidad en el caso de cortocircuito trifásico secundario. Este defecto debe ser despejado por los fusibles, y corresponde con el valor máximo del punto de intersección entre la curva del relé y del fusible. Si el punto de intersección es superior al valor de cortocircuito secundario, se deben cambiar los ajustes para cumplir este requisito.

Para la elección de los parámetros de protección de la unidad ekor.rpt en celdas cgm.3-p, los pasos a seguir son similares a los propuestos en los párrafos anteriores, variando únicamente el primer paso. El calibre del fusible necesario para proteger el transformador se determina según la tabla de fusibles de los documentos de Ormazabal IG-034 e IG-136, respectivamente, teniendo en cuenta que las potencias mínimas a proteger se han mostrado en la tabla anterior.

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

S = 1250 kVA, Un = 15 kV y Uk = 5 %

Los pasos a seguir para una correcta coordinación entre los fusibles y el relé de protección son los siguientes:

1. Elección de fusible según IG-078. Fusible 10/24 kV 125 A2. Intensidad nominal.

In = S/√3 x Un = 1250 kVA/√3 x 15 kV ≅ 48 A3. Sobrecarga admitida en permanencia 20 %.

In x I> = 48 A x 1,2 ≅ 58 A4. Tipo curva extremadamente inversa. E.I5. Factor de sobrecarga transitoria. K = 0,26. Nivel de cortocircuito. In x I> x I>> = 48 A x 1,2 x 7 ≅ 404 A7. Temporización de instantáneo T>> = 0,4 s8. Cortocircuito secundario.

Ics = In x 100/Uk = 48 A x 100/5 ≅ 960 A

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 33



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 7.5. Ejemplo para fusible SSK de SIBA

IG-159-ES versión 08; 15/07/1634



El ajuste de la unidad de tierra depende de las características de la red donde está instalada la unidad. En general, los valores de defecto a tierra son suficientemente elevados como para ser detectados como sobreintensidad. Incluso en las redes de neutro aislado o compensado el valor de defecto en las instalaciones de protección de transformador se discrimina claramente de las intensidades capacitivas de las líneas. Así, las unidades ekor.rpt para protección de transformador se utilizan en redes de neutro aislado sin necesidad de direccionalidad. Los valores de los

parámetros de ajuste deben garantizar la selectividad con las protecciones de cabecera. Dada la variedad de criterios de protección y de los tipos de régimen de neutro de las redes, no se puede indicar una única parametrización que se ajuste a cada caso. De forma general, y para máquinas de hasta 2000 kVA, los ajustes que se indican a continuación son orientativos, y se debe comprobar que coordinan correctamente con las protecciones existentes aguas arriba (protecciones generales, de línea, cabecera, etc.).

Ajuste de fase

Intensidad nominal Temporizado Instantáneo I> K I>> T>>In = S/√3 x Un = 48 A EI DT 1,2 0,2 7 0,4

Tabla 7.4. Ajuste de fase

Ajuste de tierra

Tipo de neutro Temporizado Instantáneo Io> Ko Io>> To>>Rígido o impedante NI DT 0,2 0,2 5 0,4

Aislado o compensado NI DT 0,1/Ig = 2 A* 0,2 5 0,4

* En el caso de utilizar toroidal homopolar

Tabla 7.5. Ajuste de tierra

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 35



7.3.3. Instalación en celda

Las partes integrantes de las unidades ekor.rpt son el relé electrónico, la tarjeta de alimentación y pruebas, el disparador biestable y los sensores de intensidad.

1 Relé electrónico ekor.rpt

2 Sensores de intensidad

3 Sensores de tensión

Figura 7.6. Ejemplo de instalación de unidad ekor.rpt en celdas de interruptor con fusibles

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

Figura 7.7. Vista frontal y trasera ekor.rpt

1 Interconexión configuración rele ekor.rpt

2 DB-9 Macho (rele)

3 DB-9 Hembra (PC)

4 Conexionado comunicaciones RS485

Figura 7.8. Diagrama de conexionado ekor.rpt

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Todas las señales que salen del relé se pasan a través de la tarjeta, de modo que esta última tiene como función facilitar la comprobación de la unidad. Además, incluye un contacto libre de potencial, J3, que se activa simultáneamente con el disparo del relé. Esto permite utilizar equipos convencionales de inyección de intensidad para pruebas de relés de protección.

A la tarjeta de alimentación también se conectan los transformadores de autoalimentación mediante el conector J7, en los relés autoalimentados. Los transformadores de señal

se conectan al conector J8 de la tarjeta, siendo la función de éste el poder inyectar intensidad en el secundario para poder probar el relé.

La unidad de protección, medida y control ekor.rpt dispone de tres conectores J1, J3 y J4 a los que se puede conectar el usuario. Están ubicados en la parte superior de la tarjeta de alimentación y pruebas y su funcionalidad se describe a continuación.

Conector Nombre Funcionalidad Uso habitual

J1 EXT. TRIPSe debe conectar un contacto libre de potencial NA. Cuando se active, se realizará el disparo de la protección, siempre que esté alguna función de protección de sobreintensidad activada.

Termómetro del transformador

J3 TRIPEs un contacto libre de potencial NA que se activa cuando dispara la protección. También funciona en autoalimentado.

Test de la unidad de protecciónSeñal de disparo para instalaciones telemandadas

J4 V. AUX

Entrada de alimentación auxiliar:230 Vca para unidades autoalimentadas y 24...125 Vcc ó 24...110 Vca para las de alimentación auxiliar (aislada 10 kV respecto del resto del equipo, en modelos autoalimentados)

Alimentación del relé (cuadro de BT del trafo a proteger, batería, etc.)

Tabla 7.6. Funcionalidad de los conectores

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 37



7.3.4. Esquema eléctrico ekor.rpt

Figura 7.9. Esquema eléctrico ekor.rpt

Para un mayor detalle, consultar esquema eléctrico Nº 990 042 que recoge las conexiones eléctricas entre las diferentes partes de la unidad ekor.rpt y la celda.

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7.3.5. Instalación de toroidales

La instalación de los transformadores de intensidad toroidales requiere especial atención. Es la principal fuente de problemas de disparos intempestivos, y su funcionamiento incorrecto puede provocar disparos que no se detectan en la puesta en servicio. A continuación se detallan las indicaciones que se deben tener en cuenta en la instalación.

1. Los toroidales se instalan en los cables de salida de la celda. El diámetro interior es de 82 mm lo que implica que los cables de MT que se utilizan pueden pasar por su interior con facilidad.

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 toroidal. En este caso, la trenza se pasa por el interior del toroidal antes de conectarla al colector de tierras de la celda. Se debe asegurar que la trenza no toca ninguna parte metálica, como el soporte de cables u otras zonas del compartimento de cables, antes de conectarse a la tierra de la celda.

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

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

Figura 7.10. Instalación de toroidales

7.3.6. Comprobación y mantenimiento

La unidad de protección, medida y control ekor.rpt está diseñada para poder realizar las comprobaciones de funcionamiento necesarias, tanto en la puesta en servicio como en las comprobaciones periódicas de mantenimiento. Se distinguen varios niveles de comprobación atendiendo a la posibilidad de interrumpir el servicio y al acceso al compartimento de cables de MT de la celda.

1. Comprobación por primario: Este caso corresponde a las pruebas que se realizan del equipo cuando está totalmente fuera de servicio, ya que implica la maniobra del interruptor-seccionador y la puesta a tierra de los cables de salida de la celda. En este caso se inyecta intensidad a través de los transformadores toroidales y se comprueba que la protección abre el interruptor en el tiempo seleccionado. Adicionalmente se verifica que las indicaciones de disparo son correctas y el registro histórico almacena todos los eventos.

