GE Multilin
745 TRANSFORMADOR MANAGEMENT RELAY ™
Manual de Instrucción
Revisión del Firmware: 250.000
P/N Manual: 1601-0070-B1-S (GEK-106592)
Copyright © 2000 GE Multilin
Manufacturado bajo la norma ISO9001
GE Multilin215 Anderson Avenue, Markham, Ontario
Canadá L6E 1B3
Tel: (905) 294-6222 Fax = (905) 201-2098
Internet: http://www.GEindustrial.com/multilin
814768AF.CD
Estas instrucciones no pretenden cubrir todos los detalles o las variaciones en el equipo ni prever cada posible contingencia que se pueda encontrar en relación con la instalación, la operación, o el mantenimiento. Si se desea mayor información o si surgiera algún problema que para propósitos del comprador no esté lo suficientemente cubierto, comuníquese con la compañía de General Electric. Los productos aquí descritos cumplen con los estándares aplicables de ANSI, IEEE, y NEMA; pero no se asegura nada con respecto a códigos y ordenanzas locales ya que estas varían grandemente.
TABLA DE CONTENIDO
1.1 INTRODUCCIÓN......................................................................................... 1-1
1.1.1 DESCRIPCIÓN................................................................................................1-1 1.1.2 RESUMEN DE LAS CARACTERÍSTICAS DE PROTECCIÓN........................1-2 1.1.3 CÓDIGOS DE ORDEN ....................................................................................1-4 1.1.3 CÓDIGOS DE ORDEN ....................................................................................1-4
1.2 ESPECIFICACIONES TECNICAS.............................................................. 1-5 1.2.1 APLICABILIDAD ..............................................................................................1-5 1.2.2 ENTRADAS .....................................................................................................1-5 1.2.3 ELEMENTOS DE PROTECCIÓN ....................................................................1-6 1.2.4 SALIDAS..........................................................................................................1-9
2.1 USO DE LAS PANTALLAS DEL PANEL DELANTERO........................... 2-1
2.1.1 MANIOBRANDO..............................................................................................2-1 2.2 CAMBIAR PUNTOS DE AJUSTE .............................................................. 2-3
2.2.1 DESCRIPCIÓN................................................................................................2-3 2.2.2 INSTALACIÓN DEL PUENTE DEL ACCESO DEL PUNTO DE AJUSTE .......2-3 2.2.3 PUNTOS DE AJUSTE NUMÉRICOS ..............................................................2-3 2.2.4 PUNTOS DE AJUSTE DE ENUMERACIÓN....................................................2-4 2.2.5 PUNTOS DE AJUSTE DE TEXTO ..................................................................2-5
2.3 SEGURIDAD............................................................................................... 2-6 2.3.1 INSTALACION.................................................................................................2-6 2.3.2 CONFIGURACIÓN DE SEGURIDAD DEL CÓDIGO DE ACCESO.................2-6
a) CAMBIANDO EL CÓDIGO DE SEGURIDAD ..............................................2-6 b) HABILITAR/ INHABILITAR LA SEGURIDAD DEL CÓDIGO DE ACCESO..2-7
3.1 CAJA DESMONTABLE.............................................................................. 3-1
3.1.1 DESCRIPCIÓN DE LA CAJA...........................................................................3-1 3.1.2 RECORTE DEL PANEL...................................................................................3-1 3.1.3 MONTAJE DE LA CAJA ..................................................................................3-2 3.1.4 RETIRO E INSERCIÓN DE LA UNIDAD ........................................................3-2
a) RETIRO DEL RELE .....................................................................................3-2 b) INSERCIÓN DEL RELÉ ...............................................................................3-3 c) SELLO DESMONTABLE..............................................................................3-3
3.2 INSTALACIÓN TÍPICA DEL ALAMBRADO .............................................. 3-4 3.2.1 DESCRIPCIÓN................................................................................................3-4 3.2.2 DISTRIBUCION POSTERIOR DE TERMINALES ..........................................3-4 3.2.3 ASIGNACIONES DE TERMINALES POSTERIORES .....................................3-5 3.2.4 DIAGRAMAS DE ALAMBRADO TÍPICO ........................................................3-6 3.2.5 SECUENCIA DE FASE Y POLARIDAD DEL TRANSFORMADOR.................3-8 3.2.6 ENTRADAS DEL TRANSFORMADOR DE CORRIENTE DE CA...................3-8 3.2.7 ENTRADA DE TENSIÓN CA ..........................................................................3-8 3.2.8 POTENCIA DE CONTROL ..............................................................................3-9 3.2.9 ENTRADAS LÓGICAS ....................................................................................3-9 3.2.10 ENTRADA ANÁLOGICA..............................................................................3-10 3.2.11 ENTRADA DE POSICIÓN DE LA DERIVACIÓN.........................................3-10 3.2.12 RTD ACTIVADOR/SENSOR........................................................................3-10 3.2.13 RELE DE SALIDA........................................................................................3-11 3.2.14 SALIDA DE DISPARO DEL ESTADO SÓLIDO...........................................3-11 3.2.15 SALIDAS ANÁLOGAS .................................................................................3-11 3.2.16 PUERTOS DE COMUNICACIÓN RS485/RS422 ........................................3-12 3.2.17 PUERTO DE PROGRAMACIÓN RS232 DEL PANEL FRONTAL ...............3-13 3.2.18 IRIG-B..........................................................................................................3-14 3.2.19 PRUEBA DE LA RESISTENCIA DIELÉCTRICA .........................................3-14
4.1 PANEL FRONTAL...................................................................................... 4-1
4.1.1 DESCRIPCIÓN ................................................................................................4-1 4.2 PANTALLA, INDICADORES Y PUERTO FRONTAL................................ 4-2
4.2.1 PANTALLA.......................................................................................................4-2 4.2.2 LEDS................................................................................................................4-2 4.2.3 INDICADORES DE ESTADO DEL 745............................................................4-2
IN SERVICE (EN SERVICIO) ...........................................................................4-2 SELF – TEST ERROR (ERROR DE AUTOPRUEBA) ......................................4-2 TEST MODE (MODO DE PRUEBA).................................................................4-2 d) DIFFERENTIAL BLOCKED (DIFERENCIAL BLOQUEADO)....................4-3 e) LOCAL ......................................................................................................4-3 f) MESSAGE (MENSAJE).............................................................................4-3
4.2.4 INDICADORES DE ESTADO DEL SISTEMA ..................................................4-3 a) TRANSFORMER DE-ENERGIZED ( TRANSFORMADOR DESENERGIZADO)..........................................................................................4-3 b) TRANSFORMER OVERLOAD (Sobrecarga del TRANSFORMADOR)........4-3 c) LOAD – LIMIT- REDUCED (LÍMITE DE CARGA REDUCIDA).....................4-3 d) SETPOINT GROUP 1 (PUNTOS DE AJUSTE GRUPO 1)...........................4-3 e) SETPOINT GROUP 2 (PUNTOS DE AJUSTE GRUPO 2)...........................4-3 f) SETPOINT GROUP 3 (PUNTOS DE AJUSTE GRUPO 3)............................4-3 g) SETPOINT GROUP 4 (PUNTOS DE AJUSTE GRUPO 4)...........................4-3
4.2.5 INDICADORES DE CONDICIÓN.....................................................................4-4 1.1.1.1. TRIP (DISPARO) .............................................................................4-4 b) ALARM (ALARMA) ...................................................................................4-4 c) PICKUP (DETECCIÓN) ............................................................................4-4 d) PHASE A (B/C) (FASE A (B/C))................................................................4-4 e) GROUND (TIERRA) .................................................................................4-4
4.2.6 PUERTO DE PROGRAMACIÓN......................................................................4-4 4.3 TECLADO................................................................................................... 4-5
4.3.1 TECLA SETPOINT (PUNTO DE AJUSTE) ......................................................4-5 4.3.2 TECLA ACTUAL...............................................................................................4-5 4.3.3 TECLA ESCAPE ..............................................................................................4-5 4.3.4 TECLA ENTER (Introducir) ..............................................................................4-5 4.3.5 TECLA MESSAGE UP/ DOWN (MENSAJE ARRIBA / ABAJO).......................4-5 4.3.6 TECLA VALOR ARRIBA / ABAJO....................................................................4-5 4.3.7 TECLAS DE NÚMEROS ..................................................................................4-6 4.3.8 TECLA DE AYUDA ..........................................................................................4-6 4.3.9 TECLA RESET ( REINICIO).............................................................................4-6 4.3.10 TECLA SIGUIENTE .......................................................................................4-6
5.1 RESUMEN .................................................................................................. 5-1
5.1.1 GRUPOS DE PUNTOS DE AJUSTE ...............................................................5-1 5.1.2 ENTRADA DEL PUNTO DE AJUSTE ..............................................................5-2 5.1.3 ACCESO PARA ESCRITURA EN EL PUNTO DE AJUSTE ............................5-2
5,2 AUTOCONFIGURACIÓN ........................................................................... 5-3 5.2.1 DESCRIPCIÓN ................................................................................................5-3 5.2.2 TRANSFORMADOR DE POTENCIA TÍPICO ..................................................5-3 5.2.3 CORRECCIÓN DEL DESAJUSTE DE LA RELACIÓN DEL TC DINAMICO....5-3
a) PROBLEMA 1:USO DE LAS RELACIONES ESTÁNDAR DEL TC ..............5-3 b) PROBLEMA 2: CAMBIADOR DE DERIVACIÓN EN CARGA ......................5-4
5.2.4 CAMBIOS DE FASE EN LOS TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS .............5-6 5.2.5 CORRECCIÓN DEL ÁNGULO DE FASE ........................................................5-8 5.2.6 RETIRO DEL COMPONENTE DE SECUENCIA CERO ..................................5-9 5.2.7 TIPOS DE TRANSFORMADOR.....................................................................5-10
TABLA DE CONTENIDO
5.2.8 TABLA DE DESPLAZAMIENTOS DE FASE .................................................5-23 5.3 S1 745 SETUP .......................................................................................... 5-24
5.3.1 DESCRIPCIÓN..............................................................................................5-24 5.3.2 CÓDIGO DE ACCESO ..................................................................................5-24 5.3.3 PREFERENCIAS ...........................................................................................5-25 5.3.4 COMUNICACIONES......................................................................................5-26 5.3.5 COMUNICACIONES DNP .............................................................................5-27 5.3.6 REINICIALIZACIÓN.......................................................................................5-28 5.3.7 RELOJ ...........................................................................................................5-28 5.3.8 MENSAJES PREDETERMINADOS ..............................................................5-29
a) ADICIÓN DE MENSAJES PREDETERMINADOS.....................................5-29 b) RETIRAR MENSAJES PREDETERMINADOS ..........................................5-29
5.3.9 CUADERNILLO DE NOTAS ..........................................................................5-30 5.3.10 INSTALACIÓN1 ...........................................................................................5-30 5.3.11 OPCIONES DEL 745 ...................................................................................5-31 5.3.12 OPCIONES DE ACTUALIZACIÓN ..............................................................5-32
5.4 S2 AJUSTE DEL SISTEMA...................................................................... 5-33 5.4.1 DESCRIPCIÓN..............................................................................................5-33 5.4.2 TRANSFORMADOR......................................................................................5-33 5.4.3 DEVANDO 1 (2/3)..........................................................................................5-35 5.4.4 COMBINADOR DE REGULACIÓN EN CARGA ............................................5-36 5.4.5 ARMÓNICOS.................................................................................................5-37 5.4.6 FLEXCURVES ...............................................................................................5-37 5.4.7 ENTRADAS DE TENSIÓN.............................................................................5-38 5.4.8 TEMPERATURA AMBIENTE.........................................................................5-39 5.4.9 ENTRADAS ANALOGICAS ...........................................................................5-40 5.4.10 MEDICION DE LA DEMANDA.....................................................................5-41 5.4.11 SALIDAS ANALÓGICAS..............................................................................5-42
5.5 LOGICA DE LOS PUNTOS DE AJUSTES .............................................. 5-43 5.5.1 DESCRIPCIÓN..............................................................................................5-43 5.5.2 ENTRADAS LÓGICAS ..................................................................................5-43 5.5.3 ENTRADAS VIRTUALES...............................................................................5-44
5.6 ELEMENTOS ............................................................................................ 5-45 5.6.1 DESCRIPCIÓN..............................................................................................5-45 5.6.2 INTRODUCCIÓN A LOS ELEMENTOS.........................................................5-45 5.6.3 GRUPO DE PUNTOS DE AJUSTE ...............................................................5-46 5.6.4 DIFERENCIAL ...............................................................................................5-46
a) DIFERENCIAL DE PORCENTAJE.............................................................5-46 b) INHIBICIÓN DE ARMÓNICAS ...................................................................5-49 c) INHIBICION DE LA ENERGIZACIÓN ........................................................5-49 d) CAPTACIÓN DE LA ENERGIZACIÓN.......................................................5-50 e) INHIBICION DE LA 5TO ARMÓNICA ........................................................5-51
5.6.5 DIFERENCIAL INSTANTÁNEO.....................................................................5-52 5.6.6 SOBRECORRIENTE DE FASE.....................................................................5-52
a) SOBRECORRIENTE DEL TIEMPO DE FASE DEL DEVANADO 1(2/3) ...5-52 b) SOBRECORRIENTE 1 INSTANTÁNEA DE FASE DEL DEVANADO 1(2/3) .5-54 c) SOBRECORRIENTE 2 INSTANTANEA DE FASE DEL DEVANADO 1 (2/3) 5-54
5.6.7 SOBRECORRIENTE DEL NEUTRO .............................................................5-55 a) SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DEL NEUTRO DEL DEVANADO 1(2/3)..5-55 b) SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DEL NEUTRO DEL DEVANADO 1(2/3) ..............................................................................................................5-56 c) SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 2 DEL NEUTRO DEL DEVANADO 1 (2/3) ................................................................................................................5-56
5.6.8 SOBRECORRIENTE DE TIERRA .................................................................5-57
a) SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DE TIERRA DEL DEVANADO 1 (2/3) .5-57 b) SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DE TIERRA DEL DEVANADO 1 (2/3)........................................................................................................................5-58 c) SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DE TIERRA DE DEVANADO 1 (2/3)........................................................................................................................5-58
5.6.9 TIERRA RESTRINGIDA (DIFERENCIAL DE TIERRA)..................................5-59 a) FALLA A TIERRA RESTRINGIDA DEL DEVANADO 1 (2/3) .....................5-59 b) EJEMPLO DE CONFIGURACIÓN DE FALLA A TIERRA RESTRINGIDA.5-61 c) PUNTOS DE AJUSTE ................................................................................5-62
5.6.10 SOBRECORRIENTE DE SECUENCIA NEGATIVA.....................................5-63 a) SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DE SECUENCIA NEGATIVA DEL DEVANADO 1 (2/3) ........................................................................................5-63 b) SOBRECORRIENTE INSTANTANEA DE SEC. NEG. DEL DEVANADO 1 (2/3) ................................................................................................................5-64
5.6.11 FRECUENCIA ..............................................................................................5-65 a) SUBFRECUENCIA 1 (2).............................................................................5-65 b) CAIDA DE FRECUENCIA ..........................................................................5-66 c) SOBREFRECUENCIA ................................................................................5-67
5.6.12 SOBRE-EXCITACION..................................................................................5-68 a) NIVEL DE LA 5TA ARMÓNICA ..................................................................5-68 b) VOLTIOS-POR-HZ 1 (2).............................................................................5-69
5.6.13 ARMÓNICAS................................................................................................5-70 a) NIVEL DE THD DEL DEVANADO 1 (2/3)...................................................5-70 b) DISMINUCIÓN DEL VALOR NOMINAL ARMONICO DEL DEVANADO 1(2/3)........................................................................................................................5-71
5.6.14 PERDIDA / ENVEJECIMIENTO DEL AISLAMIENTO DE LA CARACTERÍSTICA DE VIDA..................................................................................5-72
a) DESCRIPCIÓN...........................................................................................5-72 b) LÍMITE DEL PUNTO MAS CALIENTE (HOTTEST – SPOT LIMIT)............5-72 c) PUNTOS DE AJUSTE DEL ENVEJECIMIENTO DEL AISLAMIENTO.......5-73
5.6.15 LÍMITE DEL FACTOR DE ENVEJECIMIENTO............................................5-74 5.6.16 LÍMITE DE PÉRDIDA DE VIDA....................................................................5-75 5.6.17 ENTRADAS ANALÓGICAS..........................................................................5-76
a) NIVEL ANALÓGICO 1 (2)...........................................................................5-76 5.6.18 DEMANDA DE CORRIENTE .......................................................................5-77 5.6.19 SOBRECARGA DEL TRANSFORMADOR ..................................................5-77 5.6.20 FALLA DEL CAMBIADOR DE DERIVACIONES..........................................5-78
5.7 S5 SALIDAS ............................................................................................. 5-79 5.7.1 DESCRIPCIÓN ..............................................................................................5-79 5.7.2 INTRODUCCIÓN A FLEXLOGIC™ ...............................................................5-79 5.7.3 REGLAS DE FLEXLOGIC™ ..........................................................................5-81
a) EJEMPLO...................................................................................................5-81 5.7.4 RELES DE SALIDA........................................................................................5-83 5.7.5 MEMORIA DEL TRAZO .................................................................................5-84 5.7.6 SALIDAS VIRTUALES ...................................................................................5-84 5.7.7 TEMPORIZADORES......................................................................................5-85
5.8 PRUEBAS S6 ........................................................................................... 5-86 5.8.1 DESCRIPCIÓN ..............................................................................................5-86 5.8.2 RELES DE SALIDA........................................................................................5-86 5.8.3 SALIDAS ANALÓGICAS................................................................................5-86 5.8.4 SIMULACIÓN.................................................................................................5-87 5.8.5 VALORES DE PREFALLA .............................................................................5-88 5.8.6 VALORES DE FALLA ....................................................................................5-89 5.8.7 SERVICIO DE FÁBRICA................................................................................5-89
5.9 CURVAS DE TIEMPO DE SOBRECORRIENTE..................................... 5-90 5.9.1 NOTA .............................................................................................................5-90 5.9.2 CURVAS ANSI ...............................................................................................5-90
TABLA DE CONTENIDO
5.9.3 CURVA DE TIEMPO DEFINIDO....................................................................5-92 5.9.4 CURVAS IEC.................................................................................................5-92 5.9.5 CURVAS IAC.................................................................................................5-94
5.10 CURVAS INVERSAS VOLTS-PER-HERTZ........................................... 5-96 5.10.1 CURVA INVERSA I......................................................................................5-96 5.10.2 CURVA INVERSA 2.....................................................................................5-97 5.10.3 CURVA INVERSA 3.....................................................................................5-98
6.1 RESUMEN................................................................................................... 6-1
6.1.1 DESCRIPCIÓN................................................................................................6-1 6.1.2 ORGANIZACIÓN DE LOS VALORES REALES ..............................................6-1
6.2 A1 ESTATUS ............................................................................................ 6-2 6.2.1 DESCRIPCIÓN...............................................................................................6-2 6.2.2 FECHA Y HORA ..............................................................................................6-2 6.2.3 ENTRADAS LÓGICAS ....................................................................................6-2 6.2.4 ENTRADAS VIRTUALES.................................................................................6-2 6.2.5 RELES DE SALIDA .........................................................................................6-2 6.2.6 SALIDAS VIRTUALES.....................................................................................6-3 6.2.7 ERRORES DE AUTOPRUEBA........................................................................6-3
6.3 A2 MEDICION............................................................................................. 6-4 6.3.1 DESCRIPCIÓN................................................................................................6-4 6.3.2 Corriente ..........................................................................................................6-4
a) CORRIENTES DE LOS DEVANADOS 1/2/3 ...............................................6-4 b) CORRIENTES DE SECUENCIA POSITIVA ................................................6-5 c) CORRIENTES DE SECUENCIA NEGATIVA ...............................................6-5 d) CORRIENTES DE SECUENCIA CERO.......................................................6-5 e) CORRIENTE DIFERENCIAL........................................................................6-6 f) CORRIENTE DE RESTRICCIÓN..................................................................6-6 g) CORRIENTE DIFERENCIAL DE TIERRA ...................................................6-6
6.3.3 CONTENIDO ARMÓNICO..............................................................................6-7 a) SUBCOMPONENTES ARMÓNICOS...........................................................6-7 b) DISTORSIÓN ARMÓNICA TOTAL (THD) ...................................................6-7 c) FACTOR DE DISMINUCIÓN DEL VALOR NÓMINAL DEL ARMÓNICO.....6-8
6.3.4 FRECUENCIA..................................................................................................6-8 6.3.5 CAMBIADOR DE DERIVACIONES .................................................................6-8 6.3.6 TENSIÓN.........................................................................................................6-9 6.3.7 DEMANDA.......................................................................................................6-9
a) ELIMINAR LOS DATOS DE DEMANDA ......................................................6-9 b) DEMANDA DE CORRIENTE .....................................................................6-10
6.3.8 TEMPERATURA AMBIENTE.........................................................................6-10 6.3.9 PÉRDIDA DE VIDA........................................................................................6-10 6.3.10 ENTRADAS ANALÓGICAS .........................................................................6-11 6.3.10 ENTRADAS ANALÓGICAS .........................................................................6-11 6.3.11 POTENCIA...................................................................................................6-11 6.3.12 ENERGÍA.....................................................................................................6-12
a) ELIMINAR DATOS DE ENERGÍA.............................................................6-12 b) ENERGÍA W1/W2/W3................................................................................6-12
6.4 A3 REGISTRADOR DE EVENTOS.......................................................... 6-13 6.4.1 DESCRIPCIÓN.............................................................................................6-13 6.4.2 REINICIO DE DATOS DE EVENTOS............................................................6-13 6.4.3 REGISTROS DE EVENTOS..........................................................................6-13
6.5 A4 INFORMACION DEL PRODUCTO ..................................................... 6-17 6.5.1 A4 DESCRIPCIÓN.........................................................................................6-17 6.5.2 SOPORTE TÉCNICO ....................................................................................6-17 6.5.3 CÓDIGOS DE REVISIÓN..............................................................................6-17 6.5.4 CALIBRACIÓN...............................................................................................6-18
6.6 MENSAJES DEL OBJETIVO/BOTÓN..................................................... 6-19 6.6.1 DESCRIPCIÓN .............................................................................................6-19
6.7 ERRORES DE AUTOPRUEBA................................................................ 6-21 6.7.1 DESCRIPCIÓN .............................................................................................6-21 6.7.2 ERRORES DE AUTOPRUEBA IMPORTANTES ...........................................6-21 6.7.3 ERRORES DE AUTOPRUEBA DE MENOR IMPORTANCIA........................6-21
6.8 MENSAJES INTERMITENTES ................................................................ 6-23 6.8.1 DESCRIPCIÓN ..............................................................................................6-23
7.1 INTRODUCCION ........................................................................................ 7-1
7.1.1 DESCRIPCIÓN ................................................................................................7-1 7.1.2 PUNTOS DE AJUSTE......................................................................................7-1 7.1.3 UNIDADES DE MEDICION..............................................................................7-1 7.1.4 TIEMPOS DE RETARDO.................................................................................7-1 7.1.5 INDICADORES DE LED ..................................................................................7-1 7.1.6 LÓGICA............................................................................................................7-1
7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE........................................................................ 7-2 7.2.1 Esquema Lógico Diferencial.............................................................................7-2 7,2,2 ESQUEMA de LÓGICA DE LA SOBREINTENSIDAD DE CORRIENTE ........7-8 7,2,3 LÓGICA DE FRECUENCIA..........................................................................7-20
8.1 RESUMEN .................................................................................................. 8-1
8.1.1 PROTOCOLOS................................................................................................8-1 8.1.2 CAPA FÍSICA...................................................................................................8-1
8.2 PROTOCOLO MODBUS ............................................................................ 8-2 8.2.1 DESCRIPCIÓN ................................................................................................8-2 8.2.3 PROTOCOLO MODBUS DE GE POWER MANAGEMENT.............................8-2 8.2.3 INTERFASE ELÉTCRICA ................................................................................8-2 8.2.4 VELOCIDAD Y FORMATO DEL MARCO DE DATOS.....................................8-2 8.2.5 FORMATO DEL PAQUETE DE DATOS ..........................................................8-3 8.2.6 ALGORITMO CRC-16......................................................................................8-4 8.2.7 CRONOMEDIDOR DEL MENSAJE .................................................................8-4 8.2.8 CÓDIGOS DE FUNCIÓN SOPORTADOS.......................................................8-5 8.2.9 CÓDIGO DE FUNCIÓN 03H/04H: LEER VALORES REALES/PUNTOS DE AJUSTE ....................................................................................................................8-6 8.2.10 CÓDIGO DE LA FUNCIÓN 05H: EJECUTAR OPERACIÓN .........................8-7 8.2.11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 06H: ALMACENAR UN SOLO PUNTO DE AJUSTE.8-8 8.2.12 CÓDIGO DE FUNCIÓN 10H: ALMACENAR MULTIPLES PUNTOS DE AJUSTES ..................................................................................................................8-9 8.2.13 RESPUESTAS DE EXCEPCIÓN .................................................................8-10 8.2.14 LECTURA DEL REGISTRADOR DEL EVENTO..........................................8-11 8.2.15 LECTURA DE LA MEMORIA DE TRAZO ....................................................8-11 8.2.16 ACCESO A DATOS POR MEDIO DEL MAPA DEL USUARIO....................8-12 8.2.17 SUBSTITUCIONES DEL CÓDIGO DE FUNCIÓN .......................................8-15
a) SUBSTITUCIONES DEL CÓDIGO DE FUNCIÓN 03H y 04 ......................8-15 b) SUBSTITUCIÓN DEL CÓDIGO DE FUNCIÓN 05H...................................8-15 c) SUBSTITUCIÓN DEL CÓDIGO DE FUNCIÓN 06H...................................8-16
8.2.18 ORGANIZACIÓN DEL MAPA DE MEMORIA...............................................8-16 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS .............................................................. 8-17
8.3.1 MAPA DE MEMORIA DEL 745 ......................................................................8-17 8.3.2 FORMATOS DE DATOS DEL MAPA DE MEMORIA.....................................8-74
8.4 COMUNICACIONES DE DNP.................................................................. 8-92 8,4,1 DOCUMENTO DEL PERFIL DEL DISPOSITIVO...........................................8-92 8.4.2 TABLA DE IMPLEMENTACIÓN.....................................................................8-94
TABLA DE CONTENIDO
8.5 LISTAS DE PUNTOS 8 COMUNICACIONES.......................................... 8-96 8.5.1 TABLAS DE LISTAS DE PUNTOS ................................................................8-96
9.1 RESUMEN................................................................................................... 9-1
9.1.2 REQUISITOS DEL HARDWARE Y DEL SOFTWARE ....................................9-2 9.1.3 RESUMEN DEL MENÚ....................................................................................9-2 9.1.4 BARRA DE HERRAMIENTAS .........................................................................9-3 9.1.5 CONFIGURACIÓN DEL HARDWARE.............................................................9-3
9.2 INSTALACIÓN Y CONFIGURACIÓN......................................................... 9-5 9.2.1 INSTALACION 745 PC ....................................................................................9-5
9.3 USANDO 745 PC ........................................................................................ 9-7
10.1 GENERAL............................................................................................... 10-1
10.1.1 INTRODUCCIÓN .........................................................................................10-1 10.1.2 FILOSOFÍA DE PRUEBA.............................................................................10-1 10.1.3 MEDIDAS DE SEGURIDAD ........................................................................10-2 10.1.4 CONVENCIONES........................................................................................10-2
10.2 PRUEBA DEL EQUIPO.......................................................................... 10-3 10.2.1 AJUSTE DE LA PRUEBA ............................................................................10-3
10.3 TRABAJO PRELIMINAR GENERAL..................................................... 10-4 10.3.1 DESCRIPCIÓN............................................................................................10-4 10.3.2 PRUEBA DE LA RESISTENCIA DIELÉCTRICA .........................................10-5
10.4 ENTRADAS LOGICAS Y RELÉS DE SALIDA...................................... 10-6 10.4.1 ENTRADAS LÓGICAS.................................................................................10-6 10.4.2 RELE DE SALIDA........................................................................................10-7
10.5 DESPLIEGUE, MEDICIÓN, COMUNICACIONES, SALIDAS ANALOGICAS ................................................................................................ 10-8
10.5.1 DESCRIPCIÓN............................................................................................10-8 10.5.2 ENTRADAS DE CORRIENTE .....................................................................10-8 10.5.3 ENTRADA DE TENSIÓN.............................................................................10-9 10.5.4 SELECCIÓN DEL TIPO DE TRANSFORMADOR .......................................10-9 10.5.5 ENTRADA DE TEMPERATURA AMBIENTE.............................................10-11 10.5.6 SALIDAS ANALÓGICAS............................................................................10-13 10.5.7 POSICIÓN DE DERIVACION ....................................................................10-13
10.6 ESQUEMA DE PROTECCION ............................................................. 10-14 10.6.1 ADVERTENCIA .........................................................................................10-14 10.6.2 DIFERENCIAL PORCENTUAL RESTRINGIDO ARMÓNICO ...................10-14
a) CAPTACIÓN MÍNIMA...........................................................................10-14 b)VERIFICACIÓN DEL MODO DE REINICIO LOCAL .................................10-15 c)VERIFICACIÓN DEL MODO DE REINICIO REMOTO .............................10-15 d)VERIFICACIÓN DE LA SALIDA DE ESTADO SÓLIDO............................10-15 e)TIEMPO BASICO DE OPERACIÓN..........................................................10-16 f)MEDICIONES DE LA PENDIENTE............................................................10-16 g) PUNTO DE INFLEXIÓN DE LA PENDIENTE ......................................10-17 h) 2da RESTRICCIÓN ARMÓNICA..........................................................10-18 i) 5ta RESTRICCIÓN ARMÓNICA................................................................10-18 j)ESQUEMA DE DETECCIÓN DE ENERGIZACION ...................................10-19 k) OBJETIVO, CONTACTO DE SALIDA , OPERACIÓN DEL DISPLAY......10-20 l) BLOQUEOO DESDE LAS ENTRADAS LOGICAS....................................10-20
10.6.3 PROTECCIÓN DIFERENCIAL INSTANTÁNEA ........................................10-20 a) DETECCIÓN MÍNIMA ..............................................................................10-20 b)TIEMPO DE OPERACIÓN ........................................................................10-20 c) OBJETIVO, CONTACTO DE SALIDA, Y OPERACIÓN DE LA PANTALLA.10-21 d) BLOQUEOO DESDE LAS ENTRADAS LÓGICAS ..................................10-21
10.6.4 SOBRECORRIENTE DEL TIEMPO DE FASE...........................................10-21 a) ELEMENTOS DEL DEVANADO #1..........................................................10-21 b) NIVEL DE DETECCIÓN ...........................................................................10-22 c) TIEMPO DE OPERACIÓN........................................................................10-22 d) TIEMPO DE REINICIO.............................................................................10-22 e) ELEMENTOS DE FASE B Y C.................................................................10-22 f) ELEMENTOS DE LOS DEVANADOS #2 Y #3..........................................10-23
10.6.5 SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DE FASE ....................................10-23 a) ELEMENTOS DEL DEVANADO #1..........................................................10-23 b) NIVEL de DETECCIÓN ............................................................................10-23 c) TIEMPO DE OPERACIÓN........................................................................10-23 d) ELEMENTOS DE FASE B y C .................................................................10-23 e) ELEMENTOS DE LOS DEVANADOS #2 Y #3.........................................10-24
10.6.6 SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 2 DE LA FASE ...............................10-24 10.6.7 SOBRECORRIENTE DEL TIEMPO DEL NEUTRO ...................................10-24
a) ELEMENTO DEL DEVANADO #1............................................................10-24 b) NIVEL DE DETECCIÓN ...........................................................................10-24 c) TIEMPO DE OPERACIÓN........................................................................10-25 d) TIEMPO DE REINICIO.............................................................................10-25 e) ELEMENTOS DEL DEVANADO #2 O #3.................................................10-25
10.6.8 SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DEL NEUTRO.............................10-26 a) ELEMENTO DEL DEVANADO #1............................................................10-26 b) NIVEL DE DETECCIÓN ...........................................................................10-26 c) TIEMPO DE OPERACIÓN........................................................................10-26 d) ELEMENTOS DEL DEVANADO 2 Y 3 .....................................................10-26
10.6.9 SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 2 DEL NEUTRO.............................10-27 10.6.10 SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DE TIERRA.......................................10-27
a) ELEMENTO DEL DEVANADO 1..............................................................10-27 b) NIVEL DE DETECCIÓN ...........................................................................10-27 c) TIEMPO DE OPERACIÓN........................................................................10-28 d) TIEMPO DE REINICIO.............................................................................10-28 e) ELEMENTOS DE LOS DEVANADOS 2 o 3 .............................................10-28
10.6.11 SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DE TIERRA...............................10-28 a) ELEMENTO DEL DEVANADO 1..............................................................10-29 b) NIVEL DE DETECCIÓN ...........................................................................10-29 c) TIEMPO DE OPERACIÓN........................................................................10-29
10.6.12 SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 2 DE TIERRA...............................10-29 10.6.13 FALLA DE TIERRA RESTRINGIDA.........................................................10-30
a) ELEMENTO DEL DEVANADO #1............................................................10-30 b) NIVEL DE DETECCIÓN ...........................................................................10-30 c) TIEMPO DE OPERACIÓN........................................................................10-31 d) PENDIENTE .............................................................................................10-31 e) ELEMENTOS DE LOS DEVANADOS 2 o 3 .............................................10-31
10.6.14 SOBRECORRIENTE DEL TIEMPO DE SECUENCIA NEGATIVA ..........10-31 a) ELEMENTO DEL DEVANADO #1............................................................10-32 b) NIVEL DE DETECCIÓN ...........................................................................10-32 c) TIEMPO DE OPERACIÓN........................................................................10-32 d) TIEMPO DE REINICIO.............................................................................10-33 e) ELEMENTOS DE LOS DEVANADOS 2 Y 3.............................................10-33
10.6.15 SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA DE SECUENCIA NEGATIVA.......10-33 a) ELEMENTO DEL DEVANADO 1..............................................................10-33 b) NIVEL DE DETECCIÓN ...........................................................................10-33 c) TIEMPO DE OPERACIÓN........................................................................10-34 d) ELEMENTOS DE LOS DEVANADOS 2 Y 3.............................................10-34
10.6.16 ELEMENTOS DE FRECUENCIA .............................................................10-34 10.6.17 BAJA FRECUENCIA 1 .............................................................................10-35
a) PRELIMINAR............................................................................................10-35
TABLA DE CONTENIDO
b) FUNCIÓN DE ENTRADA DE TENSIÓN ( ENTRADA DE TENSIÓN HABILITADA) ...............................................................................................10-35
10.6.18 BAJA FRECUENCIA 2.............................................................................10-37 10.6.19 SOBREFRECUENCIA .............................................................................10-37
a) PRELIMINAR ...........................................................................................10-37 b) FUNCIÓN DE ENTRADA DE TENSIÓN (ENTRADA DE TENSIÓN HABILITADA) ...............................................................................................10-37 c) FUNCIÓN DE ENTRADA DE CORRIENTE (ENTRADA DE TENSIÓN INHABILITADA)............................................................................................10-38
10.6.20 VELOCIDAD 1 DE CAIDA DE FRECUENCIA .........................................10-39 a) PRELIMINARES.......................................................................................10-39 b) FUNCIÓN DE ENTRADA DE TENSIÓN (ENTRADA DE TENSION PERMITIDA).................................................................................................10-39 c) FUNCIÓN DE ENTRADA DE CORRIENTE (ENTRADA DE TENSIÓN INHABILITADA)............................................................................................10-40 d) VELOCIDAD DE CAIDA 2, 3, y 4 DE FRECUENCIA...............................10-40
10.6.21 VOLTIOS-POR-HZ 1(2) ...........................................................................10-41 10.6.22 ESQUEMA DE LA 5TA ARMÓNICA........................................................10-41 10.6.23 ENVEJECIMIENTO DEL AISLAMIENTO.................................................10-42
a) PRELIMINAR ...........................................................................................10-42 b) LÍMITE Del PUNTO MÁS CALIENTE (HOTTEST SPOT LIMIT)..............10-42 c) LÍMITE DEL FACTOR DE ENVEJECIMIENTO........................................10-42 d) LÍMITE DE PERDIDA DE VIDA................................................................10-42
10.6.24 FALLA DEL MONITOREO DE LA DERIVACION ....................................10-42 10.7.1 ESQUEMA DEL NIVEL DE THD ...............................................................10-43
a) DETECCIÓN MÍNIMA ..............................................................................10-43 b) TIEMPO DE OPERACIÓN .......................................................................10-43 c) CORRIENTE DE OPERACIÓN MÍNIMO..................................................10-43 d) OTROS ELEMENTOS DE THD ...............................................................10-43
10.7.2 FUNCIÓN DE LA DISMINUCIÓN DEL VALOR NOMINAL DE LA ARMÓNICA..............................................................................................................................10-44
a) NIVEL DE OPERACIÓN ..........................................................................10-44 b) TIEMPO DE OPERACIÓN .......................................................................10-44
10.7.3 SOBRECARGA DEL TRANSFORMADOR................................................10-45 a) NIVEL DE OPERACIÓN ..........................................................................10-45 b) TIEMPO DE OPERACIÓN .......................................................................10-45
10.8.1 DESCRIPCIÓN..........................................................................................10-46
11.1 SUMARIO COMISIONADO .................................................................... 11-1
11.1.1 AJUSTES S1 745 ........................................................................................11-1 11.1.2 S2 AJUSTE DEL SISTEMA .........................................................................11-2 11.1.3 FLEXCURVES .............................................................................................11-4 11.1.3 FLEXCURVES .............................................................................................11-4 11.1.4 S3 ENTRADAS LÓGICAS ...........................................................................11-5 11.1.5 S4 ELEMENTOS .........................................................................................11-6 11,1,6 S5 SALIDAS ..............................................................................................11-18 11,1,6 S5 SALIDAS ..............................................................................................11-18
A.1 FIGURAS Y TABLAS.................................................................................... 1
A.1.1 LISTA DE FIGURAS........................................................................................... 1 A.1.2 LISTA DE TABLAS............................................................................................. 2
1 RESUMEN DEL PRODUCTO 1-1. INTRODUCCIÓN
GE Power Management 745 Relé de Administración delTransformador 1-1
1
1.
1.1.1 DESCRIPCIÓN
El 745 Transformer Management Relay ™ es un relé de alta velocidad, basado en multiprocesador, trifásico, dos o tres devanados, planeado para la protección primaria y la administración de los transformadores de energía, pequeños, medios y grandes
El 745 combina Diferenciales de Porcentaje la sobrecorriente, frecuencia y sobre excitación junto con la monitorización de los armónicos individuales, y el THD en un paquete económico.
El relé proporciona una variedad de características adaptativas de relevación:
• Restricción adaptativa armónica que trata el problema de disparos falsos durante la irrupsión.
• Los Elementos adaptivos de sobrecorriente de tiempo que ajustarán su configuración de captación basados en la capacidad calculada del transformador cuando se suministran corrientes de carga con contenido armónico alto.
• Grupos múltiples de ajuste de puntos que le permiten al usuario entrar y seleccionar dinámicamente de entre más de cuatro grupos de ajustes de relé, para dirigir los requerimientos de protección de las diversas configuraciones del sistema de energía.
• La corrección del desajuste del Radio TC Dinámico, que monitoriza la posición de derivación de la carga y automáticamente corrige el desajuste del radio de TC (Transformador de Corriente)
• FlexLogic™ que permite ecuaciones de estilo PLC basado en las entradas lógicas y los elementos de protección que serán asignados a cualquiera de las 745 salidas.
El 745 también incluye una poderosa característica de simulación y prueba. Lo que le permite al ingeniero de pruebas, probar la operación del relé, basado en los datos en forma de onda capturados o generados por una computadora que pueden ser convertidos a un formato digital y descargados en la memoria “buffer” de simulación del 745 para su reproducción.
El 745 también proporciona su propia función de captura en forma de onda que registra los datos en busca de condiciones de falla, de irrupsión o de alarma.
La función de la autoconfiguración elimina la necesidad de cualquier conexión especial TC mediante la conexión en estrella de todos los CTs.
1.1 INTRODUCCIÓN 1 RESUMEN DEL PRODUCTO
1-2 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
1 SÍMBOLO ELEMENTO COMUN DE LA PROTECCIÓN
250/46
251/46
S/C Instantánea de Secuencia Negativa
Tiempo de SC de Secuencia Negativa
250P1
250P2
250N1
250N2
250G1
250G2
SC Instantánea de fase 1
SC Instantánea de fase 2
S/C Instantánea Neutro (3I 0) 1
S/C Instantánea Neutro (3I 0) 2
S/C Instantáneo Tierra 1
S/C Instantáneo Tierra 2
251P
251N
251G
Tiempo S/C de Fase
Tiempo S/C Neutro (3I 0)
Tiempo S/C de Tierra
287TG Diferencial de Tierra (Falla a tierra Restringida)
2THD
2AD
Nivel Total de Distorsión Armónica
Demanda de Corriente
SÍMBOLO ELEMENTO DE PROTECCION DE REVANADO 3
350/46
351/46
S/C Instantánea de Secuencia Negativa
Tiempo S/C de Secuencia Negativa
350P1
350P2
350N1
350N2
S/C Instantánea de Fase 1
S/C Instantánea de Fase 2
S/C Instantáneo del Neutro 1 (3I 0)
S/C Instantáneo del Neutro 2 (3I 0)
351P
351N
351G
Tiempo S/C de Fase
Tiempo Neutro S/C (3I 0)
Tiempo S/C de la Tierra
387TG Diferencial de la Tierra (Falla a tierra Restringida)
3THD
3AD
Nivel Total de Distorsión Armónica
Demanda de Corriente
1.1.2 RESUMEN DE LAS CARACTERÍSTICAS DE PROTECCIÓN
SÍMBOLO ELEMENTO COMÚN DE LA PROTECCIÓN 59/81-1
59/81-2
Voltios-Por-Hertzio 1
Voltios-Por-Hertzio 2 81U-1
81U-2
Subfrecuencia 1
Subfrecuencia 2 81U-R1
81U-R2
81U-R3
81U-R4
81-H5
81O
Valor Nominal de la Caída de la Frecuencia 1
Valor Nominal de la Caída de la Frecuencia 2
Valor Nominal de la Caída de la Frecuencia 3
Valor Nominal de la Caída de la Frecuencia 4
5to Nivel Armónico
Frecuencia excesiva 87 50/87
Diferencial (Por ciento)
Diferencial Instantáneo AN-1
AN-2
1 de Entrada Analógica
2 de Entrada Analógica
Envejecimiento de Aislación – Factor de Envejecimiento – Límite del Punto más caliente – Vida Total Acumulada
Monitor del Cambiador de Derivación SÍMBOLO REVANADO 1 ELEMENTO DE
PROTECCIÓN
150/46
151/46
S/C Instantánea de Secuencia Negativa
Tiempo S/C de Secuencia Negativa
150P1
150P2
150N1
150N2
150G1
150G2
SC Instantánea de Fase 1
SC Instantánea de Fase 2
S/C Instantáneo del Neutro 1 (3I 0)
S/C Instantáneo del Neutro 2 (3I 0)
S/C Instantáneo Tierra 1
S/C Instantáneo Tierra 2
151P
151N
151G
Tiempo S/C de Fase
Tiempo S/C Neutro (3I 0)
Tiempo S/C de tierra
187TG Diferencial de Tierra (Falla a tierra Restringida)
1THD
1AD
Nivel Total de Distorsión Armónica
Demanda de corriente
1 RESUMEN DEL PRODUCTO 1-1. INTRODUCCIÓN
GE Power Management 745 Relé de Administración delTransformador 1-3
1
FIGURA 1 –1: DIAGRAMA UNIFILAR
VOLTIOS
VOLTIO
TEMPERATURA AMBIENTE
ENTRADA ANÁLOGICA
ENVEJECIMIENTO DE AISLASIÓNF. DE ENVEJECIMIENTO
Hz
THD Y ESPECTRO Y FACTOR ARMÓNICO
Calcule
THD Y ESPECTRO Y FACTOR ARMÓNICO
THD Y ESPECTRO Y FACTOR ARMÓNICO
POSICIÓN DE LA DERIVACIÓN
POSICION A MON FALL
DEVENADO 1 (Tensión más alta)
DSEVANADO 2 (Tensión Más baja)
DEVANADO 3 (Tensión Intermedia)
Extraiga 2do y 5to Armónico
Bloque
1.1 INTRODUCCIÓN 1 RESUMEN DEL PRODUCTO
1-4 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
1
1.1.3 CÓDIGOS DE ORDEN
FIGURA 1 –2: 745 CÓDIGOS DE ORDEN
745 RELÉ ® DE ADMINISTRACIÓN DELTRANSFORMADOR
DEVANADOS POR FASE W2 = DEVANADO 2 W3 = DEVANADO 3
VALORES NOMINALES DE LA ENTRADA DE LA CORRIENTE DE FASE
DEVANADO
VALORES NOMINALES DE LA ENTRADA DE CORRIENTE DE TIERRA
DEVANADO
CONTROL DE ENERGIA INF = 24-60Vcd
20-48Vca @ 48-62Hz SUP = 90-300Vcd
70-265Vca @ 48-62Hz
OPCIONES A = ENTRADAS / SALIDAS ANALOGICAS L = PÉRDIDA DE VIDA R = FALLA RESTRINGIDA A TIERRA
745ORDER.CDR
1 RESUMEN DEL PRODUCTO 1.2 ESPECIFICACIONES TECNICAS
GE Power Management 745 Transformador Managemen Relay 1-5
1
1.2.1 APLICABILIDAD Transformadores: Devanado 2 o Devanado 3
Frecuencia: 50 o 60Hz nominales (el seguimiento de la frecuencia permite una operación de 2 a 65Hz) 1.2.2 ENTRADAS
CONTROL DE ENERGIA (ALIMENTACIÓN) Opciones: BAJO/ ALTO (especificado al ordenar) Intervalo Mayor: C.D. = de 20 a 60 V; CA = de 20 a 48 V @ 48-62 Hz. Intervalo Menor: C.D. = de 90 a 300 V; CA = de 70 a 265 V @ 48-62 Hz. Energía: 30 VA nominal, 40 VA máximo
Volt. alto: Valor nominal de la corriente: 3.15A Tipo: Fusible pequeño de fusión lenta de 5x20 mm capacidad de interrupción alta Modelo #: 2153.15
Fusible (no accesible):
Volt. bajo: Valor Nominal de la Corriente: 3.15ª Tipo: Fusible Pequeño de Fusión Lenta de 5x20 mm Capacidad de Interrupción Alta Modelo #: 2153 .1515
ENTRADA DE LA FASE DE CORRIENTE Fuente TC: De 1 a 50000 A primarios / 1 ó 5 A secundarios Entrada de relé: 1 A ó 5 A (especificado al ordenar) Carga: Menor de 0,2 VA en la corriente nominal por fase Intervalo de Conversión: De 0,02 a 46 x TC Precisión: a < 4 x CT: ± 0,25% de 4 x CT (± 0,01 x CT)
a > 4 x CT: ± 0,5% de 46 x CT (± 0,2 x CT) Interrupción de la sobre corriente: 1 segundo @ 80 veces la corriente nominal
2 segundos @ 40 veces la corriente nominal continuo @ 3 veces la corriente nominal
ENTRADA DE CORRIENTE DE TIERRA Fuente TC: De 1 a 50000 A primarios / 1 o 5 A secundarios Entradas de0 relé: 1 A ó 5 A (especificado al ordenar) Carga:
Menor de 0.2 VA en la carga nominal
Intervalo de Conversión: De 0.02 a 46 x CT a < 4x CT: ± 0.25% de 4 x CT (± 0.01 x CT) Precisión: a > 4x CT: ± 0.5% de 46 x CT (± 0.2 x CT)
Interrupción de la sobre corriente: 1 segundo @ 80 veces la corriente nominal 2 segundos @ 40 veces la corriente nominal continuo @ 3 veces la corriente nominal
ENTRADA DE TENSIÓN Fuente TV: De 2 a V de 600kV / De 60 a 120
Relación Del Fuente TV: De 1 a 5000 en pasos de 1
Entrada de relé: De 60 V a 120 V en fase-neutral
Carga: Menor que 0.025 VA en 120 V
Max. Continuo: 273 V
Precisión: ± 1% de 2 x VT (± 0.02 x VT)
ENTRADA LÓGICA (16) Contactos Secos: máximo de 1000 Ω EN la resistencia (C.C. de 32 V @ 2 mA proporcionados por 745) Contactos Húmedos: Entradas de 1 a 16: De 30 a 300V CD @ 1.5mA
1.2 ESPECIFICACIONES TECNICAS 1 RESUMEN DEL PRODUCTO
1-6 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
1
ENTRADA ANÁLOGICA Tipo: C.D. mA Intervalos: 0-1 mA, 0-5 mA, 0-10 mA, 0-20 mA, o 4-20 mA
(programables) Impedancia de entrada: 375 Ω ± 10% Intervalo de Conversión: De 0 a 21 mA Precisión: ± 1% de escala completa (basado en el intervalo de
entrada)
POSICIÓN DE DERIVACIÓN Tipo: resistencia (ohmios) Intervalo: De 0 a 500 Ω o De 0,5 a 5,0 Ω Corriente de Derivación: 1 mA o 10 mA (basado en el intervalo de entrada) Precisión: ± 1% de escala completa (basado en el Intervalo de
entrada)
RTD Tipo: Alambre 3 Tipo De Rtd Platino de 100Ω (DIN.43760) Níquel de 100 Ω Níquel de 120 Ω
ENTRADA IRIG-B Modulado - Amplitud De 1,0 a 10 V p-p Proceso de CD: TTL Impedancia de entrada De 70 a 100 kΩ
1.2.3 ELEMENTOS DE PROTECCIÓN
PROTECCIÓN DIFERENCIAL EN PORCENTAJE Captación de la Corriente de Funcionamiento
De 0.05 a 1.00 en los pasos de 0.01 x CT
Nivel de Desactivación: 97 a 98% de captación Intervalo SLOPE-1: De 15% a 100% en pasos de 1 Intervalo SLOPE-2: De 50% a 200% en pasos de 1 KP (Punto de Inflexión): De 1.0 a 20.0 en pasos de 0.1 x CT Restricción Armónica: De 0.1% a 65,0% en pasos de 0.1 Tiempo de Operación: Salida de Estado Sólido: Captación < 1 x CT: De 42 a 52 ms 1 x CT < Captación <1.1x Punto de inflexión: 34
a 44 ms Captación > 1.1 x Punto de inflexión: 26 a 36
ms Salidas del relé 2-5: Captación < 1 x CT: 46 a 56 ms 1 x CT < captación <1.1x Punto de inflexión: 38
a 48 ms Captación de > 1.1 x Punto de inflexión: 30 a 40
ms
SOBRE CORRIENTE DIFERENCIAL INSTANTÁNEA Nivel de Captación: De 3.00 a 20.00 en pasos de 0.01 x
CT
Nivel de Interrupción: De 97 a 98% de la captación Precisión del Nivel: Por entrada de corriente Tiempo de Operación: Salida de Estado Sólido: a 1.2 x la captación
De 22 a 30 ms a 2.0 x la captación
De 18 a 26 ms a 4.0 x la captación
De 11 a 19 ms Salidas del relé 2-5: a 1.2 x la captación
De 28 a 36 ms a 2.0 x la captación
De 24 a 32 ms a 4.0 x la captación
De 17 a 25 ms
1 RESUMEN DEL PRODUCTO 1.2 ESPECIFICACIONES TECNICAS
GE Power Management 745 Transformador Managemen Relay 1-7
1
SOBRE CORRIENTE DEL TIEMPO DE LA SECUENCIA NEGATIVA / FASE / NEUTRO / TIERRA / Nivel de Captación: 0.05 a 20.00 en pasos de 0.01 x CT Nivel de Desactivación: De 97 a 98% de la captación Forma de la Curva: ANSI Extremadamente/ Muy/ Moderadamente/
Normalmente Inversa;
Tiempo Independiente (0.1 s curva base); Curva IEC A/B/C y en cortocircuito; FlexCurve™ A/B/C (curvas programables); IAC Extrema/Muy/Inversa/ En Corto Carátula del Tiempo del Multiplicador de la Curva:
0.5 a 30 para ANSI, IAC y FlexCurves™ en pasos de 0,1 s
0.05 a 1.00 para las curvas IEC en pasos de 0.01 s Tipo de reinicio: Instantáneo o lineal Precisión del Nivel: Por entrada de corriente Precisión de Temporización: Si ≥ 1.03 x captación: ± 3% del tiempo de disparo o ± 20 ms (cualquiera es mayor)
SOBRE CORRIENTE INSTANTÁNEA DE SECUENCIA NEGATIVA Y DE TIERRA / NEUTRO / FASE Nivel de Captación: 0,05 a 20,00 en los en incrementos de 0,01 x CT Nivel de Desactivación: De 97 a 98% de Captación Tiempo de Retraso: De 0 a 60000 en pasos de 1ms Precisión del Nivel: Por entrada de corriente Tiempo de operación: Salida de Estado Sólido: en 1.2 x captación :
De 22 a 30 ms en 2.0 x captación:
De 18 a 26 ms en 4.0 x captación:
De 11 a 19 ms Salidas del Relé 2-5: en 1.2 x captación:
De 28 a 36 ms en 2.0 x captación:
De 24 a 32 ms en 4.0 x captación:
De 17 a 25 ms
SUBFRECUENCIA (2 ELEMENTOS) Captación de la Corriente de Operación:
0.05 a 1.00 en pasos de 0.01 x CT
Captación de la Tensión de Operación:
0,10 a 0,99 en l pasos de 0,01 x VT
Nivel de Captación: 45.00 a 59.99 en pasos de 0.01Hz Nivel de Desactivación: Captación + 0.03Hz Tiempo de Retraso: 0.00 a 600.00 s en pasos de 0.01 s Fuente de Señal: Tensión / corriente de fase A de devanado
1
Precisión del Nivel: ±0.02Hz Tiempo de Operación: Salida de Estado Sólido: 3% por encima de la captación: 120 a 150 ms Salidas del Relé 2-5: 3% por encima de la captación: 125 a 155 ms (retraso
fijado en 0.0s)
ÍNDICE DE FRECUENCIA DE CAMBIO (4 ELEMENTOS) Captación de la Corriente de Operación:
De 0.05 a 1.00 en pasos de 0.01 x CT
Captación de la Tensión de Operación:
De 0.10 a 0.99 en pasos de 0.01 x VT
Nivel de Captación: De 45.00 a 59.99 en pasos de 0.01 Hz Nivel de Desactivación: Captación + 0,03 Hz Velocidad 1/2/3/4: De 0.1 a 5.0 en pasos de 0.1 Hz / sec. Nivel de Salida: Captación + 0.07 Hz/ sec. Fuente de la Señal: Tensión / Corriente de fase A de devanado 1 Precisión del Nivel: ±0.02Hz Tiempo de Operación: El Tiempo de operación del elemento de tendencia es variable y es dependiente de
la velocidad decremental establecida y el nivel de frecuencia de la supervisión.
1.2 ESPECIFICACIONES TECNICAS 1 RESUMEN DEL PRODUCTO
1-8 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
1 SOBREFRECUENCIA (1 ELEMENTO) Captación de la Corriente de la Operación:
De 0,05 a 1,00 en pasos de 0.01 x CT
Captación de la Tensión de Operación:
De 0,10 a 0,99 en pasos de 0.01 x VT
Nivel de Captación: De 50.01 a 65.00 en pasos de 0.01 Hz Nivel de Desactivación: Captación - 0,03 Hz Tiempo de Retraso: De 0.00 a 600.00 s en pasos de 0.01 s Fuente de la Señal: Tensión / Corriente de fase A del
Devanado 1
Precisión del Nivel: ±0.02 Hz Tiempo de operación: Salida de Estado Sólido: 3% por encima de la captación: De 120 a 150 ms Salidas del Relé 2-5: 3% por encima de la captación: De 125 a 155 ms
(retrasa el T a 0,0 s)
SOBREEXCITACION EN VOLTIOS / HZ (2 ELEMENTOS) Captación de la Tensión de Operación:
De 0.10 a 0.99 en pasos de 0.01 x VT
Nivel de la Captación: De1.00 a 4.00 en pasos de 0.01 V / Hz
Forma de la Curva: Tiempo Independiente (curva base de 0.1s)
Curva IEC A/B/C Tiempo de Retraso: De 0.00 a 600.00 s en pasos de 0,01
s
Retardo de Reinicio: De 0.0 a 6000.0 s en pasos de 0.1 s Fuente de la Señal: Tensión Intervalo: De 10 a 65 Hz Precisión del Nivel: ±0.02 V /Hz Tiempo de Operación: Salida de estado sólido: 1.10 x captación: 165 a 195 ms Salidas del relé 2-5: 1.10 x captación:
De 170 a 200 ms (Retraso fijado a 0.0 s)
SOBREEXCITATION EN EL 5TO NIVEL ARMÓNICO Captación de la Corriente de Operación:
0.03 a 1.00 en pasos de 0.01 x CT
Nivel de Captación: 0.1 a 99.9 en pasos de 0.1% Desactivación: 95% de la captación Tiempo de Retraso: 0 a 60000 s en pasos de 1s Fuente de la Señal: Todos las corrientes de fase Tiempo de Operación: Salida de estado sólido: 1.10 x captación:
De 20 a 120 ms Salidas del relé 2-5: 1.10 x captación:
De 25 a 125 ms (retraso fijado en 0.0 s)
DESGASTE DEL AISLAMIENTO / LÍMITE DEL PUNTO MÁS CALIENTE Nivel de Captación: De 50 a 300 en pasos de 1ºC Retraso: De 0 a 60000 en pasos de 1 min.
LÍMITE DEL FACTOR / DESGASTE DEL AISLAMIENTO Nivel de Captación: De 1.1 a 10.0 en pasos de 0.1 Retraso: De 0 a 60000 en pasos de 1 minuto.
DESGASTE DEL AISLAMIENTO / PÉRDIDA DE LÍMITE DE VIDA Nivel de Captación: De 0 a 20000 en pasos de 1 x 10h
1 RESUMEN DEL PRODUCTO 1.2 ESPECIFICACIONES TECNICAS
GE Power Management 745 Transformador Managemen Relay 1-9
1
1.2.4 SALIDAS SALIDAS ANÁLOGICAS (7) Intervalo de Salidas: 0-1 mA, 0-5 mA, 0-10 mA, 0-20 mA o
4-20 mA
Carga Máxima: 0-1 mA: 10 kΩ 4-20 mA: 600 Ω Aislamiento: Aislado completamente Precisión: ± 1% de escala completa
SALIDA DE ESTADO SÓLIDO Características nominales Máximas: Haga y Lleve 15 A @ C.C. de 250 V para 500 ms
RELÉS DE SALIDA Configuración: De 2-5 de DISPARO Forma A (clasificado como disparo de
interrupción) De 6-8: DE AUXILIAR: Forma C 9 AUTOPRUEBA: Forma C Material de Contacto: aleación de plata Valores nominales Máximos: 300 V CA,. 250 V C.C, 15 A, 1500 VA
Relés: 2-5 De Disparo
TENSIÓN DE CONTACTO/
DE ACARREO CONTINUO
DE CONTACTO/
DE ACARREO 0.2s
INT. CARGA MÁXIMA
30 V CD 20 A 40 A 10 A 300 W
125 V CD 20 A 40 A 0,8 A 300 W
CD Resistiva
250 V CD 20 A 40 A 0,4 A 300 W
30 V CD 20 A 40 A 5 A 150 W
125 V CD 20 A 40 A 0 ,3 A 150 W
CD Inductiva L/R = 40 ms
250 V CD 20 A 40 A 0 ,2 A 150 W
120 V CA 20 A 80 A 20 A 5000 VA CA Resistiva
240 V CA 20 A 80 A 20 A 5000 VA
120 V CA 20 A 80 A 8 A 5000 VA CA Inductiva Pf = 0 ,4
240V CA 20 A 80 A 7 A 5000 VA
COMUNICACIONES Todos los Puertos: 300 a 19200 baudios, paridad programable, protocolo RTU Modbus, DNP
RELOJ Resolución: 1 ms Precisión con IRIG-B: ± 1 ms sin IRIG-B: ± 1 minuto / mes Vida de la batería de respaldo 10 años de uso continuo
ARMÓNICOS Individual Intervalo: De 0,00 a 99,9% Precisión: ±1% de Escala
Completa @ de 0,5 x CT THD Intervalo: De 0,00 a 99,9% Precisión: el ±1% de Rango Completo @ 0,5 x a CT
AMBIENTE DE OPERACIÓN Intervalo de Temperatura de operación: De –40°C a +60 °C Temperatura Ambiente de Almacenamiento: De –40°C a +80 °C Humedad: hasta 90% no-condensando Altitud: 2000 m Grado de contaminación: II
Relés: 6 - 8 AUXILIARES, 9 - AUTOPRUEBA
TENSIÓN DE CONTACTO/ DE
ACARREOCONTINUO
DE CONTACTO / DE ACARREORY
0 ,25
INT. CARGA MÁXIMA
30 V CD 10 A 30 A 10 A 300 W
125 V CD 10 A 30 A 0 ,5 A 62 ,5 W
C.C. Resistiva
250 V CD 10 A 30 A 0.3 A 75 W
30 V CD 10 A 30 A 5 A 150 W
125 V CD 10 A 30 A 0.25 A 31.3 W
CD Inductiva L/R = 40 ms
250 V CD 10 A 30 A 0,15 A 37 ,5 W
120 V CA 10 A 30 A 10 A 2770 VA CA Resistiva
240 V CA 10 A 30 A 10 A 2770 VA
120 V CA 10 A 30 A 4 A 480 VA CA Inductiva PF = 0,4
240 V CA 10 A 30 A 3 A 750 VA
1.2 ESPECIFICACIONES TECNICAS 1 RESUMEN DEL PRODUCTO
1-10 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
1 CASO Unidad completamente removible (cortos automáticos de CT); Disposición del sello; Puerta a prueba del polvo; Panel o bastidor de montaje de 19 "
Peso (caso y relé): 18 libras, 6 onzas
Clase del IP: X0
PRUEBAS DE PRODUCCIÓN Térmico: Prueba operacional a temperatura ambiental y decreciendo después a 60 °C Resistencia dieléctrica: Por IEC 255-5 y ANSI/IEEE C37.90 En entradas de CT, entradas de VT, entradas Control de Energía, Entradas del
Interruptor, y salidas del relé (2 kV por segundo)
PRUEBAS DE TIPO INTERRUPCIÓN Transitorio Rápido: por ANSI/IEEE C37.90.1 Resistencia de Aislamiento: por IEC 255-5 (500VC.D, 2000 MΩ) Fuerza Dialéctrica: por IEC 255-5 y ANSI/IEEE C37.90 (2 kV @ 60 Hz por minuto) Capacidad de Fuerza Contra Picos: por IEC 255-22-1 y 255-4 Clase 3 (modo común transitorio/ rápido 2,5 kV, modos
diferenciales 1 kV) por IEC 255-4 y ANSI/IEEE C37.90.1 (2,5 kV @ 1 MHz, 400/sec. para 2 sec.,
Ri=200W) Descarga Electrostática: por IEC 801.2 Clase 4 (15 kV, 150 pF, 150 Ω) Tensión de Impulso: por IEC 255-5 (5 kV de kV @ 1,2 x 50 ms, 0,5 J, Ri = 500 Ω modos comunes y
diferenciales) Disrupción de Corriente: por ANSI/IEEE C37.90 (40 x A nominal por 2 sec., 80 que x A nominal por s) IRF: 50 MHz, transmisor móvil de 15 W @ 25 cm
APROBACIONES CSA: CSA aprobado CE: Conforme a EN55011/CISPR 11, EN50082-2, IEC 947-1, 1010-1 UL: UL aprobado ISO: Fabricado bajo programa registrado de ISO9001
Se recomienda que todos los relés 745 se accionen por lo menos una vez al año para evitar la deterioración de los capacitores electrolíticos en suministro de energía.
NOTA
Especificaciones sujetas a cambios sin previo aviso.
2 INICIALIZANDO 2.1 USO DE LAS PANTALLAS DEL PANEL DELANTERO
GE Power Management 745 Relé de Administración Transformador 2-1
2
2.
2.1.1 MANIOBRANDO
El procedimiento siguiente describe cómo maniobrar a través de los puntos de ajustes y los valores reales del 745.
Si arrancas exitosamente, los indicadores de SELF-TEST ERROR y MESSAGE (ERROR DE AUTOPRUEBA Y MENSAJE) se encontrarán encendidos en la pantalla junto con este mensaje. Esto indica que el 745 se encuentra en estado No Programado (Not Programmed) y las protecciones en contra de la instalación de un relé cuyos puntos de ajuste no han sido incorporados. Este mensaje seguirá apareciendo hasta que el relé se coloque explícitamente en estado Programado (Programmed).
Presione una vez cualquier tecla del panel delantero y aparecerá el encabezado para la primera página de valores reales aparece. Esta página contiene información del sistema y del estatus del relé. Presione repetidamente la tecla ACTUAL (Real) para desplegar los encabezados de página 1°, 2do y 4° de los valores reales. Presione la tecla ACTUAL una vez más para regresar al 1er encabezado de página de valores reales. En total hay 4 páginas de valores reales de valores, numeradas de A1 (el prefijo 'A' indica que es una página de valores reales) a A4. Los encabezados de páginas de valores reales, así como los encabezados de página de los puntos de ajuste, tienen barras dobles de desplazamiento en el lado izquierdo del mensaje.
Presione la tecla de SETPOINT (Punto de Ajuste) y el encabezado para la primera página de los puntos de ajuste aparece. Esta página contiene los puntos de ajuste para configurar el relé 745.
Presione la tecla de SETPOINT para moverse a la siguiente página de puntos de ajuste. Esta página contiene los puntos de ajuste para incorporar las características del transformador de energía que esta siendo protegiendo. Presione repetidamente la tecla SETPOINT para mostrar los encabezados de página 3ro, 4to, 5to y 6to para después regresar al primer encabezado de los puntos de ajuste. Como usted ha descubierto, en total existen 6 páginas de puntos de ajuste, numeradas de S1 (prefijo ‘S’ que indica que es una página de punto de ajuste) a S6.
Desde la página del primer encabezado de los puntos de ajuste, presione una vez la tecla de MESSAGE (mensaje) para desplegar el primer subtítulo. Los puntos de ajuste bajo este sub-título se relacionan con el código de seguridad. Observe que la línea inferior de cada mensaje de subtítulo dice [ENTER] for more (para más), y que hay una sola barra de desplazamiento en el lado izquierdo.
Presione la tecla MESSAGE repetidamente para desplegar los mensajes de subtítulo restantes en esta página. El último mensaje aparece como se muestra.
Presione la tecla de MESSAGE repetidamente para moverse al segundo mensaje de subtítulo. Los puntos de ajuste bajo este mensaje le permiten al usuario especificar las preferencias de la operación del teclado numérico y desplegar las preferencias de operación.
Presione ESCAPE para desplegar el primer punto de ajuste debajo de las preferencias del subtítulo. Todo punto de ajuste y mensajes de valores reales constan de dos partes. La primera parte (BEEPER:), se muestra en mayúsculas y seguido por dos puntos. Éste es el nombre o la descripción de los datos. La segunda parte (Enabled), comienza ya sea con una mayúscula seguida por minúsculas o con un número seguido por unidades. Esta segunda parte representa el valor actual de los datos.
Para ver los puntos de ajuste restantes asociados a las preferencias del subtítulo, presione repetidamente la tecla MESSAGE . El último mensaje aparece como se muestra.
2.1 USO DE LA PANTALLA DEL PANEL DELANTERO 2 INICIALIZANDO
2-2 745 Transformador Management Relay GE Power Management
2
Repasemos como llegamos a este último mensaje.
1. Primero, comenzamos con el título de la página de puntos de ajuste S1 745 SETUP
2. Después pasamos al segundo subtítulo ubicado debajo de la página S1, que es PREFERENCES, y presionamos la tecla ENTER .
3. Después pasamos al último mensaje en este grupo.
Una ruta puede ser utilizada como un medio para especificar donde está ubicado un mensaje en el relé 745. Para este último mensaje, la ruta sería S1 745 SETUP / PREFERENCES / DEFAULT MESSAGE INTENSITY. Para propósitos de este manual, nos referiremos a los mensajes de esta forma. Presione la tecla ESCAPE para regresar al mensaje del subtítulo de las preferencias. Presionar la tecla de ESCAPE de cualquiera de los mensajes que se encuentren debajo de un subtítulo regresará la pantalla a este mensaje de subtítulo. Desde un mensaje de subtítulo, presione repetidamente MESSAGE mueve la pantalla a través de la lista de los mensajes del subtítulo al encabezado de la página. Como alternativa, puede presionar la tecla de SETPOINT para trasladarse directamente a la siguiente página.
2 INICIALIZANDO 2.2 CAMBIAR PUNTOS DE AJUSTE
GE Power Management 745 Relé de Administración Transformador 2-3
2
2.2.1 DESCRIPCIÓN
Existen muchas clases diferentes de puntos de ajuste, distinguidos por la manera en que sus valores se despliegan y se editan. Ahora que estamos más familiarizados con el modo de maniobrar a través de los mensajes, podemos aprender cómo corregir los valores utilizados por las diferentes clases de puntos de ajuste.
2.2.2 INSTALACIÓN DEL PUENTE DEL ACCESO DEL PUNTO DE AJUSTE
Las características de seguridad del hardware y del código de acceso se diseñan para proporcionar protección contra cambios no autorizados del punto de ajuste. Puesto que estaremos programando los nuevos puntos de ajuste utilizando las teclas del panel delantero, un puente del hardware debe ser instalado a través de las terminales del punto de ajuste (D9 y D10) en la parte posterior de la caja del relé. Se puede también utilizar un interruptor a través de estas terminales para permitir el acceso al punto de ajuste. Los intentos de incorporar un nuevo punto de ajuste a través del panel delantero sin esta conexión sería inútil.
2.2.3 PUNTOS DE AJUSTE NUMÉRICOS
Cada punto de ajuste numérico tiene su propio valor mínimo, máximo, e incremental asociado a él. Estos parámetros definen qué valores son aceptables para un punto de ajuste.
Seleccione el mensaje del punto de ajuste S2 SYSTEM SETUP/ VOLTAJE INPUT / NOMINAL VT SECONDARY VOLTAGE
Presione la tecla HELP y los siguientes mensajes destellantes del contexto aparecerán secuencialmente por varios segundos cada uno. En el caso de un mensaje de punto de ajuste numérico, la tecla HELP muestra el valor mínimo, el máximo, y el valor del incremento.
Dos métodos para evitar y almacenar un valor de punto de ajuste numérico se encuentran disponibles.
1. Del 0 a 9 y la tecla decimal: El teclado numérico del relé trabaja de la misma forma que el de cualquier calculadora electrónica. Un número se pone dígito por dígito. El dígito extremo izquierdo se pone primero y el dígito extremo derecho se incorpora al último. Presionar la tecla ESCAPE , antes de la tecla ENTER , regresa el valor original a la pantalla.
2. VALUE y VALUE la tecla de VALUE incrementa el valor mostrado, por el valor del incremento, hasta el valor máximo permitido. Cuando se encuentre en el valor máximo, presione la tecla VALUE otra vez permitiendo que la selección del punto de ajuste continúe desde el valor mínimo. La tecla VALUE decrece el valor presentado, por el valor del incremento,
2.2 CAMBIAR PUNTOS DE AJUSTE 2 INICIALIZANDO
2-4 745 Transformador Management Relay GE Power Management
2
hasta el valor mínimo. Nuevamente el continuar presionando la tecla VALUE mientras que se encuentre en el valor mínimo, continuará la selección del punto de ajuste desde el valor máximo.
Como ejemplo, vamos a colocar el punto de ajuste de la tensión nominal secundario del VT a 69,3 V. Presione las teclas numéricas apropiadas en la secuencia '6 9. 3'. El mensaje en la pantalla cambiará a medida que se están introduciendo los dígitos.
Los cambios editados no se registran hasta que se presiona la tecla ENTER . Presione la tecla de ENTER para almacenar el nuevo valor en la memoria. Este mensaje destellante aparece momentáneamente confirmando el proceso de almacenamiento. Si se introduce 69,28, el valor se redondea automáticamente a 69,3, puesto que el valor del incremento para este punto de ajuste es 0,1.
2.2.4 PUNTOS DE AJUSTE DE ENUMERACIÓN
Los puntos de ajuste de enumeración tienen valores que son parte de un conjunto, cuyos miembros se encuentran explícitamente definidos por un nombre. Un conjunto se encuentra compuesto de dos o más miembros.
Vaya a S2 SYSTEM SET UP /TRANSFORMER/PHASE SEQUENCE
Presione la tecla HELP y los siguientes mensajes destellantes del contexto aparecerán secuencialmente por varios segundos. En el caso de un mensaje del punto de ajuste de enumeración, la tecla HELP muestra el número de selecciones en la enumeración.
Los valores de tipo enumeración se modifican utilizando las teclas VALUE y VALUE . La tecla VALUE
despliega la selección siguiente mientras que la tecla VALUE despliega la selección anterior.
Como ejemplo, podríamos necesitar colocar la secuencia de fase en ABC. Presione VALUE o VALUE hasta que la selección apropiada sea desplegada.
Los cambios de edición no se registraran hasta que se presione ENTER . Al presionar ENTER se almacenara el nuevo valor en la memoria. Este mensaje destellante aparece momentáneamente para confirmar el proceso de almacenaje.
2 INICIALIZANDO 2.2 CAMBIAR PUNTOS DE AJUSTE
GE Power Management 745 Relé de Administración Transformador 2-5
2
2.2.5 PUNTOS DE AJUSTE DE TEXTO
Los puntos de ajuste de texto tienen valores que tienen longitud fija, pero cuyo tipo de carácter puede ser definido por el usuario. Estos pueden estar compuestos de mayúsculas, minúsculas, numéricos, y de una selección de caracteres especiales.
Vaya al mensaje de punto de ajuste S5 OUTPUTS/OUTPUT RELAYS/OUTPUT RELAY3/OUTPUT 3 de los puntos de ajuste. El nombre del relé de OUTPUT 3 va a ser cambiado en esta sección.
Presione la tecla HELP y los siguientes mensajes destellantes del contexto aparecerán secuencialmente por varios segundos. En el caso de un mensaje del punto de ajuste de texto, la tecla HELP desplegara cómo editar y almacenar un nuevo valor.
El editar y almacenar un valor de texto se logra con el uso de las teclas ENTER , VALUE VALUE y ESCAPE .
El texto introducido aquí debería ser más descriptivo para este relé de salida. Por ejemplo permítanos renombrar el relé de salida como INST DIFF TRIP. Presione la tecla ENTER y un cursor sólido () aparecerá en la primera posición de carácter.
Presione la tecla VALUE o VALUE hasta que aparezca el carácter ' I ' en la primera posición. Ahora presione la tecla ENTER para registrar el carácter y avanzar el cursor a la posición siguiente. Cambie el segundo carácter a una ' N' presionando otra vez la tecla VALUE o VALUE . Guarde este cambio presionando la tecla ENTER . Continúe incorporando los caracteres de esta manera hasta que todos los caracteres en el "INST DIFF TRIP' hayan sido introducidos. Observe que un espacio está seleccionado como un carácter. Si un carácter se introduce incorrectamente, presione la tecla ENTER repetidamente hasta que el cursor regrese a la posición del error. Introduzca el carácter cuantas veces sea necesario. Una vez que este completado, presione la tecla ESCAPE para quitar el cursor sólido y ver el resultado.
2.3 SEGURIDAD 2 INICIALIZANDO
2-6 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
2
2.3.1 INSTALACION
Observe que el estado del relé ha sido predeterminado a Setpoints Not Programmed antes de que este salga de la fábrica. Esto evitará que se instale un relé cuyos puntos de ajuste no hayan sido introducidos. Además, un relé en el estado de ’Not Programmed’ bloqueará las señales de cualquier relé de salida, y apagará el indicador de ‘IN SERVICE’.
Vaya al mensaje S1 745 SETUP/ INSTALLATION / 745 SETPOINTS. Para poner el relé en el estado Programmed, presione la tecla VALUE o la tecla VALUE una vez y teclee ENTER . Introduzca Yes (Si) como respuesta al mensaje ARE YOU SURE? (¿Está usted seguro?). El indicador del panel delantero ‘IN SERVICE’ se prendará ahora.
2.3.2 CONFIGURACIÓN DE SEGURIDAD DEL CÓDIGO DE ACCESO
Para garantizar que la configuración del relé no sea manipulada, el usuario puede configurar la característica de seguridad del código de seguridad.
a) CAMBIANDO EL CÓDIGO DE SEGURIDAD Muévase al mensaje S1 745 SETUP \ PASSCODE / SETPOINT ACCESS. Este mensaje no se puede editar directamente. Simplemente indica si la seguridad del código de acceso se encuentra habilitada (SETPOINT ACCESS: Read Only), o inhabilitada (SETPOINT ACCESS: Read & Write) Cada relé sale de la fábrica con el acceso al punto de ajuste habilitado. El código de acceso se predetermina en ‘0’, lo cual inhabilita completamente la característica de seguridad del código de acceso.
Presione la tecla de MESSAGE una vez.
Presione la tecla de VALUE o VALUE una vez.
Presione la tecla ENTER para iniciar el procedimiento para cambiar el código de acceso. El mensaje cambiará como se muestra. La contraseña actual es ‘0', así que presione la tecla numérica '0‘. El relé reconocerá la tecla presionada mostrando ' z '.
Presione la tecla ENTER
Para éste ejemplo cambie el código de acceso a '123'. Presione las teclas numéricas apropiadas en la secuencia '1 2 3'. El mensaje cambiará conforme incorporen los dígitos, teniendo como resultado final lo mostrado.
Presione la tecla ENTER para registrar la nueva contraseña, un mensaje de confirmación aparece. Como medida de seguridad, el relé le pedirá introducir el nuevo código dos veces. Esto asegurará que la contraseña sea introducida correctamente.
Después de presionar las teclas numéricas apropiadas en la secuencia '1 2 3', presione ENTER . Este mensaje destellante aparece momentáneamente en la pantalla y confirma que el nuevo código ha sido guardado en la memoria.
2 INICIALIZANDO 2.3 SEGURIDAD
GE Power Management 745 Relé de Administración Transformador 2-7
2
Después de algunos segundos, la pantalla original regresa.
Presione la tecla de MESSAGE . Tan pronto como una contraseña diferente de cero se introduzca, el acceso al punto de ajuste se restringirá automáticamente.
b) HABILITAR/ INHABILITAR LA SEGURIDAD DEL CÓDIGO DE ACCESO Suponga que en un momento dado del futuro usted desea alterar un punto de ajuste. Para hacer esto, usted debe inhabilitar la seguridad del código de acceso, haga que el punto de ajuste cambie, y después rehabilite la seguridad del código.
Muévase hacia el mensaje S1 745 SETUP \ PASSCODE/ ALLOW ACCESS TO SETPOINTS?. Es desde aquí donde inhabilitaremos la seguridad del código de acceso. Observe por favor que este mensaje se oculta, cuando la característica de seguridad del código de acceso se inhabilita introduciendo una contraseña de ' 0 '.
Presione la tecla de VALUE o VALUE una vez para seleccionar 'Yes', y presione ENTER . El mensaje desplegado cambiará como se muestra.
Introduzca el código de acceso actual y presione la tecla ENTER . Este mensaje destellante indica que el valor presionado fue aceptado y que la seguridad del código de acceso se encuentra inhabilitada.
Este mensaje aparecerá después de algunos segundos. Ahora que se encuentra habilitado el acceso al punto de ajuste, el mensaje de ‘ALLOW ACCESS TO SETPOITNS? (PERMITIR ACCESO A LOS PUNTOS DE AJUSTE). Ahora se pueden cambiar y almacenar los puntos de ajuste del relé. Si no se presiona ninguna tecla del panel delantero por más de 30 minutos, el acceso del punto de ajuste automáticamente se restringirá nuevamente.
Para inhabilitar el acceso del punto de ajuste, inmediatamente después de la edición del punto de ajuste, regrese de nuevo a S1 745 SETUP \ PASSCODE \ RESTRICT ACCESS TO SETPOINTS? e introduzca ‘Yes’. Presione el código de acceso actual en el mensaje mostrado.
Presione la tecla ENTER y este mensaje parpadeará en la pantalla. Indicando que la seguridad del código de acceso se encuentra habilitada ahora.
Después de algunos segundos, la pantalla original regresa.
2.3 SEGURIDAD 2 INICIALIZANDO
2-8 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
2
3. INSTALACIÓN 3.1 CAJA DESMONTABLE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 3-1
3
3.
3.1.1 DESCRIPCIÓN DE LA CAJA
El 745 se empaca en el arreglo estándar de la serie SR, el cual consiste en un relé desmontable y una caja acompañante. La caja proporciona protección mecánica para la porción desmontable, y se utiliza para hacer conexiones eléctricas permanentes al equipo externo. Donde se requiera, los conectores de la caja son montados con mecanismos, tales como corto circuitos, automáticos de TC, para permitir la remoción segura del relé de un panel energizado. No hay componentes electrónicos en la caja.
FIGURA 3 –1: DIMENSIONES DE LA CAJA
3.1.2 RECORTE DEL PANEL
Un 745 se puede montar solo ó adyacente a otra unidad de la serie SR en un panel estándar 19 " del bastidor. Las dimensiones del recorte del panel para ambas condiciones son como se muestra. Al planear la ubicación de su recorte del panel, asegúrese de hacer lo necesario para que la puerta delantera se abra sin interferencia a/o desde el equipo adyacente.
FIGURA 3-2 RECORTE DEL PANEL DE RELE SR UNICO Y DOBLE
VISTA LATERAL VISIÓN POSTERIOR PULGADAS
RECORTE
RECORTE DEL PANEL
Panel Único
Panel Doble
PULGADAS
RECORTE RECORTERECORTE
PULGADAS
3.1 CAJA DESMONTABLE 3 INSTALACIÓN
3-2 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
3
3.1.3 MONTAJE DE LA CAJA
Antes de montar la unidad del SR en el panel de soporte, remueva la porción del relé de su caja, como fue descrito en la sección del retiro y de inserción del relé de este capítulo. Desde el frente del panel, deslice la caja vacía dentro del recorte. Asegúrese que el marco delantero de la caja asienta al ras del panel, aplique presión al frente del marco mientras que dobla las pestañas de retención 90 grados. Estas pestañas están situadas en los lados y en la parte inferior del la caja y aparecen como se muestra en la ilustración. Después de doblar todos las pestañas, la caja estará montada con seguridad para que se pueda insertar el relé. La unidad de SR está lista ahora para el alambrado del panel.
FIGURA 3 –3: MONTAJE DE LA CAJA
3.1.4 RETIRO E INSERCIÓN DE LA UNIDAD
APAGUE LA ENERGIA DE CONTROL ANTES DE RETIRAR O DE REINSERTAR EL RELE PARA PREVENIR MALFUNCIONAMIENTO!
a) RETIRO DEL RELE 1. Abra la puerta jalando desde el centro de su lado derecho. Girará a la izquierda sobre sus bisagras.
2. Presione hacia arriba en el pestillo de bloqueo, que está situado debajo de la manija, y manténgalo en esa posición levantada. La punta de un destornillador pequeño puede ser provechoso en esta operación.
3. Con el pestillo levantado, jale el centro de la manija hacia fuera. Una vez que esté desconectado, continúe girando la manija hasta la posición de paro.
PRECAUCIÓN
Presione el pestillo hacia Arriba y Jale la Manija
Gire la Manija a la Posición de Paro.
3. INSTALACIÓN 3.1 CAJA DESMONTABLE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 3-3
3
4. El mecanismo de sujeción se abre cuando se alcanza la posición de paro. El relé ahora se desliza de su caja cuando está jalado por su manija. Para liberar el relé, puede ser necesario ajustar la posición de la manija levemente.
FIGURA3-4: DESLIZAR EL RELÉ DE LA CAJA b) INSERCIÓN DEL RELÉ Cualquier 745 puede ser instalado en cualquier caja de 745, pero no puede ser insertado en la caja de otro producto de la serie SR. Por ejemplo, usted no puede colocar un relé 745 en una caja 735.
Si se hace un intento de instalar un relé en una caja de otro tipo, la terminal de la configuración de la caja prevendrá la inserción completa. Aplicar una fuerza intensa en este caso dañará al relé y a la caja.
Aunque un relé se puede insertar en una caja, uno debe cerciorarse de que el número de modelo en el lado izquierdo del relé corresponde a los requisitos de instalación.
1. Con la manija del relé levantada, alineé y deslice ambos pernos guía tipo rodillo dentro de las ranuras guía de la caja. Cada perno guía tipo rodillo se encuentra cerca de las bisagras de la manija del relé.
2. Una vez que esté insertado completamente, agarre la manija de su centro y gírela hacia abajo desde la posición levantada hacia la parte inferior del relé.
3. Ya que la manija se inserta completamente, el pestillo hará que se escuche un click, asegurando la manija en la posición final. La unidad se sujeta mecánicamente en la caja por los pernos tipo rodillo de la manija, los cuales no pueden ser bajados completamente a la posición asegurada hasta que las conexiones eléctricas estén completamente acopladas.
c) SELLO DESMONTABLE Para prevenir el retiro no autorizado del relé desmontable, un sello de plano se puede instalar a través de la ranura en la parte media del pestillo de seguridad. El relé no se puede retirar de la caja con este sello puesto. Aunque se puede utilizar un código de acceso o un puente de acceso al punto de ajuste para prevenir el acceso a los puntos de ajuste y aún para permitir la monitorización de los valores reales, el acceso a los controles del panel delantero puede necesitar aún ser restringido. Como tal, se puede colocar un sello separado en el exterior de la puerta para evitar que sea abierta.
FIGURA 3 –5: SELLO DESMONTABLE
PRECAUCIÓN
3.2 INSTALACIÓN TÍPICA DEL ALAMBRADO 3 INSTALACIÓN
3-4 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
3
3.2.1 DESCRIPCIÓN
Debido a las muchas características incorporadas en el relé 745, un amplio rango de aplicaciones está disponible para el usuario. Como tal, no es posible presentar conexiones para todos los posibles esquemas. La información en ésta sección cubrirá los aspectos importantes de las interconexiones, en las áreas generales de las entradas de instrumentos del transformador, de otras entradas, de salidas, de comunicaciones y de conexión a tierra.
3.2.2 DISTRIBUCION POSTERIOR DE TERMINALES
FIGURA 3 –6: DISTRIBUCION POSTERIOR DE TERMINALES
VISTA POSTERIOR
814775A5.DWG
3. INSTALACIÓN 3.2 INSTALACIÓN TÍPICA DEL ALAMBRADO
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 3-5
3
3.2.3 ASIGNACIONES DE TERMINALES POSTERIORES
INTERFASE ANALOGICA SALIDAS Y TIERRA CT N2 A1 ENTRADA ANÁLOGICA + E1 SALIDA 1 - DISPARO DE ESTADO SÓLIDO (+) A2 ENTRADA ANÁLOGICA – E2 SALIDA 2 - RELÉ DE DISPARO (N/O) A3 POSICIÓN DE DERIVACIÓN (+) E3 SALIDA 3 - RELÉ DE DISPARO (N/O) A4 POSICIÓN DE DERIVACIÓN (-) E4 SALIDA 4 - RELÉ DE DISPARO (N/O) A5 SALIDA ANALOGICA (Común) E5 SALIDA 5 - RELÉ DE DISPARO (N/O) A6 SALIDA ANÁLOGICA 1 (+) E6 SALIDA 6 – RELÉ AUXILIAR (N/O) A7 SALIDA ANÁLOGICA 2 (+) E7 SALIDA 6 – RELÉ AUXILIAR (N/C) A8 SALIDA ANÁLOGICA 3 (+) E8 SALIDA 7 – RELÉ AUXILIAR (N/O) A9 SALIDA ANÁLOGICA 4 (+) E9 SALIDA 8 – RELÉ AUXILIAR (N/O) A10 SALIDA ANÁLOGICA 5 (+) E10 SALIDA 8 – RELÉ AUXILIAR (N/C) A11 SALIDA ANÁLOGICA 6 (+) E11 SALIDA 9 - RELÉ DE SERVICIO (Común) A12 SALIDA ANÁLOGICA 7 (+) E12 TIERRA - DEVANADO - 2/3 CT COMUNICACIONES Y ENTRADAS RTD SALIDAS Y TIERRA CT N2 B1 COMPUTADORA RS485 (+) / RS422 (Rx +) F1 SALIDA 1 - DISPARO DE ESTADO SÓLIDO (-) B2 COMPUTADORA RS485 (– / RS422 (Rx – F2 SALIDA 2 – RELÉ DE DISPARO (Común) B3 COMPUTADORA RS485 () / RS422 (Com) DE Com F3 SALIDA 3 – RELÉ DE DISPARO (Común) B4 RS422 (Tx +) F4 SALIDA 4 – RELÉ DE DISPARO (Común) B5 RS422 (Tx –) F5 SALIDA 5 – RELÉ DE DISPARO (Común) B6 RS485 EXTERNO (+) F6 SALIDA 6 – RELÉ AUXILIAR (Común) B7 RS485 EXTERNO (– F7 SALIDA 7 - RELÉ AUXILIAR (N/O) B8 IRIG-B + F8 SALIDA 7 – RELÉ AUXILIAR (N/C) B9 IRIG-B – F9 SALIDA 8 – RELÉ AUXILIAR (Común) B10 RTD 1 CALIENTE F10 SALIDA 9 - RELÉ DE SERVICIO (N/O) B11 RTD 1 COMPENSACIÓN F11 SALIDA 9 - RELÉ DE SERVICIO (N/C) B12 RTD 1 RETORNO F12 TIERRA – DEVANADO 2/3 CT ENTRADAS DE LÓGICA 9-16 Y ENTRADAS VT ENTRADAS CT Y CONEXION A TIERRA DEL 745 C1 ENTRADA LÓGICA 9 (+) G1 FASE A - DEVANADO 1 CT C2 ENTRADA LÓGICA 10 (+) G2 FASE B - DEVANADO 1 CT C3 ENTRADA LÓGICA 11 (+) G3 FASE C - DEVANADO 1 CT C4 ENTRADA LÓGICA 12 (+) G4 FASE A - DEVANADO 2 CT C5 ENTRADA LÓGICA 13 (+) G5 FASE B - DEVANADO 2 CT C6 ENTRADA LÓGICA 14 (+) G6 FASE C - DEVANADO 2 CT C7 ENTRADA LÓGICA 15 (+) G7 FASE A - DEVANADO 3 CT C8 ENTRADA LÓGICA 16 (+) G8 FASE B - DEVANADO 3 CT C9 RESERVADO G9 FASE C - DEVANADO 3 CT C10 RESERVADO G10 TIERRA - DEVANADO ½ CT C11 ENTRADA VT G11 TIERRA DEL FILTRO 745 C12 ENTRADA VT G12 TIERRA DE SEGURIDAD 745 ENTRADAS LÓGICAS 1-8 Y ENTRADAS DEDICADAS ENTRADAS CT Y VT / ENERGÍA D1 ENTRADA LÓGICA 1 (+) H1 FASE A - DEVANADO 1 CT D2 ENTRADA LÓGICA 2 (+) H2 FASE B - DEVANADO 1 CT D3 ENTRADA LÓGICA 3 (+) H3 FASE C - DEVANADO 1 CT D4 ENTRADA LÓGICA 4 (+) H4 FASE A - DEVANADO 2 CT D5 ENTRADA LÓGICA 5 (+) H5 FASE B - DEVANADO 2 CT D6 ENTRADA LÓGICA 6 (+) H6 FASE C - DEVANADO 2 CT D7 ENTRADA LÓGICA 7 (+) H7 FASE A - DEVANADO 3 CT D8 ENTRADA LÓGICA 8 (+) H8 FASE B - DEVANADO 3 CT D9 ACCESO AL PUNTO DE AJUSTE (+) H9 FASE C - DEVANADO 3 CT D10 ACCESO AL PUNTO DE AJUSTE (– H10 TIERRA - DEVANADO el 1/2 CT D11 POTENCIA LÓGICA APAGADA (+) H11 ENERGÍA DEL CONTROL (–) D12 POTENCIA LÓGICA APAGADA (-) H12 ENERGÍA DEL CONTROL (+)
indica el lado alto de las terminales CT y VT
3.2 INSTALACIÓN TÍPICA DEL ALAMBRADO 3 INSTALACIÓN
3-6 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
3
3.2.4 DIAGRAMAS DE ALAMBRADO TÍPICO
FIGURA 3-7: DIAGRAMA DE ALAMBRADO TIPICO
AL GENERADOR
DEVANADO
DEVANADO DEVANADO
AL SISTEMA INTERRUPTOR DE
LLAVE DE ACCESO DE PUNTO DE AJUSTE
DEVANADO 1,2, OR 3 FASE A, B O C)
DISPOSITIVO EXTERNO GE PM
(ESCLAVO #2)
DISPOSITIVO EXTERNO GE PM
(ESCLAVO #1) (MAESTRO)
CANAL DE SALIDA COMUN
SCAD
A U
O
RD
ENAD
OR
Tierra de comunicación
ENTR
ADAS
DE
CO
RR
IEN
TE
ENTR
ADAS
LÓ
GIC
AS
ENTR
ADAS
LÓ
GIC
AS
ENTRADA LÓGICAS 1ENTRADA LOGICAS 2ENTRADA LOGICAS 3ENTRADA LOGICAS 4ENTRADA LOGICAS5 ENTRADA LOGICAS 6ENTRADA LOGICAS 7ENTRADA LOGICAS 8
ACCESO AL PUNTO DE AJUSTE
SALIDA LOGICA DE ENERGÍA SALIDA LÓGICA DE ENERGÍA
ENTRADA LOGICA 9 ENTRADA LOGICA 10ENTRADA LOGICA 11ENTRADA LOGICA 12ENTRADA LOGICA 13ENTRADA LOGICA 14ENTRADA LOGICA 15ENTRADA LOGICA 16RESERVADARESERVADA
COMUNICACIONES
ENTRADA ANALÓGICA
FASE FASE FASE FASE FASE FASE
POSICIÓN DE LA DERIVACIÓN NOTA CABLE CON PANTALLA QUE DEBE SER ATERRIZADO AL EXTREMO DEL PLC/ ORDENADOR SOLAMENTE.
CONTACTOS DE SALIDA MOSTRADOS
SIN ENERGÍA DE CONTROL
VER CAPÍTULO DE INSTALACIÓN PARA DETALLES DE CONEXIÓN
VER CAPÍTULO DE COMUNICACIÓN PARA DETALLES DE COMUNICACIÓN
PROGRAMA
ORDENADOR
DISPARO
DISPARO
DISPARO
DISPARO
AUXILIAR
AUXILIAR
AUXILIAR
INTERFASE
RELE ORDENADOR
CONECTOR DE 9 TERMINALES
CONECTOR DE TERMINALES
ENERGÍA DE
CONTROL ALAMBRES SEPARADOS
SEÑAL BUS DE TIERRA
TEMPERATURA
9 AL
AMBR
ES
PUERTO DE PROGRAMACIÓN LOCAL
DEL PANEL FRONTAL
BOBINA DE
DISPÁRO
BOBINA DE
DISPÁRO
BOBINA DE
DISPÁRO
BOBINA DE
DISPÁRO D
EVAN
ADO
D
EVAN
ADO
3
DEV
ANAD
O
TIER
RA
ESTADO SOLIDODE LA BOBINA
TIERRA SEGURA FILTRO DE TIRRA
CONTROL DE PODER
ENTR
ADA
VT
RES
ERVA
ENTRADA DEDICADA
ENTRADAANALÓGICA
CAN
ALES
DE
ENTR
ADA
Relé de Administracióndel Transformador
AUTO - PRUEBA
3. INSTALACIÓN 3.2 INSTALACIÓN TÍPICA DEL ALAMBRADO
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 3-7
3
FIGURA 3-8: DIAGRAMA DE ALAMBRADO TIPICO PARA EL INCREMENTO DEL GENERADOR.
NOTA LAS CONEXIONES DARAN UNA MEDICION POSITIVA DE ENERGÍA DEL 745 CUANDO EL GENERADOR ESTE PROPORCIONANDO ENERGÍA
AL SISTEMA INTERRUPTOR DE
LLAVE DE ACCESO DE PUNTO DE AJUSTE
DEVANADO 1, FASE A, B O C
DISPOSITIVO EXTERNO GE PM
(ESCLAVO #2)
DISPOSITIVO EXTERNO GE PM
(ESCLAVO #1) (MAESTRO)
CANAL DE SALIDA
COMUN
SCAD
A U
O
RD
ENAD
OR
Tierra de comunicación
ENTR
ADAS
LÓ
GIC
AS
ENTR
ADAS
LÓ
GIC
AS
ENTRADA LÓGICAS 1ENTRADA LOGICAS 2ENTRADA LOGICAS 3ENTRADA LOGICAS 4ENTRADA LOGICAS5 ENTRADA LOGICAS 6ENTRADA LOGICAS 7ENTRADA LOGICAS 8
ACCESO AL PUNTO DE AJUSTE
SALIDA LOGICA DE ENERGÍASALIDA LÓGICA DE ENERGÍAENTRADA LOGICA 9 ENTRADA LOGICA 10ENTRADA LOGICA 11ENTRADA LOGICA 12ENTRADA LOGICA 13ENTRADA LOGICA 14ENTRADA LOGICA 15ENTRADA LOGICA 16RESERVADARESERVADA
COMUNICACIONESENTRADA ANALÓGICA
FASE FASE FASE FASE FASE FASE
POSICIÓN DE LA DERIVACIÓN NOTA CABLE CON PANTALLA QUE DEBE SER ATERRIZADO AL EXTREMO DEL PLC/ ORDENADOR SOLAMENTE.
CONTACTOS DE SALIDA MOSTRADOS
SIN ENERGÍA DE CONTROL
VER CAPÍTULO DE INSTALACIÓN PARA DETALLES DE CONEXIÓN
VER CAPÍTULO DE COMUNICACIÓN PARA DETALLES DE COMUNICACIÓN
PROGRAMA
ORDENADOR
DISPARO
DISPARO
DISPARO
DISPARO
AUXILIAR
AUXILIAR
AUXILIAR
INTERFASE
RELE ORDENADOR
CONECTOR DE 9 TERMINALES
CONECTOR DE TERMINALES
9 AL
AMBR
ES
PUERTO DE PROGRAMACIÓN LOCAL
DEL PANEL FRONTAL
BOBINA DE
DISPÁRO
BOBINA DE
DISPÁRO
BOBINA DE
DISPÁRO
BOBINA DE
DISPÁRO
DEV
ANAD
O
ESTADO SOLIDODE LA BOBINA
ENTR
ADA
VT
RES
ERVA
ENTRADA DEDICADA
ENTRADAANALÓGICA
CAN
ALES
DE
ENTR
ADA
ENTRADAANALÓGICA
DEV
ANAD
O
AL GENERADOR
DEVANADO
DEVANADO
ENERGÍA DE CONTROL
ALAMBRES SEPARADOS
SEÑAL BUS DE TIERRA
TEMPERATURA
TIER
RA
TIERRA SEGURAFILTRO DE TIRRA
CONTROL DE PODER
ENTR
ADA
DE
CO
RR
IEN
TE
Relé de Administracióndel Transformador
AUTO - PRUEBA
3.2 INSTALACIÓN TÍPICA DEL ALAMBRADO 3 INSTALACIÓN
3-8 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
3
3.2.5 SECUENCIA DE FASE Y POLARIDAD DEL TRANSFORMADOR
Para la operación adecuada de muchas características del relé, la secuencia de fase y las polaridades del transformador del instrumento mostradas en el diagrama de alambrado deben ser seguidas. Observe las marcas mostradas con todas las conexiones del transformador del instrumento. Cuando las conexiones se adhieran a este dibujo, el relé funcionará correctamente.
3.2.6 ENTRADAS DEL TRANSFORMADOR DE CORRIENTE DE CA
El 745 tiene ocho u once canales para entradas de corriente de CA, cada una con un transformador de alambrado y un mecanismo de corto circuito automático que actúa cuando el relé se retira de su caja. No hay conexiones internas de tierra en las entradas de corriente. Los transformadores de corriente con 1 a 50 000 A primarios pueden ser utilizados.
Verifique que la corriente nominal del relé de 1 o 5 A sea igual a las características nominales del secundario de los TC’s (Transformadores de corriente) conectados. Los TC’s desiguales puedan dañar el equipo o proporcionar una protección inadecuada.
La colocación exacta de un TC de secuencia cero de modo que la corriente de la falla a tierra sea detectada como se muestra abajo. El cableado de par trenzado en el TC de secuencia cero es recomendado.
FIGURA 3 –9: INSTALACIÓN DEL TC DE SECUENCIA ZERO (BALANCE DEL NÚCLEO)
IMPORTANTE: El relé medirá correctamente hasta 46 veces el valor nominal de la entrada de corriente. Las curvas de la sobreintensidad de la corriente se convierten en líneas horizontales para las corrientes arriba de 46 x valor nominal del TC.
3.2.7 ENTRADA DE TENSIÓN CA
El 745 tiene una entrada tipo divisor de tensión para tensiones de CA. No hay fusibles internos o conexiones a tierra. Los transformadores de tensión de hasta un máximo de relación 5000:1 pueden ser utilizados. La tensión nominal del secundario debe estar en un rango de 60 a 120 V.
PRECAUCIÓN
CABLE SIN PANTALLA CABLE CON PANTALLA
LA CONEXIÓN DE TIERRA A NEUTRO DEBE ESTAR EN EL LADO DE LA FUENTE
TIERRA EXTERIOR DEL TC
FUENTE FUENTE
CARGA CARGA
PANTALLA DEL CONO DE TENSION
CARGA TIERRA DEBE ESTAR EN EL LADO DE LA CARGA
NOTA
3. INSTALACIÓN 3.2 INSTALACIÓN TÍPICA DEL ALAMBRADO
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 3-9
3
3.2.8 POTENCIA DE CONTROL
La energía de control suministrada al relé debe ser igual al rango de la fuente de alimentación instalada. Si la tensión aplicada no es igual, se puede dañar a la unidad.
La etiqueta encontrada en el lado izquierdo del relé especifica su código de pedido o número de modelo. El rango de operación de la fuente de alimentación instalada será uno de los siguientes.
BAJO: de 25 a 60Vc.d o de 20 a 48Vc.a ALTO: de 88 a 300Vc.d o de 70 a 265Vc.a
Asegúrese que la tensión de control aplicada es igual a los requisitos de la fuente de alimentación de interrupción del relé. Por ejemplo, la fuente de alimentación en alto trabajará con cualquier tensión de c.d. a partir de 88 a 300 V, o cualquier tensión de c.a a partir de 70 a 265 V. El fusible interno puede fundirse si la tensión aplicada excede este rango.
FIGURA 3 –10: CONEXIÓN DE ENERGIA DE CONTROL
3.2.9 ENTRADAS LÓGICAS
La polaridad adecuada se debe observar para todas las conexiones de entradas lógicas o pueden resultar daños al equipo.
Los contactos externos pueden ser conectados a las 16 entradas lógicas como se muestra, estos contactos pueden ser secos o húmedos. También es posible utilizar una combinación de ambos tipos de contactos.
Un contacto seco tiene un lado conectado con la terminal D11. Éste es el riel de tensión de +32 VC.D. El otro lado del contacto seco está conectado con la terminal requerida de la entrada lógica. Cuando un contacto seco se cierra, una corriente de 2.2 mA fluirá a través del circuito asociado.
Un contacto húmedo tiene un lado conectado con la terminal positiva de una fuente de alimentación externa de c.d. El otro lado de este contacto está conectado con la terminal requerida de la entrada lógica. Además, el lado negativo de la fuente externa se debe conectar con el riel NEGATIVO de c.d. del relé en la terminal D12. La tensión máxima de la fuente externa para este arreglo es de 300 VC.D.
ADVERTENCIA
ENERGIA DE
CONTROL
CONDUCTOR DE COBRE DE ALTA CONDUCCIÓN O ALAMBRE
BUS DE TIERRA DEL CONMUTADOR
FUSIBLE INTERNO RELE
ENERGIA DE
CONTROL TIER
RA
DE
SEG
UR
IDAD
TIER
RA
DEL
FI
LTR
O
PRECAUCIÓN
3.2 INSTALACIÓN TÍPICA DEL ALAMBRADO 3 INSTALACIÓN
3-10 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
3
FIGURA 3 –11: CONEXIONES DE CONTACTO SECOS Y HÚMEDOS
3.2.10 ENTRADA ANÁLOGICA
Las terminales A1 (+) y A2 (–) se proporcionan para la entrada de una señal de corriente, a partir de una de las siguientes: salidas del transductor 0-1 mA, 0 5 mA, 0-20 mA, o 4-20. Esta señal de corriente puede representar cualquier cantidad externa, tal como temperatura, corriente o tensión. Asegúrese observar las marcas de polaridad para la operación adecuada. Ambas terminales se fijan dentro de los 36 voltios de tierra con protección de picos. Tal como, las tensiones de modo común no deben exceder este límite. El alambre con pantalla, con solamente un extremo de la pantalla conectada a tierra, se recomienda para minimizar los efectos del ruido. La terminal A2 (-) se debe conectar con la terminal A5 (SALIDA ANALÓGICA DE COMUNICACIÓN) en el 745.
3.2.11 ENTRADA DE POSICIÓN DE LA DERIVACIÓN
Las terminales A3 (+) y A4 (-) se proporcionan para monitorizar la posición de un Cambiador de Derivación en Carga a partir de un dispositivo indicador de resistencia incrementada por incrementos. La terminal A3 está conectada internamente a una fuente de corriente de 4.3 mA. Esta corriente se utiliza para medir el valor de la resistencia externa. El 745 usa el valor medido de la resistencia para calcular la posición de la derivación.
3.2.12 RTD ACTIVADOR/SENSOR
Las terminales B10 (RTD HOT), B11 (RTD COMP) y B12 (RTD RET) proporcionan la conexión de diversos tipos de dispositivos RTD. Esta conexión se puede hacer usando dos o tres alambres al RTD. La terminal B10 está conectada internamente a una fuente de corriente de 5 mA para energizar al RTD. La terminal B11 está conectada internamente a una fuente de corriente de 5 mA con el fin de cancelar la resistencia de los alambres que conectan el RTD al 745. La terminal B12 es la trayectoria de regreso para las dos fuentes de la corriente.
En el esquema de conexión de tres alambres, la conexión de la terminal B11 a B12 se hace en el RTD. El esquema de la conexión de tres alambres compensa la resistencia del alambrado entre el 745 y el RTD.
En el esquema de conexión de dos alambres, la conexión del terminal B11 a B12 se hace en el bloque terminal en la parte posterior del 745. Esta conexión no debe ser omitida. El esquema de conexión de dos alambres no compensa la resistencia del alambrado entre el 745 y el RTD.
Conexión del Contacto Seco
RELÉ SR RELÉ SR
32Vc.d. 32Vc.d.
ENTRADA LÓGICA ENTRADA LÓGICA
C.D. NEGATIVA C.D. NEGATIVA
Conexión del Contacto Húmedo
3. INSTALACIÓN 3.2 INSTALACIÓN TÍPICA DEL ALAMBRADO
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 3-11
3
3.2. RELES DE SALIDA
Ocho relés de salida se proporcionan con el 745. Los Relés de Salida del 2 al 5 tienen contactos de Forma A mientras que los Relés de Salida 6 al 8 y el relé de AUTOPRUEBA tiene contactos de Forma C. Puesto que los Relés de Salida del 2 al 5 están destinados para operar una bobina del interruptor de disparo, los contactos de Forma A tienen valores nominales de corriente más altos que los contactos de Forma C. Observe que el modo de operación del relé de AUTOPRUEBA es fijo, mientras que los otros relés pueden ser programados por el usuario vía la característica FlexLogic™.
3.2.14 SALIDA DE DISPARO DEL ESTADO SÓLIDO
Una salida de estado sólido de alta velocidad (SCR) también se proporciona. Esta salida está destinada para donde es necesario usar clave en un canal de comunicaciones.
3.2.15 SALIDAS ANÁLOGAS
El 745 proporciona 7 canales de salida analógicos. cuyo rango de escala total se puede ajustar en uno de los siguientes rangos:
0 a 1 mA; 0 a 5 mA; 0 a 10 mA; 0 a 20 mA; 4 a 20 mA
Cada canal de salida analógica se puede programar para representar uno de los parámetros medidos por el relé. Para detalles, vea el capítulo de los puntos de ajuste.
Como se muestra en el diagrama de alambrado típico, las señales de salida analógica se originan en las terminales A6 a la A12 y comparten A5 como retorno común. Las señales de salida se aíslan internamente y permiten la conexión a dispositivos los cuales tienen un potencial de tierra diferente. Cada terminal de salida analógica se fija dentro de 36V de tierra. Para minimizar los efectos del ruido, las conexiones externas se deben hacer con cable con pantalla solamente un extremo de la pantalla debe ser conectado a tierra.
Si se requiere una salida de tensión, un resistor de carga se debe conectar en la entrada del dispositivo de medición externo. Ignorando la impedancia de entrada, RLOAD = V ESCALA TOTAL/I MAXIMA
• Si se requiere una salida de escala completa de 5 V con un canal de salida de 0 a 1 mA, RCARGA =5V/0.001A =5KΩ
• Para un canal de 0 a 5 mA este resistor sería de 1KΩ. • Para un canal de 0 a 10 mA, este resistor sería de 500 Ω. • Para un canal de 4 a 20 mA este resistor sería de 250 Ω.
FIGURA 3 –12: CONEXIÓN DE SALIDA ANÁLOGA
RELÉ
FUENTE DE CORRIENTE
PANTALLASALIDA ANÁLOGICA
TIERRA DE SEGURIDAD
SALIDA ANÁLOGICA
TIERRA
3.2 INSTALACIÓN TÍPICA DEL ALAMBRADO 3 INSTALACIÓN
3-12 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
3
3.2.16 PUERTOS DE COMUNICACIÓN RS485/RS422
El 745 proporciona al usuario dos puertos posteriores de comunicación los cuales pueden ser utilizados simultáneamente. Ambos implementan un subconjunto del protocolo AEG Modicon Modbus como está definido capítulo de comunicación.
El primer puerto, COM1, se puede utilizar en el modo RS485 de dos alambres o el modo RS422 de cuatro alambres, pero no operará en ambos modos al mismo tiempo. En el modo RS485, logran la transmisión y la recepción de datos sobre un solo par trenzado con transmisión y recepción de datos alternando sobre los mismos dos alambres. Estos alambres deben ser conectados a las terminales marcadas RS485. El modo RS422 utiliza las terminales COM1 señalados como RS485 para líneas de recepción, y los terminales COM1 designados como RS422 para líneas de transmisión. El segundo puerto, COM2, está destinado para el modo RS485 de dos alambres solamente. Con el uso de estos puertos, la monitorización y el control continuo desde un ordenador remoto, del sistema SCADA o del PLC es posible.
Para minimizar los errores de ruido, se recomienda el uso de alambre par-trenzado con pantalla. La polaridad adecuada debe también ser observada. Por ejemplo, los relés se deben conectar con todas los terminales B1 (etiquetadas COM1 RS485+) conectadas junta, y todas las terminales B2 (etiquetadas COM1 RS485 –) conectadas juntas. La terminal B3 (etiquetada COM1 RS485 COM) se debe conectar con el alambre común dentro de la malla. Para evitar las corrientes de lazo, la pantalla se debe conectar a tierra en un punto solamente. Cada relé debe también ser conectado en serie al siguiente en el enlace. Un máximo de 32 relés puede estar conectado de esta manera sin exceder la capacidad del accionamiento. Para sistemas más grandes, canales seriales adicionales deben ser agregados. Es también posible utilizar repetidores comercialmente disponibles para incluir más de 32 relés en un solo canal. Las conexiones en estrella o de ranural corto se deben evitar enteramente.
Las descargas de relámpago y las sobrecorrientes instantáneas de tierra pueden causar grandes diferencias de tensión momentáneas entre los extremos alejados del enlace de comunicación. Por esta razón, los dispositivos de protección contra picos se proporcionan internamente en ambos puertos de comunicación. Una fuente de alimentación aislada con interfase de datos optoacoplada también actúa para reducir el ruido de acoplamiento. Para asegurar la máxima confiabilidad, todo el equipo debe tener instalados dispositivos similares de protección de transitorios.
FIGURA 3 –13: CONEXIÓN RS485
DATOS
SCADA/PLC/ORDENADOR
PANTALLA DE TIERRA EN SCADA/PLC/ORDENADOR SOLAMENTE O
EN EL RELÉ SR SOLAMENTEIMPEDANCIA TERMINAL EN CADA EXTREMO (TÍPICAMENTE 120 ohmios y 1
PANTALLAPAR
TRENZADO
HASTA 32 DISPOSITIVOS MÁXIMO 4000 PIES
PUERTO RS485
TIERRA DE SEG.
RELE 745
DATOS
RELE DE PROTECCIÓN DE LA SERIE SR DE GE POWER MANAGEMENT
ULTIMO DISPOSITIVO
RELE DE PROTECCIÓN DE LA SERIE SR DE GE POWER MANAGEMENT
TIERRA DE SEG.
BLINDAJE
BLINDAJE
TIERRA DE SEG.
3. INSTALACIÓN 3.2 INSTALACIÓN TÍPICA DEL ALAMBRADO
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 3-13
3
FIGURA 3-14: CONEXIÓN RS422
3.2.17 PUERTO DE PROGRAMACIÓN RS232 DEL PANEL FRONTAL
Un puerto serial RS232C de 9 terminales está localizado en el panel frontal para programar a través de una PC. Este puerto utiliza el mismo protocolo Modbus así como los dos puertos posteriores. El software 745PC requerido para usar esta interfase se incluye con el relé. El cableado para el puerto RS232 se muestra abajo para ambos conectores de 9 terminales y de 25 terminales.
FIGURA 3 –15: CONEXIÓN RS232
Transmitir
Recibir
PANTALLA DE TIERRA EN SCADA/PLC/ORDENADOR
SOLAMENTE O EN EL RELE SR SOLAMENTE
IMPEDANCIA TERMINAL EN CADA EXTREMO (TÍPICAMENTE 120 ohmios y 1nF)
PARES TRENZADOS
RELE
BLINDAJE
RELE DE PROTECCIÓN DE LA SERIE SR DEL GE POWER MANAGEMENT PANTALLA
RELE DE PROTECCIÓN DE LA SERIE SR DEL GE POWER MANAGEMENT PANTALLA
Puerto de Programación RS232 de 9 terminales del panel frontal.1: N/A 2: (Rx) Recepción de Datos 3: (Tx) Transmisión de Datos 4: N / A 5: (SGNA) Tierra de la Señal 6: N/A 7: N/A 8: N/A 9: N/A
RELE SR
PUERTO DE PROGRAMACIÓN
CONECTOR D RS232 Y 9
TERMINALES
ORDENADOR
CONECTOR D RS232
PUERTO SERIAL COM1 O COM2 RELE SR ORDENADOR
CONECTOR 9 TERMINALES CONECTOR 25 TERMINALES
TRANMITIENDO
RESIVIENDO
TIERRA DE SEG.
TIERRA DE SEG.
TIERRA DE SEG.
BLINDAJE
3.2 INSTALACIÓN TÍPICA DEL ALAMBRADO 3 INSTALACIÓN
3-14 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
3
3.2.18 IRIG-B
IRIG-B es un formato de código estándar de tiempo que permite marcar los acontecimientos que se van a sincronizar entre los dispositivos conectados en el lapso de 1 milisegundo. Los formatos de código de tiempo IRIG son códigos seriales de ancho modulado los cuales pueden ser ya sea de cambio de nivel de c.d. o de amplitud modulada (AM).El equipo de terceros está disponible para generar la señal IRIG-B; este equipo puede utilizar un sistema de satélite GPS para obtener la referencia de tiempo con el objetivo de sincronizar dispositivos en diversos sitios geográficos.
FIGURA 3 –16: FUNCIÓN DE IRIG-B
3.2.19 PRUEBA DE LA RESISTENCIA DIELÉCTRICA
La prueba de resistencia dieléctrica fue realizada en el relé 745 por el fabricante. No es necesario realizar esta prueba de nuevo en el sitio del cliente. Sin embargo, si usted desea realizar esta prueba, siga las instrucciones marcadas en la sección 10.3.2: PRUEBA DE RESISTENCIA DIELÉCTRICA en la página 10 –5
No se necesita cumplir con requerimientos especiales de ventilación durante la instalación de la unidad. La unidad no tiene que ser limpiada.
Puede resultar peligroso si el producto no se utiliza para su propósito específico.
CONEXIÓN GPS OPCIONAL
GENERADOR DE CÓDIGO DE TIEMPO DEL
IRIG-B (SE PUEDE UTILIZAR UNA SEÑAL DE AMPLITUD MODULADA O DE CAMBIO DE NIVEL DE C.D.) SISTEMA DE SATÉLITE GPS
CABLE COAXIAL RG58/59 RELÉ 745
RECEPTOR
A LOS OTROS DISPOSITIVOS
NOTA
ADVERTENCIA
SISTEMA SATELITALL GPS
4 OPERACIÓN DEL PANEL FRONTAL 4.1 PANEL FRONTAL
GE Power Management 745 Transformador Management Relay 4-1
4
4.
4.1.1 DESCRIPCIÓN
El panel delantero provee un interfase local del operador con una pantalla fluorescente de vacío, LED’s indicadores de estado, teclas de control, y puerto. La pantalla y los indicadores de estado actualizan la información del estado y de las alarmas automáticamente. Las teclas de control se utilizan para seleccionar el mensaje apropiado para introducir puntos de ajuste o mostrar los valores medidos. El puerto de programación RS232 también se proporciona para la conexión con una computadora que corra el programa 745PC.
FIGURA 4 –1: PANEL FRONTAL 745
INDICADORES DE ESTADO Y TECLAS DE CONTROL LOCAL
PANTALLA
INTERFASE DEL PUERTO DE PROGRAMACIÓN CON EL ORDENADOR LOCAL
TECLAS DEL MONITOR Y DE INTRODUCCION DE PUNTOS DE AJUSTE
MANIJA PARA RETIRAR EL RELE
4.2 PANTALLA, INDICADORES, Y PUERTO FRONTAL 4 OPERACIÓN DEL PANEL FRONTAL
4-2 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
4
4.2.1 PANTALLA Todos los mensajes se muestran en inglés en la pantalla fluorescente de vacío de 40-caracteres, el cual es visible en condiciones variadas de iluminación. Cuando el teclado numérico y la pantalla no está siendo utilizando activamente, la pantalla muestra secuencialmente hasta 30 mensajes por defecto seleccionados por el usuario que proporcionan información del sistema. Estos mensajes aparecen después de un tiempo de inactividad que es programable por el usuario. Presionar cualquier tecla después de que hayan aparecido los mensajes por defecto regresará la pantalla al último mensaje antes que aparezcan los mensajes por omisión. Los mensajes de condición de disparo y alarma acumulan sobreponen automáticamente a los mensajes por defecto. Todos los pixeles de la pantalla están iluminados brevemente durante una autoprueba de energizado arranque de potencial, y se pueden energizar presionando cuando no hay disparos o alarmas activos.
4.2.2 LEDS Los indicadores del panel frontal se agrupan en tres columnas: RELAY STATUS (ESTADO DEL RELE), el cual proporciona información sobre el estado del 745; SYSTEM STATUS (ESTADO de SISTEMA), el cual proporciona información sobre el estado del transformador y el sistema de potencia; y CONDITIONS (CONDICIONES), que proporciona detalles sobre las condiciones anormales que se han detectado. El color de cada indicador transporta información de acuerdo a su importancia:
El VERDE (G) indica una condición general El ÁMBAR (A) indica una condición de alerta El ROJO (R) indica una alarma seria o advertencia
Todos los indicadores se pueden probar presionando mientras que no hay condiciones activas. 4.2.3 INDICADORES DE ESTADO DEL 745
a) IN SERVICE (EN SERVICIO) El indicador IN SERVICE es encendido cuando la protección del relé es operacional. El indicador es encendido solamente si todas las condiciones siguientes se cumplen: • S1 745 SETUP / INSTALLATION / 745 SETPOINTS = Programmed • S6 TESTING/ OUT PUT RELAYS / FORCE OUTPUT RELAYS FUNCTION = Disabled • S6 TESTING / SIMULATION/ SIMULATION SET UP / SIMULATION FUNCTION =Disabled • Ningún error de autoprueba que tenga un efecto en la protección ha sido
detectados • El modo de programación del código está inactivo • El modo de servicio de la fábrica está inhabilitado
b) SELF – TEST ERROR (ERROR DE AUTOPRUEBA) El indicador SELF – TEST ERROR (ERROR DE AUTOPRUEBA) es encendido en cuando cualesquiera de las pruebas autodiagnósticas, realizado o bien con la
energía prendida o en el fondo durante la operación normal, han detectado un problema con el relé.
c) TEST MODE (MODO DE PRUEBA) El indicador TEST MODE (MODO de PRUEBA) es encendido cuando cualesquiera de las características de prueba del 745 han sido habilitadas. El indicador es encendido si cualesquiera de las condiciones siguientes se cumplen: • S6 TESTING/OUTPUT RELAYS/FORCE OUTPUT RELAYS FUNCTION: Enabled (Habilitado) • S6 TESTING/ANALOG OUTPUTS/FORCE ANALOG OUTPUTS FUNCTION: Enabled • S6 TESTING/SIMULATION/SIMULATION SETUP/SIMULATION FUNCTION: Prefault Mode/Fault Mode/Playback Mode.
ESTADO DEL 745 EN SERVICIO
ERROR AUTOPRUEBA
MODO DE PRUEBA
DIFERENCIAL BLOQUEADO
MENSAJE
RESET
NEXT
4 OPERACIÓN DEL PANEL FRONTAL 4.2 PANTALLA, INDICADORES, Y PUERTO FRONTAL
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 4-3
4
d) DIFFERENTIAL BLOCKED (DIFERENCIAL BLOQUEADO) El indicador DIFFERENTIAL BLOCKED (DIFERENCIAL BLOQUEADO) es encendido cuando se habilita la característica de protección diferencial restringida pero está bloqueada del funcionamiento por cualquiera de las características armónicas de restricción. El indicador es encendido si se cumple la condición siguiente: • S4 ELEMENTS/DIFFERENTIAL/HARMONIC RESTRAINT está bloqueando cualquier fase (vea la lógica del esquema)
e) LOCAL El indicador LOCAL es encendido cuando el 745 está en modo local, es decir la tecla RESET del panel delantero es operacional.
f) MESSAGE (MENSAJE) El indicador MESSAGE (MENSAJE) es encendido cuando cualquier elemento ha detectado, operado, o ahora está en un estado enclavado esperando ser reiniciado. Con este indicador encendido, la pantalla del panel frontal secuencialmente muestra la información sobre cada elemento que ha detectado una condición anormal.
4.2.4 INDICADORES DE ESTADO DEL SISTEMA a) TRANSFORMER DE-ENERGIZED (TRANSFORMADOR DESENERGIZADO) El indicador TRANSFORMER DE- ENERGIZED (TRANSFORMADOR DESENERGIZADO) es encendido cuando la característica de inhibición de energización ha detectado que el transformador está desenergizado. El indicador es encendido si la característica S4 ELEMENTS/ DIFFERENTIAL / ENERGIZANT INHIBIT está detectando el transformador como desenergizado b) TRANSFORMER OVERLOAD (Sobrecarga del TRANSFORMADOR) El indicador de TRANSFORMER OVERLOAD (SOBRECARGA DEL TRANSFORMADOR) es encendido cuando S4 ELEMENTS/ X FORMER OVERLOAD ha operado. c) LOAD – LIMIT- REDUCED (LÍMITE DE CARGA REDUCIDA) El indicador LOAD- LIMIT REDUCED (LIMITE DE CARGA REDUCIDA) es encendido cuando la característica de corrección adaptiva del factor de armónicos está detectando suficiente contenido armónico para reducir el valor nominal de la carga del transformador. El indicador es encendido si S2 SYSTEM SETUP / HARMONIC DERATING / HARMONIC DERATING ESTIMATION esta habilitada y la función de corrección armónica está debajo de 0,96.
d) SETPOINT GROUP 1 (PUNTOS DE AJUSTE GRUPO 1) El indicador SETPOINT GROUP 1 (PUNTO DE AJUSTE GRUPO 1) es encendido cuando el grupo activo del punto de ajuste es 1. Este indicador destella cuando este grupo del punto de ajuste esta siendo editado.
e) SETPOINT GROUP 2 (PUNTOS DE AJUSTE GRUPO 2) El indicador SETPOINT GROUP 2 (PUNTO DE AJUSTE GRUPO 2) es encendido cuando el grupo activo del punto de ajuste es 2. Este indicador destella cuando este grupo del punto de ajuste esta siendo editado.
f) SETPOINT GROUP 3 (PUNTOS DE AJUSTE GRUPO 3) El indicador SETPOINT GROUP 3 (PUNTO DE AJUSTE GRUPO 3) es encendido cuando el grupo activo del punto de ajuste es 3. Este indicador destella cuando este grupo del punto de ajuste esta siendo editado.
g) SETPOINT GROUP 4 (PUNTOS DE AJUSTE GRUPO 4) El indicador SETPOINT GROUP 4 (PUNTO DE AJUSTE GRUPO 4) es encendido cuando el grupo activo del punto de ajuste es 4. Este indicador destella cuando este grupo del punto de ajuste esta siendo editado.
ESTADO DEL SISTEMA
TRANSFORMADOR DE-ENERGIZADO
TRANSFORMADOR SOBRECARGADO
LIMITE DE CARGA REDUCITDO GRUPO DE PUNTO DE AJUSTE 1
GRUPO DE PUNTO DE AJUSTE 2
GRUPO DE PUNTO DE AJUSTE 3
GRUPO DE PUNTO DE AJUSTE 4
4.2 PANTALLA, INDICADORES, Y PUERTO FRONTAL 4 OPERACIÓN DEL PANEL FRONTAL
4-4 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
4
4.2.5 INDICADORES DE CONDICIÓN
a) TRIP (DISPARO) El indicador TRIP (DISPARO) es encendido cuando cualquier relé de salida seleccionado para este tipo de Disparo ha funcionado.
b) ALARM (ALARMA) El indicador de ALARM (ALARMA) es encendido cuando cualquier relé de salida seleccionado para este tipo de Alarma ha funcionado.
c) PICKUP (DETECCIÓN) El indicador de PICKUP (DETECCIÓN) es encendido cuando cualquier elemento ha detectado. Con este indicador encendido, la pantalla del panel frontal secuencialmente muestra la información sobre cada elemento que ha detectado.
d) PHASE A (B/C) (FASE A (B/C)) El indicador PHASE A (B/C) (FASE A (B/C)) es encendido cuando la fase A (B/C) está implicada en la condición detectada por cualquier elemento que ha detectado, funcionado, o ahora esté en un estado de enclavamiento esperando a ser reiniciado.
e) GROUND (TIERRA) El indicador GROUND (tierra) es encendido cuando la tierra está implicada en la condición detectada por cualquier elemento que ha detectado, funcionado, o ahora esté en un estado de enclavamiento esperando a ser reiniciado. >
4.2.6 PUERTO DE PROGRAMACIÓN
Utilice el puerto de programación del panel frontal para las comunicaciones de RS232 con el 745. Por lo descrito en el capítulo de la instalación, todo lo que se requiere es una conexión entre el relé y un ordenador que corre el programa 745PC. Para monitorización continua de relés múltiples ya sea, el puerto COM1 RS485/RS422 o el puerto COM2 RS485 deben ser utilizados.
FIGURA 4 –2: PUERTO DE PROGRAMACIÓN
PUERTO DE PROGRAMACIÓN
CONDICIONES
DISPARO
ALARMA
ACELERACIÓN FASE A
FASE B FASE C TIERRA
4 OPERACIÓN DEL PANEL FRONTAL 4.3 TECLADO
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 4-5
4
4.3.1 TECLA SETPOINT (PUNTO DE AJUSTE)
Los puntos de ajuste se forman en grupos de mensajes relacionados llamados páginas del punto de ajuste. Cada vez que se presiona la pantalla avanza al primer mensaje de la página siguiente de los puntos de ajuste. Presionar mientras que en la parte media de la página de puntos de ajuste avanza la pantalla al principio de la siguiente página de puntos de ajuste siguiente. Presionar mientras que en la parte media de una página de valores reales regresa la pantalla al último mensaje del punto de ajuste visto. Si la pantalla ha concluido su tiempo de exhibición para los mensajes por omisión, por causa de tiempo transcurrido, presione para regresar la pantalla al último mensaje de punto de ajuste visto. Las teclas / mueven los mensajes dentro de una página.
4.3.2 TECLA ACTUAL
Los valores medidos y los mensajes de datos recogidos se arreglan en grupos de mensajes relacionados llamados páginas actuales de valores. Cada vez que se presione , la pantalla avanza al primer mensaje de la página siguiente del valor actual. Presionar mientras que en la parte media de una página de valores actuales la pantalla avanza al principio de la página siguiente. Presionar mientras que en la parte media de una página de puntos de ajuste regresa la pantalla al último mensaje real de valores visto. Si la pantalla se regresó a los mensajes por omisión, por causa de tiempo transcurrido, presione para regresar la pantalla al último mensaje de valores reales visto. Las teclas / mueven los mensajes dentro de una página.
4.3.3 TECLA ESCAPE
La tecla despliega información del contexto. La respuesta depende del mensaje desplegado y del estado del relé. Si un valor es editado incorrectamente durante la programación, presionar antes de presionar restaura el valor original del punto de ajuste. En otras situaciones, mueve la pantalla al siguiente mensaje del encabezado más alto. Esto continúa hasta que se alcanza el subtítulo actual.
4.3.4 TECLA ENTER (Introducir)
La respuesta de la información del contexto de la tecla depende del mensaje mostrado y del estado del relé. Mientras que se muestra un subtítulo en cuya línea inferior se leé [ENTER] for more (para más), presione para introducir el grupo de mensajes asociados a la línea superior. Después editar numéricamente los puntos de ajuste o con / , presione para almacenar un nuevo valor en la memoria. El acceso al punto de ajuste se debe permitir para que esta operación tenga éxito. También se puede hacer del mensaje actual un mensaje por defecto presionando la secuencia de teclas: [. ]
4.3.5 TECLA MESSAGE UP/ DOWN (MENSAJE ARRIBA / ABAJO)
Las teclas / le permiten al usuario desplazarse a través de los mensajes dentro de una página. avanza hacia arriba a través de una lista de mensajes mientras que avanza hacia abajo a
través de la lista. 4.3.6 TECLA VALOR ARRIBA / ABAJO
Los valores del punto de ajuste se introducen usando las teclas / o las teclas numéricas. Es generalmente más fácil introducir los valores numéricos usando las teclas numéricas y las selecciones de opción múltiple con / . Cuando un punto de ajuste pide una respuesta de si/no, presionar
/ muestra la próxima selección. Para las selecciones numéricas, presionar o se mueve a la opción siguiente. Para los puntos de ajuste numéricos, presionar aumenta el valor por en incrementos. Cuando se alcanza el valor máximo, la selección del punto de ajuste continúa desde el valor mínimo. Cada vez que se presiona , el valor disminuye por en incrementos. Cuando se alcanza el valor mínimo, la selección del punto de ajuste continúa desde el valor máximo. Presione y detenga las teclas del valor para cambiar rápidamente los valores.
4.3 TECLADO 4 OPERACIÓN FRONTAL DEL PANEL
4-6 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
4
4.3.7 TECLAS DE NÚMEROS
Las teclas de números se utilizan para la entrada directa de valores numéricos de puntos de ajuste. Así, introduzca 27,3 como 2, 7,., 3. Cada tecla conmuta la pantalla entre el número correspondiente y un guión.
4.3.8 TECLA DE AYUDA
Presione para desplegar una secuencia de mensajes de ayuda de informe del contexto que avanzan automáticamente cada pocos segundos. Después de que el último mensaje se haya desplegado, la pantalla regresa al mensaje desplegado originalmente. Presione durante la secuencia para inmediatamente mostrar el mensaje siguiente. Cualquier otra tecla regresa al mensaje mostrado normalmente.
4.3.9 TECLA RESET ( REINICIO)
Esta tecla es operacional cuando el 745 está en el modo local. En el modo local, pone todos los relés bloqueados al estado no operado y cancela los objetivos bloqueados si las condiciones iniciales ya no están presentes.
4.3.10 TECLA SIGUIENTE
Si un objetivo se vuelve activo, un mensaje de diagnóstico anula el mensaje desplegado y el indicador MESSAGE (MENSAJE) destella. Si hay más de un objetivo activo, avanza los mensajes. Presione cualquier otra tecla para regresar a los mensajes normalmente desplegados. Mientras se estén viendo los mensajes normalmente desplegados, el indicador MESSAGE continúa destellando si cualquier mensaje de diagnóstico está activo. Para regresar a los mensajes de diagnóstico desde los mensajes, presione la tecla
.
Observe que los mensajes de diagnóstico para los objetivos de auto-reinicio desaparecen con la condición, pero que los mensajes de diagnóstico para los objetivos bloqueados que permanecen hasta que sean cancelados. Cuando no hay objetivos activos, ilumina todos los indicadores del panel frontal por aproximadamente 5 segundos.
5. PUNTO DE AJUSTE 5.1 RESUMEN
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-1
5
5.
5.1.1 GRUPOS DE PUNTOS DE AJUSTE
El relé 745 tiene un número considerable de ajustes programables (puntos de ajuste) que lo hacen extremadamente flexible. Los puntos de ajuste han sido agrupados dentro de un número de páginas como se muestra abajo. Si usa el programa 745PC y no está conectado con un relé, usted tendría que seleccionar el elemento del menú File>Properties y colocar las opciones adecuadas para su relé.
• Código de acceso • Preferencias (mensajes de beeper, destellantes y por defecto) • Comunicaciones (dirección, paridad COM1 y COM2 / tipo de hardware / baudios) • Reconfiguración • Reloj • Mensajes por defecto • Cuadernillo de apuntes • Instalación • Opciones de actualización • Transformador • Devanados 1, 2, y 3 • Cambiador de derivaciones en carga • Armónicas • Flex Curves • Entrada de Tensión • Temperatura Ambiente • Entrada Analógica • Medición de la Demanda • Salidas Analógicas • Entradas Lógicas 1 - 16 • Entradas Virtuales 1 - 16
• Grupo del punto de ajuste ( grupo activo y grupo de edición) • Diferencial (diferencial de porcentaje; armónica, energización, y el 5to armónico
inhibido) • Diferencial Instantáneo • Sobrecorriente de fase (tiempo e instantáneo para todos los devanados) • Sobrecorriente de neutro (hora e instantáneo para todos los devanados) • Sobrecorriente de conexión a tierra (hora e instantáneo para todos los devanados
Estrella (Y)) • Falla de conexión a tierra restringida (hora e instantánea para todos los
devanados) • Secuencia negativa (hora e instantáneo para todas los devanados) • Frecuencia (por debajo de la frecuencia, caída de frecuencia, y sobrefrecuencia) • Sobreexcitación (Nivel del 5to. Armónico y voltios – por- Hz) • Armónicos (para todas los devanados) • Desgaste del Aislamiento • Entrada Analógica • Demanda de corriente (para todos los devanados) • Sobrecarga del Transformador • Falla del cambiador de derivación • Relés de Salida • Disparo de la memoria de Trazo • Salidas Virtuales • Temporizadores • Relés de Salida ( Forzar) • Salidas Analógicas ( Forzar) • Simulación • Servicio de la Fábrica
5.1 RESUMEN 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-2 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.1.2 ENTRADA DEL PUNTO DE AJUSTE
Antes de la puesta en servicio del relé 745, se deben introducir los puntos de ajuste de acuerdo a las características del transformador, las entradas, los relés de salida, y los ajustes de protección, vía uno de los métodos siguientes:
• Panel delantero, usando el teclado y la pantalla.
• Puertos de comunicación RS232 delantero o el RS485/RS422 terminal posterior, y un ordenador portátil que ejecuta el programa 745PC o un software escrito por el usuario que se ejecuta en el sistema SCADA.
Cualquiera de estos métodos se puede utilizar para introducir la misma información. Un ordenador, sin embargo, hace la introducción mucho más fácil. Se pueden guardar y descargar archivos más rápidamente, para entradas libres de errores cuando se utiliza un ordenador. Los archivos de configuración pueden preparar y guardar en el disco sin la necesidad de conectar con un relé.
Todos los mensajes del punto de ajuste se ilustran y se describen en los bloques en este capítulo. El relé 745 sale de la fábrica con los puntos de ajuste programados a los valores predefinidos, y son estos valores los que se muestran en todas las ilustraciones de mensajes del punto de ajuste. Algunos de estos valores predeterminados de la fábrica se pueden dejar sin cambios.
Hay muchos puntos de ajuste del 745 que se deben incorporar para que el relé funcione correctamente. Para evitar la instalación cuando estos puntos de ajuste no se han incorporado, el 745 no permite el intercambio de señales de ningún relé de salida. Además, el indicador IN SERVICE se encuentra apagado y el indicador de SELF-TEST ERROR encendido hasta que el punto de ajuste S1 745 SETUP/ INSTALLATION/ 745 SETPOINTS haya sido colocado en (Programmed). Este punto de ajuste se coloca por omisión en (Not Programmed) cuando el relé sale de la fábrica. El siguiente mensaje de diagnóstico aparece hasta que el 745 se pone en el estado programado:
Los mensajes pueden variar de alguna forma de los de las ilustraciones debido a las opciones instaladas. También, algunos mensajes asociados a elementos inhabilitados (o los elementos opcionales que no se han pedido) se ocultan. Estos mensajes se despliegan con un cuadro de mensajes sombreado
• KEY PAD ENTRY (ENTRADA DEL TECLADO NUMÉRICO): Vea La Sección 2,1: USO DE LA PANTALLA DEL PANEL DELANTERO en la página 2-1 para ver los detalles de cómo maniobrar con los mensajes, ver los valores actuales, y cambiar los puntos de ajuste.
• COMPUTER ENTRY (ENTRADA DEL ORDENADOR):Los valores del punto de ajuste se agrupan juntos en una pantalla del software 745PC. Los datos se organizan en un sistema de menús. Vea el capítulo 10: SOFTWARE 745PC para los detalles.
• SCADA ENTRY (ENTRADA DE SCADA): Los detalles del protocolo completo de comunicación para puntos de ajuste de lectura y escritura se explican en los capítulos 8 y 9. Un sistema programable SCADA conectado a las terminales RS485/RS422 puede hacer uso de los comandos de comunicación para la programación, monitorización y controlación remota del punto de ajuste.
5.1.3 ACCESO PARA ESCRITURA EN EL PUNTO DE AJUSTE
El diseño del 745 incorpora elementos de seguridad y de hardware del código de acceso para proporcionar protección contra un cambio no autorizado del punto de ajuste.
Se debe instalar un puente de hardware a través de las terminales del punto de ajuste en la parte posterior del relé para programar los nuevos puntos de ajuste usando las teclas del panel delantero. Cuando la programación del punto de ajuste se hace a través de una computadora conectada a los puertos de comunicación, no se requiere ningún puente de acceso del punto de ajuste.
La protección del código de acceso puede también ser habilitada. Cuando está habilitada, el 745 pide una contraseña numérica antes de que cualquier punto de ajuste pueda ser introducido. Como medida de seguridad adicional, se generara un error menor de autoprueba cuando el código de acceso se incorpore incorrectamente tres veces consecutivas.
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.2 AUTOCONFIGURACIÓN
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-3
5
5.2.1 DESCRIPCIÓN
Para la protección diferencial del transformador, es necesario adecuar las relaciones de fase y la magnitud de las corrientes secundarias de TC para cada devanado, para obtener corrientes diferenciales cercanas a cero bajo condiciones de operación normales. Tradicionalmente, esto se ha logrado utilizando TCs interpuestos devanados del relé derivados y compensando las conexiones de TC en el transformador.
El 745 simplifica los problemas de configuración del TC teniendo todos los CTs conectados en ESTRELLA (marcas de la polaridad dirigidas lejos del transformador). Todas las correcciones del ángulo de fase y de magnitud, así como la compensación de la corriente de secuencia cero, se realizan automáticamente basados en puntos de ajuste establecidos por el usuario. Esta sección describe el proceso de la autoconfiguración por medio de un ejemplo específico, demostrando cómo las relaciones del TC, las relaciones de tensión del transformador, y los cambios de fase del transformador se utilizan para generar los factores de corrección.
Estos factores de corrección se aplican a las señales de la corriente para obtener corrientes diferenciales extremadamente precisas.
5.2.2 TRANSFORMADOR DE POTENCIA TÍPICO
Considere un transformador de potencia ESTRELLA-DELTA con los siguientes datos:
Conexión: Y/d30° (es decir las fases de devanado DELTA mantienen un retraso de 30º con respecto a las fases ESTRELLA)
Devanado 1: 100/133/166 MVA, nominal de 220kV, TC en relación de 500/1
Devanado 2: 100/133/166 MVA, nominal de 69kV, TC en relación de 1500/1 Cambiador de derivación de carga: 61 a 77kV en pasos de 0,5kV (33 posiciones de derivación)
Enfriamiento aux.: dos etapas de aire forzado 5.2.3 CORRECCIÓN DEL DESAJUSTE DE LA RELACIÓN DEL TC DINAMICO
a) PROBLEMA 1:USO DE LAS RELACIONES ESTÁNDAR DEL TC
• Relación estándar TC: TC2 / TC1 = V1 / V2
• Devanados del Relé derivados / CTs interpuestos ( impreciso /caro)
Solución:
• Tensión de WxNom, carga nominal Wx, puntos de ajuste primarios de Wx TC
• Corrección automática del desajuste: (TC2 x V2) / (TC1 x V1) < 16
Ejemplo: Aun haciendo caso omiso del cambiador de derivaciones de carga, el 1500/1 TC en el devanado 2 no iguala perfectamente al 500/1 TC en el devanado 1. Una relación perfectamente ajustada para el devanado 2 del TC, se calcula de la siguiente manera:
12.1594
69220
1500
VV
CT (ideal) CT22
11 =×=×=
kVkV
donde: CT ¹ = Relación del devanado 1 TC
V ¹ = Tensión nominal del devanado 1 CT ² = Relación del devanado 2 CT V ² = Tensión nominal del devanado 2
Así, para cualquier carga, la corriente secundaria del devanado 2 del TC es más alta (por unidad) que la corriente secundaria del devanado 1 del TC. El factor de desajuste es de 1594,2 / 1500 = 1,063.
5.2 AUTOCONFIGURACIÓN 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-4 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
Solución 745: El tipo del transformador se introduce como punto de ajuste S2 SYSTEM SETUP / TRANSFORMER / TRANSFORMER TYPE. El 745 calcula y corrige automáticamente el desajuste de CT a un factor máximo de desajuste de 16. La información siguiente se incorpora como puntos de ajuste:
Bajo S2 SYSTEM SETUP/ WINDING 1: Bajo: S2 / SYSTEM SETUP / WINDING 2:
Para un transformador de 3 devanados, los puntos de ajuste bajo S2 SYSTEM SETUP / WINDING 3 deben ser establecidos.
b) PROBLEMA 2: CAMBIADOR DE DERIVACIÓN EN CARGA
• Cambiador de derivaciones de carga
• Relación de la tensión variable
• CT2 / CT1 = V1 / V2
• Baja sensibilidad en el elemento diferencial
Solución:
• Monitorización de la posición de la derivación
V2 = Vmin + (n – 1) Vincr.
Ejemplo: El cambiador de derivaciones de carga cambia la tensión del devanado 2, dando como resultado un desajuste incluso mayor del CT. Una relación perfectamente ajustada del devanado 2 de CT (basado en la posición del cambiador de derivaciones) se calcula como sigue:
)1(5,061220
1500
)1(1CT)(CT
)(2(min)212
−+×=
−+×=
nnVVVideal
tap
donde: n = posición del cambiador de derivaciones de la corriente V2(minuto) = tensión mínima en el devanado 2 (a n = 1) V2(der) = incremento de la tensión del devanado 2 por derivación
Así, con el cambiador de derivaciones en la posición 33, la relación del devanado 2 del CT debe ser de 1428,6/1 para que se encuentre perfectamente ajustada. En este caso, el factor de desajuste es de 1428,6/1500 = 0,952.
Solución 745: El 745 permite monitorizar la posición del cambiador de derivaciones a través de la entrada de la posición de derivación. Con esta entrada, el 745 ajusta dinámicamente el factor de desajuste de la relación del CT basado en la relación actual de la tensión del transformador establecida por el cambiador de derivaciones.
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.2 AUTOCONFIGURACIÓN
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-5
5
Los cambiadores de derivación funcionan mediante una unidad de accionamiento del motor montado en la parte exterior del tanque del transformador. El accionador del motor se coloca en un alojamiento protector que contiene todos los dispositivos necesarios para la operación, incluyendo un circuito de indicación de la posición de la derivación. Este circuito de indicación tiene una terminal para cada derivación con un incremento resistivo por derivación. Una leva de la flecha del accionador que proporciona la indicación de posición de la derivación, también controla una terminal de limpiador en el circuito de indicación, como se ilustra abajo.
FIGURA 5 –1: ENTRADA DE LA POSICIÓN DE LA DERIVACION
La terminal de la " posición cero " y la terminal del " limpiador " del circuito de posición de derivación se encuentran conectadas a las terminales positivas y negativas de la posición de derivación del 745. La polaridad no es consecuente. Los siguientes puntos de ajuste configuran el 745 para determinar la posición de derivación.
Bajo S2 SYSTEM SETUP / ONLOAD TAP CHANGER
La resistencia del valor máximo en la derivación superior es de 5 KΩ
POSICIÓN CERO
DERIVACION 1
DERIVACION 2
DERIVACION 3DERIVACION 4
LIMPIADOR EN LA DERIVACIÓN 5
DERIVACION 6
DERIVACION 7
DERIVACION 8
DERIVACION 9
TERMINAL DE POSICIÓN CERO (A POSICIÓN DE
DERIVACION -)
TERMINAL DEL LIMPIADOR (A POSICIÓN
DE DERIVACIÓN+)
5.2 AUTOCONFIGURACIÓN 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-6 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.2.4 CAMBIOS DE FASE EN LOS TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS
Los transformadores de energía que se construyen en base a las normas ANSI e IEC se requieren para poder identificar las terminales del devanado y las relaciones de fase entre los devanados del transformador.
La norma ANSI C.37.12.70 requiere que las etiquetas de las terminales incluyan los caracteres 1, 2, y 3 para representar los nombres de las fases individuales. La relación de fase entre los devanados se debe mostrar como un diagrama de fasor en la placa de datos, con las terminales de devanados etiquetadas claramente. Esta norma indica específicamente que las relaciones de fase están establecidas por una condición en donde la secuencia de fase del suministro 1-2-3 está conectado con los devanados del transformador etiquetados respectivamente como 1, 2 y 3.
La norma IEC 60076-1 (1993) indica que la marcación de la terminal de las tres fases sigue la práctica nacional. La relación de fase entre los devanados se muestra como una anotación especifica en la placa de datos, y puede haber un diagrama de fasor. En esta norma el etiquetado arbitrario de los devanados se muestra como I, II y III. Esta norma indica específicamente que las relaciones de fase están establecidas por una condición en donde la secuencia de fase del suministro I-II-III está conectada con los devanados del transformador etiquetados I, II y III respectivamente.
La secuencia de fase del suministro se debe indicar cuando se describan las relaciones de fase ya que estas relaciones cambian cuando cambia la secuencia de fase. El siguiente ejemplo muestra porqué sucede esto, utilizando un transformador descrito en la nomenclatura IEC como “Yd1” o en la nomenclatura de GE Power Management como “Y/d30”
FIGURA 5 –2: TRANSFORMADOR DE EJEMPLO
La figura anterior muestra las conexiones físicas dentro del transformador que producen un ángulo de fase en el devanado delta que retrasa por 30° el devanado en estrella respectivo. Las corrientes de los devanados también se identifican. Observe que la corriente total fuera de del devanado delta esta descrita por una ecuación. Ahora asuma que un suministro, con una secuencia ABC, se encuentra conectado con las terminales A, B, C del transformador, respectivamente. Las corrientes que estarían presentes para una carga equilibrada se muestran abajo.
FIGURA 5 –3: FASORES PARA LA SECUENCIA ABC
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.2 AUTOCONFIGURACIÓN
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-7
5
Observe que las corrientes del devanado Delta retrasan las corrientes del devanado en estrella por 30°, en acuerdo con la placa indicadora del transformador.
Ahora asuma que un suministro, con una secuencia de ACB está conectado a las terminales A, C, B del transformador respectivamente. Las corrientes que estarían presentes para una carga equilibrada se muestran abajo:
FIGURA 5 –4: FASORES PARA LA SECUENCIA ACB
Observe que las corrientes del devanado Delta se encuentran delante de las corrientes del devanado en estrella por 30°, (este es un tipo Yd11 en la nomenclatura IEC y un tipo Y/d330 en la nomenclatura de GE Power Management) lo cual está en desacuerdo con la placa indicadora del transformador. Esto es porque las conexiones físicas y por lo tanto las ecuaciones usadas para calcular la corriente del devanado Delta no han cambiado. La información de la relación de fase de la placa indicadora del transformador es únicamente adecuada para una secuencia de fase indicada.
Se podría sugerir que para la secuencia ACB se regrese la relación de fase a lo mostrado en la placa indicadora del transformador conectando las fases de alimentación A, B y C a las terminales del transformador A, C, y B respectivamente. Esto restaurará los desplazamientos de fase de la placa indicadora pero causará una identificación incorrecta de las fases B y C dentro del relé, y por lo mismo no se recomienda.
Toda la información presentada en este manual se basa en la conexión de las terminales de fase A, B y C del relé, a las terminales del sistema de energía A, B y C respectivamente. De los tipos del transformador y las relaciones de la fase presentadas son para una secuencia de fase del sistema de ABC, de acuerdo con las normas para los transformadores de potencia. Los usuarios con una secuencia de fase del sistema de ACB deben determinar el tipo de transformador para esta secuencia.
5.2 AUTOCONFIGURACIÓN 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-8 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.2.5 CORRECCIÓN DEL ÁNGULO DE FASE
El siguiente diagrama muestra las conexiones internas del transformador Y/d30° de nuestro ejemplo:
DEVANADO 2 (DELTA)
FIGURA 5 –5: TRANSFORMADOR EN ESTRELLA / DELTA (RETRASO DE 30 °) Bajo condiciones equilibradas, los fasores de la corriente del devanado 2 retardan los fasores correspondientes de la corriente de fase del devanado 1 por 30°. Con los CTs conectados en estrella (las marcas de polaridad dirigidas lejos del transformador), las corrientes de fase correspondiente no pueden ser sumadas directamente para obtener una corriente diferencial cero, puesto que los fasores correspondientes no se encontraran desfasados en180°.
Tradicionalmente, este problema se resuelve conectando los CTs en el lado de estrella (ESTRELLA) del transformador (devanado 1) con arreglo Delta. Esto compensa el retraso en el ángulo de fase introducido en el lado Delta (Devanado 2).
El 745 realiza esta corrección del ángulo de fase internamente basado en el punto de ajuste siguiente. Bajo S2 SYSTEM SETUP/ TRANSFORMER, se establece:
El 745 soporta más de 100 tipos de transformadores de dos y tres devanados. La Tabla 5 –1: TIPOS DE TRANSFORMADORES en la página 5 –10, proporciona la siguiente información sobre cada tipo del transformador:
TIPO DE
TRANSFORMA-DOR
WDG #
CONEXIÓN FASORES DE TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE
FASE
1 EN ESTRELLA (a tierra ½) Retraso de 30°
Y/d30° 2 DELTA
Retraso de 30° 0°
DEVANADO 1 (EN ESTRELLA)
tipo de transformador tal como aparece en la pantalla.conexión del devanado (en estrella, delta, o zigzag) y asignación de conexión a tierra del CT
ángulo por el que un devanado se encuentra retrasado respecto al devanado 1
diagramas que muestran la relación de la fase de los
fasores de tensión, donde (la cabeza de la flecha) indica la
fase de referencia
corrección del ángulo de fase (o desplazamiento de fase) que se
realiza internamente para calcular las corrientes
diferenciales.
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.2 AUTOCONFIGURACIÓN
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-9
5
Por lo mostrado en la entrada ' Y/d30° ' de la tabla de los tipos de transformador, la corrección del ángulo de fase (o el desplazamiento de fase) introduce un retraso de 30° en el devanado 1. Este retraso se describe en la tabla 5 –2: DESPLAZAMIENTOS DE FASE, en la página 5 –23. Esta tabla proporciona la siguiente información sobre cada tipo de desplazamiento de fase:
el desplazamiento de fase tal como aparece en la tabla de los tipos del transformador
los fasores antes de que el desplazamiento de fase sea aplicado (A/B/C)
los fasores después de que el desplazamiento de fase sea aplicado (a/b/c /)
DESPLAZAMIENTO
DE FASE FASORES DE
ENTRADA FASORES DE SALIDA
TRANSFORMACIÓN DEL FASOR
T 30°
a = (A – C) / 3
b = (B – A) / 3
c = (C – B) / 3 5.2.6 RETIRO DEL COMPONENTE DE SECUENCIA CERO
1. Si la corriente de secuencia cero puede fluir dentro y fuera de un devanado del transformador (ej. un devanado EN ESTRELLA conectado a tierra o un zigzag ) pero no del otro devanado (ej. devanado delta ), las fallas a tierra externas causarán que el elemento diferencial externo funcione incorrectamente. Tradicionalmente, este problema se resuelve conectando los CTs mediante un arreglo Delta en el lado Estrella (ESTRELLA) de un transformador Estrella / Delta de modo que las corrientes que llegan al relé son ambas de fase corregida y ausentes de corriente de secuencia cero. Porque el software del 745 simula la conexión Delta del CT, la corriente de secuencia cero se elimina automáticamente de todas las corrientes de devanados ESTRELLA o Delta de los transformadores que tienen por lo menos un devanado delta.
2. Las fallas de tierra externas también causan un malfuncionamiento del elemento diferencial para los transformadores que tienen un banco de tierra en el lado delta (y CTs con conexión ESTRELLA en el mismo lado). Tradicionalmente, este problema se resuelve insertando una trampa de corriente de secuencia cero en los circuito del CT. El 745 automáticamente elimina la corriente de secuencia cero de todas las corrientes del devanado Delta al calcular la corriente diferencial. Donde no hay alimentación de corriente de secuencia cero (ej. devanados Delta que no tienen un banco de tierra ), el 745 no elimina nada.
3. Los Autotransformadores tienen un devanado interno terciario que proporciona una trayectoria a las corrientes del tercer-armónico y los sobrevoltages transitorios del control. También, muchos transformadores de dos devanados de Estrella/ Estrella tienen una construcción del núcleo de tres piernas que fuerza el flujo de secuencia cero al tanque del transformador, creando un circuito inherente Delta. En ambos estos casos, existe impedancia de secuencia cero entre los devanados primarios y secundarios. El 745 elimina la corriente de secuencia cero de todos los devanados de Estrella/ Estrella y Estrella/ Estrella/ Estrella de los transformadores para prevenir los posibles malfuncionamientos del relé como resultado de estas dos condiciones.
las ecuaciones usadas para alcanzar el desplazamiento de fase (A/B/C a/b/c)
5.2 AUTOCONFIGURACIÓN 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-10 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.2.7 TIPOS DE TRANSFORMADOR
Tabla 5 –1: TIPOS DE TRANSFORMADORES (hoja 1 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE FASE
1 ESTRELLA
(Y) (tierra 1/2)
0°
2w External Correction
2
ESTRELLA (Y)
(tierra 2/3) 0°
0°
1 ESTRELLA
(Y) (tierra 1/2)
0°
Y/y0°
2
ESTRELLA (Y)
(tierra 2/3) 0°
0°
1 ESTRELLA
(Y) (tierra 1/2)
Ret. 180°
Y/y180°
2
ESTRELLA (Y)
(tierra 2/3) ret.180°
0°
1 ESTRELLA
(Y) (tierra 1/2)
Ret. 30°
Y/d30°
2 DELTA Ret. 30°
0°
1 ESTRELLA
(Y) (tierra 1/2)
Ret.150°
Y/d150°
2 DELTA Ret. 150°
0°
1 ESTRELLA
(Y) (tierra 1/2)
Ret. 210°
Y/d210°
2 DELTA Ret. 210°
0°
* Ret = Retardo
Tabla 5-1: TIPOS DEL TRANSFORMADOR (Hoja 2 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE FASE
1 ESTRELLA (Y) (tierra
1/2)
Ret. 330°
Y/d330°
2 DELTA 330°
0°
1 DELTA
0°
D/d0°
2 DELTA 0°
0°
1 DELTA
60°
D/d60°
2 DELTA Ret. 60°
0°
1 DELTA
Ret. 120°
D/d120°
2 DELTA Ret.120°
0°
1 DELTA
Ret. 180°
D/d180°
2 DELTA Ret.180°
0°
1 DELTA
Ret. 240°
D/d240°
2 DELTA Ret.240°
0°
1 DELTA
Ret. 300°
D/d300°
2 DELTA Ret.300°
0°
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.2 AUTOCONFIGURACIÓN
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-11
5
Tabla 5 –1: TIPOS DEL TRANSFORMADOR (hoja 3 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE
FASE
1 DELTA
0°
D/y30°
2 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 30°
Ret. 330°
1 DELTA
0°
D/y150°
2 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 150°
Ret. 210°
1 DELTA
0°
D/y210°
2 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 210°
Ret. 150°
1 DELTA
0°
D/y330°
2
ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 330°
Ret. 30°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 30°
Y/z30°
2 ZIGZAG
(tierra 2/3) Ret. 30°
0°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret.150°
Y/z150°
2 ZIGZAG
(tierra 2/3) Ret. 150°
0°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret.210°
Y/z210°
2 ZIGZAG
(tierra 2/3) Ret. 210°
0°
Tabla 5 –1: TIPOS DEL TRANSFORMADOR (hoja 4 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE FASE
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 330°
Y/z330°
2 ZIGZAG
(tierra 2/3) Ret. 330°
0°
1 DELTA
0°
D/z0°
2 ZIGZAG
(tierra 1/2) Ret. 0°
0°
1 DELTA
Ret. 60°
D/z60°
2 ZIGZAG
(tierra 1/2) Ret. 60°
0°
1 DELTA
Ret.120°
D/z120°
2 ZIGZAG
(tierra 1/2) Ret. 120°
0°
1 DELTA
Ret.180°
D/z180°
2 ZIGZAG
(tierra 1/2) Ret. 180°
0°
1 DELTA
Ret. 240°
D / z240°
2 ZIGZAG
(tierra 1/2) Ret. 240°
0°
1 DELTA
Ret.300°
D/z300°
2 ZIGZAG
(tierra 1/2) Ret. 300°
0°
5.2 AUTOCONFIGURACIÓN 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-12 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
Tabla 5 –1: TIPOS DEL TRANSFORMADOR (hoja 5 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE
FASE
1 ESTRELLA (tierra 1/2) 0°
2 ESTRELLA (tierra 2/3)
0° 0°
Corrección Externa 3w
3 ESTRELLA 0° 0°
1 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 30°
2 ESTRELLA (tierra 2/3)
0° Ret. 30° Y/y0°/d30°
3 DELTA Ret. 30° 0°
1 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 150°
2 ESTRELLA (tierra 2/3)
0° Ret. 150° Y/y0°/d150°
3 DELTA Ret 150° 0°
1 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 210º
2 ESTRELLA (tierra 2/3)
0° Ret. 210° Y/y0°/d210°
3 DELTA Ret 210° 0°
Tabla 5 –1: TIPOS DEL TRANSFORMADOR (hoja 6 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE FASE
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 330°
2 ESTRELLA (tierra 2/3)
0°
Ret. 330° Y/y0°/d330°
3 DELTA Ret 330°
0°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 30°
2 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret. 180°
Ret. 210° Y/y180°/d30°
3 DELTA Ret 30º
0°
1 ESTRELLA (tierra ½)
Ret. 150°
2 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret. 180°
Ret. 330° Y/y180° / d150°
3 DELTA 150°
Ret. 0°
1 ESTRELLA (tierra ½)
Ret. 210°
2 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret. 180°
Ret. 30° Y/y180° / d210°
3 DELTA Ret. 210°
0°
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.2 AUTOCONFIGURACIÓN
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-13
5
Tabla 5 –1: TIPOS DEL TRANSFORMADOR (hoja 7 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZAMIENTO DE FASE
1 ESTRELLA (tierra el ½)
Ret. 330°
2 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret. 180°
Ret. 150° Y/y180° / d330°
3 DELTA Ret. 330°
0°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 30°
2 DELTA Ret. 30°
0° Y/d30°/y0°
3 ESTRELLA (tierra 2/3)
0°
Ret. 30°
1 ESTRELLA ( tierra 1/2)
Ret. 30°
2 DELTA Ret. 30°
0° Y/d30°/y180°
3 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret. 180°
Ret. 210°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 30°
2 DELTA Ret. 30°
0° Y/d30°/d30°
3 DELTA Ret. 30°
0°
Tabla 5 –1: TIPOS DEL TRANSFORMADOR (hoja 8 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE FASE
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 30°
2 DELTA Ret. 30°
0° Y/d30°/d150°
3 DELTA Ret. 150°
Ret. 240°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 30°
2 DELTA Ret. 30°
0° Y/d30°/d210°
3 DELTA Ret. 210°
Ret. 180°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 30°
2 DELTA Ret. 30°
0° Y/d30°/d330°
3 DELTA Ret. 330°
Ret. 60°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 150°
2 DELTA Ret. 150°
0° Y/d150°/y0°
3 ESTRELLA (tierra 2/3)
Ret. 0°
Ret. 150°
5.2 AUTOCONFIGURACIÓN 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-14 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
Tabla 5 –1: TIPOS DE TRANSFORMADORES (hoja 9 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZAMIENTO DE FASE
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 150°
2 DELTA Ret. 150°
0° Y/d150° / y180°
3 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret.180°
Ret. 330°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 150°
2 DELTA Ret. 150°
0° Y/d150°/d30°
3 DELTA Ret. 30°
Ret. 120°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 150°
2 DELTA Ret. 150°
0° Y/d150° / d150°
3 DELTA Ret. 150°
0°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 150°
2 DELTA Ret. 150°
0° Y/d150° / d210°
3 DELTA Ret. 210°
Ret. 300°
Tabla 5 –1: TIPOS DE TRANSFORMADORES (hoja 10 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE
FASE
1 ESTRELLA (tierra 2)
Ret. 150°
2 DELTA Ret. 150°
0° Y/d150° / d330°
3 DELTA Ret. 330°
Ret. 180°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 210°
2 DELTA Ret. 210°
0° Y/d210°/y0°
3 ESTRELLA (tierra 2/3)
0°
Ret. 210°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 210°
2 DELTA Ret. 210°
0° Y/d210° / y180°
3 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret. 180°
Ret. 30°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 210°
2 DELTA Ret. 210°
0° Y/d210°/d30°
3 DELTA Ret. 30°
Ret. 180°
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.2 AUTOCONFIGURACIÓN
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-15
5
Tabla 5 –1: TIPOS de TRANSFORMADORES (hoja 11 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZAMIENTO DE
FASE
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 210°
2 DELTA Ret. 210°
0° Y/d210° / d150°
3 DELTA Ret. 150°
Ret. 60°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 210°
2 DELTA Ret. 210°
0° Y/d210° / d210°
3 DELTA Ret. 210°
0°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 210°
2 DELTA Ret. 210°
0° Y/d210° / d330°
3 DELTA Ret. 330°
Ret. 240°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 330°
2 DELTA Ret. 330°
0° Y/d330°/y0°
3 ESTRELLA (tierra 2/3)
0°
Ret. 330°
Tabla 5 –1: TIPOS de TRANSFORMADORES (hoja 12 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE FASE
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 330°
2 DELTA Ret. 330°
0° Y/d330° / y180°
3 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret 180°
Ret. 150°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 330°
2 DELTA Ret. 330°
0° Y/d330°/d30°
3 DELTA Ret. 30°
Ret. 300°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 330°
2 DELTA Ret. 330°
0° Y/d330° / d150°
3 DELTA Ret. 150°
Ret. 180°
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 330°
2 DELTA Ret. 330°
0° Y/d330° / d210°
3 DELTA Ret. 210°
Ret. 120°
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.2 AUTOCONFIGURACIÓN
5-16 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
Tabla 5 –1: TIPOS de TRANSFORMADORES (hoja 13 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE FASE
1 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 330°
2 DELTA Ret. 330°
0° Y/d330° / d330°
3 DELTA Ret. 330°
0°
1 DELTA
0°
2 DELTA 0°
0° D/d0°/d0°
3 DELTA 0°
0°
1 DELTA
Ret. 60°
2 DELTA 0°
Ret. 60° D/d0°/d60°
3 DELTA Ret. 60°
0°
1 DELTA
Ret. 120°
2 DELTA 0°
Ret. 120° D/d0°/d120°
3 DELTA Ret. 120°
0°
Tabla 5 –1: TIPOS de TRANSFORMADORES (hoja 14 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE FASE
1 DELTA
Ret. 180°
2 DELTA 0°
Ret. 180° D/d0°/d180°
3 DELTA Ret. 180°
0°
1 DELTA
Ret. 240°
2 DELTA 0°
Ret. 240° D/d0°/d240°
3 DELTA Ret. 240°
0°
1 DELTA
Ret. 300°
2 DELTA 0°
Ret. 300° D/d0°/d300°
3 DELTA Ret. 300°
0°
1 DELTA
0°
2 DELTA 0°
0° D/d0°/y30°
3 ESTRELLA (tierra 2/3)
Ret. 30°
Ret. 330°
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.2 AUTOCONFIGURACIÓN
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-17
5
Tabla 5 –1: TIPOS de TRANSFORMADORES (hoja 15 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZAMIENTO DE
FASE
1 DELTA 0°
2 DELTA 0° 0° D/d0°/y150°
3 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret. 150°
Ret. 210°
1 DELTA 0°
2 DELTA 0° 0° D/d0°/y210°
3 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret. 210°
Ret. 150°
1 DELTA 0°
2 DELTA 0° 0° D/d0°/y330°
3 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret. 330°
Ret. 30°
1 DELTA Ret. 60°
2 DELTA Ret. 60° 0° D/d60°/d0°
3 DELTA 0° Ret. 60°
Tabla 5 –1: TIPOS de TRANSFORMADORES (hoja 16 de 26)
TIPO DEL TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE FASE
1 DELTA
Ret. 60°
2 DELTA Ret. 60°
0° D/d60°/d60°
3 DELTA Ret. 60°
0°
1 DELTA
Ret. 240°
2 DELTA Ret. 60°
Ret. 180° D/d60°/d240°
3 DELTA Ret. 240°
0°
1 DELTA
0°
2 DELTA Ret. 60°
Ret. 300° D/d60°/y30°
3 Ret. 30°
ESTRELLA (tierra 2/3)
Ret. 330°
1 DELTA
0°
2 DELTA Ret. 60°
Ret. 300° D/d60°/y210°
3 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret. 210°
Ret. 150°
1 DELTA
Ret. 120°
2 DELTA Ret. 120°
0° D/d120°/d0°
3 DELTA 0°
Ret. 120°
5.2 AUTOCONFIGURACIÓN 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-18 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
Tabla 5 –1: TIPOS de TRANSFORMADORES (hoja 17 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE FASE
1 DELTA
Ret. 120°
2 DELTA Ret. 120°
0° D/d120° / d120°
3 DELTA Ret. 120°
0°
1 DELTA
Ret. 120°
2 DELTA Ret. 120°
0° D/d120° / d180°
3 DELTA Ret. 180°
Ret. 300°
1 DELTA
0°
2 DELTA Ret. 120°
Ret. 240° D/d120° / y150°
3 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret. 150°
Ret. 210°
1 DELTA
0°
2 DELTA Ret. 120°
Ret. 240° D/d120° / y330°
3 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret. 330°
Ret. 30°
1 DELTA
Ret. 180°
2 DELTA Ret. 180°
0° D/d180°/d0°
3 DELTA 0°
Ret. 180°
Tabla 5 –1: TIPOS de TRANSFORMADORES (hoja 18 de 26)
TIPO DEL TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE FASE
1 DELTA
Ret. 120°
2 DELTA Ret. 180°
Ret. 300° D/d180° / d120°
3 DELTA Ret. 120°
0°
1 DELTA
0°
2 DELTA Ret. 180°
Ret. 180° D/d180° / d180°
3 DELTA Ret. 180°
Ret. 180°
1 DELTA
Ret. 300°
2 DELTA Ret. 180°
Ret. 120° D/d180° / d300°
3 DELTA Ret. 300°
0°
1 DELTA
0°
2 DELTA Ret. 180°
Ret. 180° D/d180° / y150°
3 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret. 150°
Ret. 210°
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.2 AUTOCONFIGURACIÓN
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-19
5
Tabla 5 –1: TIPOS de TRANSFORMADORES (hoja 19 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE
FASE
1 DELTA
0°
2 DELTA Ret. 180°
Ret. 180° D/d180° / y330°
3 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret. 330°
Ret. 30°
1 DELTA
Ret. 240°
2 DELTA Ret. 240°
0° D/d240°/d0°
3 DELTA 0°
Ret. 240°
1 DELTA
Ret. 240°
2 DELTA Ret. 240°
0° D/d240°/d60°
3 DELTA Ret. 60°
Ret. 180°
1 DELTA
Ret. 240°
2 DELTA Ret. 240°
0° D/d240° / d240°
3 DELTA Ret. 240°
0°
1 DELTA
0°
2 DELTA Ret. 240°
Ret. 120° D/d240°/y30°
3 ESTRELLA (tierra 2/3)
Ret. 30°
Ret. 330°
Tabla 5 –1: TIPOS de TRANSFORMADORES (hoja 20 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE FASE
1 DELTA
0°
2 DELTA Ret. 240°
Ret. 120° D/d240° / y210°
3 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret. 210°
Ret. 150°
1 DELTA
Ret. 300°
2 DELTA Ret. 300°
0° D/d300°/d0°
3 DELTA 0°
Ret. 300°
1 DELTA
Ret. 300°
2 DELTA Ret. 300°
0° D/d300° / d180°
3 DELTA Ret. 180°
Ret. 120°
1 DELTA
0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 30°
Ret. 330° D/y30°/d60°
3 DELTA Ret. 60°
Ret. 300°
1 DELTA
0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 30°
Ret. 330° D/y30°/d240°
3 DELTA Ret. 240°
Ret. 120°
5.2 AUTOCONFIGURACIÓN 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-20 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
Tabla 5 –1: TIPOS de TRANSFORMADORES (hoja 21 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE
FASE
1 DELTA 0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 30° Ret. 330° D/y30°/y30°
3 ESTRELLA (tierra 2/3)
Ret. 30°
Ret. 330°
1 DELTA 0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2)
Ret. 30° Ret. 330° D/y30°/y210°
3 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret. 210°
Ret. 150°
1 DELTA 0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 150°
Ret. 210° D/y150°/d0°
3 DELTA 0° 0°
1 DELTA 0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 150°
Ret. 210° D/y150° / d120°
3 DELTA Ret. 120° Ret. 240°
Tabla 5 –1: TIPO del TRANSFORMADORES (hoja 22 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE
FASE
1 DELTA
0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 150°
Ret. 210° D/y150° / d180°
3 DELTA Ret. 180°
Ret. 180°
1 DELTA
0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 150°
Ret. 210° D/y150° / d300°
3 DELTA Ret. 300°
Ret. 60°
1 DELTA
0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 150°
Ret. 210° D/y150° / y150°
3 Ret. 150°
ESTRELLA (tierra 2/3)
Ret. 210°
1 DELTA
0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 150°
Ret. 210° D/y150° / y330°
3 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret. 330°
Ret. 30°
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.2 AUTOCONFIGURACIÓN
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-21
5
Tabla 5 –1: TIPOS de TRANSFORMADORES (hoja 23 de 26)
TIPO DEL TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE FASE
1 DELTA
0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 210°
Ret. 150° D/y210°/d0°
3 DELTA 0°
0°
1 DELTA
0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 210°
Ret. 150° D/y210°/d60°
3 DELTA Ret. 60°
Ret. 300°
1 DELTA
0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 210°
Ret. 150° D/y210° / d240°
3 DELTA Ret. 240°
Ret. 120°
1 DELTA
0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 210°
Ret. 150° D/y210°/y30°
3 ESTRELLA (tierra 2/3)
Ret. 30°
Ret. 330°
Tabla 5 –1: TIPOS de TRANSFORMADORES (hoja 24 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZA-MIENTO DE FASE
1 DELTA
0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 210°
Ret. 150° D/y210° / y210°
3 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret. 210°
Ret. 150°
1 DELTA
0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 330°
Ret. 30° D/y330°/d0°
3 DELTA 0°
0°
1 DELTA
0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 330°
Ret. 30° D/y330° / d120°
3 DELTA Ret. 120°
Ret. 240°
1 DELTA
0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 330°
Ret. 30° D/y330° / d180°
3 DELTA Ret. 180°
Ret. 180°
5.2 AUTOCONFIGURACIÓN 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-22 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
Tabla 5 –1: TIPOS de TRANSFORMADORES (hoja 25 de 26)
TIPO DE TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZAMIENTO DE
FASE
1 DELTA
0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 330°
Ret. 30° D/y330° / d300°
3 DELTA Ret. 300°
Ret. 60°
1 DELTA
0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 330°
Ret. 30° D/y330° / y150°
3 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret.150°
Ret. 210°
1 DELTA
0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2) Ret. 330°
Ret. 30° D/y330° / y330°
3 ESTRELLA (tierra 2/3) Ret. 330°
Ret. 30°
1 ESTRELLA
Ret. 30°
2 ZIGZAG
(tierra 1/2) Ret. 30°
0° Y/z30°/z30°
3 ZIGZAG
(tierra 2/3) Ret. 30°
0°
Tabla 5 –1: TIPOS de TRANSFORMADORES (hoja 26 de 26)
TIPO DEL TRANSFORMADOR
WDG # CONEXIÓN
FASORES DE
TENSIÓN
DESPLAZAMIENTO DE
FASE
1 ESTRELLA
0°
2 ESTRELLA (tierra 1/2)
0°
0° Y/y0°/y0°
3 ESTRELLA (tierra 2/3)
0°
0°
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.2 AUTOCONFIGURACIÓN
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-23
5
5.2.8 TABLA DE DESPLAZAMIENTOS DE FASE
Esta tabla proporciona la información adicional sobre la columna del desplazamiento de fase en la tabla 5 –1: TIPOS DE TRANSFORMADOR en la página 5 –10 y representan una rotación asumida del fasor del ABC. Para los transformadores conectados a un sistema con rotación del fasor de ACB, intercambie todas las designaciones de B (b) y de C (c).
Tabla 5 –2: DESPLAZAMIENTOS DE FASE DESPLAZA-MIENTO DE
FASE
FASORES DE
ENTRADA
FASORES DE
SALIDA
TRANSFOR-MACIÓN DEL
FASOR
DESPLAZA-MIENTO DE
FASE
FASORES DE
ENTRADA
FASORES DE
SALIDA
TRANSFOR-MACIÓN DEL
FASOR 0°
a = A b = B c = C
Ret. 180°
a = -A b = -B c = -C
Ret. 30°
a=(A–C)/ 3
b=(B-A)/ 3
c=(C-B)/ 3
Ret. 210°
a=(C–B)/ 3
b=(B-A)/ 3
c=(C-B)/ 3
Ret. 60°
a = -C b = -A c = -B
Ret. 240°
a = C b = A c = B
Ret. 90°
a=(B–C)/ 3
b=(C-A)/ 3
c=(A-B)/ 3
Ret. 270°
a=(C–B)/ 3
b=(A-C)/ 3
c=(B-A)/ 3
Ret. 120°
a = B b = C c = A
Ret. 300°
a = -B b = -C c = -A
Ret. 150°
a=(B–A)/ 3
b=(C-B)/ 3
c=(A-C)/ 3
Ret. 330°
a=(A–B)/ 3
b=(B-C)/ 3
c=(C-A)/ 3
5.3 S1 745 SETUP 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-24 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.3.1 DESCRIPCIÓN
Los ajustes para configurar el relé se presentan en esta página. Lo cual incluye la seguridad del código de entrada, las preferencias del usuario, el puerto de comunicación RS485/RS422, la hora y la fecha interna, los mensajes predeterminados, y los diversos comandos.
Este mensaje indica el comienzo de la página S1 745SETUP (CONFIGURACIÓN) de los puntos de ajuste. Presione para ver el contenido de la página o para pasar a la siguiente presione la tecla de
. 5.3.2 CÓDIGO DE ACCESO
Después de instalar el puente del acceso al punto de ajuste, se debe incorporar un código de acceso (si se encuentra habilitada la característica de seguridad del código de acceso) antes de que se puedan cambiar los puntos de ajuste. Cuando el 745 se envía de la fábrica, el código de entrada predeterminado es 0. Cuando el código es 0, la característica de seguridad se encuentra inhabilitada y solo se requiere el puente del acceso al punto de ajuste para cambiar los puntos desde el panel delantero. El registro del código de entrada también se requiere cuando se programan los puntos de ajuste de cualquiera de los puertos seriales de comunicación.
Este mensaje indica el comienzo de la sección de CÓDIGO DE ENTRADA. Para continuar con estos puntos de ajuste presiona la tecla o para pasar a la sección siguiente presione . ( Rango: No puede ser editado) Range: Cannot be edited Este mensaje no puede ser editado directamente. Lo cual indica si la protección del código se encuentra habilitada (Read Only) o inhabilitada (Read & Write) Range: No/ Yes Este mensaje solo aparece cuando el acceso de escritura al punto de ajuste esta permitido y el código actual no es 0 Seleccione ‘Yes’ y siga las instrucciones para restringir el acceso de escritura. Este mensaje se sustituye por el de ALLOW SETPOINT CURITE ACCESS? Cuando el acceso de escritura se encuentra restringido. Range: No/ Yes Este mensaje solo aparece cuando el acceso de escritura al punto de ajuste ha sido restringido. Nuevos puntos de ajuste no pueden ser introducidos en este estado. Para obtener el acceso de escritura selecciona Yes y siga las instrucciones para incorporar el código de entrada previamente programado. Si el código se incorpora correctamente, se permite el registro del nuevo punto de ajuste. Si ninguna tecla es presionada en un plazo de 30 minutos, el acceso de escritura al punto de ajuste se restringe automáticamente. Como medida de seguridad adicional, se genera el siguiente error de prueba menor cuando el código de entrada se introduce incorrectamente tres seguidas:
SELF- TEST ERROR = Access Denied Range: No/ Yes Seleccione ‘Yes’ y siga las instrucciones para cambiar el código de entrada actual. Cambiar el código de entrada por el código predeterminado de fábrica “0”, inhabilita la característica de seguridad de la contraseña. Factory default passcode:0 Si el código de entrada programado se desconoce, consulte el departamento de servicio de la fábrica con el código codificado. Se puede determinar el código usando un programa de desencriptador.
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.3 S1 745 SETU
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-25
5
5.3.3 PREFERENCIAS
Algunos relés retransmiten las características que se pueden modificar para adecuarse a las preferencias del usuario. Esta sección permite definir tales características.
Este mensaje indica el comienzo de la sección de PREFERENCES (preferencias). Para continuar con estos puntos de ajuste presione la tecla para pasar a la sección siguiente presione .
Rango: Inhabilitado / Habilitado (Range: Disabled / Enabled)
Cuando se encuentra Habilitado, un pitido (beeper) suena cuando se presiona cualquier tecla del panel delantero.
Rango: De 0.5 a 10,0 s en incrementos de 0,5 s (Range: 0.5 to 10.0 s in steps of 0.5 s)
Los mensajes intermitentes son mensajes de estatus, advertencia, errores, o información que se despliegan por varios segundos, en respuesta a ciertas teclas que se presionan durante la programación del punto de ajuste. El tiempo en que estos mensajes permanecen en pantalla, anteponiéndose a los mensajes normales, puede ser modificado para adecuarse a la velocidad de lectura del usuario.
Rango: De 10 a 900 s en incrementos de 1 s (Range 10 to 900 s in steps of 1 s)
Después de que pasa este período sin que haya ninguna actividad en las teclas, el 745 comienza a desplegar automáticamente un juego de mensajes predeterminados, programados en S1 745 SETUP/ DEFAULT/MESSAGES. Rango: De 0 a 100% en incrementos de 25% (Range: 0 to 100% in steps of 25%)
Para ampliar la vida del fósforo en la pantalla fluorescente de vacío, el brillo de la pantalla puede ser atenuado cuando se muestran los mensajes predeterminados. Cuando se trabaje con la pantalla usando las teclas del panel delantero, la pantalla funcionará siempre con brillo completo. Se puede seleccionar uno de cinco ajustes para la atenuación de mensajes predeterminados: el 100% (máximo), 75%, 50%, 25% o 0% (mínimo).
5.3 S1 745 SETUP 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-26 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.3.4 COMUNICACIONES
Hasta 32 relés se pueden conectar en serie en una computadora o en un controlador programable, utilizando el puerto de comunicación serial RS485 de dos alambres o el RS422 de cuatro alambres en el lado posterior del 745. Antes de usar las comunicaciones, cada relé debe ser programado con una dirección única y una velocidad común (en baudios).
Este mensaje indica el comienzo de la sección de las COMUNICACIONES. Para continuar con esto puntos de ajuste presione , o para pasar a la sección siguiente presione . (Rango: De 1 a 254 (en incrementos de 1) Range: 1 to 254 (steps of 1) Introduzca una dirección única, desde 1 hasta 254, para este relé particular en ambos enlaces de comunicación serial COM1 y COM2. Este punto de ajuste no se puede cambiar a través de los puertos de comunicación. Aunque las direcciones no necesitan ser secuenciales, dos relés no pueden tener la misma dirección. Generalmente cada relé agregado al enlace utilizará la dirección inmediata superior, empezando con la dirección 1. No se requiere ninguna dirección para utilizar el puerto del programa del panel delantero puesto que solamente un relé puede ser conectado a la vez. Rango: 300 / 1200 / 2400 / 4800 / 9600 / 19200 Seleccione la velocidad en baudios para COM1, el puerto de la comunicación RS485/RS422. Este del punto de ajuste no se puede cambiar vía los puertos de comunicación. Todos los relés en el enlace de comunicación, así como la computadora que los conecta, deben correr a la misma velocidad. La respuesta más rápida será obtenida en 19200 baudios. (Rango: Ninguno / Par/ Impar) Range: None / Even / Odd El marco de los datos está fijado en 1 arranque, 8 datos, y 1 bit de paro. Si se requiere se puede programar un bit de paridad. Este punto de ajuste no se puede cambiar vía los puertos de comunicación. La paridad de la señal transmitida debe igualar la paridad desplegada en este punto de ajuste. Rango: RS485 / RS422 Si se requiere una configuración del hardware del RS485 de dos alambres para el puerto de comunicación serial COM1, seleccione RS485. Este punto de ajuste no se puede cambiar vía los puertos de comunicación. Si se requiere la configuración de cuatro alambres del hardware seleccione RS422, Rango: 300 / 1200 / 2400 / 4800 / 9600 / 19200 Seleccione la velocidad en baudios para el puerto COM2. Este punto de ajuste no se puede cambiar a través de los puertos de comunicación. Range: None / Even / Odd (Rango: Ninguno / Par/ Impar) Seleccione el tipo de paridad para el puerto COM2. Este punto de ajuste no se puede cambiar a través de los puertos de comunicación. Rango: 300 / 1200 / 2400 / 4800 / 9600 / 19200 Seleccione la velocidad en baudios para el puerto del panel delantero. Este punto de ajuste no se puede cambiar a través de los puertos de comunicación. Range: None / Even / Odd (Ninguno / Par / Impar) Seleccione el tipo de paridad para el puerto del panel delantero. Este punto de ajuste no se puede cambiar a través de los puertos de comunicación.
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.3 S1 745 SETU
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-27
5
5.3.5 COMUNICACIONES DNP
Este mensaje indica el comienzo de la página de COMUNICACIÓN DNP. Para continuar con estos puntos de ajuste presione , o para pasar de nuevo a la sección de la PORT SETUP (Configuración del puerto) presione
. Range: None / Com1 / Com2 / Front (Ninguno / Com 1 / Com 2 / Frontal) Seleccione el puerto de comunicación que utilizará para DNP. Range: Enabled / Disabled (Habilitado / Inhabilitado) Cuando están Habilitado s, los 120 Valores del Mapa del usuario se incluyen en la lista de 30 puntos del objeto del DNP. Para más información, refiérase a la sección 8.4: COMUNICACIONES DE DNP. Range: 0 to 6500 (Steps of 1) (Rango: De 0 a 6500 (en incrementos de 1) ) Seleccione el tiempo mínimo de cuando una requisición DNP es recibida y una respuesta es emitida. Un valor de cero hace que la emisión de la respuesta se realice lo más rápidamente posible. Range: Never / Always / Sometimes (Nunca / Siempre/ Algunas veces) Seleccione el modo de confirmación del enlace de datos deseado para las respuestas enviadas por el 745. Cuando se selecciona " sometimes", la confirmación del enlace de datos se solicita únicamente cuando la respuesta contiene más de un marco. Range: 1 to 65000 (Steps of 1) (De 1 a 65000 (en incrementos de 1)) Seleccione el intervalo de retardo deseado. Si no se recibe ninguna respuesta de confirmación en este tiempo, el 745 volverá a enviar el marco si es que los reintentos aún se encuentran disponibles. Range: 0 to 100(Steps of 1) Reintentos: de 0 a 100 (en incrementos de 1) Seleccione el número máximo de reintentos que serán emitidos para un marco dado del enlace de datos. Range: 1 to 65000 (Steps of 1) (De 1 a 65000 (en incrementos de 1) Seleccione la duración de la selección / operación del temporizador y del brazo. Range: o to 65000 (Steps of 1) (De o a 65000( en incrementos de 1) Seleccione el tiempo que debe transcurrir antes de que el 745 coloque la indicación interna (IIN) de “need time”. Después de que el tiempo haya sido escrito por un DNP maestro, el IIN será establecido nuevamente después de que haya transcurrido este tiempo. El valor de cero inhabilita esta característica. Range: Enabled / Disabled (Habilitado / Inhabilitado) Cuando se encuentra inhabilitado, una requisición de rearranque en frío del DNP maestro provocará que el 745 sea reiniciado. Habilitar este punto de ajuste causara que la requisición del arranque en frío inicialice únicamente en el submódulo de DNP.
ADVERTENCIA
Cuando se selecciona “Disabled” (Inhabilitar), una requisición de rearranque en frío causará pérdida de protección hasta que el 745 concluya la reinicialización.
5.3 S1 745 SETUP 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-28 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.3.6 REINICIALIZACIÓN
La función de reiniciar realiza las siguientes acciones: todos los relés enclavados se reajustaran al estado no-operativo y los mensajes enclavados del objetivo son eliminados, si las condiciones iniciales ya no se encuentran presentes. La reinicialización se puede realizar de cualquiera de las siguientes maneras: a través de la tecla de en el panel delantero mientras que el 745 se encuentre en el modo local (es decir el indicador LOCAL está encendido); a través de una entrada lógica; a través de cualquiera de los puertos de la comunicación. Los siguientes puntos de ajuste permiten la configuración de algunas de las características asociadas con la reinicialización.
Este mensaje indica el comienzo de la sección de REINICIALIZACIÓN. Para continuar con estos puntos de ajuste presione , o para pasar a la sección siguiente presione
. Range: Disabled/ Logic Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) / Self Test Rly / Virt Output 1 (2-5) El 745 se coloca por omisión en el modo local. Como resultado, la tecla de (local) del panel delantero es normalmente operacional. Seleccione cualquier entrada lógica, entrada virtual, relé de salida, o salida virtual que, cuando se asegure u opere bloqueara el modo local, y por lo tanto la operación del panel delantero .
Range: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) (Inhabilitado / Ent. Log 1 (2-16) Seleccione cualquier entrada lógica que, cuando se asegure, causará (remotamente) un comando de reinicio.
5.3.7 RELOJ
El 745 incluye un reloj interno con batería de respaldo que opera incluso cuando se pierde la energía de control. La batería se utiliza únicamente cuando el 745 no está activado. El tiempo de vida de la batería es de por lo menos 10 años de uso continuo. La precisión del reloj varía en 1 min por mes. Una señal IRIG-B se podría conectar con el 745 para sincronizar el reloj a un tiempo base conocido y a otros relés. El reloj realiza la marcación de la hora y de la flecha para varios elementos del relé, tales como el registro de eventos y de datos del último disparo. Sin una señal de IRIG-B, la hora y la fecha actual deben ser introducidos en un relé nuevo para que estos puedan ser desplegados en el momento requerido. Si no se introducen, todos los mensajes referentes a la hora o a la fecha mostrarán “Una vailable” (No disponible) Con una señal de IRIG-B, solo el año actual necesita ser introducido.
Este mensaje indica el comienzo de la sección de CLOCK (reloj). Para continuar con estos puntos de ajuste presiona la tecla , o para pasar a la sección siguiente presione
. Range: Month = 1 to 12, Day = 1 to 31, Year = 1990 to 2089 (Mes: De 1 a 12, Día De 1 a 31, Año = De 1990 al 2089) Introduzca la fecha actual, utilizando dos dígitos para el mes, dos dígitos para el día, y cuatro dígitos para el año. Por ejemplo, 30 de abril de 1996 sería introducido como 04 30 1996. Si se introducen desde el panel delantero, la nueva fecha tomará efecto al momento de presionar la tecla Range: Hour = 0 to 23, Minute = 0 to 59, Second = 0 to 59 (Hora = De 0 a 23, Minutos De 0 a 59, segundo = de 0 a 59) Introduzca el tiempo actual utilizando dos dígitos para la hora en horario de 24 horas, dos dígitos para los minutos, y dos dígitos para los segundos. El nuevo tiempo tomará efecto en el momento de presionar la tecla . Por ejemplo, 3:05 P.M. se registrará como 15 05 00, cuando la tecla de sea presionada exactamente a las 3:05 P.M. Range: None / DC Shift / Amplitud Modulated Seleccione el tipo de señal de IRIG-B que se utilizara para la sincronización del reloj. Seleccione ' None ' si esta no se va a utilizar.
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.3 S1 745 SETU
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-29
5
5.3.8 MENSAJES PREDETERMINADOS
Bajo condiciones normales, si no se ha presionado ninguna tecla del panel delantero para más tiempo que el especificado en el S1 745 SETUP/PREFERENCES/DEFAULT MESSAGE TIMEOUT, la pantalla comienza a mostrar secuencialmente hasta 30 mensajes predeterminados seleccionados por el usuario. Además, hasta 5 mensajes de texto programados por el usuario se pueden asignar como mensajes predeterminados. Por ejemplo, el relé podría ser ajustado para desplegar secuencialmente mensajes de texto que identifiquen el transformador, el estatus del sistema, la corriente medida en cada fase, y el nivel armónico de inhibición. Los mensajes predeterminados seleccionados se encuentran bajo S1 745 SETUP/DEFAULT/MESSAGES. El primer mensaje en esta sección indica el número de mensajes seleccionados en ese momento. Los siguientes mensajes son copias de los mensajes predeterminados en la secuencia en la que serán desplegados.
Este mensaje indica el comienzo de la sección de DEFAULT MESSAGES (Mensajes Predeterminados). Para continuar estos puntos de ajuste presione , o para pasar a la sección siguiente presione . Range: cannot be edited (Intervalo: No puede ser editado)
Presiona [. ] en cualquier mensaje para seleccionarlo como mensaje predeterminado.
a) ADICIÓN DE MENSAJES PREDETERMINADOS Los mensajes predeterminados se pueden agregar al final de la lista de mensajes predeterminados, siguiendo los siguientes en incrementos:
1. Permitir el acceso a los puntos de ajuste mediante la instalación del puente de acceso al punto de ajuste e introduciendo el código de entrada correcto.
2. Seleccionar el punto de ajuste o mensaje del valor actual que será introducido como mensaje predeterminado, para ser desplegado. Si se requiere del texto del usuario, vaya a S1 745 SETUP/ SCRATCHPAD y edite el texto predeterminado.
3. Presione la tecla decimal seguida de mientras que el mensaje es desplegado. La pantalla mostrará PRESS [ENTER] TO ADO AS DEFAULT. Presione nuevamente mientras que este mensaje se encuentra desplegado. El mensaje ahora se ha agregado a la lista de mensajes predeterminados.
b) RETIRAR MENSAJES PREDETERMINADOS Se pueden retirar mensajes de la lista de mensajes predeterminados, mediante los siguientes en incrementos:
1. Permitir el acceso a los puntos de ajuste instalando el puente de acceso e introduciendo el correcto código de entrada.
2. Seleccione el mensaje en la sección S1 745 SETUP/ DEFAULT MESSAGES para retirarlo de la lista de mensajes predeterminados.
3. Presione la tecla decimal seguida de . La pantalla mostrará PRESS [ENTER] TO REMOVE MESSAGE. Presione mientras que este mensaje es siendo desplegado. El mensaje ahora es retirado de la lista de mensajes predeterminados y los mensajes que siguen se mueven hacia arriba para llenar el espacio.
5.3 S1 745 SETUP 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-30 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.3.9 CUADERNILLO DE NOTAS
Hasta 5 pantallas con mensajes se pueden programar y seleccionar como mensajes predeterminados. Estos mensajes se pueden usar para proporcionar información de identificación sobre el sistema o instrucciones a los operadores. Se pueden introducir mensajes de texto del usuario como sigue:
Utilice estos puntos de ajuste para incorporar hasta 5 mensajes programables del usuario con la lista de mensajes predeterminados. Para continuar configurando los mensajes del usuario presione la tecla , o presione la tecla de para continuar con la siguiente sección.
Range: 40 alphanumeric characters (40 caracteres alfanuméricos)
Presione la tecla para comenzar a corregir el mensaje del bloque de notas 1 (2-5). El texto se puede cambiar del Text 1 un carácter a la vez, usando las teclas de / . Presione la tecla para guardar lo editado y avanzar a la posición del carácter siguiente. Este mensaje se puede entonces guardar como un mensaje predeterminado.
5.3.10 INSTALACIÓN1
Este mensaje indica el comienzo de la sección de INSTALACIÓN. Para continuar con estos puntos de ajuste presiona , o presiona para continuar con la sección siguiente.
Range: Not Programmed / Programmed (No Programado/ Programado)
Para evitar la instalación de un relé cuyos puntos de ajuste no se hayan introducido, el 745 no permitirá señales de ningún relé de salida, tendrá el indicador IN SERVICE apagado y el indicador SELF – TEST ERROR encendido, hasta que el 745 está ajustado en Programmed. El punto de ajuste se coloca por omisión en Not Programmed cuando el relé sale de la fábrica. El mensaje de error de autoprueba siguiente se despliega automáticamente hasta que el 745 se coloca en estado programado:
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.3 S1 745 SETU
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-31
5
5.3.11 OPCIONES DEL 745
Algunas de las opciones soportadas por el 745 pueden ser agregadas mientras que el relé este en el campo. Éstas incluyen la E/S analógicas, la pérdida de vida y las opciones restringidas de falla a tierra.
Si esto se desea, consulte con la fábrica teniendo a mano la información siguiente:
• El código del pedido del 745 (que se encuentra bajo A4 PRODUCT INFO/REVISIÓN CODES/INSTALLED OPTIONS)
• El número de serie del 745 (que se encuentra bajo A4 PRODUCT INFO/REVISIÓN CODES/SERIAL NUMBER)
• Las nuevas opciones que serán agregadas.
La fábrica proporcionará una contraseña que se puede utilizar para agregar las nuevas opciones al 745. Antes de introducir la contraseña y de realizar la actualización, es importante ajustar los puntos de ajuste ENABLE correctamente (véase abajo). Cualquier opción que sea soportada actualmente por el 745 así como cualesquiera de las opciones que vayan a ser agregadas deben tener ajustado el punto de ajuste correspondiente de ENABLED en “ Yes” Todos los demás deben estar ajustados en "No".
Por ejemplo, si el 745 solo soporta actualmente la opción analógica de E/S y se quiere agregar la opción de Loss of Life (pérdida de vida) entonces tanto el punto de ajuste ENABLE ANALOG I/O? como el ENABLE LOSS OF LIFE? Deben ser ajustados en “Yes”. El punto de ajuste ENABLE RESTRICTED GROUN FAULT? debe ser ajustado en “No”.
Este mensaje indica el comienzo de la sección de UPGRADE OPTIONS (Opciones de Actualización). Para continuar con estos puntos de ajuste presione , o presione para pasar a la sección anterior.
Range: Yes/ No
Range: Yes/ No
Range: Yes/ No
Introduzca el código de entrada proporcionado por el fabricante.
Range: Yes/ No
5.3 S1 745 SETUP 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-32 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.3.12 OPCIONES DE ACTUALIZACIÓN
Este mensaje indica el comienzo de la sección de UPGRADE OPTIONS. Para continuar con estos puntos de ajuste presione , o presione para pasar a la sección anterior.
Range: No / Yes (No / si) Seleccione "Yes", si el juego de Opciones de Actualización soporta la característica Analog I/O (E/S Analógicas) de otro modo seleccione "No". El valor predeterminado para este punto de ajuste refleja el estado actual de la opción.
Range: No / Yes (No / si) Seleccione "Yes" si el juego de las opciones de Actualización soporta la característica de Loss of Life (pérdida de vida), de otro modo seleccione "No". El valor predeterminado para este punto de ajuste refleja el estado actual de la opción.
Range: No / Yes (No / si) Seleccione "Yes" si el juego de opciones de Actualización soporta la característica de Restricted Ground Fault (Falla en tierra restringida). El valor predeterminado para este punto de ajuste refleja el estado actual corriente de la opción.
Range: 16 hexadecimal characters [0-9 and A-F] (16 caracteres hexadecimales [0-9 y A-F] Presione la tecla para comenzar a incorporar el código de entrada de actualización proporcionado por la fábrica. Este punto de ajuste tiene un formato textual, por eso se edita de la misma manera que, por ejemplo, los puntos de ajuste bajo S1 745 SETUP/SCRATCHPAD.
Range: No/ Yes (No /Si) Cuando todos los puntos de ajuste anteriores han sido programados correctamente, seleccione Yes y presione para solicitarle al 745 aumentar sus opciones. Un mensaje intermitente aparece indicando los resultados de la actualización. Una actualización exitosa se puede verificar examinando las opciones instaladas bajo A4 PRODUCT INFO/ REVISIÓN CODES / INSTALLED OPTIONS.
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.4 S2 AJUSTE DEL SISTEMA
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-33
5
5.4.1 DESCRIPCIÓN
Este grupo de puntos de ajuste es crítico para que las características de la protección funcionen correctamente. Cuando se pide el relé, se debe especificar las entradas del CT de Tierra y fase ya sea como 5 A o 1 A. Las características del equipo instalado en el sistema se introducen en esta página. Esto incluye la información sobre el tipo de transformador, el CTs, el VT, el sensor de temperatura ambiente, combinador de regulación en carga, la medición de la demanda, las salidas analógicas y la entrada analógica.
Este mensaje indica el comienzo de la página de puntos de ajuste de S2 SYSTEM SETUP. Presione para ver el contenido de esta página, o para pasar a la página siguiente.
5.4.2 TRANSFORMADOR Para facilitar la protección exacta y eficaz del transformador, los parámetros tanto como para el transformador y como para la configuración del sistema del relé 745 deben ser proporcionados.
Este mensaje indica el comienzo de la sección TRANSFORMER (TRANSFORMADOR). Para continuar con estos puntos de ajuste, presione , o para pasar a la sección siguiente presione .
Rango: 60 Hz / 50 Hz Introduzca la frecuencia nominal del sistema de potencia. Este punto de ajuste se utiliza para determinar la velocidad de muestreo en ausencia de una frecuencia medible. La frecuencia se mide desde la entrada VT, cuando esta se encuentra disponible. Si la entrada de VT no esta disponible, la corriente de la fase A del devanado 1 se utiliza. Rango: Enabled / Disabled En situaciones donde las señales de CA contienen una cantidad significativa de componentes sub armónicos, podría ser necesario inhabilitar el rastreo de la frecuencia. Rango: ABC / ACB Introduzca la secuencia de fase del sistema de la potencia. Los sistemas con una secuencia de fase de ACB requieren consideraciones especiales. Vea la Sección 5.2.4: DESPLAZAMIENTOS DE FASE EN TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS refiérase la página 5 –6 para detalles. Rango: Vea La Tabla 5 –1: TIPOS DE TRANSFORMADOR, página 5 –10. Introduzca la conexión del transformador de la tabla de tipos de transformador. La corrección de fase y la eliminación de la secuencia cero se realizan automáticamente como se requirió.
ADVERTENCIA
Si el TRANSFORMER TYPE (Tipo de Transformador) se introduce como 2W o 3W EXTERNAL CORRECTION con un transformador de potencia DELTA/ WYE los valores de ajuste de WINDING 1/2/3 PHASE CT PRIMARY se deben dividir por 3 en el lado DELTA del transformador de corriente para compensar la magnitud de la corriente. Con esta corrección, el 745 comparará correctamente la línea a las corrientes neutrales en todos los lados del transformador de potencia. Por ejemplo, para un transformador de potencia de 2-Devanados DELTA/ WYE con: • Transformadores de corriente conectados en ESTRELLA en el
lado DELTA del transformador de energía (relación de 25000:5) • Los transformadores de corriente con conexión DELTA en el lado
ESTRELLA del transformador de potencia (relación de 4000:5) Ajustar : TRANSFORMER TYPE = Conexión Externa 2W
WINDING 1 PHASE CT PRIMARY = 25000:5 WINDING 2 PHASE CT PRIMARY = (4000√3): 5 o 2309:5
5.4 S2 AJUSTES DEL SISTEMA 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-34 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
Rango: De 0 a 10000 en incrementos de 1 (Auto-Escala; vea la tabla 5 –3: VALORES NOMINALES DEL DEVANADO DE TENSIÓN BAJA)
Introduzca la pérdida de carga al valor nominal de la carga. Este valor se utiliza para el cálculo del factor de disminución del valor nominal del armónico, y la función de desgaste de los aisladores. Rango: Mayor de 5 kV / De 1 kV a 5 kV / Menor de 1 kV Introduzca los valores nominales del devanado de tensión baja. Esta selección afecta los intervalos del punto de ajuste de WINDING (1,2,3) NOM 0-0 VOLTAGE, WINDING (1,2,3) RATED LOAD, MINIMUM TAP POSITION VOLTAJE Y VOLTAJE INCREMENT PER TAP mostrados en la tabla de abajo Rango: 65ºC (oil) / 55ºC (oil) / 150ºC (dry) / 115ºC (dry) / 80ºC (dry) Este ajuste determina el tipo del aislamiento, para usarse en el cálculo del Desgaste del Aislamiento Rango: De 0.1 a 2000,0 en incrementos de 0,1
(Auto-escala; vea la tabla 5 –3: VALORES NOMINALES DEL DEVANADO DE TENSIÓN BAJA)
De los datos del transformador. Se requiere para los cálculos del Desgaste del Aislamiento. Rango: FA / OA / Directed FOA / FOW / Non- Directed FOA /FOW De los datos del transformador. Se requiere para los cálculos del Desgaste del Aislamiento. Rango: De 1 a 200 (incrementos de 1) Se requiere para los cálculos del Desgaste del Aislamiento.
Rango: De 0,00 a 200,00 (en incrementos de 0,01) Requerido para los cálculos del Desgaste del Aislamiento. Obtenga los datos del fabricante del transformador
Rango: De 0,25 a 15,00 (en incrementos de 0,01) Requerido para los cálculos del Desgaste del Aislamiento
Rango: De 0 a 20000 (en incrementos de 1) Requerido para los cálculos del Desgaste del Aislamiento. Igual al estimado acumulado de la pérdida de vida.
Tabla 5 –3: VALORES NOMINALES DE DEVANADOS DE TENSIÓN BAJA CARACTERÍSTICAS NOMINALES DE TENSIÓN BAJA DESCRIPCIÓN MAS DE 5 kV 1 kV a 5 kV MENOS de 1 kV
DEVANDO X QUE NOM Φ-ΦTENSIÓN:
De 0,1 a 2000,0 en pasos de 0,1 kV
De 0,01 a 200,00 en incrementos de 0,01 kV
De 0,001 a 20,000 en incrementos de 0,001 kV
CARGA NOMINAL x DE DEVANADO
De 0,1 a 2000,0 en incrementos de 0,1 MVA
De 0,01 a 200,00 en incrementos de 0,01 MVA
De 0,001 a 20,000 en incrementos de 0,001 MVA
TENSIÓN MÍNIMA DE LA POSICIÓN DE LA DERIVACION
De 0,1 a 2000,0 en incrementos de 0,1 kV
De 0,01 a 200,00 en incrementos de 0,01 kV
De 0,001 a 20,000 en incrementos de 0,001 kV
INCREMENTO DE TENSIÓN POR DERIVACION
De 0,01 a 20,00 en los incrementos de 0,01kV
De 0,001 a 2,000 en incrementos de 0,001kV
De 0,0001 a 0,2000 en incrementos de 0,0001kV
Pérdida de Carga a Carga Nominal
De 0,1 a 2000,0 en incrementos de 0,1 kV
De 0,01 a 200,00 en incrementos de 0,01 kV
De 0,001 a 20,000 en incrementos de 0,001 kV
Pérdida de no Carga De 1 a 20000 en incrementos de 1kV
De 0,1 a 2000,0 en incrementos de 0,1 kV
De 0,01 a 200,00 en incrementos de 0,01 kV
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.4 S2 AJUSTE DEL SISTEMA
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-35
5
5.4.3 DEVANDO 1 (2/3)
Estas secciones describen las características de cada transformador y los CTs conectados a ellos.
Este mensaje indica el comienzo de la sección WINDING 1 (2/3) (DEVANADO 1 (2/3)). Para continuar con estos puntos de ajuste presione la tecla , o presione para pasar a la sección siguiente.
Rango: Mayor que 5 kV – De 0,1 a 2000,0 (en incrementos de 0,1) 1 kV a 5 kV – De 0,01 a 200,00 (en incrementos de 0,01) Menor de 1 kV – De 0,001 a 20,000 (en incrementos de 0,001)
Introduzca los valores nominales fase a fase de la tensión del devanado 1 (2/3) del transformador. El intervalo para este punto de ajuste es afectado por el ajuste hecho en S2 SYSTEM SETUP/TRANSFORMER/LOW VOLTAGE WINDING RATING.
Rango: Mayor de 5 kV – De 0,1 a 2000,0 (en incrementos de 0,1) 1 kV a 5 kV – De 0,01 a 200,00 (en incrementos de 0,01) Menor de 1 kV - 0,001 a 20,000 (en incrementos de 0,001)
Introduzca en los valores nominales de una carga de auto-enfriamiento para el Devanado 1(2/3) del transformador. El intervalo para este punto de ajuste se ve afectado por el ajuste realizado en S2 SYSTEM SETUP/TRANSFORMER/LOW VOLTAJE WINDING RATING
Rango: De 1 a 50000 (en incrementos de 1) Introduzca los valores nominales de la corriente primaria del CT de la fase de los transformadores de corriente conectadas al Devanado 1 (2/3). Los valores nominales de la corriente secundaria del CT deben ser iguales a los valores nominales indicados de entrada de la corriente de la fase del relé.
Rango: De 1 a 50000 (en incrementos de 1) Introduzca los valores nominales de la corriente primaria de los transformadores de corriente conectados al Devanado 1 (2/3) neutro a la trayectoria a tierra. Los valores nominales de la corriente secundaria del CT deben ser iguales a el valor nominal de la entrada de la corriente a tierra del Relé. Este mensaje aparecerá solamente si el punto de ajuste del tipo del transformador muestra que el Devanado 1(2/3) es un devanado con conexión de ESTRELLA.
Rango: De 0,001 a 50,000 (en incrementos de 0,001) Introduzca la resistencia trifásica en serie del devanado (es decir la suma de la resistencia de cada una de las tres fases del devanado). Generalmente este valor se encuentra únicamente disponible en el informe de prueba del fabricante del transformador, y se utiliza en el 745 para el cálculo del factor de disminución de los valores nominales del armónico.
NOTA
Las opciones anteriores para el punto de ajuste se encuentran disponibles también para el segundo y tercer devanado. Los puntos de ajuste W3 son visibles solamente si la unidad tiene el hardware apropiado y si el tipo seleccionado de transformador tiene 3 devanados.
5.4 S2 AJUSTES DEL SISTEMA 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-36 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.4.4 COMBINADOR DE REGULACIÓN EN CARGA
Esta sección contiene los ajustes para configurar las entradas de las posiciones de derivación. El 745 acepta una entrada resistiva del circuito de control del cambiador de derivaciones, que se utiliza en el 745 para corregir dinámicamente el desajuste de la relación del CT basado en la relación del cambio dinámico de la tensión del transformador. Así, la función del porcentaje diferencial del dispositivo puede ser ajustada para mayor sensibilidad. Vea la sección de autoconfiguración de este capítulo para mayores detalles sobre la entrada de la posición de derivación.
Este mensaje indica el comienzo de la sección del ONLOAD TAP CHANGER (CAMBIADOR DE DERIVACIONES DE CARGA). Para continuar con estos puntos de ajustes presione la tecla , o presione para pasar a la sección siguiente.
Rango: None/ Winding 1/ Winding 2/ Winding 3 Introduzca el devanado con el cambiador de derivaciones. Introduzca "None" para un transformador sin cambiador de derivaciones de carga, o inhabilite este característica.
Rango: De 2 a 50 (en incrementos de 1)
Introduzca el número de posiciones del cambiador de derivaciones.
Rango: Mayor de 5 kV: De 0,1 a 2000,0 (en incrementos de 0,1) 1 kV a 5 kV: De 0,01 a 200,00 (en incrementos de 0,01) Menor de 1 kV: De 0,001 a 20,000 (en incrementos de 0,001)
Introduzca la tensión en la posición más baja de la derivación. El rango se ve afectado por el punto de ajuste S2 SYSTEM SETUP/TRANSFORMER/LOW VOLTAGE WINDING RATING Rango: Mayor de 5 kV: De 0,1 a 2000,0 (en incrementos de 0,1)
1 kV a 5 kV: De 0,01 a 200,00 (en incrementos de 0,01) Menor de 1 kV: De 0,001 a 20,000 (en incrementos de 0,001)
Introduzca el incremento de la tensión para cada derivación. El rango se ve afectado por el punto de ajuste S2 SYSTEM SETUP/TRANSFORMER/LOW VOLTAGE WINDING RATING
Rango: De 10 a 500 ( en incrementos de 1)
Introduzca el incremento de la resistencia que el 745 tomará en cuenta para cada incremento de la derivación. El valor máximo de la resistencia en la derivación superior es de 5 K Ω
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.4 S2 AJUSTE DEL SISTEMA
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-37
5
5.4.5 ARMÓNICOS
El 745 calcula los armónicos individuales en cada una de las entradas de la corriente de la fase hasta el 21Vo armónico. Con esta información, calcula un estimado del efecto de las corrientes no sinusoidales de la carga en la corriente nominal de carga total del transformador. Estos cálculos se basan en la guía C57.110-1986 de ANSI/IEEE, y generalmente requieren información que se encuentra únicamente disponible en el informe de prueba del fabricante del transformador, incluyendo la resistencia trifásica de cada devanado y la pérdida de carga a valor nominal de la carga. El factor de disminución de los valores nominales del armónico será válido únicamente si esta información se ha introducido correctamente.
El 745 también calcula la distorsión armónica total de las señales de entrada de la corriente de fase. La banda de las frecuencias sobre las que se hace este cálculo se puede modificar para ser más selectiva que los armónicos predeterminados del 2do. Al 21vo.
Este mensaje indica el comienzo de la sección de los HARMONICS (ARMÓNICOS). Para continuar con este punto de ajuste presione o presione para pasar a la sección siguiente.
Rango: Disabled / Enabled
Introduzca "Enabled" para habilitar los cálculos del factor de disminución de los valores nominales del armónico.
Rango: 2do / 3ro /... / 21vo
Introduzca el número armónico minimo de la banda de frecuencia sobre la que se calcula la distorsión armónica total.
Rango: 2do / 3ro / …/ 21vo
Introduzca el número armónico máximo de la banda de frecuencia sobre la que se calcula la distorsión armónica total.
5.4.6 FLEXCURVES
Se pueden almacenar en el 745 tres FlexCurves programadas por el cliente como FlexCurve A, FlexCurve B, FlexCurve C. Esto permite que el usuario ahorre las curvas especiales para aplicaciones específicas y después las seleccione conforme se requiera para los elementos de las curvas del tiempo de la sobreintensidad de corriente. La FlexCurve personalizada tiene puntos de ajuste para introducir los tiempos para disparo en diferentes niveles de captación. Los niveles son los siguientes: 1.03, 1.05, 1. 1 a 6.0 en incrementos de 0.1 y 6.5 a 20.0 en incrementos de 0.5.
Este mensaje indica el comienzo de la sección de FLEXCURVES. Para continuar con estos puntos de ajustes presiona o presiona para pasar a la sección siguiente.
Este mensaje indica el comienzo para la sección FLEXCURVE A (B/C). Para continuar con estos puntos de ajuste, presione o presione para continuar con la sección siguiente. Observe que los mensajes para la curva B y la curva C son similares al mensaje siguiente mostrado para la curva A.
Rango: De 0 a 65000 (en incrementos de 1) Introduzca el tiempo de disparo para 1.03 veces el nivel del captación para la curva A (B/C). Los mensajes que le siguen secuencialmente, corresponden a los tiempos de disparo para los diferentes niveles de captación como se indica arriba.
5.4 S2 AJUSTES DEL SISTEMA 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-38 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.4.7 ENTRADAS DE TENSIÓN
El 745 proporciona una entrada de tensión para propósitos de detección de la energización (para la característica INHIBIR ENERGIZACIÓN (ENERGIZATION INHIBIT) del elemento del porcentaje diferencial), la protección contra sobreexcitación (las funciones 1 y 2 de VOLTIOS-POR-HERTZIO), y una protección de la frecuencia (de las funciones de SUBFRECUENCIA (UNDERFREQUENCY) FRECUENCIA DE CAIDA (FREQUENCY DELAY) Y SOBREFRECUENCIA (OVER FREQUENCY)
Este mensaje indica el comienzo de la sección de VOLTAGE INPUT (Entradas de Tensión). Para continuar con estos puntos de ajuste presione , o presione para pasar a la sección siguiente.
Rango: Disabled / Enabled Introduzca “Enabled” cuando se conecte un transformador de tensión con esta entrada
Rango: / W1 Van / W1 Vbn / W1 Vcn / W1 Vab / W1 Vbc / W1 Vca / W2 Van / W2 Vbn / W2 Vcn / W2 Vab / W2 Vbc / W2 Vca / W3 Van / W3 Vbn / W3 Vcn / W3 Vab / W3 Vbc / W3 Vca Introduzca el devanado y la fase de la tensión conectada a la entrada de tensión. Rango: De 60,0 a 120,0 ( en incrementos de 0,1) Introduzca la tensión secundaria nominal (en voltios) del transformador de tensión. Rango: De 1 a 5000 (en incrementos de 1) Introduzca la relación del transformador de tensión.
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.4 S2 AJUSTE DEL SISTEMA
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-39
5
5.4.8 TEMPERATURA AMBIENTE
El 745 proporciona una entrada RTD para monitorizar la temperatura ambiente. Los tres tipos de RTD que pueden ser utilizados son 100 Ω platino, níquel de 120Ω y níquel de 100Ω . Sus características son las siguientes:
Tabla 5 –4: RESISTENCIA RTD CONTRA TEMPERATURA
Temperatura (°centígrado)
Platino 100 Ω (DIN 43760)
Níquel Ω 120
Níquel Ω 100
Temperatura (°centígrado)
Platino 100 Ω (DIN 43760)
Níquel Ω 120
Níquel Ω 100
–50 80,31 86,17 71,81 110 142,29 209,85 174,87
–40 84,27 92,76 77,30 120 146,06 219,29 182,75
–30 88,22 99,41 82,84 130 149,82 228,96 190,80
–20 92,16 106,15 88,45 140 153,58 238,85 199,04
–10 96,09 113,00 94,17 150 157,32 248,95 207,45
0 100,00 120,00 100,00 160 161,04 259,30 216,08
10 103,90 127,17 105,97 170 164,76 269,91 224,92
20 107,79 134,52 112,10 180 168,47 280,77 233,97
30 111,67 142,06 118,38 190 172,46 291,96 243,30
40 115,54 149,79 124,82 200 175,84 303,46 252,88
50 119,39 157,74 131,45 210 179,51 315,31 262,76
60 123,24 165,90 138,25 220 183,17 327,54 272,94
70 127,07 174,25 145,20 230 186,82 340,14 283,45
80 130,89 182,84 152,37 240 190,45 353,14 294,28
90 134,70 191,64 159,70 250 194,08 366,53 305,44
100 138,50 200,64 167,20
Este mensaje indica el comienzo de la sección de AMBIENT TEMP (Temp. Ambiente). Para continuar estos puntos de ajuste presione , o presione
para pasar a la sección siguiente.
Rango: Inhabilitado / Habilitado Introduzca Enabled para utilizar un RTD para monitorizar la temperatura ambiente.
Rango: Platino 100 Ω / Níquel 120 Ω / Níquel 100Ω / Por promedio mensual Introduzca el tipo de sensor RTD que se está utilizando.
Rango: De –50ºC a 125ºC (incrementos) Este mensaje se despliega únicamente cuando el AMBIENT RTD TYPE ha sido ajustado en ‘By Month Average ‘ (Por promedio mensual). La temperatura ambiente se utiliza en el cálculo del desgaste de aislamiento y se debe habilitar para que la función opere.
Hay una pantalla para cada mes similar al cuadro de arriba.
NOTA
5.4 S2 AJUSTES DEL SISTEMA 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-40 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.4.9 ENTRADAS ANALOGICAS
El 745 proporciona una entrada de corriente C.D. para la monitorización de cualquier parámetro externo. Cualquier salida estándar del transductor puede ser conectada con la entrada analógica para monitorización.
Este mensaje indica el comienzo de la sección ANALOG INPUT. Para continuar con estos puntos de ajuste presione , o presione para pasar a la sección siguiente. Rango: 18 caracteres alfanuméricos Presione la tecla para comenzar a editar el nombre de la entrada analógica. El texto se puede cambiar de ANALOG INPUT un carácter a la vez, usando las teclas de / . Presione la tecla para editar y avanzar a la posición del carácter siguiente. Este nombre aparecerá en el mensaje actual del valor A2 METERING/ ANALOG INPUT.
Rango: 6 alphanumeric characters (6 caracteres alfanuméricos) Introduzca las unidades de la cantidad que se esta leyendo al editar el texto como se describe arriba. Se desplegarán los 6 caracteres incorporados en vez de las “Units” donde sea que se desplieguen las unidades de las entradas analógicas.
Rango: 0-1 mA / 0-5 mA / 4-20 mA / 0-20 mA Seleccione el rango de salida de la corriente del transductor que está conectada con la entrada analógica.
Rango: De 0 a 65000 (en incrementos de 1)
Introduzca el valor de la cantidad medida que corresponde al valor de salida mínimo del transductor.
Rango: De 0 a 65000 (en incrementos de 1)
Introduzca el valor de la cantidad medida que corresponde al valor de salida máximo del transductor.
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.4 S2 AJUSTE DEL SISTEMA
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-41
5
5.4.10 MEDICION DE LA DEMANDA
Esta sección asigna los puntos de ajuste de demanda para monitorizar la demanda de la corriente en las tres fases de cada devanado. La medición de la demanda de la corriente en el 745 se realiza en una de las siguientes tres formas: “Thermical”, “ Rolting Demand” o “Block Interval”
Este mensaje indica el comienzo de la sección de DEMAND METERING (Medición de la Demanda). Para continuar presione o presione para pasar a la sección siguiente.
Rango: Termal, Block Interval, Rolling Demand (vea la tabla abajo).
Seleccione el método a ser utilizado para la medición de la demanda de la corriente.
THERMAL Seleccione 'Thermal' para emular la acción de un medidor de demanda térmica – registro de picos analógicos. Cada segundo el 745 mide la corriente en cada fase y asume que la cantidad del circuito permanece en este mismo valor hasta que es actualizada por la medida siguiente. “La demanda térmica equivalente” se calcula basándose en la siguiente ecuación:
)1()( kteDtd −−= donde d = demanda después de aplicar entrada por tiempo t (en minutos) D = cantidad de entrada (constante) k = 2,3 / tiempo de respuesta térmica al 90%
Tiempo (min)
El gráfico arriba muestra la respuesta térmica característica por un tiempo de respuesta térmica al 90% por 15 minutos. Un punto de ajuste establece el tiempo para alcanzar el 90% del valor del estado estacionario, así como el tiempo de respuesta de un instrumento analógico (un valor de estado estacionario aplicado por dos veces el tiempo de respuesta indicará el 99% del valor). BLOCK INTERVAL Seleccione ' Block Interval ' para calcular un promedio lineal de la corriente sobre la demanda programada TIME INTERVAL (INTERVALO del TIEMPO), comenzando diariamente a las 00:00:00 (es decir 12 AM). Los 1440 minutos por día son divididos entre el número de bloques tal como fue establecido por el intervalo de tiempo programado. Cada nuevo valor de demanda se encontrará disponible al final de cada intervalo de tiempo. ROLLING DEMAND Seleccione ' Rolling Demand ' para calcular un promedio lineal de la corriente de la demanda programada TIME INTERVAL (INTERVALO TIEMPO) (de la misma manera que en el “Block Interval”). El valor se actualiza cada minuto e indica la demanda sobre el intervalo del tiempo que precede al momento de la actualización.
Rango: 5 min. / 10 min. / 15 min. / 20 min. / 30 min. / 60 min. Este mensaje solo se despliega cuando el CURRENT DEMAND METER TYPE está establecido en ‘Thermal’. Especifique el tiempo requerido por una corriente de estado estacionario para indicar el 90% de su valor actual. Rango: 5 min. / 10 min. / 15 min. / 20 min. / 30 min. / 60 min. Este mensaje aparece solamente cuando el CURRENT DEMAND METER TYPE está establecido en ‘Block Interval’ o ‘Rolling Demand’. Especifique el período de tiempo en que se realiza el cálculo de la demanda de corriente.
Dem
anda
(%)
5.4 S2 AJUSTES DEL SISTEMA 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-42 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.4.11 SALIDAS ANALÓGICAS
Hay siete salidas analógicas en el relé 745 que se seleccionan para proporcionar una alcance de salida con escala completa de uno de los siguientes: 0-1 mA, 0-5 mA, 4-20 mA, 0-20 mA o 0-10 mA. Cada canal se puede programar para monitorizar cualquier parámetro medido. Esta subdivisión se despliega únicamente con la opción instalada.
Este mensaje indica el comienzo de la sección de las ANALOG OUTPUTS (SALIDAS ANALÓGICAS). Para continuar con estos puntos de ajustes presione la tecla o para pasar a la sección siguiente presione . Este mensaje indica el comienzo de los puntos de ajuste de salida analógica 1 (2-7) de las salidas análogicas. Para continuar con estos puntos de ajuste, presione o para pasar a la sección siguiente presione .
Rango: Disabled / Enabled Este mensaje habilita o inhabilita la característica de la salida analógica 1 (2-7). Cuando está inhabilitado, aparecerá 0 mA en la terminal correspondiente.
Rango: vea abajo Seleccione el parámetro medido para ser representado por el nivel de corriente C.D. mA de la salida analógica 1 (2-7).
Corriente W1 (2/3) fA (B/C)
Seleccione para monitorizar el valor de RMS (en la frecuencia fundamental) de la entrada de la corriente de fase A (B/C) del devanado 1 (2/3).
(2/3) Cargando W1 Seleccione para monitorizar la carga del devanado 1 (2/3) como un porcentaje de la carga nominal para este devanado.
W1 (2/3) fA (B/C) THD
Seleccione para monitorizar la distorsión armónica total en la entrada de corriente de fase A (B/C) del devanado 1 (2/3).
(el 2/3) Reducir la Capacidad normal
W1
Seleccione para monitorizar el factor de disminución de los valores nominales del armónico ( es decir la capacidad de disminución del transformador mientras que se suministran corrientes de carga no-sinusoidal) en el devanado 1(2/3).
Frecuencia Seleccione para monitorizar la frecuencia del sistema. Posición Del
Derivación Seleccione para monitorizar la posición del cambiador de derivaciones de carga.
Tensión Seleccione para monitorizar la tensión del sistema a partir de la medición en las entradas de tensión.
Demanda de W1 (2/3) fA (B/C)
Seleccione para monitorizar el valor de la demanda de corriente de la entrada de la corriente de la fase A(B/C) del devanado 1(2/3).
Entrada Análoga Seleccione para monitorizar la corriente de entrada analógica de propósito general.
Acontecimiento Máximo W1 (2/3)
Ia (b/c/g)
Seleccione para monitorizar el valor capturado máximo de RMS (en la frecuencia fundamental) de la entrada de la corriente de fase A (fase B/ fase C/ tierra) del devanado 1(2/3) para todos los eventos desde la última vez en que el registrador de eventos fue limpiado.
Rango: 0-1 mA / 0-5 mA / 4-20 mA / 0-20 mA / 0-10 mA Seleccione el valor máximo de la escala de la salida de corriente para la salida analógica 1 (2-7).
Rango: iguala el rango del parámetro seleccionado. Introduzca el valor del parámetro seleccionado que corresponde a la corriente mínima de salida de la salida analógica 1 (2-7).
Rango: iguala el rango del valor actual asociado Introduzca el valor del parámetro seleccionado que corresponde a la corriente máxima de salida de la salida analógica 1 (2-7).
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.5 LÓGICA DE LOS PUNTOS DE AJUSTE S3
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-43
5
5.5.1 DESCRIPCIÓN
El 745 tiene dos tipos de entradas digitales: Las Logic Input (Entradas Lógicas) que tienen terminales físicas para conectarlas con los contactos externos. Las Virtual Inputs (Entradas Virtuales), por otra parte, aunque realizan la misma función que las entradas lógicas, no tienen ninguna conexión externa física: un punto de ajuste define el estado de cada uno en términos de “ON” y “OFF” ("Prendido" o "Apagado").
Hay 16 entradas lógicas y 16 entradas virtuales. El estado (' Asserted ' o ' not asserted ') de cada entrada lógica o virtual puede ser usado para causar cualquier variedad de funciones predefinidas lógicas, tales como de bloqueo del elemento de protección, detección de la energización, etc. Además, cualquier entrada lógica o virtual se puede utilizar como entrada en las ecuaciones FlexLogic para implementar los esquemas del cliente.
Este mensaje indica el comienzo de la página de los puntos de ajuste de S3 LOGIC INPUTS. Presione para ver el contenido de ésta página o para pasar a la página siguiente presione .
5.5.2 ENTRADAS LÓGICAS
Este mensaje indica el comienzo de la sección de LOGIC INPUTS (Entradas lógicas) Para continuar con estos puntos de ajuste, presione la tecla , o para pasar a la sección siguiente presione .
Este mensaje indica el comienzo de los puntos de ajuste las entradas lógicas (2-16). Para continuar con estos puntos de ajuste, presione o para pasar a la sección siguiente presione .
Rango: Disabled / Enabled Seleccione ‘Enabled’ si se va a usar esta entrada lógica. El seleccionar ‘Disabled’ nunca se permitirá que esta entrada lógica alcance el estado de ‘Asserted’ (o de señalización) Rango: None / Latched / Self- Reset (Ninguno / Enclavado / Autoreinicio) Seleccione ‘None’ para inhibir la pantalla del mensaje de objetivo cuando se confirma la entrada. Así una entrada cuyo tipo de objetivo es ‘None’ nunca inhabilitará la característica de autoprueba del LED porque no puede generar un mensaje desplegable del objetivo.
Rango: 18 caracteres alfanuméricos Presione la tecla para comenzar a editar el nombre de la entrada lógica. El texto se puede cambiar de Logic Input 1 un carácter a la vez, utilizando / . Presiona para editar y avanzar a la posición del carácter siguiente. Rango: Abierto / Cerrado (Open / Closed) Seleccione Closed como estado confirmado de la entrada cuando está conectado con un contacto normalmente abierto (donde está cerrado el estado de señalización). Seleccione Open cuando está conectado con un contacto normalmente cerrado (donde se encuentra abierto el estado de señalización).
5.5 LÓGICA DE LOS PUNTOS DE AJUSTE S3 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-44 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.5.3 ENTRADAS VIRTUALES
Los puntos de ajuste de Entradas virtuales se listan abajo:
Este mensaje indica el comienzo de la sección VIRTUAL INPUTS (ENTRADAS VIRTUALES). Para continuar con estos puntos de ajuste presiona , o para pasar a la sección siguiente presione .
Este mensaje indica el comienzo de los puntos de ajuste de las entradas virtuales 1 (2-16). Para continuar con estos puntos de ajuste presione , o para pasar a la sección siguiente presione .
Rango: Disabled / Enabled (Inhabilitado / Habilitado) Seleccione ‘Enabled’ si se va a usar la entrada lógica. Seleccionar ‘ Disabled’ nunca permitirá que esta entrada lógica alcance el estado de 'Asserted '. (o señalización) Rango: None/ Latched / Self – Reset (Ninguno / Enclavado / Auto-Reinicio) Seleccione "None" para inhibir la aparición del mensaje de objetivo cuando se confirma la entrada. Así una entrada de la cual el “target type” (tipo de objetivo) es ‘None’ nunca inhabilitará la característica de autoprueba del LED porque no puede generar un mensaje desplegable del objetivo.
Rango: 18 alphanumeric characters (18 caracteres alfanuméricos) Presione para comenzar a corregir el nombre de la entrada virtual. El texto se puede cambiar de Virtual Input 1 un carácter a la vez, usando las teclas / . Presione para editar y avanzar a la posición del carácter siguiente.
Rango: Not Asserted / Asserted Seleccione Asserted para colocar la entrada virtual en el estado de señalización. Seleccione Not Asserted para colocar la entrada virtual en el estado no señalización.
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.6 ELEMENTOS S4
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-45
5
5.6.1 DESCRIPCIÓN
Los elementos de protección y monitorización se configuran en esta página. Esto incluye: protección diferenciada completa: protección de la falla a tierra restringida (Tierra diferencial), protección de sobrecorriente de secuencia negativa, de tierra, de neutro, y de fase; sobrefrecuencia, sobrefrecuencia y velocidad de cambio de la frecuencia; sobreexcitación; monitorización de los armónicos; entradas analógicas; monitorización de la demanda de corriente; y monitorización de la sobrecarga del transformador.
Este mensaje indica el comienzo de la página S4 ELEMENTS (S4ELEMENTOS) de los puntos de ajuste. Presione para ver el contenido de esta página, o para pasar a la página siguiente.
5.6.2 INTRODUCCIÓN A LOS ELEMENTOS
Cada elemento se compone de un número de puntos de ajuste, algunos de los cuales son comunes a todos los elementos. Estos puntos de ajuste comunes se describen abajo, evitando descripciones repetidas a través de esta sección:
Rango: Disabled / Enabled (Inhabilitado / Habilitado) Seleccione ‘Enabled’ para habilitar el elemento. Para elementos críticos de protección, este punto de ajuste estará normalmente en ‘Enabled’ al menos que sea para propósitos de prueba. Para los elementos que no deben ser utilizados, este punto de ajuste debe estar ajustado en ‘Disabled’.
Rango: Self- Reset / Latched / None (Auto reinicio / Enclavamiento / Ninguno) Los mensajes de objetivo ( accesados por medio de la tecla NEXT) indican qué elementos se han capturado u operado. Seleccione Latched para mantener el mensaje de objetivo del elemento en la fila de los mensajes de objetivo, incluso después de que la condición que hizo funcionar el elemento haya sido eliminada, hasta que un comando de reinicio es emitido. Seleccione ‘Self – reset’ para retirar automáticamente el mensaje de objetivo de la fila de los mensajes después de que la condición haya sido eliminada. Seleccione "None" para inhibir el despliegue del mensaje de objetivo cuando el elemento funciona. Así un elemento cuyo “target type” sea “None” nunca inhabilitará la característica de autoprueba del LED porque no puede generar un mensaje desplegable de objetivo.
Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) / Self- Test Rly / Virt Outpt 1 (2-5) Seleccione cualquier entrada lógica, entrada virtual, relé de salida, o salida virtual que, cuando esté confirmada o en operación, bloqueará la operación del elemento. Seleccionar una entrada lógica o entrada virtual permite que el elemento sea bloqueado basado en una decisión externa al 745. Seleccionar un relé de salida o salida virtual permite que el elemento sea bloqueado basado en las condiciones detectadas por el 745 y la combinación de la lógica programada en la ecuación asociada de FlexLogic.
5.6 ELEMENTOS S4 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-46 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.6.3 GRUPO DE PUNTOS DE AJUSTE
Cada punto de ajuste de los elementos de protección y monitorización (programado en S4 ELEMENTS) tiene cuatro copias, y estos ajustes se organizan en cuatro grupos de puntos de ajuste. Solamente un grupo de ajustes a la vez se encuentran activos en el esquema de protección. El grupo activo se puede seleccionar usando el punto de ajuste ACTIVE SETPOINT GROUP o por medio de una entrada lógica. Los puntos de ajuste en cualquier grupo se pueden ver o editar usando el punto de ajuste EDIT SETPOINT GROUP
Este mensaje indica el comienzo de la sección de SETPOINT GROUP. Para continuar con estos puntos de ajuste presione , o para pasar a la sección siguiente presione .
Rango: Group 1 / Group 2 / Group 3 / Group 4 Seleccione el número del SETPOINT GROUP cuyos ajustes deben estar activos en el esquema de protección. Esta selección se antepondrá si un número mayor del grupo de puntos de ajustes es activado usando entradas lógicas.
Rango: Group 1 / Group 2 / Group 3 / Group 4 / Active Group Seleccione el número del SETPOINT GROUP cuyos ajustes deben ser vistos y/o editados vía el teclado numérico del panel delantero o a través de cualquiera de los puertos de comunicación. Seleccionar al ‘Active Group’ selecciona al grupo actualmente activo de puntos de ajuste para su edición.
Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) Seleccione cualquier entrada lógica que, cuando está confirmado, seleccionará (remotamente) SETPOINT GROUP 2(3/4) para ser el grupo activo. Esta selección será antepuesta si un número mayor del grupo de puntos de ajuste es activado usando ACTIVE SETPOINT GROUP u otra entrada lógica.
5.6.4 DIFERENCIAL
Esta sección contiene los ajustes para configurar el elemento de diferencial de porcentaje, incluyendo todas las características asociadas de la inhibición de los armónicos. El 745 proporciona tres características independientes para inhibir armónicos: HARMONIC INHIBIT, que implementa un esquema de inhibición basado en el 2do armónicos o en 2do + 5to armónico que están en ‘ in-circuit’ a todo momento; El ENERGIZATION INHIBIT, que permite cambiar las características del esquema de inhibición durante la energización para mejorar la confiabilidad; y el 5TH HARMONIC INHIBIT, que implementa un esquema de inhibición basado únicamente en el 5to armónico, permitiendo inhibir el diferencial de porcentaje durante la sobreexcitación intencional del sistema.
Este mensaje indica el comienzo de la sección DIFFERENTIAL (DIFERENCIAL). Para continuar estos puntos de ajuste, presione , o para pasar a la sección siguiente presione .
a) DIFERENCIAL DE PORCENTAJE Esta sección contiene los ajustes para configurar el elemento del diferencial de porcentaje. El propósito principal de la característica del porcentaje de inclinación del elemento diferencial es el de prevenir una mala función causada por los desbalances entre los CTs durante las fallas externas. Estos desbalances se presentan a raíz de los factores siguientes:
• Desajuste de la relación del CT (no de un factor, puesto que el 745 corrige automáticamente este desajuste)
• Cambiadores de derivaciones de carga que resultan en un cambio dinámico del desajuste del CT
• Errores de precisión del CT
• Saturación del CT
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.6 ELEMENTOS S4
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-47
5
El principio básico de operación del porcentaje diferencial de elemento se puede describir por el siguiente diagrama y sus ecuaciones asociadas:
FIGURA 5 –6: PRINCIPIO DE OPERACIÓN DEL DIFERENCIAL DE PORCENTAJE
NOTA
Los cálculos de corriente restringida se han cambiado de promedio al máximo para proporcionar una mayor seguridad durante las fallas externas.
Principio de Operación Básico (3-Devanados): Principio de Operación Básico (2-Devanados): |)||,||,max(| 321 IIIII restrainr
vvv== |)||,max(| 21int IIII restrar
vv==
|| 321 IIIII aldefferentidvvv
++== || 21 IIII aldifferentidvv
+==
%100% ×=r
d
IIslope %100% ×=
r
d
IIslope
donde Irestrain= maximum (máximo) por fase de las corrientes después de la fase, la relación, y de la corrección de secuencia cero Idifferential= suma de los vector sum (vectores) de las corrientes después de la fase, la relación, y de la corrección de secuencia cero.
NOTA
En las ecuaciones anteriores ha sido tomado en cuenta, el desplazamiento de fase de 180° debido a las conexiones del alambrado, de ahí el signo + para obtener la corriente diferencial.
FIGURA 5 –7: DIFERENCIAL DE PORCENTAJE- CARACTERÍSTICA DE DOBLE PENDIENTE
Elemento de diferencial de
porcentaje
Idiferencial (x CT)
Irestringida (x CT)
PENDIENTE 2
PENDIENTE 1
AREA OPERATIVA
AREA RESTRINGIDACAPTACION
PUNTO DE INFLEXIÓN
5.6 ELEMENTOS S4 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-48 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
Los puntos de ajuste del diferencial de porcentaje se muestran abajo:
Este mensaje indica el comienzo de la sección PERCENT DIFFERENTIAL (Diferencial de Porcentaje). Para continuar con estos puntos de ajuste presione , o para pasar a la sección siguiente presione .
Rango: Disabled / Enabled
Rango: Self-Tested / Latched/ None (Auto reinicio / Enclavamiento / Ninguno) Seleccione "None" para inhibir la exposición del mensaje de objetivo cuando el elemento opera. Así un elemento del cual su “target type” (Tipo de objetivo) es “None” nunca inhabilita la característica de autoprueba del LED puesto que él no puede generar un mensaje desplegable de objetivo. Rango: De 0,05 a 1,00 (en incrementos de 0,01) Especifique la corriente diferencial mínima requerida para la operación. Esta se elige basándose en la cantidad de corriente diferencial que podría existir bajo condiciones de funcionamiento normales. Rango: De 15 a 100 (en incrementos de 1) Especifique el porcentaje de pendiente 1 (de la corriente diferencial a la corriente restringida) para el elemento diferencial de porcentaje de doble-pendiente. El ajuste de pendiente 1 que es aplicable para las corrientes restringidas desde cero hasta el punto de inflexión, y define la relación del diferencial con respecto a la corriente restringida por encima del cual opera el elemento. Esta pendiente está ajustada para asegurar la sensibilidad hacia fallas internas en niveles normales de operación de la corriente. Los criterios para ajustar esta pendiente son: (1) para permitir el desajuste cuando se opere en el límite del rango del cambiador de derivación de carga del transformador; (2) para acomodar los errores de CT.
Rango: De 1,0 a 20,0 (en incrementos de 0,1)
Especifique el punto de inflexión para el elemento diferencial de porcentaje de la doble pendiente. Ésta es el punto de transición entre las pendientes 1 y 2, en términos de corriente restringida, en las unidades de la corriente nominal del relé. Ajuste el punto de inflexión justo arriba del nivel de operación máximo del transformador entre el máximo nominal de la corriente enfriada y forzada y el nivel máximo de la corriente de sobrecarga de emergencia.
Rango: De 50 a 200 (en incrementos de 1)
Especifique el porcentaje de la pendiente 2 (de la corriente diferencial a la corriente restringida) para el elemento diferencial de porcentaje de doble pendiente. Este ajuste es aplicable en corrientes restringidas que se encuentren por arriba del punto de inflexión y que han sido ajustadas para asegurar la estabilidad bajo condiciones difíciles de falla que podrían llevar a corrientes diferenciales altas como resultado de la saturación del CT.
NOTA
Puesto que |)||,||,max(| 321 IIII arestringid = ,no está siempre garantizado que la corriente diferencial sea siempre mayor al 100% de la corriente restringida. Debido a este realce, los ajustes de PERCENT DIFFERENTIAL SLOPE 2 pueden causar una operación lenta (en casos raros ninguna operación) en las situaciones siguientes: 1. El PERCENT DIFFERENTIAL SLOPE 2 ha sido ajustado por encima del 100%. 2. La fuente está conectada a un solo devanado. Por lo tanto, el PERCENT DIFFERENTIAL SLOPE 2 no puede ser mayor a 100%. Para aumentar la confiabilidad, los ajustes de la pendiente 2 deben ser menores a 98%.
Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) / Self Test Rly / Virt Output 1 (2-5)
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.6 ELEMENTOS S4
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-49
5
b) INHIBICIÓN DE ARMÓNICAS Esta sección contiene los ajustes de la característica de inhibición de la armónica del diferencial de porcentaje. Esto pone al elemento diferencial de porcentaje en una fase particular si el 2do armónico de la misma fase excede el punto de ajuste HARMONIC INHIBIT LEVEL. Con los parámetros de inhibición de la armónica establecidos en 2nd+5o, la suma del RMS de los 2do y 5to componente armónico se compara contra el nivel de ajuste. Con el promedio de las armónicas habilitado, se inhiben las tres fases si el promedio de las tres fases de las armónicas excede el nivel de ajuste.
Este mensaje indica el comienzo de la sección de HARMONIC INHIBIT (Inhibición de Armónica). Para continuar con estos puntos de ajuste presiona , o para pasar a la sección siguiente presiona .
Rango: Disabled / Enabled
Rango: 2do / 2do + 5to Seleccione el 2do para comparar solamente la corriente de la 2da armónica contra el HARMONIC INHIBIT LEVEL. Seleccione el 2ndo+5to para utilizar la suma de RMS de los componentes de la 2da y 5ta armónica. Para la mayoría de los transformadores tan solo, la corriente del 2do armónico excederá 20% durante la energización y el 2do ajuste es suficiente para inhibir el elemento diferencial para la corriente de irrupción. Rango: Disabled / Enabled Seleccione ‘Enabled’ para utilizar el promedio de las tres fases de la corriente armónica contra el ajuste de inhibición de la armónica. Para la mayoría de las aplicaciones, la habilitación del promedio de las armónicas no se recomienda. Rango: 0,1 a 65,0 (en incrementos de 0,1) Especifique el nivel de la corriente armónica (2do o 2do +5to) por arriba del cual el elemento diferencial de porcentaje será inhibido de operar. Para la mayoría de las aplicaciones, este nivel debe establecerse en 20%.
c) INHIBICION DE LA ENERGIZACIÓN Por encima de la característica estándar de inhibición de armónica programada anteriormente, el 745 contiene una característica de inhibición de armónica que está en servicio únicamente durante la energización y/ o irrupción por resonancia.
La desenergización y la energización del transformador es detectada por cualquiera de los tres métodos siguientes:
1. Con la energización detectada por la corriente habilitada, todos las corrientes que caen por debajo de la corriente mínima de energización indican la desenergización o; cualquier corriente que exceda la corriente mínima de energización indica la energizacion. Este método es el menos confiable para detectar la energización, ya que un transformador energizado y descargado será detectado como si estuviera siendo desenergizado si este método se utiliza solo.
2. Con la energización detectada por la tensión habilitada, la tensión que cae por debajo de la tensión mínima de energización indica la desenergización; cualquier corriente que excede la corriente mínima de energización indica la energización.
3. Con los contactos del auxiliar 'b' de todos los dispositivos de interrupción (que se pueden utilizar para energizar el transformador) conectados en serie a una entrada lógica y asignados al punto de ajuste de BREAKERS ARE OPEN, los contactos cerrados indican la desenergización; cualquier corriente que excede la corriente mínima de energizacion indica energizacion.
Los ajustes de inhibición de la energización se ponen en servicio para la detección de la desenergización. Para la energizacion, se inicia el temporizador de la duración de la inhibición de la energización y se retiran los ajustes del servicio cuando se termina el tiempo de retardo.
5.6 ELEMENTOS S4 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-50 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
La característica de inhibición de energización se puede también poner en servicio durante la entrada en resonancia. La irrupción de la entrada en resonancia se detecta a través de un comando de cierre del dispositivo paralelo de interrupción del transformador conectado a una entrada lógica, asignado al punto de ajuste PARALL XFMR RKR CLS. Los puntos de ajuste de inhibición de la energizacion se ponen en servicio cuando el contacto se cierra. Para retirar la señal, se inicia el temporizador de la duración de la inhibición de energizacion y se retiran los ajustes del servicio cuando el tiempo de retardo haya transcurrido.
En un "esquema de interruptor y medio", donde la corriente puede estar presente en los CTs sin estar presente en el devanado del transformador, podría ser necesario utilizar el contacto de cierre Paralelo del Interruptor del Transformador para iniciar la Inhibición de la Energización.
Este mensaje indica el comienzo de la sección ENERGIZATION INHIBIT (Inhibición de Energizacion). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para pasar a la sección siguiente presione .
Rango: Disabled / Enabled (Inhabilitado / Habilitado)
Rango: 2nd / 2nd + 5th Seleccione ‘2nd’ para comparar el 2do armónico contra el HARMONIC INHIBIT LEVEL (NIVEL DE INHIBICION DE ARMÓNICO). Seleccione el ‘2nd+5th’ para utilizar la suma de RMS del 2do y 5to armónicos.
Rango: Disabled / Enabled (Inhabilitado / Habilitado) Seleccione Enabled para utilizar el promedio de las tres fases de la corriente armónica contra el punto de ajuste para inhibición del armónico.
Rango: De 0,1 a 65,0 (en incrementos de 0,1) Especifique el nivel de corriente armónica (2nd o 2nd + 5tn) por arriba del cual el elemento diferencial de porcentaje inhibe su operación. Éste ajuste necesitará a menudo ser establecido perceptiblemente más bajo que el HARMONIC INHIBIT LEVEL, especialmente cuando se utiliza junto con la función parallel Xfmr BkrCls logic. Rango: De 0,05 a 600,00 (en incrementos de 0,01) Especifique el tiempo de retardo desde el momento de la energización (o el final del comando de cierre paralelo del interruptor) antes de que la característica de inhibición de energización haya sido retirada del servicio.
d) CAPTACIÓN DE LA ENERGIZACIÓN Esta sección contiene los ajustes para el elemento de Captación de la Energización. La captación de la energización permite la medición de la desenergización por corriente y tensión.
Este mensaje indica el comienzo de la sección ENERGIZATION SENSING (CAPTACIÓN DE ENERGIZACIÓN). Para continuar con estos puntos de ajuste presiona o para pasar a la sección siguiente presione .
Rango: Disabled / Enabled Seleccione Enabled para detectar la desenergización al nivel de todas las corrientes que caen por debajo de la corriente mínima de energización.
Rango: De 0,10 a 0,50 (en incrementos de 0,01)
Especifique el nivel de la corriente bajo el cual el transformador se considera desenergizado (captación de energización por la corriente habilitada), y arriba del cuál el transformador se considera energizado (cualquier captación de energización habilitada).
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.6 ELEMENTOS S4
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-51
5
Rango: Disabled / Enabled (Inhabilitado / Habilitado) Seleccione Enabled para detectar la desenergización por el nivel de la tensión que cae por debajo de la tensión mínima de energización. Este punto de ajuste solo se desplegará si la captación de la tensión está habilitada bajo S2 SYSTEM SETUP / VOLTAGE INPUT.
Rango: 0,50 a 0,99 (en incrementos de 0,01) Especifique el nivel de la tensión bajo el cual el transformador se considera desenergizado (cuando la captación de energización por tensión esta habilitada). Este punto de ajuste solamente se despliega si S2 SYSTEM SETUP /VOLTAGE INPUT/ VOLTAJE SENSING esta ‘Enabled’.
Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) Seleccione cualquier entrada lógica que, cuando se encuentre confirmada, le indique al 745 que el transformador está desenergizado. La lógica seleccionada debería ser conectada con los contactos auxiliares del interruptor del transformador o el interruptor de desconexión.
Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) Seleccione cualquier entrada lógica que, cuando se encuentre confirmada, le indique al 745 el inicio de la entrada en resonancia. La entrada lógica seleccionada debería conectarse al comando de cierre que va al dispositivo paralelo de interrupción del transformador.
e) INHIBICION DE LA 5TO ARMÓNICA
Esta sección contiene los ajustes de la característica de inhibición del 5to armónico del elemento diferencial de porcentaje, que permite la inhibición del diferencial de porcentaje durante la sobreexcitación intencional del sistema. Esta característica inhibe el elemento diferencial de porcentaje en una fase particular si el 5to armónico de la misma fase excede el punto de ajuste del nivel de inhibición de armónicos. Con "Promedio del armónico" habilitado, se inhiben las tres fases si el promedio de las tres fases del 5to armónico excede al ajuste del nivel.
Este mensaje indica el comienzo de la sección 5thHARMONIC INHIBIT (INHIBICION Del 5to ARMÓNICO). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para pasar a la sección siguiente presione .
Rango: Disabled / Enabled (Inhabilitado / Habilitado)
Rango: Disabled / Enabled (Inhabilitado / Habilitado) Seleccione ' Enabled ' para utilizar el promedio de las tres fases de la corriente de la 5ta. armónica contra el punto de ajuste de Inhibición de la Armónica. Rango: De 0,1 a 65,0 (en incrementos de 0,1) Especifique el nivel de la corriente de la 5ta armónica por arriba del cual el elemento diferencial de porcentaje es inhibido de su operación.