Para realizar esta comprobación la unidad debe estar energizada, para lo cual, deben inyectarse más de 5 A, o conectarlo a 230 Vca para los relés autoalimentados, y para el caso de los de alimentación auxiliar aplicar la tensión a través del conector J4 de la tarjeta.

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

a. Abrir el interruptor-seccionador de la celda y posteriormente poner la salida a tierra.

b. Acceder al compartimento de cables y pasar un cable de prueba a través de los toroidales.

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

d. Conectar el conector J3 de la tarjeta de alimentación, a la entrada de parada de temporizador del ensayador.

e. Desconectar el seccionador de tierra y maniobrar el interruptor a la posición de cerrado. Rearmar la retención y quitar la palanca de maniobra para preparar la celda para disparo.

f. Inyectar las intensidades de prueba, y verificar que los tiempos de disparo son los correctos. Comprobar que en el display las indicaciones corresponden con los disparos efectuados.

Se debe tener en cuenta que para los disparos de fase el cable de prueba se debe pasar por dos toroidales. El cable ha de pasar por cada uno de ellos en sentido contrario, o sea, si en el primero la intensidad pasa de arriba hacia abajo, en el otro lo debe hacer de abajo hacia arriba para que la suma de las dos intensidad sea cero y no se produzcan disparos por tierra.

En el caso de realizar disparo por tierra, el cable de prueba se pasa por un único toroidal (toro homopolar o de fase, según se disponga o no de toro homopolar). Se deben realizar pruebas de disparo por todos los transformadores toroidales para determinar el funcionamiento de la unidad completa.

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 39



2. Comprobación por secundario. 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 pasar un cable de prueba a través de los transformadores toroidales, y la inyección de intensidad se realiza desde la tarjeta de alimentación. Este método de prueba son muy superiores a los que proporcionan los equipos de ensayo (habitualmente más de 100 A).

Figura 7.11. Tarjeta de alimentación


a. Acceder al compartimento superior del mando donde se encuentra la tarjeta de alimentación.

b. Desconectar disparador biestable.

c. Desconectar los cables azul, marrón, negro y tierra del conector J8, correspondientes a los puntos J8-6, J8-8, J8-10 y J8-1, respectivamente.

d. Conectar los cables desconectados anteriormente a los puntos de tierra N del conector J8-3. Esta operación sitúa en cortocircuito los secundarios de los transformadores de intensidad.

e. Conectar la alimentación al conector J4: 230 Vca para unidades autoalimentadas, y 24...125 Vcc ó 24...110 Vca para unidades de alimentación auxiliar.

f. Conectar el cable de prueba al conector J8, teniendo en cuenta la siguiente relación entre los puntos del conector y las fases:

Intensidad por L1 – J8-6 y J8-1



Intensidad por L1 y L2 (sin intensidad de tierra) – J8-6 y J8-8



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

h. Conectar el conector J3 de la tarjeta de alimentación a la entrada de parada de temporizador del ensayador.

i. En el caso de poder abrir el interruptor, éste se debe maniobrar a la posición de cerrado. Rearmar la retención y quitar la palanca de maniobra para preparar la celda para disparo y conectar el disparador biestable. Si no se puede maniobrar el interruptor se debe mantener desconectado el disparador biestable y proceder a la comprobación según se explica en el siguiente apartado “Comprobación sin maniobra del interruptor”.

j. Inyectar las intensidades de prueba de secundario teniendo en cuenta que la relación de transformación es 300/1 A. Verificar que los tiempos de disparo son los correctos. Comprobar que en el display las indicaciones corresponden con los disparos efectuados.

La comprobación por primario o la comprobación por secundario se recomienda realizarlas anualmente para garantizar el correcto funcionamiento del equipo.

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

a. Desconectar siempre el disparador biestable. De este modo, el relé puede realizar disparos sin actuar sobre el mecanismo de apertura.

b. Proceder a la inyección de intensidad según el apartado anterior de “Comprobación por secundario”.

c. Si se conoce el consumo, aunque sea de forma aproximada, se pueden verificar los transformadores toroidales. La intensidad que circula por los secundarios J8-6 (azul), J8-8 (marrón) y J8-10 (negro) debe ser la correspondiente a la relación 300/1 A.

d. En caso de relés autoalimentados, se debe verificar que los transformadores de autoalimentación proporcionan la energía de funcionamiento necesaria para el relé, si la intensidad de primario es superior a 5 A. Para ello se debe comprobar que la tensión en el conector J7 (entre los puntos 1- azul y 2- marrón) es superior a 10 Vcc.

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7.4. Unidades ekor.rpg

7.4.1. Descripción funcional

La unidad ekor.rpg está enfocada a la protección general de líneas, instalaciones de cliente, transformadores, etc. Se instala en celdas de interruptor automático cgmcosmos-v y/o cgm.3-v, de forma que todas las funciones de protección son realizadas por la unidad electrónica.

Cuando se detecta una sobreintensidad que está dentro de los valores de la zona de operación del relé, éste actúa sobre un disparador biestable de baja energía que abre el interruptor automático.

1 Bornero de comprobación

2 Relé electrónico ekor.rpg

3 Transformadores toroidales de autoalimentación y medida de intensidad

Figura 7.12. Descripción funcional

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7.4.2. Características técnicas

La unidad de protección ekor.rpg se utiliza para proteger las siguientes potencias:


Tensión de red[kV]

ekor.rpg con toros 5 - 100 A ekor.rpg con toros 15 - 630 A

P. mín[kVA] [kVA]

P. máx[kVA]

6,6 50 160 500010 100 200 7500

13,8 100 315 10 00015 100 315 12 00020 160 400 15 000

25(1) 200 630 20 00030(1) 250 630 25 000

(1) Para celdas de los sistemas cgm.3

Tabla 7.7. Pontencias

El proceso de elección de los parámetros de protección de la unidad ekor.rpg en celdas cgmcosmos-v y cgm.3-v son los siguientes:

1. Determinar la potencia del sistema a proteger, y seleccionar el modelo de ekor.rpg, según la tabla anterior.

2. Calcular la intensidad nominal 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. En el caso de protecciones generales para varias máquinas este valor puede ser inferior.

7. Temporización de instantáneo T>>. Este valor corresponde con el tiempo de disparo de la protección en caso de cortocircuito. Depende de la coordinación con otras protecciones, y los valores habituales se sitúan entre 0,1 y 0,5 s.

En el caso de una protección general para dos máquinas de 1000 kVA cada una:

S = 2000 kVA, Un = 15 kV

Los pasos a seguir para un correcto ajuste del relé de protección son los siguientes:

a. Intensidad nominal. In = S/√3 x Un = 2000 kVA/√3 x 15 kV ≅ 77 A

b. Sobrecarga admitida en permanencia 20 %. In x I> = 77 A x 1,2 ≅ 92 A

c. Tipo curva extremadamente inversa. E.I.

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

e. Nivel de cortocircuito. In x I> x I>> = 77 A x 1,2 x 10 ≅ 924 A

f. Temporización de instantáneo T>> = 0,1 s

El ajuste de la unidad de tierra depende de las características de la red donde está instalado el equipo. En general, los valores de defecto a tierra son suficientemente elevados como para ser detectados como sobreintensidad. En las redes de neutro aislado o compensado, cuando el valor de defecto es muy pequeño, es decir, cuando la protección de tierra se ajusta a un valor inferior al 10 % de la intensidad nominal de fase, se recomienda utilizar la protección ultrasensible de tierra.