5.6 ELEMENTOS S4 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-52 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.6.5 DIFERENCIAL INSTANTÁNEO
Esta sección contiene los ajustes de configuración del elemento diferencial instantáneo (sin contención), para la protección contra fallas internas de alta magnitud.
Este mensaje indica el comienzo de la sección INSTANTANEUS DIFFERENTIAL (DIFERENCIAL INSTANTÁNEO) Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para pasar a la sección siguiente presione .
Rango: Disabled / Enabled
Rango: Self reset / Latched / None (Auto reinicio / Enclavamiento / Ninguno) Seleccione " None " para inhibir el despliegue del mensaje de objetivo cuando el elemento opera. De esta forma un elemento cuyo “target type” (tipo de objetivo) es “None” nunca inhabilitara la característica de autoprueba del LED ya que no puede generar un mensaje desplegable de objetivo. Rango: De 3,00 a 20,00 (en incrementos de 0,01) Especifique el nivel de la corriente diferencial (en unidades de la corriente nominal del relé) arriba de la cual el elemento diferencial instantáneo empezará a capturar y operar. Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) / SelfTest Rly / Virt Outpt 1 (2-5)
5.6.6 SOBRECORRIENTE DE FASE
Esta sección contiene los ajustes de configuración de los elementos de sobreintensidad de fase. Incluidas las sobrecorrientes de tiempo de fase y dos niveles de la sobrecorriente instantánea de fase para cada una de las fases de cada devanado.
Este mensaje indica el comienzo de la sección de PHASE OVERCURRENT (Sobrecorriente de fase). Para continuar con estos puntos de ajuste presiona
o para pasar a la sección siguiente presione .
a) SOBRECORRIENTE DEL TIEMPO DE FASE DEL DEVANADO 1(2/3)
Este mensaje indica el comienzo de la sección de PHASE TIME OVERCURRENT (Sobrecorriente del tiempo de fase) para el devanado 1(2/3). Para continuar con estos puntos de ajuste presiona o para pasar a la sección siguiente presiona . Rango: Disabled / Enabled
Rango: Self reset/ Latched / None Seleccione "None" para inhibir el despliegue del mensaje de objetivo cuando el elemento opera. De esta forma el elemento cuyo “target type “ (tipo de objetivo) es “None” nunca inhabilita la característica de autoprueba del LED ya que no puede generar un mensaje de objetivo desplegable.
Rango: De 0,05 a 20,00 (en incrementos de 0,01) Especifique el nivel de corriente de la fase (en unidades de la corriente nominal del relé) por arriba de la cual el elemento de sobrecorriente del tiempo de fase del W1
(2/3).
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.6 ELEMENTOS S4
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-53
5
Rango: Ext Inverse / Very Inverse / Norm Inverse / Mod Inverse / Definite Time/ IEC Curve A / IEC Curve B / IEC Curve C / IEC Short Inv / IAC Ext Inv / IAC Very Inv / IAC Inverse / IAC Short Inv / FlexCurve A / FlexCurve B / FlexCurve C Extensión Inversa / Muy Inverso / Norma inversa / Modelo Inversa / Defin. Tiempo / IEC Curva A / IEC Curva B / IEC Curva C / IEC Corto / IEC Inv Corto / FlexCurva A/ FlexCurva B/ FlexCurva C
Seleccione la forma de la curva de tiempo-sobrecorriente que será utilizada para el elemento de sobrecorriente del tiempo de fase del devanado 1(2/3). Sección 5,9: CURVAS DE TIEMPO SOBRECORRIENTE (TIME OVERCURRENT CURVES) en la página 5-90 describen las formas de la curva de tiempo – sobrecorriente. Rango: De 0,00 a 100,00 (en incrementos de 0,01) Especifique la constante del multiplicador por el cuál la forma seleccionada de la curva de sobreintensidad del tiempo (la curva base) será desplazada en el tiempo. Rango: Instantaneus / Linear (Instantánea / Lineal) Seleccione el reinicio ‘Linear’ para coordinar junto con los relés electromecánicos del tiempo de sobrecorriente, en los cuales la característica de reinicio (cuando la corriente cae por debajo del umbral de reinicio antes del disparo) es proporcional a la relación entre la " energía " (“energy”) acumulada y aquella requerida para disparar. Seleccione el reinicio Instantaneus para coordinar junto con los relés, tales como la mayoría de unidades estáticos, con características de reinicio instantáneas.
Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / VIRT Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) / SelfTest Rly / Virt Output 1 (2-5) Inhabilitado / Entr Logc 1 (2-16) / Entr Virt 1 (2-16) / Salida Rly 1 (2-8) / AutofTest Rly / Salid Virt 1 (2-5) (Inhabilitado / Entrada Log. 1(2-16) / Entrad Virt. 1(2-16) / Rele de Sal. 1(2-8) / Rele de Auto-Prueba / Salida Virt (2-5))
Rango: Disabled / Enabled Seleccione ‘Enabled’ para habilitar la corrección automática de la disminución del valor nominal de la armónica de la curva de sobrecorriente del tiempo de fase del W1 (2/3). El 745 calcula la capacidad de disminución del valor nominal del transformador cuando las corrientes no sinusoidales de carga son suministradas (según ANSI/ IEEE C57.110-1986) y, cuando esta característica está habilitada, automáticamente cambia la detección de la curva de sobrecorriente del tiempo de fase para mantener el margen de protección requerido con respecto a la curva de daño térmico del transformador, tal como se ilustra abajo:
FIGURA 5 –8: CORRECCIÓN DE LA DISMINUCIÓN DEL VALOR NOMINAL DE LA ARMÓNICA
tiempo Curva del daño térmico del transformador
Curva seleccionada del tiempo de sobrecorriente del relé
Margen de protección térmica del transformador
Ajuste de la captación basado en la capacidad carga nominal
Desplazamiento de la captación basado en la disminución del valor nominal de la armónica
corriente
5.6 ELEMENTOS S4 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-54 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
b) SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA DE FASE DEL DEVANADO 1(2/3) Este mensaje indica el comienzo de la sección que describe las características del primer nivel de protección de PHASE INSTANTANEUS OVERCURRENT para el devanado 1(2/3). Para continuar con estos puntos de ajuste presiona o para pasar a la sección siguiente presionar . Rango: Disabled / Enabled
Range: Self- test / Latched / None (Auto-prueba / Enclavamiento / Ninguno) Seleccione None para inhibir el despliegue del mensaje de objetivo cuando el elemento opera. De esta forma un elemento cuyo “target type” (tipo de objetivo es “None”) nunca inhabilitará la característica de autoprueba del LED porque no puede generar un mensaje de objetivo desplegable.
Rango: De 0,05 a 20,00 (en incrementos de 0,01) Especifique el nivel de la corriente de fase (en las unidades de la corriente nominal del relé) por arriba del cual el elemento de la sobrecorriente 1 instantánea de fase W1(2/3) empezará su captación y arrancará el temporizador del retardo. Rango: De 0 a 60000 (en incrementos de 1) Especifique el tiempo que debe permanecer la corriente de fase por arriba del nivel de captación antes de que el elemento opere.
Rango: Disabled / Logic Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) / SelfTest Rly / Virt Output 1 (2-5)
c) SOBRECORRIENTE 2 INSTANTANEA DE FASE DEL DEVANADO 1 (2/3)
Este mensaje indica el comienzo de la sección que describe las características del segundo nivel de PHASE INSTANTANEUS OVERCURRENT para el Devanado 1(2/3). Para continuar con estos puntos de ajuste presiona , o para pasar a la sección siguiente presione .
Los mensajes que siguen son idénticos a los descritos para la SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DE FASE.
NOTA
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.6 ELEMENTOS S4
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-55
5
5.6.7 SOBRECORRIENTE DEL NEUTRO
En el 745 “neutral”, (" neutro ") se refiere a la corriente residual (3 / 0), que se calcula internamente como la suma de los vectores de las tres fases. Esta sección contiene los ajustes de configuración de los elementos de sobrecorriente del neutro para cada devanado, y dos niveles de sobrecorriente instantánea del neutro para cada devanado.
Este mensaje indica el comienzo de la sección de la NEUTRAL OVERCURRENT (SOBRECORRIENTE DEL NEUTRO). Para continuar con estos puntos de ajuste presiona o para pasar a la sección siguiente presiona .
a) SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DEL NEUTRO DEL DEVANADO 1(2/3) Este mensaje indica el comienzo de la sección de la NEUTRAL TIME OVERCURRENT (SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DEL NEUTRO) para el devanado1(2/3). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para pasar a la sección siguiente presione .
Rango: Disabled / Enabled
Rango: Self- Reset / Latched / None (Auto- reinicio / Enclavado / Ninguno) Seleccione "None" para inhibir el despliegue del mensaje de objetivo cuando el elemento opera. Así un elemento del cuyo “Target type” (tipo de objetivo) es “None”, nunca inhabilitará la característica de autoprueba del LED porque no puede generar un mensaje de objetivo desplegable.
Rango: De 0,05 a 20,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca el nivel de la corriente del neutro (en unidades de corriente nominal del relé) por arriba del cual el elemento de sobrecorriente de tiempo del neutro del W1 (2/3) empezará la detección y el comienzo de la secuencia desplegable. Rango: Ext Inverse / Very Inverse / Norm Inverse / Mod Inverse / Definite Time/ IEC
Curve A/ IEC Curve B/ IEC Curve C / IEC Short Inv / IAC Ext Inv / IAC Very Inv / IAC inverse / IAC Short Inv / FlexCurve A / FlexCurve B / FlexCurve C (Extensión Inversa / Muy Inverso / Norm. Inv. / Curva Inversa / Tiempo def, / Curva A del IEC / Curva B del IEC / Curva C del IEC / IEC Inv Corto / FlexCurve A / FlexCurve B / FlexCurve C)
Seleccione la forma de la curva de sobrecorriente de tiempo para ser utilizada para el elemento de sobrecorriente de tiempo del neutro del W1 (2/3). Sección 5,9: Las CURVAS DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO en la página 5-90 describen las formas de la curva de la sobrecorriente de tiempo. Rango: De 0,00 a 100,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca la constante del multiplicador por la cuál se debe cambiar la forma seleccionada de la curva de sobrecorriente de tiempo (la curva del base) va a ser desplazada en el tiempo. Rango: Instantaneus / Linear (Instantáneo / Lineal) Seleccione el reinicio ‘ Linear’ para coordinar con los relés electromecánicos de sobrecorriente de tiempo, en los cuales la característica de reinicio (cuando la corriente cae por debajo del umbral de reinicio antes del disparo) es proporcional a la relación de la " energy " (“energía”) acumulada, con la requerida para el disparo. Seleccione el reinicio ‘ Instantaneus’ para coordinar con los relés, tales como la mayoría de unidades estáticas, con características de reinicio instantáneo. Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) / SelfTest
Rly Virt Output 1 (2-5) (Inhabilitado / Entr Logc 1 (2-16) / Entr Virt 1 (2-16) / Salida Rly 1 (2-8) / AutoTest Rly / Salid Virt. 1 (2-5))
5.6 ELEMENTOS S4 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-56 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
b) SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DEL NEUTRO DEL DEVANADO 1(2/3) Este mensaje indica el comienzo de la sección que describe las características del primer nivel de protección NEUTRAL INSTANTANEUS OVERCURRENT (SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA DEL NEUTRO) para el devanado 1(2/3). Para continuar con estos puntos de ajuste presione , o para pasar a la sección siguiente presione . Rango: Disabled / Enabled ( Inhabilitado / Habilitado)
Rango: Self-reset / Latched / None (Auto reinicio / Enclavado / Ninguno) Seleccione ‘None’ para inhibir el despliegue del mensaje de objetivo cuando el elemento opera. Así un elemento cuyo “target type” (tipo de objetivo) es ‘None’ nunca inhabilitará la característica de autoprueba del LED porque no puede generar un mensaje de objetivo desplegable.
Rango: De 0,05 a 20,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca el nivel de la corriente del neutro (en unidades de corriente nominal del relé) por arriba del cual el elemento 1 de sobrecorriente instantánea del neutro del devanado 1(2/3) empezara la detección y arrancará el temporizador del retardo. Rango: De 0 a 60000 (en incrementos de 1) Introduzca el tiempo que la corriente neutra debe permanecer arriba del nivel de captación antes de que el elemento funcione. Rango: Disabled / Logc Inpt 1(2-16)/ Virt Inpt (2-16) / Output Rly 1(2-8) / SelfTest Rly
/ Virt Output 1 (2-5)(Inhabilitado / Entr Logc 1 (2-16) /Entr Virt 1 (2-16) / Salida Rly 1 (2-8) / AutoTest Rly / Salid Virt 1 (2-5))
c) SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 2 DEL NEUTRO DEL DEVANADO 1 (2/3) Este mensaje indica el comienzo de la sección que describe las características del segundo nivel de la protección NEUTRAL INSTANTÁNEUS OVERCURRENT para el Devanado 1(2-3). Para continuar con estos puntos de ajuste presiona , o para pasar a la sección siguiente presione .
Los mensajes que siguen son idénticos a ésos descritos para la SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DEL NEUTRO
NOTA
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.6 ELEMENTOS S4
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-57
5
5.6.8 SOBRECORRIENTE DE TIERRA
En el 745, “ground” (" Tierra ") se refiere a la corriente medida en un CT en la conexión entre el neutro del transformador y la tierra. El 745 tiene dos entradas a tierra que se asignen automáticamente a los devanados conectados en estrella o en zig-zag, dependiendo del tipo del transformador seleccionado. Como resultado, solo aquellos ajustes de sobrecorriente de tierra cuyo devanado ha sido asignado a una entrada de tierra se despliegan y se habilitan. Esta sección contiene los ajustes para configurar los elementos de sobrecorriente de tierra. Incluyendo las sobrecorrientes de tiempo de tierra para cada devanado (estrella o zigzag), y dos niveles de sobrecorriente instantánea de tierra para cada uno (wye o zigzag).
Este mensaje indica el comienzo de la sección de GROUND OVERCURRENT (SOBRECORRIENTE DE TIERRA). Para continuar con estos puntos de ajustes presione o para pasar a la sección siguiente presione .
a) SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DE TIERRA DEL DEVANADO 1 (2/3) Este es el comienzo de la sección de GROUND TIME OVERCURRENT (Sobrecorriente de tiempo de tierra) para el devanado 1(2/3). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para pasar a la sección siguiente presione .
Rango: Disabled / Enabled (Inhabilitado / Habilitado)
Roango: Self-reset / Latched / None (Auto-reinicio / Enclavado / Ninguno) Seleccione ‘None’ para inhibir el despliegue del mensaje de objetivo cuando el elemento opera. Así un elemento cuyo “target type” (Tipo de Objetivo) es “None” nunca inhabilita la característica de autoprueba del LED puesto que él no puede generar un mensaje de objetivo desplegable. Rango: De 0,05 a 20,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca el nivel de corriente de tierra (en unidades de corriente nominal del relé) por arriba del cual el elemento de sobrecorriente de tiempo de tierra del devanado 1(2/3) empezará la detección y arrancará el conteo de tiempo.
Rango: Ext Inverse / Very Inverse / Norm Inverse / Mod Inverse / Definite Time / IEC Curve A / IEC Curve B / IEC Curve C / IEC Short Inv / IAC Ext Inv / IAC Very Inv / IAC Inverse / IAC Short Inv / FlexCurve A / FlexCurve B / FlexCurve C (Extensión Inversa / Muy Inverso / Norma / Curva Inversa / Def. de Tiempo / Curva A IEC / Curva B IEC / Curva C IEC / IEC Inv Corto / FlexCurve A / FlexCurve B / FlexCurve C)
Seleccione la forma de la curva de sobrecorriente del tiempo para ser utilizada por el elemento de la sobrecorriente del tiempo de tierra del W1 ( 2/3). Sección 5,9: CURVAS DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO en la página 5 –90 describen las formas de las curvas de sobrecorriente de tiempo. Rango: De 0,00 a 100,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca la constante del multiplicador por la cuál la forma seleccionada de la curva de la sobrecorriente de tiempo (la curva base) va a ser cambiada en el tiempo. Rango: Instantaneus / Linear (Instantáneo / Lineal) Seleccione el reinicio ‘ Linear’ para coordinar con los relés electromecánicos de sobrecorriente de tiempo, en los cuales la característica de reinicio (cuando la corriente cae por debajo del umbral de reinicio antes del disparo) es proporcional a la relación de la energía acumulada con la requerida para el disparo. Seleccione el reinicio ‘Instantaneus’ para coordinar con los relés, tales como la mayoría de unidades estáticas, con características de reinicio instantáneo. Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1(2-8) / SelfTest Rly / Virt Output
1 (2-5) (Inhabilitado / Entr.Logc 1 (2-16) / Entr.Virt 1 (2-16) / Salida Rly 1 (2-8) / AutofTest Rly / Salid Virt 1 (2-5)
5.6 ELEMENTOS S4 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-58 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
b) SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DE TIERRA DEL DEVANADO 1 (2/3) Este mensaje indica el comienzo de la sección que describe las características del primer nivel de la protección GROUND INSTANTANEUS OVERCURRENT (Sobrecorriente instantánea de tierra) para el devanado 1 (2/3). Para continuar con estos puntos de ajuste presione , o para pasar a la sección siguiente presione . Rango: Disabled / Enabled (Inhabilitado / Habilitado)
Rango: Self-Reset / Latched / None (Auto-Reinicio / Enclavado / Ninguno) Seleccione ‘None’ para inhibir el despliegue del mensaje de objetivo cuando el elemento opera. Así un elemento cuyo “target type” (tipo de objetivo) es ‘None’ inhabilitará la característica de autoprueba del LED porque no puede generar un mensaje desplegable de objetivo
Rango: De 0,05 a 20,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca el nivel de corriente de tierra (en unidades de corriente nominal del relé) por arriba del cual el elemento de sobrecorriente instantánea 1 de tierra del W1 (2/3) comience la detección y arranque el temporizador de retardo.
Rango: De 0 a 60000 (en incrementos de 1) Introduzca el tiempo que la corriente de tierra debe permanecer arriba del nivel de detección antes de que el elemento funcione.
Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) / SelfTest Rly / Virt Output 1(2-5) (Inhabilitado / Entr Logc 1 (2-16) / Entr Virt 1 (2-16) / Salida Rly 1 (2-8) / Auto test Rly / Salid Virt 1 (2-5)
c) SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DE TIERRA DE DEVANADO 1 (2/3) Este mensaje indica el comienzo de la sección que describe las características del segundo nivel de protección GROUND INSTANTANEUS OVERCURRENT para el devanado 1 (2/3). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para pasar a la sección siguiente presione .
Los mensajes que siguen son idénticos a ésos descritos para SOBREINTENSIDAD DE CORRIENTE DE TIERRA INSTANTÁNEA
NOTA
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.6 ELEMENTOS S4
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-59
5
5.6.9 TIERRA RESTRINGIDA (DIFERENCIAL DE TIERRA)
Este mensaje indica el comienzo de la sección RESTRICTED GROUND (Tierra Restringida). Para continuar con estos puntos de ajuste presiona , o para pasar a la sección siguiente presiona .
a) FALLA A TIERRA RESTRINGIDA DEL DEVANADO 1 (2/3) Esta sección contiene los ajustes de configuración de los elementos de la falla a tierra restringidos.
FIGURA 5 –9: PROTECCIÓN CONTRA FALLA A TIERRA FÍSICA RESTRINGIDA
La protección contra falla a tierra restringida se aplica a menudo en los transformadores que tienen devanados ESTRELLA con impedancia de tierra. Está enfocada a proporcionar la detección sensitiva de las fallas a tierra para las corrientes de fallas de baja magnitud que no serían detectadas por el elemento del diferencial de porcentaje.
FIGURA 5 –10: DEVANADO ESTRELLA CON RESISTENCIA DE TIERRA
Falla
Devanado ESTRELLA con impedancia de tierra
Devanado Delta Devanado ESTRELLA
5.6 ELEMENTOS S4 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-60 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
Una falla a tierra interna en un devanado con ESTRELLA impedancia a tierra (véase Figura anterior 5 –10: DEVANADO ESTRELLA CON RESISTENCIA A TIERRA) produce una corriente de falla (de IF) dependiente del valor de la impedancia de tierra y de la posición de la falla en el devanado con respecto al punto neutro. La corriente primaria resultante (I p) será insignificante para fallas inferiores al 30% del devanado puesto que la tensión de la falla no será en la tensión del sistema sino el resultado de la relación de la transformación entre los devanados primarios y el porcentaje de las espiras en cortocircuito en el secundario. Por lo tanto, las corrientes diferenciales resultantes podrían estar por debajo del umbral de la pendiente del elemento diferencial de porcentaje y por lo tanto la falla podría pasar la detección. La gráfica abajo muestra la relación entre las corrientes primarias (I p) y la falla (I F) como una función de la distancia del punto de falla desde neutro y la figura 5 –12: RGF Y ZONAS DEL DIFERENCIAL DE PORCENTAJE DE PROTECCIÓN describe las zonas de protección efectiva a lo largo del devanado ESTRELLA para una impedancia
x = Distancia de la falla desde el neutro
FIGURA 5 –11: CORRIENTES DE FALLA CONTRA PUNTO DE FALLA DESDE NEUTRO
FIGURA 5 –12: AREAS RGF Y ZONAS DIFERENCIALES DE PORCENTAJE DE PROTECCIÓN
La implementación del 745 del RGF (cuadro 5 –13: LA IMPLEMENTACION DE FALLA A TIERRA RESTRINGIDA) es un esquema del diferencial de corriente de baja impedancia donde se maneja la corriente de “spill“ ("fuga") debido a las tolerancias del CT a través de la pendiente de la carga que es similar al diferencial de porcentaje. El 745 calcula la diferencia vectorial de las corrientes residuales y de tierra (es decir 3 I0 - Ig) y divide el resultado por la corriente lineal máxima (Imáx ) para producir un valor de la pendiente porcentual. El ajuste del pendiente le permite al usuario determinar la sensibilidad del elemento basándose en la clase y calidad de los TCs utilizados. Típicamente no más de 4% de todos los errores ocurren debido a que se asume que la fuga (“spill”) del TC es una clase de protección para los TCs en carga nominal.
% lF
alla
Máx
ima
lfalla
lp(x) ----- lfalla(x) - - -
ZONA DE RGF
ZONA DIFERENCIAL
DEVANADO
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.6 ELEMENTOS S4
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-61
5
La consecuencia de la mala operación debido a fallas externas importantes dando por resultado la saturación del TC es manejada por un temporizador programable. El temporizador proporciona el retardo necesario requerido para que la falla externa sea eliminada por la protección externa apropiada con el beneficio agregado de que si el elemento RGF permanece detectado después de que el temporizador concluya, el 745 funcionará y eliminará la falla. Este enfoque proporciona una protección de respaldo. Puesto que el elemento RGF se enfoca en la detección de corrientes internas de falla de magnitud baja en los devanado, el retardo de tiempo por fallas internas es de poca consecuencia puesto que la sensibilidad y la seguridad son los parámetros críticos.
FIGURA 5 –13: IMPLEMENTACIÓN DE FALLA A TIERRA RESTRINGIDA
b) EJEMPLO DE CONFIGURACIÓN DE FALLA A TIERRA RESTRINGIDA Considere un transformador con las especificaciones siguientes:
10 MVA, 33 kV a 11 kV, 10% de Impedancia, Delta/ Y30 Rg = 6,3 ohmios relación del TC = 600/1 amperio Corriente de Carga Nominal = Inominal = 10 MVA / ( 3 x 11 kV) = 525 amperios Corriente Máxima de Falla de Fase a Tierra = Igf (max) = 11 kV / ( 3 x 6,3) = 1000 amperios
Para un punto de falla en un devanado a 5% de distancia del neutro:
AAII gffault 50100005.005.0 (max) =×=×=
De la Figura 5 –11: LAS CORRIENTES DE FALLA CONTRA LOS PUNTOS DE FALLA DESDE EL NEUTRO en la página 5 –60, vemos que el incremento de Ip debido a la falla es insignificante y por lo tanto 3 /o = 0 (aproximadamente.)
Por lo tanto: la corriente de fase máxima = I máx = I rated = 525 A (aproximadamente), y
ingPickupSettCTACTRatio
llI faultgd =×=−=−=−= 08.0|
600500||0||l3| g0
(seleccione la Configuración de la Pendiente = 9%)
Retardo de tiempo: dependiente de la coordinación de la protección corriente abajo (100 ms típico)
Calcular la Corriente Máxima de la Fase
Pendiente = Igd/Imax Pendiente > Punto de ajuste
YCalcular 3lo
Temporizador 0 a 0.5s SALIDA
Calcular |3Io-Ig|
Medir Ig
Igd > Punto de ajuste
%5,952550)(
max
===AA
II
pendiente gd
5.6 ELEMENTOS S4 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-62 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
c) PUNTOS DE AJUSTE Los puntos de ajuste de la Falla a Tierra Restringida del devanado 1 se muestran abajo:
Aquí es el inicio de la sección RESTRICTED GROUND FAULT (FALLA A TIERRA RESTRINGIDA) para el devanado 1 (2/3). Para continuar con estos puntos de ajuste presione , o para ir a la sección siguiente.
Rango: Disabled / Enabled (Inhabilitado) / (Habilitado)
Rango: Self- reset (Auto reajuste) / Latched ( Enclavado) / None (Ninguno) Seleccione None para inhibir el despliegue del mensaje del objetivo cuando el elemento funciona. Así un elemento cuyo tipo de objetivo es "None" nunca deshabilitará la característica de autoprueba del LED porque no puede generar un mensaje mostrable del objetivo.
Rango: 0,05 a 20,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca el nivel mínimo de corriente diferencial de tierra (en las unidades de la corriente nominal del relé) para el elemento de falla a tierra. W1 (2/3) restringido. Rango: 0 a 100 (en incrementos de 1) Introduzca un porcentaje de pendiente (de la corriente diferencial de tierra a la corriente máximo de línea) Rango: 0,00 a 600,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca el tiempo que el elemento de falla a tierra restringido del W1 (2/3) debe permanecer detectado antes de que el elemento funcione. Rango: Disabled / Logc Inpt 1(2-16) / Virt Inpt 1(2-16) / Output Rly 1(2-8) /
SelfTest Rly / Virt Output 1(2-5)
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.6 ELEMENTOS S4
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-63
5
5.6.10 SOBRECORRIENTE DE SECUENCIA NEGATIVA
Esta sección contiene los ajustes para configurar los elementos de sobrecorriente de secuencia negativa. Están incluidas las sobrecorrientes de tiempo de secuencia negativa para cada devanado, y las sobrecorrientes instantáneas de secuencia negativa para cada devanado.
Este mensaje indica el inicio de la sección NEGATIVE SÉQUENSE OVERCURRENT (SOBRECORRIENTE DE SECUENCIA NEGATIVA). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o presione para ir a la sección siguiente.
a) SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DE SECUENCIA NEGATIVA DEL DEVANADO 1 (2/3) Este mensaje indica el inicio de la sección de NEGATIVE SEQUENSE TIME OVERCURRENT (SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DE SECUENCIA NEGATIVA) para el Devanado 1 (2/3). Para continuar con estos puntos de ajuste presione , o para ir a la sección siguiente.
Rango: Disabled / Enabled
Rango: Self-reset / Latched / None Seleccione None para inhibir el despliegue del mensaje del objetivo cuando el elemento funciona. Así, un elemento cuyo tipo de objetivo es "None" nunca deshabilita la característica de autoprueba del LED puesto que el no puede generar un mensaje mostrable del objetivo.
Rango: 0,05 a 20,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca el nivel de la corriente de secuencia negativa (en las unidades de la corriente nominal del relé) arriba del cual el elemento de sobrecorriente de tiempo de secuencia negativa del W1 (2/3) detectará e iniciará el conteo.
Rango: Ext Inverse / Very Inverse / Norm Inverse / Mod Inverse / Definite Time / IEC Curve A / IEC Curve B / IEC Curve C / IEC Short Inv / IAC Ext Inv / IAC Very Inv / IAC Inverse / IAC Short Inv / FlexCurve A / FlexCurve B / FlexCurve C
Seleccione la forma de la curva de sobrecorriente del tiempo que se va a utilizar para el elemento de sobrecorriente de tiempo de secuencia negativa del W1 (2/3). Sección 5,9: Las CURVAS de SOBRECORRIENTE DE TIEMPO en la página 5 –90 describen las formas de la curva de sobrecorriente de tiempo. Rango: 0,00 a 100,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca la constante del multiplicador por la cuál se debe mover en el tiempo la forma de la curva seleccionada de sobrecorriente de tiempo (la curva de la base). Rango: Instantaneous / Linear Seleccione reinicio Linear para coordinar con los relés electromecánicos de sobrecorriente de tiempo, en los cuales la característica reinicio (cuando la corriente cae debajo del umbral de reinicio antes del disparo) es proporcional a la relación de la " energía " acumulada a la requerida para disparar. Seleccione reinicio Instantaneous para coordinar con los relés, tales como la mayoría de unidades estáticas, con características de reinicio instantáneo.
Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1(2-16) / Output Rly 1 (2-8) / SelfTest Rly / Virt Output 1 (2-5)
5.6 ELEMENTOS S4 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-64 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
b) SOBRECORRIENTE INSTANTANEA DE SEC. NEG. DEL DEVANADO 1 (2/3) Este mensaje indica el inicio de la sección que describe las características de la protección de la NEGATIVE SEQUENCE INSTANTANEOUS OVERCURRENT (SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA DE SECUENCIA NEGATIVA) para el Devanado 1 (2/3). Para continuar con estos puntos de ajuste presione , o para ir a la sección siguiente. Rango: Disabled / Enabled
Rango: Self-Reset / Latched / None Seleccione None para inhibir el despliegue del mensaje del objetivo cuando el elemento funciona. Así, un elemento cuyo tipo de objetivo es "None" nunca inhabilita la característica de autoprueba del LED porque no puede generar un mensaje mostrable del objetivo.
Rango: 0,05 a 20,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca el nivel de corriente de secuencia negativa (en unidades de la corriente nominal del relé) sobre el cual el elemento de sobrecorriente Instantánea de secuencia negativa del W1 (2/3) detectará e iniciará el temporizador de retardo. Rango: 0 a 60000 (en incrementos de 1) Introduzca el tiempo que la corriente de secuencia negativa debe permanecer arriba del nivel de detección antes de que el elemento opere.
Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1(2-8) / SelfTest Rly / Virt Output 1(2-5)
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.6 ELEMENTOS S4
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-65
5
5.6.11 FRECUENCIA
El 745 se puede utilizar como el relé de detección primario en los esquemas automáticos de caída de carga basado en subfrecuencia. Esta necesidad se presenta si, durante un disturbio del sistema, un área se aísla eléctricamente desde el sistema principal y sufre una deficiencia de generación debido a la pérdida de instalaciones de transmisión o de generación. Si no hay generación de reserva disponible en el área, ocurren condiciones de baja frecuencia del sistema que pueden llevar a un colapso completo. El 745 proporciona los medios automáticos para desconectar la carga suficiente para restaurar un balance aceptable entre carga y generación.
El 745 utiliza ambas, frecuencia y velocidad-de-cambio de la frecuencia como las bases para su criterio de operación. Estos valores son medidos basados en la entrada de tensión o, si la tensión está deshabilitada, la entrada de corriente del Devanado 1 de la fase A. El relé tiene dos niveles de subfrecuencia y cuatro de velocidad de cambio. Así, cuatro o más bloques separados de carga pueden ser eliminados, según la severidad del disturbio.
Además de estos elementos, el 745 tiene un elemento de sobrefrecuencia. Una condición significativa de sobrefrecuencia, causada probablemente por un interruptor que se abrió y la desconexión de la carga de una localidad particular de generación, puede ser detectado y utilizado para establecer rápidamente la velocidad de la turbina en la rampa de nuevo a normal. Si esto no se hace, la sobrevelocidad puede llevar a una disparo de la turbina, lo cual requeriría posteriormente un arranque de la a turbina, antes de restaurar el sistema. Si la velocidad de la turbina se puede controlar con éxito, la restauración del sistema puede ser mucho más rápido. El elemento de sobrefrecuencia del 745 puede utilizarse para este propósito en una localización de generación.
NOTA
NOSOTROS RECOMENDAMOS FUERTEMENTE EL USO DE LA TENSIÓN O DE LA CORRIENTE O AMBAS SEÑALES PARA LA SUPERVISIÓN. SI LAS CONDICIONES DE NO SUPERVISIÓN ESTÁN HABILITADAS, EL ELEMENTO PODRÍA PRODUCIR OPERACIONES INDESEABLES!
Este mensaje indica el comienzo de la sección FREQUENCY (FRECUENCIA). Para continuar estos puntos de ajuste presione o para ir a la sección siguiente.
a) SUBFRECUENCIA 1 (2) Este mensaje indica el comienzo de la sección UNDERFREQUENCY (SUBFRECUENCIA). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o
para la sección siguiente. Rango: Disabled / Enabled
Rango: Self –reset / Latched / None Seleccione None para inhibir es despliegue del mensaje del objetivo cuando el elemento funciona. Así, un elemento cuyo tipo de objetivo es "None" nunca inhabilita la característica de autoprueba del LED puesto que no puede generar un mensaje mostrable del objetivo. Rango: Disabled / Enabled
Rango: 0,20 a 1,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca el valor mínimo de corriente de la fase A del devanado 1 (en unidades de corriente nominal del relé) requerido para permitir que el elemento de subfrecuencia funcione. Rango: 0,10 a 0,99 (en incrementos de 0,01) Introduzca el valor mínimo de tensión (en unidades de tensión nominal del relé) requerido para permitir que el elemento de subfrecuencia funcione. Rango: 45,00 a 59,99 (en incrementos de 0,01) Introduzca la frecuencia (en Hz) bajo la cual el elemento de subfrecuencia 1 detectará e inicializará el temporizador de retardo.
5.6 ELEMENTOS S4 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-66 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
Rango: 0,00 a 600,00 (en incrementos de 0,05) Introduzca el tiempo que la frecuencia debe permanecer debajo del nivel de detección antes de que el elemento funcione. Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) /
SelfTest Rly / Virt Output 1 (2-5)
b) CAIDA DE FRECUENCIA Este mensaje indica el inicio de la sección de la FREQUENCY DECAY (CAIDA de FRECUENCIA). Para continuar con de estos puntos de ajuste presione ENTER o MESSAGE para la sección siguiente. Rango: Disabled / Enabled
Rango: Self –reset / Latched / None Seleccione None para inhibir el despliegue del mensaje del objetivo cuando el elemento funciona. Así, un elemento cuyo tipo de objetivo es "None" nunca inhabilita la característica de autoprueba del LED puesto que él no puede generar un mensaje mostrable del objetivo. Rango: Disabled / Enabled
Rango: 0,20 a 1,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca el valor mínimo de la corriente de la fase A del Devanado 1 (en unidades de la corriente nominal del relé) requerido para permitir que el elemento de caída de la frecuencia funcione. Rango: 0,10 a 0,99 (en incrementos de 0,01) Introduzca el valor mínimo de la tensión (en unidades de tensión nominal del relé) requerido para permitir que el elemento de la subfrecuencia funcione.
Rango: 45,00 a 59,99 (en incrementos de 0,01) Introduzca la frecuencia (en Hz) bajo la cual los cuatro niveles de velocidad-de-cambio de frecuencia del elemento de caída de frecuencia serán permitidos para funcionar. Rango: 0,00 a 600,00 (en incrementos de 0,01)
Rango: 0,1 a 5,0 (en incrementos de 0,1) Introduzca el valor nominal de la caída de frecuencia más allá del cual el elemento del valor nominal 1 funciona.
Rango: 0,1 a 5,0 (en incrementos de 0,1) Introduzca el valor nominal de la caída de frecuencia más allá del cual el elemento del valor nominal 2 funciona.
Rango: 0,1 a 5,0 (en incrementos de 0,1) Introduzca el valor nominal de la caída de frecuencia más allá del cual el elemento del valor nominal 3 funciona.
Rango: 0,1 a 5,0 (en incrementos de 0,1) Introduzca el valor nominal de la caída de frecuencia más allá del cual el elemento del valor nominal 4 funciona.
Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Input 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) / SelfTest Rly / Virt Output 1 (2-5)
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.6 ELEMENTOS S4
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-67
5
c) SOBREFRECUENCIA
Este mensaje indica el inicio de la sección de OVERFREQUENCY (SOBRE FRECUENCIA). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o
para la sección siguiente.
Rango: Disabled / Enabled
Rango: Self –reset / Latched / None Seleccione None para inhibir el despliegue del mensaje del objetivo cuando el elemento funciona. Así, un elemento cuyo tipo de objetivo es "None" nunca inhabilitará la característica de autoprueba del LED porque no puede generar un mensaje mostrable del objetivo.
Rango: Disabled / Enabled
Rango: 0,20 a 1,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca el valor mínimo de corriente de Fase A del Devanado 1 (en unidades de la corriente nominal del relé) requerido para permitir que el elemento de sobrefrecuencia funcione. Rango: 0,10 a 0,99 (en incrementos de 0,01) Introduzca el valor mínimo de la tensión (en unidades de tensión nominal del relé) requerido para permitir que el elemento de subfrecuencia funcione. Rango: 50,01 a 65,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca la frecuencia (en Hz) arriba de la cual el elemento de sobrefrecuencia detectará e iniciará el temporizador de retardo. Rango: 0,00 a 600,00 (en incrementos de 0,05) Introduzca el tiempo que la frecuencia debe permanecer arriba del nivel de detección antes de que el elemento funcione.
Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) / SelfTest Rly / Virt Output 1 (2-5)
5.6 ELEMENTOS S4 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-68 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.6.12 SOBRE-EXCITACION
Un transformador está diseñado para funcionar a o abajo de una densidad máxima de flujo magnético en el núcleo del transformador. Arriba de este límite de diseño las corrientes parásitas en el núcleo y los componentes conductivos cercanos provocan sobrecalentamiento el cual dentro de un muy corto plazo puede causar daños severos. El flujo magnético en el núcleo es proporcional a la tensión aplicada al devanado dividido por la impedancia del devanado. El flujo magnético en el núcleo aumenta con el incremento de tensión o la frecuencia disminuida. Durante el arranque o cierre de los transformadores conectados a generador, o después de un rechazo de carga, el transformador puede experimentar un relación excesiva de voltios a Hz, es decir, una sobreexcitación.
Cuando un núcleo de transformador es sobreexcitado, el núcleo está operando en una región magnética no lineal, y crea componentes armónicos en la corriente de excitación. Una cantidad significativa de corriente en la 5ta armónica es característica de la sobreexcitación.
Esta sección contiene los ajustes para configurar los elementos para monitorizar la sobreexcitación. Están incluidos un nivel de la 5ta armónica, y dos elementos de voltios- por-Hz, cada uno con un nivel de detección y retardo de tiempo.
Este mensaje indica el inicio de la sección de OVEREXCITATION (SOBREEXCITACION). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para la sección siguiente.
a) NIVEL DE LA 5TA ARMÓNICA Este mensaje indica el inicio de la sección que describe las características del 5th HARMONIC LEVEL (NIVEL de la 5TA ARMÓNICA). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para la sección siguiente.
Rango: Disabled / Enabled
Rango: Self –reset / Latched / None Seleccione None para inhibir el despliegue del mensaje del objetivo cuando el elemento funciona. Así, un elemento cuyo tipo de objetivo es "None" nunca inhabilitará la característica de autoprueba del LED porque no puede generar un mensaje mostrable del objetivo.
Rango: 0,03 a 1,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca el valor mínimo de la corriente (en unidades de la corriente nominal del relé) requerido para permitir que el elemento del nivel de la 5ta armónica funcione. Rango: 0,1 a 99,9 (en incrementos de 0,1) Introduzca la corriente de la 5to armónica (en % f) arriba de la cual el elemento del nivel de la 5ta armónica detectará e iniciará el temporizador de retardo. Rango: 0 a 60000 (en incrementos de 1) Introduzca el tiempo en que la corriente de la 5ta armónica debe permanecer arriba del nivel de detección antes de que el elemento funcione.
Rango: Disabled / Logc Inpt (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) / SelfTest Rly / Virt Output 1 (2-5)
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.6 ELEMENTOS S4
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-69
5
b) VOLTIOS-POR-HZ 1 (2)
Este mensaje indica el inicio de la sección que describe las características del elemento de VOLTS – PER – HERTZ 1(2) (VOLTIOS-POR-HZ 1(2)). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para la sección siguiente. Rango: Disabled / Enabled
Rango: Self –reset / Latched / None Seleccione None para inhibir el despliegue del mensaje del objetivo cuando el elemento funciona. Así, un elemento cuyo tipo de objetivo es "None" nunca inhabilitará la característica de autoprueba del LED porque no puede generar un mensaje mostrable del objetivo.
Rango: 0,10 a 0,99 (en incrementos de 0,01) Introduzca el valor mínimo de la tensión (en los términos de la tensión nominal del secundario de VT) requerida para permitir que el elemento voltios- por-Hz 1 funcione. Rango: 1,00 a 4,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca el valor de voltios- por-Hz (en V/Hz) arriba del cual los voltios- por-Hz 1 detectarán e iniciarán el temporizador de retardo.
Rango: Definite Time / / In Curve 1 / In Curve 2 / In Curve 3 Seleccione la forma de la curva para ser utilizada por el elemento voltios- por-Hz 1 (2). Una descripción de las formas de la curva inversa de los voltios- por-Hz se puede encontrar al final de este capítulo.
Rango: 0,00 a 600,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca el tiempo que el valor de los voltios- por-Hz debe permanecer arriba del nivel de detección antes de que el elemento funcione.
Rango: 0,0 a 6000,0 (en incrementos de 0,01) Introduzca el tiempo que el valor de los voltios- por-Hz deben permanecer debajo del nivel de detección antes del reinicio del elemento.
Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) / SelfTest Rly / Virt Output 1 (2-5)
5.6 ELEMENTOS S4 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-70 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.6.13 ARMÓNICAS
Esta sección contiene los ajustes para configurar los elementos de monitorización totales de la distorsión armónica total. Están incluidos un elemento del nivel del THD para cada devanado y cada fase.
Este mensaje indica el inicio de la sección THD LEVEL (NIVEL del THD). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para la sección siguiente.
a) NIVEL DE THD DEL DEVANADO 1 (2/3) Este mensaje indica el comienzo de la sección del nivel de W1 (2/3) THD. (THD del W1 (2/3)) Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para la sección siguiente.
Rango: Disabled / Enabled
Rango: Self –reset / Latched / None Seleccione None para inhibir el despliegue del mensaje del objetivo cuando el elemento funciona. Así un elemento cuyo tipo de objetivo es "None" nunca inhabilita la característica de autoprueba del LED puesto que no puede generar un mensaje mostrable del objetivo. Rango: 0,03 a 1,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca el valor mínimo de la corriente (en unidades de la corriente nominal del relé) requerida para permitir que el elemento del nivel de THD funcione. Rango: 0,1 a 50,0 (en incrementos de 0,1) Introduzca la distorsión armónica total (en % ƒ 0) sobre la cual el nivel W1 de THD del W1 (2/3) iniciará y detectará el temporizador de retardo.
Rango: 0 a 60000 (en incrementos de 1) Introduzca el tiempo que la distorsión armónica total debe permanecer arriba de el nivel de detección antes de que el elemento funcione.
Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Input 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) / SelfTest Rly / Virt Outpt 1 (2-5)
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.6 ELEMENTOS S4
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-71
5
b) DISMINUCIÓN DEL VALOR NOMINAL ARMONICO DEL DEVANADO 1(2/3)
Este mensaje indica el inicio de la sección de W1 (2/3) HARMONIC DERATING (Disminución del Valor Nominal Armónico del W1 (2/3).) Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para la sección siguiente.
Rango: Disabled / Enabled
Rango: Self –reset / Latched / None Seleccione None para inhibir el despliegue del mensaje del objetivo cuando el elemento funciona. Así un elemento cuyo tipo de objetivo es "None" nunca inhabilitará la característica de autoprueba del LED puesto que no puede generar un mensaje mostrable del objetivo. Rango: 0,03 a 1,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca el valor mínimo de la corriente (en unidades de la corriente nominal del relé) requerida para permitir que el elemento de Disminución del Valor Nominal Armónico para funcionar. Rango: 0,01 a 0,98 (en incrementos de 0,1) Introduzca la Disminución del Valor Nominal Armónico por debajo del cual la Disminución del Valor Nominal Armónico del devanado W1 (2/3) detectará e iniciará el temporizador de retardo. Rango: 0 a 60000 (en incrementos de 1) Introduzca el tiempo que la disminución del valor nominal armónico debe permanecer abajo del nivel de detección antes de que el elemento funcione.
Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) / SelfTest Rly / Virt Outpt 1 (2-5)
5.6 ELEMENTOS S4 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-72 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.6.14 PERDIDA / ENVEJECIMIENTO DEL AISLAMIENTO DE LA CARACTERÍSTICA DE VIDA.
a) DESCRIPCIÓN La Pérdida/Envejecimiento del Aislamiento del 745 de la Característica de Vida se basa en los métodos computacionales presentados en las normas C57.91-1995 del IEEE, " Guía del IEEE para Transformadores de Carga Sumergidos en Aceite Mineral ", y C57.96-1989, " Guía de IEEE para la Carga de Transformadores de Distribución de Tipo Seco y de Potencia ". Estas normas presentan un método de calcular la temperatura superior del aceite, el punto más caliente dentro del transformador, el factor de envejecimiento, y la pérdida de vida acumulada total. Los cálculos se basan en la carga del transformador, la temperatura ambiente, y en los datos del transformador introducidos. Los cálculos asumen que el sistema de enfriamiento del transformador es completamente operacional y puede mantener las temperaturas del transformador dentro de los límites especificados bajo condiciones normales de carga.
Los resultados del cálculo son una guía solamente. La industria del transformador todavía no ha podido definir, con cualquier grado de precisión, el final exacto de la vida de un transformador. Muchos transformadores aún están en servicio actualmente, aunque han sobrepasado por mucho su fin de vida teórico, algunos de ellos por un factor de tres a cuatro veces.
Tres elementos de protección se proporcionan como parte de la Pérdida de la Característica de Vida. El primer elemento monitoriza la temperatura del punto de prueba más caliente. El segundo elemento monitoriza el factor de envejecimiento y el tercero monitoriza la pérdida de vida total acumulada. Cada elemento produce una salida cuando la cantidad monitorizada excede un límite de ajuste.
La Pérdida/Envejecimiento de Aislamiento de Vida característicos es una característica mejorable en campo. Para que funcionen correctamente la característica (y los elementos asociados), ella debe primero ser habilitada bajo los ajustes de fábrica usando el código de acceso proporcionado en la compra. Si la característica fue ordenada cuando el relé fue comprado, entonces ya está habilitada. Observe que para configurar está característica usando el software 745PC requiere que éste habilitado el menú File > Properties > Loss of life. Si la computadora se está comunicando con un relé con la característica instalada, este es detectado automáticamente.
Para que los cálculos se realicen correctamente, es necesario introducir los datos del transformador bajo SETPOINTS/S2 SYSTEM SETUP/TRANSFORMER. La carga del transformador se toma del devanado experimentando la carga más grande. Todos los puntos de ajuste del transformador y del devanado deben ser correctos o los cálculos serán insignificantes.
La aproximación preferida para la temperatura ambiente es utilizar un RTD conectado con el 745. Si esto no es factible, los valores promedio para cada mes del año se pueden introducir como ajustes, bajo SETPOINTS / S2 SYSTEM SETUP / AMBIENT TEMPERATURE / AMBIENT RTD TYPE y se pueden seleccionar a través del Promedio Mensual.
b) LÍMITE DEL PUNTO MAS CALIENTE (HOTTEST – SPOT LIMIT) El elemento HOTTEST – SPOT LIMIT proporciona los medios para detectar un punto caliente anormal en el interior del transformador. El elemento opera sobre el valor calculado del punto más caliente. La temperatura del punto más caliente regresará a 0 °C durante 1 minuto si la fuente de alimentación al relé se interrumpe. Los ajustes necesarios requeridos para que este elemento opere correctamente son introducidos bajo:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / INSULATION AGING / HOTTEST – SPOT LIMIT
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.6 ELEMENTOS S4
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-73
5
c) PUNTOS DE AJUSTE DEL ENVEJECIMIENTO DEL AISLAMIENTO
Este mensaje indica el inicio de la sección INSULATION AGING (Envejecimiento del Aislamiento). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o
para la sección siguiente.
Este mensaje indica el inicio de la sección HOTTEST – SPOT LIMIT. (LIMITE DEL PUNTO MAS CALIENTE). Para continuar con estos puntos de ajuste presione
o para la sección siguiente. Rango: Disabled / Enabled
Rango: Self –reset / Latched / None Seleccione None para inhibir el despliegue del mensaje del objetivo cuando el elemento funciona. Así un elemento cuyo tipo de objetivo es "None" nunca inhabilita la característica de autoprueba del LED puesto que no puede generar un mensaje mostrable del objetivo. Rango: 50 a 300 (en incrementos de 0,01) Introduzca la temperatura del (punto más caliente) requerido para la operación del elemento. Este ajuste debería estar unos grados arriba de la temperatura máxima permitida del punto más caliente bajo condiciones de carga de emergencia y temperatura ambiente máxima.
Rango: 0 a 60000 (en incrementos de 1 minuto) Introduzca un retardo de tiempo arriba del cual la temperatura del punto más caliente debe permanecer antes de que el elemento opere. Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) / SelfTest Rly / Virt Outpt 1 (2-5)
5.6 ELEMENTOS S4 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-74 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.6.15 LÍMITE DEL FACTOR DE ENVEJECIMIENTO
El elemento del AGING FACTOR LIMIT (Límite del Factor de Envejecimiento) proporciona los medios de detectar cuando un transformador está envejeciendo más rápido de lo que podría ser normalmente aceptable. El elemento funciona en base al factor de envejecimiento calculado, el cual se deriva del valor calculado del punto más caliente. El valor del factor de envejecimiento regresará a cero si la fuente de alimentación al relé es interrumpida. Los ajustes necesarios requeridos para que este elemento funcione correctamente son introducidos bajo:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / INSULATION AGING / AGING FACTOR LIMIT Este mensaje indica el inicio de la sección AGING FACTOR LIMIT (Límite del Factor de Envejecimiento). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o
para la sección siguiente. Rango: Disabled / Enabled
Rango: Self –reset / Latched / None Seleccione None para inhibir el despliegue del mensaje del objetivo cuando el elemento funciona. Así un elemento cuyo tipo de objetivo es "None" nunca inhabilita la característica de autoprueba del LED puesto que no puede generar un mensaje mostrable del objetivo. Rango: 1,1 a 10 (en incrementos de 0,1) Introduzca el Factor de Envejecimiento requerido para la operación del elemento. Este ajuste debería estar arriba del factor de envejecimiento máximo permitido bajo la condición de carga de emergencia y temperatura ambiente máxima. Rango: 0 a 60.000, en incrementos de 1 minuto Introduzca un retardo de tiempo arriba del cuál debe permanecer el Factor de Envejecimiento antes de que el elemento funcione.
Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) / SelfTest Rly / Virt Outpt 1 (2-5)
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.6 ELEMENTOS S4
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-75
5
5.6.16 LÍMITE DE PÉRDIDA DE VIDA
El elemento Loss of Life Limit (Límite de Pérdida de Vida calculada) la vida total transcurrida del transformador, basada en el factor de envejecimiento y el tiempo en servicio real del transformador. Por ejemplo, si el factor de envejecimiento es constante 1,5 sobre un período de 10 horas, el transformador habrá envejecido por un equivalente de 1,5 x 10 = 15 horas. El número total acumulativo de las horas consumidas se conserva en el relé aún cuando se pierde la potencia de control. El valor inicial de pérdida de vida, cuando un relé primero se pone en el servicio, se puede programar bajo los ajustes del transformador. El elemento funciona basado en el valor total acumulativo, sin retardo de tiempo. La salida de este elemento se debería utilizar como una alarma solamente, ya que los usuarios pueden desear dejar el transformador en servicio más allá de la vida teórica transcurrida. Los ajustes necesarios requeridos para que este elemento se desempeñen correctamente son introducidos bajo:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / INSULATION AGING / LOSS OF LIFE LIMIT Este mensaje indica el inicio de la sección LOSS OF LIFE LIMIT (PÉRDIDA DEL LÍMITE DE VIDA). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o
para la sección siguiente.
Rango: Disabled / Enabled
Rango: Self –reset / Latched / None Seleccione None para inhibir el despliegue del mensaje del objetivo cuando el elemento funciona. Así un elemento cuyo tipo de objetivo es "None" nunca inhabilita la característica de autoprueba del LED puesto que él no puede generar un mensaje mostrable del objetivo. Rango 0 a 20.000 (en incrementos de 1), condicionado a un máximo de 200.000 horas. Introduzca la vida consumida, en horas, requeridas para la operación del elemento. Este ajuste debería estar arriba de la vida total del transformador, en horas. Como ejemplo, para un transformador de 15 años, el número total de las horas sería 13140 x 10 = 131400. Rango: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) /
SelfTest Rly / Virt Outpt 1 (2-5)
NOTA
Los valores reales se muestran solamente si la opción de Pérdida de Vida está instalada y se habilita la temperatura ambiente.
5.6 ELEMENTOS S4 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-76 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.6.17 ENTRADAS ANALÓGICAS
El 745 tiene la capacidad de monitorear cualquier cantidad externa, tal como la tensión del bus, tensión de la batería, etc., por medio de una entrada de corriente auxiliar de propósito general llamada entrada analógica. Cualquiera de los rangos del transductor estándar 0-1 mA, 0-5 mA, 4-20 mA, o 0-20 mA se puede conectar con terminales de entrada analógica. La entrada analógica se configura en S2 SYSTEM SETUP/ANALOG INPUT y los valores actuales desplegados en A2 METERING / ANALOG INPUT.
Esta sección contiene los ajustes para configurar los elementos de monitorización de la entrada analógica. Incluidos están dos niveles de entradas analógicas, cada uno con un umbral de captación programable y retraso de tiempo.
Este mensaje indica el comienzo de la sección ENTRADA ANALÓGICA (ANALOG INPUT). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para la sección siguiente.
a) NIVEL ANALÓGICO 1 (2)
Este mensaje indica el comienzo de la subsección NIVEL ANALÓGICO (ANALOG LEVEL) 1(2). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o
para la sección siguiente. Rango: Inhabilitado / Habilitado (Range: Disabled / Enabled)
Rango: Autoreajuste/Enclavado/Ninguno (Range: Self-reset/Latched/None) Seleccione “ninguno” (None) para inhibir el despliegue del mensaje de objetivo cuando el elemento opera. Así un elemento del cual el “tipo de objetivo” (target type) es "ninguno" (None) nunca inhabilita la característica de autoprueba del LED por que no puede generar un mensaje objetivo desplegable.
Rango: 1 a 65000 (en incrementos de 1) (Range: 1 to 65000) Introduzca el valor de entrada analógica (en las unidades programadas) arriba del cual el elemento de nivel de entrada analógica 1 (Analog input level I) captará e iniciará el temporizador de retraso. Rango: 0 a 60000 (en incrementos de 1) Introduzca el tiempo que el valor de la entrada analógica debe permanecer arriba del nivel de captación antes de que el elemento opere.
Range: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) / SelfTest Rly / Virt Outpt 1 (2-5)
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.6 ELEMENTOS S4
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-77
5
5.6.18 DEMANDA DE CORRIENTE
Esta sección contiene los ajustes para configurar los elementos de monitorización de la demanda de corriente. Incluidas están un nivel de demanda de corriente para cada devanado y cada fase.
Este mensaje indica el comienzo de la sección de DEMANDA DE CORRIENTE (CURRENT DEMAND). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para la sección siguiente. Este mensaje indica el comienzo de la sección de DEMANDA DE CORRIENTE W1(CURRENT DEMAND 2/3). Para continuar con estos puntos de ajuste presione
o para la sección siguiente. Rango: Inhabilitado / Habilitado (Range: Disabled / Enabled)
Rango: Auto-reinicio / Enclavado / Ninguno (Range: Self-reset / Latched / None) Seleccione (None) ninguno para inhibir el despliegue del mensaje de objetivo cuando el elemento opera. Un elemento cuyo tipo de objetivo (target type) es "ninguno" nunca inhabilita la característica de autoprueba del LED por que no puede generar un mensaje de objetivo desplegable. Rango: 0 a 65000 (en incrementos de 1 autoescala) Introduzca la demanda de corriente arriba de la cual el elemento de demanda de corriente W1 (2/3) captará y operará. Range: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) / SelfTest Rly / Virt Outpt 1 (2-5)
5.6.19 SOBRECARGA DEL TRANSFORMADOR
Esta sección contiene los ajustes para configurar el elemento de monitorización de la sobrecarga del transformador.
Este mensaje indica el comienzo de la sección de SOBRECARGA DEL TRANSFORMADOR (TRANSFORMER OVERLOAD). Para continuar con estos puntos de ajuste presionen o (MESSAGE) para la sección siguiente. Rango: Inhabilitado / Habilitado (Range: Disabled / Enabled)
Rango: Auto-reinicio / Enclavado / Ninguno (Range: Self-reset / Latched / None) Seleccione Ninguno (None) para inhibir el despliegue del mensaje objetivo cuando el elemento opera. Así un elemento cuyo “tipo objetivo” (target type) es "Ninguno" (None) nunca inhabilita la característica de autoprueba del LED puesto que no puede generar un mensaje objetivo desplegable. Rango: 50 a 300 (en incrementos de 1) (Range: 50 to 300) Introduzca la carga del transformador (en términos del porcentaje de la carga clasificada) sobre la cual el elemento de sobrecarga del transformador captará e iniciará el temporizador de retraso. Rango: 0 a 60000 (en incrementos de 1) (Range: 0 to 60000) Introduzca el tiempo que la carga del transformador debe permanecer arriba del nivel de captación antes de que el elemento opere. Range: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) /
SelfTest Rly / Virt Outpt 1 (2-5) Range: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) Seleccione cualquier entrada lógica que, cuando sea afirmada, indique que el sistema del enfriamiento del transformador ha fallado y existe una condición de sobrecalentamiento. La entrada lógica se debe conectar con los contactos de alarma de temperatura del devanado del transformador.
5.6 ELEMENTOS S4 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-78 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.6.20 FALLA DEL CAMBIADOR DE DERIVACIONES
El Elemento de Falla del Cambiador de Derivaciones monitorea la resistencia vista por el circuito de monitorización del cambiador de derivaciones. Si la resistencia es mayor que 150% de la resistencia en la derivación máxima, por los ajustes de la característica de la monitorización del cambiador de Derivaciones, este elemento producirá una señal de salida. Esta señal puede ser utilizada como una alarma o como señal para cambiar al Grupo del Punto de Ajuste. Un cambio en el Grupo del Punto de Ajuste sería programado con el FlexLogic. Este método sería útil si los ajustes muy sensibles habían sido utilizados en el grupo de Puntos de Ajuste en servicio normal para el elemento Diferencial Restringido Armónico, si se asume que la posición del cambiador de derivación fué utilizada para compensar la magnitud de la corriente de entrada.
Este mensaje indica el comienzo de la sección FALLA DEL CAMBIADOR DE DERIVACIÓN (TAP CHANGER FAILURE). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para la sección siguiente.
Rango: Inhabilitado / Habilitado (Range: Disabled / Enabled)
Rango: Auto-reinicio / Enclavado / Ninguno (Range: Self-reset / Latched / None)
Seleccione Ninguno (None) para inhibir el despliegue del mensaje objetivo cuando el elemento opera. Así un elemento cuyo “tipo objetivo” (target type) es Ninguno (None) nunca inhabilita la característica de auto-prueba del LED puesto que no puede generar un mensaje objetivo desplegable. Rango: 0 a 600.00 (en incrementos de 0,01) (Range: 0 to 600.00)
Range: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16) / Virt Inpt 1 (2-16) / Output Rly 1 (2-8) / SelfTest Rly / Virt Outpt 1 (2-5)
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.7 S5 SALIDASS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-79
5
5.7.1 DESCRIPCIÓN
La página de SALIDAS S5 (S5 OUTPUTS)contiene los ajustes para configurar todas las salidas.
Este mensaje indica el comienzo de la página de puntos de ajuste SALIDAS S5 (S5 OUTPUTS). Presione para ver el contenido o para irse a la página siguiente.
El 745 tiene nueve salidas digitales (un estado sólido, cuatro contactos de disparo nominal de forma A, y cuatro contactos auxiliares de forma C) que son ecuaciones completamente programables de FlexLogic™ . FlexLogic™ es un formato de ecuación altamente flexible y fácil de utilizar de ecuaciones que permite cualquier combinación de protección y elementos de monitorización, entradas lógicas, salidas, y temporizadores a ser asignados a cualquier salida, usando entradas AND, OR, NAND, NOR, XOR, y NOT compuertas Boleanas lógicas. Cada salida digital puede tener una ecuación de hasta 20 parámetros. Cinco " salidas virtuales " son también disponibles, cada uno teniendo una ecuación que contiene hasta 10 parámetros, cuya salida de se puede utilizar como parámetro en cualquier otra ecuación.
Además de estas salidas, las condiciones para disparar una captura de la forma de onda (memoria de rastreo) es también programable usando FlexLogicTM. Una ecuación de 10 parámetros se proporciona para este propósito.
5.7.2 INTRODUCCIÓN A FLEXLOGIC™
Una ecuación FlexLogic™ define la combinación de las entradas y de las compuertas lógicas para operar una salida. Cada salida tiene su propia ecuación, una ecuación siendo un linear de parámetros. La evaluación de una ecuación da lugar a un 1 (= ENCENDIDO (ON), es decir operar la salida), o 0 (= APAGADO (OFF), es decir no operar la salida).
La tabla de abajo proporciona información acerca de las ecuaciones de FlexLogic™ para todas las salidas en el 745:
Tabla 5 –5: TIPOS DE SALIDA FLEXLOGIC™
NOMBRE TIPO NÚMERO DE
PARÁMETROS DE LA ECUACIÓN
TASA. DE EVALUACIÓN
Relé de Salida 1 estado sólido 20 cada 1/2 ciclo * Relé de Salida 2 Relé de Salida 3 Relé de Salida 4 Relé de Salida 5
Contactos de disparo de forma A 20 cada uno cada 1/2 ciclo *
Relé de Salida 6 Relé de Salida 7 Relé de Salida 8
Contactos de forma C 20 cada uno cada 100ms
Relé de Auto-prueba contactos de forma C para autoprueba(no
programable) --- cada 100ms
Disparador de Trazo disparador de captura de la forma de onda 10 cada 1/2 ciclo *
Salida Virtual 1 Salida Virtual 2 Salida Virtual 3 Salida Virtual 4 Salida Virtual 5
Registrador interno (para uso en otras
ecuaciones) 10 cada uno cada 1/2 ciclo *
* el ciclo se refiere al ciclo del sistema de energía como lo detectado por la circuiteria de frecuencia de los 745.
5.7 S5 SALIDAS 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-80 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
Como mencionado arriba, los parámetros de una ecuación pueden contener ENTRADAS (INPUTS) o COMPUERTAS (GATES).
Tabla 5 –6: TIPOS DE ENTRADAS FLEXLOGIC™
ENTRADAS ENTRADAS ES " 1 " (= ENCENDIDO(ON)) SI... captación del elemento el ajuste de la captación del elemento se excede
operar el elemento * el ajuste de la captación del elemento se excede por el retraso del tiempo programado
entradas lógicas 1 a 16 el contacto de entrada lógica es afirmado entradas virtuales 1 a 16 la entrada virtual es afirmada
relés de salida 1 a 8 El relé de salida opera (es decir evaluación de los resultados de la ecuación FlexLogic TM como ' 1 ')
salidas virtuales 1 a 5 La salida virtual opera (es decir evaluación de los resultados de la ecuación FlexLogic TM como ' 1 ')
Temporizadores 1 a 10 el temporizador termina su recorrido (es decir la condición de inicio (start) ' se cumple para el retraso de tiempo programado)
* el elemento se refiere a cualquier elemento de protección o monitorización programado bajo la página de los puntos de ajuste ELEMENTOS S4 (ELEMENTS)
Tabla 5 –7: COMPUERTAS DE FLEXLOGIC™
COMPUERTAS NÚMERO DE ENTRADAS SALIDA ES " 1 " (= ENCENDIDO (ON)) SI...
NOT 1 La entrada es ' 0 '
OR 2 a 19 (para ecuaciones de 20 parámetros) 2 a 9 (para ecuaciones de 10 parámetros) cualquier entrada es ' 1 '
AND 2 a 19 (para ecuaciones de 20 parámetros) 2 a 9 (para ecuaciones de 10 parámetros) todas las entradas son '1'
NOR 2 a 19 (para ecuaciones de 20 parámetros) 2 a 9 (para ecuaciones de 10 parámetros) todas las entradas son '0'
NAND 2 a 19 (para ecuaciones de 20 parámetros) 2 a 9 (para ecuaciones de 10 parámetros) cualquier entrada es ' 0 '
XOR 2 a 19 (para ecuaciones de 20 parámetros) 2 a 9 (para ecuaciones de 10 parámetros)
el número impar de entradas es ' 1 '
Las entradas y las compuertas se combinan en una ecuación de FlexLogic™. La secuencia de las entradas en el rango lineal de los parámetros sigue estas reglas generales:
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.7 S5 SALIDASS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-81
5
5.7.3 REGLAS DE FLEXLOGIC™
1. LAS ENTRADAS A UNA COMPUERTA PRECEDEN SIEMPRE LA COMPUERTA EN LA ECUACIÓN.
2. LAS COMPUERTAS TIENEN SOLAMENTE UNA SALIDA.
3. LA SALIDA DE UNA COMPUERTA PUEDE SER LA ENTRADA A OTRA COMPUERTA. Por lo tanto, de acuerdo a la regla 1, la compuerta anterior precederá a la última compuerta en la ecuación.)
4. CUALQUIER ENTRADA SE PUEDE UTILIZAR MÁS DE UNA VEZ EN UNA ECUACIÓN.
5. LA SALIDA DE UNA ECUACIÓN SE PUEDE UTILIZAR COMO ENTRADA A CUALQUIER ECUACIÓN ( INCLUYENDO RETROALIMENTACION A SÍ MISMO).
6. SI TODOS LOS PARÁMETROS DE UNA ECUACIÓN NO SE UTILIZAN, EL PARÁMETRO ' FINAL ' DEBE SEGUIR EL ULTIMO PARÁMETRO USADO.
a) EJEMPLO Como ejemplo, asuma que la lógica siguiente es requerida para operar el Relé de Salida 2:
Figura 5 –14: EJEMPLO DE FLEXLOGIC™
De acuerdo con las reglas dadas arriba, la ecuación del Relé de Salida 2 FlexLogic ™ se muestra abajo. A la izquierda está una pila de cuadros que muestran los mensajes de FlexLogic ™ para el Relé de Salida2. A la derecha de la pila está una ilustración de cómo se interpreta la ecuación.
En este ejemplo, las entradas de la compuerta OR de 4 entradas son ' Porcentaje Dif OP ', ' Inst Dif OP. . ', la salida de la compuerta XOR, y la salida de la compuerta AND. Las entradas de la compuerta AND de dos entradas son la salida de la compuerta NOT, y del 'relé de salida 2'(Output Relay 2). La entrada hacia la compuerta NOT es ' Entrada Lógica 2 '(Logic Input 2). Las entradas a la compuerta XOR de dos entradas son la ' Salida Virtual 1 ' (Virtual Input 1) y la ' Entrada Lógica 1 ' (Logic Input 1). Para todas estas compuertas, las entradas preceden la compuerta.
El ordenamiento de los parámetros de una ecuación, donde la compuerta (o el " operador" (Operator)) sigue la entrada (o el " valor" (Value)) se refiere comúnmente como notación" Posfijo " (Postfix) o " Reversa del Pulimento (Reverse Polish) ".
Y
Relé de Salida 2 OPERAR
Porciento Dif OPERAR
Inst Dif OPERAR
Salida Virtual 1 OPERAR
Entrada Lógica 1 AFIRMADA
Entrada Lógica 2 AFIRMADA
5.7 S5 SALIDAS 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-82 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
FIGURA 5 –15: EJEMPLO DE FLEXLOGIC IMPLEMENTADO
Cualquier ecuación introducida en el 745 que no tenga sentido lógico por la notación descrita aquí, será señalada por medio como error de auto-prueba. El mensaje siguiente se mostrará hasta que se corrija el error:
(OUTPUT 2 FLEXLOGIC) SALIDA 2 FLEXLOGIC (01: Percent Diff OP) O1: Por ciento Dif OP. (OUTPUT 2 FLEXLOGIC) SALIDA 2 FLEXLOGIC (02: Inst Diff OP) O2: Inst Dif OP.
(OUTPUT 2 FLEXLOGIC) SALIDA 2 FLEXLOGIC (03: Virtual Output 1) O3: Salida Virtual 1 (OUTPUT 2 FLEXLOGIC) SALIDA 2 FLEXLOGIC (04: Logic Input 1) O4: Entrada Lógica 1
f(OUTPUT 2 FLEXLOGIC) SALIDA 2 FLEXLOGIC (05: XOR (2 entradas) O5: XOR (2 entradas)
(OUTPUT 2 FLEXLOGIC) SALIDA 2 FLEXLOGIC (06: Logic Input 2) O6: Entrada Lógica 2
(OUTPUT 2 FLEXLOGIC) SALIDA 2 FLEXLOGIC (07: NOT) O7: NO
(OUTPUT 2 FLEXLOGIC) SALIDA 2 FLEXLOGIC (08: Output Relay 2) O8: Relé de Salida 2 (OUTPUT 2 FLEXLOGIC) SALIDA 2 FLEXLOGIC (09: AND (2 Inputs)) O9: AND (2 Entradas)
(OUTPUT 2 FLEXLOGIC) SALIDA 2 FLEXLOGIC (10: OR (4 Inputs) (1O: O (4 Entradas)
(OUTPUT 2 FLEXLOGIC) SALIDA 2 FLEXLOGIC (11: END) 11: FINAL
SALIDA 2 FLEXLOGIC (OUTPUT 2 FLEXLOGIC) 20: FINAL 20: END
Relé de Salida 2 OPERAR
Y
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.7 S5 SALIDASS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-83
5
5.7.4 RELES DE SALIDA
Esta sección contiene los ajustes (ecuación incluyendo FlexLogic™) para configurar los relé de salida del 1 al 8.
Este mensaje indica el comienzo de la sección de los RELE DE SALIDA (OUTPUT RELAYS). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o
para la sección siguiente.
Este mensaje indica el comienzo de la sección del RELE DE SALIDA 1 (2-8). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para la sección siguiente.
Rango: 18 caracteres alfanuméricos (Range: 18 alphanumeric characters) Presione edite el nombre de la salida. El texto se puede cambiar desde el Disparo de Estado Sólido un carácter a la vez, usando las teclas
/ . Presione para almacenar la edición y avanzar a la posición del caracter siguiente.
Rango: Auto-reinicio / Enclavado Seleccione Enclavado para mantener los contactos de Salida 1 (2-8) en estado energizado, incluso después de que la condición que causó la operación de los contactos haya sido eliminada, hasta que un comando de reinicio es emitido (o automáticamente después de una semana). Seleccione Auto-reinicio (Self-Reset) para desenergizar automáticamente los contactos después de que la condición haya sido eliminada. La salida de estado sólido ( Salida 1) permanece cerrada hasta que se reinicia externamente por una interrupción momentánea de la corriente, a menos que esté cableada en paralelo a un relé electromecánico (salidas 2-8) en cuyo caso se apaga cuando el relé funciona. Rango: Disparo / Alarma / Control Seleccione Disparo para encender el indicador de DISPARO (TRIP) o Alarma para prender el indicador de ALARMA (ALARM) cuando esta salida opera. De lo contrario seleccione Control. Observe que el indicador de DISPARO (TRIP) permanece encendido hasta que un comando de reinicio es emitido (o automáticamente después de una semana). El indicador de ALARMA (ALARM) se apaga automáticamente cuando la salida ya no funciona. Range: any FlexLogic ™ input or gate Los 20 mensajes mostrados en la tabla de abajo son los parámetros de la ecuación de FlexLogic™ para la Salida 1 (2-8) como se describe en la introducción a FlexLogic™.
Tabla 5 –8: RELE DE SALIDA PREDETERMINADO DEL FLEXLOGIC
NÚMERO DEL RELE DE SALIDA COMPUERTA DE FLEXLOGIC 1 a 3 4 5 6 7 8
01 Porciento Dif OP. Voltios/Hz 1 OP.
W1 THP Nivel OP.
Underfreq 1 De Op.
Underfreq 2 De Op.
Caída de Frec. 3 OP
02 Inst Dif OP. Voltios/Hz 2 OP.
W2 THD Nivel OP.
Caída De Freq R1 OP.
Caída De Freq R2 OP.
FINAL
03 Cualquier W1 OC OP.
O (2 Entradas)
Xfmr Sobrecarga OP
OR (2 entradas) OR (2 Entradas)
FINAL
04 Cualquier W2 OC OP.
FINAL 5to Nivel de Daño OP.
FINAL FINAL FINAL
05 O (4 Entradas) FINAL O (4 Entradas) FINAL FINAL FINAL 06 a 20 END FINAL FINAL FINAL FINAL FINAL
5.7 S5 SALIDAS 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-84 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.7.5 MEMORIA DEL TRAZO
La memoria del trazo es la característica del oscilógrafo del 745. Todas las entradas del sistema son sincrónicamente digitalizadas a una velocidad de muestreo de 64 veces por ciclo. Cuando ocurre una condición de disparo definida por el usuario, los 16 ciclos de las formas de onda oscillografica se capturan en la memoria del trazo. La condición de disparo es definida por una ecuación de FlexLogic™, y el número de ciclos de pre-disparo de los datos capturados es programable.
Esta sección contiene los ajustes (incluyendo la ecuación FlexLogic™) para configurar el disparo de la memoria de trazo.
Este mensaje indica el comienzo de la sección de la TRACE MEMORY. Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para la sección siguiente.
Rango: 1 a 15 (en incrementos de 1) (Range: 1 to 15) Introduzca el número de los ciclos de datos, de los 16 ciclos de datos de la forma de onda a ser capturados, que serán información de pre-disparador.
Rango: cualquier entrada o compuerta de FlexLogic™ Los 10 mensajes siguientes son los parámetros de la ecuación de FlexLogic™ para el disparo de la memoria del trazo como lo descrito en la introducción a FlexLogic™.
La Memoria del Trazo predeterminado Flexlogic es como sigue:
TRACE TRIG FLEXLOGIC: 01: Any Element PKP 02 a 12: END
5.7.6 SALIDAS VIRTUALES
Las salidas virtuales son ecuaciones de FlexLogic™ cuya salida (o resultado) se puede utilizar como entradas a otras ecuaciones. El 745 tiene 5 salidas virtuales. Una aplicación de estas salidas puede ser contener un bloque de lógica que se repite para más de una salida.
Esta sección contiene las ecuaciones de FlexLogic™ para configurar las salidas virtuales 1 a 5.
Este mensaje indica el comienzo de la sección SALIDAS VIRTUALES (VIRTUAL OUTPUTS). Para continuar estos puntos de ajuste presione o para la sección siguiente.
SALIDA VIRTUAL 1 (2-5) Este mensaje indica el comienzo de la sección SALIDA VIRTUAL 1 (VIRTUAL OUTPUT 1) (2-5). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o
para la sección siguiente.
Rango: cualquier entrada o compuerta FlexLogic™ Los 10 mensajes siguientes son los parámetros de la ecuación de FlexLogic™ para la salida virtual 1 (2-5) como descrito en la introducción a FlexLogic™.
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.7 S5 SALIDASS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-85
5
5.7.7 TEMPORIZADORES
Los elementos de protección y monitorización tienen sus propios temporizadores programables de retraso, donde se requieren. Para flexibilidad adicional, 10 temporizadores independientes están disponibles para implementar los esquemas del tiempo donde no están disponibles los temporizadores. Por ejemplo, un temporizador de retraso de captación se puede requerir en una entrada lógica; o, un temporizador sencillo de retraso se puede requerir en la salida de un bloque de lógica.
Esta sección contiene los ajustes para configurar los temporizadores 1 a 10.
Este mensaje indica el comienzo de la sección de TEMPORIZADORES (TIMERS). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para la sección siguiente.
TEMPORIZADOR 1 (2-10) Este mensaje indica el comienzo de la sección TEMPORIZADOR (TIMER) 1 (2-10). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para la sección siguiente.
Rango: cualquier entrada de FlexLogic. Seleccione la entrada FlexLogic que, cuando está funcionado o afirmada, iniciará temporizador 1 (2-10).
Rango: 0,00 a 600,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca la duración del tiempo de retraso en la cual la condición del arranque para el temporizador1 (2-10) debe permanecer funcionada o afirmado, antes de que el temporizador funcione. Rango: 0,00 a 600,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca el tiempo de retraso después del cual la condición de arranque para el temporizador 1 (2-10) debe permanecer no operada ni afirmada, antes de que el temporizador deje de funcionar.
5.8 PRUEBAS S6 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-86 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.8.1 DESCRIPCIÓN
El 745 proporciona varias herramientas de diagnóstico para verificar la funcionalidad del relé. La función normal de todos los contactos de salida se puede cancelar y forzar para ser energizada o para ser desenergizada. Las salidas Analógicas se pueden forzar cualquier nivel de su rango de salida. La característica de simulación permite que los parámetros del sistema (las magnitudes y los ángulos) sean introducidos como puntos de ajuste y hechos para generar las condiciones de falla sin la necesidad de cualquier conexión del sistema. Además, 16 ciclos de datos de forma de onda de tensión/ corriente muestreada (en el formato de archivo " Comtrade" de IEEE ) pueden ser cargados y reproducidas para probar la respuesta del 745 bajo cualquier disturbio (previamente registrado) del sistema.
Este mensaje indica el comienzo de la página de los puntos de ajuste PRUEBA S6 (TESTING) Presione para ver el contenido o para ir a la página siguiente.
5.8.2 RELES DE SALIDA El 745 tiene la capacidad de cancelar la función normal de todas las salidas, forzando cada uno de energizarse y desenergizarse para prueba. Habilitar esta característica apaga el indicador EN SERVICIO (IN SERVICE) y prende el indicador de MODO de PRUEBA (TEST MODE).
Este mensaje indica el comienzo de la sección de los RELES DE SALIDA (OUTPUT RELAYS). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o
para la sección siguiente.
Rango: Inhabilitado / Habilitado Range: Disabled / Enabled Seleccione Habilitado para permitir la característica de prueba del relé de salida y cancelar la operación normal del relé de salida. Este punto de ajuste está predeterminado para aparecer como Deshabilitarlo con la potencia encendida. Rango: Desenergizado / Energizado Range: De- energized / Energized Seleccione Energizado (Energized) para forzar la salida 1 (2-8) al estado energizado. Seleccione desenergizado para forzar la salida 1 (2-8) al estado desenergizado. Este punto de ajuste es solamente operacional mientras que está habilitada la característica de prueba del relé de salida. Rango: Desenergizado / Energizado Range: De- energized / Energized Seleccione Energizado para forzar el relé de auto-prueba al estado energizado y Desenergizado para forzarlo al estado desenergizado. Este punto de ajuste es solamente operacional mientras que la característica de prueba del relé de salida.
5.8.3 SALIDAS ANALÓGICAS
El 745 tiene la capacidad de cancelar la función normal de salidas analógicas del transductor, forzando cada uno a cualquier nivel de su rango de salida. Habilitar esta característica prende el indicador de MODO de PRUEBA (TEST MODE) y desenergiza el relé de auto-prueba.
Este mensaje indica el comienzo de la sección SALIDAS ANALÓGICAS (ANALOG OUTPUTS). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para la sección siguiente.
Rango: Inhabilitado / Habilitado (Range: Disabled / Enabled) Seleccione Habilitado para permitir la prueba de salida analógica y la cancelación de la operación normal de salida analógica. Este punto de ajuste está predeterminado para Habilitarse cuando se encienda el sistema. Rango: 0 a 100 (en incrementos de 1) Introduzca el porcentaje del rango de salida de CC mA de la Salida Analógica 1 (2 –7). Por ejemplo, si el rango de la salida analógica se ha programado a 4-20 mA, introduciendo 100% salidas 20 mA, 0% salidas 4 mA, y 50% salidas 12 mA. Este punto de ajuste es solamente operacional si se permite la prueba de la salida analógica.
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.8 S6 PRUEBAS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-87
5
5.8.4 SIMULACIÓN
La característica de simulación permite la prueba de la funcionalidad del relé en respuesta a las condiciones programadas, sin la necesidad de tensión externa de CA y de entradas de corriente. Los parámetros del sistema tales como corrientes y tensiones, ángulos de fase y frecuencia del sistema se introducen como puntos de ajuste. Cuando está colocado en el modo de simulación, el relé suspende la lectura de las entradas actuales de CA y genera las muestras para representar los fasores programados. Estas muestras se utilizan en todos los cálculos y lógica de protección. Permitir este característica apagará el indicador EN SERVICIO (IN SERVICE), prenderá el indicador del MODO de PRUEBA (TEST MODE), y desenergizará el relé de auto-prueba.
PRECAUCIÓN
CUANDO ESTE EN EL MODO DE SIMULACIÓN, LAS CARACTERÍSTICAS DE LA PROTECCIÓN NO FUNCIONAN BASADO EN LAS ENTRADAS REALES DEL SISTEMA. SI EL MODO DE SIMULACIÓN SE UTILIZA PARA PRUEBAS DE CAMPO EN EL EQUIPO, OTROS MEDIOS DE PROTECCIÓN DEBEN SER PROPORCIONADOS POR EL OPERADOR.
Este mensaje indica el comienzo de la sección de la SIMULACIÓN (SIMULATION). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o
para la sección siguiente.
AJUSTE DE SIMULACIÓN: Este mensaje indica el inicio de la sección AJUSTE DE LA SIMULACIÓN (SIMULATION SETUP). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para la sección siguiente.
Rango: Modo Inhabilitado / De Prefalla / Modo De falla / Modo Playback Seleccione el modo de simulación requerido. Seleccione Inhabilitado para regresar el 745 a la operación normal. Vea La Tabla 5 –9: MODOS de SIMULACIÓN (SIMULATION MODES) en la página 5 – 88 para los detalles en los modos de función de la simulación.
Rango: cualquier combinación de salidas 1 a 8 Seleccione los relés de salida que se deben bloquear de funcionar mientras se esté en el modo de simulación.
Un operador puede usar la característica de la simulación para proporcionar una prueba funcional completa de las características de protección, a excepción de la medida de valores de entradas externas. Como esta característica se puede utilizar para pruebas en el sitio, se hace una provisión (con este punto de ajuste) para bloquear la operación de los relés de salida durante esta prueba, para evitar la operación del otro equipo. Observe que el ajuste predeterminado bloquea la operación de todos los relés de salida.
Rango: Inhabilitado / Logc Inpt 1 (2-16) (Range: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16)) Seleccione cualquier entrada lógica que, cuando sea afirmada, inicie la simulación del Modo de Falla. Esta señal tiene un efecto solamente si el 745 está inicialmente en el modo de Prefalla
Rango: Inhabilitado / Logc Inpt 1 (2-16) (Range: Disabled / Logc Inpt 1 (2-16)) Seleccione cualquier entrada lógica que, cuando está afirmada, inicie la simulación del modo Playback. Esta señal tiene un efecto solamente si el 745 está inicialmente en el modo de Prefalla.
5.8 PRUEBAS S6 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-88 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
Tabla 5 –9: MODOS DE SIMULACIÓN MODO DESCRIPCIÓN Modo de Prefalla (Prefault Mode)
Seleccione el modo de Prefalla para simular la condición de operación normal de un transformador. En este modo, las entradas normales se sustituyen con los valores de la muestra generados basados en los valores programados O.K. de prefalla. Las corrientes de la fase son equilibradas ( es decir igual en magnitud y 120° aparte), y el retraso de fase entre los devanados es el que resultaría bajo condiciones normales para el tipo del transformador seleccionado. La magnitud de las corrientes de fase para cada devanado está puesta a los valores programados en TESTING/SIMULATION/PREFAULT VALUES/W1 (2/3) PHASE ABC CURRENT MAGNITUD. La magnitud de la tensión está puesta al valor programado en S6 TESTING/SIMULATION/PREFAULT VALUES/VOLTAGE INPUT MAGNITUD. La frecuencia está establecida al valor programado en S2 SYISTEM SETUP/TRANSFORMER / NOMINAL FREQUENCY.
Modo de falla (Fault Mode)
Seleccione el Modo de Falla para simular la condición de operación de falla de un transformador. En este modo, las entradas normales se sustituyen con los valores de la muestra generados basados en los valores de falla programados. La magnitud y el ángulo de cada corriente de fase y de la corriente de tierra de los devanados disponibles, la magnitud y el ángulo de la entrada de tensión, y la frecuencia del sistema son establecidos a los valores programados bajo S6 TESTING/SIMULATION/FAULT/VALUES. Una entrada lógica, programada a la función de Falla de la Simulación, se puede utilizar para activar la transición del Modo de Prefalla al Modo de Falla permitiendo la medición de los tiempos de operación del elemento.
Modo Playback
Seleccione el Modo Playback para reproducir un archivo de datos con una forma de onda muestreada que se ha cargado en el relé. En este modo, las entradas normales se sustituyen con 16-ciclos de muestras de la forma de onda descargadas en el 745 por el programa 745PC (de un archivo de datos oscilográficos en el formato de archivo de IEEE " Comtrade"). Una entrada lógica, programada a la función de Simulación de Playback, se puede utilizar para accionar la transición del Modo de Prefalla al Modo Playback permitiendo la medición de los tiempos de operación del elemento.
5.8.5 VALORES DE PREFALLA
Esta sección contiene los ajustes para configurar la simulación del modo de prefalla.
Este mensaje indica el comienzo de la sección de VALORES de PREFALLA (PREFAULT VALUES). Para continuar con estos puntos de ajuste presione
,o (MENSAJE) para la sección siguiente.
Rango: 0,0 a 40,0 (en incrementos de 0,1) (Range: 0.0 to 40.0 (Steps of 0.1)) Introduzca la magnitud de la corriente de fase del devanado 1 ok (2/3) (en los términos de la corriente de carga completa del devanado) mientras que está en el Modo de Prefalla Rango: 0,0 a 2,0 (en incrementos de 0,1) (Range: 0.0 to 2.0 (Steps of 0.1)) Introduzca la magnitud de la tensión (en términos de la tensión secundaria nominal VT) mientras que está en el Modo de Prefalla
5 PUNTOS DE AJUSTE 5.8 S6 PRUEBAS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-89
5
5.8.6 VALORES DE FALLA
Esta sección contiene los ajustes para configurar la simulación del modo de falla.
Este mensaje indica el inicio de la sección de los VALORES DE FALLA (FAULT VALUES). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para la sección siguiente.
Rango: 0,0 a 40,0 (en incrementos de 0,1) (Range: 0.0 to 40.0 (Steps of 0.1) Introduzca la magnitud de la corriente de la fase A (B/C) del devanado 1 (2/3) (en términos de la corriente de carga completa) mientras en el Modo de Falla Rango: 0 a 359 (en incrementos de 1) (Range: 0 to 359 (steps of 1) Introduzca el ángulo de la corriente de fase A (B/C) del devanado 1 (2/3) (con respecto al fasor de la corriente de la fase A del devanado 1) mientras en el Modo de Falla. Observe que el ángulo de la corriente de la fase A del devanado 1 no se puede editar y se utiliza como referencia para los otros ángulos de fase.
Rango: 0,0 a 40,0 (en incrementos de 0,1) ( Range: 0.0 to 40.0 (steps of 0.1)) Introduzca la magnitud de la corriente de tierra del devanado 1 (2/3) (en términos del devanado FLC) mientras está en el Modo de Falla. Note que la tierra se refiere a la corriente medida CT en la conexión entre el neutro del transformador y la tierra. Como tal, este mensaje aparece solamente para devanados conectados en estrella o zigzag.
Rango: 0 a 359 (en incrementos de 0,1) (Range: 0 to 359 (steps of 0.1) Introduzca el ángulo de la corriente de tierra del Devanado 1 (2/3) (con respecto al fasor de la corriente de la fase A del Devanado 1). Este mensaje aparece solamente para devanados conectados en estrella o zigzag.
Rango: 0,0 a 2,0 (en incrementos de 0,1) (Range: 0.0 to 2.0 (steps of 0.1) Introduzca la magnitud de la tensión (en términos de la tensión secundaria nominal de VT) mientras está en el Modo de Prefalla
Rango: 0 a 359 (en incrementos de 1) Introduzca el ángulo de la tensión (con respecto al fasor de la corriente de la fase A del devanado 1) mientras está en el Modo de Falla
Rango: 45,00 a 60,00 (en incrementos de 0,01) Introduzca la frecuencia del sistema (en Hz) mientras está en el Modo de Falla
5.8.7 SERVICIO DE FÁBRICA
Esta sección contiene los ajustes intentados para uso en la fábrica solamente, para la calibración, pruebas, y diagnóstico. Se pueden accesar a los mensajes solamente introduciendo una contraseña de servicio de la fábrica en el primer mensaje.
Este mensaje indica el comienzo de la sección SERVICIO DE FÁBRICA (FACTORY SERVICE). Para continuar con estos puntos de ajuste presione o para la sección siguiente.
(Acceso restringido para el Personal de la Fábrica Solamente)
5.9 CURVAS DE TIEMPO DE SOBRECORRIENTE 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-90 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.9.1 NOTA
Las gráficas de las curvas del tiempo y de la corriente en papel gráfico 11"x17 están disponibles para la demanda.
NOTA 5.9.2 CURVAS ANSI
Las formas de la curva ANSI del tiempo y de la sobrecorriente se conforman con las curvas estándar de la industria y con las clasificaciones de la curva ANSI C37.90 para el extremadamente, muy, normalmente, y moderadamente inverso. Las curvas ANSI del 745 se derivan de la fórmula siguiente:
≥
−
+−
+−
+×
<≤
−
+−
+−
+×
<≤
−
+−
+−
+×
=
20,0I
Ifor ,)0,20()0,20(0,20
20,0 I
I 1,03for ,)/()/(/
03,1I
I 1for ,)03,1()03,1(03,1
pkp32
pkp32
pkp32
CE
CD
CBAM
CIIE
CIID
CIIBAM
CE
CD
CBAM
TPKPPKPPKP
donde T = tiempo de Operación (seg.) M =Punto de ajuste del Multiplicador I =Corriente de entrada lpkp = Punto de ajuste de la corriente de captación A, B, C, D, E = Constantes
Tabla 5 –10: CONSTANTES DE LA CURVA ANSI
CONSTANTES FORMA DE LA CURVA ANSI A B C D E
EXTREMADAMENTE INVERSO
0,0399 0,2294 0,5000 3,0094 0,7222
MUY INVERSO 0,0615 0,7989 0,3400 - 0,2840 4,0505
NORMALMENTE INVERSO
0,0274 2,2614 0,3000 –4,1899 9,1272
MODERADAMENTE INVERSO
0,1735 0,6791 0,8000 –0,0800 0,1271
5 PUNTOS DE AJUSTE 5. 9 CURVAS DE TIEMPO DE SOBRECORRIENTE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-91
5
Tabla 5 –11: TIEMPOS DE DISPARO DE LA CURVA ANSI (EN SEGUNDOS)
CORRIENTE I/I pkp MULTIPLICADOR M 1.5 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 9.0 10.0
ANSI EXTREMADAMENTE INVERSO 0,5 2,000 0,872 0,330 0,184 0,124 0,093 0,075 0,063 0,055 0,049 1,0 4,001 1,744 0,659 0,368 0,247 0,185 0,149 0,126 0,110 0,098 2,0 8,002 3,489 1,319 0,736 0,495 0,371 0,298 0,251 0,219 0,196 4,0 16,004 6,977 2,638 1,472 0,990 0,742 0,596 0,503 0,439 0,393 6,0 24,005 10,466 3,956 2,208 1,484 1,113 0,894 0,754 0,658 0,589 8,0 32,007 13,955 5,275 2,944 1,979 1,483 1,192 1,006 0,878 0,786 10,0 40,009 17,443 6,594 3,680 2,474 1,854 1,491 1,257 1,097 0,982
ANSI MUY INVERSO 0,5 1,567 0,663 0,268 0,171 0,130 0,108 0,094 0,085 0,078 0,073 1,0 3,134 1,325 0,537 0,341 0,260 0,216 0,189 0,170 0,156 0,146 2,0 6,268 2,650 1,074 0,682 0,520 0,432 0,378 0,340 0,312 0,291 4,0 12,537 5,301 2,148 1,365 1,040 0,864 0,755 0,680 0,625 0,583 6,0 18,805 7,951 3,221 2,047 1,559 1,297 1,133 1,020 0,937 0,874 8,0 25,073 10,602 4,295 2,730 2,079 1,729 1,510 1,360 1,250 1,165 10,0 31,341 13,252 5,369 3,412 2,599 2,161 1,888 1,700 1,562 1,457
ANSI NORMALMENTE INVERSO 0,5 2,142 0,883 0,377 0,256 0,203 0,172 0,151 0,135 0,123 0,113 1,0 4,284 1,766 0,754 0,513 0,407 0,344 0,302 0,270 0,246 0,226 2,0 8,568 3,531 1,508 1,025 0,814 0,689 0,604 0,541 0,492 0,452 4,0 17,137 7,062 3,016 2,051 1,627 1,378 1,208 1,082 0,983 0,904 6,0 25,705 10,594 4,524 3,076 2,441 2,067 1,812 1,622 1,475 1,356 8,0 34,274 14,125 6,031 4,102 3,254 2,756 2,415 2,163 1,967 1,808 10,0 42,842 17,656 7,539 5,127 4,068 3,445 3,019 2,704 2,458 2,260
ANSI MODERADAMENTE INVERSO 0,5 0,675 0,379 0,239 0,191 0,166 0,151 0,141 0,133 0,128 0,123 1,0 1,351 0,757 0,478 0,382 0,332 0,302 0,281 0,267 0,255 0,247 2,0 2,702 1,515 0,955 0,764 0,665 0,604 0,563 0,533 0,511 0,493 4,0 5,404 3,030 1,910 1,527 1,329 1,208 1,126 1,066 1,021 0,986 6,0 8,106 4,544 2,866 2,291 1,994 1,812 1,689 1,600 1,532 1,479 8,0 10,807 6,059 3,821 3,054 2,659 2,416 2,252 2,133 2,043 1,972 10,0 13,509 7,574 4,776 3,818 3,324 3,020 2,815 2,666 2,554 2,465
5.9 CURVAS DE TIEMPO DE SOBRECORRIENTE 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-92 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.9.3 CURVA DE TIEMPO DEFINIDO
La forma de la curva de Tiempo Definido causa un disparo tan pronto como el nivel de captación se exceda por un período de tiempo especificado. La curva de Tiempo Definido base tiene un retraso de 0,1 s. El multiplicador de la curva hace este retraso ajustable a partir de 0,000 a 10,000 segundos en pasos de 0,001 segundos.
5.9.4 CURVAS IEC
Para las aplicaciones europeas, el relé ofrece las cuatro curvas estándar definidas en IEC 255-4 y la norma Británica BS142. Éstos se definen como la curva A IEC, la curva B IEC, la curva C IEC, y el inverso Corto. La fórmula para estas curvas es:
≥
−
×
<≤
−
×
<≤
−
×
=
20,0I
I ,1)0,20(
20,0 I
I 1,03 ,1)/(
03,1I
I 1 ,1)03,1(
pkp
pkp
pkp
E
EPKP
E
KM
IIKM
KM
T
donde: T =Tiempo de Operación (seg.) M =Punto de Ajuste del Multiplicador I =Corriente de Entrada lpkp = Punto de Ajuste de la Corriente de Captación K, E = Constantes
Tabla 5 –12: CONSTANTES DE LA CURVA IEC
CONSTANTES FORMA DE LA CURVA IEC (BS) K E
IEC CURVA A (BS142) 0,140 0,020 IEC CURVA B (BS142) 13,500 1,000 IEC CURVA C (BS142) 80,000 2,000 IEC INVERSO CORTO 0,050 0,040
5 PUNTOS DE AJUSTE 5. 9 CURVAS DE TIEMPO DE SOBRECORRIENTE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-93
5
Tabla 5 –13: TIEMPOS DE DISPARO DE LAS CURVAS IEC
CORRIENTE I / Ipkp MULTIPLICADOR M 1,5 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0 9,0 10,
IEC CURVA A 0,05 0,860 0,501 0,315 0,249 0,214 0,192 0,176 0,165 0,156 0,149 0,10 1,719 1,003 0,630 0,498 0,428 0,384 0,353 0,330 0,312 0,297 0,20 3,439 2,006 1,260 0,996 0,856 0,767 0,706 0,659 0,623 0,594 0,40 6,878 4,012 2,521 1,992 1,712 1,535 1,411 1,319 1,247 1,188 0,60 10,317 6,017 3,781 2,988 2,568 2,302 2,117 1,978 1,870 1,782 0,80 13,755 8,023 5,042 3,984 3,424 3,070 2,822 2,637 2,493 2,376 1,00 17,194 10,029 6,302 4,980 4,280 3,837 3,528 3,297 3,116 2,971
IEC CURVA B 0,05 1,350 0,675 0,338 0,225 0,169 0,135 0,113 0,096 0,084 0,075 0,10 2,700 1,350 0,675 0,450 0,338 0,270 0,225 0,193 0,169 0,150 0,20 5,400 2,700 1,350 0,900 0,675 0,540 0,450 0,386 0,338 0,300 0,40 10,800 5,400 2,700 1,800 1,350 1,080 0,900 0,771 0,675 0,600 0,60 16,200 8,100 4,050 2,700 2,025 1,620 1,350 1,157 1,013 0,900 0,80 21,600 10,800 5,400 3,600 2,700 2,160 1,800 1,543 1,350 1,200 1,00 27,000 13,500 6,750 4,500 3,375 2,700 2,250 1,929 1,688 1,500
IEC CURVA C 0,05 3,200 1,333 0,500 0,267 0,167 0,114 0,083 0,063 0,050 0,040 0,10 6,400 2,667 1,000 0,533 0,333 0,229 0,167 0,127 0,100 0,081 0,20 12,800 5,333 2,000 1,067 0,667 0,457 0,333 0,254 0,200 0,162 0,40 25,600 10,667 4,000 2,133 1,333 0,914 0,667 0,508 0,400 0,323 0,60 38,400 16,000 6,000 3,200 2,000 1,371 1,000 0,762 0,600 0,485 0,80 51,200 21,333 8,000 4,267 2,667 1,829 1,333 1,016 0,800 0,646 1,00 64,000 26,667 10,000 5,333 3,333 2,286 1,667 1,270 1,000 0,808
IEC TIEMPO CORTO 0,05 0,153 0,089 0,056 0,044 0,038 0,034 0,031 0,029 0,027 0,026 0,10 0,306 0,178 0,111 0,088 0,075 0,067 0,062 0,058 0,054 0,052 0,20 0,612 0,356 0,223 0,175 0,150 0,135 0,124 0,115 0,109 0,104 0,40 1,223 0,711 0,445 0,351 0,301 0,269 0,247 0,231 0,218 0,207 0,60 1,835 1,067 0,668 0,526 0,451 0,404 0,371 0,346 0,327 0,311 0,80 2,446 1,423 0,890 0,702 0,602 0,538 0,494 0,461 0,435 0,415 1,00 3,058 1,778 1,113 0,877 0,752 0,673 0,618 0,576 0,544 0,518
5.9 CURVAS DE TIEMPO DE SOBRECORRIENTE 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-94 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
5
5.9.5 CURVAS IAC
Las curvas para la familia de relés de tipo IAC de General Electric se derivan de la fórmula:
≥
−
+−
+−
+×
<≤
−
+−
+−
+×
<≤
−
+−
+−
+×
=
20,0I
Ifor ,)0,20()0,20(0,20
20,0 I
I 1,03for ,)/()/(/
03,1I
I 1for ,)03,1()03,1(03,1
pkp32
pkp32
pkp32
CE
CD
CBAM
CIIE
CIID
CIIBAM
CE
CD
CBAM
TPKPPKPPKP
donde: T = tiempo de funcionamiento (seg.) M =Punto de ajuste del Multiplicador I =corriente de entrada lpkp = Punto de ajuste de la corriente de captación A, B, C, D, E = Constantes
Tabla 5 –14: CONSTANTES DE CURVA IAC
CONSTANTES FORMA DE LA CURVA IAC
A B C D E
IAC INVERSO EXTREMO 0,0040 0,6379 0,6200 1,7872 0,2461
IAC MUY INVERSO 0,0900 0,7955 0,1000 –1,2885 7,9586
IAC INVERSO 0,2078 0,8630 0,8000 –0,4180 0,1947
IAC INVERSO CORTO 0,0428 0,0609 0,6200 –0,0010 0,0221
5 PUNTOS DE AJUSTE 5. 9 CURVAS DE TIEMPO DE SOBRECORRIENTE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 5-95
5
Tabla 5 –15: TIEMPOS DE DISPARO CURVA IAC
CORRIENTE I / I Pkp MULTIPLICADOR M 1,5 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0 9,0 10,0
IAC EXTREMADAMENTE INVERSO 0,5 1,699 0,749 0,303 0,178 0,123 0,093 0,074 0,062 0,053 0,046 1,0 3,398 1,498 0,606 0,356 0,246 0,186 0,149 0,124 0,106 0,093 2,0 6,796 2,997 1,212 0,711 0,491 0,372 0,298 0,248 0,212 0,185 4,0 13,591 5,993 2,423 1,422 0,983 0,744 0,595 0,495 0,424 0,370 6,0 20,387 8,990 3,635 2,133 1,474 1,115 0,893 0,743 0,636 0,556 8,0 27,183 11,987 4,846 2,844 1,966 1,487 1,191 0,991 0,848 0,741
10,0 33,979 14,983 6,058 3,555 2,457 1,859 1,488 1,239 1,060 0,926
IAC MUY INVERSO 0,5 1,451 0,656 0,269 0,172 0,133 0,113 0,101 0,093 0,087 0,083 1,0 2,901 1,312 0,537 0,343 0,266 0,227 0,202 0,186 0,174 0,165 2,0 5,802 2,624 1,075 0,687 0,533 0,453 0,405 0,372 0,349 0,331 4,0 11,605 5,248 2,150 1,374 1,065 0,906 0,810 0,745 0,698 0,662 6,0 17,407 7,872 3,225 2,061 1,598 1,359 1,215 1,117 1,046 0,992 8,0 23,209 10,497 4,299 2,747 2,131 1,813 1,620 1,490 1,395 1,323
10,0 29,012 13,121 5,374 3,434 2,663 2,266 2,025 1,862 1,744 1,654
IAC NORMALMENTE INVERSO 0,5 0,578 0,375 0,266 0,221 0,196 0,180 0,168 0,160 0,154 0,148 1,0 1,155 0,749 0,532 0,443 0,392 0,360 0,337 0,320 0,307 0,297 2,0 2,310 1,499 1,064 0,885 0,784 0,719 0,674 0,640 0,614 0,594 4,0 4,621 2,997 2,128 1,770 1,569 1,439 1,348 1,280 1,229 1,188 6,0 6,931 4,496 3,192 2,656 2,353 2,158 2,022 1,921 1,843 1,781 8,0 9,242 5,995 4,256 3,541 3,138 2,878 2,695 2,561 2,457 2,375
10,0 11,552 7,494 5,320 4,426 3,922 3,597 3,369 3,201 3,072 2,969
INVERSO CORTO IAC 0,5 0,072 0,047 0,035 0,031 0,028 0,027 0,026 0,026 0,025 0,025 1,0 0,143 0,095 0,070 0,061 0,057 0,054 0,052 0,051 0,050 0,049 2,0 0,286 0,190 0,140 0,123 0,114 0,108 0,105 0,102 0,100 0,099 4,0 0,573 0,379 0,279 0,245 0,228 0,217 0,210 0,204 0,200 0,197 6,0 0,859 0,569 0,419 0,368 0,341 0,325 0,314 0,307 0,301 0,296 8,0 1,145 0,759 0,559 0,490 0,455 0,434 0,419 0,409 0,401 0,394
10,0 1,431 0,948 0,699 0,613 0,569 0,542 0,524 0,511 0,501 0,493
5.10 CURVAS INVERSAS VOLTS-PER-HERTZ 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-96 745 Transformador Management Relay GE Power Managemet
5
5.10.1 CURVA INVERSA I
La curva para la forma de la curva inversa 1 se deriva de la fórmula:
Pickup FV when
1/2 >
−
=
PickupFV
DT
donde T = tiempo de operación (seg.) D = punto de ajuste del retraso (seg.) V = valor fundamental RMS de la tensión (v) F = frecuencia de la señal de tensión (hertzio) Pickup = Punto de ajuste de captación voltios- por-Hz (V/Hz)
Múltiplos de Captación de Voltios / Hz
FIGURA 5 –16: CURVA INVERSA 1
Tie
mpo
par
a di
spar
o (s
egun
dos)
Ajuste del Retraso de
Tiempo
6 VALORES REALES 6.1 RESUMEN
GE Power Management 745 Transformador Management Relay 5-97
6
5.10.2 CURVA INVERSA 2
La curva para la forma de la curva inversa 2 se deriva de la fórmula:
Pickup FV when
1/>
−=
PickupFVDT
donde T = tiempo de operación (seg.) D = punto de ajuste del retraso (seg.) V = valor fundamental RMS de la tensión (v) F = frecuencia de la señal de tensión (hertzio) Pickup = Punto de ajuste de la captación voltios- por-Hz (V/Hz)
Múltiplos de captación Voltios / Hertz
FIGURA 5 –17: CURVA INVERSA 2
Ajuste del Retraso de
Tiempo
Tie
mpo
par
a di
spar
o (s
egun
dos)
5.10 CURVAS INVERSAS VOLTS-PER-HERTZ 5 PUNTOS DE AJUSTE
5-98 745 Transformador Management Relay GE Power Managemet
5
5.10.3 CURVA INVERSA 3
La curva para la forma inversa de la curva 3 se deriva de la fórmula:
Pickup FV when
1/5,0 >
−
=
PickupFV
DT
donde T = tiempo de Operación (seg.) D = punto de ajuste del retraso (seg.) V = valor fundamental RMS de la tensión (v) F = frecuencia de la señal de la tensión (hertzio) Pickup = Punto de ajuste de la captación voltios- por-Hz (V/Hz)
Múltiplos de captación Voltios / Hz FIGURA 5 –18: CURVA INVERSA 3
Ajuste del Retraso de
Tiempo
Tie
mpo
par
a di
spar
o (s
egun
dos)
6 VALORES REALES 6.1 RESUMEN
GE Power Management 745 Transformador Management Relay 6-1
6
6.
6.1.1 DESCRIPCIÓN
Los valores medidos, los registros de eventos y la información del producto son valores. Los valores reales podrían ser obtenidos a través de cualquiera de los métodos siguientes:
• Panel delantero, utilizando las teclas y la pantalla.
• Puerto programado delantero y una computadora portátil que ejecuta el programa 745PC proporcionado con el relé.
• Puerto posterior RS485/RS422 COM 1 o puerto RS485 COM 2 con cualquier software escrito por el usuario del sistema.
Cualquiera de estos métodos se puede usar para obtener la misma información. Una computadora, sin embargo, hace una visualización mucho más conveniente, puesto que más de una pieza de información se puede ver al mismo tiempo.
Los mensajes de valores reales se organizan en grupos lógicos, o en páginas, para su fácil consulta. Todos los mensajes de valores reales son descritos e ilustrados en bloques a través de este capítulo. Una referencia de todos los mensajes se proporciona al final del capítulo. Todos los valores de los mensajes ilustrados asumen que no hay entradas conectadas al 745 (aparte de la energía de control).
Algunos mensajes aparecen en las páginas siguientes con un fondo gris. Esto indica que el mensaje podría no aparecer, dependiendo de la configuración del relé (como se selecciono en los puntos de ajuste) o las opciones instaladas en el relé durante su fabricación. Por ejemplo, ninguna pantalla asociada con el devanado 3 aparecerá, si el relé no se configura para la operación de tres devanados.
6.1.2 ORGANIZACIÓN DE LOS VALORES REALES • Fecha y Hora Actual • Entradas Lógicas • Entradas Virtuales • Relés de Salida • Salidas Virtuales • Errores de Autoprueba • Corrientes (Fase, Neutro, Tierra, Positivo, Negativo, y Secuencia Cero,
Diferencial, Restricción, Diferencial de Tierra) • Contenido Armónico (Del 2do al 21vo, THD, disminución de las
características Nominales del Armónico). • Velocidad de amortiguación de la frecuencia. • Cambiador de Derivaciones • Tensión y Voltios-Por-Hertzio • Demanda de Corriente • Temperatura Ambiente • Pérdida de Vida • Entrada Analógica • Potencia • Energía • 128 eventos
• Soporte Técnico • Códigos de Revisión • Fechas de Calibración
6.2 A1 ESTATUS 6 VALORES REALES
6-2 745 Transformador Management Relay GE Power Managemet
6
6.2.1 DESCRIPCIÓN
Éste es el encabezado de la página de Valores Reales A1 STATUS. Para ver estos valores reales presione la tecla de o la de para ir al siguiente encabezado de página.
Alguna información de estatus se muestra por medio de los indicadores del panel delantero. Más detalles del estatus se pueden ver en la primera página de los valores reales. Esta información incluye la fecha y la hora, el estatus de entrada lógica y el estatus del relé de salida.
6.2.2 FECHA Y HORA
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de fecha y hora. Para ver los valores reales presione la tecla de o para pasar a la sección siguiente.
La fecha actual se indica en este mensaje.
El tiempo actual se indica en este mensaje.
6.2.3 ENTRADAS LÓGICAS
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de las entradas lógicas. Para ver estos valores presione la tecla la de para pasar a la sección siguiente.
Este mensaje despliega el estado de la entrada lógica # 1. Mensajes similares aparecen secuencialmente para las entradas lógicas 2 a 16.
Este mensaje despliega el estado del puente de acceso al punto de ajuste. No se pueden cambiar los puntos de ajuste desde el panel delantero cuando el estado esta abierto (open).
6.2.4 ENTRADAS VIRTUALES
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de las entradas virtuales. Para ver estos valores reales presione la tecla o la tecla de
para pasar a la sección siguiente.
Este mensaje despliega el estado de la entrada virtual # 1. Los mensajes similares aparecen secuencialmente para las entradas Virtuales 2 a 16.
6.2.5 RELES DE SALIDA
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de los relés de salida. Para ver estos valores presione la tecla o la tecla para pasar a la sección siguiente.
Este mensaje despliega el estado del relé de salida # 1. Mensajes similares aparecen secuencialmente para los relés de salida 2 a 8.
Este mensaje despliega el estado del relé de autoprueba.
6 ESTADO ACTUAL DE LOS VALORES 6,2 A1 ESTADO
GE Power Management 745 Transformador Management Relay 6-3
6
6.2.6 SALIDAS VIRTUALES
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de las salidas Virtuales. Para ver estos valores presione la tecla o la tecla para pasar a la sección siguiente.
Este mensaje despliega el estado de la salida virtual # 1. Los mensajes similares aparecen secuencialmente para las salidas virtuales 2 a 5.
6.2.7 ERRORES DE AUTOPRUEBA
Este mensaje indica el comienzo de los valores actuales de los errores de Autoprueba. Para ver estos valores presione la tecla o la tecla para moverse al final de la página S1.
Este mensaje despliega la fuente del error que ocurre en la ecuación de FlexLogic.
Este mensaje despliega la causa de un mal ajuste realizado durante la configuración de los puntos de ajuste.
6.3 A2 MEDICION 6 VALORES REALES
6-4 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managemet
6
6.3.1 DESCRIPCIÓN
Éste es el encabezado para la página A2 MEDICIÓN de los valores actuales. Para ver estos valores reales presione la tecla o la tecla encabezado de la página siguiente.
El 745 mide todas las corrientes de devanado y sus componentes armónicos, así como la tensión y la frecuencia del sistema, la posición del cambiador de derivaciones, la temperatura ambiente y un canal auxiliar de entradas analógicas. De éstos, los valores derivados, incluyendo al neutro, a los componentes de secuencia, las corrientes diferenciales y restringidas, el THD, los factores de disminución armónica y la demanda de corriente se calculan. Estos valores procesados se muestran y se utilizan para realizar las funciones de protección y de monitorización requeridas.
6.3.2 CORRIENTE
Para cada uno de los devanados monitorizados, la magnitud de la frecuencia fundamental, el ángulo de fase de la fase A, B, y C y las corrientes de tierra son recalcular cada medio ciclo con el fin de usarse en la protección contra el diferencial y la sobrecorriente. A partir de estos valores, neutro, positivo, negativo y de secuencia-cero así como diferencial, se calculan las corrientes diferencial de tierra y restricción. Para su legibilidad estos se despliegan y se actualizan aproximadamente dos veces por segundo.
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de la corriente. Para ver estos valores presione la tecla o la tecla para pasar a la sección siguiente.
a) CORRIENTES DE LOS DEVANADOS 1/2/3 Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de la Corriente del Devanado 1 (los devanados 2 y 3 son similares). Para ver estos valores presione la tecla o la tecla de para pasar a la sección siguiente.
Los siguientes mensajes de los Valores Reales se repiten para los Devanados 1, 2 y 3.
La magnitud y fase de la frecuencia fundamental de la corriente para el Devanado 1 (2/3) se muestra en la fase A. El ángulo de la corriente para el Devanado 1, fase A siempre se establece en cero ya que este ángulo se utiliza como referencia para el resto de las corrientes, medidas y derivados.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente de la frecuencia fundamental y fase para el Devanado 1 (2/3), fase B.
La magnitud y fase de la corriente de la frecuencia fundamental para el Devanado 1(2/3), fase C es desplegada.
Este devanado muestra la magnitud y fase de la corriente de la frecuencia fundamental para el Devanado 1 (2/3), neutral.
Este mensaje muestra la magnitud y fase de la corriente de la frecuencia fundamental para el Devanado 1(2/3), entrada de corriente de tierra, si se utiliza.
Este mensaje muestra qué porcentaje de su carga máxima especificada del Devanado 1 (2/3) está siendo llevada.
El valor promedio de la corriente de fase en el devanado correspondiente es mostrado.
6 ESTADO ACTUAL DE LOS VALORES 6.3 A2 MEDICION
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 6-5
6
b) CORRIENTES DE SECUENCIA POSITIVA Todos los ángulos componentes de fase de la secuencia se refieren a la corriente de fase A del Devanado 1.
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de la Secuencia de la Corriente Positiva. Para ver estos valores presione la tecla o la tecla de
para pasar a la sección siguiente.
Este mensaje muestra la magnitud y fase de la corriente de secuencia positiva para el Devanado 1.
Este mensaje muestra la magnitud y fase de la corriente de secuencia positiva para el Devanado 2.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente de secuencia positiva para el Devanado 3.
c) CORRIENTES DE SECUENCIA NEGATIVA Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de Corriente de Secuencia Negativa. Para ver estos valores presione la tecla o la tecla de para pasar a la sección siguiente.
Este mensaje muestra la magnitud y fase de la corriente de secuencia negativa para el Devanado 1.
Este mensaje muestra la magnitud y fase de la corriente de secuencia negativa para el Devanado 2.
Este mensaje muestra la magnitud y fase de la corriente de secuencia negativa para el Devanado 3.
d) CORRIENTES DE SECUENCIA CERO Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de la Corriente de la Secuencia Cero. Para ver estos valores presione la tecla o la tecla de
para pasar a la sección siguiente.
Este mensaje muestra la magnitud y fase de la corriente de la secuencia cero para el Devanado 1.
Este mensaje muestra la magnitud y fase de la corriente de la secuencia cero para el Devanado 2.
Este mensaje muestra la magnitud y fase de la corriente de la secuencia cero para el Devanado 3.
NOTA
6.3 A2 MEDICION 6 VALORES REALES
6-6 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managemet
6
e) CORRIENTE DIFERENCIAL Los ángulos de fase de la corriente diferencial pertenecen a la corriente de fase A del Devanado 1.
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de la Corriente Diferencial. Para ver estos valores presione la tecla o la tecla de
para pasar a la sección siguiente.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente diferencial para la fase A.
Este mensaje muestra el ángulo de la corriente diferencial para la fase A.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente diferencial para la fase B.
Este mensaje muestra el ángulo de la corriente diferencial para la fase B.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente diferencial para la fase C.
Este mensaje muestra el ángulo de la corriente diferencial para la fase C.
f) CORRIENTE DE RESTRICCIÓN Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de la corriente de restricción. Para ver estos valores presione la tecla o la tecla de
para pasar a la sección siguiente.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente de restricción para la fase A.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente de restricción para la fase B.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente de restricción para la fase C.
g) CORRIENTE DIFERENCIAL DE TIERRA Este mensaje indica los valores actuales de la Corriente Diferencial de Tierra. Para ver estos valores presione la tecla o la tecla de para pasar a la sección siguiente.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente diferencial de Tierra para el Devanado # 1.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente diferencial de Tierra para el Devanado # 2.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente diferencial de Tierra para el Devanado # 3.
6 ESTADO ACTUAL DE LOS VALORES 6.3 A2 MEDICION
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 6-7
6
6.3.3 CONTENIDO ARMÓNICO
El 745 puede determinar los componentes armónicos de cada corriente que mide. Esto permite que se calcule la distorsión armónica total (THD) así como un factor de disminución del valor nominal del armónico que se puede utilizar para ajustar la protección contra la sobrecorriente del tiempo de fase para explicar la disipación de energía interna adicional que surge de la presencia de corrientes armónicas.
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de Contenidos Armónicos. Para ver estos valores presione la tecla o la tecla de
para pasar a la sección siguiente.
a) SUBCOMPONENTES ARMÓNICOS El 745 es capaz de medir los componentes armónicos hasta una frecuencia de 21 veces la frecuencia nominal del sistema. El valor real se calcula para cada una de las fases de cada devanado monitorizado.
El ejemplo de abajo muestra lo qué se despliega en un caso típico de componentes armónicos (en este caso el segundo armónico). Pantallas similares existen para todos los armónicos hasta el 21vo.
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales del segundo armónico. Para ver estos valores presione la tecla o la tecla de para pasar a la sección armónica secuencial siguiente. Se muestra la segunda magnitud armónica para cada corriente de la fase del Devanado 1. Los valores se expresan como un porcentaje de la magnitud del componente correspondiente de la frecuencia fundamental. Se muestra la segunda magnitud armónica para cada corriente de la fase del Devanado 2 se muestra. Los valores se expresan como un porcentaje de la magnitud del componente correspondiente de la frecuencia fundamental. Se muestra la segunda magnitud armónica para cada corriente de la fase del Devanado 3 se muestra. Los valores se expresan como un porcentaje de la magnitud del componente correspondiente de la frecuencia fundamental.
b) DISTORSIÓN ARMÓNICA TOTAL (THD) Se calcula y se muestra el THD. Cada valor del THD se calcula como la relación entre el valor del RMS de la suma de las amplitudes armónicas individuales elevadas al cuadrado y el valor del rms de la frecuencia fundamental. Los cálculos se basan en la norma 519-1986 de IEEE
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de THD. Para ver estos valores actuales presione la tecla o la tecla de para pasar a la sección siguiente.
Los siguientes mensajes de valores reales se repiten para los Devanados 1, 2, y 3. Este mensaje muestra el THD para la corriente de la fase A para el Devanado 1, expresado como un porcentaje del componente de la frecuencia fundamental. Los números entre paréntesis indican la banda de frecuencia programada (en términos del número armónico) en base al cual THD se está calculando. Este mensaje muestra el THD la corriente de la fase B para el Devanado 1, expresado como un porcentaje del componente de la frecuencia fundamental. Este mensaje muestra el THD la corriente de la fase C para el Devanado 1, expresado como un porcentaje del componente de la frecuencia fundamental.
6.3 A2 MEDICION 6 VALORES REALES
6-8 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managemet
6
c) FACTOR DE DISMINUCIÓN DEL VALOR NÓMINAL DEL ARMÓNICO El factor de disminución del valor nominal del armónico para cada uno de los devanados muestra el efecto de las corrientes de carga no sinusoidales en la corriente de plena carga nominal del transformador de potencia. Los cálculos se basan en la norma C57.110-1986 de ANSI/IEEE
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales del Factor de Disminución del Valor Nominal del Armónico de la página A2. Para ver estos valores presione la tecla o pasar para regresar al subtítulo del contenido armónico presione la tecla o para pasar a la sección siguiente presione la tecla Este mensaje muestra el factor de disminución del valor nominal del armónico para el devanado 1. Este mensaje muestra el factor de disminución del valor nominal del armónico para el devanado 2.
Este mensaje muestra el factor de disminución del valor nominal del armónico para el devanado 3.
6.3.4 FRECUENCIA
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de la frecuencia. Para ver estos valores presione la tecla o para pasar a la sección siguiente presione la tecla . Este mensaje muestra la frecuencia del sistema. La Frecuencia se calcula a partir de la entrada de la tensión proporcionada por el sensor de tensión o habilitado y por la tensión inyectada que se encuentra por encima del 50% de la VT. Si no se cumplen estos criterios, entonces la frecuencia del sistema se determina a partir de la corriente de la fase A del Devanado 1, la cual se encuentra por encima de 0,05x CT. Si la frecuencia aún no se puede calcular, entonces el valor 0,00 es presentado y la velocidad del muestreo es ajustada para frecuencia nominal establecida bajo S2 SYSTEM SETUP/ TRANSFORMER. Este mensaje muestra la velocidad de amortiguación de la frecuencia. Este valor real puede ser calculado únicamente si el valor de la frecuencia del sistema puede ser calculado.
6.3.5 CAMBIADOR DE DERIVACIONES
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales del Cambiador de Derivaciones. Para ver estos valores presione la tecla o para pasar a la sección siguiente presione la tecla .
Este mensaje muestra la posición real de la derivación. Si la detección de posición de la derivación se encuentra inhabilitada, se mostrará un n/a.
6 ESTADO ACTUAL DE LOS VALORES 6.3 A2 MEDICION
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 6-9
6
6.3.6 TENSIÓN
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de la tensión. Para ver estos valores presione la tecla o para pasar a la sección siguiente presione la tecla . Este mensaje muestra la tensión de línea a línea del sistema. Para entradas de tensión de fase-a neutro, esta pantalla se convierte a en su equivalente de línea a línea. Este mensaje muestra los voltios- por-Hz calculados.
Este mensaje muestra la magnitud y el ángulo de la tensión de fase de línea-a-neutro.
6.3.7 DEMANDA
El 745 mide la demanda de la corriente en cada fase para cada uno de los devanados monitorizados. Estos parámetros se pueden monitorizar para reducir así las multas de demanda del proveedor o para propósitos de medición estadísticos. La demanda se encuentra calculada en base al tipo de medida encontrada bajo S2 SYSTEM SETUP/ DEMAND METERING. Para cada cantidad, el 745 despliega la demanda sobre el intervalo de tiempo de demanda más reciente, la demanda máxima desde la última vez en que los datos fueron reiniciados, y la etiqueta de fecha y hora de este valor máximo.
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de la Demanda. Para ver estos valores presione la tecla o para pasar a la sección siguiente presione la tecla .
a) ELIMINAR LOS DATOS DE DEMANDA Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de los datos de Eliminación de la Demanda. Para ver estos valores presione la tecla o para pasar a la sección siguiente presione la tecla
Introduzca Yes para eliminar todos los datos máximos de la demanda.
Este mensaje muestra la fecha de la última vez en la que los datos de la demanda fueron eliminados. Si la fecha nunca ha sido programada, el mensaje mostrará la fecha del ‘Jan 01 1996’. Este mensaje muestra la hora en que los datos de la demanda fueron eliminados por última vez.
6.3 A2 MEDICION 6 VALORES REALES
6-10 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managemet
6
b) DEMANDA DE CORRIENTE
Los siguientes mensajes de valores reales se repiten para los devanados 1, 2 y 3.
Este mensaje indica el comienzo del valor real de la demanda de corriente del devanado 1 (2/3). Para ver estos valores reales presione la tecla o para avanzar a los valores de demanda de corriente del siguiente devanado presione la tecla de Este mensaje muestra la demanda de la corriente de la fase A del Devanado 1 (2/3).
Este mensaje muestra la demanda de la corriente de la fase B del Devanado 1 (2/3).
Este mensaje muestra la demanda de la corriente de la fase C del Devanado 1 (2/3).
Este mensaje muestra la máxima demanda de corriente del Devanado 1 (2/3) y la fase en la cual ocurrió desde que los datos de la demanda fueron reiniciados por última vez.
Este mensaje muestra la fecha en que la máxima demanda de la corriente en el Devanado 1 (2/3) fue detectada. Si la fecha nunca ha sido programada, este mensaje mostrará la fecha de Jan 01 1996’.
Este mensaje muestra la hora en que la máxima demanda de corriente en el Devanado 1 (2/3) fue detectada.
6.3.8 TEMPERATURA AMBIENTE
La temperatura ambiente es monitorizada a través de un RTD conectado al 745.
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de la Temperatura Ambiente. Para ver estos valores presione la tecla de o para pasar a la sección siguiente presione la tecla de .
Este mensaje muestra la temperatura ambiente medida.
6.3.9 PÉRDIDA DE VIDA
Este mensaje indica el comienzo de los valore reales de PÉRDIDA DE VIDA (LOSS OF LIFE). Para ver estos valores presione la tecla o para pasar a la sección siguiente presione la tecla de . Ésta es la temperatura computada del punto más caliente, basada en la temperatura ambiente y la carga mayor de la corriente del devanado.
El factor de desgaste del aislamiento se computa en base a la temperatura del punto más caliente.
Horas equivalentes totales de servicio del transformador.
6 ESTADO ACTUAL DE LOS VALORES 6.3 A2 MEDICION
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 6-11
6
6.3.10 ENTRADAS ANALÓGICAS
El 745 proporciona la capacidad de monitorizar cualquier cantidad externa a través de una entrada de corriente auxiliar llamada ‘ANALOG INPUT’ (ENTRADA ANALÓGICA).
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de entrada analógica. Para ver estos valores presione la tecla o para pasar al final de la página A2 presione la tecla de .
Este mensaje muestra el valor de escala de la entrada analógica, como se definió en los puntos de ajuste anotados arriba. En este mensaje, el nombre programado en S2 SYSTEM SETUP/ANALOG INPUT/ANALOG INPUT NAME se muestra en vez de ANALOG INPUT (nombre predefinido por la fábrica), y las unidades programadas en S2 SYSTEM SETUP/ANALOG INPUT/ANALOG INPUT UNITS se muestran en vez de µA (el cual es el valor predeterminado por la fábrica).
6.3.11 POTENCIA
El 745 calcula y despliega la potencia real, reactiva, y aparente así como el factor de potencia para todos los devanados disponibles que permiten que la detección de la tensión se encuentre habilitada. La potencia suministrada en el transformador de energía se señala como potencia de suministro y la potencia de salida del transformador se señala como potencia de carga.
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de potencia. Para ver estos valores presione la tecla de o para pasar al final de la página A2 presione la tecla de .
Los siguientes mensajes de los Valores Reales se repiten para los devanados 1, 2 y 3.
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de Potencia. Para ver estos valores presione la tecla o para pasar al final de la página A2 presione la tecla de .
Este mensaje muestra la potencia real para las 3 fases (en MW) del devanado 1(2/3) como suministro o carga.
Este mensaje muestra la potencia reactiva para las 3 fases (en Mvar) del devanado 1(2/3) suministro o carga.
Este mensaje muestra el total de potencia aparente para las 3 fases (en MVA) del devanado 1(2/3).
Este mensaje muestra el factor de potencia para las 3 fases (como avance o retardo) del devanado 1(2/3).
6.3 A2 MEDICION 6 VALORES REALES
6-12 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managemet
6
6.3.12 ENERGÍA
El 745 calcula y despliega los vatios/hora y los var/hora para las corrientes de suministro y las corrientes de carga para todos los devanados disponibles que permiten que la detección de la tensión se encuentre habilitada.
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de la Energía. Para ver estos valores presione la tecla de o para pasar al final de la página A2 presione la tecla de .
a) ELIMINAR DATOS DE ENERGÍA Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de Eliminación de Energía. Para ver estos valores presione la tecla de o para pasar a la sección siguiente presione .
Introduzca ‘Yes’ para eliminar todos los datos de energía.
Este mensaje muestra la fecha de la última vez en que los datos de energía fueron eliminados. Si la fecha nunca se ha programado, este mensaje mostrará ‘Jan 01 1996’ Este mensaje muestra el momento (hora) en que fueron eliminados por última vez los datos de energía.
b) ENERGÍA W1/W2/W3 Los siguientes mensajes de Valores Reales se repiten para los Devanados 1, 2 y 3.
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de Energía. Para ver de estos valores presione la tecla de o para pasar al final de la página A2 presione .
Este mensaje muestra el suministro en vatios/hora (en MWh) para el Devanado 1(2/3).
Este mensaje muestra la carga en vatios/hora (en MWh) para el Devanado 1(2/3).
Este mensaje muestra el suministro en var/horas (en MWh) para el Devanado 1(2/3).
Este mensaje muestra la carga en var/horas (en Mvarh) para el Devanado 1(2/3).
6 ESTADO ACTUAL DE LOS VALORES 6.4 A3 REGISTRADOR DE EVENTOS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 6-13
6
6.4.1 DESCRIPCIÓN
Esta es el encabezado para la página A3 EVENT RECORDER (Registrador de eventos) de los Valores Reales. Para ver estos valores presione la tecla
o para ir al encabezado de la página siguiente presione .
El relé 745 contiene un dispositivo de registro de eventos que funciona continuamente, capturando y guardando las condiciones presentes en los 128 eventos al momento en que estos ocurren, así como la hora y la fecha de cada evento.
6.4.2 REINICIO DE DATOS DE EVENTOS
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de la Eliminación de Datos de Eventos. Para ver estos valores presione la tecla o para pasar a la sección siguiente presione .
Introduzca “Yes” para limpiar todos los datos del registrador de eventos.
Rango: Inhabilitado/Logc Inpt 1(2-16) Asigne una entrada lógica que se utilizará para limpiar remotamente el registrador de eventos. Este mensaje muestra la fecha en que fue limpiado por última vez el registrador de eventos. Si la fecha nunca se ha programado, este mensaje mostrará ‘Jan 01 1996’
Este mensaje muestra la hora en que el contenido del registrador de eventos fue limpiado por última vez.
Este mensaje mostrará el número de veces que un evento ha ocurrido desde la última vez en que el registrador de eventos fue limpiado.
6.4.3 REGISTROS DE EVENTOS
El mensaje del encabezado para cada evento contiene dos elementos de información: el número del evento (números más altos denotan eventos más recientes) y la fecha del evento. Si el registro de eventos está vacío o si la fecha nunca se ha programado, se muestra Unavailable ("No disponible") en vez de una fecha. No se pueden almacenar más de 128 eventos al mismo tiempo.
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales para el Evento #001. Para ver estos valores presione la tecla o para pasar al siguiente registro secuencial de un evento presione . Después de que el evento más antiguo haya sido mostrado, presione la tecla de para pasar al final de la página A3. La fecha en la que ocurrió el evento se muestra como parte del mensaje. Este mensaje muestra la fecha en que ocurrió el evento. Si la fecha nunca se ha programado, este mensaje muestra "Unavailable".
Este mensaje muestra la hora en la que ocurrió el evento. Si el tiempo nunca se ha programado, este mensaje muestra "Unavailable".
Este mensaje consta de dos elementos de información: las fases que están implicadas en el evento (si es aplicable), y la causa del mismo, las cuales pueden ser cualquiera de las listadas en la Tabla 6 –1: TIPOS/CAUSAS DE LOS EVENTOS.
6.4 A3 REGISTRADOR DE EVENTOS 6 VALORES REALES
6-14 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managemet
6
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente y el ángulo para la fase A del devanado 1 al momento del evento.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente y el ángulo para la fase B del devanado 1 al momento del evento.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente y el ángulo para la fase C del devanado 1 al momento del evento.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente de tierra y el ángulo de fase para el devanado 1 al momento del evento.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente del segundo armónico para cada fase del devanado 1 en el momento del evento.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente del quinto armónico para cada fase del devanado 1 en el momento del evento.
Este mensaje muestra la magnitud de corriente y el ángulo para la fase A del devanado 2 en el momento del evento.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente y el ángulo de fase para la fase B del devanado 2 en el momento del evento.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente y el ángulo de fase para la fase C del devanado 2 en el momento del evento.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente de tierra y el ángulo de fase para el devanado 2 en el momento del evento.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente del segundo armónico para cada fase del devanado 2 en el momento del evento.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente del quinto armónico para cada fase del devanado 2 en el momento del evento.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente y el ángulo de fase para la fase A del devanado 3 en el momento del evento.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente y el ángulo de fase para la fase B del devanado 3 en el momento del evento.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente y el ángulo de fase para la fase C del devanado 3 en el momento del evento.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente de tierra y el ángulo de fase para el devanado 3 en el momento del evento.
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente del segundo armónico para cada fase del devanado 3 en el momento del evento.
6 ESTADO ACTUAL DE LOS VALORES 6.4 A3 REGISTRADOR DE EVENTOS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 6-15
6
Este mensaje muestra la magnitud de la corriente del quinto armónico para cada fase del devanado 3 en el momento del evento.
Este mensaje muestra la corriente diferencial para la fase A en el momento del evento.
Este mensaje muestra la corriente diferencial para la fase B en el momento del evento.
Este mensaje muestra la corriente diferencial para la fase C en el momento del evento.
Este mensaje muestra la corriente restringida para la fase A en el momento del evento.
Este mensaje muestra la corriente restringida para la fase B en el momento del evento.
Este mensaje muestra la corriente restringida para la fase C en el momento del evento.
Este mensaje muestra la frecuencia del sistema en el momento del evento.
Este mensaje muestra la velocidad de amortiguación de la frecuencia en el momento del evento.
Este mensaje muestra la posición del cambiador de derivaciones en el momento del evento.
Este mensaje muestra los voltios-por-Hz en el momento del evento.
Este mensaje muestra la temperatura ambiente en el momento del evento.
Este mensaje muestra la entrada analógica medida en el momento del evento.
6.4 A3 REGISTRADOR DE EVENTOS 6 VALORES REALES
6-16 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managemet
6
Tabla 6 –1: TIPOS/CAUSAS DE LOS EVENTOS PICKUP / OPERATE / DROPOUT Percent Differential Inst Differential W1 Phase Time OC W2 Phase Time OC W3 Phase Time OC W1 Phase Inst OC 1 W2 Phase Inst OC 1 W3 Phase Inst OC 1 W1 Phase Inst OC 2 W2 Phase Inst OC 2 W3 Phase Inst OC 2 W1 Neutral Time OC W2 Neutral Time OC W3 Neutral Time OC W1 Neutral Inst OC 1 W2 Neutral Inst OC 1 W3 Neutral Inst OC 1 W1 Neutral Inst OC 2 W2 Neutral Inst OC 2 W3 Neutral Inst OC 2 W1 Ground Time OC W2 Ground Time OC W3 Ground Time OC W1 Ground Inst OC 1 W2 Ground Inst OC 1 W3 Ground Inst OC 1 W1 Ground Inst OC 2 W2 Ground Inst OC 2 W3 Ground Inst OC 2 W1 Restd Gnd Fault W2 Restd Gnd Fault W3 Restd Gnd Fault W1 Neg Seq Time OC W2 Neg Seq Time OC W3 Neg Seq Time OC W1 Neg Seq Inst OC W2 Neg Seq Inst OC W3 Neg Seq Inst OC Underfrequency 1 Underfrequency 2 Frequency Decay 1 Frequency Decay 2 Frequency Decay 3 Frequency Decay 4 Overfrequency 5th Harmonic Level Volts-Per-Hertz 1 Volts-Per-Hertz 2 W1 THD Level W2 THD Level W3 THD Level W1 Harmonic Derating W2 Harmonic Derating W3 Harmonic Derating Analog Level 1 Analog Level 2 W1 Current Demand W2 Current Demand W3 Current Demand Transformer Overload ON / OFF Logic Input 1 Logic Input 2 Logic Input 3 Logic Input 4 Logic Input 5 Logic Input 6 Logic Input 7 Logic Input 8 Logic Input 9 Logic Input 10 Logic Input 11 Logic Input 12 Logic Input 13 Logic Input 14 Logic Input 15 Logic Input 16 Virtual Input 1 Virtual Input 2 Virtual Input 3 Virtual Input 4 Virtual Input 5 Virtual Input 6 Virtual Input 7 Virtual Input 8 Virtual Input 9 Virtual Input 10 Virtual Input 11 Virtual Input 12 Virtual Input 13 Virtual Input 14 Virtual Input 15 Virtual Input 16 Output Relay 1 Output Relay 2 Output Relay 3 Output Relay 4 Output Relay 5 Output Relay 6 Output Relay 7 Output Relay 8 Self-Test Relay Virtual Output 1 Virtual Output 2 Virtual Output 3 Virtual Output 4 Virtual Output 5 Setpoint Group 1 Setpoint Group 2 Setpoint Group 3 Setpoint Group 4 Test Mode Simulation Disabled Simulation Prefault Simulation Fault Simulation Playback Logic Input Reset Front Panel Reset Comm Port Reset Manual Trace Trigger Auto Trace Trigger Control Power Aging factor Limit Ambient Temperature Tap Changer failure ERROR! Logic Input Power Analog Output Power Unit Not Calibrated EEPROM Memory Real-Time Clock Battery Emulation Software Int. Temperature Flexlogic Equation DSP Processor Bad Xfmr Settings IRIG-B Signal Setpt Access Denied Ambnt temperature
Nota: El evento registrado para las Entradas Lógicas, las Salidas Virtuales y las Salidas del Relé mostrará el nombre programado de la entrada-salida.
6 ESTADO ACTUAL DE LOS VALORES 6.5 A4 INFORMACION DEL PRODUCTO
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 6-17
6
6.5.1 A4 DESCRIPCIÓN
Éste es el encabezado de la página A4 PRODUCT INFO (Inf. del Prod.) de Valores Actuales. Para ver estos valores presione , para completar el ciclo de regreso hacia el encabezado A1 presione .
Esta página de valores reales contiene información específica del producto. Esta información, lo cual incluye los códigos de revisión del hardware y del software así como las fechas de calibración, se encuentra disponible para el personal de servicio de GE Power Management.
6.5.2 SOPORTE TÉCNICO
Este mensaje indica el comienzo del valor real para la Revisión de los Códigos. Para ver estos valores presione o para pasar a la sección siguiente presione .
Este mensaje muestra la dirección del fabricante.
Este mensaje muestra la dirección del fabricante.
Este mensaje muestra el número de teléfono y de fax del fabricante
Este mensaje muestra la dirección de Internet del fabricante
6.5.3 CÓDIGOS DE REVISIÓN
Este mensaje indica el comienzo del valor real de los Códigos de Revisión. Para ver estos valores presione o para pasar a la sección siguiente presione .
Este mensaje muestra el nombre del producto.
Este mensaje muestra la revisión del hardware del relé.
Este mensaje muestra la revisión del software del relé.
Este mensaje muestra el número de revisión del arranque del software.
Este mensaje muestra el número de versión del relé, indicando cualquier número de modificación especial.
Este mensaje muestra el código de orden del relé y, y por lo tanto, de las opciones instaladas.
6.5 A4 INFORMACION DEL PRODUCTO 6 VALORES REALES
6-18 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managemet
6
El número de serie del producto es un valor alfanumérico de ocho dígitos.
El mensaje muestra la fecha en la que el relé fue manufacturado.
6.5.4 CALIBRACIÓN
Este mensaje indica el comienzo de los valores reales de la Calibración. Para ver estos valores presione o la de para pasar al final de la página A4 presione .
Este mensaje muestra la fecha en la que el relé fue calibrado por primera vez.
Este mensaje muestra la fecha más reciente posible en la que el relé fue calibrado.
6 ESTADO ACTUAL DE LOS VALORES 6.6 MENSAJES DEL OBJETIVO/BOTÓN
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 6-19
6
6.6.1 DESCRIPCIÓN
Los mensajes del objetivo se muestran cuando se activa cualquier protección, u objetivo de autoprueba. Los mensajes contienen información sobre el tipo de objetivos activos, y se muestran en una fila independiente de las estructuras del punto de ajuste y del mensaje del valor real.
Cuando cualquier objetivo se encuentra activo, el indicador de MESSAGE se encenderá, y el primer mensaje en fila se desplegara automáticamente. Se puede avanzar a través de la fila de mensajes del objetivo presionando la tecla de .
Si no se presiona ninguna tecla, el siguiente mensaje del objetivo en fila se desplegará después de un retraso de cuatro segundos. Este procedimiento se repite continuamente de forma cíclica a través de la fila de mensajes objetivo.
Mientras que haya por lo menos un mensaje en fila, el indicador de MESSAGE permanecerá encendido. Si se presiona cualquier tecla; a excepción de se regresará a la pantalla del mensaje del punto de ajuste o del valor real anterior. La tecla puede ser presionada en cualquiera de los momentos en el que el indicador de MESSAGE se encuentre encendido, con el fin de desplegar la fila de mensajes del objetivo.
Si se presiona la tecla NEXT cuando no haya mensajes del objetivo en fila, todos los LEDs del panel delantero se encenderán e iluminarán el mensaje parpadeante.
aparecerá. Un típico mensaje activo del objetivo se vera de la siguiente forma:
y consiste en tres componentes que se arreglan del siguiente modo:
el < STATUS > (Estatus) será indicado por PICKUP (DETECCIÓN), OPERATE (OPERACIÓN) o LATCHED (ENCLAVAMIENTO)
• DETECCIÓN: Indica que la condición de la falla que se requiere para activar el elemento de protección ha sido detectada por el 745 pero no ha permanecido por un tiempo suficientemente largo para ocasionar que el relé active su función de protección.
• OPERACIÓN: Indica que el elemento de protección ha sido activado.
• ENCLAVAMIENTO: Indica que el elemento de protección está (o estuvo) activado. Esta pantalla permanecerá aun si se remueven las condiciones que provocaron la activación del elemento.
• <PHASE> es la fase(s) que se asocia al elemento (donde sea aplicable).
Los mensajes de los objetivos ENCLAVADOS (LATCHED) continúan en la fila hasta que el relé es reiniciado. Los mensajes de los objetivos de DETECCIÓN y OPERACIÓN permanecerán en la fila mientras que la condición que activa el objetivo se encuentre presente.
Además, los mensajes de los objetivos ENCLAVADOS serán eliminados automáticamente si una semana pasa sin que haya ningún cambio en el estado de los mensajes del objetivo y las condiciones que activaron la pantalla de mensajes ENCLAVADOS originalmente ya no se encuentran presentes.
6.6 MENSAJES DEL OBJETIVO/BOTÓN 6 VALORES REALES
6-20 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managemet
6
La línea de la parte inferior de la pantalla (es decir, < CAUSE >) será el nombre del elemento que ha sido activado. A continuación presentamos los elementos disponibles en el 745 (y que pueden aparecer en una pantalla objetivo activo ).
Tabla 6 –2: 745 ELEMENTOS DE PROTECCIÓN Percent Differentl Inst Differential W1 Phase Time OC W2 Phase Time OC W3 Phase Time OC W1 Phase Inst OC 1 W2 Phase Inst OC 1 W3 Phase Inst OC 1 W1 Phase Inst OC 2 W2 Phase Inst OC 2 W3 Phase Inst OC 2 W1 Ntrl Time OC W2 Ntrl Time OC W3 Ntrl Time OC W1 Ntrl Inst OC 1 W2 Ntrl Inst OC 1 W3 Ntrl Inst OC 1 W1 Ntrl Inst OC 2 W2 Ntrl Inst OC 2 W3 Ntrl Inst OC 2 W1 Gnd Time OC W2 Gnd Time OC W3 Gnd Time OC W1 Gnd Inst OC 1 W2 Gnd Inst OC 1 W3 Gnd Inst OC 1 W1 Gnd Inst OC 2 W2 Gnd Inst OC 2 W3 Gnd Inst OC 2 W1 Rest Gnd Fault W2 Rest Gnd Fault W3 Rest Gnd Fault W1 Neg Seq Time OC W2 Neg Seq Time OC W3 Neg Seq Time OC W1 Neg Seq Inst OC W2 Neg Seq Inst OC W3 Neg Seq Inst OC Underfrequency 1 Underfrequency 2 Freq Decay Rate 1 Freq Decay Rate 2 Freq Decay Rate 3 Freq Decay Rate 4 Overfrequency 5th Harmonic Level Volts-per-hertz 1 Volts-per-hertz 2 W1 THD Level W2 THD Level W3 THD Level W1 Harmonic Derating W2 Harmonic Derating W3 Harmonic Derating Analog Level 1 Analog Level 2 W1 Current Demand W2 Current Demand W3 Current Demand Xformer Overload Logic Input 1 Logic Input 2 Logic Input 3 Logic Input 4 Logic Input 5 Logic Input 6 Logic Input 7 Logic Input 8 Logic Input 9 Logic Input 10 Logic Input 11 Logic Input 12 Logic Input 13 Logic Input 14 Logic Input 15 Logic Input 16 Virtual Input 1 Virtual Input 2 Virtual Input 3 Virtual Input 4 Virtual Input 5 Virtual Input 6 Virtual Input 7 Virtual Input 8 Virtual Input 9 Virtual Input 10 Virtual Input 11 Virtual Input 12 Virtual Input 13 Virtual Input 14 Virtual Input 15 Virtual Input 16
El evento registrado desplegado para las entradas Lógicas y las entradas virtuales mostrará el nombre programado de la entrada-salida. Una pantalla activa del objetivo puede también ser generado como resultado de un error de autoprueba. Cuando ocurre esto, el mensaje se vera como a continuación:
El < ERROR > en las pantallas podrá ser cualquiera de los siguientes: Logic Power Out Analog Output Emulation Software Real-Time Clock Battery Bad Xfmr Settings Flexlogic Eqn DSP Processor EEPROM Memory Access Denied Not Calibrated Int. Temperature IRIG-B Signal
Para más detalles acerca de estos errores, refiérase a la Sección 6.7: ERRORES DE AUTOPRUEBA.
También, hay un mensaje adicional que puede aparecer como mensaje del objetivo como el que sigue:
Este mensaje será puesto en la fila de mensajes del objetivo siempre que los puntos de ajuste S1 745 SETUP/INSTALLATION/745 SETPOINTS han sido puestos en Not Programmed (No Programado). Esto sirve como advertencia de que el relé no se ha sido programado para la instalación y por lo tanto no se encuentra en servicio.
6 ESTADO ACTUAL DE LOS VALORES 6.7 ERRORES DE AUTOPRUEBA
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 6-21
6
6.7.1 DESCRIPCIÓN
El 745 realiza el autodiagnóstico durante la inicialización (después que se energizo), y continuamente después de eso (en un tarea de fondo). Las pruebas aseguran que cada unidad del hardware se encuentre funcionando correctamente.
PRECAUCIÓN
CUALQUIER ERROR DE AUTOPRUEBA INDICA UN PROBLEMA SERIO QUE REQUIERE SERVICIO.
6.7.2 ERRORES DE AUTOPRUEBA IMPORTANTES
Al detectar un error de autoprueba importante, el 745:
• inhabilita todas las funciones de protección
• prende el indicador ERROR AUTOPRUEBA del panel delantero
• apaga el indicador EN SERVICIO en el panel delantero
• desenergiza todos los relés de salida, incluyendo el relé DE AUTOPRUEBA
• indica la falla insertando el mensaje apropiado en la fila de mensajes del objetivo
• registra la falla en el REGISTRADOR DE EVENTOS
6.7.3 ERRORES DE AUTOPRUEBA DE MENOR IMPORTANCIA
Al detectar un error de autoprueba de menor importancia, el 745:
• prende el indicador ERROR AUTOPRUEBA del panel delantero
• des-energiza el relé DE AUTOPRUEBA
• indica la falla insertando el mensaje apropiado en la fila de mensajes del objetivo
• registra la falla en el REGISTRADOR DE EVENTOS
Todas las condiciones listadas en la Tabla 6 –3: INTERPRETACIÓN DEL ERROR DE AUTOPRUEBA generan un mensaje del objetivo.
6.7 ERRORES DE AUTOPRUEBA 6 VALORES REALES
6-22 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managemet
6
Tabla 6 –3: INTERPRETACIÓN DE ERRORES DE AUTOPRUEBA
MENSAJE SEVERIDAD CAUSA EEPROM Memory de mayor
importancia Este error es causado por la detección de datos corruptos en la memoria del 745 que no se pueden corregir automáticamente. Los errores que se puedan corregir automáticamente no son indicados. Cualquier función del 745 es susceptible a no funcionar correctamente debido a esta falla.
Flexlogic Eqn de mayor importancia
Este error surge cuando se detecta un error en FlexLogic. Ningún elemento del 745 que sea controlado por FlexLogic funcionará cuando ocurra esta falla. Programar adecuadamente las ecuaciones de FlexLogic eliminarán este error.
Procesador DSP de mayor importancia
Este error surge cuando las comunicaciones con el procesador interno de la señal numérica se pierden. La mayor parte de la capacidad de monitorización del 745 (incluyendo todas las mediciones de la corriente) se perderá cuando ocurra esta falla.
Bod Xfmr Settings de mayor importancia
Este error ocurre cuando el 745 determina que la configuración programada del transformador a través de los puntos de ajuste no corresponde a los de un sistema físico realista.
Logic Power Out de menor importancia
Este error es causado por la falla de alimentación de +32VDC utilizada en los contactos secos de potencia de las entradas lógicas. Las entradas lógicas que usan la potencia interna son afectadas por esta falla. Esto se puede ser causado por una conexión externa que corta esta alimentación de energía a tierra.
Analog Output de menor importancia
Este error es causado por una falla de la alimentación de +32VDC usada en las salidas analógicas de potencia. Las corrientes analógicas de salida se ven afectadas por esta falla.
Not Calibrated de menor importancia
Este mensaje de error aparece cuando el 745 determina que no ha sido calibrado. Aunque el relé es completamente funcional, la precisión de los valores de entrada medidos (e.g. corrientes y líneas de tensión) así como las salidas generadas (e.g. salidas analógicas) probablemente no se encuentren dentro de los valores especificados para el relé.
Real-Time Clock de menor importancia
Se causa este error cuando el 745 detecta que el reloj en tiempo real no esta funcionando. Bajo esta condición, el 745 no podrá mantener la hora y la fecha actual. Esto ocurriría normalmente si la potencia de reserva de la batería del reloj se pierde y la potencia de control se elimina del 745. Incluso si se restablece la potencia de control, el reloj no funcionará hasta que la hora y/o la fecha se programen a través de S1 745 SETUP/ CLOCK
Battery de menor importancia
Este error es causado por la pérdida de potencia de la batería del reloj en tiempo real. Se pierde la capacidad del 745 de mantener la fecha y hora actual sin la potencia de control.
Emulation Software de menor importancia
Este error es causado por el software de desarrollo que se encuentra cargando en el relé.
Int Temperature de menor importancia
Este error es causado por la detección de temperaturas bajas (menor que -40°C) o altas (mayor que +85°C) que no son aceptables dentro de la unidad.
IRIG-B Failure de menor importancia
Este error es causado cuando el tipo de señal seleccionado de IRIG-B no es igual al código del formato que esta siendo inyectado en las terminales de IRIG-B.
Access Denied de menor importancia
Se produce este error cuando la contraseña se introduce incorrectamente tres veces seguidas en el panel delantero o cualquier de los puertos de comunicación. Este error puede ser removido introduciendo la contraseña correcta
Ambnt temperature de menor importancia
Este error se ocasiona cuando la temperatura ambiente se encuentra fuera de rango.(–50ºC a 250ºC inclusivo).
6 ESTADO ACTUAL DE LOS VALORES 6.8 MENSAJES INTERMITENTES
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 6-23
6
6.8.1 DESCRIPCIÓN
Los mensajes intermitentes son mensajes de advertencia, error o de información general que se despliegan en respuesta a alguna tecla presionada. El tiempo de permanencia de estos mensajes en pantalla puede ser programado en S1 745 SETUP/PREFERENCES/INTERMITENTE MESSAGE TIME. El tiempo predeterminado del mensaje intermitente de fábrica es de 4 segundos.
Este mensaje intermitente es mostrado después de presionar la tecla cuando se encuentre en un mensaje de un punto de ajuste con valor numérico. El valor editado tuvo que ser ajustado al múltiplo más cercano del valor del incremento antes de que este se almacene. Este mensaje intermitente se despliega en respuesta a la ejecución de un comando durante un mensaje de comando. Introduciendo Yes en un mensaje de comando, desplegará el mensaje de ARE YOU SURE?. Introduciendo otra vez Yes realizará el comando solicitado, y mostrará este mensaje intermitente. Este mensaje intermitente es desplegado cuando se presiona la tecla decimal, seguida dos veces por la tecla , en cualquiera de los puntos de ajuste, o en los valores reales del mensaje a excepción de aquellos que se encuentren en S1 SETUP/DEFAULT MESSAGE Este mensaje intermitente se muestra en respuesta del presionar la tecla decimal, seguida dos veces por , en cualquiera de los mensajes predeterminados seleccionados en el subgrupo S1 745 SETUP/DEFAULT MESSAGES. Este mensaje intermitente se muestra cuando una contraseña es introducida incorrectamente, mientras se intenta habilitar o inhabilitar el punto de ajuste. También se muestra cuando se intenta actualizar una opción sin la contraseña adecuada. Este mensaje intermitente es desplegado mientras se cambia el código de entrada desde el mensaje de comando S1 745 SETUP/PASSCODE/CHANGE PASSCODE. Si el código de entrada introducido en el mensaje de petición PLEASE REENTER NEW PASSCODE es diferente del introducido en PLEASE ENTER A NEW PASSCODE, entonces el 745 no almacenará el código de entrada introducido, y desplegara este mensaje. Este mensaje intermitente se muestra bajo ciertas condiciones cuando se intenta asignar funciones de entrada lógicas debajo de S3 LOGIC INPUTS. Solo las funciones de Disabled y To FlexLogic pueden ser asignadas a más de una salida lógica. Si se hace el intento de asignar cualquier otra función a una entrada lógica cuando esta ya ha sido asignada a otra, la asignación no tomara lugar y este mensaje se desplegara.
Este mensaje intermitente se muestra cuando se presiona la tecla de T mientras que el 745 se encuentre en modo REMOTE. El 745 se debe poner en modo LOCAL para que esta tecla sea operacional.
Este mensaje intermitente se muestra cuando se cambia el código de entrada programado del punto de ajuste S1 745 SETUP/PASSCODE/CHANGE PASSCODE. Las instrucciones para cambiar el código de entrada fueron seguidas correctamente, y el nuevo código se guarda tal como fue introducida.
Este mensaje intermitente se muestra cuando se presiona mientras que se edita cualquier mensaje de punto de ajuste. El valor editado se guardó tal como fue introducido.
Este mensaje intermitente se muestra cuando se presiona , mientras que el indicador de MESSAGE se encuentre apagado. No hay condiciones activas para mostrar en la fila de mensajes de objetivo.
6.8 MENSAJES INTERMITENTES 6 VALORES REALES
6-24 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managemet
6
Este mensaje intermitente se muestra cuando se presiona mientras que se encuentre en un mensaje del punto de ajuste con un valor numérico. El valor editado era menor que el mínimo o mayor que el valor máximo aceptable para este punto de ajuste y, consecuentemente, no fue guardado.
Este mensaje intermitente se muestra mientras se cambia la contraseña del punto de ajuste S1 745 SETUP/PASSCODE/CHANGE PASSCODE. Se intento cambiar el código de entrada 0 cuando ya se encontraba en 0.
Este mensaje intermitente se muestra por 5 segundos cuando se presiona la tecla decimal seguida de la tecla mientras que se encuentren desplegados cualquier punto de ajuste o mensaje de valor real excepto por los puntos de ajuste S1 745 SETUP/DEFAULT MESSAGES/SELECTED/DEFAULTS. El presionar nuevamente mientras que se muestra este mensaje, agrega el punto de ajuste o mensaje de valor real a la lista predeterminada. Este mensaje intermitente se muestra cuando se presiona la tecla o VALUE
mientras que se encuentre en un mensaje del punto de ajuste con un valor de entrada de texto. La tecla ENTER debe ser presionada primero para comenzar la edición. Este mensaje intermitente se muestra por 5 segundos cuando se presiona la tecla decimal seguida de mientras que se encuentren los mensajes seleccionados predeterminadamente en S1 745 SETUP/DEFAULT MESSAGES/SELECTED DEFAULTS. Si se presiona nuevamente mientras que este mensaje se encuentre desplegado, eliminara el mensaje predeterminado de la lista. Este mensaje intermitente se muestra cuando se presiona cualquier tecla que no tenga ningún significado en el contexto actual. Este mensaje intermitente se muestra cuando se presiona en el momento en que el relé se encuentra en modo local. Todos los objetivos activos para los cuales la condición de activación no se encuentre presente serán eliminados. Este mensaje intermitente se muestra cuando se presiona mientras que se encuentre en cualquier mensaje del punto de ajuste. El acceso al punto de ajuste se encuentra restringido porque la contraseña programada no se ha introducida para permitir el acceso. Este mensaje intermitente se muestra cuando se presiona mientras que se encuentre en cualquier mensaje del punto de ajuste. El acceso del punto de ajuste se encuentra restringido porque las terminales de acceso del punto de ajuste no han sido conectadas. Este mensaje intermitente se muestra cuando se introduce el código de entrada programado en el punto de ajuste S1 745 SETUP/PASSCODE/ALLOW SETPOINT WRITE ACCESS. El comando que permite el acceso para escribir en los puntos de ajuste ha sido ejecutado con éxito y estos pueden ser cambiados e introducidos. Este mensaje intermitente se muestra cuando se introduce correctamente el código de entrada programado en S1 745 SETUP/PASSCODE/RESTRICT SETPOINT WRITE?. El comando para restringir el acceso a los puntos de ajuste ha sido ejecutado con éxito y los puntos de ajuste no pueden ser cambiados. Este mensaje intermitente se muestra cuando se hace el intento de aumentar las opciones instaladas y el 745 detecta un número de serie inválido. Este mensaje intermitente se muestra cuando el intento de actualización fue exitosa.
7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE 7 ESQUEMA LÓGICO
GE Power Management 745 Transformador Management Relay 7-1
7
7.
7.1.1 DESCRIPCIÓN
El manual de instrucción del 745 proporciona las descripciones completas de la operación de cada característica en el relé en el Capítulo 5 PROGRAMACION en la forma de descripciones escritas. Este capítulo proporciona los diagramas de bloque para cada característica. Estos diagramas son diagramas de secuencia lógica que ilustran cómo cada punto de ajuste, parámetro de entrada, y lógica interna se utilizan en una característica para obtener una salida.
7.1.2 PUNTOS DE AJUSTE
• mostrados como bloque con el encabezado de ‘SET POINT’ (PUNTO DE AJUSTE)
• la localización de los puntos de ajuste es indicada por la ' trayectoria ' (‘Path’), en el encabezado del diagrama
• el texto exacto del mensaje desplegado del punto de ajuste identifica el punto de ajuste
• las principales selecciones funcionales del punto de ajuste se listan abajo del nombre y se incorpora en la lógica
7.1.3 UNIDADES DE MEDICION
• mostradas como bloque con el recuadro etiquetado "RUN" (OPERACIÓN)
• el punto de ajuste de captación o de caída asociado se muestra directamente arriba
• la operación del detector es controlada por la lógica que introduce el recuadro de ‘RUN’
• la relación entre el punto de ajuste y el parámetro de entrada es indicada por simples símbolos matemáticos: '<' (menor que), '>' (mayor que), etc.
7.1.4 TIEMPOS DE RETARDO
• mostrados como bloque con el símbolo esquemático siguiente:
• El retardo antes de la captación es indicado por t PKP y el retardo después de la caída es indicado por tDO
• si el retardo antes de la captación es ajustable, el punto de ajuste de caída asociado se muestra directamente arriba, y el símbolo esquemático indica que tPKP = DELAY.
7.1.5 INDICADORES DE LED
• mostrados con el símbolo esquemático siguiente: ⊗
• el texto exacto de las etiquetas del panel delantero identifican el indicador 7.1.6 LÓGICA
• descrito usando las puertas básicas de ‘AND’ y ‘OR’ (‘Y’ y ‘O’)
El resto de este capítulo ilustra los diagramas de bloque para cada característica.
RETRASO
7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE 7 ESQUEMA LÓGICO
7-2 745 Relé de Administración del Transforamdor GE Power Management
7
7.2.1 Esquema Lógico Diferencial
FIGURA 7 –1: ESQUEMA LÓGICO DEL DIFERENCIAL-DIFERENCIAL DE PORCENTAJE
PUN
TO D
E AJUSTE
FUN
CIÓ
N D
E D
ISMIN
UC
IÓN
NO
MIN
AL:
INH
ABILITADO
HABILITAD
O
VALOR
ES ACTU
ALES
CO
RR
IENTES D
E FASE W
1:
Fase
Fase
Fase
PUN
TO D
E AJUSTE
BLOQ
UE D
E DISM
INU
CIÓ
N
NO
MIN
AL:
INH
ABILITADO
<Entrada-Salida x>
De <Entrada-Salida X>
Acertado/Operado
De las H
OJAS 2/3/5
Inhibición Amónica Fase
Inhibición Energización Fase Inhibición 5to Arm
ónico Fase Inhibición Am
ónica Fase Inhibición Activación Fase Inhibición 5to Arm
ónico Fase Inhibición Am
ónica Fase Inhibición Activación Fase Inhibición 5to Arm
ónico Fase O
O
O
O
Y
Y
Y
Y
Y
Y
Y
PUN
TO D
E AJUSTE
CAPTAC
IÒN
DIFER
ENC
IADA
POR
CEN
TUAL:
PEND
IENTE D
IFEREN
CIAD
A PO
RC
ENTU
AL:
KNEEPIO
NT D
IFEREN
CIAD
A PO
RC
ENTU
AL:
PEND
IENTE D
IFEREN
CIAD
A PO
RC
ENTU
AL
CO
RR
E
CO
RR
E
CO
RR
E
DIFER
ENC
IAL BLO
QU
EADO
FLEXILOG
IC
Porcentaje Diff PKP
Porcentaje Diff O
P
DiIFER
ENC
IAL 745 (H
OJA 1/5)
TRAYEC
TOR
IA: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / DIFER
ENC
IAL / POR
CEN
TAJE DIFER
ENC
IAL
7 ESQUEMA LÓGICO 7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 7-3
7
FIGURA 7 –2 ESQUEMA LÓGICO DEL DIFERENCIAL: INHIBICIÓN DEL 5TO ARMÓNICO
PUN
TO D
E AJUSTE
FUN
CIÓ
N D
E INH
IBICIÒ
N
ARM
ON
ICA
Inhabilitado
Habilitado
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / DIFER
ENC
IAL / INIH
IBICIÒ
N AR
MO
NIC
A
PUN
TO D
E AJUSTE
FUN
CIÓ
N D
E INH
IBICIÒ
N
ARM
ON
ICA
PUN
TO D
E AJUSTE
Inhabilitado
habilitado
PRO
MED
IO AR
MO
NIC
O:
PUN
TO D
E AJUSTE
NIVEL D
E HIN
IBICIÒ
N
ARM
ON
ICO
CO
RR
E
CO
RR
E
CO
RR
E
CO
RR
E
NIVEL
NIVEL
NIVEL
NIVEL
Y
Y
Y
Y
HO
JAS DE LA 1 A LA 5
El armónico de la Fase A
El armónico de la Fase B
El armónico de la Fase C
DIFER
ENC
IAL 745 (H
OJAS 2/5)
7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE 7 ESQUEMA LÓGICO
7-4 745 Relé de Administración del Transforamdor GE Power Management
7
FIGURA 7 –3: ESQUEMA LÓGICO DEL DIFERENCIAL-INHIBICIÓN DE LA ENERGIZACION
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÓ
N D
E INH
IBICIÒ
N
ARM
ÓN
ICA
Inhabilitado
Habilitado
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / DIFER
ENC
IAL / ACTIVAC
IÒN
INIH
IBIDA
PUN
TO D
E AJU
STE
ACTIVAC
IÓN
DE LO
S PAR
ÁMETR
OS D
E INH
IBICIÒ
N
PUN
TO D
E AJU
STE
Inhabilitado
Habilitado
PRO
MED
IO AR
MÓ
NIC
O:
PUN
TO D
E AJU
STE
NIVEL D
E INH
IBICIÒ
N D
E AC
TIVACIÒ
N
CO
RR
E
NIVEL
NIVEL
NIVEL
NIVEL
Y
HO
JAS DE LA 1 A LA 5
Inhibición de Atcivación Fase A Inhibición de Activación Fase B Inhibición de Activación Fase C
De la H
OJA 4 de 5
Permita el Esquem
a de Activación
Y
Y
Y
CO
RR
E
CO
RR
E
CO
RR
E
DIFER
ENC
IAL 745 (H
OJAS (3/5)
7 ESQUEMA LÓGICO 7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 7-5
7
FIGURA 7 –4 ESQUEMA LÓGICO DEL DIFERENCIAL - INHIBICIÓN DE LA ENERGIZACION
PUN
TO D
E AJU
STE
SEÑAL D
E PARALL XFM
R
BRKR
CLS
Inhabilitado
<Entrada Lógica X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / DIFER
ENC
IAL / INH
IBICIÓ
N D
E ACTIVAC
IÓN
PUN
TO D
E AJU
STE
CO
RR
IENTE M
ÍNIM
A DE
ACTIVAC
IÒN
:
PUN
TO D
E AJU
STE
Inhabilitado
SEÑAL D
E INTER
RU
PTOR
ES ABIER
TOS
PUN
TO D
E AJU
STE
TENSIÓ
N M
ÍNIM
A DE
ACTIVAC
IÒN
C
OR
RE
Y
EL TRASFO
RM
ADO
R SE
DESER
GISA
Para la HO
JA 3 de 5
Permita el Esquem
a de Energización
Y
Y
Y
de <Entrada Lógica X>
<Entrada Lógica X>
<Entrada Lógica X>
Afirmado
Afirmado fase
fase
fase
fase
fase
fase
fase
VALOR
ES ACTU
ALES
CC
OR
RIEN
TE DE FASE
W1/2/3 fase
fase
PUN
TO D
E AJU
STE
MÍN
IMO
MÍN
IMO
MÍN
IMO
MÍN
IMO
MÍN
IMO
MÍN
IMO
MÍN
IMO
MÍN
IMO
MÍN
IMO
PUN
TO D
E AJU
STE
ACTIVAC
IÓN
QU
E SE D
ETECTA PO
R C
OR
RIEN
TE
ACTIVAC
IÓN
QU
E SE D
ETECTA PO
R TEN
SION
TENSIÓ
N D
EL SISTEMA
VALOR
ES ACTU
ALES
Inhabilitado
Habilitado
Inhabilitado
Habilitado
Y
Y
Y
O
O
O
PUN
TO D
E AJU
STE
DU
RAC
IÓN
DE LA IN
HIBIC
IÓN
D
E LA ACTIVAC
IÓN
DIFER
ENC
IAL 745 (H
OJA 4/5)
7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE 7 ESQUEMA LÓGICO
7-6 745 Relé de Administración del Transforamdor GE Power Management
7
FIGURA 7–5: ESQUEMA LÓGICO DEL DIFERENCIAL - INHIBICION DEL 5TO ARMÓNICO
PUN
TO D
E AJU
STE
Inhabilitado
PUN
TO D
E AJU
STE
PRO
MED
IO AR
MÓ
NIC
O
Y
A la HO
JA 1 de 5
corre
promedio
fase
VALOR
ES ACTU
ALES
5to CO
RR
IENTES D
E FASE AR
MÓ
NIC
A:
fase
fase
PUN
TO D
E AJU
STE
NIVEL
NIVEL
NIVEL
NIVEL
DIFER
REN
CIAL 745
(HO
JA 5/5)
Habilitado
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / DIFER
ENC
IAL / FUN
CIÓ
N D
E INH
IBICIÓ
N D
EL 5to ARM
ÓN
ICO
Inhabilitado
Habilitado
FUN
CIÓ
N D
E INH
IBICIÓ
N
DEL 5to AR
MO
NIC
O
corre
corre
corre
Inhibición del 5to Armónico Fase A
Inhibición del 5to Armónico Fase B
Inhibición del 5to Armónico Fase C
7 ESQUEMA LÓGICO 7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 7-7
7
FIGURA 7–6: ESQUEMA LÓGICO DEL DIFERENCIAL INSTANTÁNEO
PUN
TO D
E AJU
STE
CAPTAC
IÓN
DE D
IFERN
CIAL
INSTAN
T.:
Inhabilitado
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UES D
E DIFER
ENC
IAL IN
SANT.:
Y
corre
( fase C)
VALOR
ES ACTU
ALES
CO
RR
IENTES D
IFERN
ETES D
E FASES:
( fase A)
( fase B)
PUN
TO D
E AJU
STE CAPTAC
IÓN
Inst. Dif. C
apt.
CAPTAC
IÓN
CAPTAC
IÓN
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / DIFER
ENC
IAL INSTAN
T.
Inhabilitado
Habilitado
FUN
CIÓ
N D
EL DIFER
ENC
IAL IN
STAN.:
corre
corre
O
Y
de <Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funciono
FLEXILOG
IC
Inst. Dif. O
P
DIFER
ENC
IAL IN
STNSTAN
EO 745
7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE 7 ESQUEMA LÓGICO
7-8 745 Relé de Administración del Transforamdor GE Power Management
7
7,2,2 ESQUEMA de LÓGICA DE LA SOBREINTENSIDAD DE CORRIENTE
FIGURA 7 –7: ESQUEMA LÓGICO DE LA S/C DEL TIEMPO DE FASE
PUN
TO D
E AJU
STE
CAPTAC
IÓN
DE TIEM
PO O
C
DE FASE W
1:
Inhabilitado
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UE D
E TIEMPO
OC
DE
FASE W1:
Y
corre
( fase C)
VALOR
ES ACTU
ALES
FACTO
R Q
UE R
EDU
CE LA
CAPAC
IDAD
NO
MIAL
ARM
ÇÓ
NIC
A:
( fase A)
( fase B)
PUN
TO D
E AJU
STE
Ajuste de Captación a IPKP
= CAPTAC
IÓN
X k1CF
Tiempo de C
apt. De W
1Phs
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / FASE OC
/ TIEMPO
OC
DE LA FASE W
1.
Inhabilitado
Habilitado
CO
RR
IENTE Q
UE R
EDU
CE LA
FASE NO
MIN
AL ARM
ÓN
ICA:
corre
corre
O
Y
de <Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funcionando
>
FLEXILOG
IC
Tiempo del Sistem
a OP. W
1 Phs
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÓ
N D
EL TIEMPO
OC
D
E LA FASE W1:
Inhabilitado
Habilitado
VALOR
ES ACTU
ALES
CO
RR
IENTE D
E LA FASE w1:
Y
Y
TIEMPO
DE FASE W
1 R
EAJUSTE:
CAPTAC
IÓN
DE TIEM
PO O
C
DE M
UTIPLIC
ADO
R W
1:
CAPTAC
IÓN
DE TIEM
PO O
C
DE FO
RM
A W1:
O
FLEXILOG
IC
corre
TIEMPO
OC
DE 745
FASES
Captación
Captación
Captación
7 ESQUEMA LÓGICO 7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 7-9
7
FIGURA 7 –8: ESQUEMA LÓGICO 1 DE LA S/C INSTANTÁNEA DE FASE
PUN
TO D
E AJU
STE
RETR
ASO EN
OC
INSTAN
T. D
E LA FASE W1:
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UE IN
STANT. O
C 1 D
E LA FASE W
1:
Y
corre
( fase C)
se aplica igual a las ventanas 2 y 3
( fase A)
( fase B)
PUN
TO D
E AJU
STE
Inst. 1 de W1 Fases de Sist. O
P
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / FASE OC
/ OC
INSTAN
T. 1 DE FASE W
1
Inhabilitado
CAPTAC
IÓN
INSTSAN
T. OC
D
E LA FASE W1
corre
corre
Y
De <Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funcionando
FLEXILOG
IC
Inst. 1 de W1 de Fases de Sist. O
P
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÓ
N IN
STANT. 1 D
E FASE W
1:
Inhabilitado
Habilitado
VALOR
ES ACTU
ALES
CO
RR
IENTE D
E FASE W1:
Y
Y
O
FLEXILOG
IC
CAPTAC
IÓN
CAPTAC
IÓN
CAPTAC
IÓN
RETR
ASO
OC
INSTAN
T. DE
FASES DEL 745
7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE 7 ESQUEMA LÓGICO
7-10 745 Relé de Administración del Transforamdor GE Power Management
7
FIGURA 7–9: ESQUEMA LÓGICO 2 DE LA S/C INST. DE FASE
PUN
TO D
E AJU
STE
RETR
ASO EN
OC
INSTAN
T. D
E LA FASE W1:
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UEO
S OC
3 INSTAN
T DE
LA FASE W1:
Y
corre
( fase C)
se aplica igual a las ventanas 2 y 3
( fase A)
( fase B)
PUN
TO D
E AJU
STE
Instan. 2 de W2 Fase de Sist. O
P
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / FASE OC
/ OC
2 INSTAN
T DE FASE W
1
Inhabilitado
CAPTAC
IÓN
INSTSAN
T. OC
D
E LA FASE W1
corre
corre
Y
<Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funcionando
FLEXILOG
IC
Capt,. Instant. 2 de W
2 Fase
PUN
TO D
E AJU
STE
INSTALAC
IÓN
OC
2 FUN
CIÓ
N
DE LA FASE W
1:
Inhabilitado
Habilitado
VALOR
ES ACTU
ALES
CO
RR
IENTE D
E FASE W1:
Y
Y
O
FLEXILOG
IC
CAPTAC
IÓN
CAPTAC
IÓN
CAPTAC
IÓN
RETR
ASO
INST. O
C 2
DE FASE 745
7 ESQUEMA LÓGICO 7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 7-11
7
FIGURA 7–10: ESQUEMA LÓGICO DE S/C DE TIEMPO DEL NEUTRO
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / OC
NEU
TRO
/ TIEMPO
OC
DE W
1 WTR
L
se aplica igual a las ventanas 2 y 3
Afirmado/ Funcionando
PUN
TO D
E AJU
STE
W1 BLO
QU
E NEU
TRO
DEL
TIEMPO
OC
:
<Entrada/Salida X>
Inhabilitado
<Entrada/Salida X>
PUN
TO D
E AJU
STE
W1 FU
NC
IÓN
NEU
TRA D
EL TIEM
PO O
C:
Inhabilitado
Habilitado
VALOR
ES ACTU
ALES
CO
RR
IENTE M
EUTR
AL W1:
Y
745 TIEMPO
N
EUTR
O O
C
Y
PUN
TO D
E AJU
STE
corre Tiem
po Neutro de C
apt.
CAPTAC
IÓN
NEU
TRO
DEL
TIEMPO
OC
:
FLEXILOG
IC
Tiempo N
eutro de OP
CAPTAC
IÓN
TIEMPO
NEU
TRO
OC
R
EAJUSTE:
W1 M
ULTIPLIC
ADO
R N
EUTR
O
DEL TIEM
PO O
C:
W1 FO
RM
A NEU
TRAL D
EL TIEM
PO O
C:
7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE 7 ESQUEMA LÓGICO
7-12 745 Relé de Administración del Transforamdor GE Power Management
7
FIG 7-11 ESQUEMA LOGICO DE LA S/C INST DEL NEUTRO
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
W1 BLO
QU
ENEU
TRO
DE O
C1
INSTAN
T.::
corre
se aplica igual a las VENTAN
AS 2
Capt.
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / OC
NEU
TRO
/ INSTAN
T. OC
1 DE W
1 NTR
L.
Inhabilitado
CAPTAC
IÓN
NEU
TRA D
E OC
1 IN
STANT.:
<Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funciono
FLEXILOG
IC
PUN
TO D
E AJU
STE
W1 FU
NC
IÓN
NEU
TRA D
E OC
1 IN
STANT.:
Inhabilitado
Habilitado
VALOR
ES ACTU
ALES
W1 C
OR
RIEN
TE NEU
TRA:
Y
Y
CAPTAC
IÓN
INSTAN
T. NEU
TRO
D
E OC
1 745
W1 FO
RM
A NEU
TRAL D
EL TIEM
PO O
C:
PUN
TO D
E AJU
STE
RETR
ASO
FLEXILOG
IC
7 ESQUEMA LÓGICO 7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 7-13
7
FIGURA 7–12: ESQUEMA LÓGICO 2 DE LA S/C INST. DEL NEUTRO
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UE N
EUTR
O D
EL OC
2 IN
STANT. D
EL W1:
corre
se aplica igual a las Ventanas 2 y 3
Capt.
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / OC
NEU
TRO
/ INSTAN
T. OC
1 DE W
1 NTR
L.
Inhabilitado
W1 C
APTACIÓ
N N
EUTR
O D
E O
C2 IN
ST.:
<Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funcionando
FLEXILOG
IC
PUN
TO D
E AJU
STE
W1 IN
S OC
2 FUN
CIÓ
N
NEU
TRO
Inhabilitado
Habilitado
VALOR
ES ACTU
ALES
W1 C
OR
RIEN
TE NEU
TRA:
Y
Y
CAPTAC
IÓN
RETR
ASO W
1 INSTAN
T. OC
2 N
UTR
AL:
PUN
TO D
E AJU
STE
RETR
ASO
FLEXILOG
IC
INTAN
T. NEU
TRA
OC
2745
7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE 7 ESQUEMA LÓGICO
7-14 745 Relé de Administración del Transforamdor GE Power Management
7
FIGURA 7–13: ESQUEMA LÓGICO DE LA S/C DEL TIEMPO DE TIERRA
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UE D
EL TIEMPO
OC
DE
TIERR
A W1:
corre
se aplica igual a las VENTAN
AS 2 y 3
Tiempo de Tierra W
1 OP. Sist.
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / TIERR
A OC
/ TIEMPO
OC
DE TIER
RA W
1.
Inhabilitado
TIEMPO
OC
DE TIER
RA W
1 R
EAJUSTAD
O:
<Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funcionando
Capt. del Tiem
po Tierra W1
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÓ
N D
EL TIEMPO
OC
DE
TIERR
A W1:
Inhabilitado
Habilitado
VALOR
ES ACTU
ALES
CO
RR
IENTE D
E TIERR
A W
1: Y
Y
CAPTAC
IÓN
RETR
ASO
FLEXILOG
IC
MU
TIPLICAD
OR
DE TIEM
PO O
C
DE TIER
RA W
1:
FOR
MA D
EL TIEMPO
OC
DE
TIERR
A W1:
CAPTAC
IÓN
DEL TIEM
PO O
C
DE TIER
RA W
1:
7 ESQUEMA LÓGICO 7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 7-15
7
FIGURA 7–14: ESQUEMA LÓGICO 1 DE LA S/C INST DE TIERRA
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UE D
E OC
INSTAN
T. DE
TIERR
A W1:
corre
se aplica igual a las VENTAN
AS 2 y 3
Capt. D
e Tierra Instant. 1 W1.
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / TIERR
A OC
/OC
INSTAN
T 1 DE TIER
RA W
1.
Inhabilitado
<Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funcionando
Tierra Instant 1 W1 de O
per.
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÓ
N D
E OC
INSTAN
T. 1 D
E TIERR
A W1:
Inhabilitado
Habilitado
VALOR
ES ACTU
ALES
CO
RR
IENTE D
E TIERR
A W
1: Y
Y
CAPTAC
IÓN
FLEXILOG
IC
RETR
ASO D
E OC
INSTAN
T. 1 D
E TIERR
A W1:
CAPTAC
IÓN
DE O
C IN
STANT. 1
DE TIER
RA W
1:
PUN
TO D
E AJU
STE
RETR
ASO
FLEXILOG
IC
INSTAN
T. OC
1 DE
TIERR
A 745
7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE 7 ESQUEMA LÓGICO
7-16 745 Relé de Administración del Transforamdor GE Power Management
7
FIGURA 7 –15: ESQUEMA LÓGICO 2 DE LA S/C INST. DE TIERRA
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UE D
E OC
2 INSTAN
T. DE
TIERR
A W1:
corre
se aplica igual a las VENTAN
AS 2 y 3
Capt. D
e Tierra Instant. 2 W1.
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / TIERR
A OC
/INSTALAC
AIÓN
DE LA TIER
RA W
1
Inhabilitado
<Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funcionando
Tierra Instant W1 O
P Sist. 1
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÓ
N D
E OC
INSTAN
T. 2 D
E TIERR
A W1:
Inhabilitado
Habilitado
VALOR
ES ACTU
ALES
CO
RR
IENTE D
E TIERR
A W
1: Y
Y
CAPTAC
IÓN
FLEXILOG
IC
RETR
ASO D
E OC
2 INSTAN
T. 1 D
E TIERR
A W1:
CAPTAC
IÓN
DE O
C2 IN
STANT.
DE W
1 TIERR
A:
PUN
TO D
E AJU
STE
RETR
ASO
FLEXILOG
IC
TIERR
A INSTAN
T. O
C2 745
7 ESQUEMA LÓGICO 7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 7-17
7
FIGURA 7 –16: ESQUEMA LÓGICO DE FALLA A TIERRA RESTRINGIDA
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UE D
E FALLA A TIERR
A R
ESTRIN
GID
A: corre
se aplica igual a las VENTAN
AS 2 y 3
Capt. W
1 Rest Falla a Tierra.
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / TIERR
A RESTR
ING
IDA / FALLA A TIER
RA
RESTR
ING
IDA
Inhabilitado
de <Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funcionando
W1 R
est. Falla a Tierra OP
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÓ
N D
E LA FALL A TIER
RA D
E W1 R
ESTRIN
GID
A:
Inhabilitado
Habilitado
VALOR
ES ACTU
ALES
CO
RR
IENTE M
AXIMO
DE
FASE W1:
Y
Y
FLEXILOG
IC
RETR
ASO FALLA A
TIERR
A W1:
CAPTAC
IÓN
DE LA FALLA A
TIERR
A DE W
1 RESTR
ING
IDA:
PUN
TO D
E AJU
STE
RETR
ASO
FLEXILOG
IC
VALOR
ES ACTU
ALES
CO
RR
IENTE D
IFEREN
CIAD
A D
E TIERR
A:
PEND
IENTE D
E LA FALLA A TIER
RA D
E W1 R
ESTRIN
GID
A:
FALLA A TIERR
A R
ESTRIC
TA 745
7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE 7 ESQUEMA LÓGICO
7-18 745 Relé de Administración del Transforamdor GE Power Management
7
FIGURA 7–17: ESQUEMA LÓGICO DE LA S/C DE TIEMPO DE SECUENCIA NEGATIVA
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UE SEQ
. DEL TIEM
PO O
C
DE W
1 NEG
.:
corre
se aplica igual a las VENTAN
AS 2 y 3
W1 SecN
egTiempo Sis O
P.
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / NEG
. SEQ. O
C. / TIEM
PO SEC
. OC
DE W
1 NEG
.
Inhabilitado
De <Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funcionando
Capt. W
1 Neg Seq T C
iego
PUN
TO D
E AJU
STE
TEMPO
SEC. FU
NC
IÓN
OC
DE
W1 N
EG.:
Inhabilitado
Habilitado
VALOR
ES ACTU
ALES
CO
RR
IENTE N
EGATIVA D
E LA SEC
UN
ECIA W
1 Y
Y
FLEXILOG
IC
MU
LTIPLICAD
OR
SEC. D
EL TIEM
PO O
C D
E W1 N
EG:
CAPTAC
IÒÑ
SECU
ENC
IA DE
TIEMPO
NEG
ATIVA 745
REAJU
STADO
SEC. D
EL TIEM
PO O
C D
E W1 N
EG:
FOR
MA SEC
. DEL TIEM
PO O
C
DE W
1 NEG
:
CAPTAC
IÓN
SEC. D
EL TIEMPO
O
C D
E W1 N
EG.:
7 ESQUEMA LÓGICO 7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 7-19
7
FIGURA 7-18: ESQUEMA LÓGICO DE LA S/C DE INST. DE SECUENCIA NEGATIVA.
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UE SEC
. DE O
C IN
SATN.
DE W
1 NEG
.:
CO
RR
E
se aplica igual a las VENTAN
AS 2 y 3
Capt. W
1 NegSecInst de O
C.
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / NEG
. SEQ. O
C. / SEC
. OC
INSTAN
T DE W
1 NEG
.
Inhabilitado
De <Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funcionando
W1 N
egSecInst de OP Sist.
PUN
TO D
E AJU
STE
SEQ. N
EG. IN
SANT D
E W1
FUN
CIÓ
N:
Inhabilitado
Habilitado
VALOR
ES ACTU
ALES
CO
RR
IENTE N
EGATIVA D
E LA SEC
UN
ECIA W
1 Y
Y
FLEXILOG
IC
CAPTAC
IÒÑ
RETR
ASO SEC
. OC
INSTAN
T. D
E W1 N
EG.:
CAPTAC
IÓN
SEC. O
C IN
STANT.
DE W
1 NEG
.:
FLEXILOG
IC
PUN
TO D
E AJU
STE
RETR
ASO
745 SEC
UEN
CIA N
EGATIVA
7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE 7 ESQUEMA LÓGICO
7-20 745 Relé de Administración del Transforamdor GE Power Management
7
7,2,3 LÓGICA DE FRECUENCIA
FIGURA 7–19: ESQUEMA LÓGICO DE SUBFRECUENCIA
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UEO
DE
FREC
UEN
CIA BAJA 1:
CO
RR
E
La mism
a FREC
UEN
CIA BAJA 2
Capt.de Frecuencia Baja 1.
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / FREC
UEN
CIA / FR
ECU
ENC
IA BAJA 1.
Inhabilitado
De <Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funcionando
FrecBaja 1 de Sist. OP
PUN
TO D
E AJU
STE
DETEC
CIÓ
N D
E LA TEN
SIÓN
:
Inhabilitado
Habilitado
VALOR
ES ACTU
ALES
FREC
UEN
CIA D
EL SISTEM
A:
Y
Y
FLEXILOG
IC
CAPTAC
IÒÑ
CAPTAC
IÓN
DE
FREC
UEN
CIA BAJA 1 :
MIN
IMO
: TENSIÓ
N D
E FU
NC
ION
AMIEN
TO:
FLEXILOG
IC
PUN
TO D
E AJU
STE
RETR
ASO
745 BAJA FR
ECU
ENC
IA
VALOR
ES ACTU
ALES
CO
RR
IENTE D
E FASE W
1 A:
TENSIÓ
N D
EL SISTEMA
VALOR
ES ACTU
ALES
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÓ
N D
E FR
ECU
ENC
IA BAJA:
Inhabilitado
Habilitado
CO
RR
INEN
TE MÍN
IMA D
E O
PERAC
IÓN
:
CO
RR
E
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
RETR
A SO D
E BAJA FR
ECU
ENC
IA BAJA 1:
DETEC
CIÓ
N D
E LA C
OR
RIEN
TE DE
FREC
UEN
CIA BAJA1:
Inhabilitado
Habilitado
CO
RR
E
O
O
MÍN
IMO
7 ESQUEMA LÓGICO 7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 7-21
7
FIGURA 7–20: ESQUEMA LÓGICO DE LA CAIDA DE FRECUENCIA
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UEO
DE LA C
AÍDA D
E FR
ECU
ENC
IA:
CO
RR
E
Frec. de Caída R
4 del Sist. OP
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / FREC
UEN
CIA / C
AÍDA D
E LA FREC
UEN
CIA.
Inhabilitado
De <Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funcionando
Capt. Frec. de C
aída R4
PUN
TO D
E AJU
STE
DETEC
CIÓ
N D
E LA TEN
SIÓN
:
Inhabilitado
Habilitado
VALOR
ES ACTU
ALES
RAN
GO
DE LA C
AÍDA D
E FR
ECU
ENC
IA:
Y
Y
FLEXILOG
IC
UM
BRAL
UM
BRAL D
E LA CAÍD
A DE
FREC
UEN
CA:
MÍN
IMO
: TENSIÓ
M D
E FU
NC
ION
AMIEN
TO:
FLEXILOG
IC
PUN
TO D
E AJU
STE
RAN
GO
1
745 C
AIDA D
E FREC
UEN
CIA
VALOR
ES ACTU
ALES
CO
RR
INETE W
1 DE
FASE A:
TENSIÓ
N D
EL SISTEM
A:
VALOR
ES ACTU
ALES
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÓ
N D
E LA CAÍD
A DE LA
FREC
UEN
CIA:
Inhabilitado
Habilitado
CO
RR
INEN
TE MÍN
IMA D
E O
PERAC
IÓN
:
CO
RR
E
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
VELOC
IDA 1 D
E LA CAÍD
A D
E FREC
UEN
CIA:
DETEC
CIÓ
N D
E LA CO
RR
IENTE
DE LA C
AÍDA D
E RETR
ASO:
Inhabilitado
Habilitado
CO
RR
E
O
O
MÍN
IMO
VALOR
ES ACTU
ALES
FREC
UEN
CIA D
EL SISTEMA:
PUN
TO D
E AJU
STE
RETR
ASO D
E LA CAÍD
A DE
FREC
UEN
CIA:
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STERAN
GO
2
RAN
GO
3
RAN
GO
4
VELOC
IDA 4 D
E LA CAÍD
A D
E FREC
UEN
CIA:
VELOC
IDA 3 D
E LA CAÍD
A D
E FREC
UEN
CIA :
VELOC
IDA 2 D
E LA CAÍD
A DE
FREC
UEN
CIA:
CO
RR
E
CO
RR
E
CO
RR
E
CO
RR
E
Frec. de Caída R
3 del Sist. OP
Capt. Frec. de C
aída R3
Frec. de Caída R
2 del Sist. OP
Capt. Frec. de C
aída R2
Frec. De C
aída R1 del Sist. O
P
Capt. Frec. de C
aída R1
FLEXILOG
IC
FLEXILOG
IC
RETR
ASO
fase
7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE 7 ESQUEMA LÓGICO
7-22 745 Relé de Administración del Transforamdor GE Power Management
7
FIGURA 7–21: ESQUEMA LÓGICO DE SOBREFRECUENCIA
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UEO
DE SO
BRE
FREC
UEN
CIA:
CO
RR
E
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / FREC
UEN
CIA / SO
BRE FR
ECU
ENC
IA.
Inhabilitado
De <Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funcionando
PUN
TO D
E AJU
STE
DETEC
CIÓ
N D
E LA TEN
SIÓN
:
Inhabilitado
Habilitado
VALOR
ES ACTU
ALES
FREC
UEN
CIA D
EL SISTEM
A:
Y
Y
FLEXILOG
IC
CAPTAC
IÓN
CAPTAC
IÓN
DE LA SO
BRE
FREC
UEN
CIA:
MIN
IMO
: TENSIÓ
M D
E FU
NC
ION
AMIEN
TO:
FLEXILOG
IC
PUN
TO D
E AJU
STE
RETR
ASO
745 SO
BRE FR
ECU
ENC
IA
VALOR
ES ACTU
ALES
CO
RR
INETE W
1 DE
FASE A:
TENSIÓ
N D
EL SISTEM
A:
VALOR
ES ACTU
ALES
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÓ
N D
E SOBR
E FR
ECU
ENC
IA:
Inhabilitado
Habilitado
CO
RR
INEN
TE MÍN
IMA D
E O
PERAC
IÓN
:
CO
RR
E
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
RETR
ASO D
E LA SOBR
E FFR
ECU
ENC
IA:
SENSO
R D
E SOBR
E FR
ECU
ENC
IAACTU
AL:
Inhabilitado
Habilitado
CO
RR
E
O O
MÍN
IMO
PUN
TO D
E AJU
STE
Capt. de Sobre Frecuencia
Sobre Frecuencia de Sist. OP
7 ESQUEMA LÓGICO 7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 7-23
7
FIGURA 7 –22: ESQUEMA LÓGICO DEL NIVEL 5TO ARMÓNICO
CO
RR
IENTE W
1/2/3 DE
FASE:
CO
RR
E
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / SOBR
E EXCITAC
IÓN
/ 5to NIVEL AR
MÓ
NIC
O.
De <Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funcionando
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UEO
DEL 5to N
IVEL AR
MÓ
NIC
O :
Inhabilitado
VALOR
ES ACTU
ALES
CO
RR
IENTE M
ÍINIM
A DE
FUN
CIO
NAM
IENTO
:
Y
FLEXILOG
IC
FLEXILOG
IC
RETR
ASO
745 5to N
IVEL ARM
ÒN
ICO
VALOR
ES ACTU
ALES
CO
RR
INETE D
EL 5to NIVEL
ARM
ÓN
ICO
DE FASE:
VALOR
ES ACTU
ALES
PUN
TO D
E AJU
STE
NIVEL D
E FUN
CIÓ
N 5to
ARM
ÓN
ICO
:
Inhabilitado
Habilitado
CAPTAC
IÓN
DEL 5to N
IVEL AR
MÓ
NIC
O:
CO
RR
E
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
RETR
ASO D
EL 5to NIVEL
ARM
ÓN
ICO
:
CAPTAC
IÓN
CAPTAC
IÓN
CO
RR
E
O
O
MÍIN
IMO
5to Nivel Arm
ónico Sist. OP
Capt. 5to N
ivel Armónico
Y
Y
Y
Y
MÍIN
IMO
MÍIN
IMO
fase
fase fase
fase fase
fase
CAPTAC
IÓN
7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE 7 ESQUEMA LÓGICO
7-24 745 Relé de Administración del Transforamdor GE Power Management
7
FIGURA 7–23: ESQUEMA LÓGICO DE VOLTIOS-POR-HERTZIO
TENSIÓ
N D
EL SISTEM
A :
CO
RR
E
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / SOBR
E EXCITAC
IÓN
/ VOLTIO
S PO R
HER
TZIO 1.
De <Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funcionando
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UEO
DE VO
LTIOS PO
R
HER
TZIO 1:
Inhabilitado
Y
FLEXILOG
IC
FLEXILOG
IC
RETR
ASO
745 VO
LTIOS PO
R H
ERTZIO
VALOR
ES ACTU
ALES
VOLTIO
S POR
HER
TZIO:
VALOR
ES ACTU
ALES
PUN
TO D
E AJU
STE
DETEC
CIÓ
N D
E LA TEN
SIÓN
:
Inhabilitado
Habilitado
CAPTAC
IÓN
DE LO
S VOLTIO
S PO
R H
ERTZIO
1:
PUN
TO D
E AJU
STEPU
NTO
DE A
JUSTE
RETR
ASO D
E LOS
VOLTIO
SPO H
ERTZIO
1:
CAPTAC
IÓN
CO
RR
E
Voltios / Hertzio 1 O
P Sist.
Capt.de Voltios / H
ertzio 1
Y
MÍN
IMO
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
TENSIÓ
N D
E FU
NC
ION
AMIEN
TO M
ÍNIM
A:
FUN
CIÓ
N D
E VOLTIO
S POR
H
ERTZIO
1:
Inhabilitado
Habilitado
7 ESQUEMA LÓGICO 7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 7-25
7
FIGURA 7–24: ESQUEMA LÓGICO DEL NIVEL DE THD
O
CO
RR
IENTE M
ÍNIM
A DE
FUN
CIO
NAM
INETO
:
CO
RR
E <Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / LOS AR
MO
NIC
OS / N
IVEL DE W
1 THD
.
De <Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funcionando
PUN
TO D
E AJU
STE
CO
RR
IENTES D
E FASE W1:
Inhabilitado
FLEXILOG
IC
FLEXILOG
IC
RETR
ASO
745 N
IVEL THD
VALOR
ES ACTU
ALES
VALOR
ES ACTU
ALES: VALO
RES AC
TUALES
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÓ
N D
E NIVEL D
E W1
THD
:
igual para la ventana 2 y 3
fase
CAPTAC
IÓN
DEL N
IVEL DE
W1 TH
D:
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
RETR
ASO D
EL NIVEL D
E W
1 THD
:C
APTACIÓ
N
CO
RR
E
Nivel de W
1 THD
de Sist. OP
Capt.de N
ivel de W1 TH
D
Y
MÍN
IMO
DISTO
RC
IÓN
ARM
ÓN
ICA
TOTAL W
1:
BLOQ
UE D
E NIVEL D
E W1
THD
:
Inhabilitado
Habilitado
Y
Y
Y
Y
MÍN
IMO
MÍN
IMO
CO
RR
E
fase
fase
CAPTAC
IÓN
CAPTAC
IÓN
fase
fase
fase
7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE 7 ESQUEMA LÓGICO
7-26 745 Relé de Administración del Transforamdor GE Power Management
7
FIGURA 7–25: ESQUEMA LÓGICO DE LA DISMINUCIÓN DEL VALOR NOMINAL DE LA ARMONICA
CO
RR
IENTE M
ÍINIM
A DE
FUN
CIO
NAM
IENTO
:
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / LOS H
ARM
ON
ICO
S / RED
UC
E LA CAPAC
IDAD
HAR
MO
NIC
A NO
MIN
AL.
De <Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funcionando
PUN
TO D
E AJU
STE
FACTO
R Q
UE R
EDU
CE LA
CAPAC
IDAD
NO
MIN
AL AR
MÓ
NIC
A DE W
1:
Inhabilitado
FLEXILOG
IC
FLEXILOG
IC
RETR
ASO
RED
UC
IR LA C
APACID
AD
ARM
ÓN
ICA N
OM
INAL 745
VALOR
ES ACTU
ALES VALO
RES AC
TUALES:
VALOR
ES ACTU
ALES
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÓ
N Q
UE R
EDU
CE LA
CAPAC
IDAD
NO
MIN
AL AR
MÓ
NIC
A DE W
1:
igual para la VENTAN
A 2 y 3
CAPTAC
IÓN
QU
E RED
UC
E LA C
APACID
A DH
ARM
ON
ICA
NO
MN
AL:
PUN
TO D
E AJU
STEPU
NTO
DE A
JUSTE
RETR
ASO Q
UE R
EDU
CE LA
CAPAC
IDAD
ARM
ON
ICA
NO
MIN
AL:
CAPTAC
IÓN
CO
RR
E
W1 R
educ. Daño de Sist. O
P
W1 C
apt. Reduc. D
año
Y
MÍN
IMO
CO
RR
IENTES D
E LA FASE W
1:
BLOQ
UE Q
UE R
EDU
CE LA
CAPAC
IDAD
NO
MIN
AL H
ARM
ON
ICA D
E W1:
Inhabilitado
Habilitado
Y
Y
MÍN
IMO
MÍN
IMO
fase
fase
fase
7 ESQUEMA LÓGICO 7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 7-27
7
FIGURA 7–26: ESQUEMA LÓGICO DE ENTRADA ANALÓGICA
CO
RR
IENTE M
INIM
A DE
FUN
CIO
NAM
INETO
:
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / LOS H
ARM
ON
ICO
S / RED
UC
E LA CAPAC
IDAD
HAR
MO
NIC
A NO
MIN
AL.
de <Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funcionando
PUN
TO D
E AJU
STE
FACTO
R Q
UE R
EDU
CE LA
CAPAC
IDAD
NO
MIN
AL H
ARM
ON
ICA D
E W1:
Inhabilitado
FLEXILOG
IC
FLEXILOG
IC
RETR
ASO
RED
DC
IR LA C
APACID
AD
HAR
MO
NIC
A NO
MIN
AL 745
VALOR
ES ACTU
ALES VALO
RES AC
TUALES:
VALOR
ES ACTU
ALES
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÒ
N Q
UE R
EDU
CE LA
CAPAC
IDAD
NO
MIN
AL H
ARM
ON
ICA D
E W1:
igual para la ventana 2 y 3
CAPTAC
IÓN
QU
E RED
UC
E LA C
APACID
A HAR
MO
NIC
A N
OM
NAL:
PUN
TO D
E AJU
STEPU
NTO
DE A
JUSTE
RETR
ASO Q
UE R
EDU
CE LA
CAPAC
IDAD
HAR
MO
NIC
A N
OM
INAL:
CAPTAC
IÓN
CO
RR
E
W1 Baj. N
ominal H
arm. de Sist. O
P
Capt. W
1 Baj. Harm
.
Y
MIN
IMO
CO
RR
IENTEES D
E LA FASE W
1:
BLOQ
UE Q
UE R
EDU
CE LA
CAPAC
IDAD
NO
MIN
AL H
ARM
ON
ICA D
E W1::
Inhabilitado
Habilitado
Y
Y
MIN
IMO
MIN
IMO
fase
fase
fase
7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE 7 ESQUEMA LÓGICO
7-28 745 Relé de Administración del Transforamdor GE Power Management
7
FIGURA 7 –27: ESQUEMA LÓGICO DE LA DEMANDA DE CORRIENTE
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / DEM
AND
A DE C
OR
RIEN
TE / DEM
AND
A DE C
OR
RIEN
TE W1.
de <Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funcionando
PUN
TO D
E AJU
STE
DEM
AND
A DE C
OR
RIEN
TE DE
FASE W1:
Inhabilitado FLEXILO
GIC
745 D
EMAN
DA D
E CO
RR
INETE
VALOR
ES ACTU
ALES
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÓ
N D
E DEM
AND
A DE
CO
RR
IENTE: W
1
igual para la ventana 2 y 3
CAPTAC
IÓN
DE LA D
EMAN
DA
DE C
OR
RIEN
TE: W1
PUN
TO D
E AJU
STECAPTAC
IÓN
CO
RR
E
W1 C
apt. CrntD
emanda
W1 C
rntDem
anda Sist. OP.
Y
BLOQ
UE D
E DEM
AND
A DE
CO
RR
IENTE:
Inhabilitado
Habilitado
Y
O
fase
fase
fase
CAPTAC
IÓN
CAPTAC
IÓN
CO
RR
E
CO
RR
E
7 ESQUEMA LÓGICO 7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 7-29
7
FIGURA 7 –28: SOBRECARGA DEL TRANSFORMADOR
<Entrada/Salida X>
Trayectoria: PUN
TO D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / SOBR
ECAR
GA XFO
RM
ER.
de <Entrada/Salida X>
Afirmado/ Funcionando
PUN
TO D
E AJU
STE
POR
CEN
TAJE DEL LIM
ITE DE
CAR
GA:
Inhabilitado
FLEXILOG
IC
745 SO
BRE C
ARG
A DEL XFO
RM
ER
VALOR
ES ACTU
ALES
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UE D
EL TR
ANSFO
RM
ADO
R D
E SO
BREC
ARG
A :
SOBR
ECAR
GA D
EL TRAN
SFOR
MAD
OR
CAPTAC
IÓN
DEL
TRAN
SFOR
MAD
OR
DE
SOBR
ECAR
GA:
PUN
TO D
E AJU
STECAPTAC
IÓN
CO
RR
E
Capt. de Sobre C
arga del Xfmr
Sobre Carga dell Xfm
r de Sis OP
SEÑAL D
E ALARM
A DE
SOBR
E TEMPER
ATUR
A XFO
RM
ER:
Inhabilitado
Habilitado
Y
O
cargando
cargando
cargando
CAPTAC
IÓN
CAPTAC
IÓN
CO
RR
E
CO
RR
E
<Entrada/Salida X>
de <Entrada/Salida X>
Afirmado
Y
Y
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÓ
N D
EL TR
ANSFO
RM
ADO
R D
E SO
BREC
ARG
A
Inhabilitado
PUN
TO D
E AJU
STE
RETR
ASO D
EL TR
ANSFO
RM
ADO
R D
E SO
BREC
ARG
A:
O
FLEXILOG
IC
RETR
ASO
CA
RG
AN
DO
CA
RG
AN
DO
CA
RG
AN
DO
7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE 7 ESQUEMA LÓGICO
7-30 745 Relé de Administración del Transforamdor GE Power Management
7
FIGURA 7–29: RELES DE SALIDA 1-8
Error Importante
Desenergizado
Energizado
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÓ
N D
E SIMILAC
IÓN
:
de la AUTO
-PRU
EBA
a LOS R
ELÉS DE SALID
A
745 SALID
A 1 - 8
Inhabilitado
PUN
TO D
E AJU
STE
LA SALIDA D
E FUER
ZA R
ETRAN
SMITE LA FU
NC
IÓN
:
Energizar Salida 1
De las EN
TRAD
AS LÓG
ICAS
o del PANEL D
ELANTER
O
o de CO
MU
NIC
ACIO
NES
Disparo
OPER
ACIÓ
N D
E SALIDA:
Trabado
Habilitado
Y
O
Modo D
e Fallo
cargando
Modo D
e Prefallo
Operar la Salida1
Auto Reinicio
iguales para las SALIDAS 2 a 8
Y
Y
PUN
TO D
E AJU
STE
SALIDA D
E FUER
ZA UN
O:
Inhabilitado
PUN
TO D
E AJU
STE
SALIDA TIPO
1:
O
DISPAR
O
REAJU
STE
O
O
a
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
Modo D
e Playback
OPER
ACIÓ
N D
E BLOQ
UEO
DE
SALIDAS:
de FLEXILOG
IC
Y
Y
Y
Y
7 ESQUEMA LÓGICO 7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 7-31
7
FIGURA 7 –30: RELE DE AUTOPRUEBA
No Program
ado
Habilitado
Inhabilitado
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÓ
N D
E SIMILAC
IÓN
:
Programado
a LOS R
ELÉS DE SALID
A
745 AU
TO - PR
UEBA
Inhabilitado
PUN
TO D
E AJU
STE
FOR
ZAR LA FU
NC
IÓN
DE
SALIDAS AN
ALÓG
ICAS:
Energizar el Relé de Auto-Prueba
Modo del Servico de la Fabrica
MO
DO
DE PR
UEBA
FOR
ZAR LA C
ON
FIAB. DE LA
AUTO
– PRU
EBA:
Energizado
Habilitado
O
MO
DO
DE FALLO
MO
DO
DE PR
EFALLO
Error Mayor
Desenergizado
Error de Mem
oria EEPRO
M
Error de Eqn Error de Procesador D
SP Error Im
portante de los Ajustes Xfmr
Y
Y
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TOS D
E AJUSTE D
E SR
745:
Inhabilitado
a las SALIDAS 1 - 8:
ERR
OR
DE
AUTO
-PRU
EBA
Del SER
VICIO
DE LA FABR
ICA
O
O
o
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
MO
DO
DE PLAYBAC
K
FOR
ZAR LA FU
NC
IÓN
DE
SALIDAS AN
ALÓG
ICAS:
Y
iguales para las SALIDAS 2 a 8
o
ERR
OR
ES DE AU
TO-PR
UEBA D
E M
ENO
R IM
POR
TANC
IA
Error Apagón de la potencia Lógica Error de Salida Análoga Error no calibrado Error del reloj de tiem
po real Error de la batería Error de tem
peratura interna Error de la señal de IR
IG B
Error de Acceso Denegado
ERR
OR
DE LA TEM
PERATU
RA AM
BIENTE
7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE 7 ESQUEMA LÓGICO
7-32 745 Relé de Administración del Transforamdor GE Power Management
7
FIGURA 7–31: LÍMITE DEL PUNTO MAS CALIENTE
<Entrada / Salida x>
Habilitado
Inhabilitado
VALOR
ACTU
AL
De < Entrada / Salida x>:
FLEXILOG
IC
745 LIMITE D
EL PUN
TO
MAS C
ALIENTE
Inhabilitado
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UEO
DEL LIM
ITE DEL
PUN
TO M
AS CALIEN
TE:
RETR
ASO
TEMPER
ATUR
A DEL PU
NTO
M
AS CALIEN
TE DEL
DEVAN
ADO
:
Habilitado
Asertado/Operando
Y
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÓ
N D
EL PUN
TO M
AS C
ALIENTE:
Inhabilitado
TPunto-Caliente ≥ C
aptacioin
CO
RR
E
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
DETEC
CIÓ
N D
E LA TEM
PERATU
RA AM
BIENTAL:
Y
CAPTAC
IÓN
DEL LIM
ITE DEL
PUN
TO M
AS CALIEN
TE
PUN
TO D
E AJU
STE
RETR
ASO D
EL LIMITE D
EL PU
NTO
MAS C
ALIENTE
FLEXILOG
IC
Pto. Más C
aliente Sis. OP
Capt. Punto M
as Caliente
TPunto-Caliente
Trayectoria: PUN
TOS D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / ENVEJEC
IMIEN
TO D
EL AISLAMIEN
TO / LIM
ITE DEL PU
NTO
MAS C
ALIENTE
7 ESQUEMA LÓGICO 7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 7-33
7
FIGURA 7 –32: LÍMITE DEL FACTOR DE ENVEJECIMIENTO
<Entrada / Salida x>
Habilitado
Inhabilitado
VALOR
ACTU
AL
De < Entrada / Salida x>:
FLEXILOG
IC
745 LIMITE D
EL FACTO
R D
E EN
VEJECIM
IENTO
Inhabilitado
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UEO
DEL LIM
ITE DEL
FACTO
R D
E EN
VEJECIM
IENTO
::
RETR
ASO
FACTO
R D
EL EN
VEJECIM
IENTO
DEL
AISLAMIEN
TO:
Habilitado
Asertado/Operando
Y
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÓ
N D
EL FACTO
R D
EL LIM
ITE DE EN
VEJECIM
IENTO
:
Inhabilitado
Factor de Envejecimiento≥ C
aptacion
CO
RR
E
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
DETEC
CIÓ
N D
E LA TEM
PERATU
RA AM
BIENTAL:
Y
Trayectoria: PUN
TOS D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / ENVEJEC
IMIEN
TO D
EL AISLAMIEN
TO / FAC
TOR
DEL LIM
ITE DE EN
VEJECIM
IENTO
CAPTAC
IÓN
DEL LIM
ITE DEL
FACTO
R D
E EM
VEJECIM
IENTO
:
PUN
TO D
E AJU
STE
RETR
ASO D
EL LIMITE D
EL FAC
TOR
DE
ENVEJEC
IMIEN
TO:
FLEXILOG
IC
Factor de Envejecimiento Sis. O
P
Capt. Factor de Envejecim
iento
Factor de Envejecimiento
7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE 7 ESQUEMA LÓGICO
7-34 745 Relé de Administración del Transforamdor GE Power Management
7
FIGURA 7–33: LÍMITE DE PÉRDIDA DE VIDA
<Entrada / Salida x>
VALOR
ACTU
AL
De < Entrada / Salida x>:
FLEXILOG
IC
745 LIMITE D
E PER
DID
A DE VID
A
Inhabilitado
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÓ
N D
EL LIMITE D
E PER
DID
A DE VID
A:
PERD
IDA TO
TAL DE VID
A AC
UM
ULAD
A:
Habilitado
Asertado/Operando
Y
Inhabilitado
Captación
CO
RR
E
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UEO
DE PÉR
DID
AD D
E VID
A:
Y
Trayectoria: PUN
TOS D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / ENVEJEC
IMIEN
TO D
EL AISLAMIEN
TO / LIM
ITE DE PER
DID
A DE C
APTACIÓ
N D
E VIDA
PERD
IDA D
E CAPTAC
IÓN
DE
VIDA:
FLEXILOG
IC
Perdida de Vida Sist. OP
Perdida de Capt. de Vida
7 ESQUEMA LÓGICO 7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 7-35
7
FIGURA 7 –34: FALLA DEL CAMBIADOR DE DERIVACIONES
<Entrada / Salida x>
VALOR
ACTU
AL
De < Entrada / Salida x>:
FLEXILOG
IC
745 FALLO D
EL CAM
BIADO
R
DE D
ERIVAC
ION
ES
Inhabilitado
PUN
TO D
E AJU
STE
FUN
CIÓ
N FALLO
DEL
CAM
BIADO
R D
E D
ERIVAC
ION
ES:
POSIC
IÓN
DEL C
AMBIAD
OR
D
E DER
IVACIO
NES:
Habilitado
Asertado/Operando
Y
Inhabilitado
Cm
b. Pos. ≥ NU
MER
O D
E C
AMB D
E POS.
CO
RR
E
PUN
TO D
E AJU
STE
PUN
TO D
E AJU
STE
BLOQ
UEO
DE LA FALLO
DEL
CAM
BIADO
R D
E D
ERIVAC
ION
ES:
Y
Trayectoria: PUN
TOS D
E AJUSTE / ELEM
ENTO
S S4 / FALLA DEL C
AMBIAD
OR
DE TO
MAS/D
ERIVAC
ION
ES
NU
MER
O D
E POSIC
ION
ES D
EL CAM
BIADO
R D
E D
ERIVAC
ION
:
FLEXILOG
IC
Fallo del Cam
b. de Deriv. Sist. O
P
Fallo de Capt. del C
amb. D
e Deriv
PUN
TO D
E AJU
STE
RETR
ASO D
E LA FALLO D
EL C
AMBIAD
OR
DE
DER
IVACIO
NES:
RETR
ASO
Posición de la Derivación
NO
TA: EL ELEMEN
TO FU
NC
ION
A BASAD
O SO
BRE U
NA PO
SICIÓ
N
INTER
NAM
ENTE C
OM
PUTAD
A DE
LA DER
IVACIO
N. ESTE VALO
R
INTER
NO
REPR
ESENTA EL
NÚ
MER
O D
E POSIC
IÓN
C
OM
PUTAD
O D
E LA DER
IVACIO
N
SIN D
ERIVAC
ION
EN C
UEN
TA PAR
A EL PUN
TO D
E AJUSTE "
NÚ
MER
O D
E DER
IVACIO
N.
7.2 DIAGRAMAS DE BLOQUE 7 ESQUEMA LÓGICO
7-36 745 Relé de Administración del Transforamdor GE Power Management
7
8 COMUNICACIONES 8.1 RESUMEN
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-1
8
8. .
8.1.1 PROTOCOLOS El 745 Transformer Management Relay de GE Power Management se comunica con los otros equipos automatizados tales como controladores lógicos programables, computadoras personales, o computadoras maestras de planta, utilizando ya sea el protocolo Modbus Modicon AEG o el protocolo de red distribuida de Harris (DNP), versión 3,0 de. A continuación se presentan algunas notas generales: • El relé 745 actúa siempre como dispositivo esclavo lo que significa que nunca inicia las comunicaciones;
solo escucha y responde las peticiones emitidas por una computadora maestra. • Para Modbus, un subconjunto del formato de la Unidad Terminal Remota (RTU) del protocolo es
soportado, lo que permite una monitorización extensa, funciones de programación y control usando comandos de registro de lectura y escritura.
• Para DNP, la funcionalidad se limita a monitorizar los datos esenciales del relé y a controlar las funciones importantes del mismo. Una descripción completa de los servicios disponibles vía DNP se puede encontrar en el Documento del Perfil del Dispositivo el cual se incluye en este capítulo.
DNP es un protocolo complejo. Como consecuencia, no es posible en lo concerniente al alcance de este manual, proporcionar una descripción de la operación del protocolo lo suficientemente cerca como para entender cómo utilizarla para comunicarse con el relé. Se recomienda ampliamente que los usuarios interesados en obtener información adicional entren en contacto con el grupo de usuarios de DNP en www.dnp.org Los miembros del grupo de usuarios de DNP son elegibles para recibir las descripciones completas de todos los aspectos del protocolo. El grupo de usuarios también usa una página web (www.dnp.org) donde está disponible la información técnica y la ayuda.
8.1.2 CAPA FÍSICA Ambos protocolos, MODBUS y de DNP, son independientes del hardware de modo que la capa física puede ser cualquier variedad de configuraciones de hardware estándar incluyendo RS232, RS422, RS485, de fibra óptica, etc. El 745 incluye un puerto RS232 del panel delantero y dos puertos posteriores RS485, uno de los cuales puede ser también configurado como RS422. El flujo de datos es semiduplex en todas las configuraciones. Para detalles acerca del alambrado Vea La Sección 3.2.16: PUERTOS de COMUNICACIÓN RS485 / RS422 en las páginas 3 –12 Cada byte de datos se transmite en un formato asincrónico que consiste en 1 bit de arranque, 8 bits de datos, 1 bit del paro, y posiblemente 1 bit de paridad. Esto produce un marco de datos de 10 ó 11 bits. Esto es importante para la transmisión a través de los módems en las velocidades altas de bit (marcos de datos de 11 bit no son soportados por muchos módems en las velocidades mayores de 300). La velocidad (baudios) y la paridad son independientemente programables para cada puerto de comunicaciones. Las velocidades de 300, 1200, 2400, 4800, 9600, y 19200 están disponibles. Incluso, impar, par y sin paridad están disponible. Refiérase a La Sección 5.3.4: COMUNICACIONES de la página 5 –26 para mayores detalles. El dispositivo maestro en cualquier sistema debe saber la dirección del dispositivo esclavo con el cual se va a comunicar. El 745 no actuará en respuesta de un maestro si la dirección de este no es igual a la dirección del esclavo del relé (a menos que la dirección sea la dirección de transmisión -- véase abajo). Un solo punto de ajuste selecciona la dirección esclava utilizada por todos los puertos con excepción que para el puerto del panel delantero el relé aceptará cualquier dirección cuando se utilice el protocolo Modbus. La dirección esclavo es de otro modo igual sin importar el protocolo en uso, pero obsérvese que la dirección de la transmisión es 0 para Modbus y 65535 para DNP. El relé reconoce y procesa una requisición maestra (bajo condiciones que son especificas del protocolo) si la dirección de transmisión se utiliza pero nunca regresa una respuesta. El DNP se puede utilizar, como máximo, en uno de los puertos de comunicaciones. Cualquier puerto(s) no seleccionado para usar DNP se comunicará usando Modbus. El punto de ajuste S1 RELAY SETUP / COMMUNICATIONS / DNP / DNP PORT se utiliza para seleccionar que puerto se comunicará con DNP. El tiempo máximo para que un relé 745 regrese una respuesta a cualquier (no-transmitida) requisición maestra nunca excede de 1 segundo.
8.2 PROTOCOLO MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-2 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
8.2.1 DESCRIPCIÓN
Esta sección está dedicada a la discusión de los detalles del protocolo de Modbus. Según lo observado anteriormente, las especificaciones del DNP se obtienen mejor directamente del grupo de usuarios de DNP en www.dnp.org. Junto con el Documento del Perfil del Dispositivo, la especificación DNP proporciona la suficiente información para que un usuario desarrolle una interfase DNP que se desea utilizar para las comunicaciones con el relé.
8.2.2 PROTOCOLO MODBUS DE GE POWER MANAGEMENT
El 745 Transformer Management Relay de GE Power Management implementa un subconjunto del estándar de la comunicación serial de Modbus Modicon AEG. Muchos dispositivos soportan este protocolo directamente con una tarjeta de interfase compatible, permitiendo la conexión directa de los relés. El protocolo Modbus es independiente del hardware; es decir, la capa física puede ser de cualquier variedad de configuraciones del hardware estándar. Esto incluye el RS232, RS422, RS485, de fibra óptica, etc. El 745 incluye un puerto RS232 del panel frontal, y dos puertos RS485 en la terminal posterior uno de los cuales puede ser configurado como un puerto RS422 de 4 alambres. Modbus es un protocolo de un solo maestro y múltiples esclavos compatible para una configuración de multicaída proporcionada por el hardware RS485/RS422. En esta configuración hasta 32 esclavos pueden ser unidos en serie (daisy-chain) en un solo canal de comunicaciones. El 745 de GE Power Management es siempre un esclavo de Modbus. Esto no puede ser programado como Modbus maestro. El protocolo Modbus existe en dos versiones: Unidad de Terminal Remota (RTU, binarios) y ASCII. Solo la versión RTU es apoyada por los 745. La monitorización, la programación y las funciones de control son posibles usando comandos de registro de escritura y lectura. Información adicional sobre el protocolo de Modbus puede encontrarse en la página web de Modbus en www.modbus.org.
8.2.3 INTERFASE ELÉTCRICA
El hardware o el interfase eléctrico puede ser cualquiera de los siguientes:
• RS485 de dos alambres para COM1 y COM2 de la terminal posterior
• RS422 de cuatro alambres para COM1 de la terminal posterior
• RS232 para el conector del panel delantero En un enlace del RS485 de dos alambres, el flujo de datos es bidireccional. El puerto RS422 de cuatro alambres utiliza la terminal RS485 para líneas de recepción, y dos otras terminales para líneas de transmisión. En el enlace del RS232 del panel delantero hay líneas separadas para la transmisión y la recepción, así como un alambre de señal a tierra. En todas las configuraciones los flujos de datos son semiduplex. Es decir, los datos nunca son transmitidos y recibidos al mismo tiempo. Las líneas RS485 y RS422 se deberían conectar en una configuración de cadena de margaritas (evite las conexiones de estrella) con los resistores y los capacitores terminales instalados en cada uno de los extremos del enlace, es decir en el extremo del maestro y en el esclavo que este más alejado del maestro. El valor de los resistores terminales debe ser igual a la impedancia característica de la línea. Esto es aproximadamente 120 Ω para un alambre del par trenzado estándar de 24AWG. El valor de los capacitores debe ser 1 nF. El alambre blindado se debe utilizar siempre para minimizar el ruido. La polaridad es importante en las comunicaciones RS485. La terminal ' + ' de cada dispositivo deben ser conectadas juntas para que el sistema funcione.
8.2.4 VELOCIDAD Y FORMATO DEL MARCO DE DATOS
Un marco de datos de una transmisión asincrónica de o hacia un 745 de GE Power Management consiste en 1 bit de arranque, 8 bits de datos, y 1 bit de paro. Esto produce un marco de datos de 10 bits. El 745 puede configurarse si se requiere para incluir un bit de paridad par o impar adicional, produciendo un marco de 11 bits de datos.
Todos los puertos del 745 de GE Power Management soportan la operación en 300, 1200, 2400, 9600, o 19200 baudios.
8 COMUNICACIONES 8.2 PROTOCOLO MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-3
8
8.2.5 FORMATO DEL PAQUETE DE DATOS
Una secuencia completa de solicitud / respuesta consiste en los siguientes bytes transmitidos como marcos de datos separados:
MENSAJE PREGUNTA DEL MAESTRO: DIRECCIÓN ESCLAVA: (1 byte) CÓDIGO DE FUNCIÓN: (1 byte) DATOS: (número variable de los bytes dependiendo del CÓDIGO DE FUNCIÓN) CRC: (2 bytes) MENSAJE DE RESPUESTA DEL ESCLAVO: DIRECCIÓN ESCLAVA: (1 byte) CÓDIGO DE FUNCIÓN: (1 byte) DATOS: (número variable de los bytes dependiendo del CÓDIGO DE FUNCIÓN) CRC: (2 bytes)
Se termina un mensaje cuando no se recibe ningún dato por un período de tiempo de transmisión de 3½. caracteres. Por lo tanto, el dispositivo que transmite no debe permitir espacios entre bytes más grandes que este intervalo (cerca de 3 ms en 9600 baudios). • DIRECCIÓN DEL ESCLAVO Éste es el primer byte de cada mensaje. Este byte representa la dirección
asignada por el usuario del dispositivo esclavo que recibirá el mensaje enviado por el maestro. A cada dispositivo esclavo se le debe asignar una dirección única, y solo el esclavo al cual se dirigió responderá a un mensaje que comience con su dirección. En un mensaje de pregunta del maestro la DIRECCIÓN ESCLAVO representa la dirección del esclavo a al cual se está enviando la solicitud. En un mensaje de respuesta esclavo la DIRECCIÓN ESCLAVO es una confirmación que representa la dirección del esclavo que está enviando la respuesta. Un mensaje de pregunta del maestro con una DIRECCIÓN ESCLAVO de 0, indica un comando de transmisión. Todos los esclavos en el enlace de comunicación tomarán acción basados en el mensaje, pero ninguno responderá al maestro. El modo de transmisión se reconoce solamente cuando está asociado con los FUNCTION CODES (Códigos de función) 05h, 06h, y 10h. Para cualquier otro código de función, un mensaje con dirección del esclavo 0 en modo de transmisión no será tomado en cuenta.
• CÓDIGO DE FUNCIÓN Éste es el segundo byte de cada mensaje. Modbus define los códigos de función del 1 al 127. El 745 de GE Power Management implementa algunas de estas funciones. En un mensaje de la pregunta maestro el CÓDIGO DE FUNCIÓN le dice al esclavo acción realizar. En un mensaje de respuesta esclavo, si el CÓDIGO DE FUNCIÓN enviado por el esclavo es igual al CÓDIGO DE FUNCIÓN enviado por el maestro entonces el esclavo realizará la función como se solicitó. Si el bit de orden alto del CÓDIGO DE FUNCIÓN enviado del esclavo es un 1 (es decir si es el CÓDIGO DE FUNCIÓN > 7Fh) entonces el esclavo no realizará la función como se solicitó y está enviando un error o una respuesta de excepción.
• DATOS Éste será un número variable de bytes dependiendo del CÓDIGO DE FUNCIÓN. Esto puede incluir valores reales, PUNTOS DE AJUSTE, o las direcciones enviadas por el maestro al esclavo o por el esclavo al maestro.
• CRC Este es un código de corrección de errores de dos bytes. La versión RTU de Modbus incluye dos CRC-16 (verificación de redundancia cíclica de 16 bits) con cada mensaje. El algoritmo CRC-16 esencialmente trata el flujo de datos completos (bits de datos solamente; arranque, paro y paridad son ignorados) como un número binario continuo. Este número es primero desplazado a la izquierda 16 bits y después dividido por un polinomio característico (11000000000000101B). El resto de los 16 bits de la división se añaden al final del mensaje, MSByte primero. El mensaje resultante, incluyendo el CRC cuando está dividido por el mismo polinomio en el receptor, dará un cero restante si no ha ocurrido ningún error de transmisión. Si un dispositivo esclavo de Modbus de GE Power Management recibe un mensaje en el cual un error está indicado por el cálculo CRC-16, el dispositivo esclavo no responderá al mensaje. Un error CRC-16 indica que uno o más bytes del mensaje fueron recibidos incorrectamente y por lo tanto el mensaje entero debería ser ignorado para evitar que el dispositivo esclavo realice cualquier operación incorrecta. El cálculo CRC-16 es un método estándar de la industria usado para la detección de error.
8.2 PROTOCOLO MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-4 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
8.2.6 ALGORITMO CRC-16 Una vez que se complete el algoritmo siguiente, el registro de funcionamiento " A " contendrá el valor CRC que se transmitirá. Observe que este algoritmo requiere que el polinomio característico para invertir el bit ordenado. El bit más significativo del polinomio característico se deja caer, puesto que no afecta el valor del resto. Los símbolos siguientes se utilizan en el algoritmo: Símbolos: --> transferencia de datos
A Registro de funcionamiento del 16 bit Alow byte de orden bajo de A Ahigh byte de orden alto de A CRC resultado de 16bits CRC-16 i, j contadores de espira (+) operador lógico EXCLUSIVE-OR N número total de bytes de datos D i byte de datos del i-th (De i = 0 a N-1) G polinomio característico de 16 bits = 1010000000000001 (binario) con MSbit caído y
el orden del bit invertido. shr (x) operador desplazado a la derecha (el LSbit de x es cambiado a una bandera de
acarreo, un ' 0 ' es desplazado al MSbit de x, el resto de los bits son desplazados una posición a la derecha)
Algoritmo: 1. FFFF ( hex) --> A 2. 0 --> i 3. 0 --> j 4. D i (+) Alow --> Alow 5. j + 1 --> j 6. shr (A) 7. Is there a carry? No: go to step 8. Yes: G (+) A --> A and continue. 8. Is j = 8? No: go to 5. Yes: continue. 9. i + 1 --> i 10. Is i = N? No: go to 3. Yes: continue. 11. A--> CRC
GE Power Management proporcionará si se requiere una implementación de este algoritmo en lenguaje de programación C.
8.2.7 CRONOMEDIDOR DEL MENSAJE La sincronización del mensaje de comunicación es mantenida por restricciones de tiempo. El dispositivo de recepción debe medir el tiempo entre cada recepción de caracteres. Si transcurren tres y medio caracteres sin que haya un nuevo carácter o terminación del mensaje, entonces el enlace de comunicación debe ser reiniciado. (Es decir todos los esclavos estarán atentos a un nuevo mensaje de pregunta del maestro). Así en 1200 baudios un retardo mayor de 3,5 x 1/1200 x 10 = 29,2 ms causara que el enlace de comunicación sea reiniciado. En 9600 baudios un retardo mayor de 3,5 x 1/9600 x 10 = 3,6 ms causara que el enlace de la comunicación sea reiniciado. La mayoría de los mensajes de pregunta del maestro serán respondidos en menos de 50 ms.
8 COMUNICACIONES 8.2 PROTOCOLO MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-5
8
8.2.8 CÓDIGOS DE FUNCIÓN SOPORTADOS
El segundo byte de cada mensaje es el código de función. Modbus define los códigos de función de 01h a 7Fh. El protocolo Modbus de la serie SR de GE Power Management soporta algunas de estas funciones, según lo resumido abajo.
Tabla 8 –1: CÓDIGOS DE FUNCIÓN DE GE POWER MANAGEMENT CÓDIGO DE FUNCIÓN HEX DEC
DEFINICIÓN DESCRIPCIÓN SUBSTITUTO
03 3 04H 04 4
LEER VALORES REALES O PUNTOS DE AJUSTE (READ ACTUAL VALUES OR SETPOINTS)
Lee valores reales o registros de puntos de ajuste de una o más direcciones consecutivas del registro del mapa de la memoria.
03H
05 5 EJECUTAR OPERACIÓN (EXECUTE OPERATION)
Realiza operaciones específicas del 745. 10H
06 6 GUARDAR UN SOLO PUNTO DE AJUSTE (STORE SINGLE SETPOINT)
Escribe un valor específico en un solo registro del punto de ajuste.
10H
10 16 GUARDAR LOS PUNTOS DE AJUSTES MÚLTIPLES (STORE MÚLTIPLE SETPOINTS)
Escribe los valores específicos en uno o más registros consecutivos del punto de ajuste.
---
*Ya que algunos controladores lógicos programables solamente soportan códigos de función 03h (o 04h) y 10h, la mayoría de los comandos Modbus anteriores de los controladores lógicos programables del se puede realizar leyendo o escribiendo direcciones especiales en el mapa de memoria del 745 usando estos códigos de función. Vea la sección titulada SUBSTITUCIÓN DE CÓDIGOS DE FUNCIÓN para mayores detalles.
8.2 PROTOCOLO MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-6 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
8.2.9 CÓDIGO DE FUNCIÓN 03H/04H: LEER VALORES REALES/PUNTOS DE AJUSTE Puesta en práctica del Modbus: Lectura de Registros de Retención. Puesta en práctica de GE Power Management: Lectura de valores reales o puntos de ajuste. Puesto que algunas puestas en práctica de Modbus en PLC solo soportan uno de los códigos de función 03h y 04h, la interpretación del 745 permite que el código de la función sea utilizado para leer uno o más puntos de ajuste consecutivos o valores actuales. La dirección inicial de los datos determinará el tipo de datos que están siendo leídos. Por lo tanto los códigos 03h y 04h de la función son idénticos. La puesta en práctica de Modbus por parte de GE Power Management considera “holding registers" (registros de retención) como cualquier punto de ajuste o registro del valor real en el mapa de memoria del 745. Los registros son valores de 16 bits (dos bytes) transmitidos con los bytes de orden alto en primer lugar. Así todos los puntos de ajuste y valores reales de GE Power Management en el mapa de memoria se envían como dos registros de bytes. Este código de función le permite al maestro leer uno o más punto de ajustes consecutivos o valores reales del dispositivo esclavo direccionado. El número máximo de valores que pueden ser leídos en un solo mensaje es de 120. EJEMPLO Y FORMATO DEL MENSAJE: Solicitud para leer 3 valores de registro comenzando por la dirección 0200 del dispositivo esclavo 11. Mensaje de Pregunta Maestra: Ejemplo ( hex): DIRECCIÓN ESCLAVO 11 mensaje de pregunta para el esclavo 11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 03 Leer los valores del registro DIRECCIÓN INICIAL DE DATOS: byte de orden alto 02 datos que comienzan en la dirección 0200 DIRECCIÓN INICIAL DE DATOS: byte de orden bajo 00 NÚMERO DE REGISTROS: byte de orden alto 00 valores de 3 registros = 6 bytes en total NÚMERO DE REGISTROS: byte de orden bajo 03 CRC: byte de orden bajo 06 CRC: byte de orden alto E3 Campo: Ejemplo ( hex): DIRECCIÓN ESCLAVO 11 mensaje de respuesta del esclavo 11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 03 Leer los valores del registro CONTEO DE BYTES 06 Valores de 3 registros =6 bytes en total DATO #1: byte de orden alto 2B Valor del registro en la dirección 0200 = 022B DATO # 1: byte de orden alto 00 DATO # 2: byte de orden alto 00 Valor del registro en la dirección 0201 = 0000 DATO # 2: byte de orden bajo 00 DATO # 3: byte de orden alto 00 valor del registro en la dirección 0202 = 0064 DATO # 3: byte de orden bajo 64 CRC: byte de orden bajo C8 CRC: byte de orden alto BA
8 COMUNICACIONES 8.2 PROTOCOLO MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-7
8
8.2.10 CÓDIGO DE LA FUNCIÓN 05H: EJECUTAR OPERACIÓN Puesta en práctica de Modbus: Forzar una sola bobina Puesta en práctica GE Power Management: Ejecutar Operación Este código de función permite que el maestro ejecute diferentes operaciones en el 745. El VALOR DEL CÓDIGO de 2 bytes de FF00h se debe enviar después del CÓDIGO DE OPERACIÓN para que la operación sea ejecutada. EJEMPLO Y FORMATO DEL MENSAJE: Solicitud de ejecutar la operación de reinicio en el dispositivo esclavo 11. Mensaje de Pregunta Maestra: Ejemplo (hexagonal): DIRECCIÓN ESCLAVO 11 mensaje de pregunta para el esclavo 11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 05 Ejecutar la operación CÓDIGO DE OPERACIÓN: byte de orden alto 00 Reinicio remoto CÓDIGO DE OPERACIÓN: byte de orden bajo 01 VALOR DEL CÓDIGO: byte de orden alto FF Ejecutar la operación VALOR DEL CÓDIGO: byte de orden 00 CRC: byte de orden bajo DF CRC: byte de orden alto 6A Campo: Ejemplo ( hex): DIRECCIÓN ESCLAVO 11 Mensaje de respuesta del esclavo 11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 05 ejecute la operación CÓDIGO DE OPERACIÓN: byte de orden alto 00 Reajuste remoto CÓDIGO DE PERACIÓN: byte de orden bajo 01 VALOR DEL CÓDIGO: byte de orden alto FF realice la operación VALOR DEL CÓDIGO: byte de orden bajo 00 CRC: byte de orden bajo DF CRC: byte de orden alto 6A
Tabla 8 –2: RESUMEN DE LOS CÓDIGOS DE OPERACIÓN PARA EL CÓDIGO DE FUNCIÓN 05H
CÓDIGO DE OPERACIÓN
DEFINICIÓN DESCRIPCIÓN
0000 NINGUNA OPERACIÓN No hace nada 0001 REINICIO REMOTO Ejecuta la misma función que la tecla RESET (Reinicio) del
panel delantero 0002 MEMORIA DE RASTRO
POR DISPARADOR Inicia una captura en forma de onda de la memoria del trazo e incrementa los registros de “Total Number of Trace Triggers “ (“número total de los disparadores del trazo”)
0003 ELIMINAR LOS DATOS DE LA DEMANDA MÁXIMA
Ejecuta la misma función que el comando del mensaje A2 METERING / DEMAND / DEMAND DATA CLEAR / CLEAR MAXIMUM DEMAND DATA
0004 ELIMINAR LOS DATOS DEL REGISTRADOR DE EVENTOS
Ejecuta la misma función que el comando en el mensaje A3 EVENT RECORDER / EVENT DATA CLEAR / CLEAR EVENT RECORDER DATA
0005 ELIMINAR LOS DATOS DE PERDIDA DE VIDA
Ejecutar la misma función que el comando en el mensaje S1 745 SETUP / INSTALLATION / CLEAR LOSS-OF-LIFE DATA
0006 ELIMINAR MEMORIA DE RASTRO
Eliminar todos los buffers de memoria de trazo y el registro de “Total Number of Trace Triggers” en cero.
0007 ELIMINAR LOS DATOS DE ENERGÍA
Ejecuta la misma función que el comando en del mensaje A2 METERING / ENERGY / ENERGY DATA CLEAR / CLEAR ENERGY
8.2 PROTOCOLO MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-8 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
8.2.11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 06H: ALMACENAR UN SOLO PUNTO DE AJUSTE
Puesta en práctica de Modbus: Preestablecer un solo Registro Puesta en práctica de GE Power Management: Almacenar un solo Punto de ajuste
Este código de función le permite al maestro modificar el contenido de un solo registro del punto de ajuste en el dispositivo esclavo direccionado. La respuesta del dispositivo esclavo a este código de función es un eco del mensaje completo de pregunta del maestro.
EJEMPLO Y FORMATO DEL MENSAJE: Se le solicita al dispositivo esclavo 11 escribir el valor 00C8 en la dirección 1100 del punto de ajuste Mensaje de Pregunta Maestra: Ejemplo (hex): DIRECCIÓN ESCLAVO 11 mensaje de pregunta para el esclavo 11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 06 Almacenar un solo punto de ajuste DIRECCIÓN INICIAL DE DATOS: byte de orden alto 11 datos que comienzan en la dirección 1100 DIRECCIÓN INICIAL DE DATOS: byte de orden bajo 00 DATOS: byte de orden alto 00 datos para la dirección 1100 = 00C * DATOS: byte de orden bajo C8 CRC: byte de orden bajo 8F CRC: byte de orden alto F0 Campo: Ejemplo ( hex): DIRECCIÓN ESCLAVO 11 mensaje de respuesta del esclavo 11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 06 Almacenar un solo valor de punto de ajuste DIRECCIÓN INICIAL DE DATOS: byte de orden alto 11 datos que empiezan en la dirección 1100 DIRECCIÓN INICIAL DE DATOS: byte de orden bajo 00 DATOS: byte de orden alto 00 datos para la dirección 1100 = 00C * DATOS: byte de orden bajo C8 CRC: byte de orden bajo 8F CRC: byte de orden alto F0
8 COMUNICACIONES 8.2 PROTOCOLO MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-9
8
8.2.12 CÓDIGO DE FUNCIÓN 10H: ALMACENAR MULTIPLES PUNTOS DE AJUSTES
Puesta en práctica De Modbus: Pre-establecer Registros Múltiples
Implementación de la administración de potencia de GE Almacenar: punto de ajustes múltiples
Este código de función le permite al maestro modificar el contenido de uno o más registros consecutivos de puntos de ajuste en el dispositivo esclavo. Los registros del punto de ajuste son valores de 16 bits (dos bytes) transmitidos en byte de orden alto direccionado primero.
El número máximo de los valores del registro (punto de ajustes) que se pueden almacenar en un solo mensaje es de 60.
FORMATO Y EJEMPLO DEL MENSAJE: Se le solicita al dispositivo del esclavo 11 escribir el valor 00C8 en la dirección 1100 del punto de ajuste, y el valor 0001 en la dirección 1101 del punto de ajuste.
Mensaje de Pregunta Maestra: Ejemplo (hex): DIRECCIÓN ESCLAVO 11 mensaje de la pregunta para el esclavo 11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 10 Almacena valores múltiples del punto de ajuste DIRECCIÓN INICIAL DE DATOS: byte de orden alto 11 datos que comienzan en la dirección 1100 DIRECCIÓN INICIAL DE DATOS: byte de orden bajo 00 NÚMERO DE PUNTOS DE AJUSTE: byte de orden alto 00 valores de 2 puntos de ajuste = 4 bytes en total NÚMERO DE PUNTOS DE AJUSTE:byte de orden bajo 02 CONTEO DEL BYTE 04 4 bytes de datos DATO # 1: byte de orden alto 00 datos para la dirección 1100 = 00C8 DATO # 1: byte de orden C8 DATO # 2: byte de orden alto 00 datos para la dirección 1101 = 0001 DATO # 2: byte de orden bajo 01 CRC: byte de orden bajo 27 CRC: byte de orden bajo 01 Campo: Ejemplo (hex): DIRECCIÓN ESCLAVO 11 Mensaje de respuesta del esclavo 11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 10 Guarda valores múltiples de punto de ajuste DIRECCIÓN INICIAL LOS DATOS: byte de orden alto 11 datos que comienzan en la dirección 1100 DIRECCIÓN INICIAL LOS DATOS: byte de orden bajo 00 NÚMERO DE PUNTOS DE AJUSTE: byte de orden alto 00 valores de 2 puntos de ajuste =4 bytes en total NÚMERO DE PUNTOS DE AJUSTE: byte de orden bajo 02 CRC: byte de orden bajo 46 CRC: byte de orden bajo 64
8.2 PROTOCOLO MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-10 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
8.2.13 RESPUESTAS DE EXCEPCIÓN
Los errores de programación o de operación ocurren por datos ilegales en un mensaje, los problemas de hardware o de software en el dispositivo esclavo, etc. Estos errores dan lugar a una respuesta de excepción por parte del esclavo. El esclavo que detecte uno de estos errores envía un mensaje de respuesta al maestro el cual consiste en la dirección del esclavo, el código de función, el código del error, y el CRC. Para indicar que la respuesta es una notificación de error, el bit de orden alto del código de la función es establecido en 1.
Tabla 8 –3: CÓDIGOS DE ERROR CÓDIGO DE
ERROR DEFINICIÓN DE MODBUS
IMPLEMENTACIÓN DE GE POWER MANAGEMENT
01 FUNCIÓN LEGAL El código de función del mensaje de pregunta del maestro no es un código de función soportado por el esclavo.
02 DIRECCIÓN ILEGAL DE DATOS
La dirección referenciada en el campo de datos del mensaje de pregunta del maestro no es una dirección soportada por el esclavo.
03 VALOR ILEGAL DE DATOS
El valor referenciado en el campo de datos del mensaje de pregunta del maestro no está permitida en la ubicación del esclavo direccionado.
04 FALLO EN EL DISPOSITIVO ASOCIADO
Un dispositivo externo conectado con el dispositivo esclavo direccionado ha fallado y los datos solicitados no pueden ser enviados. Esta respuesta será regresada si un dispositivo de GE Power Management conectado con el puerto externo del dispositivo RS485 del 745 no ha fallado en responder al 745.
05 * RECONOCIMIENTO
El dispositivo esclavo direccionado ha aceptado y está procesando un comando de larga duración. Sondear para verificar el estatus.
06 * OCUPADO MENSAJE RECHAZADO
El mensaje fue recibido sin error, pero el dispositivo esclavo esta ocupado procesando un comando de larga duración. Retransmita después, cuando el dispositivo esclavo se encuentre libre.
07 * NAK – RECONOCIMIENTO NEGATIVO
El mensaje fue recibido sin error, pero la solicitud no podría ser ejecutada, porque esta versión del 745 no tiene disponible la operación solicitada.
*Algunas puestas en práctica de Modbus pueden no soportar estas respuestas de excepción.
EJEMPLO Y FORMATO DEL MENSAJE: Solicita al dispositivo esclavo 11 ejecutar el código no soportado. de la función 39h
Mensaje de Pregunta Maestra: Ejemplo (hex): DIRECCIÓN ESCLAVO 11 mensaje de pregunta para el esclavo 11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 39 error del código de función no soportado CRC: byte de orden bajo CD CRC: byte de orden alto F2 Campo: Ejemplo ( hex): DIRECCIÓN ESCLAVO 11 mensaje de respuesta del esclavo 11 CÓDIGO DE FUNCIÓN B9 regrese el código de función no soportado con un bit de orden alto establecido. CÓDIGO DE ERROR 01 función ilegal CRC: byte de orden bajo 93 CRC: byte de orden alto 95
8 COMUNICACIONES 8.2 PROTOCOLO MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-11
8
8.2.14 LECTURA DEL REGISTRADOR DEL EVENTO Todos los datos del registrador de eventos pueden ser leídos de los registros del Modbus encontrados en el rango de direcciones 0800h - 0FFFh. El registro ‘Total Number of Events Since Last Clear’ (número total de eventos desde el último borrado) en la dirección 0804h es incrementado por uno cada vez que ocurre un nuevo evento. El registro es vuelto a cero cuando el registrador de eventos es limpiado. Cuando ocurre un nuevo evento, a este se le asigna un ‘event number’(' número del evento ') el cual es igual al valor incrementado de este registro. El evento más reciente tendrá un número de evento igual al Número Total de Eventos. Este registro puede ser usado para determinar si algún nuevo evento ha ocurrido, mediante la lectura periódica del registro para ver si el valor ha cambiado. Si el número total de eventos ha aumentado, significa que nuevos eventos han ocurrido. Solamente los datos para un solo evento se pueden leer del mapa de memoria Modbus en un solo paquete de datos. El registro del ‘Event Record SeleTCor Index’ (índice del selector de registros de Eventos) en la dirección 0805h selecciona el número del evento del cual se pueden leer los datos en el mapa de datos de la memoria. Por ejemplo, para leer los datos para el evento numero 123, se necesita primero escribir el valor 123 en este registro. Todos los datos para el número de evento 123 se pueden ahora leer de los registros de ‘Event Recorder Data’ (datos del registrador del evento) en las direcciones 0830h a 0866h. De hecho solamente los últimos 128 eventos se guardan en la memoria del relé. Intentar recuperar datos de eventos más antiguos que no fueron guardados dará lugar a una respuesta de excepción del Modbus cuando se escriba ‘ Event Record SeleTCor Event ' (al índice del selector de registro de evento)'. El ejemplo siguiente ilustra cómo se puede recuperar información del registrador del evento: Un sistema de SCADA vota el ‘Total Number Events’ (Núm. Total de Eventos) una vez cada minuto. Este ahora lee un valor de 27 del registro cuando previamente el valor era 24, lo que significa que tres nuevos eventos han ocurrido durante el último minuto. El sistema de SCADA escribe un valor de 25 en el registro del índice del selector del registro de eventos. Después lee los datos para el evento número 25 de los registros de los datos del registrador del evento y guarda los datos en la memoria permanente para que sean recuperados por un operador. El sistema SCADA ahora escribe el valor 26 en el selector y después lee los datos para el evento número 26. Finalmente, el sistema SCADA escribe el valor 27 en el selector y después lee los datos para este evento. Todos los datos para los nuevos eventos ahora han sido recuperados por el sistema de SCADA, así que resume la votación del número total de registro de eventos.
8.2.15 LECTURA DE LA MEMORIA DE TRAZO Todos los datos de la memoria de trazo se pueden leer de los registros de Modbus encontrados en el rango de dirección 4000h - 47FFh. El ‘ Total Number of Trace Triggers Since Last Clear’ (' número total de disparadores de trazo desde el último borrado) en la dirección 4004h es incrementado por uno cada vez que una nueva captura de la forma de onda ha sido disparado. El registro es puesto a cero cuando la memoria de trazo se limpia. Cuando ocurre un nuevo disparo, al buffer de la memoria de trazo se le asigna un ' trigger number’ (‘número de disparador ') el cual es igual al valor incrementado de este registro. El buffer capturado más reciente tendrá un número de disparador igual al Número Total de los Disparadores de Trazo. Este registro se puede utilizar para determinar si han ocurrido algunos nuevos disparos, mediante la lectura periódica del registro para ver si el valor ha cambiado. Si el número total de los disparadores de trazo ha aumentado, entonces nuevas capturas en forma de onda de la memoria de trazo han ocurrido. Únicamente los datos para un solo canal de un solo buffer de memoria de trazo pueden ser leídos del mapa de memoria del Modbus a la vez. El registro del índice del selector del buffer de trazo ' en la dirección 4005h selecciona el buffer de memoria de trazo, y ' el índice del selector de canal del trazo ' en la dirección 4006h selecciona el canal de la memoria de trazo, cuyos datos en forma de onda se pueden interpretar del mapa de la memoria. Por ejemplo, para leer los datos en forma de onda del ‘Winding 1 Phase C Current’ (‘corriente de fase C del devanado 1) para el buffer 5 de la memoria del trazo, el valor 5 se debe escribir en el índice del selector del buffer de trazo, y el valor 2 (según el formato de datos F65) se debe escribir en el índice del SeleTCor del Canal de Trazo. Todos los datos capturados en forma de onda para el buffer 5, canal ‘Winding 1 Phase C Current’ pueden ser leídos ahora en los registros de los ‘datos de la memoria de trazo ' en las direcciones 4010h a 4416h. Solamente los buffers de la memoria de trazo para los 3 últimos disparadores de la memoria del trazo se guardan en la memoria del relé. El tratar de recuperar los datos de disparadores más antiguos que no han sido guardados dará lugar a una respuesta de excepción del Modbus cuando se escriba en el índice del selector del buffer del trazo '.
8.2 PROTOCOLO MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-12 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
El ejemplo siguiente ilustra cómo se puede recuperar información de la memoria de trazo:
Un sistema de SCADA vota el registro del Número Total de disparadores de trazo una vez cada minuto. Ahora lee un valor de 6 del registro cuando previamente el valor era de 5, lo que significa que un nuevo disparo ha ocurrido durante el último minuto. El sistema SCADA escribe el valor de 6 en el registro del índice del SeleTCor del buffer del trazo. Este después escribe el valor de 0 en el registro del índice del selector de canal de trazo, lee los datos en forma de onda para la corriente de fase A del devanado 1 del buffer 6 de trazo de los registros de los datos de la memoria del rastreo y guarda los datos a la memoria permanente para la recuperación por un operador. El sistema SCADA escribe ahora el valor 1 en el índice del selector de canal de trazo, cada vez que se lean los datos de la forma de onda, hasta que han sido leídos todos los canales para el amortiguador 6. Todos los datos en forma de onda para el nuevo disparador de la memoria de trazo ahora han sido recuperados por el sistema SCADA, así este resume el registro del Número Total de los Disparadores del Trazo.