IG-159-ES versión 08; 15/07/1642



Los valores de los parámetros de ajuste deben garantizar la selectividad con las protecciones de cabecera. Dada la variedad de criterios de protección y de los tipos de régimen de neutro de las redes, no se puede indicar una única parametrización que se ajuste a cada caso. De

forma general, y para máquinas de hasta 2000 kVA, los ajustes que se indican a continuación son orientativos, y se debe comprobar que coordinan correctamente con las protecciones existentes aguas arriba (protecciones generales, de línea, cabecera, etc.).

Ajuste de fase

Intensidad nominal Curva Instantáneo I> K I>> T>>In = S/√3 x Un = 77 A EI DT 1,2 0,2 10 0,1

Tabla 7.8. Ajuste de fase

Ajuste de tierra

Tipo de neutro Curva Instantáneo Io> Ko Io>> To>>Rígido o impedante NI DT 0,2 0,2 5 0,1

Aislado o compensado NI DT 0,1/Ig = 2 A* 0,2 5 0,2


Tabla 7.9. Ajuste de tierra

7.4.3. Instalación en celda

Las partes integrantes de las unidades ekor.rpg son el relé electrónico, la tarjeta de alimentación y pruebas, el disparador biestable y los sensores de intensidad.

El relé electrónico se soporta mediante unos anclajes al mando de la celda. El frontal del equipo donde se agrupan los elementos de interface de usuario, display, teclas, puerto de comunicaciones, etc., es accesible desde el exterior sin necesidad de quitar la envolvente del mando. En su parte posterior se encuentran los conectores X1 y X2 (ver apartado 7.4.4), así como el cableado que lo une a la

tarjeta de alimentación. Las señales que son operativas para el usuario se agrupan en un bornero cortocircuitable accesible en la parte superior de la celda. Además, incluye un contacto libre de potencial (G3-G4) que se activa simultáneamente con el disparo del relé. Esto permite utilizar equipos convencionales de inyección de intensidad para pruebas de relés de protección.

La funcionalidad del bornero G para conexión del usuario se describe a continuación

Bornas Denominación Funcionalidad Uso habitual

G1-G2 V.AUX

Entrada de alimentación auxiliar:230 Vca para unidades autoalimentados y 24…125 Vcc ó 24…110 Vca para las de alimentación auxiliar (aislada 10 kV respecto del resto del equipo, en modelos autoalimentados).

Alimentación del relé (cuadro de BT del transformador del CT, batería, etc.)

G3-G4 TRIPEs un contacto libre de potencial NA que se activa cuando dispara la protección. También funciona en autoalimentado.

Test de la unidad de protecciónSeñal de disparo para instalaciones telemandadas

G5-G6 EXT.TRIPSe debe conectar un contacto libre de potencial NA. Cuando se active, se realizará el disparo de la protección, siempre que esté alguna función de protección de sobreintensidad habilitada.

Termómetro del transformador

G7-…-G12 IP1,IP2,…Bornas cortocircuitables y seccionables de los circuitos secundarios de intensidad.

Inyección de intensidad para pruebas del relé secundario

Tabla 7.10. Funcionalidad del bornero G para conexión del usuario

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7.4.4. Esquema eléctrico ekor.rpg

Figura 7.13. Esquema eléctrico ekor.rpg

Para un mayor detalle, consultar esquema eléctrico Nº 996 410 que recoge las conexiones eléctricas entre las diferentes partes de la unidad ekor.rpt y la celda.

Figura 7.14. Vista frontal y trasera

1 Interconexión configuración rele ekor.rpg

2 DB-9 Macho (rele)

3 DB-9 Hembra (PC)

4 Conexionado comunicaciones RS485

Figura 7.15. Diagrama de conexionado ekor.rpg

IG-159-ES versión 08; 15/07/1644



7.4.5. Instalación de toroidales

En las celdas cgmcosmos-v y cgm.3-v, los transformadores de intensidad se instalan en los pasatapas de la celda. Esto implica que no existen problemas de error de conexión de malla de tierra. Además, estos toroidales están provistos de una conexión de pruebas para operaciones de mantenimiento.

Las bornas que se pueden utilizar con los toroidales montados en los pasatapas son las siguientes:

Fabricante Intensidad nominal [A]

12 kV tipo de conector

12 kV sección [mm2]





EUROMOLD

400 400 TE 70 - 300 K-400TE 25 - 300 - -630 400 LB 50 - 300 K-400LB 50 - 300 - -630 400 TB 70 - 300 K-400TB 35 - 300 M-400TB 25 - 240630 440 TB 185 - 630 K-440TB 185 - 630 M-440TB 185 - 630

Tabla 7.11. Bornas

Para otro tipo de bornas[1] se deben soltar los toroidales e instalarlos en los cables directamente, siguiendo las instrucciones descritas en el apartado 7.3.5.

7.4.6. Comprobación y mantenimiento

La unidad de protección, medida y control ekor.rpg está diseñada para poder realizar las comprobaciones de funcionamiento necesarias, tanto en la puesta en servicio como en las comprobaciones periódicas de mantenimiento. Se distinguen varios niveles de comprobación atendiendo a la posibilidad de interrumpir el servicio y al acceso al compartimento de cables de MT de la celda.

Para realizar esta comprobación la unidad debe estar energizada, para lo cual, deben inyectarse más de 5 A, o conectarlo a 230 Vca para los relés autoalimentados, y para el caso de los de alimentación auxiliar aplicar la tensión a través del conector J4 de la tarjeta.

1. Comprobación por primario: Este caso corresponde a las pruebas que se realizan del equipo cuando está totalmente fuera de servicio, ya que implica la maniobra del interruptor automático y la puesta a tierra de los cables de salida de la celda. En este caso se inyecta intensidad a través de los transformadores toroidales y se comprueba que la protección abre el interruptor automático en el tiempo seleccionado. Adicionalmente se verifica que las indicaciones de disparo son correctas y el registro de históricos almacena todos los eventos.

[4] Consultar con el departamento técnico – comercial de Ormazabal.


a. Abrir el interruptor automático de la celda. Conectar el seccionador de puesta a tierra, y posteriormente cerrar el interruptor automático para una puesta a tierra efectiva.

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

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

d. Conectar las bornas G3-G4 a la entrada de parada de temporizador del ensayador.

e. Desconectar el interruptor automático. Desconectar el seccionador de puesta a tierra y, posteriormente, cerrar el interruptor automático. Para realizar la apertura del interruptor automático mediante la unidad de protección el seccionador de puesta a tierra debe estar desconectado.

f. Inyectar las intensidades de prueba, y verificar que los tiempos de disparo son los correctos. Comprobar que en el display las indicaciones corresponden con los disparos efectuados.

Se debe tener en cuenta que para los disparos de fase el cable de prueba se debe conectar a las pletinas de prueba de dos toroidales. La intensidad ha de pasar por cada uno de ellos en sentido contrario. Así, si en el primero pasa de arriba hacia abajo, en el otro lo debe hacer de abajo hacia arriba para que la suma de las dos intensidad sea cero y no se produzcan disparos por tierra.

En el caso de realizar disparo por tierra el cable de prueba se conecta a un único toroidal (toro homopolar o de fase, según disponga o no de toro homopolar). Se deben realizar pruebas de disparo por todos los transformadores toroidales para determinar el funcionamiento de la unidad completa.

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2. 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).

Figura 7.16. Bornero de comprobación


a. Acceder al compartimento superior del mando donde se encuentra el bornero de comprobación y pruebas.

b. Desconectar el disparador biestable.

c. Cortocircuitar, y posteriormente seccionar las bornas de los circuitos de intensidad G7, G8, G9, G10, G11 y G12. Esta operación sitúa en cortocircuito los secundarios de los transformadores de intensidad.

d. Conectar la alimentación al conector G1-G2: 230 Vca para unidades autoalimentados y 24…125 Vcc ó 24…110 Vca para unidades de alimentación auxiliar.

e. Conectar el cable de prueba a las bornas G7 a G12, teniendo en cuenta la siguiente relación entre los puntos del conector y las fases.