8.2.16 ACCESO A DATOS POR MEDIO DEL MAPA DEL USUARIO
El 745 tiene una característica de gran alcance, llamado mapa del usuario, que permite que una computadora tenga acceso a 120 registros no-consecutivos (puntos de ajuste o valores actuales) usando un mensaje de lectura Modbus.
Es a menudo necesario para una computadora maestra votar continuamente los diversos valores en cada uno de los relés esclavos conectados. Si estos valores son dispersados a través del mapa de la memoria, su lectura requeriría numerosas transmisiones lo que atascaría el enlace de comunicación. El mapa del usuario se puede programar para unir cualquier dirección del mapa de la memoria a una en el bloque de ubicaciones consecutivas del mapa del usuario, de modo que pueden ser accesados leyéndolas y escribiéndolas, si se encuentran junto con los puntos de ajuste estas ubicaciones consecutivas.
La característica del mapa del usuario consiste en:
1. Las direcciones del mapa del usuario del #1 al #120 (situado en las direcciones del mapa de la memoria 0180 a 01F7 hex). Éstos son los puntos de ajuste que almacenan (posiblemente de forma discontinua) las direcciones del mapa de memoria de los valores que deben ser accesados.
2. Los valores del mapa del usuario del #1 al #120 (situados en las direcciones del mapa de la memoria
0100 a 0177 hex). Éstos son los puntos de acceso de las posiciones re-mapeados. La lectura del valor #1 del mapa del usuario regresa el valor a la dirección almacenada en la dirección del Mapa del Usuario # 1, el valor #2 del mapa del usuario al valor en la dirección del mapa del usuario # 2, y así sucesivamente. Escribirle a cualquier valor del mapa del usuario es solamente posible si la dirección guardada en la dirección correspondiente del mapa del usuario es la dirección de un valor del punto de ajuste.
Por ejemplo para utilizar la característica del Mapa del Usuario, suponemos que la computadora maestra es requerida para leer continuamente las posiciones del mapa de memoria mostradas en la tabla de abajo del esclavo 11. Normalmente, esto requeriría por lo menos 4 mensajes separados de pregunta del maestro.
Tabla 8 –4: UBICACIONES DEL MAPA DE MEMORIA A ACCESAR
DIRECCIÓN DESCRIPCIÓN TIPO 0200H Estado del relé valor REAL 0210H Bandera de S/C del Tiempo de Fase del W3 valor REAL 0300H contenido de la 4ta armónica de la fase A del W1 valor REAL 0301H contenido de la 4ta armónica de la fase B del W1 valor REAL 0302 hex contenido de la 4ta armónica de la fase C del W1 valor REAL 2002 hex Detección del Diferencial de Porcentaje punto de ajuste
8 COMUNICACIONES 8.2 PROTOCOLO MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-13
8
1. Primero, cargue las direcciones listadas en la primera columna de la tabla en a las direcciones del mapa de usuario de la #1 a la #6 (direcciones 0180 a 0185 hex). Mensaje De Pregunta del Maestro: Ejemplo ( hex): DIRECCIÓN ESCLAVO 11 mensaje de pregunta para el esclavo 11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 10 Almacenar valores múltiples de puntos de ajuste DIRECCIÓN INICIAL DE LOS DATOS: byte de orden alto 01 datos que comienzan en la dirección 0180 DIRECCIÓN INICIAL DE LOS DATOS: byte de orden bajo 80 NÚMERO DE PUNTOS DE AJUSTE: byte de orden alto 00 valores del 6 puntos de ajuste =12 bytes en total NÚMERO DE PUNTOS DE AJUSTE: byte de orden bajo 06 0C CONTEO DEL BYTE 12 bytes de datos DATO # 1: byte de orden alto 02 0200 estatus del relé DATO # 1: byte de orden bajo 00 DATO # 2: byte de orden alto 02 0210 bandera de la S/C del tiempo de fase del W3 DATOS # 2: byte de orden bajo 10 DATOS # 3: byte de orden alto 03 0300 contenido de la 4ta armónica de la fase A del
W1 DATOS # 3: byte de orden bajo 00 DATOS # 4: byte de orden alto 03 0301 contenido de la 4ta armónica de fase B del
W1 DATOS # 4: byte de orden bajo 01 DATOS # 5: byte de orden alto del W1 03 0302 contenido de la 4ta armónica de la fase C DATOS # 5: byte de orden bajo 02 DATOS # 6: byte de orden alto 20 2002 captación del diferencial de porcentaje DATOS # 6: byte de orden bajo 02 CRC: byte de orden bajo 2F CRC: byte de orden alto 8A Campo: Ejemplo (hex): DIRECCIÓN ESCLAVO 11 mensaje de respuesta del esclavo 11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 10 Almacenar valores múltiples del punto de ajuste DIRECCIÓN INICIAL DE LOS DATOS: byte de orden alto 11 datos que comienzan en la dirección 0180 DIRECCIÓN INICIAL DE LOS DATOS: byte de orden bajo 80 NÚMERO DE LOS PUNTOS DE AJUSTE: byte de orden bajo 00 valores de 6 puntos de ajuste = 12 bytes en total NÚMERO DE LOS PUNTOS DE AJUSTE: byte de orden bajo 06 CRC: byte de orden bajo 42 CRC: byte de orden alto 8F
2. Ahora que las direcciones del Mapa del Usuario han sido establecidos, se puede accesar las localizaciones requeridas en el mapa de memoria vía los Valores del Mapa del Usuario #1 a #6 (direcciones 0100 a 0105 hex). Ambos valores y PUNTOS DE AJUSTE pueden ser interpretados.
Mensaje de Pregunta del Maestro: Ejemplo ( hex): DIRECCIÓN ESCLAVO 11 Mensaje de pregunta para el esclavo 11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 03 Leer los valores del registro DIRECCIÓN INICIAL LOS DATOS: byte de orden alto 01 datos que inician en la dirección 0100 DIRECCIÓN INICIAL LOS DATOS: byte de orden bajo 00 NÚMERO DE LOS REGISTROS: byte de orden bajo 00 valores de 6 puntos de ajuste = 12 bytes en total NÚMERO DE LOS REGISTROS: byte de orden bajo 06 CRC: byte de orden bajo C6 CRC: byte de orden alto A4
8.2 PROTOCOLO MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-14 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Campo: Ejemplo ( hex): DIRECCIÓN ESCLAVO 11 mensaje de respuesta del esclavo 11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 03 Leer los valores del registro CONTEO DEL BYTE 0C 6 valores de registros = 12 bytes de datos DATO # 1: byte de orden alto 82 Estatus del relé DATO # 1: byte de orden bajo 01 DATO # 2: byte de orden bajo 00 Bandera de la S/C del tiempo de la fase del W3 = no operado DATO # 2: byte de orden bajo 01 DATO # 3: byte de orden alto 00 Contenido de la 4ta armónica de la fase A del W1= 1% fo DATO # 3: byte de orden bajo 01 DATO # 4: byte de orden alto 00 Contenido de la 4ta armónica de la fase B del W1 = 1% fo DATO # 4: byte de orden alto 01 DATO # 5: byte de orden alto 00 Contenido de la 4ta armónica de la fase C del W1 = 1% fo DATO # 5: byte de orden bajo 01 DATO # 6: byte de orden alto 00 Captación diferenciado del porcentaje = 0,30 x I d DATO # 6: byte de orden bajo 1E CRC: byte de orden bajo 80 CRC: byte de orden bajo F1
3. Los puntos de ajuste pueden ser escritos vía el mapa del usuario. En el ejemplo anterior, para cambiar el valor de la Detección Diferencial Restringida a 0,20 x TC a través del mapa del usuario, transmita el siguiente mensaje del Modbus:
Mensaje de Pregunta de Maestro: Ejemplo ( hex): DIRECCIÓN ESCLAVO 11 Mensaje de pregunta para el esclavo 11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 06 Almacena valores del punto de ajuste, uno a la vez DIRECCIÓN INICIAL DE LOS DATOS: byte de orden alto 01 datos que comienzan en la dirección 0185 DIRECCIÓN INICIAL DE LOS DATOS: byte de orden bajo 85 DATOS: byte de orden alto 00 0014 = 0,30 x I d DATOS: byte de orden bajo 14 CRC: byte de orden bajo 9B CRC: byte de orden alto 40 Campo: Ejemplo ( hex): DIRECCIÓN ESCLAVO 11 Mensaje de respuesta del esclavo 11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 06 Almacena valores de puntos de ajuste, uno a la vez DIRECCIÓN INICIAL DE LOS DATOS: byte de orden alto 01 Datos que comienzan en la dirección 0185 DIRECCIÓN INICIAL DE LOS DATOS: byte de orden bajo 85 DATOS: byte de orden alto 00 0014 = 0,30 x I d DATOS: byte de orden bajo 14 CRC: byte de orden bajo 9B CRC: byte de orden alto 40
8 COMUNICACIONES 8.2 PROTOCOLO MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-15
8
8.2.17 SUBSTITUCIONES DEL CÓDIGO DE FUNCIÓN
La mayoría de los comandos Modbus soportados por el 745 pueden ser ejecutados mediante los 10h y las direcciones especiales del mapa de memoria.
a) SUBSTITUCIONES DEL CÓDIGO DE FUNCIÓN 03H y 04
Los códigos de función 03h y 04h son intercambiables. Ambos tienen formatos idénticos del mensaje, y ambos ejecutan la misma acción.
b) SUBSTITUCIÓN DEL CÓDIGO DE FUNCIÓN 05H
El código de función 05h (EJECUTAR OPERACIÓN) se puede ejecutar escribiendo el comando como si fueran datos en el mapa de la memoria
0080h CÓDIGO DE OPERACIÓN
El ejemplo y el formato del mensaje se muestra abajo.
Solicita al dispositivo esclavo 11 reiniciar los objetivos:
Mensaje Pregunta del MAESTRO: Ejemplo (hex): DIRECCIÓN ESCLAVO 11 mensaje de pregunta para el esclavo 11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 10 Almacenar múltiples puntos de ajuste
(substituidos para el código 05H) DIRECCIÓN INICIAL DE LOS DATOS: byte de orden alto 00 datos que comienzan en la dirección 0080 DIRECCIÓN INICIAL DE LOS DATOS: byte de orden bajo 80 NÚMERO DE LOS PUNTOS DE AJUSTE: byte de orden alto 00 Valores de 1 Registro = 2 bytes en total NÚMERO DE LOS PUNTOS DE AJUSTE: byte de orden bajo 01 CONTEO DE BYTES 02 2 bytes de datos DATO # 1: byte de orden alto 00 0001 = código de operación 0001H (objetivos
reiniciados) DATO # 1: byte de orden bajo 01 CRC: byte de orden bajo B5 CRC: byte de orden alto 90
Campo: Ejemplo ( hex): DIRECCIÓN ESCLAVO 11 mensaje de respuesta del esclavo 11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 10 Almacenar múltiples puntos de ajuste DIRECCIÓN INICIAL DE LOS DATOS: byte de orden alto 00 datos que comienzan en la dirección 0080 DIRECCIÓN INICIAL DE LOS DATOS: byte de orden bajo 80 NÚMERO DE LOS PUNTOS DE AJUSTE: byte de orden alto 00 Valores de 1 punto de ajuste = 2 bytes en total NÚMERO DE LOS PUNTOS DE AJUSTE: byte de orden bajo 01 CRC: byte de orden bajo 02 CRC: byte de orden alto 31
8.2 PROTOCOLO MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-16 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
c) SUBSTITUCIÓN DEL CÓDIGO DE FUNCIÓN 06H
El código de función 06h (STORE SINGLE SETPOINT) es simplemente una versión más corta del código de función 10h (STORE MULTIPLE SETPOINTS). Usar el código de función 10h, de tal forma que el NUMBER OF SETPOINTS (NÚMERO DE PUNTOS DE AJUSTE) almacenado sea 1, esto tiene el mismo efecto que el código de función 06h. El ejemplo y el formato del mensaje se muestra abajo.
Solicita al dispositivo esclavo 11 escribir el valor 00C8 del punto de ajuste en la dirección 1100 del punto de ajuste. Mensaje de Pregunta del Maestro Ejemplo (hex): DIRECCIÓN ESCLAVO 11 mensaje de pregunta para el esclavo 11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 10 Almacena múltiples puntos de ajuste
(substituidos por el código 06H) DIRECCIÓN INICIAL DE LOS DATOS: byte de orden alto 11 datos que comienzan en la dirección 1100 DIRECCIÓN INICIAL DE LOS DATOS: byte de orden bajo 00 NÚMERO DE LOS PUNTOS DE AJUSTE: byte de orden alto 00 Valores de 1 punto de ajuste = 2 bytes en total NÚMERO DE LOS PUNTOS DE AJUSTE: byte de orden bajo 01 CONTEO DEL BYTE 02 2 bytes de datos DATO # 1: byte de orden alto 00 datos para la dirección 1100 = 00C8 DATO # 1: byte de orden bajo C8 CRC: byte de orden bajo 6B CRC: byte de orden alto 07 Campo: Ejemplo ( hex): DIRECCIÓN ESCLAVO 11 Mensaje de respuesta del esclavo 11 CÓDIGO DE FUNCIÓN 00 Almacena múltiples valores del punto de ajuste DIRECCIÓN INICIAL DE LOS DATOS: byte de orden alto 11 datos que comienzan en la dirección 1100 DIRECCIÓN INICIAL DE LOS DATOS: byte de orden bajo 00 NÚMERO DE LOS PUNTOS DE AJUSTE: byte de orden alto 00 Valores de 1 punto de ajuste = 2 bytes en total NÚMERO DE LOS PUNTOS DE AJUSTE: byte de orden bajo 01 CRC: byte de orden bajo 06 CRC: byte de orden alto 65
8.2.18 ORGANIZACIÓN DEL MAPA DE MEMORIA
Los datos en el 745 que son accesibles a través de las comunicaciones de la computadora se agrupan en varias secciones del mapa de memoria según lo mostrado en la tabla de abajo. Todas las localidades del mapa de memoria son valores de dos bytes(16-bit). La sección siguiente lista todas las localidades del mapa de memoria. Las direcciones para todas las localidades están en hexadecimales. Consulte el rango, el incremento, las unidades, y el formato de datos (listado después del mapa de memoria) para interpretar los valores del registro.
Tabla 8 –5: ORGANIZACIÓN DEL MAPA DE MEMORIA SECCIÓN DEL MAPA DE MEMORIA RANGO DE DIRECCIÓN DESCRIPCIÓN Identificación del Producto 0000 - 007F Información de la identificación y de la revisión.
Lectura solamente. Comandos 0080 - 00FF Localidades substitutas del comando. Lectura y
escritura. Mapa del Usuario 0100 - 01FF Valores y direcciones del Mapa del Usuario. Lectura
y Escritura Valores Reales 0200 - 07FF Lectura solamente. Registrador de evento 0800 - 0FFF Leer solamente (excepto " el Índice del Selector de
Registro de evento"). Puntos de ajuste Comunes 1000 - 1FFF Lectura y escritura Grupo 1/2/3/4 de punto de ajuste 2000 - 3FFF Lectura y escritura Memoria de Trazo 4000 - 47FF Lectura solamente (excepto el " Índice del Selector
del Buffer de TRAZO " y " Índice del Selector de canal del TRAZO").
Memoria de Reproducción 4800 - 4FFF Lectura y Escritura
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-17
8
8.3.1 MAPA DE MEMORIA DEL 745
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIA del 745 (hoja 1 de 57) DIR
(HEX) GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL
INCREMENTO UNIDADES CÓDIGO DEL
FORMATO PREDETERMI
NADO EN FÁBRICA
Identificación del producto (direcciones de 0000 a 007F) - Lectura solamente 0000 Código del dispositivo del
producto de GE --- --- --- F1 33 = 745
0001 Revisión del Hardware --- --- --- F13 4 = D 0002 Revisión del Software --- --- --- F14 200 0003 Número de Versión De 000 a
999 001 --- F1 000
0004 Revisión del Bootware De 000 a 999
001 --- F14 120
0005 Opciones Instaladas --- --- --- F15 --- 0006 Número de Serie (4
registros) --- --- --- F33 " A0000000 "
000A Fecha de Fabricación (2 registros)
--- --- --- F23 ---
000C Reservado
001F
IDENTIFICACIÓN DEL PRODUCTO
Reservado Opciones de Actualización(direcciones De 0020 a 002F) - Lectura / Escritura
0020 Nuevas opciones --- --- --- F15 --- 0021 Modifique el Código de
Acceso --- --- --- F33 ---
0022 Reservado
007F
MODIFIQUE LAS OPCIONES
Reservado Comandos (direcciones De 0080 a 00FF) - Lectura / Escritura
0080 Código de operación del Comando
--- --- --- F19 ---
0081 Acceso al Código de Acceso (4 registros)
--- --- --- F33 ---
0085 Cambia código de Acceso (4 registros)
--- --- --- F33 ---
0089 Reservado
008F
COMANDOS
Reservado 0090 Estado Programado de la
Entrada Virtual 1 --- --- --- F43 0
0091 Estado Programado de la Entrada Virtual 2
--- --- --- F43 0
0092 Estado Programado de la Entrada Virtual 3
--- --- --- F43 0
0093 Estado Programado de la Entrada Virtual 4
--- --- --- F43 0
0094 Estado Programado de la Entrada Virtual 5
--- --- --- F43 0
0095 Estado Programado de la Entrada Virtual 6
--- --- --- F43 0
0096 Estado Programado de la Entrada Virtual 7
--- --- --- F43 0
0097 Estado Programado de la Entrada Virtual 8
--- --- --- F43 0
0098 Estado Programado de la Entrada Virtual 9
--- --- --- F43 0
0099 Estado Programado de la Entrada Virtual 10
--- --- --- F43 0
009A
ENTRADAS VIRTUALES
Estado Programado de la Entrada Virtual 11
--- --- --- F43 0
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-18 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA DE MEMORIA 745 (hoja 2 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
009B Estado Programado de la Entrada Virtual 12 --- --- --- F43 0 009C Estado Programado de la Entrada Virtual 13 --- --- --- F43 0 009D Estado Programado de la Entrada Virtual 14 --- --- --- F43 0 009E Estado Programado de la Entrada Virtual 15 --- --- --- F43 0 009F Estado Programado de la Entrada Virtual 16 --- --- --- F43 0 00A0 Reservado
00EF
Reservado 00F0 Tiempo (2 registros) --- --- --- F22 --- 00F2 Fecha (2 registros) --- --- --- F23 --- 00F4 Reservado
00FF
HORA / FECHA
Reservado Mapa del Usuario (direcciones De 0100 a 01FF) - Lectura / Escritura 0100 Valor #1 del Mapa del Usuario --- --- --- --- --- 0101 Valor #2 del Mapa del Usuario --- --- --- --- --- 0177 Valor #120 del Mapa del Usuario --- --- --- --- --- 0178 Reservado
017F
VALORES DEL
MAPA DEL
USUARIO
Reservado 0180 Dirección #1 del Mapa del Usuario De
0000 a FFFF
0001 Hex F1 0000 Hex
0181 Dirección #2 del Mapa del Usuario De 0000 a FFFF
0001 Hex F1 0000 Hex
01F7 Dirección #120 del Mapa del Usuario De
0000 a FFFF
0001 Hex F1 0000 hex
01F8 Reservado
01FF
DIRECCIONES DEL
MAPA DEL
USUARIO
Reservado Valores Reales (direcciones De 0200 a 07FF) - Lectura solamente 0200 Estatus del Relé --- --- --- F20 --- 0201 Estatus de Sistema --- --- --- F21 --- 0202 Condiciones --- --- --- F35 --- 0203 Estatus de la Operación --- --- --- F44 --- 0204 Estatus de la Entrada Lógica --- --- --- F49 --- 0205 Estatus del Relé de Salida --- --- --- F50 --- 0206 Reservado
0207
ESTATUS DEL
SISTEMA
Reservado
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-19
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIA del 745 (hoja 3 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
0208 Cualquier Bandera de Elemento --- --- --- F52 --- 0209 Cualquier Bandera del Elemento de sobrecorriente del
Devanado 1 --- --- --- F52 ---
020A Cualquier Bandera de Elemento de la sobrecorriente del Devanado 2 --- --- --- F52 ---
020B Cualquier Bandera de Elemento de la sobrecorriente del Devanado 3 --- --- --- F52 ---
020C Bandera del Diferencial de Porcentaje --- --- --- F52 --- 020D Bandera del Diferencial Instantáneo --- --- --- F52 --- 020E Bandera de la S/C del Tiempo de Fase del Devanado
1 --- --- --- F52 ---
020F Bandera de la S/C del Tiempo de Fase del Devanado 2 --- --- --- F52 ---
0210 Bandera de la S/C del Tiempo de Fase del Devanado 3 --- --- --- F52 ---
0211 Bandera de la S/C Instant. 1 de Fase del Devanado 1 --- --- --- F52 --- 0212 Bandera de la S/C Instant. 1 de Fase del Devanado 2 --- --- --- F52 --- 0213 Bandera de la S/C Instant. 1 de Fase del Devanado 3 --- --- --- F52 --- 0214 Bandera de la S/C Instant. 2 de Fase del Devanado 1 --- --- --- F52 --- 0215 Bandera de la S/C Instant. 2 de Fase del Devanado 2 --- --- --- F52 --- 0216 Bandera de la S/C Instant. 2 de Fase del Devanado 3 --- --- --- F52 --- 0217 Bandera de la S/C del Tiempo del Neutro del
Devanado 1 --- --- --- F52 ---
0218 Bandera de la S/C del Tiempo del Neutro del Devanado 2 --- --- --- F52 ---
0219 Bandera de la S/C del Tiempo del Neutro del Devanado 3 --- --- --- F52 ---
021A Bandera de la S/C Inst. 1 del Neutro del Devanado 1 --- --- --- F52 --- 021B Bandera de la S/C Inst. 1 del Neutro del Devanado 2 --- --- --- F52 --- 021C Bandera de la S/C Inst. 1 del Neutro del Devanado 3 --- --- --- F52 --- 021D Bandera de la S/C Inst. 2 del Neutro del Devanado 1 --- --- --- F52 --- 021E Bandera de la S/C Inst. 2 del Neutro del Devanado 2 --- --- --- F52 --- 021F Bandera de la S/C Inst. 2 del Neutro del Devanado 3 --- --- --- F52 --- 0220 Bandera del Tiempo de la S/C de la Tierra del
Devanado 1 --- --- --- F52 ---
0221 Bandera del Tiempo de la S/C de la Tierra del Devanado 2 --- --- --- F52 ---
0222 Bandera del Tiempo de la S/C de la Tierra del Devanado 3 --- --- --- F52 ---
0223 Bandera de la S/C Inst. 1 de la Tierra del Devanado 1 --- --- --- F52 --- 0224 Bandera de la S/C Inst. 1 de la Tierra del Devanado 2 --- --- --- F52 --- 0225 Bandera de la S/C Inst. 1 de la Tierra del Devanado 3 --- --- --- F52 --- 0226 Bandera de la S/C Inst. 2 de la Tierra del Devanado 1 --- --- --- F52 --- 0227 Bandera de la S/C Inst. 2 de la Tierra del Devanado 2 --- --- --- F52 --- 0228 Bandera de la S/C Inst. 2 de la Tierra del Devanado 3 --- --- --- F52 --- 0229 Bandera del Tiempo de S/C de la Tierra del Devanado
1 --- --- --- F52 ---
022A Bandera del Tiempo de S/C de la Tierra del Devanado 2 --- --- --- F52 ---
022B Bandera del Tiempo de S/C de la Tierra del Devanado 3 --- --- --- F52 ---
022C Bandera de S/C Inst. de la Tierra Restringido del Devanado 1 --- --- --- F52 ---
022D
BANDERAS DEL ELEMENTO
Bandera de S/C Inst. de la Tierra Restringido del Devanado 2 --- --- --- F52 ---
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-20 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de 745 MEMORIAS (hoja 4 de 57) ADDR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FABRICA
022E Bandera de S/C Inst. de la tierra Restringida del Devanado 3 --- --- --- F52 ---
022F Bandera del tiempo de S/C de Sec.Neg del Devanado 1 --- --- --- F52 ---
0230 Bandera del tiempo de S/C de Sec. Neg del Devanado 2 --- --- --- F52 ---
0231 Bandera del tiempo de S/C de Sec. Neg del Devanado 3 --- --- --- F52 ---
0232 Bandera de S/C Instantánea de la Sec. Neg del Devanado 1 --- --- --- F52 ---
0233 Bandera de S/C Instantánea de la Sec. Neg del Devanado 2 --- --- --- F52 ---
0234 Bandera de S/C Instantánea de la Sec. Neg del Devanado 3 --- --- --- F52 ---
0235 Bandera de Sobrefrecuencia 1 --- --- --- F52 --- 0236 Bandera de Sobrefrecuencia 2 --- --- --- F52 --- 0237 Bandera del Valor nominal de caída de la
Frecuencia 1 --- --- --- F52 ---
0238 Bandera del Valor nominal de caída de la Frecuencia 2 --- --- --- F52 ---
0239 Bandera del Valor nominal de caída de la Frecuencia 3 --- --- --- F52 ---
023A Bandera del Valor nominal de caída de la Frecuencia 4 --- --- --- F52 ---
023B Bandera de sobrefrecuencia --- --- --- F52 --- 023C Bandera del nivel de la 5ta armónica --- --- --- F52 --- 023D Bandera de Voltios-Por-Hertzio 1 --- --- --- F52 --- 023E Bandera de Voltios-Por-Hertzio 2 --- --- --- F52 --- 023F Bandera del nivel del THD del Devanado 1 --- --- --- F52 --- 0240 Bandera del nivel del THD del Devanado 2 --- --- --- F52 --- 0241 Bandera del nivel del THD del Devanado 3 --- --- --- F52 --- 0242 Bandera de la Disminución del Valor Nominal
de la Armónica del Devanado 1 --- --- --- F52 ---
0243 Bandera de la Disminución del Valor Nominal de la Armónica del Devanado 2 --- --- --- F52 ---
0244 Bandera de la Disminución del Valor Nominal de la Armónica del Devanado 3 --- --- --- F52 ---
0245 Bandera del Límite de la Temperatura del punto más caliente --- --- --- F52 ---
0246 Bandera del Límite de Pérdida de Vida- --- --- --- F52 --- 0247 Bandera del Nivel 1 de entrada analógica --- --- --- F52 --- 0248 Bandera del Nivel 2 de entrada analógica --- --- --- F52 --- 0249 Bandera de la Demanda de corriente del
Devanado 1 --- --- --- F52 ---
024A Bandera de la Demanda de corriente del Devanado 2 --- --- --- F52 ---
024B Bandera de la Demanda de corriente del Devanado 3 --- --- --- F52 ---
024C Bandera de sobrecarga del Transformador --- --- --- F52 --- 024D Bandera del límite del factor de Envejecimiento --- --- --- F52 --- 024E Bandera de fallo del Cambiador de
derivaciones --- --- --- F52 ---
024F Reservado
025F
Reservado
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-21
8
Tabla 8 –6: MAPA de 745 MEMORIAS (hoja 5 de 57) DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FABRICA
0260 Banderas de aserción de entrada lógica --- --- --- F56 --- 0261 Banderas de aserción de entrada virtual --- --- --- F56 --- 0262 Banderas de operación del relé de Salida --- --- --- F57 --- 0263 Banderas de operación de la salida virtual --- --- --- F59 --- 0264 Banderas de Operación del Temporizador --- --- --- F61 --- 0265 Reservado
027F
BANDERAS DE ENTRADA / SALIDA
Reservado 0280 Magnitud de la Corriente de Fase A del
Devanado 1 --- --- A F78 ---
0281 Angulo de la Corriente de Fase A del Devanado 1 0 --- ° Retr. F1 ---
0282 Magnitud de la Corriente de Fase B del Devanado 1 --- --- A F78 ---
0283 Angulo de la Corriente de Fase B del Devanado 1 0 a 359 1 ° Retr. F1 ---
0284 Magnitud de la Corriente de Fase C del Devanado 1 --- --- A F78 ---
0285 Angulo de la Corriente de Fase C del Devanado 1 0 a 359 1 ° Retr. F1 ---
0286 Magnitud de la Corriente del Neutro del Devanado 1 --- --- A F78 ---
0287 Angulo de la Corriente del Neutro del Devanado 1 0 a 359 1 ° Retr. F1 ---
0288 Corriente de la tierra del Devanado 1-Magnitud --- --- A F81 --- 0289 Corriente de la tierra del Devanado 1-Angulo 0 a 359 1 ° Retr. F1 --- 028A Carga del Devanado 1 0 a 999 1 % Nom. F1 --- 028B Corriente de la fase Promedio del Devanado 1 --- --- A F78 --- 028C Reservado 028F
CORRIENTE DEL DEVANADO 1
Reservado 0290 Magnitud de la Corriente de Fase A del
Devanado 2 --- --- A F79 ---
0291 Ángulo de la Corriente de Fase A del Devanado 2 0 a 359 1 ° Retr. F1 ---
0292 Magnitud de la Corriente de Fase B del Devanado 2 --- --- A F79 ---
0293 Ángulo de la Corriente de Fase B del Devanado 2 0 a 359 1 ° Retr. F1 ---
0294 Magnitud de la Corriente de Fase C del Devanado 3 --- --- A F79 ---
0295 Ángulo de la Corriente de Fase C del Devanado 3 0 a 359 1 ° Retr. F1 ---
0296 Magnitud de la Corriente del Neutro del Devanado 2 --- --- A F79 ---
0297 Angulo de la Corriente del Neutro del Devanado 2 0 a 359 1 ° Retr. F1 ---
0298 Corriente de la tierra del Devanado 2-Magnitud --- --- A F82 --- 0299 Corriente de la tierra del Devanado 2-Angulo 0 a 359 1 ° Retr. F1 --- 029A Carga del Devanado 2 0 a 999 1 %Nom. F1 --- 029B Corriente de la fase Promedio del Devanado 2 --- --- A F79 --- 029C Reservado 029F
CORRIENTE DEL DEVANADO 2
Reservado
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-22 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de 745 MEMORIAS (hoja 6 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
02A0 Magnitud de la Corriente de Fase A del Devanado 3
--- --- A F80 ---
02A1 Ángulo de la Corriente de Fase A del Devanado 3
0 a 359 1 ° Retr. F1 ---
02A2 Magnitud de la Corriente de Fase B del Devanado 3
--- --- A F80 ---
02A3 Ángulo de la Corriente de Fase B del Devanado 3
0 a 359 1 ° Retr. F1 ---
02A4 Magnitud de la Corriente de Fase C del Devanado 3
--- --- A F80 ---
02A5 Ángulo de la Corriente de Fase C del Devanado 3
0 a 359 1 ° Retr. F1 ---
02A6 Corriente de la tierra del Devanado 3-Magnitud --- --- A F80 --- 02A7 Corriente de la tierra del Devanado 3-Ángulo 0 a 359 1 ° Retr. F1 --- 02A8 Corriente de la tierra del Devanado 3-Magnitud --- --- A F83 --- 02A9 Corriente de la tierra del Devanado 3-Ángulo 0 a 359 1 ° Retr. F1 --- 02AA Carga del Devanado 3 0 a 999 1 %Nom. F1 --- 02AB Corriente de la fase Promedio del Devanado 3 --- --- A F80 --- 02AC Reservado 02AF
CORRIENTE DEL
DEVANADO 3
Reservado 02B0 Magnitud de la Corriente de Secuencia
Positiva del Devanado 1 --- --- A F78 ---
02B1 Ángulo de la Corriente de Secuencia Positiva del Devanado 1
0 a 359 1 ° Retr. F1 ---
02B2 Magnitud de la Corriente de Secuencia Positiva del Devanado 2
--- --- A F79 ---
02B3 Ángulo de la Corriente de Secuencia Positiva del Devanado 2
0 a 359 1 ° Retr. F1 ---
02B4 Magnitud de la Corriente de Secuencia Positiva del Devanado 3
--- --- A F80 ---
02B5 Ángulo de la Corriente de Secuencia Positiva del Devanado 3
0 a 359 1 ° Retr. F1 ---
02B6 Magnitud de la Corriente de Secuencia Negativa del Devanado 1
--- --- A F78 ---
02B7 Ángulo de la Corriente de Secuencia Negativa del Devanado 1
0 a 359 1 ° Retr. F1 ---
02B8 Magnitud de la Corriente de Secuencia Negativa del Devanado 2
--- --- A F79 ---
02B9 Ángulo de la Corriente de Secuencia Negativa del Devanado 2
0 a 359 1 ° Retr. F1 ---
02BA Magnitud de la Corriente de Secuencia Negativa del Devanado 3
--- --- A F80 ---
02BB Ángulo de la Corriente de Secuencia Negativa del Devanado 3
0 a 359 1 ° Retr. F1 ---
02BC Magnitud de la Corriente de Secuencia Cero del Devanado 1
--- --- A F78 ---
02BD Ángulo de la Corriente de Secuencia Cero del Devanado 1
0 a 359 1 ° Retr. F1 ---
02BE Magnitud de la Corriente de Secuencia Cero del Devanado 2
--- --- A F79 ---
02BF Ángulo de la Corriente de Secuencia Cero del Devanado 2
0 a 359 1 ° Retr. F1 ---
02C0 Magnitud de la Corriente de Secuencia Cero del Devanado 3
--- --- A F80 ---
02C1 Ángulo de la Corriente de Secuencia Cero del Devanado 3
0 a 359 1 ° Retr. F1 ---
02C2 Reservado
02CF
CORRIENTESDE
SECUENCIA
Reservado 02D0 Magnitud de la Corriente Diferencial de Fase A 0,00 a 655,35 0,01 x TC F3 --- 02D1 Ángulo de la Corriente Diferencial de Fase A 0 a 359 1 ° Retr. F1 --- 02D2 Magnitud de la Corriente Diferencial de Fase B 0,00 a 655,35 0,01 x TC F3 ---
CORRIENTE
DIFERENCIAL Ángulo de la Corriente Diferencial de Fase B
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-23
8
Tabla 8 –6: MAPA de 745 MEMORIAS (hoja 7 de 57)
DIR (HEX) GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL
INCREMENTO UNIDADES CÓDIGO
DEL FORMATO
PREDETERMINADO
EN FÁBRICA
02D3 Angulo de Corriente Diferencial Fase B 0 a 359 1 ° Ret F1 --- 02D4 Magnitud de la Corriente diferencial de
Fase C 0,00 a 655,35 0,01 x TC F3 ---
02D5
Ángulo de la Corriente diferencial de Fase C
0 a 359 1 ° Ret F1 ---
02D6 Corriente restringida de Fase A 0,00 a 655,35 0,01 x TC F3 --- 02D7 Corriente restringida de Fase B 0,00 a 655,35 0,01 x TC F3 --- 02D8
CORRIENTE RESTRINGIDA
Corriente restringida de Fase C 0,00 a 655,35 0,01 x TC F3 --- 02D9 Corriente diferencial de tierra del
Devanado 1 0,000 a 65,535 0,001 x TC F53 ---
02DA Corriente diferencial de tierra del Devanado 2
0,000 a 65,535 0,001 x TC F53 ---
02DB Corriente diferencial de tierra del Devanado 3
0,000 a 65,535 0,001 x TC F53 ---
02DC Reservado
02DF
CORRIENTE DIFERENCIAL
DE TIERRA
Reservado 02E0 Contenido de la 2ª Armónica de Fase A
del Devanado 1 0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
02E1 Contenido de la 2ª Armónica de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
02E2 Contenido de la 2ª Armónica de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
02E3 Contenido de la 2ª Armónica de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
02E4 Contenido de la 2ª Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
02E5 Contenido de la 2ª Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
02E6 Contenido de la 2ª Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
02E7 Contenido de la 2ª Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
02E8 Contenido de la 2ª Armónica de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
02E9 Reservado
02EF
2DA ARMÓNICA
Reservado 02F0 Contenido de la 3a Armónica de Fase A
del Devanado 1 0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
02F1 Contenido de la 3a Armónica de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
02F2 Contenido de la 3a Armónica de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
02F3 Contenido de la 3a Armónica de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
02F4 Contenido de la 3a Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
02F5 Contenido de la 3a Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
02F6 Contenido de la 3a Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
02F7 Contenido de la 3a Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
02F8 Contenido de la 3a Armónica de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
02F9 Reservado
02FF
3RA ARMÓNICA
Reservado
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-24 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de 745 MEMORIAS (hoja 8 de 57)
DIR (HEX) GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL
INCREMENTO UNIDADES CÓDIGO
DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
0300 Contenido de la 4a Armónica de Fase A del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0301 Contenido de la 4a Armónica de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0302 Contenido de la 4a Armónica de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0303 Contenido de la 4a Armónica de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0304 Contenido de la 4a Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0305 Contenido de la 4a Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0306 Contenido de la 4a Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0307 Contenido de la 4a Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0308 Contenido de la 4a Armónica de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0309 Reservado
030F
4TA ARMÓNICA
Reservado 0310 Contenido de la 5a Armónica de Fase A del
Devanado 1 0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0311 Contenido de la 5a Armónica de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0312 Contenido de la 5a Armónica de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0313 Contenido de la 5a Armónica de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0314 Contenido de la 5a Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0315 Contenido de la 5a Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0316 Contenido de la 5a Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0317 Contenido de la 5a Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0318 Contenido de la 5a Armónica de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0319 Reservado
031F
5TO ARMÓNICO
Reservado 0320 Contenido de la 6a Armónica de Fase A del
Devanado 1 0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0321 Contenido de la 6a Armónica de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0322 Contenido de la 6a Armónica de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0323 Contenido de la 6a Armónica de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0324 Contenido de la 6a Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0325 Contenido de la 6a Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0326 Contenido de la 6a Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0327 Contenido de la 6a Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0328 Contenido de la 6a Armónica de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0329 Reservado
032F
6TO ARMÓNICO
Reservado
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-25
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 9 de 57)
DIR (HEX) GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL
INCREMENTO UNIDADES CÓDIGO
DEL FORMATO
PREDETERMINADO
EN FÁBRICA
0330 Contenido de la 7a Armónica de Fase A del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0331 Contenido de la 7a Armónica de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0332 Contenido de la 7a Armónica de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0333 Contenido de la 7a Armónica de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0334 Contenido de la 7a Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0335 Contenido de la 7a Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0336 Contenido de la 7a Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0337 Contenido de la 7a Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0338 Contenido de la 7a Armónica de Fase C del Devanado 3S
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0339 Reservado
033F
7MA ARMÓNICA
Reservado 0340 Contenido de la 8a Armónica de Fase A del
Devanado 1 0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0341 Contenido de la 8a Armónica de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0342 Contenido de la 8a Armónica de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0343 Contenido de la 8a Armónica de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0344 Contenido de la 8a Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0345 Contenido de la 8a Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0346 Contenido de la 8a Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0347 Contenido de la 8a Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0348 Contenido de la 8a Armónica de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0349 Reservado
034F
8VA ARMÓNICA
Reservado 0350 Contenido de la 9a Armónica de Fase A del
Devanado 1 0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0351 Contenido de la 9a Armónica de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0352 Contenido de la 9a Armónica de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0353 Contenido de la 9a Armónica de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0354 Contenido de la 9a Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0355 Contenido de la 9a Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0356 Contenido de la 9a Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0357 Contenido de la 9a Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0358 Contenido de la 9a Armónica de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0359 Reservado
035F
9NA ARMÓNICA
Reservado
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-26 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 10 de 57)
DIR (HEX) GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL
INCREMENTO UNIDADES CÓDIGO
DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN
FÁBRICA 0360 Contenido de la 10a Armónica de Fase A del
Devanado 1 0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0361 Contenido de la 10a Armónica de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0362 Contenido de la 10a Armónica de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0363 Contenido de la 10a Armónica de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0364 Contenido de la 10a Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0365 Contenido de la 10a Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0366 Contenido de la 10a Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0367 Contenido de la 10a Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0368 Contenido de la 10a Armónica de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0369 Reservado
036F
10MA ARMÓNICA
Reservado 0370 Contenido de la 11a Armónica de Fase A del
Devanado 1 0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0371 Contenido de la 11a Armónica de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0372 Contenido de la 11a Armónica de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0373 Contenido de la 11a Armónica de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0374 Contenido de la 11a Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0375 Contenido de la 11a Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0376 Contenido de la 11a Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0377 Contenido de la 11a Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0378 Contenido de la 11a Armónica de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0379 Reservado
037F
11MO ARMÓNICA
Reservado 0380 Contenido de la 12a Armónica de Fase A del
Devanado 1 0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0381 Contenido de la 12a Armónica de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0382 Contenido de la 12a Armónica de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0383 Contenido de la 12a Armónica de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0384 Contenido de la 12a Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0385 Contenido de la 12a Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0386 Contenido de la 12a Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0387 Contenido de la 12a Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0388 Contenido de la 12a Armónica de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0389 Reservado
038F
12MO ARMÓNICA
Reservado
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-27
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 11 de 57)
DIR (HEX) GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL
INCREMENTO UNIDADES CÓDIGO
DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN
FÁBRICA 0390 Contenido de la 13a Armónica de Fase A del
Devanado 1 0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0391 Contenido de la 13a Armónica de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0392 Contenido de la 13a Armónica de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0393 Contenido de la 13a Armónica de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0394 Contenido de la 13a Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0395 Contenido de la 13a Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0396 Contenido de la 13a Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0397 Contenido de la 13a Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0398 Contenido de la 13a Armónica de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0399 Reservado
039F
13RA ARMÓNICA
Reservado 03A0 Contenido de la 14a Armónica de Fase A del
Devanado 1 0,0a99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03A1 Contenido de la 14a Armónica de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03A2 Contenido de la 14a Armónica de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03A3 Contenido de la 14a Armónica de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03A4 Contenido de la 14a Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03A5 Contenido de la 14a Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03A6 Contenido de la 14a Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03A7 Contenido de la 14a Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03A8 Contenido de la 14a Armónica de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03A9 Reservado
03AF
14TO ARMÓNICO
Reservado 03B0 Contenido de la 15a Armónica de Fase A del
Devanado 1 0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03B1 Contenido de la 15a Armónica de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03B2 Contenido de la 15a Armónica de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03B3 Contenido de la 15a Armónica de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03B4 Contenido de la 15a Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03B5 Contenido de la 15a Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03B6 Contenido de la 15a Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03B7 Contenido de la 15a Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03B8 Contenido de la 15a Armónica de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03B9 Reservado
03BF
15TA ARMÓNICA
Reservado
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-28 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de 745 MEMORIAS (hoja 12 de 57)
DIR (HEX) GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL
INCREMENTO UNIDADES CÓDIGO
DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
03C0 Contenido de la 16a Armónica de Fase A del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03C1 Contenido de la 16a Armónica de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03C2 Contenido de la 16a Armónica de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03C3 Contenido de la 16a Armónica de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03C4 Contenido de la 16a Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03C5 Contenido de la 16a Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03C6 Contenido de la 16a Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03C7 Contenido de la 16a Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03C8 Contenido de la 16a Armónica de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03C9 Reservado
03CF
16VA ARMÓNICA
Reservado 03D0 0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 --- 03D1 Contenido de la 17a Armónica de Fase A del
Devanado 1 0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03D2 Contenido de la 17a Armónica de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03D3 Contenido de la 17a Armónica de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03D4 Contenido de la 17a Armónica de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03D5 Contenido de la 17a Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03D6 Contenido de la 17a Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03D7 Contenido de la 17a Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03D8 Contenido de la 17a Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03D9 Contenido de la 17a Armónica de Fase C del Devanado 3
03DF
17MA ARMÓNICA
Reservado 03E0 Contenido de la 18a Armónica de Fase A del
Devanado 1 0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03E1 Contenido de la 18a Armónica de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03E2 Contenido de la 18a Armónica de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03E3 Contenido de la 18a Armónica de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03E4 Contenido de la 18a Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03E5 Contenido de la 18a Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03E6 Contenido de la 18a Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03E7 Contenido de la 18a Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03E8 Contenido de la 18a Armónica de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03E9 Reservado
03EF
18VA ARMÓNICA
Reservado
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-29
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 13 de 57)
DIR ( HEX) GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL
INCREMENTO UNIDADES CÓDIGO
DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
03F0 Contenido de la 19a Armónica de Fase A del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03F1 Contenido de la 19a Armónica de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03F2 Contenido de la 19a Armónica de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03F3 Contenido de la 19a Armónica de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03F4 Contenido de la 19a Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03F5 Contenido de la 19a Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03F6 Contenido de la 19a Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03F7 Contenido de la 19a Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03F8 Contenido de la 19a Armónica de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
03F9 Reservado
03FF
19VA ARMÓNICA
Reservado 0400 Contenido de la 20a Armónica de Fase
A del Devanado 1 0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0401 Contenido de la 20a Armónica de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0402 Contenido de la 20a Armónica de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0403 Contenido de la 20a Armónica de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0404 Contenido de la 20a Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0405 Contenido de la 20a Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0406 Contenido de la 20a Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0407 Contenido de la 20a Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0408 Contenido de la 20a Armónica de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0409 Reservado
040F
20VA ARMONICA
Reservado 0410 Contenido de la 21a Armónica de Fase
A del Devanado 1 0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0411 Contenido de la 21a Armónica de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0412 Contenido de la 21a Armónica de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0413 Contenido de la 21a Armónica de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0414 Contenido de la 21a Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0415 Contenido de la 21a Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0416 Contenido de la 21º Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0417 Contenido de la 21a Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0418 Contenido de la 21a Armónica de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0419 Reservado
041F
21RA ARMÓNICA
Reservado
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-30 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 14 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
0420 Distorsión Armónica Total de Fase A del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0421 Distorsión Armónica Total de Fase B del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0422 Distorsión Armónica Total de Fase C del Devanado 1
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0423 Distorsión Armónica Total de Fase A del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0424 Distorsión Armónica Total de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0425 Distorsión Armónica Total de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0426 Distorsión Armónica Total de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0427 Distorsión Armónica Total de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0428 Distorsión Armónica Total de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 ---
0429 Reservado
042F
DISTORSIÓN ARMÓN
ICA TOTAL
Reservado 0430 Factor de Disminución del Valor Nominal del
Armónico 1 0,00 a 1,00
0,01 --- F3 ---
0431 Factor de Disminución del Valor Nominal del Armónico 2
0,00 a 1,00
0,01 --- F3 ---
0432 Factor de Disminución del Valor Nominal del Armónico
0,00 a 1,00
0,01 --- F3 ---
0433 Reservado 3
043F
DISMINUCIÓN
DEL VALOR NOMINAL DE
LA ARMÓN
ICA Reservado ---
0440 Frecuencia del Sist. 0,00 a 99,99
0,01 Hz F3 ---
0441 Vel. de caída de la Frecuencia –9,99 a 9,99
0,01 Hz/s F6 ---
0442 Reservado
0444
FRECUENCIA
Reservado 0445 Posición del cambiador de derivaciones 1 a 50 1 --- F1 --- 0446 Reservado
0448
CAMBIADOR DE DERIVACIONES
Reservado 0449 Tensión del Sistema de línea a línea 0,00 a
600,00 0,01 kV F3 ---
044A Voltios-por-Hertzio 0,00 a 4,00
0,01 V/Hz F3 ---
044B Magnitud de la Tensión de Línea a Neutro 0,00 a 600,00
0,01 kV F3 ---
044C Ángulo de la Tensión de Línea a Neutro 0 a 359 1 ° Ret F1 044D Reservado
044F
TENSIÓN
Reservado 0450 Fecha de la última elim. de datos de demanda (2
registros) --- --- --- F23 ---
0452 Tiempo hora de la última elim. de datos de demanda (2 registros)
--- --- --- F22 ---
0454 Demanda de Corriente de Fase A del Devanado 1 --- --- A F78 --- 0455
DEMANDA DE CORRIENTE
Demanda de Corriente de Fase A del Devanado 1 --- --- A F78 ---
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-31
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 15 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
0456 Demanda de Corriente de Fase C del Devanado 1
--- --- A F78 ---
0457 Demanda de Corriente Máxima del Devanado 1
--- --- A F78 0 A
0458 Fase de Demanda de Corriente Máxima del Devanado 1
--- --- --- F18 0 = fase A
0459 Fecha de demanda de corriente máxima del Dev.1 ( 2 registros)
--- --- --- F23 Jan 01 1996 (Ene 01 1996)
045B Tiempo de demanda de corriente máxima del Dev. 1 (2 registros)
--- --- --- F22 00:00:00.000
045D Demanda de Corriente de Fase A del Devanado 2
--- --- A F79 ---
045E Demanda de Corriente de Fase B del Devanado 2
--- --- A F79 ---
045F Demanda de Corriente de Fase C del Devanado 2
--- --- A F79 ---
0460 Demanda de Corriente Máxima del Devanado 2
--- --- A F79 0 A
0461 Fase de Demanda de Corriente Máx. del Devanado 2
--- --- --- F18 0 = fase A
0462 Fecha de la demanda de la corriente máx. del Dev 2 (2 registros)
--- --- --- F23 Jan 01 1996
0464 Tiempo de demanda de corriente máxima del Dev. 2 (2 registros)
--- --- --- F22 00:00:00.000
0466 Demanda de Corriente de Fase A del Dev.3
--- --- A F80 ---
0467 Demanda de Corriente de Fase B del Dev.3
--- --- A F80 ---
0468 Demanda de Corriente de Fase C del Dev.3
--- --- A F80 ---
0469 Demanda de Corriente Máxima del Devanado 3
--- --- A F80 0 A
046A Fase de Demanda de Corriente Máxima del Dev.3 ( 2 registros)
--- --- --- F18 0 = fase A
046B Fecha de Demanda de Corriente Máxima del Dev.3 ( 2 registros)
--- --- --- F23 Jan 01 1996
046D Tiempo de la demanda de corriente máxima del Dev.3 ( 2 registros)
--- --- --- F22 00:00:00.000
046F Reservado
0477
Reservado 0478 Temperatura Ambiente –51 a 251 1 °C F4 --- 0479 Reservado
047F
TEMPERATURA AMBIENTE
Reservado 0480 Temperatura del devanado en el
punto más caliente –50 a 300 1 °C F4 ---
0481 Perdida de vida acumulada total (2 registros)
0 a 200000
1 horas F7 0 horas
0483 Factor de envejecimiento 0,0 a 2000,0
0,1 - F2 -
0487
PERDIDA DE VIDA
Reservado 0488 Entrada Analógica 0 a 65000 1 < unidades> F1 --- 0489 Reservado
048F
ENTRADA ANALÓGICA
Reservado 0490 Potencia real del Dev.1 –32000 a
32000 --- MW F93 ---
0491 Fuerza Reactiva del Dev.1 –32000 a 32000
--- Mvar F93 ---
0492
POTENCIA
Potencia aparente del Dev.1 0 a 32000 --- MVA F93 ---
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-32 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 16 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
0493 Factor de Potencia del Dev 1 –0,00 a 1,00 0,01 --- F3 --- 0494 Potencia Real del Dev.2 –32000 a 32000 --- MW F94 --- 0495 Potencia Reactiva del Dev.2 –32000 a 32000 --- Mvar F94 --- 0496 Potencia Aparente del Dev.2 0 a 32000 --- MVA F94 --- 0497 Factor de Potencia del Dev. 2 –0,00 a 1,00 0,01 --- F3 --- 0498 Potencia Real del Dev.3 –32000 a 32000 --- MW F95 --- 0499 Potencia Reactiva del Dev.3 –32000 a 32000 --- Mvar F95 --- 049A Potencia Aparente del Dev.3 0 a 32000 --- MVA F95 --- 049B
Factor de Potencia del Dev. 3 –0,00 a 1,00 0,01 --- F3 --- 0500 Fecha de eliminación de la
energía --- --- --- F23 ---
0502 Tiempo de eliminación de la energía
--- --- --- F22 ---
0504 Vatio-hora de la fuente del De1 --- --- MWh F96 --- 0506 Vatio-hora de la fuente del De1 --- --- MWh F96 --- 0508 Var-horas de la fuente del De1 --- --- Mvarh F96 --- 050A Var-horas de la carga del De1 --- Mvatth F96 050C Vatios-horas de la Carga del
Dev. 2 --- --- MWh F97 ---
050E Vatios-horas de la Carga del Dev. 2
--- Mnh F 97
0510 Var-horas de la Fuente del Dev. 2
--- Mvarh F 97
0512 Var-horas de la Carga del Dev. 2
--- Mvarh F 97
0514 Vatios-horas de la Fuente del Dev. 3
--- --- MWh F98 ---
0516 Vatios- horas de la carga del Dev. 3
--- --- MWh F98 ---
0518 Var-horas de la Fuente del Dev. 3
--- --- Mvarh F98 ---
051A Var-horas de la Carga del Dev. 3
--- --- Mvarh F98 ---
07FF
ENERGÍA
Reservado Registrador de evento (dirección 0800 a 0FFF)- Lectura Solamente 0800 Fecha del último borrado del
registrador de eventos ( 2 registros)
--- --- --- F23 ---
0802 Momento del último borrado del registrador de eventos ( 2 registros)
--- --- --- F22 ---
0804 Número total de eventos desde el último borrado
0 a 65535 1 --- F1 0
0805 Índice del selector del registro de eventos (XX) [ lectura / escritura]
1 a 65535 1 --- F1 1 = EVENTO 1
0806 Reservado
080F
REGISTRADOR DE EVENTOS
Reservado 0810 Corriente Máxima de Fase A del
devanado 1 del evento --- --- A F78 0 A
0811 Corriente máxima de Fase B del devanado 1 del evento
--- --- A F78 0 A
0812 Corriente máxima de Fase C del devanado1 del evento
--- --- A F78 0 A
0813 Corriente Máxima de la Tierra del Devanado 1 del evento
--- --- A F81 0 A
0814 Corriente Máxima de Fase A del devanado 2 del evento
--- --- A F79 0 A
0815
CORRIENTE MÁXIMO DEL
EVENTO
Corriente máxima de Fase B del devanado 2 del evento
--- --- A F79 0 A
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-33
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 17 de 57) DIR
(HEX) GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL
INCREMENTO UNIDADES CÓDIGO DEL
FORMATO PREDETERMINADO
EN FÁBRICA 0816 Corriente máxima de Fase C del devanado 2 del evento --- --- A F79 0A 0817 Corriente máxima de tierra del devanado 2 del evento --- --- A F82 0 A 0818 Corriente máxima de Fase A del devanado 3 del evento --- --- A F80 0 A 0819 Corriente máxima de Fase B del devanado 3 del evento --- --- A F80 0 A 081A Corriente máxima de Fase C del devanado3 del evento --- --- A F80 0 A 081B Corriente máxima de la tierra del devanado 3 del evento --- --- A F83 0 A 081C Reservado
082F
Reservado 0830 Evento XX, Fecha del Evento ( 2 registros) --- --- --- F23 --- 0832 Evento XX, Tiempo del Evento ( 2 registros) --- --- --- F22 --- 0834 Evento XX causa del Evento --- --- --- F24 --- 0835 Evento XX Magnitud de la Corriente de Fase A del
Devanado 1 --- --- A F78 0 A
0836 Evento XX Ángulo de la Corriente de Fase A del Devanado 1
0 --- ° Ret F1 ° Ret
0837 Evento XX Magnitud de la Corriente de Fase B del Devanado 1
--- --- A F78 0 A
0838 Evento XX Ángulo de la Corriente de Fase B del Devanado 1
0 a 359 1 ° Ret F1 ° Ret
0839 Evento XX, Magnitud de la Corriente de Fase C del Devanado 1
--- --- A F78 0 A
083A Evento XX Ángulo de la Corriente de Fase C del Devanado 1
0 a 359 1 ° Ret F1 ° Ret
083B Evento XX, Magnitud de la Corriente a Tierra del Devanado 1
--- --- A F81 0 A
083C Evento XX, Ángulo de la Corriente a Tierra del Devanado 1
0 a 359 1 ° Ret F1 ° Ret
083D Event. XX 2ª Armónica de Fase A del Devanado 1 0,0 a 99,9
0,1 % ƒo F2 0% ƒo
083E Evento XX, 2ª Armónica de Fase B del Devanado 1 0,0 a 99,9
0,1 % ƒo F2 0% ƒo
083F Evento XX, 2ª Armónica de Fase C del Devanado 1 0,0 a 99,9
0,1 % ƒo F2 0% ƒo
0840 Evento XX, 5ª Armónica de Fase A del Devanado 1 0,0 a 99,9
0,1 % ƒo F2 0% ƒo
0841 Evento XX, 5ª Armónica de Fase B del Devanado 1 0,0 a 99,9
0,1 % ƒo F2 0% ƒo
0842 Evento XX, 5ª Armónica de Fase C del Devanado 1 0,0 a 99,9
0,1 % ƒo F2 0% ƒo
0843 Evento XX, Magnitud de la Corriente de Fase A del Devanado 2
--- --- A F79 0 A
0844 Evento XX, Ángulo de la Corriente de Fase A del Devanado 2
0 a 359 1 ° Retr. F1 ° Retr.
0845 Evento XX, Magnitud de la Corriente de Fase B del Devanado 2
--- --- A F79 0 A
0846 Evento XX, Ángulo de la Corriente de Fase B del Devanado 2
0 a 359 1 ° Retr. F1 ° Retr.
0847 Evento XX, Magnitud de la Corriente de Fase C del Devanado 2
--- --- A F79 0 A
0848 Evento XX, Ángulo de la Corriente a Tierra del Devanado 2
0 a 359 1 ° Retr. F1 ° Retr.
0849 Evento XX, Magnitud de la Corriente a Tierra del Devanado 2
--- --- A F82 0 A
084A Evento XX, Ángulo de la Corriente a Tierra del Devanado 2
0 a 359 1 ° Retr. F1 ° Retr.
084B Evento XX, 2ª Armónica de Fase A del Devanado 2 0,0 a 99,9
0,1 % ƒo F2 0% ƒo
084C Evento XX, 2ª Armónica de Fase B del Devanado 2 0,0 a 99,9
0,1 % ƒo F2 0% ƒo
084D Evento XX, 2ª Armónica de Fase C del Devanado 2 0,0 a 99,9
0,1 % ƒo F2 0% ƒo
084E
DATOS DEL REGISTRADOR DE EVENTO
Evento XX, 5ª Armónica de Fase A del Devanado 2 0,0 a 99,9
0,1 % ƒo F2 0% ƒo
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-34 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 18 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
084F Evento XX, 5ª Armónica de Fase B del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 % ƒo
0850 Evento XX, 5ª Armónica de Fase C del Devanado 2
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 % ƒo
0851 Evento XX, Magnitud de la Corriente de Fase A del Devanado 3
--- --- A F80 0 A
0852 Evento XX, Ángulo de la Corriente de Fase A del Devanado 3
0 a 359 1 ° Retr. F1 ° Retr.
0853 Evento XX, Magnitud de la Corriente de Fase B del Devanado 3
--- --- A F80 0 A
0854 Evento XX, Ángulo de la Corriente de Fase B del Devanado 3
0 a 359 1 ° Retr. F1 ° Retr.
0855 Evento XX, Magnitud de la Corriente de Fase C del Devanado 3
--- --- A F80 0 A
0856 Evento XX, Ángulo de la Corriente de Fase C del Devanado 3
0 a 359 1 ° Retr. F1 ° Retr.
0857 Evento XX, Magnitud de la Corriente a Tierra del Devanado 3
--- --- A F83 0 A
0858 Evento XX, Ángulo de la Corriente a Tierra del Devanado 3
0 a 359 1 ° Retr. F1 ° Retr.
0859 Evento XX, 2ª Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 % ƒo
085A Evento XX, 2ª Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 % ƒo
085B Evento XX, 2ª Armónica de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 % ƒo
085C Evento XX, 5ª Armónica de Fase A del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 % ƒo
085D Evento XX, 5ª Armónica de Fase B del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 % ƒo
085E Evento XX, 5ª Armónica de Fase C del Devanado 3
0,0 a 99,9 0,1 % ƒo F2 % ƒo
085F Evento XX, Corriente Diferencial de Fase A
0,00 a 655,35 0,01 x TC F3 0,00 x TC
0860 Evento XX Corriente Diferencial de Fase B
0,00 a 655,35 0,01 x TC F3 0,00 x TC
0861 Evento XX Corriente Diferencial de Fase C
0,00 a 655,35 0,01 x TC F3 0,00 x TC
0862 Evento XX, Corriente Restringida de Fase A
0,00 a 655,35 0,01 x TC F3 0,00 x TC
0863 Evento XX, Corriente Restringida de Fase B
0,00 a 655,35 0,01 x TC F3 0,00 x TC
0864 Evento XX, Corriente Restringida de Fase C
0,00 a 655,35 0,01 x TC F3 0,00 x TC
0865 Evento XX, Frecuencia del Sistema
0,00 a 99,99 0,01 Hertzio F3 0,00 Hz
0866 Evento XX, Valor Nominal de Caída de Frecuencia
–9,99 a 9,99 0,01 Hz/s F6 0,00 Hz/s
0867 Evento XX, Posición del Cambiador de Derivaciones
1 a 50 1 --- F1 0 = n/a
0868 Evento XX Voltios-por-Hertzio 0,00 a 4,00 0,01 V/Hz F3 0,00 V/Hz 0869 Evento XX Temperatura Ambiente –51 a 251 1 °C F4 0 °C 086A Evento XX, Entrada Analógica 0 a 65000 1 < unidades > F1 0 < unidades > 086B Reservado
0FFF
Reservado Puntos de Ajuste Comunes (Direcciones 1000 a 1FFF) – Lectura / Escritura 1000 Puntos de Ajuste del 745 --- --- --- F29 0 = No Prog'd 1001 Código de Acceso Encriptado (4
Registros) [ Solo Lectura] --- --- --- F33 " AIKFBAIK "
1005 Beeper --- --- --- F30 1 =Enabled (Habilitas) 1006 Tiempo del Mensaje Intermitente 0,5 a 10,0 0,5 s F2 40 = 4,0 s 1007 Duración del Mensaje
predeterminado 10 a 900 1 s F1 300 s
1008
CONFIGURACIÓN 745
Intensidad del mensaje predeterminado
0 a 100 25 % F1 25%
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-35
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 19 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
1009 Dirección esclavo 1 a 254 1 --- F1 254 100A Velocidad en Baudios 1 --- --- --- F31 5 = 19200 Bd 100B Paridad COM1 --- --- --- F73 0 = None 100C Accesorios/tornillería/ferretería,hardw
are de la Comunicación Com1 --- --- --- F17 0 = RS485
100D Velocidad en Baudios 2 --- --- --- F31 5 = 19200 Bd 100E Paridad COM2 --- --- --- F73 0 =None (Ninguno) 100F Velocidad del Puerto Delantero --- --- --- F31 5 = 19200 Bd 1010 Paridad del Puerto Delantero --- --- --- F73 0 =None (ningunos) 1011 Bloque de Reinicio Local --- --- --- F87 0=Disabled
(Inhabilitado) 1012 Señal de Reinicio Remoto --- --- --- F88 0 = Disabled 1013 Tipo de Señal IRIG-B --- --- --- F84 0 =None 1014 Grupo de Punto de Ajuste Activo --- --- --- F60 0 = Group 1 1015 Grupo de Punto de Ajuste Edición --- --- --- F74 4 = Active Grp 1016 Señal de Activación del grupo 2 del
Punto de Ajuste --- --- --- F88 0 = Disabled
1017 Señal de Activación del grupo 3 del punto de Ajuste
--- --- --- F88 0 = Disabled
1018 Señal de Activación del grupo 4 del Punto de Ajuste
--- --- --- F88 0 = Disabled (inhabilitado)
1019 Señal de eliminación del registro del evento
--- --- --- F88 0 = Disabled
101A Puerto de DNP --- --- --- F99 0=None 101B Reservado 101F
Reservado 1020 Núm. Seleccionado de Mensajes
Predeterminados [ Solo Lectura] 0 a 30 1 --- F1 1
1021 Mensaje Predeterminado #1 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
1023 Mensaje Predeterminado #2 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
1025 Mensaje Predeterminado #3 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
1027 Mensaje Predeterminado #4 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
1029 Mensaje Predeterminado #5 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
102B Mensaje Predeterminado #6 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
102D Mensaje Predeterminado #7 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
102F Mensaje Predeterminado #8 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
1031 Mensaje Predeterminado #9 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
1033 Mensaje Predeterminado #10 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
1035 Mensaje Predeterminado #11 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
1037 Mensaje Predeterminado #12 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
1039 Mensaje Predeterminado #13 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
103B Mensaje Predeterminado #14 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
103D Mensaje Predeterminado #15 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
103F Mensaje Predeterminado #16 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
1041
MENSAJES PREDETERMINA
DOS
Mensaje Predeterminado #17 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-36 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 20 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
1043 Mensaje Predeterminado #18 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
1045 Mensaje Predeterminado #19 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
1047 Mensaje Predeterminado #20 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
1049 Mensaje Predeterminado #21 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
104B Mensaje Predeterminado #22 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
104D Mensaje Predeterminado #23 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
104F Mensaje Predeterminado #24 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
1051 Mensaje Predeterminado #25 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
1053 Mensaje Predeterminado #26 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
1055 Mensaje Predeterminado #27 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
1057 Mensaje Predeterminado #28 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
1059 Mensaje Predeterminado #29 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
105B Mensaje Predeterminado #30 (2 Registros)
--- --- --- F32 ---
105D Reservado
105F
Reservado 1060 Mensaje 1 del Cuadernillo de
Notas (20 registros) --- --- --- F33 " texto 1 "
1074 Mensaje 2 del Cuadernillo de Notas (20 registros)
--- --- --- F33 " texto 2 "
1088 Mensaje 3 del Cuadernillo de Notas (20 registros)
--- --- --- F33 " texto 3 "
109C Mensaje 4 del Cuadernillo de Notas (20 registros)
--- --- --- F33 " texto 4 "
10B0 Mensaje 5 del Cuadernillo de Notas (20 registros)
--- --- --- F33 " texto 5 "
10C4 Reservado
10CF Reservado 10D0 Puerto Usado por DNP --- --- --- F99 0 = None 10D1 Incluye Puntos del Mapa del
Usuario (Mapeo de Puntos) --- --- --- F30 1 = Enabled
(Habilitado) 10D2 Retardo de Transmisión 0 a
65000 1 ms F1 0 ms
10D3 Modo de Confirmación del Enlace de Datos
--- --- --- F102 0 = Never (Nunca)
10D4 Terminación del Tiempo de Confirmación del Enlace de Datos
1 a 65000
1 ms F1 1000 ms
10D5 Reintentos de la Confirmación del Enlace de Datos
0 a 100 1 --- F1 3
10D6 Duración del Temporizador del Brazo de Operación / Selección
1 a 65000
1 ms F1 10000 ms
10D7 Escribe Intervalo de Tiempo 0 a 65000
1 ms F1 0 ms
10D8 Inhibe Reinicio en Frío --- --- --- F30 0 = Disabled 10D9 Reservado
10FF
CUADERNILLO DE NOTAS
DNP
Reservado 1100 Frecuencia Nominal 50 a 60 10 Hz Hz F1 60 Hz 1101
TRANSFORMADOR Fase de Secuencia --- --- --- F27 0 = ABC
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-37
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 21 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
1102 Tipo de Transformador --- --- --- F28 3 = Y/d30° 1103 Valor Nominal del Aumento de la
Temp. del Devanado --- --- --- F37 1 = 65°C (aceite)
1104 Tipo de enfriamiento: Inmersión en aceite
--- --- --- F39 0 = 0A
1105 Pérdida de Carga en la Carga Nominal (2 registros)
1 a 20000 1 kW F101 1250 kW
1107 Sin Pérdida Carga 1 a 20000 1 kW F90 1250=125,0 kW 1108 Temp. Aceite Parte Superior Rebasa
Temp. Ambiente (en carga nominal) 1 a 200 1 °C F1 10°C
1109 Capacidad Térmica del Transformador
0,00 a 200,00
0,01 kWh/°C F3 100=1.00 kWh/°C
110A Constante de Tiempo del devanado: Inmersión en aceite
0,25 a 15,00 0,01 minuto F3 200 = 2,00 min.
110B Tipo de enfriamiento: Seco - - - F100 0=sealed self – cooled 110C Constante de Tiempo Térmica: Seco 0,25 a 15,00 0,01 minutos F3 200 = 2,00 minutos 110D Establece Perdida de Vida
Acumulada Inicial 0 a 20000 1 horas x 10 F1 0 horas
110E Rastreo de Frecuencia --- --- --- F30 1 = permitió 110F Reservado
111F
Reservado 1120 Tensión Nominal Fase a Fase de
Dev. 1 1 a 20000 --- kV F90 220,0 kV
1121 Carga Nominal de Dev. 1 1 a 20000 --- MVA F90 1000 = 100 MVA 1122 Primario del TC de Fase del Dev. 1 1 a 50000 1 :1 o :5 A F1 500 A 1123 Primario de TC a tierra del Devanado
1 1 a 50000 1 :1 o :5 A F1 500 A
1124 Resistencia trifásica Series del Devanado 1
0,001 a 50,000
0,001 Ω F53 10700 = 10,7 Ω
1125 Reservado
112F
DEVANADO 1
Reservado 1130 Tensión Nominal Fase a Fase de
Dev. 2 1 a 20000 --- kV F90 690 = 69,0 kV
1131 Carga Nominal de Dev. 2 1 a 20000 --- MVA F90 1000 = 100 MVA 1132 Primario del TC de Fase del Dev. 2 1 a 50000 1 o:5 A F1 1500 A 1133 Primario de TC a tierra del Devanado
2 1 a 50000 1 o:5 A F1 1500 A
1134 Resistencia trifásica Series del Devanado 2
0,001 a 50,000
0,001 Ω F53 2100 = 2,100 W
1135 Reservado
113F
DEVANADO 2
Reservado 1140 Tensión Nominal Fase a Fase de
Dev. 3 1 a 20000 --- kV F90 690 = 69,0 kV
1141 Carga Nominal de Dev. 3 1 a 20000 --- MVA F90 1000 = 100 MVA 1142 Primario del TC de Fase del Dev. 3 1 a 50000 1 :1 o :5 A F1 1500 A 1143 Primario de TC a tierra del Devanado
3 1 a 50000 1 :1 o :5 A F1 1500 A
1144 Resistencia trifásica Series del Devanado 3
0,001 a 50,000
0,001 Ω F53 2100 = 2,100 W
1145 Reservado
DEVANADO 3
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-38 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 22 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DE INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DE FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
115F Reservado 1160 Devanado con Cambiador de
Derivaciones --- --- --- F40 0 = Ninguno
1161 Número de Posiciones de Derivación 2 a 50 1 F1 33 1162 Tensión Mínima de la Posición de
Derivación 1 a 20000 --- kV F90 610 = 61,0 kV
1163 Incremento de Tensión Por Derivación
1 a 2000 --- kV F91 50 = 0,50 kV
1164 Incremento de Resistencia Por Derivación
10 a 500 1 Ω F1 33 = 33 Ω
1165 Reservado
1167
CAMBIADOR DE
DERIVACIÓN EN CARGA
Reservado 1168 Disminución del Valor Nominal de la
Armónica --- --- --- F30 0 = inhabilitada
1169 Número Armónico Mínimo de THD --- --- --- F92 0 = 2do 116A Número Armónico Máx. de THD --- --- --- F92 19 = 21ro 116B Reservado
116F
ARMÓNICOS
Reservado 1170 Retardo de FlexCurve A a 1.03 x
PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
1171 Retardo de FlexCurve a 1.05 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 1172 Retardo de FlexCurve a 1.10 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 1173 Retardo de FlexCurve a 1.20 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 1174 Retardo de FlexCurve a 1.30 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 1175 Retardo de FlexCurve a 1.40 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 1176 Retardo de FlexCurve a 1.50 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 1177 Retardo de FlexCurve a 1.60 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 1178 Retardo de FlexCurve a 1.70 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 1179 Retardo de FlexCurve a 1.80 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 117A Retardo de FlexCurve a 1.90 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 117B Retardo de FlexCurve a 2.00 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 117C Retardo de FlexCurve a 2.10 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 117D Retardo de FlexCurve a 2.20 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 117E Retardo de FlexCurve a 2.30 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 117F Retardo de FlexCurve a 2.40 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 1180 Retardo de FlexCurve a 2.50 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 1181 Retardo de FlexCurve a 2.60 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 1182 Retardo de FlexCurve a 2.70 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 1183 Retardo de FlexCurve a 2.80 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 1184 Retardo de FlexCurve a 2.90 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 1185 Retardo de FlexCurve a 3.00 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 1186
FLEXCURVES
Retardo de FlexCurve a 3.10 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-39
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 23 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
1187 Retardo de FlexCurve A a 3,20 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
1188 Retardo de FlexCurve A a 3,30 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
1189 Retardo de FlexCurve A a 3,40 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
118A Retardo de FlexCurve A a 3,50 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
118B Retardo de FlexCurve A a 3,60 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
118C Retardo de FlexCurve A a 3,70 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
118D Retardo de FlexCurve A a 3,80 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
118E Retardo de FlexCurve A a 3,90 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
118F Retardo de FlexCurve A a 4,00 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
1190 Retardo de FlexCurve A a 4,10 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
1191 Retardo de FlexCurve A a 4,20 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
1192 Retardo de FlexCurve A a 4,30 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
1193 Retardo de FlexCurve A a 4,40 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
1194 Retardo de FlexCurve A a 4,50 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
1195 Retardo de FlexCurve A a 4,60 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
1196 Retardo de FlexCurve A a 4,70 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
1197 Retardo de FlexCurve A a 4,80 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
1198 Retardo de FlexCurve A a 4,90 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
1199 Retardo de FlexCurve A a 5,00 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
119A Retardo de FlexCurve A a 5,10 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
119B Retardo de FlexCurve A a 5,20 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
119C Retardo de FlexCurve A a 5,30 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
119D Retardo de FlexCurve A a 5,40 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
119E Retardo de FlexCurve A a 5,50 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
119F Retardo de FlexCurve A a 5,60 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
11A0 Retardo de FlexCurve A a 5,70 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
11A1 Retardo de FlexCurve A a 5,80 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
11A2 Retardo de FlexCurve A a 5,90 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
11A3 Retardo de FlexCurve A a 6,00 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
11A4 Retardo de FlexCurve A a 6,50 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
11A5 Retardo de FlexCurve A a 7,00 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
11A6 Retardo de FlexCurve A a 7,50 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
11A7 Retardo de FlexCurve A a 8,00 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
11A8 Retardo de FlexCurve A a 8,50 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
11A9 Retardo de FlexCurve A a 9,00 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
11AA Retardo de FlexCurve A a 9,50 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
11AB Retardo de FlexCurve A a 10,0 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
11AC
Retardo de FlexCurve A a 10,5 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-40 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de 745 MEMORIAS (hoja 24 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
11AD Retardo de FlexCurve A a 11,0 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 11AE Retardo de FlexCurve A a 11,5 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 11AF Retardo de FlexCurve A a 12,0 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 11B0 Retardo de FlexCurve A a 12,5 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 11B1 Retardo de FlexCurve A a 13,0 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 11B2 Retardo de FlexCurve A a 13,5 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 11B3 Retardo de FlexCurve A a 14,0 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 11B4 Retardo de FlexCurve A a 14,5 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 11B5 Retardo de FlexCurve A a 15,0 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 11B6 Retardo de FlexCurve A a 15,5 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 11B7 Retardo de FlexCurve A a 16,0 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 11B8 Retardo de FlexCurve A a 16,5 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 11B9 Retardo de FlexCurve A a 17,0 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 11BA Retardo de FlexCurve A a 17,5 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 11BB Retardo de FlexCurve A a 18,0 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 11BC Retardo de FlexCurve A a 18,5 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 11BD Retardo de FlexCurve A a 19,0 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 11BE Retardo de FlexCurve A a 19,5 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 11BF Retardo de FlexCurve A a 20,0 x PKP 0 a 65000 1 ms F1 0 ms 11C0 FlexCurve B (80 registros: vea
FlexCurve A) --- --- --- --- ---
1210 FlexCurve C (80 registros: ver FlexCurve A)
--- --- --- --- ---
1260 Reservado
126F
Reservado 1270 Detección de Tensión --- --- --- F30 0 = inhabilitado 1271 Parámetro de Entrada de Tensión --- --- --- F63 0 = Van W1 1272 Tensión Nominal del Secundario de VT 60,0 a
120,0 0,1 V F2 1200 = 120,0 V
1273 Relación/ratio de Vt 1 a 5000 1 F1 1000:1 1274 Reservado
127F
ENTRADA DE
TENSIÓN
Reservado 1280 Detección de la Temperatura Ambiente --- --- --- F30 0 = inhabilitado 1281 Tipo de RTD Ambiente --- --- --- F41 0 = 100W Pt 1282 Temperatura ambiente promedio para
Enero –50 a 125 1 °C F4 20°C
1283 Temperatura ambiente promedio para Febrero
–50 a 125 1 °C F4 20°C
1284 Temperatura ambiente promedio para Marzo
–50 a 125 1 °C F4 20°C
1285 Temperatura ambiente promedio para Abril
–50 a 125 1 °C F4 20°C
1286
TEMPERATURA
AMBIENTE
Temperatura ambiente promedio para Mayo
–50 a 125 1 °C F4 20°C
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-41
8
Tabla 8 –6: MAPA DE MEMORIA DEL 745 (hoja 25 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
1287 Temperatura ambiente promedio para Junio
–50 a 125 1 °C F4 20°C
1288 Temperatura ambiente promedio para Julio
–50 a 125 1 °C F4 20°C
1289 Temperatura ambiente promedio para Agosto
–50 a 125 1 °C F4 20°C
128A Temperatura ambiente promedio para Septiembre
–50 a 125 1 °C F4 20°C
128B Temperatura ambiente promedio para Octubre
–50 a 125 1 °C F4 20°C
128C Temperatura ambiente promedio para Noviembre
–50 a 125 1 °C F4 20°C
128D Temperatura ambiente promedio para Diciembre
–50 a 125 1 °C F4 20°C
128E Reservado
128F
Reservado 1290 Nombre de Entrada Analógica (9
Registros) --- --- --- F33 ENTRADA
ANALÓGICA 1299 Unidades de Entrada Analógica (3
Registros) --- --- --- F33 " uA "
129C Rango de Entrada Analógica --- --- --- F42 0 = 0-1 mA 129D Valor Mínimo de Entrada Analógica 0 a 65000 1 < unidades > F1 0 < unidades > 129E Valor Máximo de Entrada Analógica 0 a 65000 1 < unidades > F1 1000 < unidades > 129F Reservado
12BF
ENTRADA ANALÓGICA
Reservado 12C0 Tipo Medidor de Demanda de
Corriente --- --- --- F58 0 = termal
12C1 Tiempo de Respuesta Termal 90% --- --- --- F16 2 = 15 minutos 12C2 Intervalo del Tiempo --- --- --- F16 3 = 20 minutos 12C3 Reservado
12CF
Medición de Demanda
Reservado 12D0 Función de Salida Analógica 1 --- --- --- F30 0 = inhabilitado 12D1 Valor de Salida Analógica 1 --- --- --- F45 0 = Corriente ø A W1 12D2 Rango de Salida Analógica 1 --- --- --- F26 2 = 4-20 mA 12D3 Mínimo de Salida Analógica 1 --- --- --- --- 0 A 12D4 Máximo de Salida Analógica 1 --- --- --- --- 1000 A 12D5 Función de Salida Analógica 2 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 12D6 Valor de Salida Analógica 2 --- --- --- F45 1 = Corriente ø B W1 12D7 Rango de Salida Analógica 2 --- --- --- F26 2 = 4-20 mA 12D8 Mínimo de Salida Analógica 2 --- --- --- --- 0 A 12D9 Máximo de Salida Analógica 2 --- --- --- --- 1000 A 12DA Función de Salida Analógica 3 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 12DB Valor de Salida Analógica 3 --- --- --- F45 2 = Corriente ø C W1 12DC Rango de Salida Analógica 3 --- --- --- F26 2 = 4-20 mA 12DD
Salidas Analógicas
Mínimo de Salida Analógica 3 --- --- --- --- 0 A
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-42 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA DE MEMORIA DEL 745 (hoja 26 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
12DE Máximo de Salida Analógica 3 --- --- --- --- 1000 A
12DF Función de Salida Analógica 4 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
12E0 Valor de Salida Analógica 4 --- --- --- F45 9 = Carga de W1
12E1 Rango de Salida Analógica 4 --- --- --- F26 2 = 4-20 mA
12E2 Mínimo de Salida Analógica 4 --- --- --- --- 0%
12E3 Máximo de Salida Analógica 4 --- --- --- --- 100%
12E4 Función de Salida Analógica 5 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
12E5 Valor de Salida Analógica 5 --- --- --- F45 26 = Voltaje
12E6 Rango de Salida Analógica 5 --- --- --- F26 2 = 4-20 mA
12E7 Mínimo de Salida Analógica 5 --- --- --- --- 0 = 0.00 kV
12E8 Máximo de Salida Analógica 5 --- --- --- --- 14,40 kV
12E9 Función de Salida Analógica 6 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
12EA Valor de Salida Analógica 6 --- --- --- F45 24 = frecuencia
12EB Rango de Salida Analógica 6 --- --- --- F26 2 = 4-20 mA
12EC Mínimo de Salida Analógica 6 --- --- --- --- 5700 = 57,0 Hz
12ED Máximo de Salida Analógica 6 --- --- --- --- 6300 = 63,0 Hz
12EE Función de Salida Analógica 7 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
12EF Valor de Salida Analógica 7 --- --- --- F45 25 = Posición de Derivación
12F0 Rango de Salida Analógica 7 --- --- --- F26 2 = 4-20 mA
12F1 Mínimo de Salida Analógica 7 --- --- --- --- 1
12F2 Máximo de Salida Analógica 7 --- --- --- --- 33
12F3 Reservado
12FF
Reservado
1300 Función de Entrada Lógica 1 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
1301 Nombre de Entrada Lógica 1 (9 Registros) --- --- --- F33 “Entrada Lógica 1”
130A Estado Acertado de Entrada Lógica 1 --- --- --- F75 1 = cerrada
130B Función de Entrada Lógica 2 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
130C Nombre de Entrada Lógica 2 (9 Registros) --- --- --- F33 " Entrada Lógica 2 "
1315 Estado Acertado de Entrada Lógica 2 --- --- --- F75 1 = cerrado
1316 Función de Entrada Lógica 3 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
1317 Nombre de Entrada Lógica 3 (9 Registros) --- --- --- F33 "Entrada Lógica 3 "
1320 Estado Afirmado de Entrada Lógica 3 --- --- --- F75 1 = cerrado
1321 Función de Entrada Lógica 4 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
1322 Nombre de Entrada Lógica 4 (9 registros) --- --- --- F33 " Entrada Lógica 4 "
132B Estado Afirmado de Entrada Lógica 4 --- --- --- F75 1 = cerrado
132C Función de Entrada Lógica 5 --- --- --- F30 0 = Inhabilitada
132D
ENTRADAS LÓGICAS
Nombre de Entrada Lógica 5 (9 registros) --- --- --- F33 " Entrada Lógica 5 "
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-43
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 27 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
1336 Estado Afirmado de Entrada Lógica 5 --- --- --- F75 1 = cerrado 1337 Función de Entrada Lógica 6 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 1338 Nombre de Entrada Lógica 6 (9
Registros) --- --- --- F33 “Entrada Lógica 6”
1341 Estado Afirmado de Entrada Lógica 6 --- --- --- F75 1 = cerrado 1342 Función de Entrada Lógica 7 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 1343 Nombre de Entrada Lógica 7 (9
Registros) --- --- --- F33 “Entrada Lógica 7”
134C Estado Afirmado de Entrada Lógica 7 --- --- --- F75 1 = cerrado 134D Función de Entrada Lógica 8 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 134E Nombre de Entrada Lógica 8 (9
Registros) --- --- --- F33 “Entrada Lógica 8”
1357 Estado Afirmado de Entrada Lógica 8 --- --- --- F75 1 = cerrado 1358 Función de Entrada Lógica 9 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 1359 Nombre de Entrada Lógica 9 (9
Registros) --- --- --- F33 “Entrada Lógica 9”
1362 Estado Afirmado de Entrada Lógica 9 --- --- --- F75 1 = cerrado 1363 Función de Entrada Lógica 10 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 1364 Nombre de Entrada Lógica 10 (9
Registros) --- --- --- F33 “Entrada Lógica 10”
136D Estado Afirmado de Entrada Lógica 10 --- --- --- F75 1 = cerrado 136E Función de Entrada Lógica 11 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 136F Nombre de Entrada Lógica 11 (9
Registros) --- --- --- F33 “Entrada Lógica 11”
1378 Estado Afirmado de Entrada Lógica 11 --- --- --- F75 1 = cerrado 1379 Función de Entrada Lógica 12 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 137A Nombre de Entrada Lógica 12 (9
Registros) --- --- --- F33 “Entrada Lógica 12”
1383 Estado Afirmado de Entrada Lógica 12 --- --- --- F75 1 = cerrado 1384 Función de Entrada Lógica 13 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 1385 Nombre de Entrada Lógica 13 (9
Registros) --- --- --- F33 “Entrada Lógica 13”
138E Estado Afirmado de Entrada Lógica 13 --- --- --- F75 1 = cerrado 138F Función de Entrada Lógica 14 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 1390 Nombre de Entrada Lógica 14 (9
Registros) --- --- --- F33 “Entrada Lógica 14”
1399 Estado Afirmado de Entrada Lógica 14 --- --- --- F75 1 =cerrado 139A Función de Entrada Lógica 15 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 139B Nombre de Entrada Lógica 15 (9
Registros) --- --- --- F33 “Entrada Lógica 15”
13A4 Estado Afirmado de Entrada Lógica 15 --- --- --- F75 1 = cerrado 13A5 Función de Entrada Lógica 16 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 13A6 Nombre de Entrada Lógica 16 (9
Registros) --- --- --- F33 “Entrada Lógica 16”
13AF Estado Afirmado de Entrada Lógica 16 --- --- --- F75 1 = cerrado 13B0 Objetivo de Entrada Lógica 1 --- --- --- F46 0 = autoprueba 13B1 Objetivo de Entrada Lógica 2 --- --- --- F46 0 = autoprueba 13B2 Objetivo de Entrada Lógica 3 --- --- --- F46 0 = autoprueba 13B3
Objetivo de Entrada Lógica 4 --- --- --- F46 0 = autoprueba
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-44 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 28 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FABRICA
13B4 Objetivo de Entrada Lógica 5 --- --- --- F46 0 = autoprueba 13B5 Objetivo de Entrada Lógica 6 --- --- --- F46 0 = autoprueba 13B6 Objetivo de Entrada Lógica 7 --- --- --- F46 0 = autoprueba 13B7 Objetivo de Entrada Lógica 8 --- --- --- F46 0 = autoprueba 13B8 Objetivo de Entrada Lógica 9 --- --- --- F46 0 = autoprueba 13B9 Objetivo de Entrada Lógica 10 --- --- --- F46 0 = autoprueba 13BA Objetivo de Entrada Lógica 11 --- --- --- F46 0 = autoprueba 13BB Objetivo de Entrada Lógica 12 --- --- --- F46 0 = autoprueba 13BC Objetivo de Entrada Lógica 13 --- --- --- F46 0 = autoprueba 13BD Objetivo de Entrada Lógica 14 --- --- --- F46 0 = autoprueba 13BE Objetivo de Entrada Lógica 15 --- --- --- F46 0 = autoprueba 13BF
Objetivo de Entrada Lógica16 --- --- --- F46 0 = autoprueba 13C0 Función de Entrada Virtual 1 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 13C1 Nombre de Entrada Virtual 1 (9
Registros) --- --- --- F33 "Entrada Virtual 1"
13CA Función de Entrada Virtual 2 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 13CB Nombre de Entrada Virtual 2 (9
Registros) --- --- --- F33 "Entradas Virtuales 2"
13D4 Función de Entrada Virtual 3 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 13D5 Nombre de Entrada Virtual 3 (9
Registros) --- --- --- F33 "Entradas Virtuales 3"
13DE Función de Entrada Virtual 4 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 13DF Nombre de Entrada Virtual 4 (9
Registros) --- --- --- F33 "Entradas Virtuales 4"
13E8 Función de Entrada Virtual 5 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 13E9 Nombre de Entrada Virtual 5 (9
Registros) --- --- --- F33 "Entradas Virtuales 5"
13F2 Función de Entrada Virtual 6 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 13F3 Nombre de Entrada Virtual 6 (9
Registros) --- --- --- F33 "Entradas Virtuales 6"
13FC Función de Entrada Virtual 7 --- --- --- F30 0 = Inhabilitada 13FD Nombre de Entrada Virtual 7 (9
Registros) --- --- --- F33 "Entradas Virtuales 7"
1406 Función de Entrada Virtual 8 --- --- --- F30 0 = Inhabilitada 1407 Nombre de Entrada Virtual 8 (9
Registros) --- --- --- F33 "Entradas Virtuales 8"
1410 Función de Entrada Virtual 9 --- --- --- F30 0 = Inhabilitada 1411 Nombre de Entrada Virtual 9 (9
Registros) --- --- --- F33 "Entradas Virtuales 9"
141A Función de Entrada Virtual 10 --- --- --- F30 0 = Inhabilitada 141B Nombre de Entrada Virtual 10 (9
Registros) --- --- --- F33 "Entradas Virtuales 10"
1424 Función de Entrada Virtual 11 --- --- --- F30 0 = Inhabilitada 1425 Nombre de Entrada Virtual 11 (9
Registros) --- --- --- F33 "Entradas Virtuales 11"
142E Función de Entrada Virtual 12 --- --- --- F30 0 = Inhabilitada 142F Nombre de Entrada Virtual 12 (9
Registros) --- --- --- F33 "Entradas Virtuales 12"
1438 Función de Entrada Virtual 13 --- --- --- F30 0 = Inhabilitada 1439
ENTRADAS VIRTUALES
Nombre de Entrada Virtual 13 (9 Registros)
--- --- --- F33 "Entradas Virtuales 13"
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-45
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 29 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
1442 Función de Entrada Virtual 14 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
1443 Nombre de Entrada Virtual 14 (9 Registros)
--- --- --- F33 " Entradas Virtuales 14"
144C Función de Entrada Virtual 15 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
144D Nombre de Entrada Virtual 15 (9 Registros)
--- --- --- F33 " Entradas Virtuales 15 "
1456 Función de Entrada Virtual 16 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
1457 Nombre de Entrada Virtual 16 (9 Registros)
--- --- --- F33 "Entradas Virtuales 16"
1460 Objetivo de Entrada Virtual 1 --- --- --- F46 0 = Autoreinicio
1461 Objetivo de Entrada Virtual 2 --- --- --- F46 0 = Autoreinicio
1462 Objetivo de Entrada Virtual 3 --- --- --- F46 0 = Autoreinicio
1463 Objetivo de Entrada Virtual 4 --- --- --- F46 0 = Autoreinicio
1464 Objetivo de Entrada Virtual 5 --- --- --- F46 0 = Autoreinicio
1465 Objetivo de Entrada Virtual 6 --- --- --- F46 0 = Autoreinicio
1466 Objetivo de Entrada Virtual 7 --- --- --- F46 0 = Autoreinicio
1467 Objetivo de Entrada Virtual 8 --- --- --- F46 0 = Autoreinicio
1468 Objetivo de Entrada Virtual 9 --- --- --- F46 0 = Autoreinicio
1469 Objetivo de Entrada Virtual 10 --- --- --- F46 0 = Autoreinicio
146A Objetivo de Entrada Virtual 11 --- --- --- F46 0 = Autoreinicio
146B Objetivo de Entrada Virtual 12 --- --- --- F46 0 = Autoreinicio
146C Objetivo de Entrada Virtual 13 --- --- --- F46 0 = Autoreinicio
146D Objetivo de Entrada Virtual 14 --- --- --- F46 0 = Autoreinicio
146E Objetivo de Entrada Virtual 15 --- --- --- F46 0 = Autoreinicio
146F Objetivo de Entrada Virtual 16 --- --- --- F46 0 = Autoreinicio
1470 Reservado
147F
Reservado
1480 Nombre de Salida 1 (9 registros) --- --- --- F33 Disparo de estado sólido
1489 Operación de Salida 1 --- --- --- F66 0 = Autoreconfiguración
148A Tipo de Salida 1 --- --- --- F38 0 = Disparo
148B FlexLogic de Salida 1 (20 registros)
--- --- --- F47 ---
149F Reservado
14AF
RELE 1 DE SALIDA
Reservado
14B0 Nombre de Salida 2 (9 registros) --- --- --- F33 " Disparo 1 "
14B9 Operación de Salida 2 --- --- --- F66 0 = Autoreconfiguración
14BA Tipo de Salida 2 --- --- --- F38 0 = Disparo
14BB Salida 2 FlexLogic (20 registros) --- --- --- F47 ---
14CF Reservado
RELE 2 DE SALIDA
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-46 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 30 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
14DF Reservado
14E0 Nombre de salida 3 (9 registros) --- --- --- F33 " Disparo 2 "
14E9 Operación de Salida 3 --- --- --- F66 0 = Autoreconfiguración
14EA Tipo de Salida 3 --- --- --- F38 0 = Disparo
14EB FlexLogic de Salida 3 (20 registros) --- --- --- F47 ---
14FF Reservado
150F
RELE 3 DE SALIDA
Reservado
1510 Nombre de salida 4 (9 registros) --- --- --- F33 Disparo Voltios / Hz
1519 Operación de Salida 4 --- --- --- F66 0 = Autoreconfiguración
151A Tipo de Salida 4 --- --- --- F38 0 = Disparo
151B FlexLogic de Salida 4 (20 registros) --- --- --- F47 ---
152f
153F
RELE 4 DE SALIDA
Reservado
1540 Nombre de salida 5 (9 registros) --- --- --- F33 Alarma de sobreflujo
1549 Operación de Salida 5 --- --- --- F66 0 = Autoreconfiguración
154A Tipo de Salida 5 --- --- --- F38 1 = Alarma
154B FlexLogic de Salida 5 (20 registros) --- --- --- F47 ---
155F Reservado
156F
RELE 5 DE SALIDA
Reservado
1570 Nombre de salida 6 (9 registros) --- --- --- F33 Alarma de Sobreflujo
1579 Operación de Salida 6 --- --- --- F66 0 = Autoreconfiguración
157A Tipo de Salida 6 --- --- --- F38 0 = Disparo
157B FlexLogic de Salida 6 (20 registros) --- --- --- F47 ---
158F Reservado
159F
RELE 6 DE SALIDA
Reservado
15A0 Nombre de salida 7 (9 registros) --- --- --- F33 Disparo 2 de la Frecuencia
15A9 Operación de Salida 7 --- --- --- F66 0 = Autoreinicio
15AA Tipo de Salida 7 --- --- --- F38 0 = Disparo
15AB FlexLogic de Salida 7 (20 registros) --- --- --- F47 ---
15BF Reservado
15CF
RELE 7 DE SALIDA
Reservado
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-47
8
Tabla 8 –6: MAPA de 745 MEMORIAS (hoja 31 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
15D0 Nombre de salida 8 (9 registros) --- --- --- F33 Disparo 3 De Frecuencia
15D9 Operación De Salida 8 --- --- --- F66 0 = Autoconfiguración 15DA Tipo De Salida 8 --- --- --- F38 0 = Disparo 15DB FlexLogic de Salida 8 (20 registros) --- --- --- F47 --- 15EF Reservado
15FF
RELE 8 DE SALIDA
Reservado 1600 Número de ciclos de Pre-Disparo 1 a 15 1 ciclos F1 12 ciclos 1601 FlexLogic de Disparo de la Memoria de
Trazo (10 registros) --- --- --- F47 ---
160B Reservado
19FF
MEMORIA DE TRAZO
Reservado 1A00 FlexLogic de la Salida virtual 1 (10
registros) --- --- --- F47 ---
1A0A FlexLogic de la Salida virtual 2 (10 registros)
--- --- --- F47 ---
1A14 FlexLogic de la Salida virtual 3 (10 registros)
--- --- --- F47 ---
1A1E FlexLogic de la Salida virtual 4 (10 registros)
--- --- --- F47 ---
1A28 FlexLogic de la Salida virtual 5 (10 registros)
--- --- --- F47 ---
1A32 Reservado
1D7F
SALIDAS VIRTUALES
Reservado 1D80 Arranque del temporizador 1 --- --- --- F62 0 = Fin 1D81 Retardo de Detección del Temporizador 1 0,00 a
600,00 0,01 s F3 0,00 s
1D82 Retardo de Desaccionamiento del Temporizador 1
0,00 a 600,00
0,01 s F3 0,00 s
1D83 Arranque del Temporizador 2 --- --- --- F62 0 = Fin 1D84 Retardo de Detección del Temporizador 2 0,00 a
600,00 0,01 s F3 0,00 s
1D85 Retardo de Desaccionamiento del Temporizador 2
0,00 a 600,00
0,01 s F3 0,00 s
1D86 Arranque del Temporizador 3 --- --- --- F62 0 = Fin 1D87 Retardo de Detección del Temporizador 3 0,00 a
600,00 0,01 s F3 0,00 s
1D88 Retardo de Desaccionamiento del Temporizador 3
0,00 a 600,00
0,01 s F3 0,00 s
1D89 Arranque del Temporizador 4 --- --- --- F62 0 = Fin 1D8A Retardo de Detección del Temporizador 4 0,00 a
600,00 0,01 s F3 0,00 s
1D8B Retardo de Desaccionamiento del Temporizador 4
0,00 a 600,00
0,01 s F3 0,00 s
1D8C Arranque del Temporizador 5 --- --- --- F62 0 = Fin 1D8D Retardo de Detección del Temporizador 5 0,00 a
600,00 0,01 s F3 0,00 s
1D8E Retardo de Desaccionamiento del Temporizador 5
0,00 a 600,00
0,01 s F3 0,00 s
1D8F Arranque del Temporizador 6 --- --- --- F62 0 = Fin 1D90 Retardo de Detección del Temporizador 6 0,00 a
600,00 0,01 s F3 0,00 s
1D91
TEMPORIZADORES
Retardo de Desaccionamiento del Temporizador 6
0,00 a 600,00
0,01 s F3 0,00 s
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-48 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 32 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
1D92 Arranque del Temporizador 7 --- --- --- F62 0 = Fin
1D93 Retardo de Detección del Temporizador 7 0,00 a 600,00 0,01 s F3 0,00 s
1D94 Retardo de Desaccionamiento del Temporizador 7
0,00 a 600,00 0,01 s F3 0,00 s
1D95 Arranque del Temporizador 8 --- --- --- F62 0 = Fin
1D96 Retardo de Detección del Temporizador 8 0,00 a 600,00 0,01 s F3 0,00 s
1D97 Retardo de Desaccionamiento del Temporizador 8
0,00 a 600,00 0,01 s F3 0,00 s
1D98 Arranque del Temporizador 9 --- --- --- F62 0 = Fin
1D99 Retardo de Detección del Temporizador 9 0,00 a 600,00 0,01 s F3 0,00 s
1D9A Retardo de Desaccionamiento del Temporizador 9
0,00 a 600,00 0,01 s F3 0,00 s
1D9B Arranque del Temporizador 10 --- --- --- F62 0 = Fin
1D9C Retardo de Detección del Temporizador 10
0,00 a 600,00 0,01 s F3 0,00 s
1D9D Retardo de Desaccionamiento del Temporizador 10
0,00 a 600,00 0,01 s F3 0,00 s
1D9E Reservado
1DFF
Reservado
1E00 Función de los Reles de Salida de Fuerza --- --- --- F30 0 = inhabilitada
1E01 Relé 1 De Salida De Fuerza --- --- --- F34 0 = desenergizado
1E02 Relé 2 De Salida De Fuerza --- --- --- F34 0 = desenergizado
1E03 Relé 3 De Salida De Fuerza --- --- --- F34 0 = desenergizado
1E04 Relé 4 De Salida De Fuerza --- --- --- F34 0 = desenergizado
1E05 Relé 5 De Salida De Fuerza --- --- --- F34 0 = desenergizado
1E06 Relé 6 De Salida De Fuerza --- --- --- F34 0 = desenergizado
1E07 Relé 7 De Salida De Fuerza --- --- --- F34 0 = desenergizado
1E08 Relé 8 De Salida De Fuerza --- --- --- F34 0 = desenergizado
1E09 El De autoprueba De Fuerza --- --- --- F34 0 = desenergizado
1E0A Reservado
1E0F
RELES DE
SALIDA DE
FUERZA
Reservado
1E10 Función De Salidas Analógicas De Fuerza --- --- --- F30 0 = inhabilitada
1E11 Salida Analógica 1 De Fuerza 0 a 100 1 % F1 0%
1E12 Salida Analógica 2 De Fuerza 0 a 100 1 % F1 0%
1E13 Salida Analógica 3 De Fuerza 0 a 100 1 % F1 0%
1E14 Salida Analógica 4 De Fuerza 0 a 100 1 % F1 0%
1E15 Salida Analógica 5 De Fuerza 0 a 100 1 % F1 0%
1E16 Salida Analógica 6 De Fuerza 0 a 100 1 % F1 0%
1E17 Salida Analógica 7 De Fuerza 0 a 100 1 % F1 0%
1E18 Reservado
SALIDAS ANALÓGICAS DE FUERZA
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-49
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 33 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
1E1F Reservado 1E20 Función De Simulación --- --- --- F48 0 = inhabilitada 1E21 Operación del bloque de salidas --- --- --- F67 255 = 12345678 1E22 Señal de Arranque en Modo de Fallo --- --- --- F88 0 = inhabilitada 1E23 Señal de Arranque en Modo de
Reproducción --- --- --- F88 0 = inhabilitada
1E24 Reservado
1E27
AJUSTE DE SIMULACIÓN
Reservado 1E28 Magnitudes de Prefallo de Corriente de Fase
ABC del W1 0,0 a 40,0 0,1 x TC F2 1 0 = 1,0 x TC
1E29 Magnitudes de Prefallo de Corriente de Fase ABC del W2
0,0 a 40,0 0,1 x TC F2 10 = 1,0 x TC
1E2A Prefallo de Corriente de Fase ABC del W2 0,0 a 40,0 0,1 x TC F2 10 = 1,0 x TC 1E2B Magnitud de Prefalla de Entrada de Tensión 0,0 a 2,0 0,1 x TV F2 10 = 1,0 x TV 1E2C Reservado
1E2F
VALORES DE PREFALLA DE SIMULACIÓN
Reservado 1E30 Magnitud de Fallo de Corriente de Fase A
del W1 0,0 a 40,0 0,1 x TC F2 10 = 1,0 x TC
1E31 Ángulo de Fallo de Corriente de Fase A del Devanado 1
--- --- ° F1 0°
1E32 Magnitud de Fallo de Corriente de Fase B del Devanado 1
0,0 a 40,0 0,1 x TC F2 10 = 1,0 x TC
1E33 Ángulo de Fallo de Corriente de Fase B del Devanado 1
0 a 359 1 Ret. ° F1 Retardo de 120°
1E34 Magnitud de Fallo de Corriente de Fase C del Devanado 1
0,0 a 40,0 0,1 x TC F2 10 = 1,0 x TC
1E35 Ángulo de Falla de Corriente de Fase C del Devanado 1
0 a 359 1 Retr ° F1 Ret. 240°
1E36 Magnitud de Fallo de Corriente a Tierra del Devanado 1
0,0 a 40,0 0,1 x TC F2 0,0 x TC
1E37 Ángulo de Fallo de Corriente a Tierra del Devanado 1
0 a 359 1 Retr ° F1 Ret. 0°
1E38 Magnitud de Fallo de Corriente de Fase A del Devanado 2
0,0 a 40,0 0,1 x TC F2 10 = 1,0 x TC
1E39 Ángulo de Falla de Corriente de Fase A del Devanado 2
0 a 359 1 Retr ° F1 Ret.0°
1E3A Magnitud de Fallo de Corriente de Fase B del Devanado 2
0,0 a 40,0 0,1 x TC F2 10 = 1,0 x TC
1E3B Ángulo de Fallo de Corriente de Fase B del Devanado 2
0 a 359 1 Retr ° F1 Ret.120°
1E3C Magnitud de Falla de Corriente de Fase C del Devanado 2
0,0 a 40,0 0,1 x TC F2 10 = 1,0 x TC
1E3D Ángulo de Fallo de Corriente de Fase C del Devanado 2
0 a 359 1 Retr ° F1 Ret.240°
1E3E Magnitud de Fallo de Corriente a tierra del Devanado 2
0,0 a 40,0 0,1 x TC F2 0,0 x TC
1E3F Ángulo de Falla de Corriente a Tierra del Devanado 2
0 a 359 1 Retr ° F1 Ret.0°
1E40 Magnitud de Fallo de Corriente de Fase A del Devanado 3
0,0 a 40,0 0,1 x TC F2 10 = 1,0 x TC
1E41 Ángulo de Fallo de Corriente de Fase A del Devanado 3
0 a 359 1 Ret.° F1 Ret.330°
1E42 Magnitud de Fallo de Corriente de Fase B del Devanado 3
0,0 a 40,0 0,1 x TC F2 10 = 1,0 x TC
1E43 Ángulo de Fallo de Corriente de Fase B del Devanado 3
0 a 359 1 Ret.° F1 Ret.90°
1E44 Magnitud de Fallo de Corriente de Fase C del Devanado 3
0,0 a 40,0 0,1 x TC F2 10 = 1,0 x TC
1E45 Ángulo de Fallo de Corriente de Fase C del Devanado 3
0 a 359 1 Ret.° F1 Ret.210°
1E46
VALORES DE FALLA DE
SIMULACIÓN
Magnitud de Fallo de Corriente a Tierra del Devanado 3
0,0 a 40,0 0,1 x TC F2 0,0 x TC
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-50 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 34 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
1E47 Ángulo de Fallo de Corriente a Tierra del Devanado 3
0 a 359 1 Ret.° F1 Ret.0°
1E48 Magnitud de Fallo de Entrada de Tensión 0,0 a 2,0 0,1 x TV F2 10 = 1,0 x TV
1E49 Ángulo de Fallo de Entrada de Tensión 0 a 359 1 Ret.° F1 Ret.0°
1E4A Frecuencia de la Fallo 45,00 a 60,00 0,01 Hz F3 60,00 Hz
1E4B Reservado
1FFF
Reservado
Punto de Ajuste Grupo 1/2/3/4 (Direcciones 2000 a 3FFF)- Lectura / Escritura
2000 Función Diferencial de Porcentaje --- --- --- F30 1 = habilitada
2001 Objetivo del Diferencial de Porcentaje --- --- --- F46 1 = Enclavado
2002 Detección del Diferencial de Porcentaje 0,05 a 1,00 0,01 x TC F3 30 = 0,30 x TC
2003 Pendiente 1 del Diferencial de Porcentaje 15 a 100 1 % F1 25%
2004 Punto de Interrupción Diferencial de Porcentaje
1,0 a 20,0 0,1 x TC F2 20 = 2,0 x TC
2005 Pendiente 2 del Diferencial de Porcentaje 50 a 200 1 % F1 100%
2006 Bloque del Diferencial De Porcentaje --- --- --- F87 0 = inhabilitado
2007
DIFERENCIAL DE
PORCENTAJE
Reservado
2008 Función de Inhibir Armónica --- --- --- F30 1 = Habilitada
2009 Parámetros de Inhibir Armónica --- --- --- F64 0 = 2do
200A Promediar Armónicas --- --- --- F30 0 = Inhabilitado
200B Nivel de Inhibir Armónica 0,1 a 65,0 0,1 % del ƒo F2 200 = 20,0% ƒ o
200C
INHIBIR ARMÓNICA
Reservado
200D Función de Inhibir Energizacion --- --- --- F30 1 = Habilitada
200E Parámetros de Inhibir Energizacion --- --- --- F64 0 = 2do
200F Promedio de Armónicas --- --- --- F30 1 = Habilitada
2010 Nivel de Inhibir Energizacion 0,1 a 65,0 0,1 % del ƒo F2 200 = 20,0% ƒ o
2011 Duración de Inhibir Energizacion 0,05 a 600,00 0,01 s F1 10 = 0,10 s
2012 Sensor Energizacion Mediante Corriente --- --- --- F30 1 = Habilitada
2013 Corriente Mínima de Energizacion 0,10 a 0,50 0,01 x TC F3 10 = 0,10 x TC
2014 Sensor Energizacion Mediante Tensión --- --- --- F30 0 = Inhabilitado
2015 Tensión Mínima de Energizacion 0,50 a 0,99 0,01 x VT F3 85 = 0,85 x VT
2016 Señal de que los Interruptores están Abiertos
--- --- --- F88 0 = Inhabilitado
2017 Señal de Cierre del Interruptor Paralelo del Transformador
--- --- --- F88 0 = Inhabilitado
2018
INHIBIR ENERGIZACIO
N
Reservado
2019 Función de Inhibir la 5ta. Armónica --- --- --- F30 0 = Inhabilitada
201A Promediar Armónica --- --- --- F30 0 = Inhabilitado
201B Nivel de Inhibir la 5ta. Armónica 0,1 a 65,0 0,1 % ƒo F2 100 = 10,0% ƒ o
201C Reservado
INHIBIR LA 5TA.
ARMÓNICA
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-51
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 35 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
201F Reservado 2020 Función del Diferencial Instantáneo --- --- --- F30 1 = Habilitada 2021 Objetivo del Diferencial Instantáneo --- --- --- F46 1 = Enclavado 2022 Detección del Diferencial Instantáneo 3,00 a 20,00 0,01 x TC F3 800 = 8,00 x TC 2023 Bloqueo del Diferencial Instantáneo --- --- --- F87 0 = inhabilitado 2024 Reservado
203F
DIFERENCIAL INSTANTÁNEO
Reservado 2040 Función de Sobrecorriente del Tiempo
de Fase del Devanado 1 --- --- --- F30 1 = Habilitada
2041 Objetivo de Sobrecorriente del Tiempo de Fase del Devanado 1
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2042 Detección de Sobrecorriente del Tiempo de Fase del Devanado 1
0,05 a 20,00 0,01 x TC F3 120 = 1,20 x TC
2043 Forma de Sobrecorriente del Tiempo de Fase del Devanado 1
--- --- --- F36 0 = Ext Inverso
2044 Multiplicador de Sobrecorriente del Tiempo de Fase del Devanado 1
0,00 a 100,00
0,01 --- F3 100 = 1,00
2045 Reinicio de la Sobrecorriente del Tiempo de Fase del Devanado 1
--- --- --- F68 1 = lineal
2046 Bloqueo del Sobrecorriente del Tiempo de Fase del Devanado 1
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2047 Corrección de la disminución del valor nominal de la Armónica del Devanado 1
--- --- --- F30 0 = inhabilitada
2048 Reservado
204F
SOBRECORRIENTE DEL
TIEMPO DE FASE DEL
DEVANADO 1
Reservado 2050 Función de Sobrecorriente del Tiempo
de Fase del Devanado 2 --- --- --- F30 1 = Habilitada
2051 Objetivo de Sobrecorriente del Tiempo de Fase del Devanado 2
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2052 Detección de Sobrecorriente del Tiempo de Fase del Devanado 2
0,05 a 20,00 0,01 x TC F3 120 = 1,20 x TC
2053 Forma de Sobrecorriente del Tiempo de Fase del Devanado 2
--- --- --- F36 0 = Ext Inverso
2054 Multiplicador de Sobrecorriente del Tiempo de Fase del Devanado 2
0,00 a 100,00
0,01 --- F3 100 = 1,00
2055 Reinicio de la Sobrecorriente del Tiempo de Fase del Devanado 2
--- --- --- F68 1 = lineal
2056 Bloqueo del Sobrecorriente del Tiempo de Fase del Devanado 2
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
S2057 Corrección de la Disminución del Valor Nominal de la Armónica del Devanado 2
--- --- --- F30 0 = inhabilitada
2058 Reservado
205F
SOBRECORRIENTE DEL
TIEMPO DE FASE DEL
DEVANADO 2
Reservado 2060 Función de Sobrecorriente del Tiempo
de Fase del Devanado 3 --- --- --- F30 1 = Habilitado
2061 Objetivo de Sobrecorriente del Tiempo de Fase del Devanado 3
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2062 Detección de Sobrecorriente del Tiempo de Fase del Devanado 3
0,05 a 20,00 0,01 x TC F3 120 = 1.20 x TC
2063 Forma de Sobrecorriente del Tiempo de Fase del Devanado 3
--- --- --- F36 0 = Ext Inverso
2064 Multiplicador de Sobrecorriente del Tiempo de Fase del Devanado 3
0,000 a 100,00
0,01 --- F3 100= 1.00
2065 Reinicio de la Sobrecorriente del Tiempo de Fase del Devanado 3
--- --- --- F68 1 = lineal
2066 Bloqueo del Sobrecorriente del Tiempo de Fase del Devanado 3
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2067
SOBRECORRIENTE DEL
TIEMPO DE FASE DEL
DEVANADO 3
Corrección de la Reducción del Valor Nominal de la Armónica del Devanado 3
--- --- --- F30 0 = inhabilitado
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-52 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 36 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
2068 Reservado
206F
Reservado 2070 Función de la Sobrecorriente
Instantánea 1 de Fase del Devanado 1 --- --- --- F30 1 = Habilitado
2071 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea 1 de Fase del Devanado 1
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2072 Detección de la Sobrecorriente Instantánea 1 de Fase del Devanado 1
0,05 a 20,00 0,01 x TC F3 1000 = 10,00 x TC
2073 Retardo de la Sobrecorriente Instantánea 1 de Fase del Devanado 1
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
2074 Bloqueo del Sobrecorriente Instantánea 1 de Fase del Devanado 1
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2075 Reservado
207F
SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DE FASE DEL DEVANAD
O 1
Reservado 2080 Función de la Sobrecorriente
Instantánea 1 de Fase del Devanado 2 --- --- --- F30 1 = Habilitado
2081 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea 1 de Fase del Devanado 2
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2082 Detección de Sobrecorriente Instantánea 1 de Fase del Devanado 2
0,05 a 20,00 0,01 x TC F3 10,00 x TC
2083 Retardo de Sobrecorriente Instantánea 1 de Fase del Devanado 2
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
2084 Bloqueo del Sobrecorriente Instantánea 1 de Fase del Devanado 2
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2085 Reservado
208F
SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DE FASE DEL DEVANAD
O 2
Reservado 2090 Función de la Sobrecorriente
Instantánea 1 de Fase del Devanado 3 --- --- --- F30 1 = Habilitado
2091 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea 1 de Fase del Devanado 3
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2092 Detección de Sobrecorriente Instantánea 1 de Fase del Devanado 3
0,05 a 20,00 0,01 x TC F3 1000=10,00 x TC
2093 Retardo de Sobrecorriente Instantánea 1 de Fase del Devanado 3
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
2094 Bloqueo del Sobrecorriente Instantánea 1 de Fase del Devanado 3
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2095 Reservado
209F
SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DE FASE DEL DEVANAD
O 3
Reservado 20A0 Función de la Sobrecorriente
Instantánea 2 de Fase del Devanado 1 --- --- --- F30 1 = Habilitado
20A1 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea 2 de Fase del Devanado 1
--- --- --- F46 1 = Enclavado
20A2
SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 2 DE FASE DEL DEVANAD
O 1 Detección de Sobrecorriente Instantánea 2 de Fase del Devanado 1
0,05 a 20,00 0,01 x TC F3 1000=10,00 x TC
20A3 Retardo de Sobrecorriente Instantánea 2 de Fase del Devanado 1
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
20A4 Bloqueo del Sobrecorriente Instantánea 2 de Fase del Devanado 1
--- --- --- F87 0 = Inhabilitado
20A5 Reservado
20AF
Reservado 20B0 Función de Sobrecorriente Instantánea
2 de Fase del Devanado 2 --- --- --- F30 1 = Habilitado
20B1 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea 2 de Fase del Devanado 2
--- --- --- F46 1 = Enclavado
20B2
SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 2 DEL DEVANAD
O 2 Detección de Sobrecorriente Instantánea 2 de Fase del Devanado 2
0,05 a 20,00 0,01 x TC F3 1000=10.00 x TC
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-53
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 37 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
20B3 Retardo de Sobrecorriente Instantánea 2 de Fase del Devanado 2
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
20B4 Bloqueo del Sobrecorriente Instantánea 2 de Fase del Devanado 2
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
20B5 Reservado
20BF
Reservado 20C0 Función de Sobrecorriente Instantánea
2 de Fase del Devanado 3 --- --- --- F30 1 = habilitado
20C1 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea 2 de Fase del Devanado 3
--- --- --- F46 1 = Enclavado
20C2 Detección de Sobrecorriente Instantánea 2 de Fase del Devanado 3
0,05 a 20,00 0,M1 x CT F3 1000=10,00 x TC
20C3 Retardo de Sobrecorriente Instantánea 2 de Fase del Devanado 3
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
20C4 Bloqueo del Sobrecorriente Instantánea 2 de Fase del Devanado 3
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
20C5 Reservado
20CF
SOBRECORRIENTE
INSTANTÁNEA 2 DE FASE
DEL DEVANADO 3
Reservado 20D0 Función de Sobrecorriente de Tiempo
de Neutro del Devanado 1 --- --- --- F30 1 = habilitado
20D1 Objetivo de Sobrecorriente de Tiempo de Neutro del Devanado 1
--- --- --- F46 1 = Enclavado
20D2 Detección de Sobrecorriente de Tiempo de Neutro del Devanado 1
0,05 a 20,00 0,03 --- F3 85 = 0,85 x TC
20D3 Forma de Sobrecorriente de Tiempo de Neutro del Devanado 2
--- --- --- F36 0 = Ext Inverso
20D4 Multiplicador de Sobrecorriente de Tiempo de Neutro del Devanado 2
0,00 a 100,00
0,01 --- F3 100 = 1,00
20D5 Reinicio de Sobrecorriente de Tiempo de Neutro del Devanado 2
--- --- --- F68 1 = lineal
20D6 Bloqueo del Sobrecorriente de Tiempo de Neutro del Devanado 2
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
20D7 Reservado
20DF
SOBRECORRIENTE DE
TIEMPO DE NEUTRO DEL DEVANADO 1
Reservado 20E0 Función de Sobrecorriente de Neutro
del Devanado 2 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
20E1 Objetivo de Sobrecorriente de Neutro del Devanado 2
--- --- --- F46 1 = Enclavado
20E2 Detección de Sobrecorriente de Neutro del Devanado 2
0,05 a 20,00 0,01 x TC F3 85 = 0,85 x TC
20E3 Forma de Sobrecorriente de Neutro del Devanado 2
--- --- --- F36 0 = Ext Inverso
20E4 Multiplicador de Sobrecorriente de Neutro del Devanado 2
0,00 a 100,00
0,01 --- F3 100 = 1,00
20E5 Reinicio de Sobrecorriente de Neutro del Devanado 2
--- --- --- F68 1 = lineal
20E6 Bloqueo del Sobrecorriente de Neutro del Devanado 2
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
20E7 Reservado
20EF
SOBRECORRIENTE DE
NEUTRO DEL DEVANADO 2
Reservado 20F0 Función de Sobrecorriente de Tiempo
de Neutro del Devanado 3 --- --- --- F30 0 = Inhabilitado
20F1 Objetivo de Sobrecorriente de Tiempo de Neutro del Devanado 3
--- --- --- F46 1 = Enclavado
20F2 Detección de Sobrecorriente de Tiempo de Neutro del Devanado 3
0,05 a 20,00 0,01 x TC F3 85 = 0,85 x TC
20F3 Forma de Sobrecorriente de Tiempo de Neutro del Devanado 3
--- --- --- F36 0 = Ext Inverso
20F4
SOBRECORRIENTE DE
TIEMPO DE NEUTRO DEL DEVANADO 3
Multiplicador de Sobrecorriente de Tiempo de Neutro del Devanado 3
0,00 a 100,00
0,01 --- F3 100 = 1,00
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-54 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 38 de 57) DIR
(HEX) GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL
INCREMENTO UNIDADES CÓDIGO DEL
FORMATO PREDETERMINADO
EN FÁBRICA
20F5 Reinicio de Sobrecorriente de Tiempo de Neutro del Devanado 3
--- --- --- F68 1 = lineal
20F6 Bloqueo del Sobrecorriente de Tiempo de Neutro del Devanado 3
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
20F7 Reservado
20FF
Reservado 2100 Función de Sobrecorriente Instantánea
1 de Neutro del Devanado 1 --- --- --- F30 1 = habilitado
2101 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea 1 de Neutro del Devanado 1
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2102 Detección de Sobrecorriente Instantánea 1 de Neutro del Devanado 1
0,05 a 20,00 0,01 x TC F3 1000=10,00 x TC
2103 Retardo de Sobrecorriente Instantánea 1 de Neutro del Devanado 1
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
2104 Bloqueo del Sobrecorriente Instantánea 1 de Neutro del Devanado 1
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2105 Reservado
210F
SOBRECORRIENTE INSTANTANEA 1 DE
NEUTRO DEL DEVANADO 1
Reservado 2110 Función de Sobrecorriente Instantánea
1 de Neutro del Devanado 2 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
2111 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea 1 de Neutro del Devanado 2
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2112 Detección de Sobrecorriente Instantánea 1 de Neutro del Devanado 2
0,05 a 20,00 0,01 x TC F3 1000=10,00 x TC
2113 Retardo de Sobrecorriente Instantánea 1 de Neutro del Devanado 2
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
2114 Bloqueo del Sobrecorriente Instantánea 1 de Neutro del Devanado 2
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2115 Reservado
211F
SOBRECORRIENTE INSTANTANEA 1 DE
NEUTRO DEL DEVANADO 2
Reservado 2120 Función de Sobrecorriente Instantánea
1 de Neutro del Devanado 3 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
2121 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea 1 de Neutro del Devanado 3
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2122 Detección de Sobrecorriente Instantánea 1 de Neutro del Devanado 3
0,05 a 20,00 0,01 x TC F3 1000=10,00 x TC
2123 Retardo de Sobrecorriente Instantánea 1 de Neutro del Devanado 3
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
2124 Bloqueo del Sobrecorriente Instantánea 1 de Neutro del Devanado 3
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2125 Reservado
212F
SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DE
NEUTRO DEL DEVANADO 3
Reservado 2130 Función de Sobrecorriente Instantánea
2 de Neutro del Devanado 1 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
2131 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea 2 de Neutro del Devanado 1
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2132 Detección de Sobrecorriente Instantánea 2 de Neutro del Devanado 1
0,05 a 20,00 0,01 x TC F3 1000=10.00 x TC
2133 Retardo de Sobrecorriente Instantánea 2 de Neutro del Devanado 1
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
2134 Bloqueo del Sobrecorriente Instantánea 2 de Neutro del Devanado 1
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2135 Reservado
213F
SOBRECORRIENTE INSTANTANEA 2 DE
NEUTRO DEL DEVANADO 1
Reservado
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-55
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 39 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
2140 Función de Sobrecorriente Instantánea 2 de Neutro del Devanado 2
--- --- --- F30 0 = inhabilitada
2141 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea 2 de Neutro del Devanado 2
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2142 Detección de Sobrecorriente Instantánea 2 de Neutro del Devanado 2
0,05 a 20,00
0,01 x TC F3 1000=10,00 x TC
2143 Retardo de Sobrecorriente Instantánea 2 de Neutro del Devanado 2
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
2144 Bloqueo del Sobrecorriente Instantánea 2 de Neutro del Devanado 2
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2145 Reservado
214F
SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 2 DE
NEUTRO DEL DEVANADO 2
Reservado 2150 Función de Sobrecorriente Instantánea
2 de Neutro del Devanado 3 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
2151 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea 2 de Neutro del Devanado 3
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2152 Detección de Sobrecorriente Instantánea 2 de Neutro del Devanado 3
0,05 a 20,00
0,01 x TC F3 1000=10,00 x TC
2153 Retardo de Sobrecorriente Instantánea 2 de Neutro del Devanado 3
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
2154 Bloqueo del Sobrecorriente Instantánea 2 de Neutro del Devanado 3
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2155 Reservado
215F
SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 2 DE
NEUTRO DEL DEVANADO 3
Reservado 2160 Función de Sobrecorriente de Tiempo
de Tierra del Devanado 1 --- --- --- F30 1 = habilitado
2161 Objetivo de Sobrecorriente de Tiempo de Tierra del Devanado 1
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2162 Detección de Sobrecorriente de Tiempo de Tierra del Devanado 1
0,05 a 20,00
0,01 x TC F3 85 = 0,85 x TC
2163 Forma de Sobrecorriente de Tiempo de Tierra del Devanado 1
--- --- --- F36 0 = Ext Inversa
2164 Multiplicador de Sobrecorriente de Tiempo de Tierra del Devanado 1
0,00 a 100,00
0,01 --- F3 100 = 1,00
2165 Reinicio de Sobrecorriente de Tiempo de Tierra del Devanado 1
--- --- --- F68 1 = lineal
2166 Bloqueo del Sobrecorriente de Tiempo de Tierra del Devanado 1
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2167 Reservado
216F
SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DE
TIERRA DEL DEVANADO 1
Reservado 2170 Función de Sobrecorriente de Tiempo
de Tierra del Devanado 2 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
2171 Objetivo de Sobrecorriente de Tiempo de Tierra del Devanado 2
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2172 Detección de Sobrecorriente de Tiempo de Tierra del Devanado 2
0,05 a 20,00
0,01 x TC F3 85 = 0,85 x TC
2173 Forma de Sobrecorriente de Tiempo de Tierra del Devanado 2
--- --- --- F36 0 = Ext Inversa
2174 Multiplicador de Sobrecorriente de Tiempo de Tierra del Devanado 2
0,00 a 100,00
0,01 --- F3 100 = 1,00
2175 Reinicio de Sobrecorriente de Tiempo de Tierra del Devanado 2
--- --- --- F68 1 = lineal
2176 Bloqueo del Sobrecorriente de Tiempo de Tierra del Devanado 2
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2177 Reservado
217F
SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DE
TIERRA DEL DEVANADO 2
Reservado
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-56 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 40 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
2180 Función de Sobrecorriente de Tiempo de Tierra del Devanado 3
--- --- --- F30 0 = inhabilitada
2181 Objetivo de Sobrecorriente de Tiempo de Tierra del Devanado 3
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2182 Detección de Sobrecorriente de Tiempo de Tierra del Devanado 3
0,05 a 20,00
0,01 x TC F3 85 = 0,85 x TC
2183 Forma de Sobrecorriente de Tiempo de Tierra del Devanado 3
--- --- --- F36 0 = Ext Invertida
2184 Multiplicador de Sobrecorriente de Tiempo de Tierra del Devanado 3
0,00 a 100,00
0,01 --- F3 100 = 1,00
2185 Reinicio de Sobrecorriente de Tiempo de Tierra del Devanado 3
--- --- --- F68 1 = lineal
2186 Bloqueo del Sobrecorriente de Tiempo de Tierra del Devanado 3
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2187 Reservado
218F
SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DE
TIERRA DEL DEVANADO 3
Reservado 2190 Función de Sobrecorriente Instantánea
1 de Tierra del Devanado 1 --- --- --- F30 0 = inhabilitado
2191 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea 1 de Tierra del Devanado 1
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2192 Detección de Sobrecorriente Instantánea 1 de Tierra del Devanado 1
0,05 a 20,00
0,01 x TC F3 1000=10,00 x TC
2193 Retardo de Sobrecorriente Instantánea 1 de Tierra del Devanado 1
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
2194 Bloqueo del Sobrecorriente Instantánea 1 de Tierra del Devanado 1
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2195 Reservado
219F
SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DE
TIERRA DEL DEVANADO 1
Reservado 21A0 Función de Sobrecorriente Instantánea
1 de Tierra del Devanado 2 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
21A1 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea 1 de Tierra del Devanado 2
--- --- --- F46 1 = Enclavado
21A2 Detección de Sobrecorriente Instantánea 1 de Tierra del Devanado 2
0,05 a 20,00
0,01 x TC F3 1000=10,00 x TC
21A3 Retardo de Sobrecorriente Instantánea 1 de Tierra del Devanado 2
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
21A4 Bloqueo del Sobrecorriente Instantánea 1 de Tierra del Devanado 2
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
21A5 Reservado
21AF
SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DEL
DEVANADO 2
Reservado 21B0 Función de Sobrecorriente Instantánea
1 de Tierra del Devanado 3 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
21B1 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea 1 de Tierra del Devanado 3
--- --- --- F46 1 = Enclavado
21B2 Detección de Sobrecorriente Instantánea 1 de Tierra del Devanado 3
0,05 a 20,00
0,01 x TC F3 1000=10,00 x TC
21B3 Retardo de Sobrecorriente Instantánea 1 de Tierra del Devanado 3
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
21B4 Bloqueo del Sobrecorriente Instantánea 1 de Tierra del Devanado 3
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
21B5 Reservado
21BF
SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DE
TIERRA DEL DEVANADO 3
Reservado 21C0 Función de Sobrecorriente Instantánea
2 de Tierra del Devanado 1 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
21C1 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea 2 de Tierra del Devanado 1
--- --- --- F46 1 = Enclavado
21C2 Detección de Sobrecorriente Instantánea 2 de Tierra del Devanado 1
0,05 a 20,00
0,01 x TC F3 1000=10,00 x TC
21C3
SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 2 DE
TIERRA DEL DEVANADO 1
Retardo de Sobrecorriente Instantánea 2 de Tierra del Devanado 1
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-57
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 41 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALO R DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
21C4 Bloqueo del Sobrecorriente Instantánea 2 de Tierra del Devanado 1
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
21C5 Reservado
21CF
Reservado 21D0 Función de Sobrecorriente Instantánea 2 de
Tierra del Devanado 2 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
21D1 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea 2 de Tierra del Devanado 2
--- --- --- F46 1 = Enclavado
21D2 Detección de Sobrecorriente Instantánea 2 de Tierra del Devanado 2
0,05 a 20,00
0,01 x TC F3 1000=10,00 x TC
21D3 Retardo de Sobrecorriente Instantánea 2 de Tierra del Devanado 2
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
21D4 Bloqueo del Sobrecorriente Instantánea 2 de Tierra del Devanado 2
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
21D5 Reservado
21DF
SOBRECORRIENTE
INSTANTÁNEA 2 DE TIERRA DEL DEVANADO 2
Reservado 21E0 Función de Sobrecorriente Instantánea 2 de
Tierra del Devanado 3 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
21E1 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea 2 de Tierra del Devanado 3
--- --- --- F46 1 = Enclavado
21E2 Detección de Sobrecorriente Instantánea 2 de Tierra del Devanado 3
0,05 a 20,00
0,01 x TC F3 1000=10,00 x TC
21E3 Retardo de Sobrecorriente Instantánea 2 de Tierra del Devanado 3
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
21E4 Bloqueo del Sobrecorriente Instantánea 2 de Tierra del Devanado 3
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
21E5 Reservado
21EF
SOBRECORRIENTE
INSTANTÁNEA 2 DE TIERRA DEL DEVANADO 3
Reservado 21F0 Función de Fallo de Tierra Restringida del
Devanado 1 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
21F1 Objetivo de Fallo de Tierra Restringida del Devanado 1
--- --- --- F46 1 = Enclavado
21F2 Detección de Fallo de Tierra Restringida del Devanado 1
0,05 a 20,00
0,01 x TC F3 8 = 0,08 x TC
21F3 Pendiente de Fallo de Tierra Restringida del Devanado 1
0 a 100 1 % F1 10%
21F4 Retardo de Fallo de Tierra Restringida del Devanado 1
0,00 a 600,00
0,01 s F3 10 = 0,10 s
21F5 Bloqueo de Fallo de Tierra Restringida del Devanado 1
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
21F6 Reservado
21FF
FALLA DE TIERRA
RESTRINGIDA DEL DEVANADO
1
Reservado 2200 Función de Fallo de Tierra Restringida del
Devanado 2 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
2201 Objetivo de Fallo de Tierra Restringida del Devanado 2
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2202 Detección de Fallo de Tierra Restringida del Devanado 2
0,05 a 20,00
0,01 x TC F3 8 = 0,08 x TC
2203 Pendiente de Fallo de Tierra Restringida del Devanado 2
0 a 100 1 % F1 10%
2204 Retardo de Fallo de Tierra Restringida del Devanado 2
0,00 a 600,00
0,01 s F3 10 = 0,10 s
2205 Bloqueo de Fallo de Tierra Restringida del Devanado 2
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2206 Reservado
220F
FALLA DE TIERRA
RESTRINGIDA DEL DEVANADO
2
Reservado
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-58 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 42 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
2210 Función de Fallo de Tierra Restringida del Devanado 3
--- --- --- F30 0 = inhabilitada
2211 Objetivo de Fallo de Tierra Restringida del Devanado 3
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2212 Detección de Fallo de Tierra Restringida del Devanado 3
0,05 a 20,00
0,01 x TC F3 8 = 0,08 x TC
2213 Pendiente de Fallo de Tierra Restringida del Devanado 3
0 a 100 1 % F1 10%
2214 Retardo de Fallo de Tierra Restringida del Devanado 3
0,00 a 600,00
0,01 s F3 10 = 0,10 s
2215 Bloqueo de Fallo de Tierra Restringida del Devanado 3
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2216 Reservado
221F
FALLA DE TIERRA RESTRINGIDA DEL
DEVANADO 3
Reservado 2220 Función de Tendencia de Tierra
Restringida del Devanado 1 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
2221 Objetivo de Tendencia de Tierra Restringida del Devanado 1
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2222 Detección de Tendencia de Tierra Restringida del Devanado 1
0,05 a 20,00
0,01 x TC F3 8 = 0,08 x TC
2223 Pendiente de Tendencia de Tierra Restringida del Devanado 1
0 a 100 1 % F1 90%
2224 Retardo de Tendencia de Tierra Restringida del Devanado 1
0,00 a 600,00
0,01 s F3 10 = 0,10 s
2225 Bloqueo de Tendencia de Tierra Restringida del Devanado 1
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2226 Reservado
222F
TENDENCIA DE TIERRA
RESTRINGIDA DEL DEVANADO 1
Reservado 2230 Función de Tendencia de Tierra
Restringida del Devanado 2 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
2231 Objetivo de Tendencia de Tierra Restringida del Devanado 2
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2232 Detección de Tendencia de Tierra Restringida del Devanado 2
0,05 a 20,00
0,01 x TC F3 8 = 0,08 x TC
2233 Pendiente de Tendencia de Tierra Restringida del Devanado 2
0 a 100 1 % F1 90%
2234 Retardo de Tendencia de Tierra Restringida del Devanado 2
0,00 a 600,00
0,01 s F3 10 = 0,10 s
2235 Bloqueo de Tendencia de Tierra Restringida del Devanado 2
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2236 Reservado
223F
TENDENCIA DE TIERRA
RESTRINGIDA DEL DEVANADO 2
Reservado 2240 Función de Tendencia de Tierra
Restringida del Devanado 3 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
2241 Objetivo de Tendencia de Tierra Restringida del Devanado 3
--- --- --- F46 1 = Enclavo
2242 Detección de Tendencia de Tierra Restringida del Devanado 3
0,05 a 20,00
0,01 x TC F3 8 = 0,08 x TC
2243 Pendiente de Tendencia de Tierra Restringida del Devanado 3
0 a 100 1 % F1 90%
2244 Retardo de Tendencia de Tierra Restringida del Devanado 3
0,00 a 600,00
0,01 s F3 10 = 0,10 s
2245 Bloqueo de Tendencia de Tierra Restringida del Devanado 3
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2246 Reservado
224F
TENDENCIA DE TIERRA
RESTRINGIDA DEL DEVANADO 3
Reservado
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-59
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 43 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
2250 Función de Sobrecorriente de Tiempo de Secuencia Negativa del Devanado 1
--- --- --- F30 0 = inhabilitada
2251 Objetivo de Sobrecorriente de Tiempo de Secuencia Negativa del Devanado 1
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2252 Detección de Sobrecorriente de Tiempo de Secuencia Negativa del Devanado 1
0,05 a 20,00 0,01 x TC F3 25 = 0,25 x TC
2253 Forma de Sobrecorriente de Tiempo de Secuencia Negativa del Devanado 1
--- --- --- F36 0 = Ext Inversa
2254 Multiplicador de Sobrecorriente de Tiempo de Secuencia Negativa del Devanado 1
0,00 a 100,00
0,01 --- F3 100 = 1,00
2255 Reinicio de Sobrecorriente de Tiempo de Secuencia Negativa del Devanado 1
--- --- --- F68 1 = lineal
2256 Bloqueo de Sobrecorriente de Tiempo de Secuencia Negativa del Devanado 1
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2257 Reservado
225F
SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DE SECUENCIA NEGATIVA
DEL DEVANADO
1
Reservado 2260 Función de Sobrecorriente de Tiempo de
Secuencia Negativa del Devanado 2 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
2261 Objetivo de Sobrecorriente de Tiempo de Secuencia Negativa del Devanado 2
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2262 Detección de Sobrecorriente de Tiempo de Secuencia Negativa del Devanado 2
0,05 a 20,00 0,01 x TC F3 25 = 0,25 x TC
2263 Forma de Sobrecorriente de Tiempo de Secuencia Negativa del Devanado 2
--- --- --- F36 0 = Ext Inversa
2264 Multiplicador de Sobrecorriente de Tiempo de Secuencia Negativa del Devanado 2
0,00 a 100, 00
0,01 F3 100=1,00
2265 Reinicio de Sobrecorriente de Tiempo de Secuencia Negativa del Devanado 2
--- --- --- F68 1 = lineal
2266 Bloqueo de Sobrecorriente de Tiempo de Secuencia Negativa del Devanado 2
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2267 Reservado
226F
SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DE SECUENCIA NEGATIVA
DEL DEVANADO
2
Reservado 2270 Función de Sobrecorriente de Tiempo de
Secuencia Negativa del Devanado 3 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
2271 Objetivo de Sobrecorriente de Tiempo de Secuencia Negativa del Devanado 3
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2272 Detección de Sobrecorriente de Tiempo de Secuencia Negativa del Devanado 3
0,05 a 20,00 0,01 x TC F3 25 = 0,25 x TC
2273 Forma de Sobrecorriente de Tiempo de Secuencia Negativa del Devanado 3
--- --- --- F36 0 = Ext Inversa
2274 Multiplicador de Sobrecorriente de Tiempo de Secuencia Negativa del Devanado 3
0,00 a 100,00
0,01 --- F3 100 = 1,00
2275
SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DE SECUENCIA NEGATIVA
DEL DEVANADO
3
Reinicio de Sobrecorriente de Tiempo de Secuencia Negativa del Devanado 3
--- --- --- F68 1 = lineal
2276 Bloqueo de Sobrecorriente de Tiempo de Secuencia Negativa del Devanado 3
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2277 Reservado
227F
Reservado 2280 Función de Sobrecorriente Instantánea de
Secuencia Negativa del Devanado 1 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
2281 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea de Secuencia Negativa del Devanado 1
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2282 Detección de Sobrecorriente Instantánea de Secuencia Negativa del Devanado 1
0,05 a 20,00 0,01 x TC F3 1000=10,00 x TC
2283 Retardo de Sobrecorriente Instantánea de Secuencia Negativa del Devanado 1
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
2284 Bloqueo de Sobrecorriente Instantánea de Secuencia Negativa del Devanado 1
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2285 Reservado
228F
SOBRECORRIENTE
INSTANTÁNEA DE
SECUENCIA NEGATIVA
DEL DEVANADO
1
Reservado
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-60 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 44 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
2290 Función de Sobrecorriente Instantánea de Secuencia Negativa del Devanado 2
--- --- --- F30 0 = inhabilitada
2291 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea de Secuencia Negativa del Devanado 2
--- --- --- F46 1 = Enclavado
2292 Detección de Sobrecorriente Instantánea de Secuencia Negativa del Devanado 2
0,05 a 20,00 0,01 x TC F3 1000=10,00 x TC
2293 Retardo de Sobrecorriente Instantánea de Secuencia Negativa del Devanado 2
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
2294 Bloqueo de Sobrecorriente Instantánea de Secuencia Negativa del Devanado 2
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2295 Reservado
229F
SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA DE SECUENCIA NEGATIVA DEL DEVANADO 2
Reservado 22A0 Función de Sobrecorriente Instantánea
de Secuencia Negativa del Devanado 3 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
22A1 Objetivo de Sobrecorriente Instantánea de Secuencia Negativa del Devanado 3
--- --- --- F46 1 = Enclavado
22A2 Detección de Sobrecorriente Instantánea de Secuencia Negativa del Devanado 3
0,05 a 20,00 0,01 x TC F3 1000=10,00 x TC
22A3 Retardo de Sobrecorriente Instantánea de Secuencia Negativa del Devanado 3
0 a 60000 1 ms F1 0 ms
22A4 Bloqueo de Sobrecorriente Instantánea de Secuencia Negativa del Devanado 3
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
22A5 Reservado
22AF
SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA DE SECUENCIA NEGATIVA DEL DEVANADO 3
Reservado 22B0 Función de Subfrecuencia 1 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 22B1 Objetivo de Subfrecuencia 1 --- --- --- F46 0 = Autoreinicio 22B2 Corriente Mínima de Operación de
Subfrecuencia 1 0,05 a 1,00 0,01 x TC F3 20 = 0,20 x TC
22B3 Detección de Subfrecuencia 1 45,00 a 59,99
0,01 Hertzio F3 5900 = 59,0 Hz
22B4 Retardo de Subfrecuencia 1 0,00 a 600,00
0,01 s F3 100 = 1,00 s
22B5 Bloqueo de Subfrecuencia 1 --- --- --- F87 0 = inhabilitado 22B6 Sensor Corriente de Subfrecuencia 1 --- --- --- F30 1 = habilitada 22B7 Tensión Mínima de Operación de
Subfrecuencia 1 0,10 a 0,99 0,01 x VT F3 50 = 0,50 x VT
22B8 Reservado
22BF
SUBFRECUENCIA 1
Reservado 22C0 Función de Subfrecuencia 2 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 22C1 Objetivo de Subfrecuencia 2 --- --- --- F46 1 = Enclavado 22C2 Corriente Mínima de Operación de
Subfrecuencia 2 0,05 a 1,00 0,01 x TC F3 20 = 0,20 x TC
22C3 Detección de Subfrecuencia 2 45,00 a 59,99
0,01 Hertzio F3 5880 = 58,8 Hz
22C4 Retardo de Subfrecuencia 2 0,00 a 600,00
0,01 s F3 10 = 0,10 s
22C5 Bloqueo de Subfrecuencia 2 --- --- --- F87 0 = inhabilitado 22C6 Sensor Corriente de Subfrecuencia 2 --- --- --- F30 1 = habilitada 22C7 Tensión Mínima de Operación de
Subfrecuencia 2 0,01 a 0,99 0,01 x VT F3 50 = 0,50 x VT
22C8 Reservado
22CF
SUBFRECUENCIA 2
Reservado
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-61
8
Tabla 8 –6: MAPA DE MEMORIA DEL 745 (hoja 45 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
22D0 Función de Caída de Frecuencia --- --- --- F30 0 = inhabilitada 22D1 Objetivo de Caída de Frecuencia --- --- --- F46 1 = Enclavado 22D2 Corriente Mínima de Operación
Caída de Frecuencia 0,05 a 1,00
0,01 x TC F3 20 = 0,20 x TC
22D3 Umbral de Caída de Frecuencia 45,00 a 59,99
0,01 Hertzio F3 5950 = 59,5 Hz
22D4 Valor Nominal 1 de Caída de Frecuencia
0,1 a 5,0 0,1 Hz/s F2 4 = 0,4 Hz/s
22D5 Valor Nominal 2 de Caída de Frecuencia
0,1 a 5,0 0,1 Hz/s F2 10 = 1,0 Hz/s
22D6 Valor Nominal 3 de Caída de Frecuencia
0,1 a 5,0 0,1 Hz/s F2 20 = 2,0 Hz/s
22D7 Valor Nominal 4 de Caída de Frecuencia
0,1 a 5,0 0,1 Hz/s F2 40 = 4,0 Hz/s
22D8 Bloqueo de Caída de Frecuencia --- --- --- F87 0 = inhabilitado 22D9 Sensor Corriente de Caída de
Frecuencia --- --- --- F30 1 = habilitado
22DA Tensión Mínima de Operación de Caída de Frecuencia
0,10 a 0,99
0,01 x TV F3 50 = 0,50 x TV
22DB Retardo de Caída de Frecuencia 0,00 a 600,00
0,01 s F3 0 = 0,00 s
22DC Reservado
22DF
CAÍDA DE FRECUENCIA
Reservado 22E0 Función de Subfrecuencia --- --- --- F30 0 = inhabilitada 22E1 Objetivo de Subfrecuencia --- --- --- F46 1 = Enclavado 22E2 Corriente Mínima de Funcionamiento
de Subfrecuencia 0,05 a 1,00
0,01 x TC F3 20 = 0,20 x TC
22E3 Detección de Subfrecuencia 50,01 a 65,00
0,01 Hertzio F3 6050 = 60,5 Hz
22E4 Retardo de Subfrecuencia 0,00 a 600,00
0,01 s F3 500 = 5,00 s
22E5 Bloqueo de Subfrecuencia --- --- --- F87 0 = inhabilitado 22E6 Sensor Corriente de Subfrecuencia --- --- --- F30 1 = habilitada 22E7 Tensión Mínima de Operación de
Subfrecuencia 0,10 a 0,99
0,01 x VT F3 50 = 0,50 x TV
22E8 Reservado
22EF
SUBFRECUENCIA
Reservado 22F0 Función del Nivel de la 5ta. Armónica --- --- --- F30 0 = inhabilitada 22F1 Objetivo del Nivel de la 5ta. Armónica --- --- --- F46 0 = Auto-reinicio 22F2 Corriente Mínima de Operación Nivel
de la 5ta. Armónica 0,03 a 1,00
0,01 x TC F3 10 = 0,10 x TC
22F3 Detección del Nivel de la 5ta. Armónica
0,1 a 99,9 0,1 % del ƒo F1 100 = 10,0% ƒ o
22F4 Retardo del Nivel de la 5ta. Armónica 0 a 60000 1 s F1 10 s 22F5 Bloqueo del Nivel de la 5ta. Armónica --- --- --- F87 0 = inhabilitado 22F6 Reservado
22FF
NIVEL DE LA 5TA. ARMÓNICA
Reservado 2300 Función De Voltios-Por-Hz 1 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 2301 Objetivo de Voltios-Por-Hz 1 --- --- --- F46 0 = Auto-reinicio 2302
VOLTIOS-POR- HZ 1
Tensión Mínima de Operación de Voltios-Por-Hz 1
0,10 a 0,99
0,01 x VT F3 10 = 0,10 x TV
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-62 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de 745 MEMORIAS (hoja 46 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
2303 Detección de Voltios-Por-Hz 1 1,00 a 4,00
0,01 V/Hz F3 236 = 2,36 V/Hz
2304 Forma de Voltios-Por-Hz 1 --- --- --- F86 0 = Tiempo Dif. 2305 Retardo de Voltios-Por-Hz 1 0,00 a
600,00 0,01 s F3 200 = 2,00 s
2306 Reinicio de Voltios-Por-Hz 1 0,0 a 6000,0
0,1 s F2 0,0 s
2307 Bloqueo de Voltios-Por-Hz 1 --- --- --- F87 0 = inhabilitado 2308 Reservado
230F
Reservado 2310 Función De Voltios-Por-Hz 2 --- --- --- F30 0 = inhabilitado 2311 Objetivo de Voltios-Por-Hz 2 --- --- --- F46 1 = Enclavado 2312 Tensión Mínima de Operación de
Voltios-Por-Hz 2 0,10 a 0,99
0,01 x TV F3 10 = 0,10 x TV
2313 Detección de Voltios-Por-Hz 2 1,00 a 4,00
0,01 V/Hz F3 214 = 2,14 V/Hz
2314 Forma de Voltios-Por-Hz 2 --- --- --- F86 0 = Tiempo Dif. 2315 Retardo de Voltios-Por-Hz 2 0,00 a
600,00 0,01 s F3 4500 = 45,00 s
2316 Reinicio de Voltios-Por-Hz 2 0,0 a 6000,0
0,1 s F2 0,0 s
2317 Bloqueo de Voltios-Por-Hz 2 --- --- --- F87 0 = inhabilitado 2318 Reservado
231F
VOLTIOS-POR-HZ 2
Reservado 2320 Función del Nivel de DAT del
Devanado 1 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
2321 Objetivo del Nivel de DAT del Devanado 1
--- --- --- F46 0 = Autoreinicio
2322 Corriente Mínima de Operación del Nivel de DAT del Devanado 1
0,03 a 1,00
0,01 x TC F3 10 = 0,10 x TC
2323 Detección del Nivel de DAT del Devanado 1
0,1 a 50,0 0,1 % del ƒo F2 500 = 50,0%
2324 Retardo del Nivel de DAT del Devanado 1
0 a 60000 1 s F1 10 s
2325 Bloque del Nivel de DAT del Devanado 1
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2326 Reservado
232F
NIVEL DE DAT DEL DEVANADO
1
Reservado 2330 Función del Nivel de DAT del
Devanado 2 --- --- --- F30 0 = inhabilitado
2331 Objetivo del Nivel de DAT del Devanado 2
--- --- --- F46 0 = autoreinicio
2332 Corriente Mínima de Operación del Nivel de DAT del Devanado 2
0,03 a 1,00
0,01 x TC F3 10 = 0,10 x TC
2333 Detección del Nivel de DAT del Devanado 2
0,1 a 50,0 0,1 % del ƒo F2 500 = 50,0%
2334 Retardo del Nivel de DAT del Devanado 2
0 a 60000 1 s F1 10 s
2335 Bloqueo del Nivel de DAT del Devanado 2
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2336 Reservado
233F
NIVEL DE DAT DEL DEVANADO
2
Reservado
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-63
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 47 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
2340 Función del Nivel de DAT del Devanado 3 --- --- --- F30 0 = inhabilitada 2341 Objetivo del Nivel de DAT del Devanado 3 --- --- --- F46 0 = autoreinicio 2342 Corriente Mínima de Operación del Nivel
de DAT del Devanado 3 0,03 a 1,00
0,01 x TC F3 10 = 0,10 x TC
2343 Detección del Nivel de DAT del Devanado 3
0,1 a 50,0 0,1 % del ƒo F2 500 = 50,0%
2344 Retardo del Nivel de DAT del Devanado 3 0 a 60000 1 s F1 10 s 2345 Bloqueo del Nivel de DAT del Devanado 3 --- --- --- F87 0 = inhabilitado 2346 Reservado
234F
NIVEL DE DAT DEL DEVANADO 3
Reservado 2350 Función de la Disminución del Valor
Nominal de la Armónica del Devanado 1 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
2351 Objetivo de la Disminución del Valor Nominal de la Armónica del Devanado 1
--- --- --- F46 0 = autoreinicio
2352 Corriente Mínima de la Operación de la Disminución del Valor Nominal de la Armónica del Devanado 1
0,03 a 1,00
0,01 x TC F3 10 = 0,10 x TC
2353 Detección de la Disminución del Valor Nominal de la Armónica del Devanado 1
0,01 a 0,98
0,01 --- F3 90 = 0,90
2354 Retardo de la Disminución del Valor Nominal de la Armónica del Devanado 1
0 a 60000 1 s F1 10 s
2355 Bloqueo de la Disminución del Valor Nominal de la Armónica del Devanado 1
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2356 Reservado
235F
DISMINUCIÓN DEL VALOR NOMINAL DE LA ARMÓNICA DEL DEVANADO 1
Reservado 2360 Función de la Disminución del Valor
Nominal de la Armónica del Devanado 2 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
2361 Objetivo de la Disminución del Valor Nominal de la Armónica del Devanado 2
--- --- --- F46 0 = autoreinicio
2362 Corriente Mínima de la Operación de la Disminución del Valor Nominal de la Armónica del Devanado 2
0,03 a 1,00
0,01 x TC F3 10 = 0,10 x TC
2363 Detección de la Disminución del Valor Nominal de la Armónica del Devanado 2
0,01 a 0,98
0,01 --- F3 90 = 0,90
2364 Retardo de la Disminución del Valor Nominal de la Armónica del Devanado 2
0 a 60000 1 s F1 10 s
2365 Bloqueo de la Disminución del Valor Nominal de la Armónica del Devanado 2
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2366 Reservado
236F
DISMINUCIÓN DEL VALOR NOMINAL DE LA ARMÓNICA DEL DEVANADO 2
Reservado 2370 Función de la Disminución del Valor
Nominal de la Armónica del Devanado 3 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
2371 Objetivo de la Disminución del Valor Nominal de la Armónica del Devanado 3
--- --- --- F46 0 = autoreinicio
2372 Corriente Mínima de la Operación de la Disminución del Valor Nominal de la Armónica del Devanado 3
0,03 a 1,00
0,01 x TC F3 10 = 0,10 x TC
2373 Detección de la Disminución del Valor Nominal de la Armónica del Devanado 3
0,01 a 0,98
0,01 --- F3 90 = 0,90
2374 Retardo de la Disminución del Valor Nominal de la Armónica del Devanado 3
0 a 60000 1 s F1 10 s
2375 Bloqueo de la Disminución del Valor Nominal de la Armónica del Devanado 3
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2376 Reservado
237F
DISMINUCIÓN DEL VALOR NOMINAL DE LA ARMÓNICA DEL DEVANADO 3
Reservado
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-64 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 48 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
2380 Función del Límite del Punto más Caliente
--- --- --- F30 0 = inhabilitada
2381 Objetivo del Límite del Punto más Caliente
--- --- --- F46 0 = autoreinicio
2382 Detección del Límite del Punto más Caliente
50 a 300 1 ° C F1 150° C
2383 Retardo del Límite del Punto más Caliente
0 a 60000 1 minuto F1 10 minutos
2384 Bloqueo del Límite del Punto más Caliente
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2385 Reservado
238F
LÍMITE DEL PUNTO MÁS CALIENTE
Reservado 2390 Función del Límite de Pérdida de
Vida --- --- --- F30 0 = inhabilitada
2391 Objetivo del Límite de Pérdida de Vida
--- --- --- F46 0 = autoreinicio
2392 Detección del Límite de Pérdida de Vida
0 a 20000 1 horas x 10 F1 16000=160000 horas
2393 Bloqueo del Límite de Pérdida de Vida
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2394 Reservado
239F
LÍMITE DE PÉRDIDA DE VIDA
Reservado 23A0 Función del Nivel 1 de Entrada
Analógica --- --- --- F30 0 = inhabilitada
23A1 Objetivo del Nivel 1 de Entrada Analógica
--- --- --- F46 0 = autoreinicio
23A2 Detección del Nivel 1 de Entrada Analógica
1 a 65000 1 < unidades > F1 10 < unidades >
23A3 Retardo del Nivel 1 de Entrada Analógica
0 a 60000 1 s F1 50 s
23A4 Bloqueo del Nivel 1 de Entrada Analógica
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
23A5 Reservado
23AF
NIVEL 1 DE ENTRADA
ANALÓGICA
Reservado 23B0 Función del Nivel 2 de Entrada
Analógica --- --- --- F30 0 = inhabilitada
23B1 Objetivo del Nivel 2 de Entrada Analógica
--- --- --- F46 0 = autoreinicio
23B2 Detección del Nivel 2 de Entrada Analógica
1 a 65000 1 < unidades > F1 100 < unidades >
23B3 Retardo del Nivel 2 de Entrada Analógica
0 a 60000 1 s F1 100 s
23B4 Bloqueo del Nivel 2 de Entrada Analógica
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
23B5 Reservado
23BF
NIVEL 2 DE ENTRADA
ANALÓGICA
Reservado 23C0 Función de la Demanda de
Corriente del Devanado 1 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
23C1 Objetivo de la Demanda de Corriente del Devanado 1
--- --- --- F46 0 = autoreinicio
23C2 Detección de la Demanda de Corriente del Devanado 1
--- --- A F78 100 A
23C3 Bloqueo de la Demanda de Corriente del Devanado 1
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
23C4 Reservado
23CF
DEMANDA DE CORRIENTE DEL
DEVANADO 1
Reservado
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-65
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 49 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
23D0 Función de la Demanda de Corriente del Devanado 2
--- --- --- F30 0 = inhabilitada
23D1 Objetivo de la Demanda de Corriente del Devanado 2
--- --- --- F46 0 autoreinicio
23D2 Detección de la Demanda de Corriente del Devanado 2
--- --- A F79 400 A
23D3 Bloqueo de la Demanda de Corriente del Devanado 2
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
23D4 Reservado
23DF
DEMANDA DE CORRIENTE DEL
DEVANADO 2
Reservado 23E0 Función de la Demanda de
Corriente del Devanado 3 --- --- --- F30 0 = inhabilitada
23E1 Objetivo de la Demanda de Corriente del Devanado 3
--- --- --- F46 0 = autoreinicio
23E2 Detección de la Demanda de Corriente del Devanado 3
--- --- A F80 400 A
23E3 Bloqueo de la Demanda de Corriente del Devanado 3
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
23E4 Reservado
23EF
DEMANDA DE CORRIENTE DEL
DEVANADO 3
Reservado 23F0 Función de Sobrecarga del
Transformador --- --- --- F30 0 = inhabilitada
23F1 Objetivo de Sobrecarga del Transformador
--- --- --- F46 0 = autoreinicio
23F2 Detección de Sobrecarga del Transformador
50 a 300 1 % clasificaron
F1 208% nominal
23F3 Retardo de Sobrecarga del Transformador
0 a 60000 1 s F1 10 s
23F4 Bloqueo de Sobrecarga del Transformador
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
23F5 Señal de Alarma de sobrecalentamiento del Transformador
--- --- --- F88 0 = inhabilitada
23F6 Reservado
23FF
SOBRECARGA DEL
TRANSFORMADOR
Reservado 2400 Función del Límite del Factor de
Envejecimiento --- --- --- F30 0 = inhabilitada
2401 Objetivo del Límite del Factor de Envejecimiento
--- --- --- F46 0 = autoreinicio
2402 Detección del Límite del Factor de Envejecimiento
1,1 a 10,0 0,1 --- F2 20 = 2,0
2403 Retardo del Límite del Factor de Envejecimiento
0 a 60000 1 minutos F1 10 minutos
2404 Bloqueo del Límite del Factor de Envejecimiento
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2405 Reservado
240F
LÍMITE DEL FACTOR DE
ENVEJECIMIENTO
Reservado 2410 Función del Fallo del Cambiador
de Derivación --- --- --- F30 0 = inhabilitada
2411 Objetivo del Fallo del Cambiador de Derivación
--- --- --- F46 0 = autoreinicio
2412 Retardo del Fallo del Cambiador de Derivación
0 a 600,00 0,01 s F3 500 = 5,00 s
2413 Bloqueo del Fallo del Cambiador de Derivación
--- --- --- F87 0 = inhabilitado
2414 Reservado
3FFF
FALLA DEL CAMBIADOR DE
DERIVACIÓN
Reservado
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-66 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de 745 MEMORIAS (hoja 50 de 57) DIR
(HEX) GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL
INCREMENTO UNIDADES CÓDIGO DEL
FORMATO PREDETERMINADO
EN FÁBRICA
La memoria del TRAZO (direcciones 4000 a 47FF) - Leer solamente 4000 Fecha del Último Borrado de la Memoria de Trazo.
(2 registros) --- --- --- F23 ---
4002 Hora del Último Borrado de la Memoria de Trazo (2 registros)
--- --- --- F22 ---
4004 Número Total de Disparos de Trazo desde el Último Borrado
0 a 65535 1 --- F1 ---
4005 Índice Selector del Buffer de Trazo (XX) [ Lectura/ escritura]
1 a 65535 1 --- F1 ---
4006 Índice Selector del Canal de Trazo (YY) [ Lectura/ escritura]
--- --- --- F65 ---
4007 Reservado
400F Reservado 4010 Fecha del Disparo del Buffer de Trazo XX (2
registros) --- --- --- F23 ---
4012 Tiempo del Disparo del Buffer de Trazo XX (2 registros)
--- --- --- F22 ---
4014 Causa del Disparo del Buffer de Trazo XX --- --- --- F85 --- 4015 Índice de Muestreo de Disparo del Buffer de Trazo 0 a 1023 1 --- F1 --- 4016 Frecuencia del Sistema del Buffer de Trazo XX 2,00 a
65,00 0,01 Hertzio F3 ---
4017 Muestra 0 del Canal YY del Buffer de Trazo XX --- --- --- F70 --- 4018 Muestra 1 del Canal YY del Buffer de Trazo XX --- --- --- F70 ---
4416 Muestra 1023 del Canal YY del Buffer de Trazo XX --- --- --- F70 --- 4417 Reservado
47FF
MEMORIA DE
TRAZO
Reservado
Memoria de Reproducción (Direcciones 4800 a 4FFF)- Lectura/ Escritura
4800 Índice Selector De Canal De Reproducción (XX) --- --- --- F69 --- 4801 Reservado
480F Reservado 4810 Muestra 0 Del Canal De Reproducción XX --- --- --- F70 --- 4811 Muestra 1 Del Canal De Reproducción XX --- --- --- F70 ---
4C0F Muestra 1023 Del Canal XX Del Aparato de lectura --- --- --- F70 --- 4C10 Reservado
4FFF
MEMORIA DE
REPRODUCCIÓN
Reservado
Servicio de la fábrica (direcciones 5000 a 7FFF) - Lectura / Escritura
5000 Código de Acceso de la Función de Servicio de Fábrica
--- --- --- F1 0
5001 Comandos Del Servicio De Fábrica --- --- --- F71 0 5002 Columna 1 Del Estado Del LED Indicador de Fuerza --- --- --- F54 0 5003
SERVICIO DE
FÁBRICA
Columna 2 Del Estado Del LED Indicador de Fuerza --- --- --- F54 0
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-67
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 51 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
5004 Columna 3 Del Estado Del LED Indicador de Fuerza
--- --- --- F54 0
5005 Forzar Otro Hardware --- --- --- F72 0 5006 Reservado
5009
Reservado 500A Error De la Ecuación de FlexLogic --- --- --- F76 0 = ninguno 500B Error De Configuración
Inadecuada Transformador --- --- --- F77 0 = ninguno
500C Reservado
500F
ERRORES DE CONFIGURACIÓN
Reservado 5010 Bandera de Error de Entrada
Lógica --- --- --- F52 0
5011 Bandera de Error de Salida Analógica
--- --- --- F52 0
5012 Bandera De Error De Calibración --- --- --- F52 0 5013 Bandera De Error De Eeprom --- --- --- F52 0 5014 Bandera De Error De Reloj de
Tiempo Real --- --- --- F52 0
5015 Bandera De Error De la Batería --- --- --- F52 0 5016 Bandera De Error Del Software De
Emulación --- --- --- F52 0
5017 Bandera De Error De Temperatura Interna
--- --- --- F52 0
5018 Bandera De Flexlogic --- --- --- F52 0 5019 Bandera De Error Del DSP --- --- --- F52 0 501A Bandera De Error De Mala
Configuración --- --- --- F52 0
501B Bandera De Error De la Señal IRIG-B
--- --- --- F52 0
501C Bandera de Error de Acceso Denegado
--- --- --- F52 0
501D Bandera De Error De Temperatura Ambiente
--- --- --- F52 ---
501E Reservado
501F
BANDERAS DE ERROR DE
AUTOPRUEBA
Reservado 5020 Operación del Relé 0 a 65535 1 horas F1 0 5021 Temperatura Interna –55,0 a
150,0 0,1 ° C F5 ---
5022 Temperatura Interna Mínima –55,0 a 150,0
0,1 ° C F5 ---
5023 Temperatura Interna Máxima –55,0 a 150,0
0,1 ° C F5 ---
5024 Entrada Analógica de 0-1 mA 0 a 65535 1 µA F1 --- 5025 Entrada Analógica de 0-20 mA 0 a 65535 1 µA F1 --- 5026 Última Tecla Presionada del Panel
Frontal --- --- --- F55 00 h = sin tecla
5027 Banderas De diagnóstico Del DSP --- --- --- F51 --- 5028 Reservado
502F
DIAGNÓSTICO DEL HARDWARE
Reservado
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-68 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA DE MEMORIA 745 (hoja 52 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
5030 Contador De Interrupción Inesperada
0 a 65535 1 --- F1 0
5031 Vector de la última Interrupción Inesperada
0 a 255 1 --- F1 0
5032 Contador de Reinicio Inesperado
0 a 65535 1 --- F1 0
5033 Causa del Último Reinicio Inesperado
0 a 255 1 --- F1 0
5034 Contador de Depuración de la EEPROM
0 a 65535 1 --- F1 0
5035 Contador de Error de Tierra Virtual A/D
0 a 65535 1 --- F1 0
5036 Contador de Error de RS232 Frontal
0 a 65535 1 --- F1 0
5037 Contador De Error del Com1 0 a 65535 1 --- F1 0 5038 Contador De Error del Com2 0 a 65535 1 --- F1 0 5039 Uso Del Procesador 0,0 a 100,0 0,1 % F2 --- 503A Uso De la Memoria RAM 0,0 a 100,0 0,1 % F2 --- 503B Reservado
503F
DIAGNÓSTICO DEL SOFTWARE
Reservado 5040 Fecha de Compilación del
Programa de Inicio ( 2 registros) --- --- --- F23 ---
5042 Hora de Compilación del Programa de Inicio (2 registros)
--- --- --- F22 ---
5044 Fecha de Compilación del Programa Principal (2 registros)
--- --- --- F23 ---
5046 Hora de Compilación del Programa Principal (2 registros)
--- --- --- F22 ---
5048 Reservado
50FF
FECHA / HORA DE
COMPILACIÓN
Reservado 5100 Fecha de la última calibración (2
registros) --- --- --- F23 ---
5102 Fecha de la calibración original (2 registros)
--- --- --- F23 ---
5104 Nivel de Saturación x8 a x1 0 a 32767 1 TES F1 3000 TES 5105 Desplazamiento de la Corriente
x1 de la Fase A del Devanado 1 –100 a +100 1 --- F4 0
5106 Ganancia de la Corriente x1 de la Fase A del Devanado 1
0 a 20000 1 --- F1 15556
5107 Desplazamiento de la Corriente x8 de la fase A del Devanado 1
–100 a +100 1 --- F4 0
5108 Ganancia de la Corriente x8 de la Fase A del Devanado 1
0 a 20000 1 --- F1 15556
5109 Desplazamiento de la Corriente x1 de la Fase B del Devanado 1
–100 a +100 1 --- F4 0
510A Ganancia de la Corriente x1 de la Fase B del Devanado 1
0 a 20000 1 --- F1 15556
510B Desplazamiento de la Corriente x8 de la Fase B del Devanado 1
–100 a +100 1 --- F4 0
510C Ganancia de la Corriente x8 de la Fase B del Devanado 1
0 a 20000 1 --- F1 15556
510D Desplazamiento de la Corriente x1 de la Fase C del Devanado 1
–100 a +100 1 --- F4 0
510E Ganancia de la Corriente x1 de la Fase C del Devanado 1
0 a 20000 1 --- F1 15556
510F Desplazamiento de la Corriente x8 de la Fase C del Devanado 1
–100 a +100 1 --- F4 0
5110 Ganancia de la Corriente x8 de la Fase C del Devanado 1
0 a 20000 1 --- F1 15556
5111 Desplazamiento de la Corriente x1 de Tierra del Devanado ½
–100 a +100 1 --- F4 0
5112
DATOS DE CALIBRACIÓN
Ganancia de la Corriente x1 de Tierra del Devanado ½
0 a 20000 1 --- F1 15556
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-69
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 53 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
5113 Desplazamiento de la Corriente x8 de Tierra del Devanado ½
–100 a +100 1 --- F4 0
5114 Ganancia de la Corriente x8 de Tierra del Devanado ½ 0 a 20000 1 --- F1 15556 5115 Desplazamiento de la Corriente x1 de la Fase A del
Devanado 2 –100 a +100 1 --- F4 0
5116 Ganancia de la Corriente x1 de la Fase A del Devanado 2 0 a 20000 1 --- F1 15556 5117 Desplazamiento de la Corriente x8 de la Fase A del
Devanado 2 –100 a +100 1 --- F4 0
5118 Ganancia de la Corriente x8 de la Fase A del Devanado 2 0 a 20000 1 --- F1 15556 5119 Desplazamiento de la Corriente x1 de la Fase B del
Devanado 2 –100 a +100 1 --- F4 0
511A Ganancia de la Corriente x1 de la Fase B del Devanado 2 0 a 20000 1 --- F1 15556 511B Desplazamiento de la Corriente x8 de la Fase B del
Devanado 2 –100 a +100 1 --- F4 0
511C Ganancia de la Corriente x8 de la Fase B del Devanado 2 0 a 20000 1 --- F1 15556 511D Desplazamiento de la Corriente x1 de la Fase C del
Devanado 2 –100 a +100 1 --- F4 0
511E Ganancia de la Corriente x1 de la Fase C del Devanado 2 0 a 20000 1 --- F1 15556 511F Desplazamiento de la Corriente x8 de la Fase C del
Devanado 2 –100 a +100 1 --- F4 0
5120 Ganancia de la Corriente x8 de la Fase C del Devanado 2 0 a 20000 1 --- F1 15556 5121 Desplazamiento de la Corriente x1 de Tierra del Devanado
2/3 –100 a +100 1 --- F4 0
5122 Ganancia de la Corriente x1 de Tierra del Devanado 2/3 0 a 20000 1 --- F1 15556 5123 Desplazamiento de la Corriente x8 de Tierra del Devanado
2/3 –100 a +100 1 --- F4 0
5124 Ganancia de la Corriente x8 de Tierra del Devanado 2/3 0 a 20000 1 --- F1 15556 5125 Desplazamiento de la Corriente x1 de la Fase A del
Devanado 3 –100 a +100 1 --- F4 0
5126 Ganancia de la Corriente x1 de la Fase A del Devanado 3 0 a 20000 1 --- F1 15556 5127 Desplazamiento de la Corriente x8 de la Fase A del
Devanado 3 –100 a +100 1 --- F4 0
5128 Ganancia de la Corriente x8 de la Fase A del Devanado 3 0 a 20000 1 --- F1 15556 5129 Desplazamiento de la Corriente x1 de la Fase B del
Devanado 3 –100 a +100 1 --- F4 0
512A Ganancia de la Corriente x1 de la Fase B del Devanado 3 0 a 20000 1 --- F1 15556 512B Desplazamiento de la Corriente x8 de la Fase B del
Devanado 3 –100 a +100 1 --- F4 0
512C Ganancia de la Corriente x8 de la Fase B del Devanado 3 0 a 20000 1 --- F1 15556 512D Desplazamiento de la Corriente x1 de la Fase C del
Devanado 3 –100 a +100 1 --- F4 0
512E Ganancia de la Corriente x1 de la Fase C del Devanado 3 0 a 20000 1 --- F1 15556 512F Desplazamiento de la Corriente x8 de la Fase C del
Devanado 3 –100 a +100 1 --- F4 0
5130 Ganancia de la Corriente x8 de la Fase C del Devanado 3 0 a 20000 1 --- F1 15556 5131 Desplazamiento de la Entrada de Tensión x1 –100 a +100 1 --- F4 0 5132 Ganancia de la Entrada de Tensión x1 0 a 20000 1 --- F1 1412 5133 Desplazamiento de la Entrada de Tensión x8 –100 a +100 1 --- F4 0 5134 Ganancia de la Entrada de Tensión x8 0 a 20000 1 --- F1 1412 5135 Desplazamiento Bajo de la Entrada del Cambiador de
Derivación –600 a +600 1 --- F4 0
5136 Ganancia Baja de la Entrada del Cambiador de Derivación 0 a 10000 1 --- F1 5779 5137 Desplazamiento Alto de la Entrada del Cambiador de
Derivación –600 a +600 1 --- F4 0
5138
Ganancia Alta de la Entrada del Cambiador de Derivación 0 a 1000 1 --- F1 578
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-70 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA de MEMORIAS 745 (hoja 54 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
5139 Desplazamiento Bajo de la Entrada del RTD de Temperatura Ambiente
–600 a +600 1 --- F4 0
513A Ganancia Baja de la Entrada del RTD de Temperatura Ambiente
0 a 20000 1 --- F1 8192
513B Desplazamiento Alto de la Entrada del RTD de Temperatura Ambiente
–600 a +600 1 --- F4 0
513C Ganancia Alta de la Entrada del RTD de Temperatura Ambiente
0 a 20000 1 --- F1 8192
513D Desplazamiento de la Entrada Analógica de 1 mA
–600 a +600 1 --- F4 0
513E Ganancia de la Entrada Analógica de 1 mA
0 a 2000 1 --- F1 1112
513F Desplazamiento de la Entrada Analógica de 20 mA
–600 a +600 1 --- F4 0
5140 Ganancia de la Entrada Analógica de 20 mA
0 a 30000 1 --- F1 22244
5141 Escala Mínima de la Salida Analógica #1 0 a 4095 1 --- F1 0 5142 Escala Máxima de la Salida Analógica #1 0 a 4095 1 --- F1 4095 5143 Escala Mínima de la Salida Analógica #2 0 a 4095 1 --- F1 0 5144 Escala Máxima de la Salida Analógica #2 0 a 4095 1 --- F1 4095 5145 Escala Mínima de la Salida Analógica #3 0 a 4095 1 --- F1 0 5146 Escala Máxima de la Salida Analógica #3 0 a 4095 1 --- F1 4095 5147 Escala Mínima de la Salida Analógica #4 0 a 4095 1 --- F1 0 5148 Escala Máxima de la Salida Analógica #4 0 a 4095 1 --- F1 4095 5149 Escala Mínima de la Salida Analógica #5 0 a 4095 1 --- F1 0 514A Escala Máxima de la Salida Analógica #5 0 a 4095 1 --- F1 4095 514B Escala Mínima de la Salida Analógica #6 0 a 4095 1 --- F1 0 514C Escala Máxima de la Salida Analógica #6 0 a 4095 1 --- F1 4095 514D Escala Mínima de la Salida Analógica #7 0 a 4095 1 --- F1 0 514E Escala Máxima de la Salida Analógica #7 0 a 4095 1 --- F1 4095 514F Escala Mínima de la Salida Analógica #8 0 a 4095 1 --- F1 4095 5150 Reservado
515F
Reservado 5160 Conteo D/A de Fuerza de la SALIDA
Analógica 1 0 a 4095 1 --- F1 0
5161 Conteo D/A de Fuerza de la SALIDA Analógica 2
0 a 4095 1 --- F1 0
5162 Conteo D/A de Fuerza de la SALIDA Analógica 3
0 a 4095 1 --- F1 0
5163 Conteo D/A de Fuerza de la SALIDA Analógica 4
0 a 4095 1 --- F1 0
5164 Conteo D/A de Fuerza de la SALIDA Analógica 5
0 a 4095 1 --- F1 0
5165 Conteo D/A de Fuerza de la SALIDA Analógica 6
0 a 4095 1 --- F1 0
5166 Conteo D/A de Fuerza de la SALIDA Analógica 7
0 a 4095 1 --- F1 0
5167 Reservado
516F
CONTEOS D/A DE SALIDA
ANALÓGICA
Reservado
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-71
8
Tabla 8 –6: MAPA DE MEMORIA DEL 745 (hoja 55 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
5170 Corriente RMS de Fase A del Devanado 1 --- --- x TC F53 5171 Corriente RMS Mínima de Fase A del
Devanado 1 --- --- x TC F53 ---
5172 Corriente RMS Máxima de Fase A del Devanado 1
--- --- x TC F53 ---
5173 Corriente RMS de Fase B del Devanado 1 --- --- x TC F53 --- 5174 Corriente RMS Mínima de Fase B del
Devanado 1 --- --- x TC F53 ---
5175 Corriente RMS Máxima de Fase B del Devanado 1
--- --- x TC F53 ---
5176 Corriente RMS de Fase C del Devanado 1 --- --- x TC F53 --- 5177 Corriente RMS Mínima de Fase C del
Devanado 1 --- --- x TC F53 ---
5178 Corriente RMS Máxima de Fase C del Devanado 1
--- --- x TC F53 ---
5179 Corriente RMS de Tierra del Devanado ½ --- --- x TC F53 --- 517A Corriente RMS Mínima de Tierra del
Devanado ½ --- --- x TC F53 ---
517B Corriente RMS Máxima de Tierra del Devanado ½
--- --- x TC F53 ---
517C Corriente RMS de Fase A del Devanado 2 --- --- x TC F53 --- 517D Corriente RMS Mínima de Fase A del
Devanado 2 --- --- x TC F53 ---
517E Corriente RMS Máxima de Fase A del Devanado 2
--- --- x TC F53 ---
517F Corriente RMS de Fase B del Devanado 2 --- --- x TC F53 --- 5180 Corriente RMS Mínima de Fase B del
Devanado 2 --- --- x TC F53 ---
5181 Corriente RMS Máxima de Fase B del Devanado 2
--- --- x TC F53 ---
5182 Corriente RMS de Fase C del Devanado 2 --- --- x TC F53 --- 5183 Corriente RMS Mínima de Fase C del
Devanado 2 --- --- x TC F53 ---
5184 Corriente RMS Máxima de Fase C del Devanado 2
--- --- x TC F53 ---
5185 Corriente RMS de Tierra del Devanado 2/3 --- --- x TC F53 --- 5186 Corriente RMS Mínima de Tierra del
Devanado 2/3 --- --- x TC F53 ---
5187 Corriente RMS Máxima de Tierra del Devanado 2/3
--- --- x TC F53 ---
5188 Corriente RMS de Fase A del Devanado 3 --- --- x TC F53 --- 5189 Corriente RMS Mínima de Fase A del
Devanado 3 --- --- x TC F53 ---
518A Corriente RMS de Fase B del Devanado 3 --- --- x TC F53 --- 518B Corriente RMS de Fase B del Devanado 3 --- --- x TC F53 --- 518C Corriente RMS Mínima de Fase C del
Devanado 3 --- --- x TC F53 ---
518D Corriente RMS Máxima de Fase C del Devanado 3
--- --- x TC F53 ---
518E Corriente RMS de Fase C del Devanado 3 --- --- x TC F53 --- 518F Corriente RMS Mínima de Fase C del
Devanado 3 --- --- x TC F53 ---
5190 Corriente RMS Máxima de Fase C del Devanado 3
--- --- x TC F53 ---
5191 Reservado
519F
LECTURAS RMS
PRESENTE MÍNIMA, MÁXIMA
Reservado
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-72 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –6: MAPA DE MEMORIA DEL 745 (hoja 56 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
51A0 Muestreo de la Corriente de la Fase A del Devanado 1
--- --- --- F70 ---
51A1 Muestreo de la Corriente de la Fase B del Devanado 1
--- --- --- F70 ---
51A2 Muestreo de la Corriente de la Fase C del Devanado 1
--- --- --- F70 ---
51A3 Muestreo de la Corriente de la Tierra del Devanado 1/2
--- --- --- F70 ---
51A4 Muestreo de la Corriente de la Fase A del Devanado 2
--- --- --- F70 ---
51A5 Muestreo de la Corriente de la Fase B del Devanado 2
--- --- --- F70 ---
51A6 Muestreo de la Corriente de la Fase C del Devanado 2
--- --- --- F70 ---
51A7 Muestreo de la Corriente de la Tierra del Devanado 2/3
--- --- --- F70 ---
51A8 Muestreo de la Corriente de la Fase A del Devanado 3
--- --- --- F70 ---
51A9 Muestreo de la Corriente de la Fase B del Devanado 3
--- --- --- F70 ---
51AA Muestreo de la Corriente de la Fase C del Devanado 3
--- --- --- F70 ---
51AB Muestreo de la Tensión --- --- --- F70 --- 51AC Reservado
51AF
DATOS DE MUESTREO
DE CALIBRACIÓN
Reservado 51B0 Magnitud RMS – Corriente de Tierra
del Devanado 1/2 --- --- A F81 / F82 ---
51B1 Magnitud RMS – Corriente de Tierra del Devanado 2/3
--- --- A F82 / F83 ---
51B2 Reservado
51BF
CORRIENTES DE TIERRA
DE LA CALIBRACIÓN
Reservado 51C0 Conteo de Entrada Analógica de 20
mA 0 a 65535 --- --- F1 ---
51C1 Conteo de Entrada Analógica de 1mA
0 a 65535 --- --- F1 ---
51C2 Conteo de Ganancia Alta del RTD 0 a 65535 --- --- F1 --- 51C3 Conteo de Ganancia Baja del RTD 0 a 65535 --- --- F1 --- 51C4 Conteo sin sensor del RTD 0 a 65535 --- --- F1 --- 51C5 Conteo de Ganancia Alta de la
Posición de la Derivación 0 a 65535 --- --- F1 ---
51C6 Conteo de Ganancia Baja de la Posición de la Derivación
0 a 65535 --- --- F1 ---
51C7 Monitor de Salida Analógica de 32V 0 a 65535 --- --- F1 --- 51C8 Derivación a Cero de la Temperatura
Interna 0 a 65535 --- --- F1 ---
51C9 Temperatura Interna 0 a 65535 --- --- F1 --- 51CA Referencia a Cero 0 a 65535 --- --- F1 --- 51CB Prueba de Media Escala 0 a 65535 --- --- F1 --- 51CC Prueba de Escala Cero 0 a 65535 --- --- F1 --- 51CD Prueba de Escala Completa 0 a 65535 --- --- F1 --- 51CE Reservado
51FF
CONTEO A/D SERIAL
Reservado
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-73
8
Tabla 8 –6: MAPA DE MEMORIA 745 (hoja 57 de 57)
DIR (HEX)
GRUPO DESCRIPCIÓN RANGO VALOR DEL INCREMENTO
UNIDADES CÓDIGO DEL FORMATO
PREDETERMINADO EN FÁBRICA
5200 Buffer de la Pantalla del Panel Frontal (20 registros)
--- --- --- F33 ---
5214 Reservado
521F Reservado 5220 Función de Anular Mensaje --- --- --- F30 --- 5221 Anular Mensaje (20 registros) --- --- --- F33 --- 5235 Reservado
7FFF
PANTALLA DEL PANEL FRONTAL
Reservado
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-74 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
8.3.2 FORMATOS DE DATOS DEL MAPA DE MEMORIA
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 1 de 36) CÓDIGO DEL
FORMATO BITS APLICABLES DEFINICIÓN
F1 16 bits VALOR NO SEÑALADO Ejemplo: 1234 almacenado como 1234
F2 16 bits 1 LUGAR DECIMAL DEL VALOR NO SEÑALADO
Ejemplo: 123,4 almacenado como 1234 F3 16 bits 2 LUGARES DECIMALES
DEL VALOR NO SEÑALADO Ejemplo: 12,34 almacenado como 1234
F4 16 bits VALOR SEÑALADO DE COMPLEMENTO A2
Ejemplo: –1234 almacenado como –1234 F5 16 bits VALOR SEÑALADO DE
COMPLEMENTO A2 Ejemplo: –123,4 almacenado como –1234
F6 16 bits VALOR SEÑALIZADO 2 COMPLEMENTOS, 2 LUGARES DECIMALES
Ejemplo: –12,34 almacenado como –1234 F7 32 bits VALOR LARGO NO
SEÑALADO 1ros 16 bits palabra de orden alto de valor
largo 2dos 16 bits palabra de orden bajo de
valor largo Ejemplo: 123456 almacenado como 123456
F8 32 bits VALOR LARGO NO SEÑALADO, 1 LUGAR DECIMAL
1ros 16 bits palabra de orden alto de valor largo
2dos 16 bits palabra de orden bajo de valor largo
Ejemplo: 1234,56 almacenado como 123456 F9 32 bits VALOR LARGO NO
SEÑALADO, 2 LUGARES DECIMALES
1ros 16 bits palabra de orden alto de valor largo
2dos 16 bits palabra de orden bajo de valor largo
Ejemplo: 1234,56 almacenado como 123456 F10 32 bits VALOR LARGO SEÑALADO
DE COMPLEMENTO A2 1ros 16 bits palabra de orden alto de valor
largo 2dos 16 bits palabra de orden bajo de
valor largo Ejemplo: -123456 almacenado como -123456
F11 32 bits VALOR LARGO SEÑALADO DE COMPLEMENTO A2, 1 LUGAR DECIMAL
1ros 16 bits palabra de orden alto de valor largo
2dos 16 bits palabra de orden bajo de valor largo
Ejemplo: –12345,6 almacenado como –123456
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 2 de 36) CÓDIGO DEL
FORMATO BITS APLICABLES DEFINICIÓN
F12 32 bits VALOR LARGO SEÑALADO DE COMPLEMENTO A2, 2 LUGARES DECIMALES
1ros 16 bits palabra de orden alto de valor largo
2dos 16 bits palabra de orden bajo de valor largo
Ejemplo: –1234,56 almacenado como –123456 F13 16 bits REVISIÓN DEL HARDWARE
0000 0000 0000 0001 1 = A 0000 0000 0000 0010 2 = B 0000 0000 0001 1010 26 = Z
F14 16 bits REVISIÓN DEL SOFTWARE xxxx 1111 xxxx xxxx Núm. de la revisión de mayor
importancia De 0 a 9 en incrementos de 1
xxxx xxxx 1111 xxxx Núm. de la revisión de menor importancia De 0 a 9 en incrementos de 1
xxxx xxxx xxxx 1111 Núm. de la revisión de ultra menor importancia De 0 a 9 en incrementos de 1
Ejemplo: Revisión 2,83 almacenado como hex 0283 F15 16 bits OPCIONES INSTALADAS
xxxx xxxx xxxx xxx1 Devanados por Fase (0 = Dos Devanados, 1 = Tres Devanados)
xxxx xxxx xxxx xx1x Valor nominal de las entradas de corriente de fase del devanado 1 (0 = 1, 1 = 5 A)
xxxx xxxx xxxx x1xx Valor nominal de las entradas de corriente de fase del devanado 2 (0 = 1, 1 = 5 A)
xxxx xxxx xxxx 1xxx Valor nominal de las entradas de corriente de fase del devanado 3 (0 = 1, 1 = 5 A)
xxxx xxxx xxx1 xxxx Valor nominal de las entradas de corriente de la tierra del devanado 1/2 (0 = 1, 1 = 5 A)
xxxx xxxx xx1x xxxx Valor nominal de entradas de corriente de tierra devanado 2/3 (0 = 1, 1 = 5 A)
xxxx xxxx x1xx xxxx Energía de Control (0= LO [ 20-60 Vdc], 1 = HI [ 90-300 Vdc/70-265 Vac])
xxxx xxxx 1xxx xxxx E/S Analógicas (0 = No instalado, 1 = Instalado)
xxxx xxx1 xxxx xxxx Pérdida de Vida (0 = No instalado, 1 = Instalado)
xxxx xx1x xxxx xxxx Fallo a tierra Restr. (0 = No instalado, 1 = Instalado)
F16 16 bits INTERVALO/RESPUESTA DE DEMANDA
0000 0000 0000 0000 0 = 5 min 0000 0000 0000 0001 1 = 10 min
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-75
8
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 3 de 36)
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja
4 de 36)
CÓDIGO DEL FORMATO
BITS APLICABLES DEFINICIÓN
xxxx xxxx x1xx xxxx Grupo 3 de Puntos de Ajuste (0 = No activo, 1 = Activo)
xxxx xxxx 1xxx xxxx Grupo 4 de Puntos de Ajuste (0 = No activo, 1 = Activo)
F22 32 bits TIEMPO 1ros 16 bits Horas / Minutos (HH:MM:xx.xxx) 1111 1111 xxxx xxxx Horas 0000 0000 0 = 12 am 0000 0001 1 = 1 am 0001 0111 23 = 11 pm xxxx xxxx 1111 1111 Minutos 0 a 59 en pasos de 1 2dos 16 bits Segundos (xx:xx:SS.SSS) 0000 0000 0000 0000 0 = 0,000 s 0000 0000 0000 0001 1 = 0,001 s 1110 1010 0101 1111 59999 = 59,999 s Nota: Si el tiempo nunca ha sido puesto entonces los 32
bits serán 1. F23 32 bits FECHA
1ros 16 bits Mes / Día (MM/DD/xxxx) 1111 1111 xxxx xxxx Mes 0000 0001 1 = Enero 0000 0010 2 = Febrero 0000 1100 12 = Diciembre xxxx xxxx 1111 1111 Día De 1 a 31 en incrementos de 1 2dos 16 bits Año (xx/xx/YYYY) De 1990 a 2089 en incrementos
de 1 Nota: Si la fecha nunca ha sido puesta entonces los 32 bits
serán 1. F24 16 bits TIPO / CAUSA DEL EVENTO
1111 xxxx xxxx xxxx TIPO DEL EVENTO 0000 xxxx xxxx xxxx 0 = Ninguno 0001 xxxx xxxx xxxx 1 = Apagado 0010 xxxx xxxx xxxx 2 = Encendido 0011 xxxx xxxx xxxx 3 = Detección 0100 xxxx xxxx xxxx 4 = Operación 0101 xxxx xxxx xxxx 5 = Salida 0110 xxxx xxxx xxxx 6 = Error!
CÓDIGO DEL FORMATO
BITS APLICABLES
DEFINICIÓN
0000 0000 0000 0010
2 = 15 min
0000 0000 0000 0011
3 = 20 min
0000 0000 0000 0100
4 = 30 min
0000 0000 0000 0101
5 = 60 min
F17 16 bits HARDWARE DE COMUNICACIÓN 0000 0000 0000
0000 0 = RS485
0000 0000 0000 0001
1 = RS422
F18 16 bits FASE DE DEMANDA MÁXIMA 0000 0000 0000
0000 0 = en fase A
0000 0000 0000 0001
1 = en fase B
0000 0000 0000 0010
2 = en fase C
F19 16 bits CÓDIGO DE OPERACIÓN DEL COMANDO
0000 0000 0000 0000
0000 = NINGUNA OPERACIÓN
0000 0000 0000 0001
0001 = REINICIO REMOTO
0000 0000 0000 0010
0002 = DISPARO DE LA MEMORIA DE TRAZO
0000 0000 0000 0011
0003 = BORRAR DATOS DE DEMANDA MÁXIMA
0000 0000 0000 0100
0004 = BORRAR EL REGISTRADOR DE EVENTOS
0000 0000 0000 0110
0006 = BORRAR MEMORIA DE TRAZO
0000 0000 0000 0111
0007 = BORRAR DATOS DE ENERGÍA
F20 16 bits ESTADO DEL RELÉ xxxx xxxx xxxx xxx1 745 En Servicio (0 = No En Servicio,
1 = En Servicio) xxxx xxxx xxxx xx1x Error de autoprueba (0 = Sin Error, 1
= Error(es)) xxxx xxxx xxxx x1xx Modo de Prueba (0 = Inhabilitado, 1
= Habilitado) xxxx xxxx xxxx 1xxx Diferencial Bloqueado (0 = No
bloqueado, 1 = Bloqueado) xxxx xxxx x1xx xxxx Local (0 = Apagado, 1 = Encendido) xxxx xxxx 1xxx xxxx Mensaje (0 = Sin Mensajes de
diagnóstico, 1 = Mensaje(s) de diagnóstico Activos)
F21 16 bits ESTATUS DEL SISTEMA xxxx xxxx xxxx xxx1 El Transformador se Desenergizó (0
= Energizado, 1 = Desenergizado) xxxx xxxx xxxx xx1x Sobrecarga del Transformador (0 =
Normal, 1 = T) xxxx xxxx xxxx x1xx Limite de Carga Reducido (0 = No
reducido, 1 = Reducido) xxxx xxxx xxx1 xxxx Grupo 1 de Puntos de Ajuste (0 = No
activo, 1 = Activo) xxxx xxxx xx1x xxxx Grupo 2 de Puntos de Ajuste (0 = No
activo, 1 = Activo)
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-76 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –7: FORMATOS de DATOS 745 (hoja 5 de 36)
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 6 de 36)
CÓDIGO DEL FORMATO
BITS APLICABLES DEFINICIÓN
Xxxx 1111 1111 1111 CAUSA DEL EVENTO xxxx 0000 0000 0000 0 = Sin Evento xxxx 0000 0000 0001 1 = Diferencial de Porcentaje xxxx 0000 0000 0010 2 = Diferencial Instant. xxxx 0000 0000 0011 3 = Tiempo de SC de Fase del W1 xxxx 0000 0000 0100 4 = Tiempo de SC de Fase del W2 xxxx 0000 0000 0101 5 = Tiempo de SC de Fase del W3 xxxx 0000 0000 0110 6 = SC Instant 1 de Fase del W1 xxxx 0000 0000 0111 7 = SC Instant 1 de Fase del W2 xxxx 0000 0000 1000 8 = SC Instant 1 de Fase del W3 xxxx 0000 0000 1001 9 = SC Instant 2 de Fase del W1 xxxx 0000 0000 1010 10 = SC Instant 2 de Fase del W2 xxxx 0000 0000 1011 11 = SC Instant 2 de Fase del W3 xxxx 0000 0000 1100 12 = Tiempo de SC del Neutro del
W1 xxxx 0000 0000 1101 13 = Tiempo de SC del Neutro del
W2 xxxx 0000 0000 1110 14 = Tiempo de SC del Neutro del
W3 xxxx 0000 0000 1111 15 = SC Inst 1 del Neutro del W1 xxxx 0000 0001 0000 16 = SC Inst 1 del Neutro del W2 xxxx 0000 0001 0001 17 = SC Inst 1 del Neutro del W3 xxxx 0000 0001 0010 18 = SC Inst 2 del Neutro del W1 xxxx 0000 0001 0011 19 = SC Inst 2 del Neutro del W2 xxxx 0000 0001 0100 20 = SC Inst 2 del Neutro del W3 xxxx 0000 0001 0101 21 = Tiempo de SC a Tierra del W1 xxxx 0000 0001 0110 22 = Tiempo de SC a Tierra del W2 xxxx 0000 0001 0111 23 = Tiempo de SC a Tierra del W3 xxxx 0000 0001 1000 24 = SC Inst 1 a Tierra del W1 xxxx 0000 0001 1001 25 = SC Inst 1 a Tierra del W2 xxxx 0000 0001 1010 26 = SC Inst 1 a Tierra del W3 xxxx 0000 0001 1011 27 = SC Inst 2 a Tierra del W1 xxxx 0000 0001 1100 28 = SC Inst 2 a Tierra del W2 xxxx 0000 0001 1101 29 = SC Inst 2 a Tierra del W3 xxxx 0000 0001 1110 30 = Fallo a tierra Rest. del W1 xxxx 0000 0001 1111 31 = Fallo a tierra Rest. del W2 xxxx 0000 0010 0000 32 = Fallo a tierra Rest. del W3 xxxx 0000 0010 0001 33 = Tendencia de Tierra Rest. del
W1 xxxx 0000 0010 0010 34 = Tendencia de Tierra Rest. del
W2 xxxx 0000 0010 0011 35 = Tendencia de Tierra Rest. del
W3 xxxx 0000 0010 0100 36 = Tiempo de SC de Sec. Neg. del
W1 xxxx 0000 0010 0101 37 = Tiempo de SC de Sec. Neg. del
W2
CÓDIGO DEL FORMATO
BITS APLICABLES DEFINICIÓN
xxxx 0000 0010 0110 38 = Tiempo de SC de Sec. Neg. del W3
xxxx 0000 0010 0111 39 = SC Inst. de Sec. Neg. del W1
xxxx 0000 0010 1000 40 = SC Inst. de Sec. Neg. del W2
xxxx 0000 0010 1001 41 = SC Inst. de Sec. Neg. del W3
xxxx 0000 0010 1010 42 = Subfrecuencia 1 xxxx 0000 0010 1011 43 = Subfrecuencia 2 xxxx 0000 0010 1100 44 = Caída 1 De la
Frecuencia xxxx 0000 0010 1101 45 = Caída 2 De la
Frecuencia xxxx 0000 0010 1110 46 = Caída 3 De la
Frecuencia xxxx 0000 0010 1111 47 = Caída 4 De la
Frecuencia xxxx 0000 0011 0000 48 = sobrefrecuencia xxxx 0000 0011 0001 49 = 5to nivel de la armónica xxxx 0000 0011 0010 50 = Voltios-Per-Hertzio 1 xxxx 0000 0011 0011 51 = Voltios-Per-Hertzio 2 xxxx 0000 0011 0100 52 = Nivel de THD del W1 xxxx 0000 0011 0101 53 = Nivel de THD del W2 xxxx 0000 0011 0110 54 = Nivel de THD del W3 xxxx 0000 0011 0111 55 = Disminución del Valor
Nom. de la Armónica del W1 xxxx 0000 0011 1000 56 = Disminución del Valor
Nom. de la Armónica del W2 xxxx 0000 0011 1001 57 = Disminución del Valor
Nom. de la Armónica del W3 xxxx 0000 0011 1010 58 = Límite del punto más
caliente xxxx 0000 0011 1011 59 = Límite de Pérdida de
Vida xxxx 0000 0011 1100 60 = Nivel Analógico 1 xxxx 0000 0011 1101 61 = Nivel Analógico 2 xxxx 0000 0011 1110 62 = Demanda de Corriente
del W1 xxxx 0000 0011 1111 63 = Demanda de Corriente
del W2 xxxx 0000 0100 0000 64 = Demanda de Corriente
del W3 xxxx 0000 0100 0001 65 = Sobrecarga del
Transformador xxxx 0000 0100 0010 66 = Entrada Lógica 1 xxxx 0000 0100 0011 67 = Entrada Lógica 2 xxxx 0000 0100 0100 68 = Entrada Lógica 3 xxxx 0000 0100 0101 69 = Entrada Lógica 4 xxxx 0000 0100 0110 70 = Entrada Lógica 5 xxxx 0000 0100 0111 71 = Entrada Lógica 6 xxxx 0000 0100 1000 72 = Entrada Lógica 7 xxxx 0000 0100 1001 73 = Entrada Lógica 8 xxxx 0000 0100 1010 74 = Entrada Lógica 9 xxxx 0000 0100 1011 75 = Entrada Lógica 10 xxxx 0000 0100 1100 76 = Entrada Lógica 11
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-77
8
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 7 de 36)
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 8 de 36
CÓDIGO DEL FORMATO
BITS APLICABLES DEFINICIÓN
xxxx 0000 0111 0100 116 = Modo de Prueba xxxx 0000 0111 0101 117 = Simulación Inhabilitada xxxx 0000 0111 0110 118 = Prefalla de Simulación xxxx 0000 0111 0111 119 = Falla de Simulación xxxx 0000 0111 1000 120 = Reproducción de Simulación xxxx 0000 0111 1001 121 = Reinicio de Entrada lógica xxxx 0000 0111 1010 122 = Reinicio del Panel Delantero xxxx 0000 0111 1011 123 = Reinicio del Puerto Comm xxxx 0000 0111 1100 124 = Disparo de Trazo Manual xxxx 0000 0111 1101 125 = Disparo de Trazo Automático xxxx 0000 0111 1110 126 = Energía de Control xxxx 0000 0111 1111 127 = Energía de Entrada lógica xxxx 0000 1000 0000 128 = Energía de Salida Analógica xxxx 0000 1000 0001 129 = Unidad No Calibrada xxxx 0000 1000 0010 130 = Memoria EEPROM xxxx 0000 1000 0011 131 = Reloj en Tiempo Real xxxx 0000 1000 0100 132 = Batería xxxx 0000 1000 0101 133 = Software de Emulación xxxx 0000 1000 0110 134 = Temperatura Interna xxxx 0000 1000 0111 135 = Ecuación de Flexlogic xxxx 0000 1000 1000 136 = Procesador de DSP xxxx 0000 1000 1001 137 = Malos ajustes de Xfmr xxxx 0000 1000 1010 138 = Señal De IRIG-B xxxx 0000 1000 1011 139 = Acceso Denegado al Pto. De
Ajuste xxxx 0000 1000 1100 140 = Límite Factor de
envejecimiento xxxx 0000 1000 1101 141 = Temperatura Ambiente xxxx 0000 1000 1110 142 = Fallo del Cambiador de
Derivación F25 16 bits VALOR SEÑALADO DE
COMPLEMENTO A 2 COMPLEMENTOS, 3 LUGARES DECIMALES
Ejemplo: –1,234 almacenado como –1234 F26 16 bits RANGO DE SALIDAS
ANALÓGICAS 0000 0000 0000 0000 0 = 0-1 mA 0000 0000 0000 0001 1 = 0-5 mA 0000 0000 0000 0010 2 = 4-20 mA 0000 0000 0000 0011 3 = 0-20 mA 0000 0000 0000 0100 4 = 0-10 mA
F27 16 bits SECUENCIA DE FASE 0000 0000 0000 0000 0 = ABC 0000 0000 0000 0001 1 = ACB
CÓDIGO DEL FORMATO
BITS APLICABLES DEFINICIÓN
xxxx 0000 0100 1101 77 = Entrada Lógica 12 xxxx 0000 0100 1110 78 = Entrada Lógica 13 xxxx 0000 0100 1111 79 = Entrada Lógica 14 xxxx 0000 0101 0000 80 = Entrada Lógica 15 xxxx 0000 0101 0001 81 = Entrada Lógica 16 xxxx 0000 0101 0010 82 = Entrada Virtual 1 xxxx 0000 0101 0011 83 = Entrada Virtual 2 xxxx 0000 0101 0100 84 = Entrada Virtual 3 xxxx 0000 0101 0101 85 = Entrada Virtual 4 xxxx 0000 0101 0110 86 = Entrada Virtual 5 xxxx 0000 0101 0111 87 = Entrada Virtual 6 xxxx 0000 0101 1000 88 = Entrada Virtual 7 xxxx 0000 0101 1001 89 = Entrada Virtual 8 xxxx 0000 0101 1010 90 = Entrada Virtual 9 xxxx 0000 0101 1011 91 = Entrada Virtual 10 xxxx 0000 0101 1100 92 = Entrada Virtual 11 xxxx 0000 0101 1101 93 = Entrada Virtual 12 xxxx 0000 0101 1110 94 = Entrada Virtual 13 xxxx 0000 0101 1111 95 = Entrada Virtual 14 xxxx 0000 0110 0000 96 = Entrada Virtual 15 xxxx 0000 0110 0001 97 = Entrada Virtual 16 xxxx 0000 0110 0010 98 = Relé de Salida 1 xxxx 0000 0110 0011 99 = Relé de Salida 2 xxxx 0000 0110 0100 100 = Relé de Salida 3 xxxx 0000 0110 0101 101 = Relé de Salida 4 xxxx 0000 0110 0110 102 = Relé de Salida 5 xxxx 0000 0110 0111 103 = Relé de Salida 6 xxxx 0000 0110 1000 104 = Relé de Salida 7 xxxx 0000 0110 1001 105 = Relé de Salida 8 xxxx 0000 0110 1010 106 = Relé de
autoprueba xxxx 0000 0110 1011 107 = Salida Virtual 1 xxxx 0000 0110 1100 108 = Salida Virtual 2 xxxx 0000 0110 1101 109 = Salida Virtual 3 xxxx 0000 0110 1110 110 = Salida Virtual 4 xxxx 0000 0110 1111 111 = Salida Virtual 5 xxxx 0000 0111 0000 112 = Grupo 1 de
Puntos de Ajuste xxxx 0000 0111 0001 113 = Grupo 2 de
Puntos de Ajuste xxxx 0000 0111 0010 114 = Grupo 3 de
Puntos de Ajuste xxxx 0000 0111 0011 115 = Grupo 4 de
Puntos de Ajuste
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-78 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 9 de 36)
CÓDIGO DEL FORMATO
BITS APLICABLES DEFINICIÓN
F28 16 bits TIPO DEL TRANSFORMADOR
0000 0000 0000 0000 0 = 2W (corrección extn)
0000 0000 0000 0001 1 = Y/y0°
0000 0000 0000 0010 2 = Y/y180°
0000 0000 0000 0011 3 = Y/d30°
0000 0000 0000 0100 4 = Y/d150°
0000 0000 0000 0101 5 = Y/d210°
0000 0000 0000 0110 6 = Y/d330°
0000 0000 0000 0111 7 = D/d0°
0000 0000 0000 1000 8 = D/d60°
0000 0000 0000 1001 9 = D/d120°
0000 0000 0000 1010 10 = D/d180°
0000 0000 0000 1011 11 = D/d240°
0000 0000 0000 1100 12 = D/d300°
0000 0000 0000 1101 13 = D/y30°
0000 0000 0000 1110 14 = D/y150°
0000 0000 0000 1111 15 = D/y210°
0000 0000 0001 0000 16 = D/y330°
0000 0000 0001 0001 17 = Y/z30°
0000 0000 0001 0010 18 = Y/z150°
0000 0000 0001 0011 19 = Y/z210°
0000 0000 0001 0100 20 = Y/z330°
0000 0000 0001 0101 21 = D/z0°
0000 0000 0001 0110 22 = D/z60°
0000 0000 0001 0111 23 = D/z120°
0000 0000 0001 1000 24 = D/z180°
0000 0000 0001 1001 25 = D/z240°
0000 0000 0001 1010 26 = D/z300°
0000 0000 0001 1011 27 = 3W (corrección extn)
0000 0000 0001 1100 28 = Y/y0°/d30°
0000 0000 0001 1101 29 = Y/y0°/d150°
0000 0000 0001 1110 30 = Y/y0°/d210°
0000 0000 0001 1111 31 = Y/y0°/d330°
0000 0000 0010 0000 32 = Y/y180°/d30°
0000 0000 0010 0001 33 = Y/y180°/d150°
0000 0000 0010 0010 34 = Y/y180°/d210°
0000 0000 0010 0011 35 = Y/y180°/d330°
0000 0000 0010 0100 36 = Y/d30°/y0°
0000 0000 0010 0101 37 = Y/d30°/y180°
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 10 de 36) CÓDIGO DEL FORMATO
BITS APLICABLES DEFINICIÓN
0000 0000 0010 0110 38 = Y/d30°/d30°
0000 0000 0010 0111 39 = Y/d30°/d150°
0000 0000 0010 1000 40 = Y/d30°/d210°
0000 0000 0010 1001 41 = Y/d30°/d330°
0000 0000 0010 1010 42 = Y/d150°/y0°
0000 0000 0010 1011 43 = Y/d150°/y180°
0000 0000 0010 1100 44 = Y/d150°/d30°
0000 0000 0010 1101 45 = Y/d150°/d150°
0000 0000 0010 1110 46 = Y/d150°/d210°
0000 0000 0010 1111 47 = Y/d150°/d330°
0000 0000 0011 0000 48 = Y/d210°/y0°
0000 0000 0011 0001 49 = Y/d210°/y180°
0000 0000 0011 0010 50 = Y/d210°/d30°
0000 0000 0011 0011 51 = Y/d210°/d150°
0000 0000 0011 0100 52 = Y/d210°/d210°
0000 0000 0011 0101 53 = Y/d210°/d330°
0000 0000 0011 0110 54 = Y/d330°/y0°
0000 0000 0011 0111 55 = Y/d330°/y180°
0000 0000 0011 1000 56 = Y/d330°/d30°
0000 0000 0011 1001 57 = Y/d330°/d150°
0000 0000 0011 1010 58 = Y/d330°/d210°
0000 0000 0011 1011 59 = Y/d330°/d330°
0000 0000 0011 1100 60 = D/d0°/d0°
0000 0000 0011 1101 61 = D/d0°/d60°
0000 0000 0011 1110 62 = D/d0°/d120°
0000 0000 0011 1111 63 = D/d0°/d180°
0000 0000 0100 0000 64 = D/d0°/d240°
0000 0000 0100 0001 65 = D/d0°/d300°
0000 0000 0100 0010 66 = D/d0°/y30°
0000 0000 0100 0011 67 = D/d0°/y150°
0000 0000 0100 0100 68 = D/d0°/y210°
0000 0000 0100 0101 69 = D/d0°/y330°
0000 0000 0100 0110 70 = D/d60°/d0°
0000 0000 0100 0111 71 = D/d60°/d60°
0000 0000 0100 1000 72 = D/d60°/d240°
0000 0000 0100 1001 73 = D/d60°/y30°
0000 0000 0100 1010 74 = D/d60°/y210°
0000 0000 0100 1011 75 = D/d120°/d0°
0000 0000 0100 1100 76 = D/d120°/d120°
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-79
8
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 11 de 36) CÓDIGO DEL
FORMATO BITS APLICABLES DEFINICIÓN
0000 0000 0100 1101 77 = D/d120°/d180°
0000 0000 0100 1110 78 = D/d120°/y150°
0000 0000 0100 1111 79 = D/d120°/y330°
0000 0000 0101 0000 80 = D/d180°/d0°
0000 0000 0101 0001 81 = D/d180°/d120°
0000 0000 0101 0010 82 = D/d180°/d180°
0000 0000 0101 0011 83 = D/d180°/d300°
0000 0000 0101 0100 84 = D/d180°/y150°
0000 0000 0101 0101 85 = D/d180°/y330|
0000 0000 0101 0110 86 = D/d240°/d0°
0000 0000 0101 0111 87 = D/d240°/d60°
0000 0000 0101 1000 88 = D/d240°/d240°
0000 0000 0101 1001 89 = D/d240°/y30°
0000 0000 0101 1010 90 = D/d240°/y210°
0000 0000 0101 1011 91 = D/d300°/d0°
0000 0000 0101 1100 92 = D/d300°/d180°
0000 0000 0101 1101 93 = D/d300°/d300°
0000 0000 0101 1110 94 = D/d300°/y150°
0000 0000 0101 1111 95 = D/d300°/y330°
0000 0000 0110 0000 96 = D/y30°/d0°
0000 0000 0110 0001 97 = D/y30°/d60°
0000 0000 0110 0010 98 = D/y30°/d240°
0000 0000 0110 0011 99 = D/y30°/y30°
0000 0000 0110 0100 100 = D/y30°/y210°
0000 0000 0110 0101 101 = D/y150°/d0°
0000 0000 0110 0110 102 = D/y150°/d120°
0000 0000 0110 0111 103 = D/y150°/d180°
0000 0000 0110 1000 104 = D/y150°/d300°
0000 0000 0110 1001 105 = D/y150°/y150°
0000 0000 0110 1010 106 = D/y150°/y330°
0000 0000 0110 1011 107 = D/y210°/d0°
0000 0000 0110 1100 108 = D/y210°/d60°
0000 0000 0110 1101 109 = D/y210°/d240°
0000 0000 0110 1110 110 = D/y210°/y30°
0000 0000 0110 1111 111 = D/y210°/y210°
0000 0000 0111 0000 112 = D/y330°/d0°
0000 0000 0111 0001 113 = D/y330°/d120°
0000 0000 0111 0010 114 = D/y330°/d180°
0000 0000 0111 0011 115 = D/y330°/d300°
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 12 de 36) CÓDIGO DEL
FORMATO BITS APLICABLES DEFINICIÓN
0000 0000 0111 0100 116 = D/y330°/y150° 0000 0000 0111 0101 117 = D/y330°/y330° 0000 0000 0111 0110 118 = Y/z30°/z30° 0000 0000 0111 0111 119 = Y/y0°/y0°
F29 16 bits OPERACIÓN DEL 745
0000 0000 0000 0000 0 = No Programado 0000 0000 0000 0001 1 = Programado
F30 16 bits HABILITADO / INHABILITADO
0000 0000 0000 0000 0 = Inhabilitado 0000 0000 0000 0001 1 = Habilitado
F31 16 bits VELOCIDAD
0000 0000 0000 0000 0 = 300 baudios 0000 0000 0000 0001 1 = 1200 baudios 0000 0000 0000 0010 2 = 2400 baudios 0000 0000 0000 0011 3 = 4800 baudios 0000 0000 0000 0100 4 = 9600 baudios 0000 0000 0000 0101 5 = 19200 baudios
F32 32 bits MENSAJE PREDETERMINADO
Definido Internamente
F33 16 bits CARACTERES DE TEXTO ASCII
xxxx xxxx 1111 1111 Segundo Carácter ASCII 1111 1111 xxxx xxxx Primer Carácter ASCII
F34 16 bits ESTADO DEL RELE
0000 0000 0000 0000 0 = Desenergizado 0000 0000 0000 0001 1 = Energizado
F35 16 bits CONDICIONES
xxxx xxxx xxxx xxx1 Disparo (0 = No Condición de Disparo Activa, 1 = Condición de Disparo Activa)
xxxx xxxx xxxx xx1x Alarma (0 = No Condición de Alarma Activa 1, = Condición de Alarma Activa)
xxxx xxxx xxxx x1xx Detección (0 = No Detección, 1 = Detección)
xxxx xxxx xxx1 xxxx Fase A (1 = Fallo de Fase A) xxxx xxxx xx1x xxxx Fase B (1 = Fallo de Fase B) xxxx xxxx x1xx xxxx Fase C (1 = Fallo de Fase C) xxxx xxxx 1xxx xxxx Tierra (1 = Fallo a Tierra)
F36 16 bits FORMA DE LA CURVA DE SOBRECORRIENTE
0000 0000 0000 0000 0 = Ext. Inverso 0000 0000 0000 0001 1 = Muy Inverso 0000 0000 0000 0010 2 = Norm. Inverso
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-80 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 13 de 36) CÓDIGO DEL FORMATO
BITS APLICABLES DEFINICIÓN
0000 0000 0000 0011 3 = Mod. Inverso
0000 0000 0000 0100 4 = Tiempo Definido
0000 0000 0000 0101 5 = Curva A IEC
0000 0000 0000 0110 6 = Curva B IEC
0000 0000 0000 0111 7 = Curva C IEC
0000 0000 0000 1000 8 = Inverso Corto IEC
0000 0000 0000 1001 9 = IAC Ext Inv
0000 0000 0000 1010 10 = IAC Muy Inv
0000 0000 0000 1011 11 = IAC Inverso
0000 0000 0000 1100 12 = IAC Inv. Corto
0000 0000 0000 1101 13 = FlexCurve A
0000 0000 0000 1110 14 = FlexCurve B
0000 0000 0000 1111 15 = FlexCurve C F37 16 bits INCREMENTO NOMINAL DE
LA TEMPERATURA DEL DEVANADO
0000 0000 0000 0000 0 = 55° C (aceite) 0000 0000 0000 0001 1 = 65° C (aceite) 0000 0000 0000 0010 2 = 80° C (seco) 0000 0000 0000 0011 3 = 115° C (seco) 0000 0000 0000 0100 4 = 150° C (seco) F38 16 bits TIPO DEL SALIDA 0000 0000 0000 0000 0 = Disparo 0000 0000 0000 0001 1 = Alarma 0000 0000 0000 0010 2 = Control F39 16 bits TIPO DEL ENFRIAMIENTO
PARA EL TRANSFORMADOR LLENADO CON ACEITE
0000 0000 0000 0000 0 = OA 0000 0000 0000 0001 1 = FA 0000 0000 0000 0010 2 = FOA/FOW No dirigido 0000 0000 0000 0011 3 = FOA/FOW Dirigido F40 16 bits SELECCIÓN DEL DEVANADO 0000 0000 0000 0000 0 = Ninguno 0000 0000 0000 0001 1 = Devanado 1 0000 0000 0000 0010 2 = Devanado 2 0000 0000 0000 0011 3 = Devanado 3 F41 16 bits TIPO DE RTD 0000 0000 0000 0000 0 = Platino de 100 ohmios 0000 0000 0000 0001 1 = Níquel de 120 ohmios 0000 0000 0000 0010 2 = Níquel de 100 ohmios 0000 0000 0000 0011 3 = Promedio Mensual
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 14 de 36) CÓDIGO DEL FORMATO
BITS APLICABLES DEFINICIÓN
F42 16 bits RANGO DE ENTRADAS ANALÓGICAS
0000 0000 0000 0000 0 = 0-1 mA
0000 0000 0000 0001 1 = 0-5 mA
0000 0000 0000 0010 2 = 4-20 mA
0000 0000 0000 0011 3 = 0-20 mA F43 16 bits NO AFIRMADO / AFIRMADÓ 0000 0000 0000 0000 0 = NO AFIRMADO 0000 0000 0000 0001 1 = AFIRMADO F44 16 bits ESTATUS DE LA OPERACIÓN xxxx xxxx xxxx xxx1 Modo de Programación de Código
(0 = Inhabilitado, 1 = Habilitado) xxxx xxxx xxxx xx1x Puente de acceso del Punto de
Ajuste (0 = Inhabilitado, 1 = Habilitado)
xxxx xxxx xxxx x1xx Modo de Servicio de la Fábrica (0 = Inhabilitado, 1 = Habilitado)
xxxx xxxx xxxx 1xxx Acceso al Código de Acceso del puerto Comm (0 = Lectura/ Escritura, 1 = Solo Lectura)
F45 16 bits VALOR DE SALIDA ANALÓGICA 0000 0000 0000 0000 0 = Corriente ØA W1 0000 0000 0000 0001 1 = Corriente ØB W1 0000 0000 0000 0010 2 = Corriente ØC W1 0000 0000 0000 0011 3 = Corriente ØA W2 0000 0000 0000 0100 4 = Corriente ØB W2 0000 0000 0000 0101 5 = Corriente ØC W2 0000 0000 0000 0110 6 = Corriente ØA W3 0000 0000 0000 0111 7 = Corriente ØB W3 0000 0000 0000 1000 8 = Corriente l ØC W3 0000 0000 0000 1001 9 = Cargando W1 0000 0000 0000 1010 10 = Cargando W2 0000 0000 0000 1011 11 = Cargando W3 0000 0000 0000 1100 12 = THD øA W1 0000 0000 0000 1101 13 = THD øB W1 0000 0000 0000 1110 14 = THD øC W1 0000 0000 0000 1111 15 = THD øA W2 0000 0000 0001 0000 16 = THD øB W2 0000 0000 0001 0001 17 = THD øC W2 0000 0000 0001 0010 18 = THD øA W3 0000 0000 0001 0011 19 = THD øB W3 0000 0000 0001 0100 20 = THD øC W3 0000 0000 0001 0101 21 = Disminución del Valor
Nominal del W1 0000 0000 0001 0110 22 = Disminución del Valor
Nominal del W2
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-81
8
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 15 de 36) CÓDIGO DEL
FORMATO BITS APLICABLES DEFINICIÓN
0000 0000 0001 0111 23 = Disminución del Valor Nominal del W3
0000 0000 0001 1000 24 = Frecuencia 0000 0000 0001 1001 25 = Posición de derivación 0000 0000 0001 1010 26 = Voltaje 0000 0000 0001 1011 27 = Demanda ØA del W1 0000 0000 0001 1100 28 = Demanda Øb del W1 0000 0000 0001 1101 29 = Demanda Øc del W1 0000 0000 0001 1110 30 = Demanda øA del W2 0000 0000 0001 1111 31 = Demanda øB del W2 0000 0000 0010 0000 32 = Demanda ØC del W2 0000 0000 0010 0001 33 = Demanda øA del W3 0000 0000 0010 0010 34 = Demanda øB del W3 0000 0000 0010 0011 35 = Demanda øC del W3 0000 0000 0010 0100 36 = Entrada Analógica 0000 0000 0010 0101 37 = Ia Max del W1 del Evento 0000 0000 0010 0110 38 = Ib Max del W1 del Evento 0000 0000 0010 0111 39 = Ic Max del W1 del Evento 0000 0000 0010 1000 40 = Ig Max del W1 del Evento 0000 0000 0010 1001 41 = Ia Max del W2 del Evento 0000 0000 0010 1010 42 = Ib Max del W2 del Evento 0000 0000 0010 1011 43 = Ic Max del W2 del Evento 0000 0000 0010 1100 44 = Ig Max del W2 del Evento 0000 0000 0010 1101 45 = Ia Max del W3 del Evento 0000 0000 0010 1110 46 = Ib Max del W3 del Evento 0000 0000 0010 1111 47 = Ic Max del W3 del Evento 0000 0000 0011 0000 48 = Ig Max del W3 del Evento
F46 16 bits TIPOS DE OBJETIVO 0000 0000 0000 0000 0 = Autoreinicio 0000 0000 0000 0001 1 = Enclavamiento 0000 0000 0000 0010 2 = Ninguno
F47 16 bits ECUACIÓN DE FLEXLOGIC 0000 0000 0000 0000 Señal = Fin 0000 0001 0000 0000 Señal = Apagado 0000 0010 0000 0000 Señal = Encendido 0000 0011 0000 0000 Señal = compuerta NOT 0000 0100 xxxx xxxx Señal = compuerta OR 0000 0010 2 = 2 entradas de compuerta OR 0000 0011 3 = 3 entradas de compuerta OR
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 16 de 36) CÓDIGO DEL
FORMATO BITS APLICABLES DEFINICIÓN
0001 0011 19 = 19 entrada de compuerta OR 0000 0101 xxxx xxxx Señal = compuerta AND 0000 0010 2 = 2 entradas de compuerta AND 0000 0011 3 = 3 entradas de compuerta AND 0001 0011 19 = 19 entradas de compuerta AND 0000 0110 xxxx xxxx Señal = compuerta NOR 0000 0010 2 = 2 entradas de compuerta NOR 0000 0011 3 = 3 entradas de compuerta NOR 0001 0011 19 = 19 entradas de compuerta NOR 0000 0111 xxxx xxxx Señal = compuerta NAND 0000 0010 2 = 2 entradas compuerta NAND 0000 0011 3 = 3 entradas compuerta NAND 0001 0011 19 = 19 entradas de compuerta
NAND 0000 1000 xxxx xxxx Señal = compuerta XOR 0000 0010 2 = 2 entradas de compuerta XOR 0000 0011 3 = 3 entradas de compuerta XOR 0001 0011 19 = 19 entradas de compuerta XOR 0000 1001 xxxx xxxx Señal = Detección de Elemento 0000 0000 0 = Cualquier Elemento 0000 0001 1 = Cualquier sobrecorriente del W1 0000 0010 2 = Cualquier sobrecorriente del W2 0000 0011 3 = Cualquier sobrecorriente del W3 0000 0100 4 = Diferencial de Porcentaje 0000 0101 5 = Diferencial Inst. 0000 0110 6 = Tiempo de S/C de Fase del
Dev.1 0000 0111 7 = Tiempo de S/C de Fase del
Dev.2 0000 1000 8 = Tiempo de S/C de Fase del
Dev.3 0000 1001 9 = S/C Inst. 1 de Fase del Dev. 1 0000 1010 10 = S/C Inst. 1 de Fase del Dev. 2 0000 1011 11 = S/C Inst. 1 de Fase del Dev. 3 0000 1100 12 = S/C Inst. 2 de Fase del Dev. 1 0000 1101 13 = S/C Inst. 2 de Fase del Dev. 2 0000 1110 14 = S/C Inst. 2 de Fase del Dev. 3 0000 1111 15 = Tiempo de S/C del Neutro del
Dev.1 0001 0000 16 = Tiempo de S/C del Neutro del
Dev.2
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-82 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 17 de 36) CÓDIGO DEL
FORMATO BITS APLICABLES
DEFINICIÓN
0001 0001 17 = Tiempo de S/C del Neutro del Dev.3 0001 0010 18 = S/C Inst 1 del Neutro del Dev. 1 0001 0011 19 = S/C Inst 1 del Neutro del Dev. 2 0001 0100 20 = S/C Inst 1 del Neutro del Dev. 3 0001 0101 21 = S/C Inst 2 del Neutro del Dev. 1 0001 0110 22 = S/C Inst 2 del Neutro del Dev. 2 0001 0111 23 = S/C Inst 2 del Neutro del Dev. 3 0001 1000 24 = Tiempo de S/C a Tierra del Dev 1 0001 1001 25 = Tiempo de S/C a Tierra del Dev 2 0001 1010 26 = Tiempo de S/C a Tierra del Dev 3 0001 1011 27 = S/C Inst 1 a Tierra del Dev. 1 0001 1100 28 = S/C Inst 1 a Tierra del Dev. 2 0001 1101 29 = S/C Inst 1 a Tierra del Dev. 3 0001 1110 30 = S/C Inst 2 a Tierra del Dev. 1 0001 1111 31 = S/C Inst 2 a Tierra del Dev. 2 0010 0000 32 = S/C Inst 2 a Tierra del Dev. 3 0010 0001 33= Falla a tierra restringida del Dev. 1 0010 0010 34= Falla a tierra restringida del Dev. 2 0010 0011 35= Falla a tierra restringida del Dev. 3 0010 0100 36= Tendencia de Tierra Restringida del
Dev.1 0010 0101 37= Tendencia de Tierra Restringida del
Dev.2 0010 0110 38= Tendencia de Tierra Restringida del
Dev.3 0010 0111 39 = Tiempo de S/C de Sec. Neg. Del
Dev. 1 0010 1000 40 = Tiempo de S/C de Sec. Neg. Del
Dev. 2 0010 1001 41 = Tiempo de S/C de Sec. Neg. Del
Dev. 3 0010 1010 42 = S/C Inst. De Sec. Neg. Del Dev.1 0010 1011 43 = S/C Inst. De Sec. Neg. Del Dev.2 0010 1100 44 = S/C Inst. De Sec. Neg. Del Dev.3 0010 1101 45 = SUBFRECUENCIA 1 0010 1110 46 = SUBFRECUENCIA 2 0010 1111 47 = Valor Nominal de caída de la
Frecuencia 1 0011 0000 48 = Valor Nominal de caída de la
Frecuencia 2 0011 0001 49 = Valor Nominal de caída de la
Frecuencia 3 0011 0010 50 = Valor Nominal de caída de la
Frecuencia 4 0011 0011 51 = SOBREFRECUENCIA 0011 0100 52 = Nivel del 5to Armónico 0011 0101 53 = Voltios-Por-Hertzio 1 0011 0110 54 = Voltios-Por-Hertzio 2 0011 0111 55 = Nivel de THD del Devanado 1
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 18 de 36) CÓDIGO DEL FORMATO
BITS APLICABLES
DEFINICIÓN
0011 1000 56 = Nivel de THD del Devanado 2 0011 1001 57 = Nivel de THD del Devanado 3 0011 1010 58 = Dism. del Valor Núm. de la Armónica
del Dev 1 0011 1011 59 = Dism. del Valor Núm. de la Armónica
del Dev 2 0011 1100 60 = Dism. del Valor Núm. de la Armónica
del Dev 3 0011 1101 61 = Límite de la Temperatura del Punto
más Caliente 0011 1110 62 = Límite de Pérdida de Vida 0011 1111 63 = Nivel 1 de entrada analógica 0100 0000 64 = Nivel 2 de entrada analógica 0100 0001 65 = Demanda de corriente del Dev 1 0100 0010 66 = Demanda de corriente del Dev 2 0100 0011 67 = Demanda de corriente del Dev 3 0100 0100 68 = Sobrecarga del Transformador 0100 0101 69 = Límite del Factor de Envejecimiento 0100 0110 70 = Falla del Cambiador de derivación 0000 1010
xxxx xxxx Señal = Elemento Operado (Los mismos datos que para la Detección del Elemento)
0000 1011 xxxx xxxx
Señal = Entrada Lógica Afirmada
0000 0000 0 = Entrada Lógica 1 0000 0001 1 = Entrada Lógica 2 0000 0010 2 = Entrada Lógica 3 0000 0011 3 = Entrada Lógica 4 0000 0100 4 = Entrada Lógica 5 0000 0101 5 = Entrada Lógica 6 0000 0110 6 = Entrada Lógica 7 0000 0111 7 = Entrada Lógica 8 0000 1000 8 = Entrada Lógica 9 0000 1001 9 = Entrada Lógica 10 0000 1010 10 = Entrada Lógica 11 0000 1011 11 = Entrada Lógica 12 0000 1100 12 = Entrada Lógica 13 0000 1101 13 = Entrada Lógica 14 0000 1110 14 = Entrada Lógica 15 0000 1111 15 = Entrada Lógica 16 0000 1100
xxxx xxxx Señal = Entrada Virtual Afirmada
0000 0000 0 = Entrada Virtual 1 0000 0001 1 = Entrada Virtual 2 0000 0010 2 = Entrada Virtual 3 0000 0011 3 = Entrada Virtual 4 0000 0100 4 = Entrada Virtual 5
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-83
8
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 19 de 36)
CÓDIGO DEL FORMATO
BITS APLICABLES DEFINICIÓN
0000 0101 5 = Entrada Virtual 6
0000 0110 6 = Entrada Virtual 7
0000 0111 7 = Entrada Virtual 8
0000 1000 8 = Entrada Virtual 9
0000 1001 9 = Entrada Virtual 10
0000 1010 10 = Entrada Virtual 11
0000 1011 11 = Entrada Virtual 12
0000 1100 12 = Entrada Virtual 13
0000 1101 13 = Entrada Virtual 14
0000 1110 14 = Entrada Virtual 15
0000 1111 15 = Entrada Virtual 16
0000 1101 xxxx xxxx
Señal = Relé de Salida Operado
0000 0000 0 = relé 1 de Salida
0000 0001 1 = relé 2 de Salida
0000 0010 2 = relé 3 de Salida
0000 0011 3 = relé 4 de Salida
0000 0100 4 = relé 5 de Salida
0000 0101 5 = relé 6 de Salida
0000 0110 6 = relé 7 de Salida
0000 0111 7 = relé 8 de Salida
0000 1000 8 = relé de autoprueba
0000 1110 xxxx xxxx
Señal = Salida Virtual Operada
0000 0000 0 = Salida Virtual 1
0000 0001 1 = Salida Virtual 2
0000 0010 2 = Salida Virtual 3
0000 0011 3 = Salida Virtual 4
0000 0100 4 = Salida Virtual 5
0000 1111 xxxx xxxx
Señal = Temporizador Operado
0000 0000 0 = Temporizador 1
0000 0001 1 = Temporizador 2
0000 0010 2 = Temporizador 3
0000 0011 3 = Temporizador 4
0000 0100 4 = Temporizador 5
0000 0101 5 = Temporizador 6
0000 0110 6 = Temporizador 7
0000 0111 7 = Temporizador 8
0000 1000 8 = Temporizador 9
0000 1001 9 = Temporizador 10
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 20 de 36) CÓDIGO DEL
FORMATO BITS APLICABLES DEFINICIÓN
F48 16 bits SIMULACIÓN DE FUNCIÓN 0000 0000 0000 0000 0 = Inhabilitado
0000 0000 0000 0001 1 = Modo de Prefalla
0000 0000 0000 0010 2 = Modo de Falla
0000 0000 0000 0011 3 = Modo de Reproducción
F49 16 bits ESTADOS DE ENTRADA xxxx xxxx xxxx xxx1 Entrada 1 (0 = Abierto, 1 = cerrado)
xxxx xxxx xxxx xx1x Entrada 2(0 = Abierto, 1 = cerrado)
xxxx xxxx xxxx x1xx Entrada 3(0 = Abierto, 1 = cerrado)
xxxx xxxx xxxx 1xxx Entrada 4(0 = Abierto, 1 = cerrado)
xxxx xxxx xxx1 xxxx Entrada 5(0 = Abierto, 1 = cerrado)
xxxx xxxx xx1x xxxx Entrada 6(0 = Abierto, 1 = cerrado)
xxxx xxxx x1xx xxxx Entrada 7(0 = Abierto, 1 = cerrado)
xxxx xxxx 1xxx xxxx Entrada 8(0 = Abierto, 1 = cerrado)
xxxx xxx1 xxxx xxxx Entrada 9(0 = Abierto, 1 = cerrado)
xxxx xx1x xxxx xxxx Entrada 10(0 = Abierto, 1 = cerrado)
xxxx x1xx xxxx xxxx Entrada 11 (0 = Abierto, 1 = cerrado)
xxxx 1xxx xxxx xxxx Entrada 12 (0 = Abierto, 1 = cerrado)
xxx1 xxxx xxxx xxxx Entrada 13 (0 = Abierto, 1 = cerrado)
xx1x xxxx xxxx xxxx Entrada 14 (0 = Abierto, 1 = cerrado)
x1xx xxxx xxxx xxxx Entrada 15 (0 = Abierto, 1 = cerrado)
1xxx xxxx xxxx xxxx Entrada 16 (0 = Abierto, 1 = cerrado)
F50 16 bits ESTADOS DEL RELÉ DE SALIDA xxxx xxxx xxxx xxx1 Relé de salida 1 (0 =
Desenergizado, 1 = Energizado)
xxxx xxxx xxxx xx1x Relé de salida 2 (0 = Desenergizado, 1 = Energizado)
xxxx xxxx xxxx x1xx Relé de salida 3 (0 = Desenergizado, 1 = Energizado)
xxxx xxxx xxxx 1xxx Relé de salida 4 (0 = Desenergizado, 1 = Energizado)
xxxx xxxx xxx1 xxxx Relé de salida 5 (0 = Desenergizado, 1 = Energizado)
xxxx xxxx xx1x xxxx Relé de salida 6 (0 = Desenergizado, 1 = Energizado)
xxxx xxxx x1xx xxxx Relé de salida 7 (0 = Desenergizado, 1 = Energizado)
xxxx xxxx 1xxx xxxx Relé de salida 8 (0 = Desenergizado, 1 = Energizado)
xxxx xxx1 xxxx xxxx Relé de autoprueba (0 = Desenergizado, 1 = Energizado)
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-84 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 21 de 36) CÓDIGO DEL
FORMATO BITS APLICABLES DEFINICIÓN
F51 16 bits BANDERAS DE DIAGNÓSTICO DEL DSP
xxxx xxxx xxxx xxx1 Tierra virtual A/D (0 = Aceptable, 1 = Fuera de Tolerancia)
xxxx xxxx xxxx xx1x Subsistema A/D (0 = Aceptable, 1 = No Responde)
F52 16 bits BANDERA LÓGICA xxxx xxxx xxxx xxx1 Bandera de Detección (0 = No
Detectado, 1 = Detectado) xxxx xxxx xxxx xx1x Bandera de Operación (0 = No
Operado, 1 = Operado) xxxx xxxx xxxx x1xx Bandera de Enclavamiento (0 =
No Enclavado, 1 = Enclavado) xxxx xxxx xxxx 1xxx Bandera de autoprueba (0 = Sin
Error, 1 = Error) xxxx xxx1 xxxx xxxx Bandera de fase A (0 = Sin
Fallo, 1 = Fallo) xxxx xx1x xxxx xxxx Bandera de Fase B (0 = Sin
Fallo, 1 = Fallo) xxxx x1xx xxxx xxxx Bandera de la Fase C (0 = Sin
Fallo, 1 = Fallo) xxxx 1xxx xxxx xxxx Bandera de Tierra (0 = Sin Fallo,
1 = Fallo) F53 16 bits VALOR NO SEÑALADO, 3
LUGARES DECIMALES
Ejemplo: 1,234 tQG como 1234 F54 16 bits FORZAR ESTADO DEL LED
xxxx xxxx 1111 1111 Estado de Encend./Apag del LED. (0 = Apagado, 1 = Encendido)
xxxx xxxx xxxx xxx1 LED #1 (Parte superior) xxxx xxxx xxxx xx1x LED #2 xxxx xxxx xxxx x1xx LED #3 xxxx xxxx xxxx 1xxx LED #4 xxxx xxxx xxx1 xxxx LED #5 xxxx xxxx xx1x xxxx LED #6 xxxx xxxx x1xx xxxx LED #7 xxxx xxxx 1xxx xxxx LED #8 (Parte inferior)
F55 16 bits TECLA DEL PANEL DELANTERO
0000 0000 0000 0000 0 = ' 0 ' 0000 0000 0000 0001 1 = ' 1 ' 0000 0000 0000 0010 2 = ' 2 ' 0000 0000 0000 0011 3 = ' 3 ' 0000 0000 0000 0100 4 = ' 4 ' 0000 0000 0000 0101 5 = ' 5 ' 0000 0000 0000 0110 6 = ' 6 '
Tabla 8 –7 FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 22 de 36) CÓDIGO DEL FORMATO
BITS APLICABLES DEFINICIÓN
0000 0000 0000 0111 7 = ' 7 ' 0000 0000 0000 1000 8 = ' 8 ' 0000 0000 0000 1001 9 = ' 9 ' 0000 0000 0000 1010 10 = '.' 0000 0000 0000 1011 11 = ‘Value Up’(Valor Arriba) 0000 0000 0000 1100 12 = ‘Value Down' (Valor Abajo) 0000 0000 0000 1101 13 = ‘Message Up’ (Mensaje
Arriba) 0000 0000 0000 1110 14 = ' Message Down’(Mensaje
Abajo) 0000 0000 0000 1111 15 = ‘Next' (Siguiente) 0000 0000 0001 0000 16 = 'Enter’ (Entrar) 0000 0000 0001 0001 17 = ‘Escape’ (Escape) 0000 0000 0001 0010 18 = (Puntos de Ajuste) 0000 0000 0001 0011 19 = 'Actual’ (Real) 0000 0000 0001 0100 20 = 'Reset’ (Reinicio) 0000 0000 0001 0101 21 = ' Help’ (Ayuda) F56 16 bits BANDERAS DE ENTRADA
AFIRMADAS
xxxx xxxx xxxx xxx1 Entrada 1 (0 = No Afirmado, 1 = Afirmado)
xxxx xxxx xxxx xx1x Entrada 2 (0 = No Afirmado, 1 = Afirmado)
xxxx xxxx xxxx x1xx Entrada 3 (0 = No Afirmado, 1 = Afirmado)
xxxx xxxx xxxx 1xxx Entrada 4 (0 = No Afirmado, 1 = Afirmado)
xxxx xxxx xxx1 xxxx Entrada 5 (0 = No Afirmado, 1 = Afirmado)
xxxx xxxx xx1x xxxx Entrada 6 (0 = No Afirmado, 1 = Afirmado)
xxxx xxxx x1xx xxxx Entrada 7 (0 = No Afirmado, 1 = Afirmado)
xxxx xxxx 1xxx xxxx Entrada 8 (0 = No Afirmado, 1 = Afirmado)
xxxx xxx1 xxxx xxxx Entrada 9 (0 = No Afirmado, 1 = Afirmado)
xxxx xx1x xxxx xxxx Entrada 10 (0 = No AFIRMADO, 1 = Afirmado)
xxxx x1xx xxxx xxxx Entrada 11 (0 = No AFIRMADO, 1 = Afirmado)
xxxx 1xxx xxxx xxxx Entrada 12 (0 = No AFIRMADO, 1 = Afirmado)
xxx1 xxxx xxxx xxxx Entrada 13 (0 = No AFIRMADO, 1 = Afirmado)
xx1x xxxx xxxx xxxx Entrada 14 (0 = No AFIRMADO, 1 = Afirmado)
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-85
8
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (Hoja 23 de 36) CÓDIGO DEL
FORMATO BITS APLICABLES DEFINICIÓN
x1xx xxxx xxxx xxxx Entrada 15 (0 = No AFIRMADO, 1 = AFIRMADO)
1xxx xxxx xxxx xxxx Entrada16 (0 = No AFIRMADO, 1 = AFIRMADO)
F57 16 bits BANDERAS DE OPERACIÓN DEL RELÉ DE SALIDA
xxxx xxxx xxxx xxx1 Relé 1 de Salida (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xxxx xxxx xx1x Relé 2 de Salida (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xxxx xxxx x1xx Relé 3 de Salida (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xxxx xxxx 1xxx Relé 4 de Salida (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xxxx xxx1 xxxx Relé 5 de Salida (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xxxx xx1x xxxx Relé 6 de Salida (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xxxx x1xx xxxx Relé 7 de Salida (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xxxx 1xxx xxxx Relé 8 de Salida (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xxx1 xxxx xxxx Relé de autoprueba (0 = No Operado, 1 = Operado)
F58 16 bits TIPO DE MEDICIÓN DE DEMANDA
0000 0000 0000 0000 0 = “Thermal” 0000 0000 0000 0001 1 = “Block Interval” 0000 0000 0000 0010 2 = “Rolling Demand”
F59 16 bits BANDERAS DE OPERACIÓN DE SALIDA VIRTUAL
xxxx xxxx xxxx xxx1 Salida Virtual 1 (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xxxx xxxx xx1x Salida Virtual 2 (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xxxx xxxx x1xx Salida Virtual 3 (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xxxx xxxx 1xxx Salida Virtual 4 (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xxxx xxx1 xxxx Salida Virtual 5 (0 = No Operado, 1 = Operado)
F60 16 bits GRUPO DE PUNTOS DE AJUSTE ACTIVOS
0000 0000 0000 0000 0 = grupo 1 0000 0000 0000 0001 1 = grupo 2 0000 0000 0000 0010 2 = grupo 3 0000 0000 0000 0011 3 = grupo 4
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (Hoja 24 de 36)
CÓDIGO DEL FORMATO
BITS APLICABLES DEFINICIÓN
F61 16 bits BANDERAS DE OPERACIÓN DEL TEMPORIZADOR
xxxx xxxx xxxx xxx1 Temporizador 1 (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xxxx xxxx xx1x Temporizador 2 (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xxxx xxxx x1xx Temporizador 3 (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xxxx xxxx 1xxx Temporizador 4 (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xxxx xxx1 xxxx Temporizador 5 (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xxxx xx1x xxxx Temporizador 6 (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xxxx x1xx xxxx Temporizador 7 (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xxxx 1xxx xxxx Temporizador 8 (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xxx1 xxxx xxxx Temporizador 9 (0 = No Operado, 1 = Operado)
xxxx xx1x xxxx xxxx Temporizador 10 (0 = No Operado, 1 = Operado)
F62 16 bits ECUACIÓN DE FLEXLOGIC SIN COMPUERTAS)
Formato F47 para señales 0000 01111 y mayores - es decir sin compuertas) F63 16 bits PARÁMETROS DE ENTRADAS
DE TENSIÓN 0000 0000 0000 0000 0 = W1 Van 0000 0000 0000 0001 1 = W1 Vbn 0000 0000 0000 0010 2 = W1 Vcn 0000 0000 0000 0011 3 = W1 Vab 0000 0000 0000 0100 4 = W1 Vbc 0000 0000 0000 0101 5 = W1 Vca 0000 0000 0000 0110 6 = W2 Van 0000 0000 0000 0111 7 = W2 Vbn 0000 0000 0000 1000 8 = W2 Vcn 0000 0000 0000 1001 9 = W2 Vab 0000 0000 0000 1010 10 = W2 Vbc 0000 0000 0000 1011 11 = W2 Vca 0000 0000 0000 1100 12 = W3 Van 0000 0000 0000 1101 13 = W3 Vbn 0000 0000 0000 1110 14 = W3 Vcn 0000 0000 0000 1111 15 = W3 Vab 0000 0000 0001 0000 16 = W3 Vbc 0000 0000 0001 0001 17 = W3 Vca
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-86 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (Hoja 25 de 36) CÓDIGO DEL
FORMATO BITS APLICABLES DEFINICIÓN
F64 16 bits PARÁMETROS DE ARMÓNICA 0000 0000 0000 0000 0 = 2da 0000 0000 0000 0001 1 = 2a + 5ª
F65 16 bits CANAL DE MEMORIA DE TRAZO
0000 0000 0000 0000 0 = Ia W1 0000 0000 0000 0001 1 = Ib W1 0000 0000 0000 0010 2 = Ic W1 0000 0000 0000 0011 3 = Ia W2 0000 0000 0000 0100 4 = Ib W2 0000 0000 0000 0101 5 = Ic W2 0000 0000 0000 0110 6 = Ia W3 0000 0000 0000 0111 7 = Ib W3 0000 0000 0000 1000 8 = Ic W3 0000 0000 0000 1001 9 = Ig W1/2 0000 0000 0000 1010 10 = Ig W2/3 0000 0000 0000 1011 11 = tensión 0000 0000 0000 1100 12 = Entradas Lógicas 0000 0000 0000 1101 13 = Relés de Salida
F66 16 bits OPERACIÓN DE SALIDA 0000 0000 0000 0000 0 = Autoreinicio 0000 0000 0000 0001 1 = Enclavado
F67 16 bits BLOQUEAR OPERACIÓN DE SALIDAS
xxxx xxxx xxxx xxx1 Relé 1 de Salida (0 = Permitir Operación, 1 = Bloquear Operación)
xxxx xxxx xxxx xx1x Relé 2 de Salida (0 = Permitir Operación, 1 = Bloquear Operación)
xxxx xxxx xxxx x1xx Relé 3 de Salida (0 = Permitir Operación, 1 = Bloquear Operación)
xxxx xxxx xxxx 1xxx Relé 4 de Salida (0 = Permitir Operación, 1 = Bloquear Operación)
xxxx xxxx xxx1 xxxx Relé 5 de Salida (0 = Permitir Operación, 1 = Bloquear Operación)
xxxx xxxx xx1x xxxx Relé 6 de Salida (0 = Permitir Operación, 1 = Bloquear Operación)
xxxx xxxx x1xx xxxx Relé 7 de Salida (0 = Permitir Operación, 1 = Bloquear Operación)
xxxx xxxx 1xxx xxxx Relé 8 de Salida (0 = Permitir Operación, 1 = Bloquear Operación)
F68 16 bits TIEMPO DE REINICIO 0000 0000 0000 0000 0 = Instantáneo 0000 0000 0000 0001 1 = lineal
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (Hoja 26 de 36) CÓDIGO DEL
FORMATO BITS APLICABLES DEFINICIÓN
F69 16 bits CANAL DE MEMORIA DE REPRODUCCIÓN
0000 0000 0000 0000 0 = Ia W1 0000 0000 0000 0001 1 = Ib W1 0000 0000 0000 0010 2 = Ic W1 0000 0000 0000 0011 3 = Ia W2 0000 0000 0000 0100 4 = Ib W2 0000 0000 0000 0101 5 = Ic W2 0000 0000 0000 0110 6 = Ia W3 0000 0000 0000 0111 7 = Ib W3 0000 0000 0000 1000 8 = Ic W3 0000 0000 0000 1001 9 = Ig W1/2 0000 0000 0000 1010 10 = Ig W2/3 0000 0000 0000 1011 11 = Tensión
F70 16 bits DATOS DE LA MEMORIA DE TRAZO/REPRODUCCIÓN
Índice del selector de Canal de Trazo/ Reproducción = 0 – 10 (es decir cualquier entrada corriente)
VALOR SEÑALADO DE COMPLEMENTO A 2 Ejemplos: 1,000 x CT almacenado como 500; -0,500 x CT almacenado como -250
Índice del selector de Canal de Trazo/ Reproducción = 11 (es decir Tensión) VALOR SEÑALADO DE COMPLEMENTO A 2
Ejemplos: 1,000 x VT almacenado como 1000; -0,500 x VT almacenado como -500
Índice del Selector de Canal del Rastreo = 12 (es decir entradas lógicas) SEGÚN EL FORMATO F49
Ejemplo: la " lógica almacenado 1 y 3 cerrados " almacenado como hex 0005
Índice del Selector de Canal de Trazo = 13 (es decir Relés de Salida) SEGÚN EL FORMATO F50
Ejemplo: la " salida retransmite 2 y 4 energizados " almacenado como hex 000A
F71 16 bits COMANDOS DE SERVICIO DE FÁBRICA
0000 0000 0000 0000 0 = Eliminar Cualquier Comando Pendiente
0000 0000 0000 0001 1 = Cargar Puntos de Ajuste Predeterminado en Fábrica
0000 0000 0000 0010 2 = Cargar Datos de Calibración Predeterminados
0000 0000 0000 0011 3 = Borrar Datos de Diagnóstico
0000 0000 0000 0100 4 = Borra datos RMS Min/Max F72 16 bits FORZAR OTRO
HARDWARE xxxx xxxx xxxx xxx1 LEDs (0=Normal, 1 = LED
indica Código de Forzamiento)
xxxx xxxx xxxx xx1x Beeper (0=Normal, 1 = Encendido)
xxxx xxxx xxxx x1xx Cronomedidor bigia externo (0=Normal, 1= Parar Actualización)
xxxx xxxx xxxx 1xxx Cronomedidor bigia interno (0=Normal, 1=Parar Actualización)
F73 16 bits PARIDAD 0000 0000 0000 0000 0 = Ninguna 0000 0000 0000 0001 1 = Impar
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-87
8
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (Hoja 27 de 36) CÓDIGO DEL
FORMATO BITS APLICABLES DEFINICIÓN
0000 0000 0000 0010 2 = Par F74 16 bits GRUPO DE PUNTOS DE
AJUSTE DE EDICIÓN 0000 0000 0000 0000 0 = Grupo 1 0000 0000 0000 0001 1 = Grupo 2 0000 0000 0000 0010 2 = Grupo 3 0000 0000 0000 0011 3 = Grupo 4 0000 0000 0000 0100 4 = Grupo Activo
F75 16 bits ESTADO PROGRAMADO DE ENTRADAS VIRTUALES
0000 0000 0000 0000 0 = Abierto 0000 0000 0000 0001 1 = Cerrado
F76 16 bits ERROR DE LA ECUACIÓN FLEXLOGIC
0000 0000 0000 0000 0 = Ninguno 0000 0000 0000 0001 1 = Relé de Salida 1 0000 0000 0000 0010 2 = Relé de Salida 2 0000 0000 0000 0011 3 = Relé de Salida 3 0000 0000 0000 0100 4 = Relé de Salida 4 0000 0000 0000 0101 5 = Relé de Salida 5 0000 0000 0000 0110 6 = Relé de Salida 6 0000 0000 0000 0111 7 = Relé de Salida 7 0000 0000 0000 1000 8 = Relé de Salida 8 0000 0000 0000 1001 9 = Disparador de la Memoria
de Trazo 0000 0000 0000 1010 10 = Salida Virtual 1 0000 0000 0000 1011 11 = Salida Virtual 2 0000 0000 0000 1100 12 = Salida Virtual 3 0000 0000 0000 1101 13 = Salida Virtual 4 0000 0000 0000 1110 14 = Salida Virtual 5
F77 16 bits ERROR GRAVE DE LOS AJUSTES DEL TRANSFORMADOR
0000 0000 0000 0000 0 = Ninguno 0000 0000 0000 0001 1 = Desajuste de la relación
W1-W2 0000 0000 0000 0010 2 = Desajuste de la relación
W1-W3 0000 0000 0000 0011 3 = Pérdida de carga 0000 0000 0000 0100 4 = Pérdida de corriente de
Eddy W1 0000 0000 0000 0101 5 = Pérdida de corriente de
Eddy W2 0000 0000 0000 0110 6 = Pérdida de corriente de
Eddy W3 0000 0000 0000 0111 7 = Carga Nominal W1 0000 0000 0000 1000 8 = Carga Nominal W2 0000 0000 0000 1001 9 = Carga Nominal W3
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (Hoja 28 de 36)
CÓDIGO DEL FORMATO
BITS APLICABLES
DEFINICIÓN
F78 16 bits VALOR NO SEÑALADO SE AUTOESTABLECE EN BASE AL PRIMARIO DEL TC DE FASE DEL DEVANADO 1
Para PRIMARIO TC ≤ 2 A Formato: Valor no señalado, 3 lugares decimales Ejemplo: 1,234 almacenado como 1234
Para 2 A < PRIMARIO TC ≤ 20 A Formato: Valor no señalado, 2 lugares decimales Ejemplo: 12,34 almacenado como 1234
Para 20 A < PRIMARIO TC ≤ 200 A Formato: Valor no señalado, 1 lugar decimal Ejemplo: 123,4 almacenado como 1234
Para 200 A < PRIMARIO TC ≤ 2000 A Formato: Valor no señalado Ejemplo: 1234 almacenado como 1234
Para PRIMARIO TC > 2000 A Formato: Valor no señalado, escala de 10 Ejemplo: 12340 almacenado como 1234
F79 16 bits VALOR NO SEÑALADO SE AUTOESTABLECE EN BASE AL PRIMARIO DEL TC DE FASE DEL DEVANADO 2
Para PRIMARIO TC ≤ 2 A Formato: Valor no señalado, 3 lugares decimales Ejemplo: 1,234 almacenado como 1234
Para 2 A < PRIMARIO TC ≤ 20 A Formato: Valor no señalado, 2 lugares decimales Ejemplo: 12,34 almacenado como 1234
Para 20 A < PRIMARIO TC ≤ 200 A Formato: Valor no señalado, 1 lugar decimal Ejemplo: 123,4 almacenado como 1234
Para Si 200 A < PRIMARIO TC ≤ 2000 A Formato: Valor no señalado Ejemplo: 1234 almacenado como 1234
Para PRIMARIO TC > 2000 A Formato: Valor no señalado, escala de 10 Ejemplo: 12340 almacenado como 1234
F80 16 bits VALOR NO SEÑALADO SE AUTOESTABLECE EN BASE AL PRIMARIO DEL TC DE FASE DEL DEVANADO 3
Para PRIMARIO TC ≤ 2 A Formato: Valor no señalado, 3 lugares decimales Ejemplo: 1,234 almacenado como 1234
Para 2 A < PRIMARIO TC ≤ 20 A Formato: Valor no señalado, 2 lugares decimales Ejemplo: 12,34 almacenado como 1234
Para 20 A < PRIMARIO TC ≤ 200 A Formato: Valor no señalado, 1 lugar decimal Ejemplo: 123,4 almacenado como 1234
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-88 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (Hoja 29 de 36) CÓDIGO DEL
FORMATO BITS APLICABLES
DEFINICIÓN
Si 200 A < PRIMARIO TC ≤ 2000 A Formato: Valor no señalado Ejemplo: 1234 almacenado como 1234
Si PRIMARIO DEL TC ES MAYOR QUE 2000A Formato: Valor no señalado, escala de 10 Ejemplo: 12340 almacenado como 1234
F81 16 bits VALOR NO SEÑALADO SE AUTOESTABLECE EN BASE AL PRIMARIO DEL TC DE LA TIERRA DEL DEVANADO 1
Si PRIMARIO TC ≤ 2 A Formato: Valor no señalado, 3 lugares decimales Ejemplo: 1,234 almacenado como 1234
Si 2 A < PRIMARIO DE TC ≤ 20 A Formato: Valor no señalado, 2 lugares decimales Ejemplo: 12,34 almacenado como 1234
Si 2 A < PRIMARIO DE TC ≤ 200 A Formato: Valor no señalado, 1 lugar decimal Ejemplo: 123,4 almacenado como 1234
Si 200 A < PRIMARIO DE TC ≤ 2000 A Formato: Valor no señalado Ejemplo: 1234 almacenado como 1234
Si PRIMARIO DE TC ES MAYOR QUE 2000 A Formato: Valor no señalado, escala de 10 Ejemplo: 12340 almacenado como 1234
F82 16 bits VALOR NO SEÑALADO SE AUTOESTABLECE EN BASE AL PRIMARIO DEL TC DE LA TIERRA DEL DEVANADO 2
Si PRIMARIO TC ≤ 2 A Formato: Valor no señalado, 3 lugares decimales Ejemplo: 1,234 almacenado como 1234)
Si 2 A < PRIMARIO TC ≤ 20 A Formato: Valor no señalado, 2 lugares decimales Ejemplo: 12,34 almacenado como 1234
Si 200 A < PRIMARIO TC ≤ 200 A Formato: Valor no señalado, 1 lugar decimal Ejemplo: 123,4 almacenado como 1234
Si 200 A < PRIMARIO TC ≤ 2000 A Formato: Valor no señalado Ejemplo: 1234 almacenado como 1234
Si PRIMARIO TC > 2000 A Formato: Valor no señalado, escala de 10 Ejemplo: 12340 almacenado como 1234
F83 16 bits VALOR NO SEÑALADO SE AUTOESTABLECE EN BASE AL PRIMARIO DEL TC DE LA TIERRA DEL DEVANADO 3
Si PRIMARIO TC ≤ 2 A Formato: Valor no señalado, 3 lugares decimales Ejemplo: 1,234 almacenado como 1234
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (Hoja 30 de 36)
CÓDIGO DEL FORMATO
BITS APLICABLES DEFINICIÓN
Si 2 A < PRIMARIO TC ≤ 20 A Formato: Valor no señalado, 2 lugares decimales Ejemplo: 12,34 almacenado como 1234
Si 20 A < PRIMARIO TC ≤ 200 A Formato: Valor no señalado, 1 lugar decimal Ejemplo: 123,4 almacenado como 1234
Si 200 A < PRIMARIO TC ≤ 2000 A Formato: Valor no señalado Ejemplo: 1234 almacenado como 1234
Si PRIMARIO TC > 2000 A Formato: Valor no señalado, escala de 10 Ejemplo: 12340 almacenado como 1234
F84 16 bits TIPO DE SEÑAL IRIG-B 0000 0000 0000 0000 0 = Ninguna 0000 0000 0000 0001 1 = Cambio de C.C. 0000 0000 0000 0010 2 = Amplitud Modulada
F85 16 bits CAUSA DEL DISPARO DE LA MEMORIA DE TRAZO
0000 0000 0000 0000 0 = Sin Disparo 0000 0000 0000 0001 1 = Disparo Manual 0000 0000 0000 0010 2 = Disparo Automático
F86 16 bits FORMAS DE LA CURVA DE VOLTIOS-POR-HERTZIO
0000 0000 0000 0000 0 = Tiempo Definido 0000 0000 0000 0001 1 = Curva 1 Inv. 0000 0000 0000 0010 2 = Curva 2 Inv. 0000 0000 0000 0011 3 = Curva 3 Inv.