Intensidad por L1 – G7 y G12



Intensidad por L1 y L2 (sin intensidad de tierra) – G7 y G8



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

g. Conectar el conector G3-G4 a la entrada de parada de temporizador del ensayador.

h. 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 debe mantener desconectado el disparador biestable y proceder a la comprobación según lo que se explica en el siguiente apartado “Comprobación sin maniobra del interruptor automático”.

i. Inyectar las intensidades de prueba de secundario teniendo en cuenta que la relación de transformación es 300/1 A ó 1000/1 A, dependiendo del modelo. Verificar que los tiempos de disparo son los correctos. Comprobar que en el display las indicaciones corresponden con los disparos efectuados.

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

a. Desconectar siempre el disparador biestable. De este modo el relé puede realizar disparos sin actuar sobre el mecanismo de apertura.

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

c. Si se conoce el consumo, aunque sea de forma aproximada, se pueden verificar los transformadores toroidales. La intensidad que circula por los secundarios G7 (azul) G8 (marrón) y G9 (negro) debe ser la correspondiente a la relación 300/1 A ó 1000/1 A.

d. En caso de relés autoalimentados, se debe verificar que los transformadores de autoalimentación proporcionan la energía de funcionamiento necesaria para el relé, si la intensidad de primario es superior a 5 A. Para ello se debe comprobar que la tensión en el conector J7 (entre los puntos 1 - azul y 2 - marrón) es superior a 10 Vcc.

IG-159-ES versión 08; 15/07/1646


Ajustes y manejo de menús

8. Ajustes y manejo de menús

8.1. Teclado y display alfanumérico

Como puede apreciarse en la imagen, las unidades de protección, medida y control ekor.rp disponen de un total de 6 teclas:

SET: permite acceder al modo de “ajuste de parámetros”. Así mismo, y ya dentro de los diferentes menús del modo “ajuste de parámetros”, adquiere una función de confirmación, que será explicada más detalladamente a lo largo del actual capítulo.

ESC: permite volver a la pantalla principal (“visualización”), desde cualquier pantalla, descartando las modificaciones de ajustes realizadas hasta ese momento. Mediante esta tecla se pueden resetear las indicaciones de disparo de la unidad.

Teclado de dirección: Las flechas “arriba” y “abajo” permiten desplazarse a lo largo de los diferentes menús y modificar valores. “derecha” e “izquierda” permiten seleccionar valores para su modificación dentro del menú de “ajuste de parámetros”, tal y como se detallará posteriormente.

Junto al teclado, y en relación directa con él, los relés disponen de un display alfanumérico, que facilita las operaciones a realizar con el relé. Para ahorrar energía, el relé dispone de un sistema de reposo (display apagado), que entrará en funcionamiento cada vez que el relé se encuentre durante 1 minuto sin recibir ninguna señal exterior (pulsación de alguna tecla, excepto la tecla SET, o comunicación vía RS232), o 2 minutos si el usuario se encuentra modificando los parámetros dentro del modo “ajuste de parámetros”. Así mismo, la recepción de cualquiera de los dos tipos de señal exterior (pulsación de las teclas ESC, flecha arriba, abajo, izquierda o derecha, comunicación RS232) activará el relé finalizando su estado de reposo, siempre que el relé esté alimentado.

Figura 8.1. Unidades de protección, medida y control ekor.rp

Figura 8.2. Tecla SET

Figura 8.3. Tecla ESC

Figura 8.4. Teclado de dirección

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 47



8.2. Visualización

El modo “visualización” es en el que habitualmente se encuentra el relé cuando está en servicio. Su función principal es la de permitir al usuario visualizar distintos parámetros de la unidad, que pueden resumirse en 4 grupos:

1. Medida de intensidades2. Visualización de valores de ajuste3. Valores del último y penúltimo disparo4. Fecha y hora actuales

El modo de “visualización” es el que aparece por defecto en el relé, tanto al encenderlo, como después de su estado de reposo, o pulsando la tecla ESC desde cualquier pantalla. En este modo de funcionamiento, se encuentran activas las teclas de dirección “arriba” y “abajo”, que permitirán al usuario desplazarse a lo largo de los distintos parámetros del modo “visualización”. La tecla SET pasa al modo “ajuste de parámetros”.

La siguiente figura muestra un ejemplo de algunas pantallas del modo “visualización” de las unidades ekor.rp.

Las pantallas que se muestran en el display del relé, se componen de 2 líneas de datos. La primera indica cuál es el parámetro correspondiente a la pantalla en cuestión, mientras que la segunda establece el valor de dicho parámetro.

Adicionalmente, tanto en esta pantalla de visualización como en sus dos líneas de datos, pueden llegar a indicarse códigos de error (ver apartado “8.5. Códigos de error”). Estas indicaciones se intercalarán en el display con las indicaciones de visualización.

Figura 8.5. Fecha y hora actuales

Figura 8.6. Pantallas de modo “visualización”

IG-159-ES versión 08; 15/07/1648



A continuación se muestra una tabla con la secuencia de los parámetros del modo “visualización”. En ella se incluye el texto que aparece en la primera línea del display del relé, junto con la explicación del parámetro correspondiente.

Parámetro SignificadoI1. A Medida de intensidad fase 1I2. A Medida de intensidad fase 2I3. A Medida de intensidad fase 3I0. A Medida de intensidad homopolarI> Tipo de curva de fase (NI, MI, EI, DT, Inhabilitada)I0> Tipo de curva homopolar (NI, MI, EI, DT, Inhabilitada)I>> Habilitada/inhabilitada unidad instantáneo de faseI0>> Habilitada/inhabilitada unidad instantáneo homopolarIn. A Intensidad de fase a plena cargaI> Factor de sobrecarga de faseK Cte. multiplicadora de fase

I>> Multiplicador instantáneo de faseT>> Temporización instantáneo de faseI0> Factor de fuga a tierraK0 Cte. multiplicadora homopolar

I0>> Multiplicador instantáneo homopolarT0>> Temporización instantáneo homopolarH2. A Intensidad último disparo

H2 Causa último disparoH2.TM Tiempo del último disparo desde el arranque hasta el disparoH2.DT Fecha último disparoH2.YE Año último disparoH2.HR Hora y minuto último disparoH2.SE Segundo último disparoH1. A Intensidad penúltimo disparo

H1 Causa penúltimo disparoH1.TM Tiempo del penúltimo disparo desde el arranque hasta el disparoH1.DT Fecha penúltimo disparoH1.YE Año penúltimo disparoH1.HR Hora y minuto penúltimo disparoH1.SE Segundo penúltimo disparoDATE Fecha actualYEAR Año actualHOUR Hora actual

SEC Segundo actual

Tabla 8.1. Secuencia de los parámetros del modo “visualización”

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 49



8.3. Ajuste de parámetros

Al menú de “ajuste de parámetros” se accede desde cualquier pantalla del menú de “visualización” pulsando la tecla SET. La protección sigue operativa, con los parámetros iniciales, hasta que se vuelva al menú de “visualización”, pulsando de nuevo la tecla SET.

Como medida de precaución, el menú de “ajuste de parámetros” se encuentra protegido por un Password, que se introduce cada vez que se desee acceder al menú. Por defecto, todas las unidades ekor.rp tienen la clave 0000. Esta clave puede ser modificada por el usuario de la manera que se explicará más adelante.