F87 16 bits SEÑAL DE BLOQUEO 0000 0000 0000 0000 0 = inhabilitado 0000 0000 0000 0001 1 = Entrada Lógica 1 0000 0000 0000 0010 2 = Entrada Lógica 2 0000 0000 0000 0011 3 = Entrada Lógica 3 0000 0000 0000 0100 4 = Entrada Lógica 4 0000 0000 0000 0101 5 = Entrada Lógica 5 0000 0000 0000 0110 6 = Entrada Lógica 6 0000 0000 0000 0111 7 = Entrada Lógica 7 0000 0000 0000 1000 8 = Entrada Lógica 8 0000 0000 0000 1001 9 = Entrada Lógica 9 0000 0000 0000 1010 10 = Entrada Lógica 10 0000 0000 0000 1011 11 = Entrada Lógica 11 0000 0000 0000 1100 12 = Entrada Lógica 12 0000 0000 0000 1101 13 = Entrada Lógica 13 0000 0000 0000 1110 14 = Entrada Lógica 14 0000 0000 0000 1111 15 = Entrada Lógica 15
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-89
8
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 31 de 36) CÓDIGO DEL
FORMATO BITS APLICABLES DEFINICIÓN
0000 0000 0001 0000 16 = Entrada Lógica 16 0000 0000 0001 0001 17 = Entrada Virtual 1 0000 0000 0001 0010 18 = Entrada Virtual 2 0000 0000 0001 0011 19 = Entrada Virtual 3 0000 0000 0001 0100 20 = Entrada Virtual 4 0000 0000 0001 0101 21 = Entrada Virtual 5 0000 0000 0001 0110 22 = Entrada Virtual 6 0000 0000 0001 0111 23 = Entrada Virtual 7 0000 0000 0001 1000 24 = Entrada Virtual 8 0000 0000 0001 1001 25 = Entrada Virtual 9 0000 0000 0001 1010 26 = Entrada Virtual 10 0000 0000 0001 1011 27 = Entrada Virtual 11 0000 0000 0001 1100 28 = Entrada Virtual 12 0000 0000 0001 1101 29 = Entrada Virtual 13 0000 0000 0001 1110 30 = Entrada Virtual 14 0000 0000 0001 1111 31 = Entrada Virtual 15 0000 0000 0010 0000 32 = Entrada Virtual 16 0000 0000 0010 0001 33 = Relé 1 de Salida 0000 0000 0010 0010 34 = Relé 2 de Salida 0000 0000 0010 0011 35 = Relé 3 de Salida 0000 0000 0010 0100 36 = Relé 4 de Salida 0000 0000 0010 0101 37 = Relé 5 de Salida 0000 0000 0010 0110 38 = Relé 6 de Salida 0000 0000 0010 0111 39 = Relé 7 de Salida 0000 0000 0010 1000 40 = Relé 8 de Salida 0000 0000 0010 1001 41 = Relé de autoprueba 0000 0000 0010 1010 42 = Salida Virtual 1 0000 0000 0010 1011 43 = Salida Virtual 2 0000 0000 0010 1100 44 = Salida Virtual 3 0000 0000 0010 1101 45 = Salida Virtual 4 0000 0000 0010 1110 46 = Salida Virtual 5
F88 16 bits SEÑAL ASERTADA 0000 0000 0000 0000 0 = Inhabilitado 0000 0000 0000 0001 1 = Entrada Lógica 1 0000 0000 0000 0010 2 = Entrada Lógica 2 0000 0000 0000 0011 3 = Entrada Lógica 3 0000 0000 0000 0100 4 = Entrada Lógica 4 0000 0000 0000 0101 5 = Entrada Lógica 5 0000 0000 0000 0110 6 = Entrada Lógica 6
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 32 de 36) CÓDIGO DEL FORMATO
BITS APLICABLES DEFINICIÓN
0000 0000 0000 0111 7 = Entrada Lógica 7 0000 0000 0000 1000 8 = Entrada Lógica 8 0000 0000 0000 1001 9 = Entrada Lógica 9 0000 0000 0000 1010 10 = Entrada Lógica 10 0000 0000 0000 1011 11 = Entrada Lógica 11 0000 0000 0000 1100 12 = Entrada Lógica 12 0000 0000 0000 1101 13 = Entrada Lógica 13 0000 0000 0000 1110 14 = Entrada Lógica 14 0000 0000 0000 1111 15 = Entrada Lógica 15 0000 0000 0001 0000 16 = Entrada Lógica 16 F89 16 bits VALOR NOMINAL DEL
DEVANADO DE TENSIÓN BAJA 0000 0000 0000 0000 0 = Arriba de 5 kV 0000 0000 0000 0001 1 = 1 kV a 5 kV 0000 0000 0000 0010 2 = Menor 1 kV F90 16 bits VALOR NO SEÑALADO DE
AUTO-ESTABLECIMIENTO DE TENSION / CARGA NOMINAL / TENSIÓN MÍNIMA DE DERIVACIÓN
Para VALOR NOMINAL DEL DEVANADO DE TENSIÓN BAJA ≥ 5 kV Formato: Valor no señalado, 1 lugar decimal Ejemplo: 123,4 almacenado como 1234
Para VALOR NOMINAL DEL DEVANADO DE TENSIÓN BAJA < 5 kV Formato: Valor no señalado, 2 lugares decimales Ejemplo: 12,34 almacenado como 1234
Para VALOR NOMINAL DEL DEVANADO DE TENSIÓN BAJA < 1 kV Formato: Valor no señalado, 3 lugares decimales Ejemplo: 1,234 almacenado como 1234
F91 16 bits VALOR NO SEÑALADO, AUTO-ESTABLECIMIENTO DEL INCREMENTO DE TENSIÓN POR DERIVACIÓN
Para VALOR NOMINAL DE LA TENSIÓN BAJA ≥ 5 kV Formato: Valor no señalado, 2 lugares decimales Ejemplo: 123,4 almacenado como 1234
Para VALOR NOMINAL DE LA TENSIÓN BAJA < 5 kV Formato: Valor no señalado, 3 lugares decimales Ejemplo: 12,34 almacenado como 1234
Para VALOR NOMINAL DE LA TENSIÓN BAJA < 1 kV Formato: Valor no señalado, 4 lugares decimales Ejemplo: 0,1234 almacenado como 1234
F92 16 bits NÚMERO DE LA ARMÓNICA 0000 0000 0000 0010 0 = 2do 0000 0000 0000 0011 1 = 3ro 0000 0000 0000 0100 2 = 4to 0000 0000 0000 0101 3 = 5to 0000 0000 0000 0110 4 = 6to 0000 0000 0000 0111 5 = 7mo
8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS 8 COMUNICACIONES
8-90 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 33 de 36) CÓDIGO DEL
FORMATO BITS APLICABLES DEFINICIÓN
0000 0000 0000 1000 6 = 8vo 0000 0000 0000 1001 7 = 9no 0000 0000 0000 1010 8 = 10mo 0000 0000 0000 1011 9 = 11mo 0000 0000 0000 1100 10 = 12mo 0000 0000 0000 1101 11 = 13 ro 0000 0000 0000 1110 12 = 14to 0000 0000 0000 1111 13 = 15to 0000 0000 0001 0000 14 = 16to 0000 0000 0001 0001 15 = 17mo 0000 0000 0001 0010 16 = 18vo 0000 0000 0001 0011 17 = 19vo 0000 0000 0001 0100 18 = 20mo 0000 0000 0001 0101 19 = 21ro
F93 16 bits VALOR SEÑALADO SE AUTO-ESTABLECE EN BASE AL PRIMARIO DEL TC DE FASE DEL DEV.1
Para PRIMARIO TC ≤ 2 A Formato: Valor Señalado, 3 lugares decimales Ejemplo: 1,234 almacenado como 1234
Para 2 A < PRIMARIO TC ≤ 20 A Formato: Valor Señalado, 2 lugares decimales Ejemplo: 12,34 almacenado como 1234
Para 20 A < PRIMARIO TC ≤ 200 A Formato: Valor Señalado, 1 lugar decimal Ejemplo: 123,4 almacenado como 1234
Para 200 A < PRIMARIO TC ≤ 2000 A Formato: Valor Señalado Ejemplo: 1234 almacenado como 1234
Para PRIMARIO TC > 2000 A Formato: Valor Señalado, escala de 10 Ejemplo: 12340 almacenado como 1234
F94 16 bits VALOR SEÑALADO SE AUTO-ESTABLECE EN BASE AL PRIMARIO DEL TC DE FASE DEL DEV.2
Para PRIMARIO TC ≤ 2 A Formato: Valor Señalado, 3 lugares decimales Ejemplo: 1,234 almacenado como 1234
Para 2 A < PRIMARIO TC ≤ 20 A Formato: Valor Señalado, 2 lugares decimales Ejemplo: 12,34 almacenado como 1234
Para 20 A < PRIMARIO TC ≤ 200 A Formato: Valor Señalado, 1 lugar decimal Ejemplo: 123,4 almacenado como 1234
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 34 de 36) CÓDIGO DEL
FORMATO BITS APLICABLES DEFINICIÓN
Para 200 A < PRIMARIO TC ≤ 2000 A Formato: Valor Señalado Ejemplo: 1234 almacenado como 1234
Para PRIMARIO TC > 2000 A Formato: Valor Señalado, escala de 10 Ejemplo: 12340 almacenado como 1234
F95 16 bits VALOR SEÑALADO SE AUTO-ESTABLECE EN BASE AL PRIMARIO DEL TC DE FASE DEL DEV.3
Para PRIMARIO TC ≤ 2 A Formato: Valor Señalado, 3 lugares decimales Ejemplo: 1,234 almacenado como 1234
Para 2 A < PRIMARIO TC ≤ 20 A Formato: Valor Señalado, 2 lugares decimales Ejemplo: 12,34 almacenado como 1234
Para 20 A < PRIMARIO TC ≤ 200 A Formato: Valor Señalado, 1 lugar decimal Ejemplo: 123,4 almacenado como 1234
Para 200 A < PRIMARIO TC ≤ 2000 A Formato: Valor Señalado Ejemplo: 1234 almacenado como 1234
Para PRIMARIO TC > 2000 A Formato: Valor Señalado, escala de 10 Ejemplo: 12340 almacenado como 1234
F96 32 bits VALOR NO SEÑALADO SE AUTOESTABLECE EN BASE AL PRIMARIO DEL TC DE FASE DEL DEV. 1
Para PRIMARIO TC ≤ 2 A Formato: Valor Señalado, 3 lugares decimales Ejemplo: 1,234 almacenado como 1234
Para 2 A < PRIMARIO TC ≤ 20 A Formato: Valor Señalado, 2 lugares decimales Ejemplo: 12,34 almacenado como 1234
Para 20 A < PRIMARIO TC ≤ 200 A Formato: Valor Señalado, 1 lugar decimal Ejemplo: 123,4 almacenado como 1234
Para 200 A < PRIMARIO TC ≤ 2000 A Formato: Valor Señalado Ejemplo: 1234 almacenado como 1234
Para PRIMARIO TC > 2000 A Formato: Valor Señalado, escala de 10 Ejemplo: 12340 almacenado como 1234
F97 32 bits VALOR NO SEÑALADO SE AUTO-ESTABLECE EN BASE AL PRIMARIO DEL TC DE FASE DEL DEV.2
Para PRIMARIO TC ≤ 2 A Formato: Valor Señalado, 3 lugares decimales Ejemplo: 1,234 almacenado como 1234
8 COMUNICACIONES 8.3 MAPA DE MEMORIA MODBUS
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-91
8
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 35 de 36) CÓDIGO DEL
FORMATO BITS APLICABLES
DEFINICIÓN
Si 2 A < PRIMARIO TC ≤ 20 A Formato: Valor Señalado, 2 lugares decimales Ejemplo: 12,34 almacenado como 1234
Si 20 A < PRIMARIO TC ≤ 200 A Formato: Valor Señalado, 1 lugar decimal Ejemplo: 123,4 almacenado como 1234
Si 200 A < PRIMARIO TC ≤ 2000 A Formato: Valor Señalado Ejemplo: 1234 almacenado como 1234
Si PRIMARIO TC > 2000 A Formato: Valor Señalado, escala de 10 Ejemplo: 12340 almacenado como 1234
F98 32 bits VALOR NO SEÑALADO, AUTO-ESTABLECIMIENTO BASADO EN EL PRIMARIO DEL TC DE FASE DEL DEVANADO
Si PRIMARIO TC ≤ 2 A Formato: Valor Señalado, 3 lugares decimales Ejemplo: 1,234 almacenado como 1234
Si 2 A < PRIMARIO TC ≤ 20 A Formato: Valor Señalado, 2 lugares decimales Ejemplo: 12,34 almacenado como 1234
Si 20 A < PRIMARIO TC ≤ 200 A Formato: Valor Señalado, 1 lugar decimal Ejemplo: 123,4 almacenado como 1234
Si 200 A < PRIMARIO TC ≤ 2000 A Formato: Valor Señalado Ejemplo: 1234 almacenado como 1234
Si PRIMARIO TC > 2000 A Formato: Valor Señalado, escala de 10 Ejemplo: 12340 almacenado como 123s4
F99 16 bits Puerto usado para DNP 0000 0000
0000 0000 0=Ninguno
0000 0000 0000 0001
1=Com 1
0000 0000 0000 0010
2=Com 2
0000 0000 0000 0011
3=Frontal
F100 16 bits Tipo de Enfriamiento para Transformador Seco
0000 0000 0000 0000
0 = Sellado Auto Enfriado
0000 0000 0000 0001
1 = Venteo Auto Enfriado
0000 0000 0000 0010
2 = Enfriamiento forzado
F101 16 bits VALOR NO SEÑALADO, AUTO-ESTABLECE PERDIDA DE CARGA EN CARGA NOMINAL
Valor Nominal del Devanado de Tensión baja ≥ 5 KV Valor No Señalado, 0 Lugares Decimales Ejemplo: 1234 almacenado como 1234
1 KV ≤ Valor Nominal del Dev. de Tensión Baja < 5 KV Valor No señalado, 1 Lugar Decimal Ejemplo: 123,4 almacenado como 1234
Tabla 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (hoja 36 de 36) CÓDIGO DEL FORMATO
BITS APLICABLES DEFINICIÓN
Valor Nominal del Devanado de Tensión Baja < 1 kilovoltio Valor no señalada, 2 Lugares Decimales Ejemplo: 12,34 almacenado como 1234)
F102 16 bits Modo de Confirmación de Enlace de Datos
0000 0000 0000 0000 0=Nunca 0000 0000 0000 0001 1=A veces 0000 0000 0000 0010 2=Siempre
8,4 COMUNICACIONES DE DNP 8 COMUNICACIONES
8-92 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
8.4.1 DOCUMENTO DEL PERFIL DEL DISPOSITIVO
DNP 3.0 DOCUMENTO DEL PERFIL DEL DISPOSITIVO Nombre del Vendedor: General Electric Power Management Inc. Nombre del Dispositivo: 745 Transformer Management Relay Nivel Más Alto Soportado: Para Solicitudes: Nivel 2 Para Respuestas: Nivel 2
Función del Dispositivo: Esclavo X Maestro x
Objetos, funciones, y/o calificadores notorios soportados además de los Niveles Más altos de DNP Soportados (la lista completa se describe en la tabla anexada):
Entrada Binaria (Objeto 1, Variaciones 1 y 2) Salida Binaria (Objeto 10, Variación 2) Entrada Analógica (Objeto 30, Variaciones 1, 2, 3 y 4) Cambio de Entrada Analógica (Objeto 32, Variaciones 1, 2, 3 y 4) Rearranque en Tibio (Código de función 14)
Tamaño Máximo del Marco de Enlace de los Datos (octetos): Transmitido: 292 Recibido: 292
Tamaño Máximo del Fragmento de Aplicación (octetos): Transmitido: 2048 Recibido: 2048
Reintentos Máximos de Enlace de Datos: X Ninguno
X Fijo
X Configurable (Nota 1)
Reintentos Máximos en la Capa de la Aplicación: x Ninguno
X Configurable
Requiere Confirmación de la Capa del Lienzo de Datos: x Nunca
x Siempre
x A veces
X Configurable (Nota 1) Requiere Confirmación de la Capa de la Aplicación:
x Nunca
x Siempre
X Al reportar Datos del Evento
X Al enviar Respuestas Multi-fragmento
X A veces
X Configurable Tiempo mientras que espera: Confirmar Enlace de Datos c Ninguno x Fijo x Variable X Configurable (Nota 1)
Completar Fragm. Apl. X Ninguno x Fijo x Variable x Configurable
Confirm. Apl. X Ninguno x Fijo x Variable x Configurable
Completar Resp. Apl. X Ninguno x Fijo x Variable x Configurable Otros: (Ninguno)
8 COMUNICACIONES 8.4 COMUNICACIONES DNP
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-93
8
DNP 3.0 Documento Del Perfil Del Dispositivo (Continuación) Ejecuta las Operaciones de Control: ESCRIBIR Salidas Binarias X Nunca Siempre A veces Configurable SELECCIONAR/OPERAR Nunca XSiempre A veces Configurable OPERAR DIRECTO Nunca XSiempre A veces Configurable OPERAR DIRECTO -NO ENT. Nunca Siempre A veces Configurable Conteo > 1 XNunca Siempre A veces Configurable ‘Pulse On’ Puls. Encend. Nunca Siempre XA veces Configurable ‘Pulse Off’ Puls. Apagad. Nunca Siempre A veces Configurable ‘Latch On’ Encend. Nunca Siempre XA veces Configurable ‘Latch Off’ Apagad. Nunca Siempre XA veces Configurable (para una explicación de lo anterior, refiérase a la discusión que acompaña la lista de puntos para los Objetos de Bloqueo de Salidas del Rele de Control / alidas Binarias) Cola Nunca Siempre A veces Configurable Borrar Cola Nunca Siempre A veces Configurable Reporta Eventos de Cambio de Entradas Binarias cuando no hay solicitudes de variaciones especificas: Nunca Solo Tiempo Marcado Solo Tiempo No Marcado configurable para enviar ambos, uno o el otro
Reporta Eventos de Cambio de Salida Binaria de Tiempo no marcado no hay Solicitud de Variación Especifica: Nunca Cambio de Entrada Binaria Con Tiempo Cambio de Entrada Binaria con tiempo relativo Configurable
Envía Respuestas No solicitadas: Nunca Configurable Solo ciertos objetos A veces HABIL/INHAB NO SOLICITADO Códigos de Función soportados
Envía Datos Estáticos en Respuestas No solicitadas: Nunca Cuando rearranca el dispositivo Cuando las banderas del estatus cambian
Contador del Objeto/ Variación Predeterminado: No Contadores Reportados Configurable objeto predeterminado Variación predeterminado Lista anexada de Punto a punto
Los contadores dan la vuelta (Roll Over) en: No Contadores Reportados Configurable 16 Bits 32 Bits Otro Valor Lista Anexada de Punto a Punto
Envía Respuestas Multi-Fragmentos: Si No
Notas:
1. El modo de confirmación de la capa de enlace de datos, el tiempo de espera de confirmación, y el número de reintentos son todos configurables. Refiérase a los puntos de ajuste definidos bajo S1 745 SETUP/COMMUNICATIONS/DNP para mayores detalles. Los puntos de ajuste adicionales relacionados con DNP se discuten en la sección 5.3.5: COMUNICACIONES DE DNP en la página 5 –27.
X
XX
X
X
X
X
X X
X
X
XXX
X
XX
XX
8,4 COMUNICACIONES DE DNP 8 COMUNICACIONES
8-94 745 Relé de Administración del Transformador Ge Power Management
8
8.4.2 TABLA DE IMPLEMENTACIÓN
La tabla abajo da una lista de todos los objetos reconocidos y regresados por el relé. Se proporciona información adicional en las páginas siguientes incluyendo una lista de variaciones predeterminadas regresadas para cada objeto y las listas de números de puntos definidos para cada objeto.
TABLA DE LA PUESTA EN PRÁCTICA OBJETO PETICIÓN RESPUESTA
Obj Var Descripción Códigos Códigos de Cal. (hex) Funcional. Códigos Códigos de Cal. (hex)
1 0 Entrada Binaria - Todas las Variaciones 1 06
1 1 Entrada Binaria 1 00, 01, 06 129 00, 01
1 2 Entrada Binaria con estatus 1 00, 01, 06 129 00, 01
2 0 Cambio de Entrada Binaria - Todas las Variaciones 1 06, 07, 08
2 1 Cambio de Entrada Binaria sin Tiempo 1 06, 07, 08 129 17, 28
2 2 Cambio de Entrada Binaria con Tiempo 1 06, 07, 08 129 17, 28
10 0 Salida Binaria - Todas las Variaciones 1 06
10 2 Estatus de Salida Binaria 1 00, 01, 06 129 00, 01
12 1 Bloqueo de Salida del Relé de Control 3, 4, 5, 6 17, 28 129 17, 28
30 0 Entrada Analógica - Todas las Variaciones 1 06
30 1 Entrada analógica de 32-Bit con bandera 1 00, 01, 06 129 00, 01
30 2 Entrada analógica de 16-Bit con bandera 1 00, 01, 06 129 00, 01
30 3 Entrada analógica de 32-Bit sin bandera 1 00, 01, 06 129 00, 01
30 4 Entrada analógica de 16-Bit sin bandera 1 00, 01, 06 129 00, 01
32 0 Cambio entrada analógica - Todas las Variaciones 1 06, 07, 08
32 1 Cambio de Entrada analógica de 32-Bit Sin tiempo 1 06, 07, 08 129 17, 28
32 2 Cambio de Entrada analógica de 16-Bit Sin Tiempo 1 06, 07, 08 129 17, 28
32 3 Cambio de Entrada analógica de 32-Bit Con Tiempo 1 06, 07, 08 129 17, 28
32 4 Cambio de Entrada analógica de 16-Bit Con Tiempo 1 06, 07, 08 129 17, 28
50 1 Hora y fecha 1, 2 07 (nota 1) 129 07
60 1 Datos de Clase 0 (Nota 2) 1 06 129
60 2 Datos de Clase 1 (Nota 3) 1 06, 07, 08 129
60 3 Datos de Clase 2 (Nota 3) 1 06, 07, 08 129
60 4 Datos de Clase 3 (Nota 3) 1 06, 07, 08 129
80 1 Indicaciones Internas 2 00 (nota 4) 129
Ningún objeto 13
Ningún objeto 14
Ningún objeto 23 Notas de la Tabla: 1. Para este objeto, la cantidad especificada en la petición debe ser exactamente 1 pues solo hay un tipo de este objeto definido en el relé. 2. Todos los datos de entrada estática conocidos por el relé se regresan en respuesta a un pedido para la Clase 0. Esto incluye todos los objetos de tipo 1 (
Entrada binaria), del tipo 10 (Salida binaria) y del tipo 30 (Entrada Analógica). 3. Las tablas de puntos para los objetos de entradas analógicas y binarias contienen un campo que define a qué clase de evento los datos estáticos
correspondientes han sido asignados. 4. Para este objeto, el código calificador debe especificar un índice de 7 solamente.
8 COMUNICACIONES 8.4 COMUNICACIONES DNP
GE Power Management 745 Relé de Administración del Trasformador 8-95
8
La tabla siguiente especifica la variación predeterminada para todos los objetos regresados por el relé. Éstas son las variaciones que serán regresadas para el objeto cuando ninguna variación específica se mencione en una petición.
VARIACIONES POR OMISIÓN Objeto Descripción Variación Predeterminada
1 Entrada Binaria – Un Solo Bit 1 2 Cambio Entrada Binaria Con Tiempo 2 10 Estatus de Salida Binaria 2 30 Entrada Analógica de 16-Bit sin Bandera 4 32 Cambio de Entrada Analógica de 16-Bit Sin Tiempo 2
8.5 LISTA DE PUNTOS & COMUNICACIONES 8 COMUNICACIONES
8-96 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
9
8.5.1 TABLAS DE LISTAS DE PUNTOS
LISTA DE PUNTOS PARA: ENTRADA BINARIA (OBJETO 01) CAMBIO DE ENTRADA BINARIA (OBJETO 02) Índice Descripción Clase de evento
Asignada A Notas
0 Entrada Lógica 1 Operada Clase 1 Nota 1 1 Entrada Lógica 2 Operada Clase 1 Nota 1 2 Entrada Lógica 3 Operada Clase 1 Nota 1 3 Entrada Lógica 4 Operada Clase 1 Nota 1 4 Entrada Lógica 5 Operada Clase 1 Nota 1 5 Entrada Lógica 6 Operada Clase 1 Nota 1 6 Entrada Lógica 7 Operada Clase 1 Nota 1 7 Entrada Lógica 8 Operada Clase 1 Nota 1 8 Entrada Lógica 9 Operada Clase 1 Nota 1 9 Entrada Lógica 10 Operada Clase 1 Nota 1 10 Entrada Lógica 11 Operada Clase 1 Nota 1 11 Entrada Lógica 12 Operada Clase 1 Nota 1 12 Entrada Lógica 13 Operada Clase 1 Nota 1 13 Entrada Lógica 14 Operada Clase 1 Nota 1 14 Entrada Lógica 15 Operada Clase 1 Nota 1 15 Entrada Lógica 16 Operada Clase 1 Nota 1 16 Relé 1 de Salida Energizado Clase 1 Nota 1 17 Relé 2 de Salida Energizado Clase 1 Nota 1 18 Relé 3 de Salida Energizado Clase 1 Nota 1 19 Relé 4 de Salida Energizado Clase 1 Nota 1 20 Relé 5 de Salida Energizado Clase 1 Nota 1 21 Relé 6 de Salida Energizado Clase 1 Nota 1 22 Relé 7 de Salida Energizado Clase 1 Nota 1 23 Relé 8 de Salida Energizado Clase 1 Nota 1 24 Relé de Autoprueba Energizado Clase 1 Nota 1 25 Grupo 1 de Puntos de ajuste Activo Clase 1 Nota 1 26 Grupo 2 de Puntos de ajuste Activo Clase 1 Nota 1 27 Grupo 3 de Puntos de ajuste Activo Clase 1 Nota 1 28 Grupo 4 de Puntos de ajuste Activo Clase 1 Nota 1
Notas: 1. Cualquier cambio detectado en el estado de cualquier punto causará la generación de un objeto de evento.
8 COMUNICACIONES 8.5 LISTA DE PUNTOS & COMUNICACIONES
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 8-97
9
LISTA DE PUNTOS PARA: SALIDA BINARIA (OBJETO 10) BLOQUEO DE SALIDA DEL RELE DE CONTROL (OBJETO 12) Índice Descripción 0 Reinicio 1 1 Entrada Virtual 2 2 Entrada Virtual 3 3 Entrada Virtual 4 4 Entrada Virtual 5 5 Entrada Virtual 6 6 Entrada Virtual 7 7 Entrada Virtual 8 8 Entrada Virtual 9 9 Entrada Virtual 10 10 Entrada Virtual 11 11 Entrada Virtual 12 12 Entrada Virtual 13 13 Entrada Virtual 14 14 Entrada Virtual 15 15 Entrada Virtual 16 16 Entrada Virtual
Las siguientes restricciones deben ser observadas cuando se utilice el objeto 12 para controlar los puntos mencionados en la tabla anterior.
1. El campo del Conteo (‘Count’) se verifica primero. Si éste es cero, el comando será aceptado pero no se tomará ninguna acción. Por el contrario si es diferente a cero, el comando será ejecutado exactamente una vez, sin importar su valor.
2. El campo de Código del Control (Control Code) del objeto 12 se examina después: • Se ignoran los subcampos de Cola y Borrado. • Para el punto 0, los valores válidos del código de control son " Pulse On " (1 hex), " Latch On" ( 3 hex),
o " Close –Pulse On " (41 hex). Cualquier de éstos se puede utilizar para iniciar la función (reinicio) asociada al punto.
• Las entradas virtuales pueden ser ajustadas (es decir afirmado) vía un valor de Código de Control de " Latch On " ( 3 hex), " Close-Pulse On " ( 41 hex ), o " Close –Latch On " ( 43 hex), Un valor del Código del Control del " Latch Off " (4 hex), " Trip Pulse -On " (81 hex), o " Trip-Latch On " ( 83 hex) se puede utilizar para borrar una Entrada Virtual
• Cualquier valor en el campo del Código del Control que no haya sido especificado arriba es inválido y será rechazado.
3. Los campos de ‘On Time’ (tiempo de encendido) y ‘Off Time’ (Tiempo de Apagado) se ignoran. Puesto que todos los controles toman efecto en el momento de la recepción, el medir el tiempo es irrelevante.
4. El campo del ‘Status’ (Estatus) en la respuesta reflejará el éxito o al fallo del intento de control, así: • Un Estatus de “Request Accepted” (" petición aceptada ") (0) será regresado si el comando fue
aceptado. • Un Estatus de “Request not Accepted due to Formatting Errors" (No Aceptada la petición debido a
Errores de Formato) (3) será regresado si el campo del código del control fue formateado incorrectamente.
• Si select/operate fue utilizado, un estatus de "Arm Time Out” (Tiempo de Espera del Brazo) (1) o "No Select” (no seleccionar) se regresa si se detecta la condición de fallo asociado.
Una Operación del punto de Reinicio puede fallar al intentar eliminar los blancos activos (aunque la respuesta al comando indicará siempre el éxito de la operación) debido a otras entradas o condiciones (e.g. bloques) existentes en ese momento. Para verificar el éxito al fallo de la operación de este punto, es necesario examinar la entrada binaria asociada después de que se realice el intento de control.
Al usar el objeto 10 para leer el estatus de una salida binaria, una lectura del punto 0 regresará siempre cero. Para otros puntos, el estado Actual de la Entrada Virtual correspondiente será regresado.
8.5 LISTA DE PUNTOS & COMUNICACIONES 8 COMUNICACIONES
8-98 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
9
En la tabla siguiente, la entrada en la columna del " Formato " indica que el formato del punto del dato asociado puede ser determinado revisando el registro en la tabla de Formatos de Datos del Mapa de Memoria. Por ejemplo, un formato " F1 " se describe en la tabla como un valor no señalado (16-bit) sin ningún lugar decimal. Por lo tanto, el valor leído se debe interpretar de este modo. LISTAS DE PUNTOS PARA: ENTRADAS ANALOGICAS (OBJETO 30) CAMBIO DE ENTRADAS ANALÓGICAS (OBJETO 32) (Nota 5) Índice cuando el Mapeo del Punto es: Inhabilitado Habilitado
Formato Descripción Clase Del Evento Asignada A
Notas
n/a 0 - Valor 1 del Mapa del Usuario n/a 1 - Valor 2 del Mapa del Usuario . . - . . . - . . . - .
n/a 118 - Valor 119 del Mapa del Usuario n/a 119 - Valor 120 del Mapa del Usuario 0 120 F1 Principio del TC de Fase del Dev. 1 Clase 1 Notas 2,6 1 121 F1 Principio del TC de Fase del Dev. 2 Clase 1 Notas 2,7 2 122 F1 Principio del TC de Fase del Dev. 3 Clase 1 Notas 2,5,8 3 123 F1 Principio del TC de Tierra del Dev 1 Clase 1 Notas 2,9 4 124 F1 Principio del TC de Tierra del Dev 2 Clase 1 Notas 2,10 5 125 F1 Principio del TC de Tierra del Dev 3 Clase 1 Notas 2,5,11 6 126 F78 Magnitud de la Corriente de Fase A del Dev 1 Clase 1 Nota 6 7 127 F78 Magnitud de la Corriente de Fase B del Dev 1 Clase 1 Nota 6 8 128 F78 Magnitud de la Corriente de Fase C del Dev 1 Clase 1 Nota 6 9 129 F78 Magnitud de la Corriente del Neutro del Dev. 1 Clase 1 Nota 6 10 130 F81 Magnitud de la Corriente de tierra del Dev 1 Clase 1 Notas 5,9 11 131 F1 Carga del Dev. 1 Clase 1 12 132 F78 Magnitud de la Corriente de Fase Promedio del Dev.1 Clase 1 Nota 6 13 133 F79 Magnitud de la Corriente de Fase A del Dev.2 Clase 1 Nota 7 14 134 F79 Magnitud de la Corriente de Fase B del Dev.2 Clase 1 Nota 7 15 135 F79 Magnitud de la Corriente de Fase C del Dev.2 Clase 1 Nota 7 16 136 F79 Magnitud de la Corriente del Neutro del Dev .2 Clase 1 Nota 7 17 137 F82 Magnitud de la Corriente de Tierra del Dev.2 Clase 1 Nota 5,10 18 138 F1 Carga Dev 2 Clase 1 19 139 F79 Magnitud de la Corriente de Fase Promedio del Dev 2 Clase 1 Nota 7 20 140 F80 Magnitud de la Corriente de Fase A del Dev. 3 Clase 1 Notas 5,8 21 141 F80 Magnitud de la Corriente de Fase B del Dev. 3 Clase 1 Notas 5,8 22 142 F80 Magnitud de la Corriente de Fase C del Dev. 3 Clase 1 Notas 5,8 23 143 F80 Magnitud de la Corriente del Neutro del Dev.3 Clase 1 Nota 5,8 24 144 F83 Magnitud de la Corriente de Tierra del Dev. 3 Clase 1 Nota 5,11 25 145 F1 Carga del Dev 3 Clase 1 Nota 5 26 146 F80 Magnitud de la Corriente de Fase Promedio del Dev.3 Clase 1 Nota 5,8
8 COMUNICACIONES 8.5 LISTA DE PUNTOS & COMUNICACIONES
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 8-99
9
LISTAS DE PUNTOS PARA: ENTRADAS ANALOGAS (OBJETO 30) CAMBIO DE ENTRADAS ANALOGAS (OBJETO 32) (Nota 5) Índice de Mapeo cuando el Punto esta: Inahbilitado Habilitado
Formato Descripción Clase Del EVENTO Asignado A
Nota
7 147 F78 Magnitud de la Corriente de Secuencia Positiva del Dev. 1 Clase 1 Nota 6
28 148 F79 Magnitud de la Corriente de Secuencia Positiva del Dev.2 Clase 1 Nota 7
29 149 F80 Magnitud de la Corriente de Secuencia Positiva del Dev.3 Clase 1 Notas 5.8
30 150 F78 Magnitud de la Corriente de Secuencia Negativa del Dev.1 Clase 1 Nota 6
31 151 F79 Magnitud de la Corriente de Secuencia Negativa del Dev.2 Clase 1 Nota 7
32 152 F80 Magnitud de la Corriente de Secuencia Negativa del Dev. 3 Clase 1 Notas 5.8
33 153 F78 Magnitud de la Corriente de Secuencia Cero del Dev. 1 Clase 1 Nota 6
34 154 F79 Magnitud de la Corriente de la Secuencia Cero del Dev. 2 Clase 1 Nota 7
35 155 F80 Magnitud de la Corriente de Secuencia Cero del Dev. 3 Clase 1 Notas 5.8
36 156 F3 Magnitud de la Corriente Diferencial de Fase A Clase 1
37 157 F3 Magnitud de la Corriente Diferencial de Fase B Clase 1
38 158 F3 Magnitud de la Corriente Diferencial de Fase C Clase 1
39 159 F53 Corriente Diferencial de Tierra del Dev. 1 Clase 1 Nota 5
40 160 F53 Corriente Diferencial de Tierra del Dev. 2 Clase 1 Nota 5
41 161 F53 Corriente Diferencial de Tierra del Dev. 3 Clase 1 Nota 5
42 162 F2 Distorsión Armónica Total de Fase A del Dev. 1 Clase 1
43 163 F2 Distorsión Armónica Total de Fase B del Dev. 1 Clase 1
44 164 F2 Distorsión Armónica Total de Fase C del Dev. 1 Clase 1
45 165 F2 Distorsión Armónica Total de Fase A del Dev. 2 Clase 1
46 166 F2 Distorsión Armónica Total de Fase B del Dev. 2 Clase 1
47 167 F2 Distorsión Armónica Total de Fase C del Dev. 2 Clase 1
48 168 F2 Distorsión Armónica Total de Fase A del Dev. 3 Clase 1 Nota 5
49 169 F2 Distorsión Armónica Total de Fase B del Dev. 3 Clase 1 Nota 5
50 170 F2 Distorsión Armónica Total de Fase C del Dev. 3 Clase 1 Nota 5
51 171 F3 Frecuencia del Sistema Clase 1 Nota 3
52 172 F1 Posición del Cambiador de Derivación Clase 1
53 173 F3 Tensión de Línea a Línea del Sistema Clase 1 Nota 5
54 174 F3 Voltios-Por-Hertzio Clase 1 Nota 5
55 175 F3 Magnitud de la Tensión de Línea-a-Neutro Clase 1 Nota 5
56 176 F4 Temperatura Ambiente Clase 1 Nota 5
57 177 F4 Temperatura del Devanado del Punto más Caliente Clase 1 Nota 5
58 178 F2 Factor de Envejecimiento del Aislamiento Clase 1 Nota 5
59 179 F7 Pérdida de Vida Total Acumulada (Nota 12) Clase 1 Nota 5
60 180 F1 Entrada Analógica Clase 1 Nota 5
61 181 F93 Potencia Real del Dev.1 Clase 1 Notas 5.6
62 182 F93 Potencia Reactiva del Dev.1 Clase 1 Notas 5.6
63 183 F93 Potencia Aparente del Dev.1 Clase 1 Notas 5.6
64 184 F3 Factor de Potencia del Dev.1 Clase 1 Nota 5
8.5 LISTA DE PUNTOS & COMUNICACIONES 8 COMUNICACIONES
8-100 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
9
LISTA DE PUNTOS PARA: ENTRADA ANALOGICA(Objeto 30) CAMBIO DE ENTRADAS ANALOGAS (Objeto 32) (Continuado) (Nota 5) Índice de Mapeo cuando el Punto esta: Inhabilitado Ahbilitado
Formato Descripción Clase Del Evento Asignado A
Nota
65 185 F94 Potencia Real del Dev.2 Clase 1 Notas 5.7 66 186 F94 Potencia Reactiva del Dev.2 Clase 1 Notas 5.7 67 187 F94 Potencia Aparente del Dev.2 Clase 1 Notas 5.7 68 188 F3 Factor de Potencia del Dev.2 Clase 1 Nota 5 69 189 F95 Potencia Real del Dev.3 Clase 1 Nota 5.8 70 190 F95 Potencia Reactiva del Dev.3 Clase 1 Nota 5.8 71 191 F95 Potencia Aparente del Dev.3 Clase 1 Nota 5.8 72 192 F3 Factor de Potencia del Dev.3 Clase 1 Nota 5
Notas de Tabla:
1. Al menos que sea especificado lo contrario, un objeto del evento será generado para un punto si el valor de la corriente del punto cambia por una cantidad mayor que o igual al dos por ciento de su valor anterior.
2. Un objeto del evento es creado para estos puntos si el valor de la corriente de un punto es cambiado en cualquier forma por su valor anterior.
3. Un objeto de evento se crea para el punto de Frecuencia del Sistema si la frecuencia del sistema cambia en 0,04 Hz o más de su valor anterior.
4. Los datos regresados por una lectura de los puntos del Valor del Mapa del Usuario son determinados por los valores programados en los registros correspondientes de las direcciones del Mapa del Usuario (que son solo accesibles vía Modbus). Refiérase a la sección titulada " Acceso a Datos Vía Mapa del Usuario " en este capítulo para más información. Los cambios en el valor de puntos del mapa del usuario nunca generan los objetos del evento. Debido a la naturaleza programable del mapa del usuario, no puede ser determinado en el momento de lectura si el valor de la fuente está señalado o no señalado. Por esta razón, los datos regresados en una variación de 32-bit nunca de señal extendida incluso si el valor de la fuente es negativo.
5. Dependiendo de la configuración y/o de la programación del SR745, este valor puede no estar disponible. Si éste fuera el caso, un valor de cero será regresado.
6. Puntos con formato F78 y F93 se escalan basados en el valor del punto de ajuste del primario del TC de Fase del Devanado 1( punto 0). Es necesario leer punto 0 y referirse a las descripciones de estos formatos (en la tabla de “Formatos de Datos del SR745") para determinar el factor de escala.
7. Así como en la nota 6, excepto que los formatos afectados son F79 Y F94 Y el escalamiento está determinado por el valor leído del punto 1.
8. Así como en la nota 6, excepto que los formatos afectados son F80 y F95 y el escalamiento esta determinado por el valor leído del punto 2.
9. Así como en la nota 6, excepto que el formato afectado es F81 y el escalamiento esta determinado por el valor leído del punto 3.
10. Así como en la nota 6, excepto que el formato afectado es F82 y el escalamiento esta determinado por el valor leído del punto 4.
11. Así como en la nota 6, excepto que el formato afectado es F83 y el escalamiento esta determinado por el valor leído del punto 5.
12. La " Pérdida de Vida Acumulada Total " es un valor positivo, no señalado, de 32-bit. Por lo tanto, un maestro ejecutando lecturas de 16-bits no puede estar garantizado para poder leer este punto bajo toda condición. Cuando el valor de este punto excede 65535 (0xffff hex), una lectura de 16-bits regresará 0xffff ( hex) y el bit de la sobre-rango en la bandera regresada con los datos será establecido. Debido a esta posibilidad de sobre-rango, la variación predeterminada para este objeto es 2 (es decir, entrada analógica de 16-bit con bandera).
13. Hay dos mapas definidos para puntos de Salida Analógicas. El mapa usado es especificado por el ajuste del punto de ajuste del " Mapeo de Punto " en la dirección 10D1 ( hex) del Modbus. Este punto de ajuste puede ser ajustado a un valor de "Inhabilitado " o " Habilitado ". Cuando esta " Inhabilitado", sólo los puntos de Salida Analógica preasignada están disponibles en los índices 0 a 72.
Cuando " está Habilitado ", los Valores del Mapa del Usuario son asignados a los puntos 0 a 119 con las Salidas Analógicas preasignadas continuando con el inicio del índice del punto 120. El valor leído de los puntos 0 a 119 dependerá del valor programado en el punto de ajuste correspondiente a la Dirección del Mapa del Usuario ( note que la programación de estos punto de ajuste solamente se puede lograr vía MODBUS). Refiérase a la sección en este capítulo titulado Acceso a datos vía Mapa del Usuario para más información. Observe por favor que los cambios en los Valores del Mapa del Usuario nunca generan los objetos del evento.
9 SOFTWARE 745 PC 9.1 RESUMEN
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 9-1
9
9.
9.1.1 DESCRIPCION
El programa 745PC, proporcionado con cada relé 745, permite el acceso fácil a todos los puntos de ajuste del relé y valores verdaderos por medio de una computadora personal ejecutando Windows ® 3.1/95 o más alto y un puerto RS232 (COM1 o COM2). El 745PC permite al usuario:
• Programar/modificar puntos de ajuste
• Cargar/guardar archivos de punto de ajuste desde el disco duro
• Leer los valores reales
• Monitorear el estado
• Trazar/imprimir/ver gráficos de tendencia de los valores reales seleccionados
• Realizar la captura de la forma de onda (oscilografía)
• Descargar y reproducir (playback) las formas de onda (Modo de Simulación)
• Ver el Registrador de Eventos
• Ver el contenido armónico de cualquier corriente de la fase en tiempo real
• Conseguir ayuda de cualquier tema
FIGURA 9 –1: VENTANA DE ARRANQUE DEL PROGRAMA 745PC Se puede usar el programa 745PC como "independiente", sin un relé 745, para crear o editar archivos de punto de ajuste 745.
9.1 RESUMEN 9 SOFTWARE 745 PC
9-2 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
9
9.1.2 REQUISITOS DEL HARDWARE Y DEL SOFTWARE
La configuración enumerada para ambas, un sistema mínimo configurado y un sistema configurado óptimo. La ejecución en una configuración mínima causa la desaceleración del funcionamiento del programa de la PC.
Procesador: mínimo 486, Pentium o superior recomendado
Memoria: mínimo 4 MB, 16 MB recomendado, mínimo 540K de memoria convencional
Disco Duro: espacio libre de 20 MB requerido antes de la instalación del programa de la PC.
WINDOWS 3.1/3.11 CONSIDERACIONES ADICIONALES
• Se requiere la instalación de SHARE.EXE.
• Cierre otras aplicaciones (hoja de cálculo, procesador de textos) antes de correr el programa en la PC para eliminar cualquier problema debido a falta de memoria.
9.1.3 RESUMEN DEL MENÚ
FIGURA 9 –2: RESUMEN DEL MENÚ DEL NIVEL SUPERIOR 745PC
Crear un nuevo archivo de puntos de ajuste con predeterminaciones de la fábrica Abrir un archivo existente Guardar los puntos de ajuste en el archivo Configurar la PC 745 en el modo EDITAR ARCHIVO (FILE EDIT) Enviar un archivo de punto de ajuste al relé Imprimir un relé o puntos de ajuste de un archivo
Salir del programa 745PC
Editar los puntos de ajuste del 745 Editar los puntos de Ajuste del Sistema Editar los puntos de ajuste de las entradas Lógicas y Virtuales Editar los puntos de ajuste de los Elementos de Protección Editar los puntos de ajuste de la Salida Realizar pruebas de Diagnóstico Editar los registros del Mapa de Memoria del Usuario
Ver el estado de los relés de las entradas y salidas lógicas Ver los valores medidos Ver el contenido del Registrador de Eventos Ver las fechas de la revisión del producto y las fechas de calibración Ver/seleccionar las tendencias de los parámetros Ver/iniciar la captura de la forma de onda
Ajustar los parámetros de comunicación de computadora Marcar un número de teléfono el módem Ver/modificar las localizaciones del mapa de la memoria Actualización del firmware del relé
Desplegar el Manual de Instrucción del 745 Desplegar la ayuda usando la Ayuda de Windows Desplegar información del programa 745PC
9 SOFTWARE 745 PC 9.1 RESUMEN
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 9-3
9
9.1.4 BARRA DE HERRAMIENTAS
FIGURA 9 –3: RESUMEN DE LA BARRA DE HERRAMIENTAS 745PC
9.1.5 CONFIGURACIÓN DEL HARDWARE
El programa 745PC se puede comunicar con el 745 por medio del puerto RS232 del panel frontal o los puertos posteriores RS485. La Figura 9.2 muestra las conexiones requeridas para la interfase del panel frontal RS232 que consiste de lo siguiente:
• Un cable serial estándar " de pasaje directo " con el extremo SR745 como un DB-9 macho y el extremo de la computadora como DB-9 o DB-25 hembra para COM1 o COM2 respectivamente.
La Figura 9.3 muestra las conexiones y el equipo requeridos para la interfase posterior terminal RS485. La interfase consiste de lo siguiente:
• Convertidor de GE Power Management F485 RS232-a-RS485
• Un cable serial estándar "de pasaje directo" conectado desde su computadora a la caja del Convertidor F485 de GE Power Management. El extremo de la caja del convertidor debe ser DB-9 macho y el extremo DB-9 o DB-25 de la computadora hembra para COM1 o COM2 respectivamente.
Cable de par trenzado con pantalla AWG (20, 22 o 24) desde la caja del convertidor a las terminales posteriores SR745. Las terminales de la caja del convertidor (+, -, tierra) se terminan conectado con (B1, B2, B3) respectivamente. La línea se debe también terminar en una red de RC (es decir de 120ohmios, 1nF) según lo descrito en la Sección 3.2.16: RS485 /RS422 PUERTOS DE COMUNICACIÓN (COMMUNICATION PORTS) en la página 3 –12.
Abre la ventana de Ayuda Abre la Ventana Inesperada de Corrientes Cuelga Marcación por Modem Establece los parámetros de comunicaciones Manda el archivo actual a la impresora Guarda el archivo actual al disco Abre un archivo existente Abre un archivo nuevo
9.1 RESUMEN 9 SOFTWARE 745 PC
9-4 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
9
FIGURA 9 –4: AJUSTE DE LAS COMUNICACIONES RS232
FIGURA 9 –5: AJUSTE DE LAS COMUNICACIONES RS485
ORDENADOR
CONECTOR RS232 AL PUERTO DE COM DEL
ORDENADOR TÍPICAMENTE COM1 O COM2
MÓDULO DE LA FUENTE DE ALIMENTACIÓN AL ENCHUFE DE LA PARED
CONVERTIDOR RS232/RS485 GE
Power Management
ORDENADOR
Bloque terminal posterior AB 745 CONECTOR RS232
AL PUERTO DE COM DEL
ORDENADOR TÍPICAMENTE COM1 O COM2
9 SOFTWARE 745 PC 9.2 INSTALACIÓN Y CONFIGURACIÓN
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 9-5
9
9.2.1 INSTALACION 745 PC
La instalación del software 745PC se logra como sigue:
1. Asegúrese de que Windows corra en la PC local
2. Inserte el CD de GE Power Management Products en su CD-ROM o lleve su navegador web a la página de GE Power Management Products en www.ge.com/indsys/pm. Bajo Windows 95/98, el CD del producto lanzará la pantalla de bienvenida automáticamente. Puesto que el CD de los productos es esencialmente una "foto instantánea" “snapshot” de la página web de GE Power Management, los procedimientos para la instalación del CD y de la red son idénticos.
FIGURA 9 –6: PANTALLA DE BIENVENIDA DE GE POWER MANAGEMENT 3. Haga click en el Indice de Nombre de Producto Product Name de la página principal y seleccione el Relé
745 Transformer Management de la lista de productos para abrir la página de productos 745.
4. Haga click en el artículo Software de la lista de Recursos de Producto para traerle a la página del software 745.
5. La versión más reciente del programa 745PC será mostrada. Haga click en el elemento Program 745PC para descargar el programa de instalación. Corre el programa de instalación y siga las sugerencias para instalar en el directorio deseado. Cuando sea terminado, una ventana nueva de grupo de GE Power Management aparecerá conteniendo el icono 745PC.
9.2 INSTALACIÓN Y CONFIGURACIÓN 9 SOFTWARE 745 PC
9-6 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
9
9.2.2 CONFIGURACIÓN DEL ARRANQUE Y DE LAS COMUNICACIONES
El arranque del software 745PC se logra como sigue:
1. Haga doble click en el icono del programa 745 dentro del grupo de GE Power Management o seleccione en el menú inicial de Windows el lanzamiento del 745PC. El estado de las comunicaciones de la PC con el 745 se muestra en la esquina derecha de la parte inferior de la pantalla:
2. Para configurar las comunicaciones, seleccione el elemento del menú de la comunicación > ordenador (Communication > Computer). El Figura de diálogo de la COMUNICACIÓN/ORDENADOR aparecerá conteniendo los ajustes diversos para las comunicaciones para la PC local. Estos ajustes se deben modificar según lo mostrado abajo:
FIGURA 9 –7: FIGURA DE DIÁLOGO DE COMUNICACION/COMPUTADORA (COMMUNICATION COMPUTER)
3. Para comenzar las comunicaciones, haga click en el botón ENCENDIDO en la sección de la Comunicación del Cuadro de diálogo. La sección del estado indica el estado de la comunicación. Si se establecen las comunicaciones, el mensaje " programa ahora está hablando con un dispositivo Multilin " se muestra. También, el estado en la esquina derecha de la parte inferior de la pantalla indica "Comunicando " (Communicating).
Ajuste el Modo de Arranque basado en la preferencia del usuario. En el modo " comunicarse con el relé "(Communicate with Relay), el 745PC procurará establecer las comunicaciones inmediatamente después del arranque. Mientras que en el " Archivo Modo con los ajustes predeterminados ", el 745PC espera que el usuario haga click en el botón ENCENDIDO (ON) antes de intentar las comunicaciones – se prefiere este modo cuando el 745PC se está utilizando sin un relé 745 conectado.
Ajuste el Tipo de control (Control Type) para igualar el tipo del convertidor RS232/RS485. Si está conectado por el puerto del panel frontal RS232 del 745, seleccione " Ningún tipo de control " (No Control Type). Si está conectado con una unidad del convertidor F485 de GE Power Management, seleccione el " CONVERTIDOR MULTILIN RS232/RS485 " (CONVERTER). Si está conectado a través de un módem, seleccione " Módem ". Si se está utilizando un convertidor de terceros RS232/RS485, seleccione el tipo apropiado de control desde la lista disponible basada en las especificaciones del fabricante.
Ajuste la Paridad para igualar el punto de ajuste de la PARIDAD 745 (PARITY)(véase S1 745 SETUP). Si está conectado con el puerto del panel frontal RS232, del 745 ajuste a " ninguno "(None).
Ajuste la Velocidad en Baudios para igualar el punto de ajuste de la VELOCIDAD EN BAUDIOS (BAUD RATE) 745 (véase S1 745 SETUP).
Ajuste el Puerto de Comunicación # (Communication Port) al puerto COM en su PC local donde el relé 745 está conectado (e.g. COM1 o COM2). En la mayoría de las computadoras, COM1 es utilizada por el dispositivo del ratón y como tal COM2 está generalmente disponible para las comunicaciones
Ajuste la Dirección Esclavo (Slave Address) para igualar el punto de ajuste de la DIRECCIÓN ESCLAVO (SLAVE ADDRESS) 745 (S1 745 SETUP).
9 SOFTWARE 745 PC 9.3 USANDO 745 PC
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 9-7
9
9.3.1 GUARDANDO LOS PUNTOS DE AJUSTE A UN ARCHIVO
El Guardado de los puntos de ajuste en un archivo en la PC local se logra como sigue:
1. Si la PC local no está conectada con un relé 745, seleccione el elemento del menú Archivo>Características (Files > Properties). El Figura de diálogo mostrado abajo aparece, permitiendo la configuración del programa 745PC para las opciones pedidas para un relé 745 particular. 745PC necesita saber las opciones adecuadas al crear un archivo de punto de ajuste para no descargar los puntos de ajuste que no están disponibles para ese relé particular.
FIGURA 9 –8: FIGURA DE DIÁLOGO DE ARCHIVO/PROPIEDADES 2. Seleccione las opciones instaladas de los menús de despliegue. Después de la configuración, seleccione
el elemento Archivo> Guardar como (File >Save as) del menú. Esto lanza la Figura de diálogo siguiente. Introduzca el nombre del archivo bajo el cual se va guardar en el Cuadro de Nombre de Archivo (File Name) o haga click en cualquier de los nombres desplegados. Todos los archivos de punto de ajuste 745 deben tener la extensión .745 (por ejemplo, xfrmr01.745). Haga click en OK para seguir.
FIGURA 9 –9: GUARDAR PUNTOS DE AJUSTE 3. El programa lee todos los valores de punto de ajuste del relé y los guarda en el archivo seleccionado.
9.3 USANDO 745 PC 9 SOFTWARE 745 PC
9-8 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
9
9.3.2 MEJORAS DEL FIRMWARE 745
Antes de descargar el nuevo firmware al 745, es necesario guardar los puntos de ajuste 745 a un archivo (vea la sección anterior). Cargar el firmware nuevo en la memoria flash del 745 se logra como sigue:
1. Seleccione el elemento del menú Comunicaciones >Actualizar Firmware. (Communications > Update Firmware)
2. El mensaje siguiente de advertencia aparecerá. Haga click en Sí para seguir o en No para abortar.
3. Después, el 745PC solicita el nombre del archivo que contenga el nuevo firmware. Localice el archivo(s) apropiado cambiando de disco y/o de directorio hasta que una lista de los nombres de archivos aparezca en la Caja Figura de lista de archivos. Los nombres de archivo para el firmware liberado 745 tienen el formato siguiente:
FIGURA 9 –10: FORMATO DE ARCHIVO DE FIRMWARE 745 4. El programa 745PC enumera automáticamente los nombres de archivos que comienzan con 33. Haga
click en el nombre del archivo apropiado tal como aparece en el Cuadro de los Nombres del Archivo (File Name). Haga click en OK para seguir.
5. 745PC hará una sugerencia con el Figura de diálogo siguiente. Ésta será la última ocasión de cancelar la mejora del firmware antes de que se borre la memoria flash. Haga click en Sí (Yes) para continuar.
6. A la terminación el programa coloca el relé nuevamente en el " modo normal "(Normal Mode).
7. A la actualización exitosa del firmware 745, el paso siguiente es recargar los puntos de ajuste guardados de nuevo en el 745. Vea la sección siguiente para los detalles.
Número de Modificación (000 = ninguna)
Uso de GE Power Management solamente
Revisión del Firmware
Revisión requerida del hardware 745
Código del producto (33 = 745 Relé de Administración del Transformador (Transformer Management))
9 SOFTWARE 745 PC 9.3 USANDO 745 PC
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 9-9
9
9.3.3 CARGANDO LOS PUNTOS DE AJUSTE DE UN ARCHIVO
El cargado del 745 con los puntos de ajuste desde un archivo se logra como sigue:
1. Seleccione el elemento Archivo > Abrir (File > Open) del menú.
2. El 745PC lanza el Cuadro de diálogo "Abrir" (Open) enumerando todos los nombres de archivos en el directorio por omisión del 745 con la extensión .745. Seleccione el archivo del punto de ajuste para descargar y haga click en OK para continuar.
FIGURA 9 –11: CUADRO DE DIALOGO DE ABRIR (OPEN) ARCHIVO DE PUNTOS DE AJUSTE 3. Seleccione el elemento archivo > Enviar Info al Relé (File > Send Info to Relay) del menú. 745PC sugerirá
de confirmar o de cancelar la carga del archivo del punto de ajuste. Haga click en sí (Yes) para descargar los puntos de ajuste al relé 745 relé o en no (No) para cancelarlos.
9.3.4 INTRODUCIR PUNTOS DE AJUSTE
El ejemplo siguiente ilustra la entrada de los puntos de ajuste del programa 745PC.
1. Seleccione el elemento del menú Punto de Ajuste > Ajuste del Sistema (Setpoint >System Setup)
2. Haga click en el botón Transformador (Transformer) en la ventana Ajuste del Sistema (System Setup).
3. El Figura de diálogo siguiente pide información del punto de ajuste del transformador. Observe que el número de las selecciones mostradas es dependiente de las opciones instaladas en el 745.
FIGURA 9 –12: CUADRO DE DIÁLOGO DE LOS PUNTOS DE AJUSTE DEL TRANSFORMADOR (TRANSFORMER SETPOINTS)
9.3 USANDO 745 PC 9 SOFTWARE 745 PC
9-10 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
9
9.3 USANDO 745 PC 9 SOFTWARE 745 PC
4. Para los puntos de ajuste que requieran valores numéricos (e.g. Pérdida de CARGA Clasificada (Load Loss at Rated Load)), haga click con el indicador del mouse en cualquier lugar dentro del cuadro de punto de ajuste. Esto muestra un teclado numérico que muestra el valor (OLD) Viejo, (RANGE) Rango, e (INCREMENT) INCREMENTO del valor del punto de ajuste que está siendo modificado.
FIGURA 9 –13: ENTRADA DEL PUNTO DE AJUSTE NÙMERICO 5. Para los puntos de ajuste que requieran valores no numéricos (e.g. Tipo de Transformador (Transformer
Type)), haciendo click en cualquier lugar dentro del Cuadro de los puntos de Ajuste hace aparecer el menú de selección.
.
.
Introduzca él nuevo valor haciendo click en las teclas numéricas.
Haga click en Aceptar (Accept) para salir del teclado y mantener el valor nuevo.
Haga click en Cancelar (Cancel) para salir del teclado y mantener el valor antiguo.
Haga click en OK para guardar los valores en la memoria de la PC.
Haga click en Cancelar (Cancel) para regresar al valor anterior.
Haga click en Almacenar (Store) para enviar los valores al relé 745 (si está conectado)
Haga Click en Ayuda (Help) para mostrar la ayuda relacionada a los puntos de ajuste en esta ventana
Seleccione un Tipo de Transformador (Transformer Type) del menú de despliegue
9 SOFTWARE 745 PC 9.3 USANDO 745 PC
GE Power Management 745 Relé de Administración del Transformador 9-11
9
Los cuadros con palomita indican que el usuario ha visitado el punto de ajuste durante esta sesión.
9.3.5 VIENDO LOS VALORES REALES
El ejemplo siguiente ilustra cómo cualquiera de los valores medidos o monitoreados puede ser desplegado. En el ejemplo siguiente se examinan las corrientes de los devanados:
1. Seleccione el elemento Real > Midiendo > Corrientes (Actual >Metering >Currents) del menú.
2. El 745PC muestra el Figura de diálogo siguiente detallando las corrientes de los devanados. Para ver cualquier de las corrientes disponibles haga click en la pestaña deseada mostrada en la parte superior de la Figura. Por ejemplo, para ver las corrientes de la secuencia positiva, cero y negativa en cualquier de los devanados haga click en la pestaña Secuencia (Sequence).
FIGURA 9-14: VENTANA ACTUAL DE VALORES 745 PC
Los cuadros con palomita indican que el usuario ha visitado el punto de ajuste durante esta sesión.
9.3 USANDO 745 PC 9 SOFTWARE 745 PC
9-12 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Management
9
10 PUESTA EN SERVICIO 10.1 GENERAL
GE Power Managenet 745 Transformador Management Relay 10-1
10
10.
10.1.1 INTRODUCCIÓN
Los procedimientos contenidos en esta sección pueden ser utilizados para verificar la operación adecuada del 745 Transformer Management Relay® antes de ponerlo en servicio por primera vez. Estos procedimientos se pueden también utilizar para verificar el relé sobre una base periódica. Aunque no son una verificación funcional total, las pruebas en este capítulo verifican los puntos de operación principal de todas las características de los relés. Antes de la puesta en servicio el relé, los usuarios deben leer el capítulo 3: INSTALACION., que proporciona información importante sobre el alambrado, el montaje, y las características de seguridad. El usuario debe también familiarizarse con el relé según lo descrito en el Capítulo 2: COMENZAR y el Capítulo 5: PUNTOS DE AJUSTE.
El personal de prueba debe estar familiarizado con las prácticas generales de prueba del relé y las medidas de seguridad para evitar lesiones personales o daño al equipo.
Este capítulo se divide en varias secciones, como sigue:
• GENERAL describe medidas de seguridad, convenciones usadas en los procedimientos de prueba.
• EQUIPO DE PRUEBA el equipo de prueba requerido.
• TRABAJO PRELIMINAR GENERAL
• RELES DE ENTRADAS Y SALIDAS LÓGICAS prueba todas las entradas digitales y analógicas, el sistema de adquisición de datos A/D, y las salidas del relé y del transistor.
• DESPLIEGUE, MEDICIÒN, COMUNICACIONES, Y SALIDAS ANALOGICAS: prueba todos los valores derivados de las entradas de corriente y tensión de CA.
• ESQUEMAS DE PROTECCIÓN prueba todas las características que puedan causar un disparo, incluyendo los elementos diferenciales, de sobre corriente, y de subfrecuencia.
• FUNCIONES AUXILIARES DE PROTECCION/MONITORIZACION
• COLOCACIÓN DEL RELE EN SERVICIO
10.1.2 FILOSOFÍA DE PRUEBA
El 745 se realiza con los algoritmos digitales del hardware y software, usando la monitorización interna extensa. Por lo tanto, se espera que si están funcionando los circuitos de entrada, CTs, VTs, fuente de alimentación, señales auxiliares, etc., todas las características de protección y de monitorización dentro del relé también funcionarán correctamente, según los ajustes aplicados. Es por lo tanto solamente necesario hacer una calibración de los circuitos de entrada y de la verificación de las características de protección y monitorización para asegurarse de que un relé completamente funcional está colocado en servicio.
Aunque se presentan pruebas en esta sección para verificar la operación adecuada de todos las características contenidas en el 745, sólo esas características que se colocan en servicio necesitan ser probadas. Salte todas las secciones que cubran características no incluídas o no permitidas cuando el relé esté en servicio, a excepción de la cláusula del párrafo siguiente.
Algunas características tales como el Reinicio Local/Remoto de los objetivos, mensajes de despliegue e indicaciones son comunes a todas las características de protección y por lo tanto se prueban solamente una vez. La prueba de estas características se ha incluído con el Diferencial Porcentual de la Restricción Armónica, que será permitido casi siempre. Si, por algunas razones, este elemento no está habilitado cuando el relé está en servicio, usted necesitará probar el Reinicio Local/Remoto cuando prueba otro elemento de protección.
10.1 GENERAL 10 PUESTA EN SERVICIO
10-2 745 Transformador Management Relay GE Power Managenet
10
10.1.3 MEDIDAS DE SEGURIDAD PRECAUCIÓN
TENSIONES ALTAS ESTÁN PRESENTES EN LAS TERMINALES POSTERIORES DEL RELE, CAPACES DE CAUSAR LA MUERTE O LESIONES SEVERAS. ACTUE CON PRECAUCIÓN Y SIGA TODAS LAS REGLAS DE SEGURIDAD CUANDO MANEJE, PRUEBE, O AJUSTE EL EQUIPO.
PRECAUCIÓN
NO ABRA EL CIRCUITO SECUNDARIO DE UN CT VIVO, YA QUE EL ALTO VOLTAJE PRODUCIDO ES CAPAZ DE CAUSAR LA MUERTE O LESIONES SEVERAS, O DAÑO AL AISLAMIENTO DEL CT.
PRECAUCIÓN
EL RELE UTILIZA COMPONENTES QUE SON SENSIBLES A LAS DESCARGAS ELECTROSTÁTICAS. CUANDO MANEJE LA UNIDAD, SE DEBE TENER CUIDADO PARA EVITAR DESCARGAS ELÉCTRICAS A LAS TERMINALES EN LA PARTE POSTERIOR DEL RELE.
PRECAUCIÓN
ASEGÚRESE DE QUE LA ENERGIA DE CONTROL APLICADA AL RELE, Y LAS ENTRADAS DE CORRIENTE Y DE TENSIÓN DE CA, SON IGUAL A LAS CARACTERÍSTICAS NOMINALES ESPECIFICADAS EN LA PLACA DE DATOS DEL RELE. NO APLIQUE CORRIENTE A LAS ENTRADAS DEL CT EN EXCESO DE LAS CARACTERÍSTICAS NOMINALES ESPECIFICADAS.
PRECAUCIÓN
ASEGÚRESE DE QUE LOS CONTACTOS HÚMEDOS DE LAS ENTRADAS LOGICAS ESTÉN CONECTADOS CON TENSIONES INFERIORES A LA ESPECIFICACIÓN MÁXIMA DE TENSIÓN DE 300 V C.C.
10.1.4 CONVENCIONES
Utilizaremos las convenciones siguientes para el resto de este capítulo:
• Todos los puntos de ajuste y valores reales se mencionan con su trayectoria como medio para especificar donde encontrar el mensaje particular. Por ejemplo, el punto de ajuste (WINDING 1 PHASE CT PRIMARY), que está situada bajo la página S2 en la estructura del mensaje de los puntos de ajuste, sería escrito como:
SETPOINT / S2 SYSTEM SETUP / WINDING 1 PHASE CT PRIMARY • La rotación de fase normal de un sistema trifásico de energía es ABC
• El ángulo de fase entre una señal de tensión y una señal de corriente es positiva cuando el voltaje guía la corriente.
• Fase A a tensión neutro está indicado por Van (punta de flecha en la " a").
• Fase A a voltaje B está indicado por Vab (punta de flecha en la " a").
• La señal de corriente neutral es la señal de 3/o derivada de las corrientes trifásicas para cualquier devanado.
• La corriente de tierra es la señal de corriente medida por medio de un TC en la conexión del transformador de energía a tierra.
10 PUESTA EN SERVICIO 10.2 PRUEBA DEL EQUIPO
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-3
10
10.2.1 AJUSTE DE LA PRUEBA
Es posible verificar totalmente la operación del relé 745 usando las características de prueba y de simulación incorporadas descritos con anterioridad en este manual. Sin embargo, algunos clientes prefieren actualizar las pruebas simples de inyección de señal para verificar la operación básica de cada elemento puesto en servicio. Los procedimientos descritos en este capítulo se han diseñado para este propósito. Para utilizar las características instaladas, consulte las secciones apropiadas en este manual.
El método convencional, desde hace décadas para la prueba de relés utilizó fuentes ajustables de tensión y de corriente, los vari-acs, los desplazadores de fase, los multímetros, el dispositivo de medición de tiempo, y dispositivos similares. En los últimos años, varias compañías de instrumentación han ofrecido instrumentación sofisticada para probar los relés protectores. Este equipo ofrece generalmente fuentes incorporadas de tensión y de corriente CA, tensión y corriente C.C., el circuito de medición de tiempo, frecuencia variable, desplazamiento de fase, la generación armónica, y la simulación compleja de el fallo. Si usa tal grupo de prueba, consulte las instrucciones del fabricante del equipo para generar las señales apropiadas requeridas por los procedimientos en esta sección. Si usted no tiene un grupo sofisticado de prueba, entonces usted necesitará el equipo " convencional " siguiente: • Fuente variable de corriente, capaz de proporcionar hasta 40 A (depende de los ajustes del relé) • Resistores variables de energía para controlar la amplitud de la corriente • Potenciómetro de baja potencia de 2KΩ de diez vueltas. • Rectificador de energía para construir un circuito para generar los 2dos armónicos • Dispositivo exacto de sincronización • Contacto bipolar de actuación sencilla conveniente para por lo menos 40 amperios CA • Suministro de corriente ajustable combinado entre fundamental y 5to armónico para los elementos que
implican el 5to armónico. • Fuente de frecuencia variable de corriente o de tensión para probar elementos de tendencia de
sobre/subfrecuencia y frecuencia. • Amperímetros (RMS-respuesta), multímetros, voltímetros • fuente variable de c.c. mA • fuente variable de c.c. mV • contacto de un solo polo acción-sencilla.
El dispositivo de prueba sencilla mostrada abajo puede ser utilizada para la mayoría de las pruebas. Cuando el diodo no se pone en cortocircuito y las dos corrientes se suman juntas antes de la conmutación, la corriente compuesta contiene el 2do armónico necesario para verificar la 2da restricción armónica de los elementos diferenciales porcentuales de restricción armónica. Con el diodo puesto en cortocircuito y las dos corrientes alimentadas para separar las entradas del relé, se puede medir el pendiente de los elementos diferenciales. Con solamente /1 conectado (con una trayectoria de regreso) el nivel de detección de cualquier elemento se puede medir.
FIGURA 10 –1: AJUSTE DE PRUEBA
745 BAJO PRUEBA SINCRONIZACIÓN DEL INTERVALO
DISPARO 2
ELEMENTO DEL RELE BAJO PRUEBA
SUMINISTRO DE
PAROARRANQUE
10 PUESTA EN SERVICIO 10.3 TRABAJO GENERAL PRELIMINAR
10-4 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
10.3.1 DESCRIPCIÓN
1. Revise las secciones apropiadas del presente manual para familiarizarse con el relé. La confianza en el proceso de la puesta en servicio viene con el conocimiento de las características del relé y de los métodos para aplicar los ajustes.
2. Verifique la instalación para asegurar las conexiones adecuadas de todas las entradas y salidas.
3. Revise los ajustes del relé y/o determine las características y los ajustes requeridos para su instalación. En las instalaciones grandes un grupo central es a menudo responsable de determinar qué características serán permitidas y qué ajustes son apropiados. En una instalación pequeña o un usuario industrial, la persona técnica en el sitio es responsable de los ajustes y también para la prueba completa del relé.
4. Ajuste el relé según los requisitos. Asegúrese de que el modelo adecuado del relé haya estado instalado. Una tabla de sumario está disponible en este manual para los usuarios al registrar todos los ajustes del relé. Cuando se termine la prueba, los usuarios deben verificar los ajustes aplicados al relé, y verificar si se han permitido todos los elementos deseados, usando el programa 745PC o el panel frontal del relé.
5. Verifique que la corriente nominal del relé de CA es igual al valor secundario CT.
6. Verifique que la tensión nominal del relé CA es igual al valor secundario VT.
7. Verifique que la frecuencia nominal del relé es igual a la frecuencia del sistema de energía.
8. Abra todos los interruptores separar de bloqueo para no emitir una señal de disparo por inadvertencia a los interruptores de línea.
9. Verifique que el suministro auxiliar es igual a lo mencionado en la placa de datos. Enciende el suministro auxiliar.
10. Verifique que todas las conexiones a tierra han sido hechas correctamente.
Para facilitar la prueba se recomienda que todas las funciones sean inicialmente puestas en "inhabilitado"(Disabled). Cada característica que será utilizada en la aplicación debe ser ajustada según los ajustes deseados, permitidos para la prueba específica de puesta en servicio para la característica, después regresada a Inhabilitado a la terminación de la prueba. Cada característica entonces se puede probar sin complicaciones causadas por las operaciones de otras características. En la terminación de todas las pruebas de puesta en servicio se permiten entonces todas las características requeridas. PRECAUCIÓN
Es necesario no perder de vista las modificaciones/cambios hechos a los ajustes durante el curso de los pasos de puesta en servicio y asegurarse de que todos los ajustes sean regresados a los valores " en servicio " al final de las pruebas, antes de colocar el relé en servicio.
10.3 TRABAJO GENERAL PRELIMINAR 10 PRUEBA DEL EQUIPO
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-5
10
10.3.2 PRUEBA DE LA RESISTENCIA DIELÉCTRICA
El 745 es clasificado para aislamientos de 2000 V C.C. entre los contactos del relé, las entradas de CT, las entradas de VT y la terminal de seguridad de tierra G12. Algunas precauciones se requieren para evitar el daño al 745 durante estas pruebas.
Las redes de filtrado y fijación de protección momentánea se utilizan entre el control de la energía y la terminal de tierra del filtro G11. Este filtrado es enfocado a filtrar las oscilaciones momentáneas de alto voltaje, interferencia de radiofrecuencia (RFI), y de interferencia electromagnética (EMI). Los capacitores de filtro y los supresores de oscilación momentánea se podrían dañar por el uso contínuo de alto voltaje. Desconecta la terminal de tierra del filtro G11 durante la prueba de la energía de control y de la supervisión del devanado de disparo. Las entradas CT, VT y los relés de salida no requieren ninguna precaución especial. Las entradas de tensión baja (< 30 V) tal como RTDs, salidas analógicas, entradas digitales, y puertos de comunicación RS485 no deben ser probados por su resistencia dieléctrica bajo ninguna circunstancia.
FIGURA 10 –2: PRUEBA DE LA FUERZA DIELÉCTRICA
ENTR
ADAS
DE
CO
RR
IEN
TE
ENTRADA LÓGICA 1
ENTRADA LÓGICA 2
ENTRADA LÓGICA 3
ENTRADA LÓGICA 4
ENTRADA LÓGICA 5
ENTRADA LÓGICA 6
ENTRADA LÓGICA 7
ENTRADA LÓGICA 8 ACCESO DEL PUNTO DE AJUSTE
ENERGIA LÓGICA FUERA (+)
ENERGIA LÓGICA FUERA (COM)
ENTRADA LÓGICA 9
ENTRADA LÓGICA 10
ENTRADA LÓGICA 11
ENTRADA LÓGICA 12
ENTRADA LÓGICA 13
ENTRADA LÓGICA 14
ENTRADA LÓGICA 15
ENTRADA LÓGICA 16
RESERVADO
RESERVADO
ENTR
ADAS
LÓ
GIC
AS
PUERTO DE PROGRAMACIÓN LOCAL DEL PANEL FRONTAL
ENTRADAS ANALOGICAS
COMUNICACIONES
NO PRUEBA HIPOT PRUEBA HIPOT A: 2000 VAC por 1 minuto QUITE LA TIERRA DEL FILTRO (G11) DURANTE LA PRUEBA
ESTADO SÓLIDO
DISPARO
DISPARO
DISPARO
DISPARO
AUXILIAR
AUXILIAR
AUXILIAR
AUTOPRUEBA
CIR
CU
ITO
S D
E SA
LID
A
FILTRO DE TIERRA TIERRA DE SEGURIDAD
VT
ENTR
ADA
SALIDAS ANALOGICAS
REP
UES
TO
ENTR
ADAS
LÓ
GIC
AS
ENERGIA DE CONTROL
ENTR
ADA
DED
ICAD
A
DEV
ANAD
A 2
DEV
ANAD
A 3
DEV
ANAD
A 1
10.4 ENTRADAS LÒGICAS Y RELÈS DE SALIDA 10 PUESTA EN SERVICIO
10-6 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
10.4.1 ENTRADAS LÓGICAS
FIGURA 10 –3: ENTRADAS LÓGICAS a) PROCEDIMIENTO 1. Antes de energizar cualquiera de las Entradas Lógicas, asegúrese de que eso no causará una señal de
disparo del relé emitida más allá de los interruptores de bloqueo. Éstos debieran haber sido abiertos antes de comenzar estas pruebas. Si desea, usted puede inhabilitar las funciones de Entradas Lógica ajustando:
SETPOINTS/S3 LOGIC INPUTS/LOGIC INPUT 1 (2-16)/LOGIC INPUT 1 FUNCTION: Disabled 2. Conecte un interruptor entre la ENTRADA LÓGICA (Terminal D1) y +32 VCC (Terminal D12), según lo
mostrado en la Figura 10-3: ENTRADAS LÓGICAS (alternativamente, utilice el método del contacto húmedo mostrado en la misma figura). Las entradas lógicas pueden ser acertadas con un contacto abierto o cerrado, según la opción del usuario. Verifique/ Ajuste el tipo de Entrada Lógica a ser utilizada con el punto de ajuste siguiente:
SETPOINTS/S3 LOGIC INPUTS/LOGIC INPUT’s/LOGIC INPUT 1 (2-16)/INPUT 1 ASSERTED STATE 3. Despliega el estado de la entrada lógica usando el elemento del valor real:
ACTUAL VALUES/A1 STATUS/LOGIC INPUTS/LOGIC INPUT 1 (2-16) STATE 4. Con el contacto del Interruptor abierto (o cerrado), verifique que el estado de entrada es detectado y
mostrado como No Acertado.
5. Cierre (abra) los contactos del interruptor. Verifique que el estado de la entrada es detectado y desplegado como Aserted.
6. Repita el procedimiento para todas las entradas lógicas del relé que se utilizan en su aplicación.
CONTACTO SECO
RELE 745
ENTRADA LÓGICA
32 VC.C. Internos
NEGATIVA C.C.
Vcc
CONTACTO HUMEDO
RELE 745
Vcc
ENTRADA LÓGICA
32 VC.C. Internos
NEGATIVA C.C.
814847ª3.DWG
10 PUESTA EN SERVICIO 10.4 ENTRADAS LÒGICAS Y RELÈS DE SALIDAS
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-7
10
10.4.2 RELE DE SALIDA
a) PROCEDIMIENTO: 1. Para verificar el funcionamiento apropiado de los relés de salida, habilite "Forzar la Función de los Relés
de Salida" incorporada en el 745 ajustando:
SETPOINTS/S6 TESTING/OUTPUT RELAYS/FORCE OUTPUT RELAYS FUNCTION: Habilitado El LED DEL MODO DE PRUEBA (TEST MODE) en el frente del relé se encenderá, indicando que el relé está en el modo de prueba y ya no más en servicio. En el modo de prueba todos los relés de salida se pueden controlar manualmente.
2. Ajuste los puntos de ajuste FORCE OUTPUT 1 a FORCE OUTPUT8 de la siguiente forma:
3. Bajo SETPOINTS/S6 TESTING/OUTPUT RELAYS/FORCE OUTPUT 1 (2 o 8) ajuste: SETPOINTS/S6 TESTING/OUTPUT RELAYS/FORCE OUTPUT 1: Desenergizado SETPOINTS/S6 TESTING/OUTPUT RELAYS/FORCE OUTPUT 2: Desenergizado SETPOINTS/S6 TESTING/OUTPUT RELAYS/FORCE OUTPUT 3: Desenergizado SETPOINTS/S6 TESTING/OUTPUT RELAYS/FORCE OUTPUT 4: Desenergizado SETPOINTS/S6 TESTING/OUTPUT RELAYS/FORCE OUTPUT 5: Desenergizado SETPOINTS/S6 TESTING/OUTPUT RELAYS/FORCE OUTPUT 6: Desenergizado SETPOINTS/S6 TESTING/OUTPUT RELAYS/FORCE OUTPUT 7: Desenergizado SETPOINTS/S6 TESTING/OUTPUT RELAYS/FORCE OUTPUT 8: Desenergizado
3. Usando un multímetro, verifique que todas las salidas están desenergizadas. Para las salidas 2 a 5, las salidas son contactos secos N.O. y para las salidas 6 a 8, las salidas son contactos de dos direcciones (forma C). La salida 1 es una salida de estado sólido. Cuando se desenergiza, la resistencia a través de E1 y F1 será mayor que 2 MW; cuando es energizada, y con el conductor positivo del multímetro en E1, la resistencia estará entre los 20 a 30 kW.
4. Ahora cambie los ajustes a:
SETPOINTS/S6 TESTING/OUTPUT RELAYS/FORCE OUTPUT 1: Energizado SETPOINTS/S6 TESTING/OUTPUT RELAYS/FORCE OUTPUT 2: Energizado SETPOINTS/S6 TESTING/OUTPUT RELAYS/FORCE OUTPUT 3: Energizado SETPOINTS/S6 TESTING/OUTPUT RELAYS/FORCE OUTPUT 4: Energizado SETPOINTS/S6 TESTING/OUTPUT RELAYS/FORCE OUTPUT 5: Energizado SETPOINTS/S6 TESTING/OUTPUT RELAYS/FORCE OUTPUT 6: Energizado SETPOINTS/S6 TESTING/OUTPUT RELAYS/FORCE OUTPUT 7: Energizado SETPOINTS/S6 TESTING/OUTPUT RELAYS/FORCE OUTPUT 8: Energizado
5. Usando un multímetro, verifique que todas las salidas ahora están energizadas.
6. Ahora regrese toda la fuerza de salida a Desenergizado (De-energized) e inhabilite la función de forzado del relé ajustado:
SETPOINTS/S6 TESTING/OUTPUT RELAYS/FORCE OUTPUT RELAYS FUNCTION: Inhabilitado 7. Todos los relés de salida deben de reiniciar.
10.5 DESPLIEGUE, MEDICIÓN, COMUNICACIONES, SALIDAS ANALOGICAS 10 PUESTA EN SERVICIO
10-8 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
10.5.1 DESCRIPCIÓN
La precisión de las lecturas tomadas en esta sección se debe comparar con las precisiones especificadas del relé, capítulo 1. Si las mediciones obtenidas durante este procedimiento de puesta en servicio son " fuera-de-especificación " verifique la precisión de sus instrumentos. Si los errores están verdaderamente en el relé, informe al representante de la compañía.
10.5.2 ENTRADAS DE CORRIENTE
El método general usado para verificar las entradas de corriente de CA es para suministrar corrientes nominales en todo los CTs de entrada. Las lecturas desplegadas entonces confirmarán que el relé está midiendo correctamente todas las entradas y está realizando los cálculos adecuados para derivar los componentes de la secuencia, los valores de carga, etc. Puesto que los valores mostrados son valores de alto-margen, se puede usar esta prueba para verificar que las relaciones CT han sido introducidas correctamente. 1. Si usted está utilizando un suministro de corriente monofásico, conecte esta señal de corriente con todas
las entradas CT en serie, devanados 1, 2 y 3, si usa una configuración 3-devanados, y las entradas CT de tierra. Ajuste el nivel de la corriente a 1 A para relés de 1-amp y 5 A para relés de 5-amp.
NOTA
Algunos elementos pueden operar bajo estas condiciones a menos que se hayan inhabilitado todos los elementos.
2. Con las señales anteriores de corriente ENCENDIDAS (ON), lea los Valores Reales mostrados Bajo:
ACTUAL VALUES/A2 METERING/CURRENT Los valores corrientes se pueden leer rápidamente con el programa 745PC.
3. Lea la magnitud del rms y la fase de la señal de corriente en cada fase de cada devanado. Observe que la corriente de la fase A, devanado #1 se utiliza como referencia para todas las mediciones del ángulo.
I fase rms desplegada = I entrada de fase x relación CT para ese devanado
El ángulo de fase será 0° para todas las corrientes de la fase si la misma corriente se inyecta en todos los CTs de entradas de fase. Los componentes de secuencia serán:
puesto que las tres corrientes están en fase.
donde a = 1 ∠120°
puesto que las tres corrientes están en fase.
I secuencia cero = relación de CT x corriente de entrada I neutral = 3 x Relación CT fase x corriente de entrada ITierra = relación CT tierra x corriente de entrada en tierra CT
4. Puesto que se calcula la carga del transformador usando la corriente de la fase A, la carga mostrada debe ser:
donde Corriente Nominal MVA
5. Verifique el despliegue del contenido armónico: debería ser cero, o igual a la distorsión de la corriente de entrada.
ACTUAL VALUES/A2 METERING/HARMONIC CONTENT/THD/W1…W2…W3
03
RelaciónCT2
1 =++
×= cba IaaIII
03RelaciónCT
2
2 =++
×= cba aIIaII
100%xMVANominalCorriente
RealCorrienteCarga% =
LLkV −
=3
MVA
10 PUESTA EN SERVICIO 10.5 DESPLIEGUE , MEDICIÓN, COMUNICACIONES, SALIDAS ANALÓGICAS
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-9
10
6. Verifique la frecuencia: 60 ó 50 Hz, según la frecuencia de la corriente de entrada en la fase A. ACTUAL VALUES/A2 METERING/FREQUENCY/SYSTEM FREQUENCY
7. Para verificar los valores de componentes de la secuencia positiva y negativa, aplique la señal de la corriente a la fase A de cada uno de los devanados en serie. Lea los valores de la corriente de secuencia positiva y negativa desplegada por el relé.
0)( 21 ===+ cbaba IIIcIaaIII quepuestoxRelaciónCTx
31
xRelaciónCTx31
donde a = 1 ∠120°
0)( 22 ===++ cbaba IIIcaIIaII quepuestoxRelaciónCTx
31
xRelaciónCTx31
Todos los ángulos serán 0°. Estos valores son desplegados con los valores actuales siguientes:
ACTUAL VALUES/A2 METERING/CURRENT/POSITIVE SEQUENCE/W1…W2…W3 ACTUAL VALUES/A2 METERING/CURRENT/NEGATIVE SEQUENCE/W1…W2…W3
8. Ahora, baje la amplitud de la corriente mientras se despliega la frecuencia del sistema. Verifique que la frecuencia se despliega correctamente con los niveles de corriente baja hasta aproximadamente entradas de 50 mA rms. Disminuya la corriente a 0 A.
10.5.3 ENTRADA DE TENSIÓN
1. Conecte una tensión de CA con la entrada de tensión (si se habilita la característica de tensión de entrada) con las terminales C11 y C12. Ajuste el nivel a la tensión secundaria VT esperada en el VT para su instalación.
2. Quite todas las señales de corriente del relé. 3. Verifique la lectura de la tensión con el valor real siguiente:
ACTUAL VALUES / A2 METERING / VOLTAGE / SYSTEM VOLTAGE La lectura debe ser: Tensión de entrada x Relación VT
NOTA
La tensión del sistema desplegada es siempre la tensión de línea a línea sin importar la señal de entrada VT. Versiones anteriores del 745 pueden mostrar la misma tensión a la entrada seleccionada, es decir fase-a-neutro si la entrada es una señal fase-a-neutra y fase-a-fase si la entrada es fase-a-fase.
4. Con la señal de la tensión encendida (ON), lea la frecuencia del sistema desplegados bajo: ACTUAL VALUES / A2 METERING / FREQUENCY / SYSTEM FREQUENCY
5. Baje la amplitud de la tensión mientras se despliega la frecuencia del sistema. Verifique que la frecuencia es desplegada correctamente con los niveles de tensión menores a la entrada de 3 V RMS.(cuando se alcanza el límite inferior, la frecuencia del sistema se mostrará como 0,00 Hz). Verifique que menos de 1,0 V, la frecuencia se muestra como 0,00 Hz.
10.5.4 SELECCIÓN DEL TIPO DE TRANSFORMADOR
El 745 se configura automáticamente para corregir el desacuerdo de la relación de CT, el desplazamiento de fase, etc., a condición de que la entrada de CT esté conectado en estrella (Wye). El ejemplo siguiente ilustra la característica de ajuste automática del 745.
a) TRANSFORMACIÓN AUTOMÁTICA REALIZADA EN EL 745 Las rutinas de configuración automática examinan las relaciones de CT, las relaciones de la tensión del transformador, el desplazamiento de fase del transformador, etc., y aplican los factores de corrección para igualar las señales de corriente bajo las condiciones de estado estable.
Considere el caso de un transformador de energía de Y:D30° con los datos siguientes (que usa un valor nominal 1 A CT secundario para el relé):
10.5 DESPLIEGUE, MEDICIÓN, COMUNICACIONES, SALIDAS ANALOGICAS 10 PUESTA EN SERVICIO
10-10 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
Winding #1: 100 MVA, 220 kV, 250 /1 CT ratio (corriente nominal es 262,4 A; por lo tanto la relación de CT es 250 /1) Winding #2: 100 MVA, 69 kV, 1000 / 1 CT ratio (corriente nominal es 836,8 A, por lo tanto la relación de CT es 1000 / 1)
La relación de 1000/1 CT no es una coincidencia perfecta para la relación de 250/1. El alto-margen CT produce una corriente secundaria de 262,5/250 = 1,05 A mientras que el bajo- margen del CT produce una corriente de 0,837 A. El 745 aplica automáticamente un factor de corrección de amplitud a las corrientes del Devanado 2 para que igualen las corrientes del Devanado 1. Lo siguiente ilustra cómo se computa el factor de corrección:
1,79769220
1250CT (ideal) CT
2
112 =×=×=
VV
VV
El factor de desacuerdo está por lo tanto
Las corrientes del Devanado 2 son divididas por este factor para obtener las condiciones equilibradas para los elementos diferenciales. Si este transformador estuviera en línea, cargado completamente, y protegido por un relé 745 ajustado correctamente, los valores reales de la corriente interpretadas por el relé serían:
Devanado 1: 262,5 ∠ 0° (éste es el devanado de referencia ) Devanado 2: 836,8 ∠ 210° (retraso de 30° debido al transformador y retraso de 180° debido a las
conexiones de CT) Corriente diferencial: menos de 0,03 x CT como las dos corrientes que son iguales una vez
transformadas correctamente dentro del relé. La carga de cada uno de los devanados sería 100% del nominal.
Los resultados anteriores se verifican con dos fuentes ajustables de corriente trifásica. Con una fuente de corriente sencilla, se debe considerar cómo el relé realiza las correcciones necesarias del ángulo de fase. TIPOS DE TRANSFORMADORES en la página 5 –10 muestra que las corrientes del lado Y se desplazan 30° para coincidir el lado secundario Delta. El desplazamiento de 30° de fase se obtiene de las ecuaciones siguientes:
3,
3,
311
'111
'111
'1bWcW
cWaWbW
bWcWaW
aWIIIIIIIII −
=−
=−
=
Inyectando una corriente en la fase A del Devanado 1 y la fase A del Devanado 2 solamente, I W1b = I W1c = 0 A. Por lo tanto, si asumimos una corriente inyectada de 1 x CT, las corrientes del lado Y transformado serán:
30,
31,
31
'1'1'1CTICTICTI cWbWaW
×=
×−=
×=
Para los propósitos de los elementos diferenciales solamente, la transformación ha reducido la corriente a 0,57 veces su valor original en la fase A, y ha creado una corriente aparente en la fase B, para la condición descrita de la inyección. Si un 1 x CT ahora se inyecta en la fase A del Devanado 1, los valores siguientes para las corrientes diferenciales para las tres fases deben ser obtenidos:
diferencial de la fase A: 0,57 x CT ∠ 0° Retraso diferencial de la fase B: 0,57 x CT ∠180° Retraso fase C:0 x CT.
b) EFECTOS DEL RETIRO DEL COMPONENTE DE SECUENCIA CERO
NOTA
La transformación usada para obtener el desplazamiento de 30° en el lado Y quita automáticamente la corriente de la secuencia cero de esas señales. El 745 quita siempre la corriente de la secuencia cero de las corrientes del devanado delta.
Si el componente de la secuencia cero se quita de las corrientes del devanado del lado Delta, los valores de la corriente del Devanado 2 cambiarán bajo condiciones desequilibradas. Considere otra vez el caso descrito arriba, con el 1 x CT inyectado en la fase A del Devanado 2.
7971,01000
1,797RatioCTActual
Ratio CT Ideal==
10 PUESTA EN SERVICIO 10.5 DESPLIEGUE , MEDICIÓN, COMUNICACIONES, SALIDAS ANALÓGICAS
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-11
10
Para la corriente de 1 x CT, el valor de la secuencia cero es 1/3 de 1,0 x CT ó 0,333 x CT A. El valor para I W2a ' es por lo tanto (1,0 – 0,333) x CT = 0,6667 x CT A. Este valor se debe dividir por el factor de corrección de error de CT de 0,797 según lo descrito arriba.
Por lo tanto, el valor de la corriente diferencial para la fase A, al inyectar 1 x CT en el devanado 2 solamente, es:
ACT84,0797,0
ACT0,667I al)A(diferenci ×=×
=
La acción de remover la corriente de la secuencia cero da lugar a una corriente igual al valor de la secuencia cero introducida en las fases B y C. Por lo tanto, la corriente diferenciada para estos dos elementos es:
ACT84,0797,0
ACT333,0II al)C(diferencial)B(diferenci ×=×
==
Ahora, aplicando 1 x CT en la fase A del Devanado 1 y la misma corriente en la fase A del Devanado 2, pero 180° desfasado para representar correctamente las conexiones de CT, la corriente diferenciada total en el elemento de la fase A será (0,57 – 0,84) x CT = –0,26 x CT. La inyección de las corrientes en la fase A de los Devanados 1 y 2 de este modo introduce una corriente diferencial (–0,57 x CT + 0,42 x CT) = –0,15 x CT en la fase B y (0,0 x CT + 0,42 x CT) = 0,42 x CT en la fase C.
10.5.5 ENTRADA DE TEMPERATURA AMBIENTE
a) CALIBRACIÓN BASICA DE LA ENTRADA RTD 1. Permite la detección de la temperatura ambiente a través del punto de ajuste siguiente:
SETPOINTS / S2 SYSTEM SETUP / AMBIENT TEMP / AMBIENT TEMPERATURE SENSING 2. Conecte un termocople con las terminales del relé B10, 11 y 12 y lea el valor real:
ACTUAL VALUES / A2 METERING / AMBIENT TEMP / AMBIENT TEMPERATURE 3. Compare el valor mostrado de la temperatura con la temperatura conocida en la ubicación del sensor.
Utilice un termómetro u otros medios para obtener la temperatura real.
Un método alternativo es realizar una calibración más detallada según el procedimiento descrito abajo.
b) CALIBRACIÓN DETALLADA DE LA ENTRADA RTD 1. Cambie los puntos de ajuste siguientes según lo mostrado:
SETPOINT S2: SYSTEM SETUP / AMBIENT TEMP / AMBIENT TEMPERATURE SENSING: Permitido SETPOINT S2: SYSTEM SETUP / AMBIENT TEMP / AMBIENT RTD TYPE / (Seleccione el tipo deseado)
2. Los valores medidos deben ser ±2°C o ±4°F. Cambie la resistencia aplicada a la entrada de RTD (observe que la conexión de 3 entradas debe ser utilizada para que las mediciones sean válidas) según la tabla típica de abajo para simular RTDs y para verificar la precisión de los valores medidos. Vea los valores medidos en:
ACTUAL VALUES A2 / METERING / AMBIENT TEMP.
10.5 DESPLIEGUE, MEDICIÓN, COMUNICACIONES, SALIDAS ANALOGICAS 10 PUESTA EN SERVICIO
10-12 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
Consulte las tablas de RTD incluidas en este manual para la calibración de la resistencia contra la temperatura.
Tabla 10 –1: TEMPERATURA MEDIDA DE RTD – 100 Ω PLATINO LECTURA ESPERADA DE
RTD RESISTENCIA DE PLATINO
100Ω °C °F
TEMPERATURA MEDIDA DE RTD
____°C ____°F (seleccione uno)
80,31 –50 –58
100,00 0 32
119,39 50 122
138,50 100 212
157,32 150 302
175,84 200 392
194,08 250 482
Tabla 10 –2: TEMPERATURA MEDIDA DE RTD – 120 Ω NIQUEL LECTURA ESPERADA DE
RTD RESISTENCIA
DE 120Ω NÍQUEL °C °F
TEMPERATURA MEDIDA DE RTD
____°C____ °F (seleccione uno)
86,17 –50 –58
120,0 0 32
157,74 50 122
200,64 100 212
248,95 150 302
303,46 200 392
366,53 250 482
Tabla 10 –3: TEMPERATURA MEDIDA DE RTD – 100 Ω NIQUEL LECTURA ESPERADA DE
RTD RESISTENCIA
DE 100 ΩNÍQUEL °C °F
TEMPERATURA MEDIDA DE RTD
____°C ____°F (seleccione uno)
71,81 –50 –58
100,00 0 32
131,45 50 122
167,20 100 212
207,45 150 302
252,88 200 392
305,44 250 482
10 PUESTA EN SERVICIO 10.5 DESPLIEGUE , MEDICIÓN, COMUNICACIONES, SALIDAS ANALÓGICAS
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-13
10
c) TEMPERATURA AMBIENTE POR PROMEDIOS MENSUALES
1. Si la temperatura ambiente se incorpora como 12 promedios mensuales, programe el valor para el mes durante el cual se está poniendo en servicio el relé.
2. Examine los valores reales siguientes para verificar la temperatura programada:
ACTUAL VALUES A2/METERING/AMBIENT TEMP 3. Verifique que los valores introducidos por otros meses no afecten el valor para el mes actual.
10.5.6 SALIDAS ANALÓGICAS
1. Los ajustes de salidas análogas están situados en la sección siguiente de puntos de ajuste:
SETPOINTS / S2 SYSTEM SETUP / ANALOG OUTPUTS /… 2. Conecte un miliamperímetro con los contactos Analógicos de Salida, COM en A5, A.O. #1 en A6, A.O. #2
en A7, A.O. #3 en A8, A.O. #4 en A9, A.O. #5 en A10, A.O. #6 en A11 o A.O. #7 en A12.
3. De los ajustes usados para la Salida Analógica probada, determine el rango de mA para la salida y la señal de activación y su rango para el rango completo de corriente de salida.
4. Aplique la señal de entrada y cambie su amplitud sobre el rango completo y asegure que la corriente de Salida Analógica es la amplitud adecuada. Registre los resultados en la tabla de abajo. Duplique según lo requerido para cada Salida Analógica.
Tabla 10 –4: RESULTADOS DE LA CALIBRACIÓN PARA LAS SALIDAS ANALÓGICAS
Número de Salida Analógica: _____________ Salida Analógica Min.: ________________ Valor de Salida Analógica: _______________ Salida Analógica Máx.: ________________ Rango de la Salida Analógica: ____________
AMPLITUD de SEÑAL de ENTRADA (porcentaje de rango completo)
SALIDA ESPERADA de mA SALIDA MEDIDA de mA
0
25
50
75
100 10.5.7 POSICIÓN DE DERIVACION
1. La entrada analógica utilizada para detectar la posición de la derivación se programa con los puntos de ajuste siguientes:
SETPOINTS / S2 SYSTEM SETUP / ONLOAD TAP CHANGER /..... 2. Para verificar la operación de este circuito, conecte un resistor variable a través de las terminales A3 y
A4. El rango del resistor debe cubrir el rango completo de la resistencia producidas por el mecanismo del cambiador de derivaciones. La posición de la derivación se despliega abajo:
ACTUAL VALUES / A2 METERING / TAP CHANGER / TAP CHANGER POSITION 3. Ajuste la resistencia para simular la posición mínima de la derivación y para verificar que se despliega 1.
Ahora aumente gradualmente la resistencia hasta el valor que representa el valor máximo de la derivación, verificando que el indicador de posición de la derivación rastrea la resistencia.
10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN 10 PUESTA EN SERVICIO
10-14 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
10.6.1 ADVERTENCIA
PRECAUCIÓN
No pierda de vista las modificaciones/ cambios hechos a los ajustes durante el curso de estos pasos de puesta en servicio y asegúrese de que todos los ajustes sean regresados a los valores " en servicio " al final de las pruebas.
10.6.2 DIFERENCIAL PORCENTUAL RESTRINGIDO ARMÓNICO
El punto de ajuste del elemento diferencial porcentual restringido armónico está bajo: SETPOINTS/S4 ELEMENTS / DIFFERENTIAL/PERCENT DIFFERENTIAL /…
Inhabilite el resto de los elementos de protección para asegurarse de que el relé(s) y relés auxiliares se operan por el elemento bajo prueba solamente. Con un multímetro, monitoree los contactos apropiados de salida según los ajustes intentados de Flex-Logic. Consulte los ajustes del relé para averiguar que relé debe funcionar cuando un elemento dado funciona.
a) CAPTACIÓN MÍNIMA 1. La Detección mínima del elemento de la fase A es medida aplicando una corriente de CA de frecuencia
fundamental a las terminales H1 y G1, Devanado 1 fase A. Monitoree el contacto de disparo y el contacto auxiliar apropiado mientras que la corriente se aumenta a partir de 0 A. Compare el valor de la corriente a la que la operación detecta:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / DIFFERENTIAL / PERCENT DIFFERENTIAL / PERCENT DIFFERENTIAL PICKUP Puesto que el punto de funcionamiento es normalmente ajustado hacia bajo, el control preciso de la señal de la corriente será requerido para obtener resultados exactos.
2. Las corrientes en el devanado pueden ser desplazadas de fase o pueden tener quitado el componente de secuencia cero debido a la autoconfiguración (véase la sección 5.2: AUTOCONFIGURACIÓN en la página 5 –3). Como un sustituto para calcular la relación de la corriente de entrada a la corriente diferencial, la corriente diferencial se muestra bajo:
ACTUAL / VALUES / A2 METERING / CURRENT / DIFFERENTIAL /… Asegúrese de que el valor desplegado sea igual que el ajuste de la Detección mínima que cuando el elemento funciona.
3. Verifique que los indicadores de DISPARO (TRIP) y de MENSAJE (MESSAGE) parpadean y que se muestra el mensaje siguiente:
NOTA
El mensaje indicará OPERADO (OPERATED) o ENCLAVADO (LATCHED) dependiendo del ajuste bajo: SETPOINTS/S4 ELEMENTS /DIFFERENTIAL/PERCENT DIFFERENTIAL/PERCENT DIFFERENTIAL TARGE
4. Para verificar independientemente que la autoconfiguración causa que las corrientes estén según lo medido, siga las reglas descritas en los pasos 5 a 9 abajo.
5. Verifique el tipo del transformador en la tabla 5 –1: TIPOS de TRANSFORMADOR en la página 5 –10. 6. Para el desplazamiento de fase mostrado para el grupo de vectores particular, determine el proceso
aplicado a los vectores de corriente para este devanado de la tabla 5 –2: DESPLAZAMIENTOS DE FASE en la página 5 –23.
7. Calcule los valores de la corriente " rayada " usando las ecuaciones en la tabla 5 –2: DESPLAZAMIENTOS DE FASE en la página 5 –23. Si es aplicable, utilice el cálculo del retiro de la secuencia cero. Esto es aplicable para todos los devanados de la conexión Delta y para ambas devanados de un transformador estrella - estrella. Calcule los vectores procesados de la corriente para obtener los valores " rayados " para ese devanado.
8. Calcule el factor de corrección de CT para los devanados 2 (y 3 si es aplicable) y aplique como sea necesario.
9. Procese las ecuaciones para calcular las corrientes diferenciales del umbral en términos de las corrientes aplicadas.
10 PUESTA EN SERVICIO 10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-15
10
NOTA
Para verificar el umbral sin la ejecución de los cálculos, inyecte las corrientes trifásicas equilibradas en cualquier devanado. Con las condiciones equilibradas, no hay efecto sobre la magnitud debido al desplazamiento de fase y el retiro de la secuencia cero no tiene ningún efecto. Sin embargo, la no coincidencia de la relación de CT sigue siendo aplicable.
10. Repita las mediciones mínimas del nivel de detección para la fase B (entradas H2 y G2) y el elemento de la fase C (entradas H3 y G3).
Las pruebas anteriores han verificado con eficacia el nivel de funcionamiento mínimo de los tres elementos diferenciales restringidos armónicos. Si son deseadas las mediciones anteriores se pueden repetir para las entradas de la fase para los otros devanado(s). Los resultados deben ser idénticos.
b) VERIFICACIÓN DEL MODO DE REINICIO LOCAL 1. Ajuste el elemento diferencial con un objetivo enclavado. Aplique suficiente corriente para hacer funcionar
el relé, después quite la corriente. El LED de disparo y el LED de fase se deben enclavar.
2. Ajuste el Bloqueo de Reajuste Local a Inhabilitado como sigue:
SETPOINTS/S1 745 SETUP / RESETTING / LOCAL RESET BLOCK: Inhabilitado 3. Presione la tecla de RESET. El objetivo se debe reiniciar.
4. Establezca el Bloque de Reinicio Local a la Entrada Lógica 1 (2-16) como sigue:
SETPOINTS / S1 745 SETUP / RESETTING / LOCAL RESET BLOCK: Entrada Lógica 1 (2-16) 5. Presione la tecla REINICIO y verifique que el objetivo no se reinicia si la entrada lógica no es acertada.
Verifique el estado de la entrada lógica seleccionada con el valor real:
ACTUAL VALUES / A 1 STATUS / LOGIC INPUTS / LOGIC INPUT 1 (2-16) 6. Afirme la entrada lógica seleccionada, aplique la corriente para causar el enclavado del objetivo y
verifique que tecleando el botón RESET no reinicia el LED. El mensaje siguiente debe aparecer:
c) VERIFICACIÓN DEL MODO DE REINICIO REMOTO 1. Establezca el elemento diferencial con un objetivo enclavado. Aplique suficiente corriente para hacer
operar el relé, después quite la corriente. El LED de disparo y el LED de fase deben estar enclavados.
2. Establezca la Señal de Reinicio Remoto a la Entrada Lógica 1 (2-16) bajo:
SETPOINTS/S1 745 SETUP/RESETTING/REMOTE RESET SIGNAL: Entrada Lógica 1 (2-16) 3. Afirme Entrada Lógica 1. El objetivo se deberá reiniciar.
d) VERIFICACIÓN DE LA SALIDA DE ESTADO SÓLIDO 1. Si la salida de estado sólido se utiliza para activar los relés auxiliares, verifique que estos relés funcionen
siempre que el relé esté en una condición de disparo. Asegúrese de que la corriente a través de los devanados auxiliares sea interrumpida por un contactor externo entre cada prueba.
2. Para evitar la operación del interruptor durante el proceso de la puesta en servicio cuando la salida de estado sólido opera el interruptor directamente, utilice el circuito mostrado en la Figura 10 – 4: SOLID STATE OUTPUT TEST CIRCUIT para verificar esta salida. Siempre que el relé esté en un estado de disparo, la corriente fluye a través del resistor de la carga. Seleccione el resistor para aproximadamente 1 x CT de la corriente C.C. con la tensión normal de suministro de C.C. usado en su esquema del relé.
10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN 10 PUESTA EN SERVICIO
10-16 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
FIGURA 10 –4: CIRCUITO DE PRUEBA DE SALIDA DE ESTADO SÓLIDO e) TIEMPO BASICO DE OPERACIÓN 1. Para medir el tiempo de operación básico de los elementos diferenciales restringidos armónicos, conecte
una señal de la corriente CA con los terminales H1 y G1, por medio de un interruptor bipolar de vía única. El segundo polo del interruptor arranca un circuito de temporizados que se para por la operación del contacto de disparo del relé. Consulte la figura de abajo para los detalles.
2. Cierre el interruptor y coloque el nivel de la corriente a 3 veces el valor mínimo de captación medida anteriormente. Abra de nuevo el interruptor y reinicie todos los blancos en el relé. Asegúrese de que funcione correctamente el circuito del temporizador.
3. Cierre el interruptor y registre el tiempo de operación del relé.
FIGURA 10 –5: CIRCUITO DE PRUEBA DEL TEMPORIZADOR
f) MEDICIONES DE LA PENDIENTE La auto-configuración procesa las corrientes a corregir para los desplazamientos de fase, desacuerdo de CT, y el retiro del componente de la secuencia cero. Como tal, es más complejo medir la pendiente desde una inyección de fase sencilla externa. Por lo tanto, el uso de los valores reales desplegados se recomienda.
Las corrientes diferencial y de restricción se muestran en las secciones de valores reales:
ACTUAL VALUES/A2 METERING/CURRENTS/DIFFERENTIAL/PHASE A DIFFERENTIAL CURRENT ACTUAL VALUES A2 METERING/CURRENTS/RESTRAINT/PHASE A RESTRAIN/CURRENT
SUMINISTRO DE CORRIENTE
ELEMENTO DEL RELÉ BAJO PRUEBA
ContactoOperado
manualmente
Seleccione resistor para flujo de 1 amperio
Amperímetro de c.c.
S I N C R O N I Z A C I Ó N D E L I N T E R V A L O
P A R O
A R R A N Q U E
SUMINISTRO DE 60/50 Hz
ELEMENTO DEL RELÉ BAJO
" OPERAR EL DEVANADO "
" DEVANADO DE RESTRICCIÓN "
D I S P A R O 2
ENTRADA DEL DEVANADO #1
10 PUESTA EN SERVICIO 10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-17
10
I operar
Detección Mínima
Punto de inflexión de la
pendiente
SUMINISTRO DE
Detección Mínima
Punto
I restricción
ELEMENTO DEL RELE BAJO PRUEBA
" DEVANADO DE RESTRICCIÓN "
" DEVANADO DE RESTRICCIÓN "
" DEVANADO DE
OPERACIÓN"
Punto
1. Para medir la pendiente, conecte las señales de la corriente con el relé como se muestra en la figura de abajo:
FIGURA 10 –6: CONEXIONES DE SEÑAL DE CORRIENTE 2. Si l1 = 1,5 x CT y l 2 = 0, el elemento está operado mientras toda la corriente aparece como corriente
diferencial. 3. La pendiente se calcula con los valores de l diferencial y de l restricción como se muestra abajo:
%100%restricción
×=I
Islope aldiferenci
4. Aumente lentamente I2. A medida que se aumenta I2, el elemento se reiniciará cuando la corriente
diferencial cae debajo de la detección mínima. 5. A medida que I2 continúa aumentando, el elemento funciona otra vez cuando la pendiente inicial y las
condiciones mínimas de captación son satisfechas. Calcule el valor de la pendiente inicial 1 en este punto.
6. Mientras que I2 aumenta, el elemento puede reiniciarse otra vez, dependiendo de los ajustes del punto de inflexión de la pendiente. Esto es causado por los valores de la corriente moviéndose en la región de la pendiente 2.
7. Continúe aumentando I2 hasta que el elemento funcione otra vez. Calcule el valor de la pendiente 2 en este punto.
g) PUNTO DE INFLEXIÓN DE LA PENDIENTE 1. Para medir la ubicación aproximada del punto de inflexión, siga el procedimiento de arriba, ajustando I1 a
un valor igual al punto de inflexión. Aumente gradualmente I2 hasta que el elemento se reinicie. Calcule el primer pendiente en este punto. El valor obtenido así debe ser igual al ajuste inicial de la pendiente. Aumente I2 hasta que el elemento funcione otra vez. Calcule la pendiente en este punto debe de ser igual a la pendiente final. Si el punto de inflexión es muy diferente al valor seleccionado de I1, los dos valores de la pendiente serán iguales.
2. Para una medición exacta del punto de inflexión, seleccione un valor de I1 ligeramente arriba del valor del punto de inflexión.
3. Aumente I2 hasta que el elemento reinicie. Calcule la pendiente- el valor debe de ser igual al valor inicial de la pendiente.
4. Aumente I1 en cantidades pequeñas, por ejemplo 10%, y ajuste 1 hasta que se obtenga un nuevo punto de operación. Calcule la pendiente. Repita hasta que el valor de la pendiente sea igual a la pendiente final. El valor del punto de inflexión es el valor de la corriente de restricción en el cual la pendiente cambió de valor.
NOTA
Tenga presente los efectos de la auto-configuración en la magnitud de la señal de corriente suministrada a los elementos diferenciales cuando conduzca la prueba del punto de inflexión de la pendiente.
10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN 10 PUESTA EN SERVICIO
10-18 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
h) 2da RESTRICCIÓN ARMÓNICA Para medir el porcentaje de la segunda armónica requerida para bloquear la operación de los elementos diferenciales de restricción – armónica, utilice el diagrama de conexión mostrado abajo. La corriente se suministra como una corriente de operación al elemento de la fase A.
FIGURA 10 –7: 2NA PRUEBA DE RESTRICCIÓN ARMÓNICA 1. Cierre el interruptor S1. Establezca la corriente de CA, lAC a la corriente secundaria CT clasificada doble.
Ajuste lcc para obtener el contenido armónico arriba del ajuste de la restricción de la 2da armónica bajo:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/DIFFERENTIAL/HARMONIC INHIBIT/HARMONIC INHIBIT LEVEL 2. Calcule el segundo porcentaje del contenido armónico con las ecuaciones siguientes:
Si la corriente se mide con los medidores de lectura/respuesta- promedio:
ACDCIIIde DC
×+××
=9.0,
141,01002%
b) si la corriente se mide con los medidores de lectura/respuesta –rms:
ACDC IIIde DC
×+××
=414,1141,01002%
3. Abra y vuelva a cerrar S1. El relé no debe funcionar.
4. Disminuya lcc hasta que el elemento opere. Calcule el porcentaje de la segunda armónica en este punto usando las ecuaciones anteriores. El valor del porcentaje armónico calculado debe igualar el ajuste del relé.
i) 5ta RESTRICCIÓN ARMÓNICA La verificación de operación de la 5ta restricción armónica requiere el equipo de prueba capaz de generar una señal de corriente que contenga una 5ta armónica fundamental. Los instrumentos de prueba del relé más modernos, tales como instrumentos DFR de Powertec (o Manta), Doble, o Multiamp son capaces de generar las señales apropiadas. Un amplificador operacional de energía con una salida clasificada convenientemente, o un amplificador audio de energía, también se puede utilizar para generar la señal apropiada.
SUMINISTRO DE
"BOBINA DE RESTRICCIÓN
ENTRADA DEVANADO #1
BOBINA DE OPERACIÓN
AMPERÍMETROS DE RESPUESTA - RMS
ELEMENTO DEL RELE BAJO PRUEBA
10 PUESTA EN SERVICIO 10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-19
10
1. Conecte la instalación de prueba como se muestra abajo para suministrar el elemento de la fase A. Establezca el nivel fundamental de la corriente al valor secundario nominal CT. El elemento diferencial de restricción armónica de la fase A debe ser operado.
FIGURA 10 –8: PRUEBA DE RESTRICCIÓN DE LA 5TA ARMÓNICA 2. Aumente el componente de la 5ta armónica a un valor arriba del ajuste de la restricción de la 5ta
armónica mostrado en :
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / DIFFERENTIAL / 5th HARM INHIBIT / 5th HARMONIC LEVEL 3. Quite la señal de corriente total y reaplique. El relé no debe operer. Disminuya el componente de la 5ta
armónica hasta que el elemento funcione.
4. Calcule el porcentaje de la 5ta armónica para restricción a partir de la ecuación siguiente:
fundamenta de nivelharmonic5th of level1005% ×
=th
5. Compare este valor al ajuste del relé.
j) ESQUEMA DE DETECCIÓN DE ENERGIZACION Consulte la sección 5.6.4 DIFERENCIAL en la página 5–46 para una descripción de esta característica. Esta característica es activada hasta por tres entradas: interruptor auxiliar, corriente bajo un umbral, o ausencia de tensión. El procedimiento de abajo probará la característica de habitación del nivel de corriente. Un método similar se puede utilizar para verificar las otras dos funciones de habilitación, con el equipo apropiado de prueba.
1. Habilite el Esquema de la Detección de Energización con el punto de ajuste siguiente:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/DIFFERENTIAL/ENERGIZATION INHIBIT/ENERGIZATION INHIBIT FUNCTION: Habilitado 2. Haga los cambios siguientes del punto de ajuste:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/DIFFERENTIAL/ENERGIZATION INHIBIT/ENERGIZATION INHIBIT PARAMETERS: 2nd SETPOINTS/S4 ELEMENTS/DIFFERENTIAL/ENERGIZATION INHIBIT/HARMONIC AVERAGING: Disabled SETPOINTS/S4 ELEMENTS/DIFFERENTIAL/ENERGIZATION INHIBIT/ENERGIZATION INHIBIT LEVEL 15% SETPOINTS/S4 ELEMENTS/DIFFERENTIAL/ENERGIZATION INHIBIT/ENERGIZATION INHIBIT DURATION: 5 s SETPOINTS/S4 ELEMENTS/DIFFERENTIAL/ENERGIZATION INHIBIT/ENERGIZATION SENSING BY CURRENT: Enabled SETPOINTS/S4 ELEMENTS/DIFFERENTIAL/ENERGIZATION INHIBIT/MINIMUM ENERGIZATION CURRENT: 0,10 x CT
3. Ajuste previamente la corriente con contenido armónico arriba del Nivel de Inhibición de Energización usado durante el "período de energización". Aplique la señal de la corriente y mida el tiempo de operación. El tiempo debe ser igual al "período de energización" más aproximadamente 50 ms.
4. nhabilite el esquema de detección de energización y repita la prueba de la sincronización. El tiempo de operación debe ser el tiempo de operación normal del elemento Diferencial de Restricción Armónica.
"BOBINA DE RESTRICCIÓN
ENTRADA DEVANADO #1 BOBINA DE
OPERACIÓN
ELEMENTO DEL RELE BAJO PRUEBA
81422ª2.DWG
10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN 10 PUESTA EN SERVICIO
10-20 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
k) OBJETIVO, CONTACTO DE SALIDA, OPERACIÓN DEL DISPLAY Verifique la operación correcta de todos los objetivos y contactos de salida y mensajes del display durante las pruebas anteriores del Diferencial Porcentual.
l) BLOQUEO DESDE LAS ENTRADAS LOGICAS Cada elemento se puede programar para ser Bloqueado por una entrada lógica, entrada virtual, operación del relé de salida, o la operación de auto prueba del relé. Este procedimiento verifica que el elemento diferencial sea Bloqueable por la Entrada Lógica 1. 1. Seleccione la Entrada Lógica según lo mostrado:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/DIFFERENTIAL/PERCENT DIFFERENTIAL/PERCENT DIFFERENTIAL BLOCK: Entrada Lógica 1 (Logc Inpt 1)
2. Aplique corriente para que funcione el elemento diferencial después afirme la Entrada Lógica 1. Verifique que el elemento se ha reajustado y que todos los objetivos se pueden reajustar.