Este menú tiene como función permitir al usuario la realización de cambios en diversos parámetros del relé. Estos parámetros pueden agruparse en:

1. Parámetros de las funciones de protección y detección2. Fecha y hora3. Parámetros de comunicación4. Información sobre el número de disparos5. Modificación de Password

Para permitir al usuario una rápida identificación del menú en el que se encuentra, siempre que el relé esté en el menú de “ajuste de parámetros”, aparece el texto SET en la parte inferior central de la pantalla del relé.

Figura 8.7. Ajuste de parámetros

8.3.1. Parámetros de protección

Las unidades ekor.rp disponen de dos métodos de selección de los parámetros de ajuste: manual y automático.

El método manual, consiste en la introducción individual de cada parámetro de protección.

El método automático, en cambio, pretende servir de ayuda al usuario, facilitando y acelerando la introducción de parámetros. En este método, el usuario simplemente introduce 2 datos:

Potencia del transformador de Instalación (Pt), y tensión de la red (Tr). A partir de estos 2 datos, el relé ajusta los parámetros según:

)3( ×=

r

tn T

PI

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

IG-159-ES versión 08; 15/07/1650



El resto de valores de la regulación tienen un valor fijo, que se puede observar en la siguiente tabla, aunque el usuario

puede cambiar cualquiera de los valores seleccionados por el programa desde el modo manual.

Protección de fase Protección de tierra

Ajuste Valor automático Ajuste Valor automáticoFactor de sobrecarga 120 % Factor de fuga a tierra 20 %Tipo de curva EI Tipo de curva NICte. multiplicadora 0,2 Cte. multiplicadora 0,2Factor de cortocircuito 10* Factor de cortocircuito 5Tiempo de disparo 0,1* Tiempo de disparo 0,1*Disparo habilitado DT Disparo habilitado DT

* Para el caso de protección mediante ekor.rpt modelos 101, 201 ó 301 con toros de rango 5 - 100 A, el factor de cortocircuito es 7 y el tiempo de disparo por instantáneo es de 0,4.

Tabla 8.2. Parámetros de protección

8.3.2. Menú de ajuste de parámetros

Cuando se accede al menú de “ajuste de parámetros” a través de la tecla SET, el relé solicita la introducción de un Password. Una vez comprobado que el Password es correcto, se entrará en la zona de introducción de ajustes. En este momento se deberá seleccionar configuración manual (CONF PAR), o configuración automática (CONF TRAF). Se podrá pasar de uno a otro con las teclas “derecha” e “izquierda”, y se seleccionará la opción deseada con la tecla SET. El diagrama de la derecha explica este proceso de forma gráfica.

Una vez dentro de cualquiera de las dos zonas de introducción de ajustes, el usuario puede desplazarse de un parámetro a otro a través de las teclas “arriba” y “abajo”, tal y como se hacía en el modo de “visualización”. Para salir de este menú bastará con pulsar la tecla ESC o la tecla SET, accediendo en ese momento de forma inmediata al menú de “visualización”. La diferencia es que la tecla ESC, descartará todas las modificaciones de ajustes previamente realizadas, mientras que con SET, se grabarán todos los datos antes de seguir.

Figura 8.8. Ajuste de parámetros

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 51



Para modificar un ajuste, el modo de proceder es el siguiente:

1. Visualizar en la pantalla el ajuste a modificar.2. Pulsar las teclas “izquierda” o “derecha”. El dato comenzará a

parpadear.3. Ajustar al valor deseado con las teclas “arriba” y “abajo”. Si el

ajuste es numérico, podrá modificarse la cifra parpadeante con las teclas “izquierda” y “derecha”.

4. Para salir pulsar SET (grabar y salir), o ESC (descartar cambios y salir).

Figura 8.9. Modificación de ajustes

La modificación del Password se realiza introduciendo previamente el Password actual. El proceso se explica de forma gráfica en el diagrama de la derecha. Como se observa en dicho diagrama, la modificación del Password consta de cuatro pasos.

Figura 8.10. Modificación de Password

Las dos tablas siguientes, muestran los parámetros de protección del menú “ajuste de parámetros”, junto con una explicación de cada uno y los valores que puede tener. Esta información se muestra para cada uno de los dos modos de ajuste, manual o automático.

IG-159-ES versión 08; 15/07/1652



Parámetro Significado RangoI> Tipo de curva fase/inhabilitación unidad OFF, NI, VI, EI, DTI0> Tipo de curva homopolar/inhabilitación unidad OFF, NI, VI, EI, DTI>> Habilitación unidad instantáneo de fase OFF, DTI0>> Habilitación unidad instantáneo de tierra OFF, DT

In. A Intensidad de fase a plena carga192 A para ekor.rpx-x01480 A para ekor.rpx-x02

I> Factor de sobrecarga de fase 1,00 – 1,30K Cte. multiplicadora de fase 0,05 – 1,6

I>> Multiplicador instantáneo de fase 1 – 25T>> Temporización instantáneo de fase 0,05 – 2,5**I0> Factor de fuga a tierra 0,1 – 0,8

K0 Cte. multiplicadora homopolar 0,05 – 1,6I0>> Multiplicador instantáneo homopolar 1 – 25T0>> Temporización instantáneo homopolar 0,05 – 2,5DATE Modificar día actual (día y mes) 1 - 31/1 - 12YEAR Modificar año actual 2000 – 2059HOUR Modificar hora actual 00:00 - 23: 59SEC. Modificar segundo actual 0 - 59

*NPER Número de periférico 0 – 31*PROT Número de protocolo 0000[5] MODBUS-0001*BAUD Velocidad de transmisión (kbps) 1,2; 2,4; 4,8; 9,6; 19,2; 38,4*PARI Paridad No, par, impar*LEN Longitud de palabra 7; 8

*STOP Bits de stop 1; 2DT.AD Día y mes en que se realizó el último ajuste No ajustableYE.AD Año en que se realizó el último ajuste No ajustableHR.AD Hora último en que se realizó el ajuste No ajustableSE.AD Segundo en que se realizó el último ajuste No ajustableNTP Número de disparos de fase No ajustableNTG Número de disparos de tierra No ajustable*V.0 Versión del Firmware No ajustable

PSWU Modificación del Password 0000 - 9999

* Sólo disponibles para versión 18 de Firmware o superior.** En caso de toroidal homopolar el rango es 0,5 A - In y el parámetro es Ig.

Tabla 8.3. Menú de ajuste manual

[5] Protocolo para comunicar con ekor.soft

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 53



Parámetro Significado Rango

tP 0W Potencia del transformador (kVA)50; 100; 160; 200; 250; 315; 400; 500;

630; 800; 1000; 1250; 1600; 2000Tvol Tensión de la red (kV) 6,6; 10; 12; 13,2; 15; 20; 25; 30

DATE Día y mes actuales 1 - 31/1 - 12YEAR Año actual 2000 - 2059HOUR Hora actual 00: 00 - 23: 59SEC. Segundo actual 0 - 59

*NPER Número de periférico 0 - 31*PROT Número de protocolo 0000[6] (MODBUS) - 0001*BAUD Velocidad de transmisión (kbps) 1,2; 2,4; 4,8; 9,6; 19,2; 38,4*PARI Paridad No, par, impar*LEN Longitud de palabra 7, 8

*STOP Bits de stop 1, 2DT.AD Día y mes en que se realizó el último ajuste No ajustableYE.AD Àño en que se realizó el último ajuste No ajustableHR.AD Hora en que se realizó el último ajuste No ajustableSE.AD Segundo en que se realizó el último ajuste No ajustableNTP Número de disparos de fase No ajustableNTG Número de disparos de tierra No ajustableNTE Número de disparos exteriores No ajustable*V.0 Versión de Firmware No ajustable

PSWU Modificación del Password 0000 - 9999

* Sólo disponibles para versión 18 de Firmware o superior

Tabla 8.4. Menú de ajuste automático

[6] Protocolo para comunicar con ekor.soft

IG-159-ES versión 08; 15/07/1654



8.4. Reconocimiento de disparo

Cada vez que se produce un disparo, el relé accede inmendiatamente al menú de “reconocimiento de disparo”. Este menú se puede reconocer fácilmente, por una flecha parpadeante situada en la parte superior del display, justo debajo del nombre de la función que ha provocado el disparo. Las unidades ekor.rp señalizan mediante la flecha superior cinco de las posibles causas de disparo:

1. Disparo de temporizado de fase I>2. Disparo de instantáneo de fase I>>3. Disparo de temporizado de tierra I0>4. Disparo de instantáneo de tierra I0>>5. Disparo exterior Ext

El menú de “reconocimiento de disparo” se abandona pulsando la tecla ESC, desde cualquiera de las pantallas del menú. El relé reconoce que el usuario ha comprobado el disparo, volviendo entonces a la primera pantalla del menú de “visualización”. En cualquier caso y desde el propio menú de “visualización”, los datos del disparo seguirán disponibles para el usuario hasta que se produzcan dos nuevos disparos.

A través de sus diversas pantallas, el menú de “reconocimiento de disparo” proporciona dos tipos de información. En la pantalla inicial, se muestra la intensidad detectada en el momento del disparo, por fase o por tierra en función de la unidad disparada. En las sucesivas pantallas del “reconocimiento de disparo” se muestran la fecha y hora del disparo, junto con el tiempo transcurrido desde el arranque de la unidad hasta el disparo.

Figura 8.11. Reconocimiento de disparo

La siguiente tabla muestra la secuencia de aparición de los datos. Como en el resto de menús, las teclas “arriba” y “abajo” sirven para desplazarse por los diferentes datos:

Parámetro SignificadoIx A Intensidad en el momento del disparo

Ix TM Tiempo desde el arranque de la unidad hasta el disparoIx DT Día y mes en que ocurrió el disparoIx YE Año en que ocurrió el disparoIx HR Hora en que ocurrió el disparoIx SE Segundo en que ocurrió el disparo

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

Tabla 8.5. Secuencia de aparición de los datos

8.5. Códigos de error

Las unidades ekor.rp disponen de una serie de códigos de error, destinados a avisar al usuario de las distintas anomalías que puedan producirse en el sistema.

Los diferentes códigos de error se identifican por un número, tal y como aparece en la figura de la derecha. A continuación se muestran los códigos de error que pueden mostrarse en las unidades ekor.rp:

Código mostrado en display

Significado

ER 01230 Vca en la entrada de disparo exterior (esta entrada se conecta a un contacto libre de potencial)

ER 03 Error en apertura de interruptor

Tabla 8.6. Códigos de errorFigura 8.12. Visualización de error

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 55



8.6. Mapa de menús (acceso rápido)

El mapa de menús es una tabla resumen que muestra todos los submenús de los que constan las unidades ekor.rp, así como una pequeña explicación de los mismos.

Figura 8.13. Mapa de menús (1)

IG-159-ES versión 08; 15/07/1656




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Se detalla a continuación la representación en el display del equipo para los disparos último y penúltimo:

Figura 8.15. Detalle disparos último y penúltimo en mapa de menús

Histórico de faltasHn Último disparo (n = 2). Penúltimo disparo (n = 1)

Hn A | amp. Intensidad en el momento del disparo (A = amperios)

Hn | F x y

Motivo del disparo: X = Disp. en fase 1 (R), 2 (S), 3 (T), o (neutro),

disp. externo (ext.) Y = Disp. temporizado (>) o instantáneo (>>)

Hn TM | tiempo Tiempo desde el arranque de la unidad hasta el disparo (mSg.)

Hn DT | fecha Día y mes en que ocurrió el disparo

Hn YE | año Año en que ocurrió el disparo

Hn HR | hora Hora en que ocurrió el disparo

Hn SE | seg. Segundo en que ocurrió el disparo

Tabla 8.7. Histórico de faltas

IG-159-ES versión 08; 15/07/1658


Protocolo MODBUS para unidades de la gama ekor.rp

9. Protocolo MODBUS para unidades de la gama ekor.rp

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

Inicio Dirección Función Datos CRC FinSilencio 8 bits 8 bits n x 8 bits 16 bits Silencio

Tabla 9.1. Trama de un mensaje de RTU

La direccion MODBUS del relé (también llamada número de periférico) es un byte que toma valores de 0 a 31.

El maestro se dirigirá al esclavo indicando su dirección en el campo correspondiente y el esclavo contestará indicando su propia dirección. La dirección “0” se reserva para el modo “difusión” de forma que será reconocida por todos los esclavos.

1 ekor.bus

2 Parámetros ajustes

Figura 9.1. Dirección MODBUS

9.1. Funciones lectura/escritura

En principio solo se implementarán dos funciones, una para la lectura de datos y otra para la escritura.

9.1.1. Lectura de datos

Pregunta:

Inicio Dirección Función Datos CRC FinSilencio DESC ‘3’ DIREC-H DIREC-L NDATOS-H NDATOS-L 16 bits Silencio

Tabla 9.2. Pregunta

Respuesta:

Inicio Dirección Función Nº de bytes Datos CRC FinSilencio DESC ‘3’ N DATO1-H DATO1-L ....... 16 bits Silencio

Tabla 9.3. Respuesta

donde:DESC Dirección del esclavoDIREC-H Byte alto de la dirección del primer registro a leerDIREC-L Byte bajo de la dirección del primer registro a leerNDATOS-H Byte alto del número de registros a leerNDATOS-L Byte bajo del número de registros a leerDATO1-H Byte alto del primer registro solicitadoDATO1-L Byte bajo del primer registro solicitadoN Número total de bytes de datos. Será igual al

número de registros solicitados multiplicado por 2

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9.1.2. 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 DATO-H DATO-L 16 bits Silencio

Tabla 9.4. Pregunta

Respuesta:

La respuesta normal es un eco de la pregunta recibida

donde:DESC Dirección del esclavoDIREC-H Byte alto de la dirección del registro a escribirDIREC-L Byte bajo de la dirección del registro a escribirDATO-H Byte alto del dato a escribirDATO-L Byte bajo del dato a escribir

9.1.3. Respuesta en caso de error

Inicio Dirección Función Código-error CRC FinSilencio DESC FUNC_ERR CODI_ERROR 16 bits Silencio

Tabla 9.5. Respuesta en caso de error

donde:DESC Dirección del esclavoFUNC_ERR Es el código de la función solicitada con el bit más significativo a 1CODI_ERROR

Es el código del error ocurrido‘1’ Error en número de registros‘2’ Dirección incorrecta‘3’ Datos incorrectos‘4’ Se intentó leer una dirección de sólo escritura‘5’ Error de sesión‘6’ Error de Eeprom‘8’ Se intenta escribir en una dirección de sólo lectura

9.2. Escritura de registro con Password

Los parámetros están protegidos contra escritura por el Password de usuario.

Una sesión de escritura de parámetros protegidos con Password se inicia escribiendo el Password en la dirección correspondiente. La sesión de escritura finaliza con la actualización de los registros una vez que se ha vuelto a

transmitir el Password correspondiente. En caso de superar un tiempo de timeout se aborta el proceso y se vuelve al modo normal. Dentro del modo normal, cualquier intento de escritura de un registro protegido se responderá con un código de error ‘2’. La sesión de escritura es válida para un solo puerto, siendo prioritario el primero que introdujo el Password.

IG-159-ES versión 08; 15/07/1660



9.3. Generación del CRC

El campo de chequeo de redundancia cíclica (CRC) consta de dos bytes que se añaden al final del mensaje. El receptor debe recalcularlo y compararlo con el valor recibido. Los dos valores deben ser iguales.

El CRC es el residuo de dividir el mensaje por un polinomio binario. El receptor debe dividir todos los bits recibidos (la información más el CRC) por el mismo polinomio que se utilizó para calcular el CRC. Si el residuo obtenido es 0, la trama de información se da como válida.

El polinomio que utilizaremos será: X15 + X13 + 1

9.4. Mapa de registros

Campo Dirección Contenido

In 0x0000de 5 a 100 si I_NOMINAL = 0de 15 a 630 si I_NOMINAL = 1

CURVA_FASE – CURVA_HOMO 0x0001 0: OFF; 1: NI; 2: VI; 3: EI; 4: DTINST_FASE INST_HOMO 0x0002 0: OFF, 1: DT

SOBRECARGA_INST_FASE (I>) 0x0003 0: 00 %; 1: 101 %; 2: 102 %,... 30: 130 %

CORRIENTE_HOMO (Io>) 0x0004Suma_vectorial0: 10 %; 1: 11 %; …80 %

Toro_homopolar0: 0,1; 1: 0,2; 2: 1,5 A …In

K Ko 0x0005 0: 0,05; 1: 0,06; ... 20: 1,6VECES_INST_FASE VECES_INST_HOMO 0x0006 0: 3; 1: 4;…17: 20

TIEMPO_INST_FASE TIEMPO_INST_HOMO 0x00070 → 50 ms, 1 → 60 ms 2, → 70 ms, 3 → 80 ms 4 → 90 ms, 5 → 100 ms, 6 → 200 ms...2,5 s

CONTADOR_DISPAROS_FASE 0x0008 de 0000 a 9999CONTADOR_DISPAROS_TIERRA 0x0009 de 0000 a 9999

CONTADOR_DISPARO_EXTERNOS 0x000a de 0000 a 9999PASSWORD_USUARIO 0x000b de 0000 a 9999

CORRIENTE_HOMO (Io>) 0x000cSuma_vectorial0: 10 %;1: 11 %; …80 %

Toro_homopolar0: 0,1; 1:0,2; 2:0,3 A …In

Tabla 9.6. Ajustes de usuario: escritura con Password de usuario

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 61



Campo Dirección Contenido

Fecha ajuste usuario

AÑO 0x0200

Formato RTCMES DÍA 0x0201

HORA MINUTO 0x020200 SEGUNDOS 0x0203

Historial de disparo

PENULT_DISP ULT_DISP 0x0208 Bit Contenido0 Disparo por fase.

1: L1, 2: L2, 3: L312 Disparo homopolar3 NO USADO4 Disparo externo5 Causa del disparo de fase

0: sobrecarga,1: cortocircuito

6 Causa del disparo homopolar0: sobrecarga,

1: cortocircuito7 Disparo doble

ULT_DISP_VALOR_FASE 0x0209Intensidad en centésimas de A

0x020aULT_DISP_VALOR_HOMO 0x020b

Intensidad en centésimas de A0x020c

ULT_DISP_TIEMPO_FASE 0x020d Tiempo en centésimas de sULT_DISP_TIEMPO_HOMO 0x020e Tiempo en centésimas de s

AÑO 0x020f

formato RTCMES DÍA 0x0210

HORA MINUTO 0x021100 SEGUNDOS 0x0212

PENULT_DISP_VALOR_FASE 0x0213 Intensidad en centésimas de A0x0214

PENULT_DISP_VALOR_HOMO0x0215 Intensidad en centésimas de A0x0216

PENULT_DISP_TIEMPO_FASE 0x0217 Tiempo en centésimas de sPENULT_DISP_TIEMPO_HOMO 0x0218 Tiempo en centésimas de s

AÑO 0x0219

formato RTCMES DÍA 0x021a

HORA MINUTO 0x021b00 SEGUNDOS 0x021c

Medida de intensidad

Intensidad fase L1 0X021dCentésimas de A

0X021eIntensidad fase L2 0X021f

Centésimas de A0X0220

Intensidad fase L3 0X0221Centésimas de A

0X0222Intensidad homopolar 0X0223

Centésimas de A0X0224

Entradas 0x0225Bit 0: Entrada 1

Bit 1: Entrada 2, etc.Versión

softwareFuncionalidad 0x0226 de 0 a 99 de A a Z

Tabla 9.7. Históricos; medidas; entradas/salidas; version soft: Solo lectura

IG-159-ES versión 08; 15/07/1662



Campo Dirección ContenidoAÑO 0x0300 de 2000 a 2059

MES DIA 0x0301 de 1 a 12 de 1 a 31HORA MINUTO 0x0302 de 0 a 23 de 0 a 59

00 SEGUNDOS 0x0303 0 de 0 a 59

Tabla 9.8. Reloj

Campo Dirección ContenidoLLAVE PASSWORD USUARIO 0x0500 de 0 a 9999

Tabla 9.9. Llaves Password: Solo escritura

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 63


Anexo A

10. Anexo A

10.1. Guía rápida para la puesta en servicio de la unidad ekor.rpg en cgmcosmos-v y cgm.3-v

Para la correcta puesta en servicio se deben seguir los siguientes pasos:

10.1.1. Comprobar la potencia a proteger


Tensión de red[kV]

ekor.rpg con toros 5 - 100 A ekor.rpg con toros 15 – 630 A

P. mín[kVA] [kVA]

P. máx[kVA]

6,6 50 160 500010 100 200 7500

13,8 100 315 1000015 100 315 1200020 160 400 15000

25(1) 200 630 2000030(1) 250 630 25000

(1) Únicamente para celdas del sistema y cgm.3

Tabla 10.1. Sistemas cgmcosmos/cgm.3

10.1.2. Toroidales ya instalados

1 Pasatapas

2 Pletina de prueba

3 Toroidales (ya instalados) de protección y alimentación

Figura 10.1. Toroidales ya instalados

IG-159-ES versión 08; 15/07/1664


Anexo A

10.1.3. Conectar las bornas de AT

1Borna conectada (apantallada). Para borna no apantallada o enchufable el transformador de intensidad se debe instalar en el cable

Figura 10.2. Borna conectada

1 Conectar trenza al conector de tierras

Figura 10.3. Conector de tierras

10.1.4. Conexiones exteriores

1. Quitar la tapa del cajón de bornas.

Figura 10.4. Cajón de bornas

2. Conectar en bornero:

a. G1 - G2: 230 Vca o 48 Vcc (según modelo A o B)

b. G5 - G6: Disparo exterior (temostato)

Figura 10.5. Consexión en bornero

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 65


Anexo A

10.1.5. Ajustar relé

1. Modo automático:

KV y kVA de la instalación

2. Modo manual:

Parámetros: I>, I0>, I>>,...

Ajuste de faseAjuste de tierra

Tipo de neutro

Rígido o impedante

Aislado o compensado

Curva EI Curva NI NI

Instantáneo TD Instantáneo TD TD

I> 1,2 Io> 0,20,1 /

Ig = 2 A(*)

K 0,2 Ko 0,2 0,2

I>> 10 Io>> 5 5

T>> 0,1 To>> 0,1 0,2

(*) En el caso de utilizar toroidal homopolar

Tabla 10.2. Tabla de ajustesFigura 10.6. Relé

10.1.6. Prueba de disparo con intensidad

1. Quitar seccionador de puesta a tierra y cerrar interruptor.2. Quitar 230 Vca (G1- G2) para comprobar que funciona la

autoalimentación (excepto para modelos B).3. Inyectar intensidad de prueba:

d. Por dos pletinas para disparo de fase

e. Por una pletina para disparo por tierra4. Repetir para I1, I2 e I3.

Figura 10.7. Prueba de disparo con intensidad

IG-159-ES versión 08; 15/07/1666


Anexo A

10.1.7. Prueba de disparo exterior:

1. Cortocircuitar G5 y G6

Figura 10.8. Bornas cortocircuitables

2. Comprobar disparo e indicación “EXT”

Figura 10.9. Indicación “EXT”

10.1.8. Puesta en servicio:

1. Comprobar I1 ≈ I2 ≈ I3

2. Comprobar I0 ≈ 03. Comprobar conexión a 230 Vca (si se dispone)

10.1.9. Qué hacer si

Error Motivo Causas posiblesError 01 Termómetro mal conectado Termómetro conectado a 230 V (siendo un contacto libre de potencial)

Error 03 Error InterruptorBloqueo mecánico de interruptorFallo de cableado del disparo del reléFallo de contactos auxiliares

I0 ≠ 0 Defecto, malla mal conectada o circuito secundario seccionado

Comprobar que no esté mal conectada la malla ni los circuitos secundarios

I1 ≠ I2 ≠ I3 DesequilibrioIncorrecta conexión de toroidalesComprobar circuitos secundarios

I123 > 5 A y led ‘On’ apagado AutoalimentaciónToroidales mal conectadosCableado del relé mal conectado

Disparo del relé por I0>> al cerrar interruptor

Tiempo T0>> insuficienteExistencia de falta real.Comprobar si T0>> suficiente, considerando el error de suma vectorial de los toroidales

Disparo del relé por I>> al cerrar interruptor

I>> insuficienteExistencia de falta realComprobar parámetro I>>, considerando pico de corriente del trafo (10 veces In )

Relé no comunica Fallo en la comunicaciónConexiones del cable de comunicación incorrectasRelé en modo de ahorro de energía. Pulsar una tecla del reléConfiguración incorrecta de parámetros de comunicación

Tabla 10.3. Errores

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 67


Anexo A



IG-159-ES versión 08; 15/07/1668


Anexo A


IG-159-ES versión 08; 15/07/16 69


Anexo B

11. Anexo B

11.1. Guía rápida para la puesta en servicio de la unidad ekor.rpt en celdas cgmcosmos-p y cgm.3-p

Para la correcta puesta en servicio se deben seguir los siguientes pasos:

11.1.1. Comprobar la potencia a proteger

Sistema cgmcosmos

Tensión de red[kV]


[kV]



[A] [kVA]

6,6 3 / 7,2 16 50 160(1) 125010 6 / 12 10 100 160(1) 1250

13,8 10 / 24 16 100 100 125015 10 / 24 16 125 125(2) 160020 10 / 24 16 160 125 2000

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

Tabla 11.1. Sistema cgmcosmos

Sistema cgm.3

Tensión de red[kV]


[kV]



[A] [kVA]

6,6 3 / 7,2 16 50 160(1) 100010 6 / 12 16 100 125 1250

13,8 10 / 24 10 100 63 80015 10 / 24 16 125 63 100020 10 / 24 16 160 63 125025 24 / 36 25 200 80(2) 200030 24 / 36 25 250 80(2) 2500

(1) Cartucho de 442 mm(2) Fusible SSK de SIBA (consultar)

Tabla 11.2. Sistema cgm.3

IG-159-ES versión 08; 15/07/1670


Anexo B

11.1.2. Toroidales

Se instalan en los cables.

Si la malla de tierra nace por:

- Debajo del toroidal: la malla no se pasa por dentro del mismo.

- Encima del toroidal: la malla se debe pasar por dentro del mismo. Asegurarse que la pantalla no toca ninguna parte metálica, antes de conectarse al colector de tierras de la celda.


2 Mallas de tierra

3 Toroidales de protección y alimentación

4 Cables

Figura 11.1. Toroidales

11.1.3. Conectar las bornas de AT

1Borna conectada (apantallada). Para borna no apantallada o enchufable el transformador de intensidad se debe instalar en el cable

Figura 11.2. Borna conectada

1 Conectar trenza al conector de tierras

Figura 11.3. Conector de tierras

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 71


Anexo B

11.1.4. Conexiones exteriores

1. Quitar la tapa del cajón de control.

Figura 11.4. Cajón de control

2. Conectar en tarjeta de alimentación:

c. J1: Disparo exterior (temostato)

d. J4: 230 Vca o 48 Vcc (según modelo A o B)

Figura 11.5. Conexión en tarjeta de alimentación

IG-159-ES versión 08; 15/07/1672


Anexo B

11.1.5. Ajustar relé

1. Modo automático:

kV y kVA de la instalación

2. Modo manual:

Ajuste de Fase

Curva Instantáneo I> K I>> T>>

3)(USIN

N·

= EI TD 1,2 0,2 7 0,4

Tabla 11.3. Tabla de ajuste de fase

Ajuste de Tierra

Tipo de neutro Curva Instantáneo Io> Ko Io>> To>>Rígido o impedante NI TD 0,2 0,2 5 0,4

Aislado o compensado NI TD 0,1 0,2 5 0,4


Tabla 11.4. Tabla de ajuste de tierra

Figura 11.6. Relé

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 73


Anexo B

11.1.6. Prueba de disparo con intensidad

1. Quitar seccionador de puesta a tierra y cerrar interruptor.2. Quitar 230 Vca (J4) para comprobar que funciona la

autoalimentación (excepto para modelos B).3. Inyectar intensidad de prueba:

a. Introducir cable por dos toroidales para disparo de fase

b. Introducir cable por un toroidal para disparo por tierra4. Repetir para I1, I2 e I3.

Figura 11.7. Prueba de disparo con intensidad

11.1.7. Prueba de disparo exterior

1. Cortocircuitar J1

Figura 11.8. Conexión en tarjeta de alimentación

2. Comprobar disparo e indicación “EXT”

Figura 11.9. Indicación “EXT”

IG-159-ES versión 08; 15/07/1674


Anexo B

11.1.8. Puesta en servicio

1. Comprobar I1 ≈ I2≈ I3 2. Comprobar I0 ≈ 03. Comprobar conexión a 230 Vca (si se dispone)

11.1.9. Qué hacer si

Error Motivo Causas posiblesError 01 Termómetro mal conectado Termómetro conectado a 230 V (siendo un contacto libre de potencial)

Error 03 Error InterruptorBloqueo mecánico de interruptorFallo de cableado del disparo del reléFallo de contactos auxiliares

I0 ≠ 0 Defecto, malla mal conectada o circuito secundario seccionado

Comprobar que no esté mal conectada la malla ni los circuitos secundarios

I1 ≠ I2 ≠ I3 DesequilibrioIncorrecta conexión de toroidalesComprobar circuitos secundarios

I123 > 5 A y led ‘On’ apagado AutoalimentaciónToroidales mal conectadosCableado del relé mal conectado

Disparo del relé por I0>> al cerrar interruptor

Tiempo T0>> insuficienteExistencia de falta rea.Comprobar si T0>> suficiente, considerando el error de suma vectorial de los toroidales

Disparo del relé por I>> al cerrar interruptor

I>> insuficienteExistencia de falta real.Comprobar parámetro I>>, considerando pico de corriente del trafo (10 veces In).

Relé no comunica Fallo en la comunicaciónConexiones del cable de comunicación incorrectasRelé en modo de ahorro de energía. Pulsar una tecla del reléConfiguración incorrecta de parámetros de comunicación

Tabla 11.5. Errores

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 75


Anexo B



IG-159-ES versión 08; 15/07/1676


Anexo B



Notas

Notas

IG-159-ES versión 08; 15/07/16 77

Notas Instrucciones Generalesekor.rpg y ekor.rpt

Notas

IG-159-ES versión 08; 15/07/1678

Sujeto a cambios sin previo aviso.

Para más información, contacte con Ormazabal.

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