3. Con la Entrada Lógica afirmada, quite la corriente y vuelva a aplicar. Verifique que el elemento no operó.
10.6.3 PROTECCIÓN DIFERENCIAL INSTANTÁNEA
Los ajustes para este elemento están bajo el grupo de los puntos de ajuste SETPOINTS/S4ELEMENTS/INST DIFFERENTIAL/..
El resto de los elementos protectores se deben inhabilitar para asegurar de que el relé(s) de disparo y los relés auxiliares sean operados por el elemento bajo prueba. Inspeccione el contacto apropiado según los ajustes enfocados de FlexLogic.
a) DETECCIÓN MÍNIMA 1. El nivel de operación del elemento de la fase A es medido aplicando una corriente de CA a las terminales
H1 y G1. Inspeccione el disparo apropiado y el contacto(s) auxiliar mientras la corriente se aumente a partir de 0 A. Debido a la característica de la auto-configuración, puede ser más fácil leer la corriente diferencial real en lugar de calcularlo. Compare el valor de la corriente diferencial en el cual la operación se detecta en contra del punto de ajuste:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/INST DIFFERENTIAL/INST DIFFERENTIAL PICKUP 2. Verifique que los indicadores de DISPARO (TRIP) y de MENSAJE (MESSAGE) parpadeen y el siguiente
mensaje de disparo aparezca:
NOTA
El mensaje puede aparecer como operado en vez de enclavado si el objetivo está puesto en Auto-Reinicio
b) TIEMPO DE OPERACIÓN 1. Para medir el tiempo de operación básico de los elementos diferenciales instantáneos, conecte una señal
de corriente de CA con las terminales H1 y G1 con un interruptor bipolar, de vía única. El segundo polo del interruptor arranca un circuito de temporizador que se parará por la operación del contacto de disparo del relé. Consulte la figura 10 –5: CIRCUITO DE PRUEBA DEL TEMPORIZADOR en la página 10 –16.
2. Cierre el interruptor y ajuste el nivel de corriente al doble del valor de Detección medido con anterioridad. Abra de nuevo el interruptor y reinicie todos los objetivos en el relé. Asegúrese de que el circuito del temporizador funcione correctamente.
3. Cierre el interruptor y registre el tiempo de retardo del relé
NOTA
Se calculan todas las corrientes diferenciales usando el mismo principio usado en la sección 10.5.4: SELECCIÓN DEL TIPO DE TRANSFORMADOR en la página 10 –9. La derivación de la corriente diferencial es afectada por la compensación del desplazamiento de fase y el retiro de la secuencia cero.
10 PUESTA EN SERVICIO 10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-21
10
c) OBJETIVO, CONTACTO DE SALIDA, Y OPERACIÓN DE LA PANTALLA Verifique la operación correcta de todos los objetivos y los contactos de salida y los mensajes de la pantalla durante la prueba.
d) BLOQUEO DESDE LAS ENTRADAS LÓGICAS Cada elemento es programable para ser Bloqueoado por una entrada lógica, una entrada virtual, salida virtual la operación del relé de salida, o la operación de auto-prueba del relé. Esta prueba verifica que el elemento diferencial se pueda Bloquear por Logic Input 1.
1. Seleccione la entrada lógica 1(Logic Input 1) según lo mostrado abajo:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / INST DIFFERENTIAL / INST DIFFERENTIAL BLOCK: Logc Inpt 1 2. Aplique corriente para hacer operar el elemento diferencial después afirme la entrada lógica 1 (Logic
Input 1). Verifique que el elemento haya reiniciado y que todos los objetivo pueden ser reiniciados.
3. Con la entrada lógica 1 (Logic Input 1) afirmada, quite la corriente y reaplique. Verifique que el elemento no operó.
10.6.4 SOBRECORRIENTE DEL TIEMPO DE FASE
Este procedimiento verifica que la operación del elemento de la sobrecorriente de tiempo de fase coincide con los ajustes de en-servicio. Puesto que estos elementos pueden tener una variedad de curvas de sincronización, se debe preparar una tabla de tiempos de operación esperados en relación a la corriente aplicada antes de la prueba de los elementos. Consulte la sección 5.9: CURVAS DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO en la página 5-90 para información sobre las curvas de sincronización.
Si los elementos del relé son ajustados para una característica de reinicio " lineal " al medir los tiempos de operación, asegúrese de que hay suficiente tiempo entre las inyecciones de corriente de prueba para reiniciar el elemento completamente; si no, medidas erróneas de sincronización serán obtenidas.
Los ajustes para estos elementos se encuentran bajo:
SETPOINTS /S4 ELEMENTS/PHASE OC/W1..., W2..., W3... a) ELEMENTOS DEL DEVANADO #1 Para asegurarse de que solamente los elementos de sobrecorriente de Tiempo de Fase operan los relés de disparo (y cualquier otro relé de salida) seleccionados por la lógica, inhabilite todas las características de protección excepto la sobrecorriente del Tiempo de Fase. Utilice la organización de prueba general mostrada abajo:
FIGURA 10 –9: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA GENERAL Conecte el suministro de corriente con las terminales X = H1 y Y = G1 para probar el elemento de la fase A del Devanado 1. Supervise los relés apropiados de salida según los ajustes de FlexLogic.
SINCRONIZACIÓN DE INTERVALO
ELEMENTO ESPESIFICO BAJO
PRUEBA
RELES DE SALIDA SELECCIONADOS
RELE 745
PARO
INICIO
ALIMENTACIÓN 60 / 50 Hz
10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN 10 PUESTA EN SERVICIO
10-22 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
b) NIVEL DE DETECCIÓN 1. Con el temporizador del intervalo inhabilitado, aplique la señal de la corriente y aumente su magnitud
lentamente hasta que el relé de disparo y todos los relé auxiliares seleccionados funcionen. Si el elemento tiene una característica de tiempo muy inversa, es más fácil y más exacto aumentar la corriente más arriba del nivel de Detección hasta que el relé de disparo funcione. Después reduzca la corriente apenas arriba del nivel de operación. Después, se puede reducir la corriente lentamente debajo del nivel de operación y se observa para una acción de reinicio en el relé de disparo . Este nivel de reinicio para la corriente debe ser aproximadamente 98% del nivel del Detección. Si el relé se desactiva, aumente lentamente la corriente hasta que el contacto de disparo se cierre. El nivel de operación debe corresponder al ajuste de Detección.
2. Verifique que se muestre el mensaje siguiente :
El mensaje indicará ENCLAVADO (LATCHED) u OPERADO (OPERATED), dependiendo del ajuste del objetivo.
c) TIEMPO DE OPERACIÓN Con una tabla como la mostrado abajo, seleccione 3 ó 4 valores de múltiplos de la corriente con los cuales la sincronización debe ser medida. Introduzca los tiempos de operación esperados de la curva de sincronización aplicada en los ajustes. Usando la organización mostrada en la figura 10 –9: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA GENERAL en la página 10 –21 y el Temporizador del Intervalo habilitado, establezca el nivel de la corriente al valor deseado y aplique repentinamente cerrando el interruptor bipolar. Registre el tiempo de operación y compárelo al valor esperado. Repita para todos los valores deseados de la corriente.
MÚLTIPLO DE LA CORRIENTE
TIEMPO NOMINAL
TIEMPO MEDIDO
1,5
3
5
d) TIEMPO DE REINICIO Una medición precisa del tiempo de reinicio requiere un grupo de pruebas del relé capaz de una operación dinámica, con tres etapas ordenadas, cada una con los niveles programables de la corriente y contacto externo de la duración del tiempo, y de disparo flexible. Para realizar tal prueba, por favor comuniquese con GE Power Management para instrucciones de prueba detalladas.
Se puede obtener una verificación sencilla del modo de reinicio seleccionado usando la Figura 10 –9: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA GENERAL en la página 10 –21. El procedimiento consiste en realizar mediciones repetitivas del tiempo de operación de forma rápida. Si el reinicio se selecciona como instantáneo, el tiempo de operación será siempre igual al tiempo nominal derivado de la curva seleccionada. Si el reinicio se selecciona como lineal, el tiempo de operación variará como una función del tiempo entre la aplicación sucesiva de la señal de corriente. Si se realizan en múltiplos de la corriente de 2 a 3 veces del nivel de Detección, las variaciones en el tiempo de operación serán más fáciles de detectar.
e) ELEMENTOS DE FASE B Y C Si el elemento de la fase A funcionó correctamente y cumplió las especificaciones , repita la parte del NIVEL DE DETECCIÓN (PICKUP LEVEL) de la prueba anterior para las fases B y C del devanado 1. Para la fase B, X = H2 y Y = G2. Para la fase C, X = H3 y Y = G3. El mensaje desplegado debe cambiar para indicar la fase correcta, el devanado, y el elemento que funcionó.
10 PUESTA EN SERVICIO 10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-23
10
f) ELEMENTOS DE LOS DEVANADOS #2 Y #3 Debido a que los elementos de los Devanados 2 y 3 se pueden ajustar con parámetros totalmente diferentes que los elementos para el Devanado 1, es necesario repetir el grupo de pruebas completas descritas arriba para cada uno de los devanados.
NOTA
El Bloqueo desde la entrada lógica, si está habilitado, puede ser probado según lo descrito en pruebas anteriores para otros elementos.
10.6.5 SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DE FASE Este procedimiento verifica que la operación de la sobrecorriente instantánea de fase coincide con los ajustes en servicio.
Los ajustes para estos elementos se encuentran bajo:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / PHASE OC / W1 PHASE INST. OC 1, W2..., W3... La prueba ocurre en múltiplos de corriente por lo menos de cinco veces el valor secundario CT clasificado. No deje la señal de la corriente encendida más de unos cuantos segundos!
a) ELEMENTOS DEL DEVANADO #1 Para asegurarse de que solamente el elemento de Sobrecorriente Instantánea 1 de Fase opera los relés de disparo (y cualquier otro relé de salida) seleccionados por la lógica, inhabilite todas las características de protección excepto la Sobrecorriente Instantánea 1 de fase. Utilice la organización de prueba general mostrada en la Figura 10 –9: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA GENERAL en la página 10 –21. Conecte el suministro de corriente con las terminales X = H1 y Y = G1 para probar el elemento del devanado 1 Fase A. Supervise los relés apropiados de salida según los ajustes del relé FlexLogic.
b) NIVEL de DETECCIÓN 1. Con el temporizador del intervalo inhabilitado, aplique la señal de corriente y aumente su magnitud hasta
que el relé de disparo (y todos los relés auxiliares seleccionados) operen. Compare el nivel de operación medido en relación a los puntos de ajuste del relé:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / PHASE O/C / W1 PHASE INST OC 1 PICKUP 2. Verifique que, DISPARO (TRIP),DETECCIÓN (PICKUP), y FASE (PHASE) A (B o C) aparecen cuando el
elemento opere. Verifique que el mensaje siguiente aparece:
3. Reduzca la corriente hasta que el elemento reinicie. El nivel de reinicio debe ser 97% del nivel del
operación. Cuando el elemento reinicie, los indicadores de DISPARO (TRIP) y FASE (PHASE) deben permanecer encendidos si el OBJETIVO (TARGET) fue seleccionado según lo enclavado. Si no, solamente el indicador de DISPARO (TRIP) debe permanecer encendido.
4. Reinicie los indicadores y elimine los mensajes.
c) TIEMPO DE OPERACIÓN Usando la organización mostrada en la Figura 10 –9: La ORGANIZACIÓN DE PRUEBA GENERAL en la página 10 –21 y el Temporizador del Intervalo habilitado, establezca el nivel de la corriente a 1,5 veces el nivel de operación del elemento. Aplique la corriente repentinamente cerrando el interruptor bipolar. Registre el tiempo de operación y comparélo con el valor del punto de ajuste para: SETPOINTS / S4 ELEMENTS / PHASE O/C / W1 PHASE INST OC 1/ W1 PHASE INST OC 1 DELAY
d) ELEMENTOS DE FASE B y C Si el elemento de la fase A funcionó correctamente y cumplió con las especificaciones , repita la porción del NIVEL DE DETECCIÓN de la prueba anterior para las fases B y C del devanado 1. Para la fase B, el X = H2 y Y = G2. Para la fase C, el X = H3 y Y = G3. El mensaje mostrado debe cambiar para indicar la fase correcta, el devanado, y el elemento que funcionó.
10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN 10 PUESTA EN SERVICIO
10-24 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
e) ELEMENTOS DE LOS DEVANADOS #2 Y #3 Debido a que los elementos de los Devanados 2 y 3 se pueden ajustar con parámetros totalmente diferentes que los elementos del Devanado 1, es necesario repetir el grupo total de las pruebas descritas arriba para cada uno de los devanados.
10.6.6 SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 2 DE LA FASE
Los elementos de la Sobrecorriente Instantánea 2 de la Fase son idénticos a los elementos de la Sobrecorriente Instantánea de la Fase 1. Por lo tanto, el mismo método de prueba se puede utilizar para verificar su operación correcta. Inhabilite todas las características de protección excepto los elementos de la Sobrecorriente 2 Instantánea de Fase y siga los pasos en la sección 10.6.5: SOBRECORRIENTE 1 INSTANTÁNEA DE FASE en la página 10 –23, haciendo los cambios apropiados para las indicaciones de la pantalla y los relés de salida que son operados por los elementos de la Sobrecorriente Instantánea 2 de la Fase.
NOTA
El Bloqueo desde la entrada lógica, si está habilitado, se puede probar según lo descrito en pruebas anteriores para otros elementos.
10.6.7 SOBRECORRIENTE DEL TIEMPO DEL NEUTRO
Este procedimiento verifica que la operación de la sobrecorriente del Tiempo del Neutro coincide con los ajustes en servicio. Puesto que estos elementos pueden tener cualquiera de una variedad de curvas de sincronización, una tabla de tiempos de operación esperados en relación a la corriente aplicada se debe preparar antes de la prueba. El elemento neutro mide la señal de corriente derivada de secuencia cero como entrada. Consulte la sección 5.9: CURVAS DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO en la página 5 –90 para información sobre curvas de sincronización. Si los elementos del relé son ajustados para la característica de reinicio " lineal " al medir los tiempos de operación, asegúrese que haya suficiente tiempo entre las inyecciones de corriente de prueba para que el elemento se reinicie completamente. De otra forma, mediciones erróneas de sincronización serán obtenidas. Los ajustes para estos elementos se encuentran bajo:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / NEUTRAL OC/ W1 NEUTRAL TIME OC, W2 ..., W3... Observe que puede solamente haber uno o dos elementos de Sobrecorriente del Tiempo del Neutro en servicio al mismo tiempo.
a) ELEMENTO DEL DEVANADO #1 Para asegurarse de que solamente el elemento de Sobrecorriente del Tiempo del Neutro bajo prueba opera los relés de disparo (y cualquier otro relé de salida) seleccionados por la lógica, inhabilite todas las características de protección excepto la Sobrecorriente del Tiempo del Neutro. Utilice la organización de prueba general mostrada en la figura 10 –9: ORGANIZACIÓN de PRUEBA GENERAL en la página 10 –21. Conecte el suministro de corriente con las terminales X = H1 y Y = G1 para probar el elemento neutro del Devanado 1. Supervise los relés apropiados de salida según los ajustes del relé FlexLogic.
b) NIVEL DE DETECCIÓN 1. Con el temporizador del intervalo inhabilitado, aplique la señal de corriente y aumente lentamente su
magnitud hasta que el relé de disparo (y todos los relé auxiliares seleccionados) operen. 2. Si el relé bajo prueba tiene una característica del tiempo muy inversa, es más fácil y más exacto
aumentar la corriente más arriba del nivel de Detección hasta que el relé de disparo opere, después reduzca la corriente un poco arriba del nivel esperado de operación. Reduzca lentamente la corriente debajo del nivel de operación y obsérvela para una acción de reinicio en el relé de disparo. Este nivel de reinicio de la corriente debe ser aproximadamente 98% del ajuste del nivel de Detección. Una vez que se desactive, aumente lentamente la corriente hasta que el contacto de disparo se cierre. El nivel de operación debe corresponder al punto de ajuste de Detección:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / NEUTRAL OC / W1 NTRL TIME OC/ W1 NEUTRAL TIME OC PICKUP Puesto que la corriente se está introduciendo en una fase solamente, la señal de la corriente de entrada es igual a la señal 3% usada por el elemento.
10 PUESTA EN SERVICIO 10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-25
10
3. Cuando el elemento opere, verifique que los LED’S de DISPARO (TRIP), DETECCIÓN (PICKUP) y FASE (PHASE) están encendidos y el mensaje siguiente aparece:
4. Reduzca la corriente hasta que el elemento se reinicie. El nivel de reinicio debe ser 97% del nivel de
operación. Cuando el elemento reinicie , los indicadores de DISPARO (TRIP) y de mensaje deben permanecer encendidos si el OBJETIVO (TARGET) fue seleccionado como enclavado. Si no solamente el indicador de disparo permanece encendido.
5. Reinicie los indicadores y elimine los mensajes.
c) TIEMPO DE OPERACIÓN Con una tabla como la que se muestra abajo, seleccione 3 ó 4 valores de múltiplos de la corriente en los cuales la sincronización debe ser medida. Introduzca los tiempos de operación esperados de la curva de sincronización aplicada en los ajustes. Usando la organización en la figura 10 –9: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA GENERAL en la página 10 –21 y el Temporizador del intervalo habilitado, ajuste el nivel de corriente al valor deseado y aplique repentinamente cerrando el interruptor bipolar.Registre el tiempo de operación y compara con el valor esperado. Repita para todos los valores deseados de la corriente.
MÚLTIPLO DE LA CORRIENTE
TIEMPO NOMINAL
TIEMPO MEDIDO
1,5
3
5
d) TIEMPO DE REINICIO Una medición precisa del tiempo de reinicio requiere un grupo de pruebas del relé capaz de una operación dinámica, con tres etapas secuenciadas, de cada uno con niveles programables de la corriente y la duración del tiempo, y de disparo de contacto externo flexible. Para relizar tal prueba, contacte a GE Power Management para instrucciones de prueba detalladas.
Una verificación sencilla del modo de reinicio seleccionado bajo:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / NEUTRAL OC / W1 NTRL TIME OC / W1 NEUTRAL TIME OC RESET se obtiene usando la organización mostrada en la figura 10 – 9: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA GENERAL en la página 10 –21. La prueba consiste de mediciones repetidas de tiempo de operación en sucesión rápida. Si el reinicio se coloca en INSTANTÁNEO INSTANTANEOUS, el tiempo de operación es siempre igual al tiempo nominal derivado de la curva seleccionada. Si el reinicio está puesto como LINEAL, el tiempo de operación varía en función del tiempo entre las aplicaciones sucesivas de la corriente. Las variaciones en el tiempo de operación son más fáciles para detectar si esta prueba se realiza en múltiplos de la corriente de 2 a 3 veces el nivel de Detección.
e) ELEMENTOS DEL DEVANADO #2 O #3 Ya que los elementos del Devanado 2 ó 3 se pueden ajustar con parámetros totalmente diferentes que los elementos del Devanado 1, es necesario repetir el grupo completo de pruebas descritas arriba para cada devanado. Para probar los elementos del Devanado 2, inhabilite todos los elementos de protección a excepción de la SOBRECORRIENTE DEL TIEMPO DEL NEUTRO DEL W2. Conecte la señal de corriente con X = H4 y Y = G4 y repita las pruebas en esta sección. Para probar los elementos del Devanado 3, inhabilite todos los elementos de protección a excepción de la SOBRECORRIENTE DEL TIEMPO DEL NEUTRO W3. Conecte la señal de la corriente con X = H7 y Y = G7 y repita las pruebas en esta sección.
NOTA
El Bloqueo de la entrada lógica, si está habilitado, se puede probar según lo descrito en pruebas anteriores para otros elementos.
10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN 10 PUESTA EN SERVICIO
10-26 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
10.6.8 SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DEL NEUTRO
Este procedimiento verifica que el funcionamiento de la sobrecorriente instantánea del Neutro esté según los ajustes de en-servicio. Los ajustes para estos elementos se encuentran bajo:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/NEUTRAL OC/W1 NTRL INST OC 1/ Si los ajustes del relé requieren prueba en los múltiplos de la corriente de varias veces el valor secundario TC clasificado, no dejan encedida la señal de la corriente más que por algunos segundos.
a) ELEMENTO DEL DEVANADO #1 Para asegurarse de que solamente la Sobrecorriente Instantánea 1 del Neutral opera los relés de disparo (y cualquiera de los otros relés de salida) seleccionados por la lógica, inhabilite todas las características de protección excepto la Sobrecorriente Instantánea 1 del Neutral. Utilice la organización de prueba general mostrada en la figura 10 –9: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA GENERAL en la página 10 –21.
Conecte el suministro de corriente con las terminales X = H1 y Y = G1 para probar el elemento del Devanado 1 Fase A. Supervise a los relés apropiados de salida según los ajustes del relé FlexLogic.
b) NIVEL DE DETECCIÓN 1. Con el temporizador del intervalo inhabilitado, aplique la señal de la corriente y aumente su magnitud
hasta que los relés de disparo (y todos los relés auxiliares seleccionados) operen. Compare el nivel de operación medido con el valor en:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/NEUTRAL OC/W1 NTRL INST OC 1/W1 NEUTRAL INST OC 1 PICKUP 2. Verifique que, cuando el elemento opera, los indicadores de DISPARO (TRIP) y de DETECCIÓN
(PICKUP) están encendidos y el mensaje siguiente se muestra:
3. Reduzca la corriente hasta que el elemento reinicie. El nivel de reinicio debe ser 97% del nivel de
operación. Cuando el elemento reinicia , los indicadores de DISPARO (TRIP) y de mensaje deben seguir encendidos si el OBJETIVO (TARGET) fue seleccionado como enclavado. Si no solamente el indicador de DISPARO (TRIP) debe permanecer encendido
4. Reinicie los indicadores y elimine los mensajes.
c) TIEMPO DE OPERACIÓN Con la organización mostrada en la figura 10 –9: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA GENERAL en la página 10 –21 y el temporizador del intervalo habilitado, coloque el nivel de la corriente a 1,5 veces el nivel de operación del elemento y aplique repentinamente cerrando el interruptor bipolar. Registre el tiempo de operación y comparelo con el valor en:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / NEUTRAL OC / W1 INST OC 1 / W1 NEUTRAL INST OC 1 DELAY d) ELEMENTOS DEL DEVANADO 2 Y 3
NOTA
Solamente dos elementos de Sobrecorriente 1 Instantánea del Neutral pueden estar en servicio simultáneamente.
Porque los elementos de los Devanados 2 y 3 se pueden ajustar con parámetros totalmente diferentes que los elementos del Devanado 1, es necesario repetir el grupo completo de pruebas descritas en esta sección para cada uno de los devanados.
NOTA
El bloqueo desde la entrada lógica, si está habilitado, puede ser probado según lo descrito en pruebas anteriores para otros elementos.
10 PUESTA EN SERVICIO 10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-27
10
10.6.9 SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 2 DEL NEUTRO
Los elementos de Sobrecorriente Instantánea 2 del Neutro son idénticos a los elementos de la Sobrecorriente Instantánea 1 del Neutro. Por lo tanto, el mismo procedimiento de prueba se puede utilizar para verificar su operación correcta. Inhabilite todas las características de protección excepto la Sobrecorriente Instantánea 2 del Neutro. Siga los pasos de la sección 10.6.8: SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DEL NEUTRO en la página 10 –26, realizando los cambios apropiados para las indicaciones de la pantalla y los relés de salida operados por los elementos de la Sobrecorriente Instantánea 2 del Neutro.
10.6.10 SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DE TIERRA
Este procedimiento verifica que el funcionamiento de la Sobrecorriente del Tiempo de Tierra coincide con los ajustes de en-servicio. Puesto que a estos elementos se les puede asignar un grupo de curvas de sincronización, una tabla de tiempos de operación esperados en la relación a la corriente aplicada se debe preparar antes de la prueba. El elemento de tierra mide la señal de corriente conectada con la entrada de la corriente de tierra CT, H10 y G10 o F12 y E12. Consulte la sección 5.9: CURVAS DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO en la página 5 –90 para la información sobre las curvas de sincronización. Puede solamente haber uno o dos elementos de la sobrecorriente de tiempo de tierra en servicio al mismo tiempo.
Si los elementos del relé son ajustados para la característica de reinicio " Lineal " al medir los tiempos de operación, asegúrese de que haya suficiente tiempo entre las inyecciones de la corriente de prueba para reiniciar completamente el elemento. De otra forma, mediciones erróneas de la sincronización serán obtenidas. Los ajustes para estos elementos serán encontrados bajo:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / GROUND OC / W1 GND TIME OC/... a) ELEMENTO DEL DEVANADO 1 Para asegurarse de que solamente el elemento de sobrecorriente de tiempo de tierra opera los relés de disparo (y cualquier otro relé de salida) seleccionados por la lógica, inhabilite todas las características de protección excepto la Sobrecorriente de Tiempo de Tierra. Utilice la organización de prueba general mostrada en la Figura 10 –9: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA GENERAL en la página 10 –21. Conecte el suministro de la corriente con las terminales X = H10 y Y = G10 para probar el elemento de tierra del Devanado 1. Supervise los relés apropiados de salida según los ajustes del relé FlexLogic.
b) NIVEL DE DETECCIÓN 1. Con el temporizador del intervalo inhabilitado, aplique la señal de la corriente y aumente lentamente su
magnitud hasta que el relé de disparo (y todos los relés auxiliares seleccionados) funcionen. 2. Si el relé tiene una característica de tiempo muy inversa, es más fácil y más exacto aumentar la corriente
más arriba del nivel de detección hasta que el relé de disparo funcione y después reducir la corriente un poco arriba del nivel de operación. Después reduzca lentamente la corriente debajo del nivel de operación y obsérvala para una acción de reinicio en el relé de disparo. Este nivel de reinicio para la corriente debe ser aproximadamente 98% del nivel de detección. Una vez que el relé se apague, aumente lentamente la corriente hasta que el contacto de disparo se cierre. El nivel de operación debe corresponder al ajuste de detección en:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / GROUND OC / W1 GND TIME OC / W1 GROUND TIME OC PICKUP 3. Cuando el elemento opera, verifique que los LEDs de DISPARO (TRIP) y DETECCIÓN (PICKUP) están
encendidos y el mensaje siguiente aparece:
4. Reduzca la corriente hasta que el elemento reinicie. El nivel de reinicio debe ser 97% del nivel de
operación. Cuando el elemento reinicie, los indicadores de DISPARO (TRIP) y de mensaje deben seguir encendidos si el OBJETIVO (TARGET) fue seleccionada como enclavado. Si no, solamente el indicador de DISPARO (TRIP) debe permanecer encendido.
5. Reinicie los indicadores y elimine los mensajes.
10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN 10 PUESTA EN SERVICIO
10-28 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
c) TIEMPO DE OPERACIÓN Usando una tabla como la que está mostrada abajo, seleccione 3 o 4 valores de múltiplos de la corriente en los cuales la sincronización debe ser medida. Introduzca los tiempos de operación esperados de la curva de sincronización aplicada en los ajustes. Usando la Figura 10 –9: La ORGANIZACIÓN DE PRUEBA GENERAL en la página 10 –21 con el temporizador del intervalo habilitado, ajuste el nivel de la corriente al valor deseado y aplique repentinamente cerrando el interruptor bipolar. Registre el tiempo de operación y compare con el valor esperado. Repita para todos los valores deseados de la corriente.
MÚLTIPLO DE CORRIENTE
TIEMPO NOMINAL
TIEMPO MEDIDO
1,5
3
5
d) TIEMPO DE REINICIO Una medición exacta del tiempo de reinicio requiere un grupo de prueba del relé capaz de una operación dinámica, con tres etapas secuenciadas, cada uno con los niveles programables de la corriente y duración del tiempo, y disparo del contacto externo flexible. Para realizar tal prueba, contacte a GE Power Management para instrucciones de prueba detalladas.
Una verificación sencilla del modo de reinicio seleccionada bajo:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / GROUND OC / W1 GND TIME OC / W1 GROUND TIME OC RESET se obtiene usando la organización en la figura 10 –9: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA GENERAL en la página 10 –21. El procedimiento consiste en mediciones repetidas del tiempo de operación en sucesión rápida. Si el reinicio se selecciona para Instantáneo el tiempo de operación iguala siempre el tiempo nominal derivado de la curva seleccionada. Si el reinicio se selecciona como lineal, el tiempo de operación varía como una función del tiempo entre los usos sucesivos de la señal de la corriente. Si esta prueba se realiza en múltiples de la corriente de 2 a 3 veces el nivel de Detección, las variaciones en el tiempo de operación son más fáciles de detectar.
e) ELEMENTOS DE LOS DEVANADOS 2 o 3 Porque el segundo elemento de la Sobrecorriente de Tiempo de Tierra podría ser ajustado con parámetros totalmente diferentes al elemento para el primer devanado, es necesario repetir el grupo completo de las pruebas descritas arriba para cada uno de los devanados.
Para probar el segundo elemento, inhabilite todos los elementos de protección a excepción del elemento de la SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DE TIERRA W2 (o SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DE TIERRA W3). Conecte la señal de la corriente con X = F12 y Y = E12. Repita todas las pruebas descritas para el elemento de la Sobrecorriente del tiempo de tierra del Devanado 1 en esta sección.
NOTA
El bloqueo desde la entrada lógica, si está habilitado, se puede probar según lo descrito en pruebas anteriores para otros elementos.
10.6.11 SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DE TIERRA
Este procedimiento verifica que el desempeño de la O/C instantánea de tierra coincida con los ajustes de en servicio. Los ajustes para estos elementos se encuentran bajo:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / GROUND OC / W1 GND INST OC 1 /... Si sus ajustes del relé requieren que pruebe todos los múltiplos de corriente de varias veces el valor secundario TC nominal no deja la señal de la corriente encendida durante más de unos cuantos segundos.
10 PUESTA EN SERVICIO 10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-29
10
a) ELEMENTO DEL DEVANADO 1 Para asegurar que solamente el elemento de la Sobrecorriente instantánea 1 de Tierra opera los relés de disparo (y cualquier otro relé de salida) seleccionados por la lógica, inhabilite todos las características de protección excepto la Sobrecorriente Instantánea 1 de Tierra. Utilice la organización de prueba general mostrada en la figura 10 –9: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA GENERAL en la página 10 –21.
Conecte el suminstro de la corriente con las terminales X = H10 y Y = G10 para probar el elemento del Devanado 1. Supervise los relés apropiados de salida según los ajustes del relé FlexLogic.
b) NIVEL DE DETECCIÓN 1. Con el temporizador del intervalo inhabilitado, aplique la señal de corriente y aumente su magnitud hasta
que el relé de disparo (y todos los relés auxiliares seleccionados) operen. Compare el nivel de operación medido en relación al punto de ajuste:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / GROUND OC / W1 GND INST OC 1 / W1 GND INST OC 1 PICKUP 2. Cuando el elemento funcione, asegúrese que los indicadores de DISPARO (TRIP) y MENSAJE
(MESSAGE) estén parpadeando y el mensaje siguiente aparezca:
3. Reduzca la corriente hasta que el elemento reinicie. El nivel de reinicio debe ser 97% del nivel de
operación. Cuando el elemento reinicie , los indicadores de TRIP (DISPARO), y de mensaje deben seguir encendidos si el OBJETIVO (TARGET) fue seleccionado como enclavado. Si TIERRA (GROUND) no, solamente el indicador de DISPARO (TRIP) debe permanecer encendido.
4. Reinicie los indicadores y elimine los mensajes.
c) TIEMPO DE OPERACIÓN Usando la organización mostrada en la figura 10 –9: La ORGANIZACIÓN DE PRUEBA GENERAL en la página 10 –21 con el Temporizador del Intervalo habilitado, ajuste el nivel de la corriente a 1,5 veces el nivel de operación del elemento y aplique repentinamente cerrando el interruptor bipolar. Registre el tiempo de operación y compare al valor de ajuste en:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / GROUND OC / W1 GND INST OC 1 / W1 GND INST OC 1 DELAY d) DEVANADO 2 O ELEMENTO
NOTA
Solamente dos elementos Sobrecorriente Instantánea 1 de Tierra pueden estar en servicio simultáneamente.
Porque los elementos de los Devanados 2 y 3 pueden ser ajustados con parámetros totalmente diferentes que los elementos del Devanado1, es necesario repetir el grupo completo de pruebas descritas en esta sección para cada uno de los devanados.
NOTA
El bloqueo desde la entrada lógica, si está habilitado, se puede probar según lo descrito en pruebas anteriores para otros elementos.
10.6.12 SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 2 DE TIERRA
Los elementos de la Sobrecorriente Instantánea 2 de Tierra son idénticos a los elementos de la Sobrecorriente Instantánea 1 de Tierra. Por lo tanto, el mismo método de prueba se puede utilizar para verificar su operación adecuada. Inhabilite todas las características de protección excepto la Sobrecorriente Instantánea 2 de tierra. Realice los cambios apropiados para las indicaciones de la pantalla y los relés de salida operados por los elementos de Sobrecorriente Instantánea 2 de Tierra.
10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN 10 PUESTA EN SERVICIO
10-30 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
10.6.13 FALLO DE TIERRA RESTRINGIDA
Este procedimiento verifica que el funcionamiento del Fallo de Tierra Restringida coincida con los ajustes de en-servicio. El elemento de tierra mide la señal de la corriente conectada con la entrada de corriente de tierral TC, H10 y G10 o F12 y E12. La corriente del Neutro (3 I o) se calcula de la suma de vectores de las corrientes trifásicas. Inyectar la corriente en una fase produce automáticamente una corriente de neutro (es decir 3 Io = I A). Los ajustes para estos elementos se encuentran bajo:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/RESTRICTED GROUND/W1 REST GND FAULT/... a) ELEMENTO DEL DEVANADO #1 Para asegurar que solamente el elemento del Fallo de Tierra Restringida opera los relés de disparo (y cualquier otro relé de salida seleccionados por la lógica) inhabilite todas las características de protección excepto el Fallo de Tierra Restringida.
Con un suministro de corriente como lo mostrado en la figura de abajo, conecte la fuente de la corriente de I1 con los terminales H1 y G1 para el elemento del Devanado 1 e I/2 con las terminales G10 y H10 como lo mostrado para el elemento de la corriente de tierra . Supervise los relés apropiados de salida según los ajustes del relé FlexLogic.
FIGURA 10 –10: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA DE TIERRA RESTRINGIDA b) NIVEL DE DETECCIÓN 1. Con el Temporizador del intervalo inhabilitado, aplique la señal de la corriente alimentando el elemento de la corriente de fase y aumente su magnitud lentamente hasta que el relé de disparo, y todos los relés seleccionados auxiliares, funcionen. El nivel de operación debe corresponder al ajuste de la Detección en:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / RESTRICTED GROUND / W1 REST AND FAULT / W1 REST GND FAULT PICKUP 2. Cuando el elemento funcione, verifique que los LEDs de DISPARO (TRIP), TIERRA (GROUND) y DETECCIÓN (PICKUP) están encendidos y el mensaje siguiente se muestra:
3. Reduzca la corriente hasta que el elemento reinicie. El nivel de reinicio debe ser 97% del nivel de operación. Cuando el elemento reinicie, los indicadores de DISPARO (TRIP) y de mensaje deben permanecer encendidos si el OBJETIVO (TARGET) fue seleccionado como enclavado. Si no, solamente el indicador de DISPARO (TRIP) debe permanecer encendido
4. Reinicie los indicadores y elimine los mensajes.
SINCRONIZACIÓN DEL INTERVALO
PARO
INICIO
745 BAJO PRUEBA
DISPARO 2
ELEMENTO DEL RELÉ BAJO PRUEBA
Ifuente
10 PUESTA EN SERVICIO 10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-31
10
c) TIEMPO DE OPERACIÓN Seleccione 3 o 4 tiempos de retardo en los cuales la sincronización debe ser medida. Con el Temporizador del intervalo habilitado, ajuste el nivel de la corriente al valor deseado y aplique repentinamente cerrando el interruptor bipolar. Registre el tiempo de operación y compare el valor esperado. Repita para todos los valores deseados de la corriente.
d) PENDIENTE 1. Para medir la pendiente, conecte las señales de corriente con el relé según lo mostrado en la Figura 10 –
10: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA DE TIERRA RESTRINGIDA en la página 10 – 30.
2. Inyecte la corriente de I1 de manera que el valor de Detección diferencial de tierra dividido por la corriente de I1 es menor que el ajuste de pendiente. Ajuste I/2 = 0 A. EI elemento funcionara mientras la corriente aparece como diferencial de tierra.
3. La pendiente se calcula de los valores del I diferencial de tierra I max como se muestra abajo:
%100I
%max
aldifferenti ground ×=I
slope
Imáx representa la corriente de fase máxima para el devanadado que está siendo medido.
4. A medida que se aumenta I/2, el elemento se reiniciará cuando el porcentaje de la pendiente caiga debajo del ajuste . Aumente lentamente I/2 hasta que el elemento funcione otra vez. Calcule la pendiente en este punto.
5. Disminuya el ajuste de la pendiente a 0% y continúe aumentando la corriente de I/2 hasta que el elemento reinicie. Aumente lentamente I/2 hasta que el elemento opere otra vez.
6. El nivel de reinicio debe ser 97% del nivel de operación. Cuando el elemento reinicie, los indicadores de DISPARO (TRIP) y de mensaje deben permanecer encendidos si el OBJETIVO (TARGET) fue seleccionada como enclavado. Si no solamente el indicador de DISPARO (TRIP) debe permanecer encendido.
e) ELEMENTOS DE LOS DEVANADOS 2 O 3 Puesto que el segundo elemento del Fallo de Tierra Restringida puede ser ajustado con parámetros totalmente diferentes que el primer elemento del devanado, es necesario repetir el grupo completo de las pruebas descritas en esta sección para cada uno de los devanados.
Para probar el segundo elemento, inhabilite todos los elementos de protección a excepción del elemento de Fallo de Tierra Restringida de W2 (ó W3 donde sea apropiado). Conecte la señal de la corriente de tierra con F12 y E12. Repite todas las pruebas descritas para el elemento del Devanado 1 en esta sección.
NOTA
El bloqueo de la entrada lógica, si está habilitado, se puede probar según lo descrito en pruebas anteriores para otros elementos.
10.6.14 SOBRECORRIENTE DEL TIEMPO DE SECUENCIA NEGATIVA Este procedimiento verifica que el funcionamiento de la Sobrecorriente del Tiempo de Secuencia Negativa coincide con los ajustes de en-servicio. Puesto que estos elementos pueden tener un grupo de curvas de sincronización, una tabla de tiempos de operación esperados en relación a la corriente aplicada se debe preparar antes de la prueba de los elementos. El elemento de secuencia negativa mide el componente derivado de la secuencia negativa de las señales de la corriente de fase conectadas con las entradas del TC (Transformer de Corriente) de fase. Consulte la sección 5.9: CURVAS DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO en la página 5-90 para información adicional sobre las curvas de sincronización. Si los elementos del relé son ajustados para la característica de Reinicio Lineal al medir los tiempos de operación, asegúrese de que haya suficiente tiempo entre las inyecciones de la corriente de prueba para que el elemento se reinicie completamente. Si no, mediciones erróneas de sincronización serán obtenidas. Los ajustes para estos elementos se encuentran bajo:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / NEG SEQ OC / W1 NEG SEQ TIME OC/....
10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN 10 PUESTA EN SERVICIO
10-32 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
a) ELEMENTO DEL DEVANADO #1 Para asegurarse que solamente el elemento de la Sobrecorriente del Tiempo de la Secuencia Negativa opera los relés de disparo (y cualquier otro relé de salida seleccionado por la lógica) inhabilite todas las características de protección excepto la Sobrecorriente del Tiempo de la Secuencia Negativa. Utilice la organización de prueba general mostrada en la Figura 10 –9: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA GENERAL en la página 10 –21.
Conecte el suministro de la corriente con las terminales X = H1 y Y = G1 para probar el elemento del Devanado 1 de la Secuencia Negativa . Supervisa los relés apropiados de salida según los ajustes del relé FlexLogic.
b) NIVEL DE DETECCIÓN 1. Con el temporizador del intervalo inhabilitado, aplique la señal de la corriente y aumente lentamente su
magnitud hasta que el relé de disparo y todos los relés auxiliares seleccionados funcionen. Si el relé tiene una característica de tiempo muy inversa, es más fácil y más exacto aumentar la corriente más arriba del nivel de detección hasta que el relé de disparo opere después reduzca la corriente justo arriba del nivel de operación. Reduzca lentamente la corriente debajo del nivel de operación y obsérvela para una acción de reinicio en el relé de disparo. Este nivel de reinicio para la corriente debe ser aproximadamente 98% del nivel de detección. Una vez que se apaga el relé , aumente lentamente la corriente hasta que el contacto de disparo se cierre. El nivel de operación debe corresponder al ajuste de la detección:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS /NEG SEQ OC/ W1 NEG SEQ TIME OC/ W1 NEG SEQ TIME OC PICKUP
NOTA
Con la corriente aplicada a una sola fase, se calcula el componente de corriente de secuencia de negativa de:
phaseI×=31I seq neg
Por lo tanto, la corriente de la fase será tres veces el ajuste de detección.
2. Verifique que, cuando el elemento opere, los LEDS de DISPARO (TRIP) y de DETECCIÓN (PICKUP) estén encendidos y el mensaje siguiente se muestre:
3. Reduzca la corriente hasta que el elemento reinicie. El nivel de reinicio debe ser 97% del nivel de
operación. Cuando el elemento reinicie los indicadores de DISPARO (TRIP) y de mensaje deben permanecer encendidos si el OBJETIVO (TARGET) fue seleccionado como enclavado. Si no solamente el indicador de DISPARO (TRIP) permanece encendido.
Reinicie los indicadores y elimine los mensajes.
c) TIEMPO DE OPERACIÓN Con una tabla como la mostrada abajo, seleccione 3 o 4 valores de múltiplos de la corriente en los cuales la sincronización debe ser medida. Introduzca los tiempos de operación esperados de la curva de sincronización aplicada en los ajustes. Usando la organización en la Figura 10 –9: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA GENERAL en la página 10 –21 con el Temporizador del intervalo habilitado, ajuste el nivel de la corriente al valor deseado (considerando la relación mencionada arriba) y aplica repentinamente cerrando el interruptor bipolar. Registre el tiempo de operación y comparelo con el valor esperado. Repita para todos los valores deseados de la corriente.
MÚLTIPLO DE CORRIENTE
TIEMPO NOMINAL
TIEMPO MEDIDO
1.5 3 5
10 PUESTA EN SERVICIO 10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-33
10
d) TIEMPO DE REINICIO Una verificación simple del modo de reinicio, seleccionada con el punto de ajuste siguiente:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / NEG SEQ NEG OC / W1 NEG SEQ TIME OC / W1 NEG SEQ TIME OC RESET Se puede obtener usando la organización de prueba simple en la Figura 10 –9: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA GENERAL en la página 10 –21. El procedimiento consiste en las mediciones repetidas del tiempo de operación en una sucesión rápida. Si el reinicio se selecciona como instantáneo, el tiempo de operación es siempre igual al tiempo nominal derivado de la curva seleccionada. Si el reinicio se selecciona como lineal, el tiempo de operación varía como una función del tiempo entre las aplicaciones sucesivas de la señal de la corriente. Si esta prueba se realiza con múltiplos de la corriente de 2 a 3 veces del nivel de Detección, las variaciones en el tiempo de operación son más fáciles de detectar.
e) ELEMENTOS DE LOS DEVANADOS 2 Y 3 Ya que los elementos de la Sobrecorriente del Tiempo de Secuencia Negativa en los devanados 2 y/o 3 se pueden ajustar con parámetros totalmente diferentes a aquellos para el primer elemento, es necesario repetir el grupo completo de pruebas descritas en esta sección para cada uno de los devanados.
Para probar estos elementos, inhabilite todos los elementos de protección a excepción para la Sobrecorriente del Tiempo de Secuencia Negativa W2. Conecte la señal de la corriente con X = H4 y Y = G4. Repita todas las pruebas descritas para el elemento del Devanado #1 en esta sección. Para el Devanado 3, conecte la señal de la corriente con X = H7 y Y = G7.
NOTA
El bloqueo desde la entrada lógica, si está habilitado, se puede probar según lo descrito en pruebas anteriores para otros elementos.
10.6.15 SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA DE SECUENCIA NEGATIVA
Este procedimiento verifica que el funcionamiento de la Sobrecorriente Instantánea de Secuencia Negativa coincide con los ajustes de en-servicio. Los ajustes para estos elementos se encuentran bajo:
SETPOINTS / S4 ELEMENTS / NEG SEQ OC / W1 NEG SEQ INST OC / ... Si los ajustes del relé requieren prueba en múltiplos de la corriente de varias veces el valor secundario TC clasificado, no dejan la señal de la corriente encendida más de unos cuantos segundos.
a) ELEMENTO DEL DEVANADO 1 Para asegurarse de que solamente el elemento de la Sobrecorriente Instantánea de Secuencia Negativa de corriente instantánea opera los relés de disparo (y cualquier otro relé de salida seleccionado por la lógica), inhabilite todas las características de protección excepto la Sobrecorriente Instantánea de Secuencia Negativa. Utilice la organización de prueba general en la Figura 10 –9: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA GENERAL en la página 10 –21.
Conecte el suministro de corriente con las terminales X = H1 y Y = G1 para probar el elemento del Devanado 1. Supervise los relés apropiados de salida según los ajustes del relé FlexLogic.
b) NIVEL DE DETECCIÓN 1. Con el temporizador del intervalo inhabilitado, aplique la señal de la corriente y aumente su magnitud
hasta que el relé de disparo y todos los relés auxiliares seleccionados funcionen. Compare el nivel de operación medido con los ajustes del relé en:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/NEG SEQ OC/W1 NEG SEQ INST OC/W1 NEG SEQ INST OC PICKUP
NOTA
Con la corriente aplicada a una fase sencilla, el componente de corriente de secuencia negativa.
phaseI×=31 I seq neg
Por lo tanto, la corriente de la fase será tres veces el ajuste de la detección.
10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN 10 PUESTA EN SERVICIO
10-34 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
2. Cuando el elemento operea, verifique que los LEDs de DISPARO (TRIP) y de DETECCIÓN (PICKUP) están encendidos y que aparezca el mensaje siguiente:
3. Reduzca la corriente hasta que el elemento reinicie. El nivel de reinicio debe ser 97% del nivel de
operación. Cuando el elemento reinicie, los indicadores de DISPARO (TRIP) y de mensaje deben permanecer encendidos si el OBJETIVO (TARGET) fue seleccionado como enclavado. Si no, solamente el indicador de disparo debe permanecer encendido.
4. Reinicie los Indicadores y Elimine los Mensajes. c) TIEMPO DE OPERACIÓN Use la organización de la Figura 10–9: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA GENERAL en la página 10–21 con el temporizador del intervalo habilitado, ajuste el nivel de la corriente a 1,5 veces el nivel de operación del elemento y aplique repentinamente cerrando el interruptor bipolar. Registre el tiempo de operación y compare al ajuste bajo:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/NEG SEQ OC/W1 NEG SEQ INST OC/W1 NEG SEQ INST OC DELAY d) ELEMENTOS DE LOS DEVANADOS 2 Y 3 Ya que los elementos de los Devanados 2 y 3 pueden ser ajustados con parámetros totalmente diferentes que el elemento para el Devanado 1, es necesario repetir el grupo completo de las pruebas descritas para el elemento del Devanado 1 en esta sección. Conecte el suministro de la corriente con las terminales X = H4 y Y = G4 para probar el elemento del Devanado 2. Utilice X = H7 y Y = G7 para el elemento del devanado 3.
NOTA
El bloqueo desde la entrada lógica, si está habilitado, puede ser probado según lo descrito en pruebas anteriores para otros elementos.
10.6.16 ELEMENTOS DE FRECUENCIA La frecuencia del sistema de energía se mide desde la entrada de la tensión si ha sido habilitada. Si no hay entrada de tensión, se mide a partir de la fase A del Devanado #1. Estas pruebas requieren una fuente de corriente de frecuencia variable para los relés sin entrada de tensión y una fuente de tensión y de corriente de frecuencia variable para los relés con una entrada de tensión. Las conexiones se muestran en la figura de abajo. Realice solamente las pruebas específicas para el modelo del relé.
NOTA
Los elementos de la caida de frecuencia, baja frecuencia y sobre frecuencia son supervisados por los detectores ajustables opcionales del nivel de la tensión y de la corriente mínima. Cuando prueba el operación de estos elementos en un 745 con la entrada de tensión habilitada, puede ser necesario inyectar una señal de la corriente en el Devanado 1 Fase A si la supervisión de la corriente está habilitada, o bien los detectores no funcionan.
FIGURA 10 –11: PRUEBA DEL ELEMENTO DE FRECUENCIA
TEMPORIZADOR DEL INTERVALO
INICIO PARO
DISPARO
FUENTE DE TENSIÓN / CORRIENTE DE
FRECUENCIA VARIABLE
DISPARADOR
RELE 745 BAJO PRUEBA
10 PUESTA EN SERVICIO 10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-35
10
10.6.17 BAJA FRECUENCIA 1
a) PRELIMINAR Inhabilite todas las funciones de protección excepto la función. Baja Frecuencia 1 Verifique que los ajustes coinciden con los requisitos de en-servicio. Los ajustes se pueden introducir o modificar bajo:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/FREQUENCY/UNDERFREQUENCY 1/… b) FUNCIÓN DE ENTRADA DE TENSIÓN (ENTRADA DE TENSIÓN HABILITADA) 1. Con la fuente de la tensión/corriente de frecuencia variable conectada con las terminales C11 y C12 para
la señal de la tensión y el H1 y el G1 para la señal de la corriente, ajuste la frecuencia a 60,00 Hz (o a 50,00 Hz para los sistemas de 50 Hz) y la amplitud de la tensión a la tensión secundaria nominal del TV.
2. Ajuste la amplitud de la corriente al TC nominal secundario. Supervise los relés apropiados de disparo y auxiliares. Reinicie todas las alarmas e indicaciones en el relé. La pantalla del relé debe permanecer sin indicaciones de disparo.
3. Disminuya lentamente la frecuencia hasta que el relé(s) de salida funcione. Verifique que la operación ocurrió en el ajuste seleccionado de la frecuencia.
4. Mientras la frecuencia varíe, verifique que la frecuencia adecuada del sistema está mostrada bajo: ACTUAL VALUES/A2 METERING/FREQUENCY/SYSTEM FREQUENCY
5. Reduzca lentamente la tensión y observe la tensión a la cual el relé(s) de salida reinicia. Verifique que esta tensión de caída es aproximadamente el valor de la supervisión de la tensión ajustado bajo.
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/FREQUENCY/UNDERFREQUENCY 1/MINIMUM OPERATING VOLTAGE
NOTA
Si la supervisión de la tensión es ajustada a 0,0, entonces el elemento permanece operando hasta que la tensión se disminuye aproximadamente un 2%, el nivel en el cual las mediciones llegan a ser no confiables.
6. Aumente lentamente la tensión y verifique que el elemento opere cuando la tensión alcanza 2% arriba del nivel de supervisión. Regrese la tensión al valor nominal.
7. Disminuya lentamente la corriente hasta que el elemento se reinicie. Verifique que este nivel de la corriente de caida es igual al ajuste:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/FREQUENCY/UNDERFREQUENCY 1/MINIMUM OPERATING CURRENT
NOTA
Si la detección de la corriente está inhabilitada en, el elemento, permanecerá operando con la corriente reducida a 0,0 A.
8. Aumente lentamente la corriente y asegure que el elemento opere cuando la corriente alcanza un valor apenas arriba del ajuste. Ajuste la corriente al TC nominal secundario.
9. Verifique que los LEDs de DISPARO (TRIP) y de DETECCIÓN (PICKUP) están encendidos y el mensaje de disparo siguiente aparezca.
10. Aumente lentamente la frecuencia hasta que el indicador de DETECCIÓN (PICKUP) y los relés de salida
reinicien. Observe el nivel de caida, que debe ser la Detección más 0,03 Hz. Verifque que el indicador de DISPARO (TRIP) todavía está encendido. El mensaje de disparo permanecerá encendido si el ajuste del OBJETIVO (TARGET) está enclavado, si está establecido en auto-reinicio el mensaje reiniciará cuando la frecuencia esté arriba del punto de ajuste.
11. Para las pruebas de sincronización, el generador de señal debe ser capaz de disparar un cambio de frecuencia por etapas o disminución de la frecuencia pre-seleccionada en solamente unos cuantos milisegundos. Conecte la Fuente de Señal y los Disparadores del Arranque del temporizador de la señal según lo mostrado en el Figura 10–11: PRUEBA DEL ELEMENTO DE LA FRECUENCIA en la página 10–34.
10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN 10 PUESTA EN SERVICIO
10-36 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
12. Ajuste la tensión al valor secundario nominal del TV, la corriente al TC nominal secundario, y la frecuencia del pre-disparador a la frecuencia nominal (60 o 50 Hz). Si la detección de la corriente no se permite, no es necesario conectar la señal de la corriente.
13. Ajuste el post-disparador a 0,5 Hz bajo el ajuste para Baja frecuencia 1. Reinicie todos los objetivos y relés, en caso de ser necesario. Reinicie el temporizador.
14. Inicie el incremento de la frecuencia y el arranque del temporizador. El temporizador del intervalo registrará el tiempo de operación del elemento. Compare este tiempo al valor del punto de ajuste:
SETPOINT/S4 ELEMENTS/FREQUENCY/UNDERFREQUENCY 1 DELAY 15. Con tal de que los tiempos de operación no se dispersen sobre un amplio rango, puede ser deseable
repetir esta prueba varias veces y promediar los resultados. Si hay una dispersión amplia, verifique la organización de prueba y asegure que la fuente de la señal se comporte de una manera consistente.
C) FUNCIÓN DE ENTRADA DE LA CORRIENTE (ENTRADA DE TENSIÓN INHABILITADA) Si los elementos de Frecuencia están utilizando la señal de la corriente de la fase A del Devanado 1 como fuente, verifique la operación del elemento usando las instrucciones de abajo.
1. Con la fuente de la corriente de frecuencia variable conectada con las terminales H1 y G1 sin las conexiones de tensión, ajuste la frecuencia a 60,00 Hz (ó a 50,00 Hz) y la amplitud a la corriente secundaria nominal del TC. Supervise los relés apropiados de disparo y auxiliares. Reinicie todas las alarmas e indicaciones. La pantalla debe permanecer sin cambiar y sin indicaciones de disparo.
2. Disminuya lentamente la frecuencia hasta que el relé(s) de salida opere. Verifique que la frecuencia en la cual la operación ocurrió es el ajuste seleccionado de la frecuencia.
3. Reduzca lentamente la corriente. Observe la corriente en la cual el relé(s) de salida reinicia. Verifique que esta corriente de caída es la corriente de operación mínima seleccionada en los ajustes.
NOTA
Si la detección de la corriente no se permite, después el elemento continuará trabajando hasta un nivel de corriente de 0,02 x TC A.
4. Aumente la corriente de nuevo hasta el valor nominal.Verifique que el relé(s) funcione.
5. Verifique que los LEDs de DISPARO (TRIP) y de DETECCIÓN (PICKUP) están encendidos y el mensaje siguiente aparezca:
5. Aumente lentamente la frecuencia hasta que el indicador de DETECCIÓN (PICKUP) se reinicie. Observe
el nivel de caída, que debe ser el de detección más 0,03 Hz. Verifique que el indicador de DISPARO (TRIP) todavía esté encendido. El mensaje de disparo permanece encendido si el ajuste del OBJETIVO (TARGET) está enclavado. Si ha sido ajustado a auto-reinicio,el mensaje se reinicia cuando la frecuencia está arriba del punto de ajuste.
6. Para las pruebas de sincronización, el generador de la señal debe ser capaz de disparar un cambio de frecuencia por etapas o una disminución de la frecuencia pre-seleccionada en solamente algunos milisegundos. Conecte la Fuente de la Señal y los Disparadores de Arranque del Temporizador según lo mostrado en la Figura 10–11: PRUEBA DEL ELEMENTO DE FRECUENCIA en la página 10–34.
7. Ajuste la corriente al valor secundario nominal del TC, sin conexión de tensión, y la frecuencia del pre-disparador a la frecuencia nominal (60 ó 50 Hz).
8. Ajuste el post-disparador a 0,5 Hz debajo del ajuste de Baja frecuencia 1.Si es necesario, reinicie todos los objetivos y relés. Reinicie el temporizador.
9. Inicie el incremento de la frecuencia y el arranque del temporizador. El temporizador del Intervalo registrará el tiempo de operación del elemento. Compare este tiempo con el ajuste bajo:
SETPOINT/S4 ELEMENTS/FREQUENCY/UNDERFREQUENCY 1 DELAY
10 PUESTA EN SERVICIO 10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-37
10
11. Con tal de que los tiempos de operación no se dispersen sobre un amplio rango, puede ser deseable repetir esta prueba varias veces y promediar los resultados. Si hay una dispersión amplia,verifique la organización de prueba y asegure que la fuente de la señal se comporta de una manera consistente.
NOTA
El bloqueo desde la entrada de la lógica, si está habilitado, se puede probar según lo descrito en pruebas anteriores para otros elementos.
10.6.18 BAJA FRECUENCIA 2
1. Inhabilite todas las funciones de protección excepto la función de Baja frecuencia 2.
2. Verifique que los ajustes coinciden con los requisitos de en-servicio. Introduzca/modifique los ajustes y lógica bajo:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/FREQUENCY/UNDERFREQUENCY 2/… 3. Repita los pasos apropiados de la sección 10.6.17: BAJA FRECUENCIA 1 en la página 10–35 para este
elemento. Los resultados se deben comparar con los ajustes para el elemento de Baja frecuencia 2. 10.6.19 SOBREFRECUENCIA
a) PRELIMINAR Inhabilite todas las funciones de protección excepto Sobrefrecuencia. Verifique que los ajustes coinciden con los requisitos de en-servicio. Los ajustes de Sobrefrecuencia se modifican bajo:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/FREQUENCY/OVERFREQUENCY/… b) FUNCIÓN DE ENTRADA DE TENSIÓN (ENTRADA DE TENSIÓN HABILITADA) 1. Con la fuente de tensión/corriente de frecuencia variable conectada con las terminales C11 y C12 para la
señal de tensión y H1 y G1 para la señal de la corriente, ajuste la frecuencia a 60,00 Hz (o a 50,00 Hz) y a la amplitud de tensión a la tensión secundaria nominal del TV. Ajuste la amplitud de la corriente al TC nominal secundario. Supervise los relés apropiados de disparo y auxiliares. Reinicie todas las alarmas e indicaciones en el relé. La pantalla del 745 debe permanecer sin cambio y sin indicaciones de disparo.
2. Aumente lentamente la frecuencia hasta que el relé(s) de salida funcione. Verifique que la frecuencia en la cual la operación ocurrió es el ajuste seleccionado de la frecuencia. De forma que se cambie la frecuencia, verifique que la pantalla indica el valor correcto de la frecuencia del sistema bajo:
ACTUAL VALUES/A2 METERING/FREQUENCY/SYSTEM FREQUENCY 3. Reduzca lentamente la tensión.Observe la tensión en la cual el relé(s) de salida reinicia. Verifique que
esta tensión de caida es igual al nivel de la tensión ajustado bajo:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/FREQUENCY/OVERFREQUENCY/MINIMUM OPERATING VOLTAGE Observe que este nivel puede ser establecido hasta a 0,00 A, en el caso de que el resto del elemento podrá ser operado a un nivel de tensión de aproximadamente 2% de nominal.
4. Aumente lentamente la tensión y verifique que el elemento opere cuando la tensión alcanza 2% sobre el nivel ajustado. Regrese la tensión al valor nominal.
5. Disminuya lentamente la corriente hasta que el elemento reinicie. Verifique que este nivel de corriente de caída es igual al ajuste bajo:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/FREQUENCY/OVERFREQUENCY/MINIMUM OPERATING CURRENT Si la detección de la corriente no se ha habilitado para este elemento, el elemento permanecerá operando a niveles de corriente hasta 0,00 A.
6. Aumente lentamente la corriente y verifique que el elemento opere cuando la corriente alcanza un valor arriba del ajuste. Ajuste la corriente al TC nominal secundario.
10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN 10 PUESTA EN SERVICIO
10-38 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
7. Verifique que los LEDs de DISPARO (TRIP) y de DETECCIÓN (PICKUP) están encendidos y que el mensaje siguiente aparezca:
8. Disminuya lentamente la frecuencia hasta que el indicador de DETECCIÓN (PICKUP) y los relés de
salida se reinicien. Observe el nivel de caída, que debe ser la detección menos 0,03 Hz. Verifique que el indicador de DISPARO (TRIP) todavía está encendido. El mensaje de disparo sigue encendido si el ajuste de OBJETIVO (TARGET) está enclavado;si ha sido ajustado a auto-reinicio el mensaje reinicia cuando la frecuencia está debajo del punto de ajuste.
9. Para las pruebas de sincronización, el generador de la señal debe ser capaz de disparar un cambio de frecuencia por etapas o disminución de la frecuencia pre-seleccionada en solamente algunos milisegundos. Conecte los disparadores de la Fuente de Señal y del Arranque del Temporizador según lo mostrado en la Figura 10–11: PRUEBA DEL ELEMENTO DE LA FRECUENCIA en la página 10–34.
10. Ajuste la tensión al valor secundario nominal del TV, a la corriente al TC nominal secundario, y la frecuencia del pre-disparador a la frecuencia nominal (60 o 50 Hz). La señal de la corriente no se requiere, si la detección de la corriente no se ha habilitado para este elemento.
11. Ajuste el post-disparador a 0,5 Hz sobre el ajuste del elemento de Sobrefrecuencia. En caso de ser necesario, reinicie todos los objetivos y relés. Reinicie el temporizador.
12. Inicie el paso de la frecuencia y el arranque del temporizador. El temporizador de intervalo registrará el tiempo de operación del elemento. Compare este tiempo al ajuste bajo:
SETPOINT/S4 ELEMENTS/FREQUENCY/OVERFREQUENCY DELAY 13. Con tal de que los tiempos de operación no se dispersen sobre un amplio rango, puede ser deseable
repetir esta prueba varias veces y promediar los resultados. Si hay una dispersión amplia, verifique la organización de prueba y asegure que la fuente de la señal se comporte de una manera consistente.
c) FUNCIÓN DE ENTRADA DE CORRIENTE (ENTRADA DE TENSIÓN INHABILITADA) Si la entrada de la tensión es inhabilitada, los elementos de la Frecuencia utilizan la señal de la corriente de la Fase A del Devanado #1 como una fuente. Verifique la operación del elemento usando el procedimiento abajo. 1. Usando la fuente de la corriente de la frecuencia variable conectada con los terminales H1 y G1, sin
conexión de tensión, ajuste la frecuencia a 60,00 Hz (o a 50,00 Hz) y la amplitud a la corriente secundaria nominal de CT. Supervise los relés apropiados de disparo y de auxiliares. Reinicie todas las alarmas e indicaciones en el relé. La pantalla del relé debe permanecer sin cambiar sin indicaciones de disparo.
2. Aumente lentamente la frecuencia hasta que el relé(s) de salida funcione. Verifique que la frecuencia en la cual la operación ocurrió es el ajuste seleccionado de la frecuencia.
3. Reduzca lentamente la corriente. Observe la corriente en la cual el relé(s) de salida reinicia. Verifique que esta corriente de caída es la corriente de operación mínima seleccionada en los ajustes. Si la detección de la corriente ha sido inhabilitada para este elemento, entonces la operación continúa hasta 0,00 A.
4. Aumente la corriente de nuevo al valor nominal. Verifique que el relé(s) opere. 5. Verifique que los LEDs de DISPARO (TRIP) y de DETECCIÓN (PICKUP) están encendidos y que el
mensaje siguiente aparezca:
6. Disminuya lentamente la frecuencia hasta que el indicador de DETECCIÓN (PICKUP) y los relés de
salida reinicien. Observe el nivel de caída, que debe ser la detección menos 0,03 Hz. Verifique que el indicador de DISPARO (TRIP) todavía está encendido. El mensaje de disparo permanece encendido si el ajuste del OBJETIVO (TARGET) está enclavado; si este se auto-reinicia el mensaje se reinicia cuando la frecuencia está debajo del punto de ajuste.
10 PUESTA EN SERVICIO 10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-39
10
7. Para pruebas de sincronización, el generador de la señal debe ser capaz de disparar un cambio de frecuencia por etapas o disminuir la frecuencia pre-seleccionada en solamente algunos milisegundos.Conecte los disparadores de la Fuente de Señal y de Arranque del Temporizador según lo mostrado en la Figura 10–11: PRUEBA DEL ELEMENTO DE FRECUENCIA en la página 10–34.
8. Ajuste la corriente del valor secundario nominal del TC, a ninguna conexión de tensión, y la frecuencia del pre-disparador a la frecuencia nominal (60 o 50 Hz).
9. Ajuste el post-disparador a 0,5 Hz arriba del ajuste del elemento de Sobrefrecuencia. Reinicie todos los objetivos y relés, en caso de ser necesario. Reinicie el temporizador.
10. Inicie el incremento de la frecuencia y el arranque del temporizador. El temporizador del intervalo registra el tiempo de operación del elemento. Compare este con el ajuste:
SETPOINT/S4 ELEMENTS/FREQUENCY/OVERFREQUENCY DELAY 11. Con tal de que los tiempos de operación no se dispersen sobre un amplio rango, puede ser deseable
repetir esta prueba varias veces y promediar los resultados. Si hay una dispersión amplia, verifique la organización de prueba y asegure que la fuente de la señal se comporta de una manera consistente.
NOTA
El bloqueo desde la entrada lógica, si está habilitado, se puede probar según lo descrito en pruebas anteriores para otros elementos.
10.6.20 VELOCIDAD 1 DE CAIDA DE FRECUENCIA a) PRELIMINARES
NOTA
Se requiere un generador de función programable de alta calidad para verificar este elemento. Puesto que los índices de la frecuencia del cambio se miden sobre un rango estrecho, la instrumentación de la prueba debe simular exactamente las velocidadess de la caída de la frecuencia sin ninguna inestabilidad significativa. Ésta es la experiencia de GE Power Management que algún equipo comercial de prueba del relé con las funciones de disminución de frecuencia incorporada no es bastante exacto para verificar el funcionamiento del 745.
Inhabilite todas las funciones de protección excepto la Función de Caída de la Frecuencia. Verifique que los ajustes coinciden con los requisitos de en-servicio. Los ajustes se incorporan y se modifican bajo:
SETPOINTS/FPS4 ELEMENTS/FREQUENCY/FREQUENCY DECAY/.. b) FUNCIÓN DE ENTRADA DE TENSIÓN (ENTRADA DE TENSION PERMITIDA) 1. Utilice una fuente programable de tensión/corriente programable de disminución de frecuencia conectado
con las terminales C11 y C12, para la señal de tensión y con el H1 y el G1 para la señal de la corriente. Ajuste la frecuencia a 60,00 Hz (o a 50,00 Hz) y a la amplitud de la tensión a la tensión secundaria nominal del TV. Ajuste la amplitud de la corriente al TC nominal secundario (Nota: Si la detección de la corriente ha sido inhabilitada para este elemento, la señal de la corriente no se requiere para las pruebas). Supervise los relés apropiados de disparo y auxiliares. Reinicie todas las alarmas e indicaciones en el relé. La pantalla del relé debe permanecer sin cambio sin indicaciones de disparo.
2. Programe el generador de la función para simular un cambio de velocidad de frequencia apenas arriba de la Velocidad 1. La frecuencia de arranque debe ser la frecuencia nominal del relé; la frecuencia final debe estar debajo del Umbral de la Caída de la Frecuencia si el relé debe opera. Observe que ocurre la operación si el criterio de la velocidad está satisfecho y la frecuencia está debajo del umbral.
3. Inicie la acción de disminución y verifique la operación del elemento una vez que la caída de la frecuencia cae bajo el umbral.
4. Verifique que los LEDs de DISPARO (TRIP) y de DETECCIÓN (PICKUP) están encendidos y el mensaje siguiente aparezca:
Si el objetivo fue seleccionado como Enclavado, el LED de disparo y el mensaje permanecen encendidos.
5. Reduzca la tensión hasta debajo del nivel de supervisión de la tensión ajustado bajo:
10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN 10 PUESTA EN SERVICIO
10-40 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/FREQUENCY/FREQUENCY DECAY/MINIMUM OPERATING VOLTAGE 6. Repita la acción de disminución y verifique que el elemento no opera. Si el nivel de la supervisión de la
tensión ha sido ajustado a 0,00, el elemento continúa operando correctamente hasta aproximadamente 2% o nominal.
7. Regrese la tensión al valor nominal.
8. Si se permite la detección de la corriente, ajuste el nivel de la corriente debajo del valor de la Corriente Mínima de Operación ajustada bajo:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/FREQUENCY/FREQUENCY DECAY/MINIMUM OPERATING CURRENT 9. Repita la acción de disminución y verifique que el elemento no funcione.
10. Para las pruebas de sincronización, se obtiene un tiempo aproximado de operación si un temporizador es disparado al mismo tiempo que la acción de disminución de frecuencia y el intervalo de tiempo entre el punto del disparo y la operación del relé medida. De ese tiempo medido, reste el tiempo requerido para que la frecuencia alcance el valor del umbral.
c) FUNCIÓN DE ENTRADA DE CORRIENTE (ENTRADA DE TENSIÓN INHABILITADA)
1. Con una fuente programable de tensión/corriente de disminución de frecuencia conectado con las terminales H1 y G1 para la señal de la corriente, ajuste la frecuencia a 60,00 hz (o a 50 hz). Ajuste la amplitud de la corriente al TC nominal secundario. Supervise los relés apropiados de disparo y auxiliares.Reinicie todas las alarmas e indicaciones en el relé. La pantalla del relé debe permanecer sin cambio sin indicaciones de disparo.
2. Programe el generador de la función para simular un cambio de velocidad de la frecuencia apenas arriba de la velocidad 1. La frecuencia de arranque debe ser la frecuencia nominal del relé. La frecuencia final debe estar debajo del Umbral de Caída de la Frecuencia si el relé debe operer. Observe que ocurre la operación si el criterio de la velocidad está satisfecho y la frecuencia está debajo del umbral.
3. Inicie la acción de disminución y verifique que el elemento opera una vez que la frecuencia cae debajo del umbral.
4. Verifique que los LEDs de DISPARO (TRIP) y DETECCIÓN (PICKUP) están encendidos y que el mensaje siguiente aparezca:
Si el objetivo fue seleccionado como enclavado el LED de disparo y el mensaje permanecen encendidos.
5. Ajuste el nivel de la corriente a un valor debajo de la Corriente de Operación Mínima bajo:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/FREQUENCY/FREQUENCY DECAY/MINIMUM OPERATING CURRENT: 6. Repita la acción de disminución y verifique que el elemento no opere. Si la detección de la corriente ha
sido inhabilitada para este elemento, la operación continuará hasta un nivel de la corriente de aproximadamente 2% del nominal.
7. Para las pruebas de la sincronización, se obtiene una aproximación tiempo de operación si un temporizador está activado al mismo tiempo que la acción de disminución y el intervalo del tiempo entre el punto del disparador y la operación del relé medida. Del tiempo medido, reste el tiempo requerido para que la frecuencia alcance el valor del umbral. El tiempo esperado se debe calcular usando el índice de cambio y el efecto del retardo de tiempo ajustado bajo:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/FREQUENCY/FREQUENCY DECAY/FREQUENCY DECAY DELAY: d) VELOCIDAD DE CAIDA 2, 3, y 4 DE FRECUENCIA Repita el procedimiento anteror para el resto de los elementos de la velocidad de caída, realizando los cambios necesarios cuando sea apropiado.
10 PUESTA EN SERVICIO 10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-41
10
10.6.21 VOLTIOS-POR-HZ 1(2)
Los niveles de operación de voltios-por-Hz son ajustados en términos de tensión de la entrada del relé dividido por la frecuencia de esa tensión.
1. Inhabilite todos los elementos excepto los Voltios-por-Hz 1(2). Supervise el contacto apropiado. Utilice la organización de prueba en la Figura 10–11: PRUEBA DEL ELEMENTO DE FRECUENCIA en la página 10–34 con la fuente de tensión de la frecuencia variable.
2. Los ajustes de los Voltios-por-hz se encuentran bajo:
SETPOINTS S4 ELEMENTS / OVEREXCITATION / VOLTS-PER-HERTZ 1(2) /… 3. Aplique una tensión que comience en 60 hz y aumente la magnitud hasta que el elemento funcione.
Reduzca la frecuencia en pasos de 5 hz y repita la medición. El elemento debe opera en un valor consistente de V/Hz igual al ajuste del elemento.
4. Verifique que los LEDs de DISPARO (TRIP) y DETECCIÓN (PICKUP) están encendidos y el mensaje siguiente aparezca:
5. Para las pruebas de la sincronización, prepare una tabla del tiempo de operación esperado contra la
señal aplicada de V/Hz de la curva de sincronización seleccionada para el elemento. Con el generador de función de frecuencia variable para simular las diferentes relaciones de V/Hz, aplique repentinamente al relé y mida el tiempo de operación.
10.6.22 ESQUEMA DE LA 5TA ARMÓNICA
El Esquema de la 5ta Armónica funciona si el contenido de la 5ta armónica de cualquier señal de la corriente conectada con el relé excede el umbral ajustado, para el tiempo de ajuste, con tal de que el nivel esté sobre el umbral ajustado.
1. Inhabilite todas las funciones de protección excepto la función de la 5ta Armónica.
2. Los ajustes del esquema de la 5ta armónica están bajo:
SETPOINTS S4 ELEMENTS/OVEREXCITATION/5TH HARMONIC LEVEL 3. Esta prueba requiere un generador de corriente capaz de producir un componente fundamental y 5ta
Armónica.Conecte la señal de la corriente con H1 y G1 y ajuste el nivel del componente fundamental arriba del ajuste del umbral.
4. Aumente lentamente la amplitud del componente de la 5ta Armónica hasta que el elemento funcione. Calcule la relación de la 5ta Armónica con el fundamental en el cual la operación ocurrió y compare este valor al ajuste del elemento.
5. Verifique que los LEDs de DISPARO (TRIP) y DETECCIÓN (PICKUP) y (ALARMA (ALARM) si fue seleccionado) están encendidos, y el mensaje siguiente aparezca:
6. Reduzca el componente de la 5ta Armónica hasta que el elemento reinicie. El nivel de reinicio debe ser
97% del nivel de operación. Reinicie los indicadores y elimine los mensajes.
7. Repita los pasos anteriores con un nivel fundamental de corriente bajo el ajuste del umbral. Asegúrese de que el elemento no funcione.
8. Para las pruebas de sincronización, simule una condición de operación como la de arriba y aplique repentinamente al relé y mida el tiempo de operación. El tiempo debe ser igual que el ajuste en el elemento.
10.6 ESQUEMA DE PROTECCIÓN 10 PUESTA EN SERVICIO
10-42 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
10.6.23 ENVEJECIMIENTO DEL AISLAMIENTO
a) PRELIMINAR Los tres elementos bajo la característica de Envejecimiento del Aislamiento, Límite del Punto-Más Caliente (Hottest-Spot Limit), Límite del Factor de Envejecimiento (Aging Factor Limit) y Límite de la Pérdida de Vida (Loss of Life Limit), se deben probar con un grupo válido de datos del transformador programados en el relé. La temperatura ambiente debe también ser programada (obtenido de un RTD o programado como promedio de doce meses). Las pruebas consisten en simular la carga del transformador aplicando una señal de la corriente al Devanado 1 Fase A en la frecuencia adecuada.
b) LÍMITE DEL PUNTO MÁS CALIENTE (HOTTEST SPOT LIMIT) El valor de la temperatura del punto más caliente es una función de la característica de carga, de temperatura ambiente, y del transformador. Aplique una corriente al Devanado 1 Fase A para representar por lo menos una carga del 100% en el transformador. Utilice el valor actual.
ACTUAL VALUES/A2 METERING/LOSS OF LIFE/HOTTEST-SPOT WIDING TEMPERATURE para observar los aumentos de la temperatura del punto más caliente gradualmente. La carga simulada puede ser aumentada para un aumento de temperatura más rápido. Cuando la temperatura del punto más caliente alcanza el nivel de operación programado:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/INSULATION AGING/HOTTEST-SPOT LIMIT/HOTTEST-SPOT LIMIT PICKUP el elemento debe operar. Verifique todas las operaciones programadas del relé según los ajustes de FlexLogic. Verifique que todos los objetivos y mensajes estén según lo esperado y programado. Se puede verificar el retardo con un reloj ya que el retardo es normalmente ajustado en minutos.
c) LÍMITE DEL FACTOR DE ENVEJECIMIENTO El valor del Factor de Envejecimiento es también una función de la clasificación de carga, temperatura ambiente, y del transformador. Aplique una corriente al Devanado 1 Fase A para representar por lo menos una carga del transformador del 100%. Utilice el valor actual.
ACTUAL VALUES/A2 METERING/LOSS OF LIFE/INSULATION AGING FACTOR para observar que el factor de envejecimiento aumenta gradualmente. Usted puede desear aumentar la carga simulada o la temperatura ambiente simulada o programada para causar un aumento más rápido. Cuando el factor de envejecimiento alcanza el nivel de operación programado bajo:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/INSULATION AGING/AGING FACTOR LIMIT/AGING FACTOR LIMIT PICKUP el elemento debe operar. Verifique todas las operaciones programadas del relé según los ajustes de FlexLogic. Verifique que todos los objetivos y mensajes estén según lo esperado y programado. El retardo del tiempo se puede verificar con un reloj mientras el retardo es normalmente ajustado en minutos.
d) LÍMITE DE PERDIDA DE VIDA Los ajustes típicos para el elemento del límite de Pérdida-de-Vida dictan que el límite sea cambiado o la pérdida-de-vida inicial del transformador sea cambiada temporalmente. La verificación de esta función es recomendada programando una pérdida-de-vida inicial arriba del umbral del elemento. El elemento opere inmediatamente pues no tiene ningún retardo de tiempo asociado.
10.6.24 FALLO DEL MONITOREO DE LA DERIVACION
El elemento de fallo del monitoreo de la derivación opere cuando la resistencia detectada es 150% más grande que los valores programados para el circuito de monitoreo. Conecte una resistencia para simular la resistencia del cambiador de derivaciones y aumente esta resistencia hasta que el elemento funcione. Calcule que la resistencia en la cual el elemento opere es 150% de la resistencia que estaría presente en la posición máxima de la derivación . Verifique todos los relés, objetivos y mensajes para una operación correcta según los valores programados.
10 PUESTA EN SERVICIO 10.7 FUNCIONES AUXILIARES DE PROTECCIÓN Y MONITORIZACIÓN
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-43
10.7.1 ESQUEMA DEL NIVEL DE THD
Los ajustes del THD están bajo:
SETPOINTS/S4 ELEMETS/HARMONICS/W1 THD LEVEL/… a) DETECCIÓN MÍNIMA 1. La prueba de este elemento usa con la misma organización usada en la prueba de los elementos
diferenciales porcentuales de restricción armónica (véase la Figura 10–1: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA en la página 10–3).
2. Para probar el elemento THD del Devanado 1, conecte la señal compuesta de la corriente con las terminales H1 y G1. Puesto que el componente de la CC consiste en una señal rectificada de media-onda, este contiene todos los armónicos uniformes que el relé mide y opera. Observe que el componente fundamental está requerido para prevenir la saturación de las entradas de TCs. Supervise los relés de salida según la asignación del relé FlexLogic.
3. Ajuste el componente fundamental al TC nominal secundario (1 o 5 A). Aumente gradualmente el componente de la CC para producir las armónicas uniformes hasta que el elemento del nivel THD opere. Muestre el contenido armónico total bajo:
ACTUAL/A2 METERING/HARMONIC CONTENT/THD/W1(1%fo) THDa:… 4. El valor mostrado de THD en el cual la operación ocurrió debe ser igual al valor programado.
5. Verifique que los LEDs de DISPARO (TRIP), DETECCIÓN (PICKUP) (y ALARMA (ALARM) si han sido seleccionados) están encendidos y el mensaje de disparo siguiente aparezca:
6. Baje el componente de la CC hasta que el elemento reinicie. El valor de reinicio debe ser
aproximadamente 2% menos que el valor de operación. Verifique que los LEDS de la fase, la Detección y alarma se reinician si la función del objetivo está puesta en auto-reinicio. El LED de disparo debe seguir enclavado.
b) TIEMPO DE OPERACIÓN Para medir el tiempo de operación básico de este elemento, preinicio una señal de corriente fundamental compuesta componente de CC para hacer operar el elemento. Con la organización de la Figura 10-1, aplique la corriente repentinamente, al mismo tiempo que usted acciona el temporizador. El tiempo de operación medido debe corresponder al ajuste del retardo para el elemento.
c) CORRIENTE DE OPERACIÓN MÍNIMO Los elementos de THD opererán solamente si la amplitud del componente fundamental está arriba del ajuste del umbral. Para verificar este umbral, ajuste inicialmente el componente fundamental arriba del umbral, con contenido armónico lo suficiente alto para hacer operar el elemento. Ahora reduzca el componente fundamental solamente. Esto tendrá por efecto aumentar el nivel de THD. Cuando el componente fundamental alcance un valor debajo del umbral ajustado, el elemento reiniciará. PRECAUCIÓN
Si se usa un medidor de respuesta RMS para medir la señal de la corriente, la lectura es el valor total de la corriente. Para determinar el componente fundamental solamente, utilice los valores del relé en ACTUAL VALUES/A2 METERING/CURRENT/W1 RMS CURRENT. Estos valores representan el componente fundamental solamente.
d) OTROS ELEMENTOS DE THD Se puede programar un elemento de THD para cada devanado del transformador. Utilice el procedimiento anterior para verificar el elemento(s) en el otro devanado(s).
10.7 FUNCIONES AUXILIARES DE PROTECCIÓN Y MONITORIZACIÓN 10 PUESTA EN SERVICIO
10-44 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
10.7.2 FUNCIÓN DE LA DISMINUCIÓN DEL VALOR NOMINAL DE LA ARMÓNICA
NOTA
La prueba de la Función de disminución del valor nominal de la armónica requiere que los parámetros exactos del transformador tales como Pérdidas de Carga a una Carga Nominal y la resistencia del devanado sean introducidos. Esta característica hace uso del factor de disminución del valor nominal armónica (HDF) calculado por el relé, usando el contenido de la armónica de las señales de corriente y los datos del transformador (Consulte a IEEE C57.110-1986 para el método del cálculo). Una vez que el factor de disminución del valor nominal descienda bajo un valor ajustado, el 745 puede disparar y/o alarmarse.
Los ajustes de la disminución del valor nominal de la armónica están bajo:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/HARMONICS/W1 (2) HARM DERATING/… a) NIVEL DE OPERACIÓN 1. Para verificar la operación correcta de este elemento, una señal de corriente que contenga armónicas se
debe introducir en una fase del relé. La organización de prueba de la Figura 10–1: LA ORGANIZACIÓN DE PRUEBA en la página 10 –3 es para lograr esto. Ajuste el componente fundamental al TC nominal secundario en la Fase A del devanado # 1. Aumenta gradualmente el segundo componente de la armónica (y el resto de las armónicas uniformes) mientras se muestra el factor de disminución del valor nominal armónico bajo:
ACTUAL VALUES/A2 MERITING/HARMONIC CONTENT/HARMONIC DERATING/HARMONIC DERATING FACTOR El elemento debe operar cuando el HDF mostrado igual al ajuste del elemento.
2. Verifique que los LEDs de DISPARO (TRIP), DETECCIÓN (PICKUP) (y ALARMA (ALARM) si ha sido seleccionado) están encendidos, y que el mensaje siguiente aparezca:
3. Disminuya el componente de la C.C. hasta que el elemento reinicie. El valor de reinicio debe ser
aproximadamente 2% mayor que el valor de operación. Verifique que los LEDs de Disparo y de detección reinician si la función del objetivo esta puesta en auto-reinicio. El LED de disparo debe permanecer enclavado.
b) TIEMPO DE OPERACIÓN Para medir el tiempo de operación básico de este elemento, preinicio una señal de corriente fundamental compuesta de componentes CC para hacer operar el elemento. Usando la organización de la Figura 10–1: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA en la página 10–3, aplique la corriente repentinamente, al mismo tiempo que se active el temporizador. El tiempo de operación medido debe corresponder al ajuste del retardo para el elemento.
10 PUESTA EN SERVICIO 10.7 FUNCIONES AUXILIARES DE PROTECCIÓN Y MONITORIZACIÓN
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 10-45
10.7.3 SOBRECARGA DEL TRANSFORMADOR
NOTA
El elemento de sobrecarga del transformador utiliza la corriente de la fase A de cada devanado para calcular una carga del transformador. El cálculo asume una tensión nominal en el devanado, por lo tanto la carga es efectivamente un porcentaje de la corriente de carga nominal.
Los ajustes de la sobrecarga del transformador están bajo:
SETPOINTS / S4 SETPOINTS/XFORMER OVERLOAD/… a) NIVEL DE OPERACIÓN 1. Inyecte una corriente de frecuencia fundamental en la fase A del devanado # 1. Aumente la señal de la
corriente a un valor un poco arriba del ajuste de la Detección de la Sobrecarga del Transformador (considere la relación de TC y la corriente de fase clasificada-MVA para ajustar la corriente correctamente). El elemento debe operar después de su ajuste del retardo.
2. Verifique que los LEDS de DISPARO (TRIP) y DETECCIÓN (PICKUP) (y ALARMA (ALARM) si ha sido seleccionado) estén encendidos, y que el mensaje siguiente aparezca:
3. Baje la corriente hasta que el elemento reinicie. El valor de reinicio debe ser aproximadamente 97% del
valor de operación. Verifique que los LEDs de Detección y de alarma reinicien si la función de objetivo está puesta en auto-reinicio (Self-resetting). El LED de disparo debe seguir enclavado.
b) TIEMPO DE OPERACIÓN Use la organización en la Figura 10 –11: PRUEBA DEL ELEMENTO DE FRECUENCIA en la página 10–34 con el temporizador del intervalo habilitado, ajuste el nivel de la corriente a 1,5 veces el nivel de operación del elemento y aplique repentinamente, cerrando el interruptor de doble polo. Registre el tiempo de operación y compare al ajuste bajo:
SETPOINTS/S4 ELEMENTS/XFORMER OVERLOAD/TRANSFORMER OVERLOAD DELAY.
NOTA
El bloqueo desde la entrada de lógica, si está habilitado, se puede probar según lo descrito en pruebas anteriores para otros elementos.
10.7 FUNCIONES AUXILIARES DE PROTECCIÓN Y MONITORIZACIÓN 10 PUESTA EN SERVICIO
10-46 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
10
10.8.1 DESCRIPCIÓN
NOTA
El procedimiento descrito en esta parte se refiere explícitamente al relé 745 y no incluye la operación/ puesta en servicio o de algún equipo diferente al 745. Los usuarios deben haber realizado pruebas tales como el ajuste en fase de TCs, la medición de relación, la verificación de la curva de saturación, la prueba del aislamiento, y las mediciones de resistencia y de continuidad.
1. Restaure todos los ajustes y la lógica a los valores deseados en servicio. Verifique con la lista de verificación elaborada mientras se prueba el relé.
2. Carga todos los puntos de ajuste del 745 a un archivo de computadora e imprima para una inspección final para confirmar que todos los puntos de ajuste sean correctos.
3. Ajuste el reloj 745 (fecha y hora).
4. Elimine todos los valores históricos almacenados en el relé introduciendo "SÍ" en los mensajes siguientes:
ACTUAL VALUES/A3 EVENT RECORDER/EVENT DATA CLEAR/CLEAR EVENT RECORDER 5. Quite todas las conexiones de prueba, suministros, equipo de monitorización desde las terminales del
relé y de los paneles del relé a excepción del equipo que se utilizará para supervisar la primera energización del transformador. Restaure todo el alambrado del panel a excepción de esos cambios realizados intencionalmente para la primera energización (por ejemplo el bloqueo de algunas funciones de disparo).
6. Realice una inspección visual completa para confirmar que el 745 está listo para ser puesto en servicio. Asegúrese de que el relé esté insertado correctamente en su caja. Energice la alimentación del relé y verifique que el indicador RELAY IN SERVICE está ENCENDIDO (ON), y que el indicador SELF-TEST-ERROR está OFF, estableciendo que el relé esté funcionando normalmente.
11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE 11.1 SUMARIO COMISIONADO
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 11-1
11
11.
11.1.1 AJUSTES S1 745
Tabla 11–1: PUNTOS DE AJUSTE PAGINA 1 – AJUSTES DEL 745
DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO VALOR DE USUARIO PREFERENCIAS Beeper Habilitado Tiempo de mensaje intermitente 4,0 s Tiempo de espera del mensaje predeterminado
300 s
Intensidad del mensaje predeterminada 25 %
COMUNICACIONES Dirección esclava 254 Velocidad del Com1 19200 baudios Paridad del Com1 Ninguna Hardware del Com1 RS485 Velocidad del Com2 19200 baudios Paridad del Com2 Ninguna Velocidad nominal frontal 19200 baudios Paridad frontal Ninguna
COMUNICACIONES DE DNP Puerto DNP Ninguno Mapeo del punto DNP Habilitado Retardo de la transmisión 0 ms Confirmar enlaces de datos Nunca Tiempo de espera de la confirm. De enlaces de datos
1000 ms
Reintentos de Confirmación del Enlace de Datos
3
Tiempo de Espera del Brazo Seleccionar/Operar
10000 ms
Escriba el intervalo de tiempo 0 min Inhibición del rearranque frío Inhabitado
REAJUSTE Bloqueo de reinicio local Inhabitado Señal del reinicio Inhabitado
RELOJ Tipo de señal IRIG-B Ninguna
11.1 SUMARIO COMISIONADO 11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE
11-2 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
11 11.1.2 S2 AJUSTE DEL SISTEMA
Tabla 11–2: S2 AJUSTE DEL SISTEMA (Hoja 1 de 2) DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO VALOR DEL USUARIO DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO VALOR DEL USUARIO TRANSFORMADOR COMBINADOR DE DERIVACIÓN EN CARGA Frecuencia Nominal 60 Hz Devanado con Dombinador de
Derivación Ninguno
Rastreo de la Frecuencia Habilitado Número de Posiciones de la Eerivación
33
Secuencia de Fase ABC Tensión Min. de la Posición de la Eerivación (kV)
61,0
Tipo de Transformador Y/d30° Incremento de la tensión por derivación (kV)
0,50
Pérdida de la Carga a una Carga Nominal
1250 kW Incremento de la Res. por Derivación (W)
33
Valor Nominal del Devanado de Tensión Baja
Arriba de 5 kV DISMINUCIÓN DEL VALOR NOMINAL DE LA ARMÓNICA
Aumento nominal de la Temperatura del Devanado
65°C (aceite) Estimación Inhabitado
Sin Pérdida de Carga (KW) 125,0 kW FLEXCURVES Tipo de enfriamiento OA vea la tabla 11–3: TABLA de FLEXCURVES en la página 11–4 Aumento Clasificado del Aceite sobre el Medio Ambiente
10°C ENTRADA DE TENSIÓN
Capacidad THRML XFMR 1,00 kWh/°C Detección de la Tensión Inhabitado Constante del Tiempo del Devanado 2,00 min. Parámetro de entradas de tensión W1 Van Ajuste de la pérdida acumulada de vida
0 x 10 h Tensión secundaria nominal Vt 120,0 V
DEVANADO 1 Relación Vt 1000:1
Tensión nominal 220,0 kV TEMPERATURA AMBIENTE Carga nominal 100,0 MVA Detección de la Temperatura
Ambiente Inhabitado
Primario del TC de Fase 500 A Tipo de Ambiente RTD 100 W Pl. Primario del TC de Tierra 500 A ENTRADA ANALÓGICA
Resistencia Serie 3 ∅ 10,700 W Nombre de la Entrada Analógica ENTRADA ANALÓGICA
DEVANADO 2 Unidades de la Entrada Analógica " uA "
Tensión Nom. 69,0 V Rango de la Entrada Analógica 0-1 mA Carga nominal 100,0 MVA Valor Mínimo de la Entrada
Analógica 0 < Unidades >
Primario del TC de Fase 1500 A Valor Máximo de la Entrada Analógica
1000 < Unidades >
Primario del TC de Tierra 1500 A MEDICIÓN DE LA DEMANDA Resistencia Serie 3 ∅ 2,100 W Tipo de la Demanda de Corriente Térmica
DEVANADO 3 Tiempo de Respuesta Térmica al 90%
15 minutos.
Tensión nominal 69,0 kV Intervalo del Tiempo 20 minutos. Carga nominal 100,0 MVA Primario del TC de Fase 1500 A Primario del TC de Tierra 1500 A Resistencia Serie 3 ∅ 2,100 W
11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE 11.1 SUMARIO COMISIONADO
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 11-3
11Tabla 11–2: S2 AJUSTE DEL SISTEMA (Hoja 2 de 2) DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO VALOR DEL USUARIO SALIDA ANALÓGICA 1 Función Inhabilitado Valor Corriente øA del W1 Rango 4-20 mA Mínimo 0 A Máximo 1000 A SALIDA ANALÓGICA 2 Función Inhabilitado Valor Corriente øB del W1 Rango 4-20 mA Mínimo 0 A Máximo 1000 A SALIDA ANALÓGICA 3 Función Inhabilitado Valor Corriente øC del W1 Rango 4-20 mA Mínimo 0 A Máximo 1000 A SALIDA ANALÓGICA 4 Función Inhabilitado Valor Carga W1 Rango 4-20 mA Mínimo 0% Máximo 100%
DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO VALOR DEL USUARIO SALIDA ANALÓGICA 5 Función Inhabilitado Valor Tensión Rango 4-20 mA Mínimo 0,00 kV Máximo 14,40 kV SALIDA ANALÓGICA 6 Función Inhabilitado Valor Frecuencia Rango 4-20 mA Mínimo 57,00 Hz Máximo 63,00 Hz SALIDA ANALÓGICA 7 Función Inhabilitado Valor Posición de Derivación Rango 4-20 mA Mínimo 1 Máximo 33
11.1 SUMARIO COMISIONADO 11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE
11-4 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
11 11.1.3 FLEXCURVES
Tabla 11–3: TABLA DE FLEXCURVES
DETENCIÓN (I/Ipkp)
TIEMPO DE DISPARO (ms)
DETENCIÓN (I/Ipkp)
TIEMPO DE DISPARO
(ms)
DETECCIÓN (I/Ipkp)
TIEMPO DE DISPARO
(ms)
DETECCIÓN (I/Ipkp)
TIEMPO DE DISPARO
(ms)
1,03 2,9 4,9 10,5
1,05 3,0 5,0 11,0
1,1 3,1 5,1 11,5
1,2 3,2 5,2 12,0
1,3 3,3 5,3 12,5
1,4 3,4 5,4 13,0
1,5 3,5 5,5 13,5
1,6 3,6 5,6 14,0
1,7 3,7 5,7 14,5
1,8 3,8 5,8 15,0
1,9 3,9 5,9 15,5
2,0 4,0 6,0 16,0
2,1 4,1 6,5 16,5
2,2 4,2 7,0 17,0
2,3 4,3 7,5 17,5
2,4 4,4 8,0 18,0
2,5 4,5 8,5 18,5
2,6 4,6 9,0 19,0
2,7 4,7 9,5 19,5
2,8 4,8 10,0 20,0
11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE 11.1 SUMARIO COMISIONADO
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 11-5
11
11.1.4 S3 ENTRADAS LÓGICAS
Tabla 11–4: S3 ENTRADAS LÓGICAS
ENTRADAS LÓGICAS FUNCIÓN OBJETIVO DE ENTRADA NOMBRES ESTADO AFIRMADO PREDETERMINADOS Inhabilitado Auto-Reinicio Entrada Lógica “X" Cerrado
#1 #2 #3 #4 #5 #6 #7 #8 #9 #10 #11 #12 #13 #14 #15 #16
ENTRADAS VIRTUALES FUNCIÓN OBJETIVO DE ENTRADA NOMBRES ESTADO AFIRMADO
PREDETERMINADOS Inhabilitado Auto-Reinicio Entrada Lógica “X" Cerrado
#1
#2
#3
#4
#5
#6
#7
#8
#9
#10
#11
#12
#13
#14
#15
#16
11.1 SUMARIO COMISIONADO 11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE
11-6 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
11 11.1.5 S4 ELEMENTOS
Tabla 11–5: S4 GRUPOS DE PUNTO DE AJUSTE DE LOS ELEMENTOS
GRUPO DEL PUNTO DE AJUSTE PREDETERMINADO VALOR DEL USUARIO GRUPO DEL PUNTO DE AJUSTE ACTIVO
Grupo 1
GRUPO DEL PUNTO DE AJUSTE DE EDICIÓN
Activo
GRUPO 2 ACTIVAR SEÑAL Inhabilitado GRUPO 3 ACTIVAR SEÑAL Inhabilitado GRUPO 4 ACTIVAR SEÑAL Inhabilitado
Tabla 11–6: S4 ELEMENTOS (Hoja 1 de 12)
DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO GRUPO 1 GRUPO 2 GRUPO 3 GRUPO 4 DIFERENCIAL Función del Diferencial de Porcentaje Habilitado Objetivo del Diferencial de Porcentaje Enclavado Detección del Diferencial de Porcentaje 0,30 x CT Pendiente del Diferencial 1 de Porcentaje 25% Punto de Inflexión del Diferencial de Porcentaje
2,0 x CT
Pendiente del Diferencial de Porcentaje 100% Bloqueo del Diferencial de Porcentaje Inhabilitado Función de Inhibición Armónica Habilitado Parámetros de Inhibición Armónica 2do Promedio Armónico Inhabilitado Nivel de Inhibición Armónico 20,0% ƒo Función de Energización Habilitado Parámetros de Energización 2do Promedio Armónico Habilitado Nivel de Energización 20,0% ƒo Duración de Energización 0,10 s Detección de la Corriente de Energización Habilitado Corriente Mín de Energiz. 0,10 x CT Detección de la Tensión de Energización inhabilitado Tensión mín. de Energización 0,85 x VT Señal Abierta de los Interruptores inhabilitado Interrup. Paralelo Xfmr Inhabilitado Función de Inhibición de la 5ta Armónica Inhabilitado Promedio Armónico inhabilitado
11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE 11.1 SUMARIO COMISIONADO
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 11-7
11Tabla 11–6: S4 ELEMENTOS (Hoja 2 de 12) DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO GRUPO 1 GRUPO 2 GRUPO 3 GRUPO 4 Nivel de Inhibición de la 5ta Armónica 10,0% ƒo DIFERENCIAL INSTANTÁNEO Función del Diferencial Inst. Habilitado Objetivo del Diferencial Inst. Enclavado Detección del Diferencial Inst. 8,00 x CT Bloqueo del Diferencial Inst. Inhabilitado SOBRECORRIENTE DE FASE Función del Tiempo de SC de Fase del W1 Habilitado Objetivo del Tiempo de SC de Fase del W1 Enclavado Detección del Tiempo de SC de Fase del W1 1,20 x CT Forma del Tiempo de SC de Fase del W1 Ext. Inverso Multiplicador del Tiempo de SC de Fase del W1
1,00
Reinicio del Tiempo de SC de Fase del W1 Lineal Bloqueo del Tiempo de SC de Fase del W1 Inhabilitado Dism. Del Valor Nominal de la Armónica del Tiempo de SC de Fase del W1
Inhabilitado
Función del Tiempo de SC de Fase del W2 Habilitado Objetivo del Tiempo de SC de Fase del W2 Enclavado Detección del Tiempo de SC de Fase del W2 1,20 x CT Forma del Tiempo de SC de Fase del W2 Ext. Inverso Multiplicador del Tiempo de SC de Fase del W2
1,00
Reinicio del Tiempo de SC de Fase del W2 Lineal Bloqueo del Tiempo de SC de Fase del W2 Inhabilitado Dism. del Valor Nom. de la Armónica del Tiempo de SC de Fase del W2
Inhabilitado
Función del Tiempo de SC de Fase del W3 Habilitado Función del Tiempo de SC de Fase del W3 Enclavado Función del Tiempo de SC de Fase del W3 1,20 x CT Función del Tiempo de SC de Fase del W3 Ext. Inverso Función del Tiempo de SC de Fase del W3 1,00 Función del Tiempo de SC de Fase del W3 Lineal Función del Tiempo de SC de Fase del W3 Inhabilitado Dism. del Valor Nom. de la Armónica del Tiempo de SC de Fase del W3
Inhabilitado
Función de S/C Inst 1 de Fase del W1 Habilitado Objetivo de S/C Inst 1 de Fase del W1 Enclavado Detección de S/C Inst 1 de Fase del W1 10,00 x CT Retardo de S/C Inst 1 de Fase del W1 0 ms
11.1 SUMARIO COMISIONADO 11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE
11-8 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
11 Tabla 11–6: S4 ELEMENTOS (Hoja 3 de 12) DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO GRUPO 1 GRUPO 2 GRUPO 3 GRUPO 4 Bloqueo de S/C Inst 1 de Fase del Dev 1 Inhabilitado Función de S/C Inst 1 de Fase del W2 Habilitado Objetivo de S/C Inst 1 de Fase del W2 Enclavado Detección de S/C Inst 1 de Fase del W2 10,00 x CT Retardo de S/C Inst 1 de Fase del W2 0 ms Bloqueo de S/C Inst 1 de Fase del W2 Inhabilitado Función de S/C Inst 1 de Fase del W3 Habilitado Objetivo de S/C Inst 1 de Fase del W3 Enclavado Detección de S/C Inst 1 de Fase del W3 10,00 x CT Retardo de S/C Inst 1 de Fase del W3 0 ms Bloqueo de S/C Inst 1 de Fase del W3 Inhabilitado Función de S/C Inst 2 de Fase del W1 Habilitado Objetivo de S/C Inst 2 de Fase del W1 Enclavado Detección de S/C Inst 2 de Fase del W1 10,00 x CT Retardo de S/C Inst 2 de Fase del W1 0 ms Bloqueo de S/C Inst 2 de Fase del W1 Inhabilitado Función de S/C Inst 2 de Fase del W2 Habilitado Objetivo de S/C Inst 2 de Fase del W2 Enclavado Detección de S/C Inst 2 de Fase del W2 10,00 x CT Retardo de S/C Inst 2 de Fase del W2 0 ms Bloqueo de S/C Inst 2 de Fase del W2 Inhabilitado Función de S/C Inst 2 de Fase del W3 Habilitado Objetivo de S/C Inst 2 de Fase del W3 Enclavado Detección de S/C Inst 2 de Fase del W3 10,00 x CT Retardo de S/C Inst 2 de Fase del W3 0 ms Bloqueo de S/C Inst 2 de Fase del W3 Inhabilitado SOBRECORRIENTE DEL NEUTRO Función del Tiempo de S/C del Neutro del W1
Habilitado
Objetivo del Tiempo de S/C del Neutro del W1
Enclavado
Detección del Tiempo de S/C del Neutro del W1
0,85 x CT
Forma del Tiempo de S/C del Neutro del W1 Ext. Inverso Multiplicador del Tiempo de S/C del Neutro del W1
1,00
Reinicio del Tiempo de S/C del Neutro del W1 Lineal Bloqueo del Tiempo de S/C del Neutro del W1
Inhabilitado
Función del Tiempo de S/C del Neutro del W2
Inhabilitado
11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE 11.1 SUMARIO COMISIONADO
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 11-9
11Tabla 11–6: S4 ELEMENTOS (Hoja 4 de 12) DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO GRUPO 1 GRUPO 2 GRUPO 3 GRUPO 4
Objetivo del Tiempo de S/C del Neutro del W2 Enclavado
Detección del Tiempo de S/C del Neutro del W2 0,85 x CT
Forma del Tiempo de S/C del Neutro del W2 Ext. Inverso
Multiplicado del Tiempo de S/C del Neutro del W2 1,00
Reinicio del Tiempo de S/C del Neutro del W2 Lineal
Bloqueo del Tiempo de S/C del Neutro del W2 Inhabilitado
Función del Tiempo de S/C del Neutro del W3 Inhabilitado
Objetivo del Tiempo de S/C del Neutro del W3 Enclavado
Detección del Tiempo de S/C del Neutro del W3 0,85 x CT
Forma del Tiempo de S/C del Neutro del W3 Ext. Inverso
Multiplicador del Tiempo de S/C del Neutro del W3 1,00
Reinicio del Tiempo de S/C del Neutro del W3 Lineal
Bloqueo del Tiempo de S/C del Neutro del W3 Inhabilitado
Función de S/C Inst 1 del Neutro del W1 Habilitado
Objetivo de S/C Inst 1 del Neutro del W1 Enclavado
Detección de S/C Inst 1 del Neutro del W1 10,00 x CT
Retardo de S/C Inst 1 del Neutro del W1 0 ms
Bloqueo de S/C Inst 1 del Neutro del W1 Inhabilitado
Función de S/C Inst 1 del Neutro del W2 Inhabilitado
Objetivo de S/C Inst 1 del Neutro del W2 Enclavado
Detección de S/C Inst 1 del Neutro del W2 10,00 x CT
Retardo de S/C Inst 1 del Neutro del W2 0 ms
Bloqueo de S/C Inst 1 del Neutro del W2 Inhabilitado
Función de S/C Inst 1 del Neutro del W3 Inhabilitado
Objetivo de S/C Inst 1 del Neutro del W3 Enclavado
Detección de S/C Inst 1 del Neutro del W3 10,00xCT
Retardo de S/C Inst 1 del Neutro del W3 0 ms
Bloqueo de S/C Inst 1 del Neutro del W3 Inhabilitado
Función de S/C Inst 2 del Neutro del W1 Inhabilitado
Objetivo de S/C Inst 2 del Neutro del W1 Enclavado
Detección de S/C Inst 2 del Neutro del W1 10,00 x CT
Retardo de S/C Inst 2 del Neutro del W1 0 ms
Bloqueo de S/C Inst 2 del Neutro del W1 Inhabilitado
Función de S/C Inst 2 del Neutro del W2 Inhabilitado
Objetivo de S/C Inst 2 del Neutro del W2 Enclavado
11.1 SUMARIO COMISIONADO 11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE
11-10 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
11 Tabla 11–6: S4 ELEMENTOS (Hoja 5 de 12) DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO GRUPO 1 GRUPO 2 GRUPO 3 GRUPO 4
Detección de S/C Inst 2 del Neutro del W2 10,00 x CT
Retardo de S/C Inst 2 del Neutro del W2 0 ms
Bloqueo de S/C Inst 2 del Neutro del W2 Inhabilitado
Función de S/C Inst 2 del Neutro del W3 Inhabilitado
Objetivo de S/C Inst 2 del Neutro del W3 Enclavado
Detección de S/C Inst 2 del Neutro del W3 10,00 x CT
Retardo de S/C Inst 2 del Neutro del W3 0 ms
Bloqueo de S/C Inst 2 del Neutro del W3 Inhabilitado
SOBRECORRIENTE DE TIERRA
Función del Tiempo de S/C de Tierra del W1 Habilitado
Objetivo del Tiempo de S/C de Tierra del W1 Enclavado
Detección del Tiempo de S/C de Tierra del W1 0,85 x CT
Forma del Tiempo de S/C de Tierra del W1 Ext. Inverso
Multiplicador del Tiempo de S/C de Tierra del W1 1,00
Reinicio del Tiempo de S/C de Tierra del W1 Lineal
Bloqueo del Tiempo de S/C de Tierra del W1 Inhabilitado
Función del Tiempo de S/C de Tierra del W2 Inhabilitado
Objetivo del Tiempo de S/C de Tierra del W2 Enclavado
Detección del Tiempo de S/C de Tierra del W2 0,85 x CT
Forma del Tiempo de S/C de Tierra del W2 Ext. Inverso
Multiplicador del Tiempo de S/C de Tierra del W2 1,00
Reinicio del Tiempo de S/C de Tierra del W2 Lineal
Bloqueo del Tiempo de S/C de Tierra del W2 Inhabilitado
Función del Tiempo de S/C de Tierra del W3 Inhabilitado
Objetivo del Tiempo de S/C de Tierra del W3 Enclavado
Detección del Tiempo de S/C de Tierra del W3 0,85 x CT
Forma del Tiempo de S/C de Tierra del W3 Ext. Inverso
Multiplicador del Tiempo de S/C de Tierra del W3 1,00
Reinicio del Tiempo de S/C de Tierra del W3 Lineal
Bloqueo del Tiempo de S/C de Tierra del W3 Inhabilitado
Función de S/C Inst 1 de Tierra del W1 Inhabilitado
Objetivo de S/C Inst 1 de Tierra del W1 Enclavado
Detección de S/C Inst 1 de Tierra del W1 10,00 x CT
Retardo de S/C Inst 1 de Tierra del W1 0 ms
Bloqueo de S/C Inst 1 de Tierra del W1 Inhabilitado
11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE 11.1 SUMARIO COMISIONADO
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 11-11
11Tabla 11–6: S4 ELEMENTOS (Hoja 6 de 12) DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO GRUPO 1 GRUPO 2 GRUPO 3 GRUPO 4
Función de S/C Inst 1 de Tierra del W2 Inhabilitado
Objetivo de S/C Inst 1 de Tierra del W2 Enclavado
Detección de S/C Inst 1 de Tierra del W2 10,00 x CT
Retardo de S/C Inst 1 de Tierra del W2 0 ms
Bloqueo de S/C Inst 1 de Tierra del W2 Inhabilitado
Función de S/C Inst 1 de Tierra del W3 Inhabilitado
Objetivo de S/C Inst 1 de Tierra del W3 Enclavado
Detección de S/C Inst 1 de Tierra del W3 10,00 x CT
Retardo de S/C Inst 1 de Tierra del W3 0 ms
Bloqueo de S/C Inst 1 de Tierra del W3 Inhabilitado
Función de S/C Inst 2 de Tierra del W1 Inhabilitado
Objetivo de S/C Inst 2 de Tierra del W1 Enclavado
Detección de S/C Inst 2 de Tierra del W1 10,00 x CT
Retardo de S/C Inst 2 de Tierra del W1 0 ms
Bloqueo de S/C Inst 2 de Tierra del W1 Inhabilitado
Función S/C Inst 2 de Tierra del W2 Inhabilitado
Objetivo S/C Inst 2 de Tierra del W2 Enclavado
Detección S/C Inst 2 de Tierra del W2 10,00 x CT
Retardo S/C Inst 2 de Tierra del W2 0 ms
Bloqueo S/C Inst 2 de Tierra del W2 Inhabilitado
Función S/C Inst 2 de Tierra del W3 Inhabilitado
Objetivo S/C Inst 2 de Tierra del W3 Enclavado
Detección S/C Inst 2 de Tierra del W3 10,00 x CT
Retardo S/C Inst 2 de Tierra del W3 0 ms
Bloqueo S/C Inst 2 de Tierra del W3 Inhabilitado
FALLO A TIERRA RESTRINGIDA
Función de Fallo de Tierra Restringida del W1 Inhabilitado
Objetivo Fallo de Tierra Restringida del W1 Enclavado
Detección Fallo de Tierra Restringida del W1 0,08 x CT
Pendiente Fallo de Tierra Restringida del W1 10%
Retardo Fallo de Tierra Restringida del W1 0,10 s
Bloqueo. Fallo de Tierra Restringida del W1 Inhabilitado
Función Fallo de Tierra Restringida del W2 Inhabilitado
Objetivo Fallo de Tierra Restringida del W2 Enclavado
Detección Fallo de Tierra Restringida del W2 0,08 x CT
11.1 SUMARIO COMISIONADO 11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE
11-12 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
11 Tabla 11 –6: S4 ELEMENTOS (hoja 7 de 12) DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO GRUPO 1 GRUPO 2 GRUPO 3 GRUPO 4
Pendiente de Fallo de Tierra Restringida del W2 10%
Retardo de Fallo de Tierra Restringida del W2 0,10 s
Bloqueo de Fallo de Tierra Restringida del W2 Inhabilitado
Función de Fallo de Tierra Restringida del W3 Inhabilitado
Objetivo de Fallo de Tierra Restringida del W3 Enclavado
Detección de Fallo de Tierra Restringida del W3 0,08 x CT
Pendiente de Fallo de Tierra Restringida del W3 10%
Retardo de Fallo de Tierra Restringida del W3 0,10 s
Bloqueo de Fallo de Tierra Restringida del W3 Inhabilitado
Función de S/C Inst. a Tierra Rest. del W1 Inhabilitado
Objetivo de S/C Inst. a Tierra Rest. del W1 Enclavado
Detección de S/C Inst. a Tierra Rest. del W1 10,00 x CT
Retardo de S/C Inst. a Tierra Rest. del W1 0 ms
Bloqueo de S/C Inst. a Tierra Rest. del W1 Inhabilitado
Función de S/C Inst. a Tierra Rest. del W2 Inhabilitado
Objetivo de S/C Inst. a Tierra Rest. del W2 Enclavado
Detección de S/C Inst. a Tierra Rest. del W2 10,00 x CT
Retardo de S/C Inst. a Tierra Rest. del W2 0 ms
Bloqueo de S/C Inst. a Tierra Rest. del W2 Inhabilitado
Función de S/C Inst. a Tierra Rest. del W3 Inhabilitado
Objetivo de S/C Inst. a Tierra Rest. del W3 Enclavado
Detección de S/C Inst. a Tierra Rest. del W3 10,00 x CT
Retardo de S/C Inst. a Tierra Rest. del W3 0 ms
Bloqueo de S/C Inst. a Tierra Rest. del W3 Inhabilitado
SOBRECORRIENTE DE SECUENCIA NEGATIVA
Función del Tiempo de S/C de Sec. Neg. del W1 Inhabilitado
Objetivo del Tiempo de S/C de Sec. Neg. del W1 Enclavado
Detección del Tiempo de S/C de Sec. Neg. del W1 0,25 x CT
Forma del Tiempo de S/C de Sec. Neg. del W1 Ext. Inverso
Multiplicador del Tiempo de S/C de Sec. Neg. del W1
1,00
Reinicio del Tiempo de S/C de Sec. Neg. del W1 Lineal
Bloqueo del Tiempo de S/C de Sec. Neg. del W1 Inhabilitado
Función del Tiempo de S/C de Sec. Neg. del W2 Inhabilitado
Objetivo Tiempo de S/C de Sec. Neg. del W2 Enclavado
Detección Tiempo de S/C de Sec. Neg. del W2 0,25 x CT
11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE 11.1 SUMARIO COMISIONADO
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 11-13
11Tabla 11 –6: S4 ELEMENTOS (hoja 8 de 12)
DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO GRUPO 1 GRUPO 2 GRUPO 3 GRUPO 4
Forma del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W2 Ext. Inverso
Multiplicador del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W2 1,00
Reinicio del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W2 Lineal
Bloqueo del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W2 Inhabilitado
Función del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W3 Inhabilitado
Objetivo del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W3 Enclavado
Detección del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W3 0,25 x CT
Forma del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W3 Ext. Inverso
Multiplicador del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W3 1,00
Reinicio del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W3 Lineal
Bloqueo del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W3 Inhabilitado
Función del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W1 Inhabilitado
Objetivo del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W1 Enclavado
Detección. del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W1 10,00 x CT
Retardo del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W1 0 ms
Bloqueo del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W1 Inhabilitado
Función del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W2 Inhabilitado
Objetivo del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W2 Enclavado
Detección del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W2 10,00 x CT
Retardo del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W2 0 ms
Bloqueo del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W2 Inhabilitado
Función del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W3. Inhabilitado
Objetivo del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W3. Enclavado
Detección del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W3. 10,00 x CT
Retardo del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W3. 0 ms
Bloqueo del Tiempo de S/C de Sec. Neg del W3. Inhabilitado
FRECUENCIA
Función de Subfrecuencia 1 Inhabilitado
Objetivo de Subfrecuencia 1 Autoreinicio
Detección de la corriente Habilitado
Corriente Min. de Subfrecuencia 1 0,20 x CT
Tensión de operación Mínimo de Subfrecuencia 1 0,50 x VT
Detección de Subfrecuencia 1 59,00 Hz
Retardo de Subfrecuencia 1 1,00 s
Bloqueo de Subfrecuencia 1 Inhabilitado
11.1 SUMARIO COMISIONADO 11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE
11-14 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
11 Tabla 11 –6: S4 ELEMENTOS (hoja 9 de 12) DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO GRUPO 1 GRUPO 2 GRUPO 3 GRUPO 4
Función de Subfrecuencia 2 Inhabilitado
Objetivo de Subfrecuencia 2 Autoreinicio
Corriente Mínim de Subfrecuencia 2 0,20 x CT
Detección de Subfrecuencia 2 58,80 Hz
Retardo de Subfrecuencia 2 1,00 s
Bloqueo de Subfrecuencia 2 Inhabilitado
Función de Caída de Frecuencia Inhabilitado
Objetivo de la Caída de la Frecuencia Enclavado
Detección de Corriente Habilitado
Tensión Min. de Caída de Frecuencia 0,20 x CT
Tensión Mínima de Operación 0,50 x VT
Umbral de Caída de frecuencia 59,50 Hz
Retardo de Caída de Frecuencia 0,00 s
Valor Nominal de Caída de Frecuencia 1 0,4 Hz/s
Valor Nominal de Caída de Frecuencia 2 1,0 Hz/s
Valor Nominal de Caída de Frecuencia 3 2,0 Hz/s
Valor Nominal de Caída de Frecuencia 4 4,0 Hz/s
Bloqueo de la Caída de Frecuencia Inhabilitado
Función de Sobrefrecuencia Inhabilitado
Objetivo de Sobrefrecuencia Enclavado
Detección de Corriente Habilitado
Corriente Min. de Sobrefrecuencia 0,20 x CT
Tensión de Operación Min. 0,50 x VT
Detección de Sobrefrecuencia 60,50 Hz
Retardo de Sobrefrecuencia 5,00 s
Bloqueo de Sobrefrecuencia Inhabilitado
SOBREEXCITACION
Función del nivel 5º armónica Inhabilitado
Objetivo del nivel 5º armónica Autoreinicio
Corriente mín. del nivel 5º armónica 0,10 x CT
Detección del nivel 5º armónica 10,0% ƒo
Retardo del nivel 5º armónica 10 s
Bloqueo del nivel 5º armónica Inhabilitado
Función Voltios-por-Hertzio 1 Inhabilitado
Objetivo de Voltios-por-Hertzio 1 Autoreinicio
11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE 11.1 SUMARIO COMISIONADO
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 11-15
11Tabla 11 –6: S4 ELEMENTOS (hoja 10 de 12) DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO GRUPO 1 GRUPO 2 GRUPO 3 GRUPO 4
Tensión Mín. Voltios-por-Hertzio 1 0,10 x VT
Detección Voltios-por-Hertzio 1 2,36 V/Hz
Forma Voltios-por-Hertzio 1 Def. Tiempo
Retardo Voltios-por-Hertzio 1 2,00 s
Reinicio Voltios-por-Hertzio 1 0,0 s
Bloqueo Voltios-por-Hertzio 1 Inhabilitado
Función Voltios-por-Hertzio 2 Inhabilitado
Objetivo Voltios-por-Hertzio 2 Autoreinicio
Tensión Mín. de Voltios-por-Hertzio 2 0,10 x VT
Detección de Voltios-por-Hertzio 2 2,14 V/Hz
Forma de Voltios-por Hertzio 2 Def. Tiempo
Retardo de Voltios-por-Hertzio 2 45,00 s
Reinicio Voltios-por-Hertzio 2 0,0 s
Bloqueo de Voltios-por-Hertzio 2 Inhabilitado
ARMÓNICAS
Función del nivel de THD del W1 Inhabilitado
Objetivo del nivel de THD del W1 Autoreinicio
Nivel Min. de Corriente de THD del W1 0,10 x CT
Detección del Nivel de THD del W1 50% fo
Retardo del Nivel de THD del W1 10 s
Bloqueo del Nivel THD del W1 Inhabilitado
Función del Nivel THD del W2 Inhabilitado
Objetivo del Nivel THD del W2 Autoreinicio
Corriente Min. del Nivel THD del W2 0,10 x CT
Detección del Nivel THD del W2 50% fo
Retardo del Nivel THD del W2 10 s
Bloqueo del Nivel THD del W2 Inhabilitado
Función del Nivel THD del W3 Inhabilitado
Objetivo del Nivel THD del W3 Autoreinicio
Corriente Min. del Nivel THD del W3 0,10 x CT
Detección del Nivel THD del W3 50 f o
Retardo del Nivel THD del W3 10 s
Bloqueo del Nivel THD del W3 Inhabilitado
Función de la Disminución del Valor de la Armónica del W1
Inhabilitado
Objetivo de la Disminución del Valor de la Armónica del W1
Autoreinicio
11.1 SUMARIO COMISIONADO 11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE
11-16 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
11 Tabla 11 –6: S4 ELEMENTOS (hoja 11 de 12) DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO GRUPO 1 GRUPO 2 GRUPO 3 GRUPO 4
Corriente.Mín. de la Disminución del Valor de la Armónica del W1 0,10 x CT
Detección de la Disminución del Valor de la Armónica del W1 0,90
Retardo de la Disminución del Valor de la Armónica del W1 10 s
Bloqueo de la Disminución del Valor de la Armónica del W1 Inhabilitado
Función de la Disminución del Valor de la Armónica del W2 Inhabilitado
Objetivo de la Disminución del Valor de la Armónica del W2 Autoreinicio
Corriente Mín. de la Disminución del Valor de la Armónica del W2 0,10 x CT
Detección de la Disminución del Valor de la Armónica del W2 0,90
Retardo de la Disminución del Valor de la Armónica del W2 10 s
Bloqueo de la Disminución del Valor de la Armónica del W2 Inhabilitado
Función de la Disminución del Valor de la Armónica del W3 Inhabilitado
Objetivo de la Disminución del Valor de la Armónica del W3 Autoreinicio
Corriente Mín. de la Disminución del Valor de la Armónica del W3 0,10 x CT
Detección de la Disminución del Valor de la Armónica del W3 0,90
Retardo de la Disminución del Valor de la Armónica del W3 10 s
Bloqueo de la Disminución del Valor de la Armónica del W3 Inhabilitado
ENVEJECIMIENTO DEL AISLAMIENTO
Límite Del Punto Más caliente Inhabilitado
Objetivo del límite del punto más caliente Autoreinicio
Detección del límite del punto más caliente 150ºC
Retraso el límite del punto más caliente 10 minutos
Bloqueo del límite del punto más caliente Inhabilitado
FACTOR DEL LÍMITE DE ENVEJECIMIENTO
Función del Limite del Factor de Envejecimiento Inhabilitado
Objetivo del Limite del Factor de Envejecimiento Autoreinicio
Detección del Limite del Factor de Envejecimiento 2,0
Retardo del Limite del Factor de Envejecimiento 10 minutos
Bloqueo del Limite del Factor de Envejecimiento Inhabilitado
LÍMITE DE PERDIDA DE VIDA
Función del Límite de Pérdida de Vida Inhabilitado
Objetivo del Límite de Pérdida de Vida Autoreinicio
Detección del Límite de Pérdida de Vida 16000 x 10h
Bloqueo del Límite de Pérdida de Vida Inhabilitado
ENTRADA ANALÓGICA
Función Nivel Análogico 1 Inhabilitado
11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE 11.1 SUMARIO COMISIONADO
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 11-17
11Tabla 11 –6: S4 ELEMENTOS (hoja 12 de 12) DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO GRUPO 1 GRUPO 2 GRUPO 3 GRUPO 4
Objetivo del Nivel Análogo 1 Autoreinicio
Detección del Nivel Análogo 1 10 mA
Retardo del Nivel Análogo 1 50 s
Bloqueo del Nivel Análogo 1 Inhabilitado
Función del Nivel Análogo 2 Inhabilitado
Objetivo del Nivel Análogo 2 Autoreinicio
Detección del Nivel Análogo 2 100 mA
Retardo del Nivel Análogo 2 100 s
Bloqueo del Nivel Análogo 2 Inhabilitado
DEMANDA DE CORRIENTE
Función de la Demanda de corriente W1 Inhabilitado
Objetivo de la Demanda de corriente W1 Autoreinicio
Detección de la Demanda de corriente W1 100 A
Bloqueo de la Demanda de corriente W1 Inhabilitado
Función de la Demanda de corriente W2 Inhabilitado
Objetivo de la Demanda de corriente W2 Autoreinicio
Detección de la Demanda de corriente W2 400 A
Bloqueo de la Demanda de corriente W2 Inhabilitado
Función de la Demanda de corriente W3 Inhabilitado
Objetivo de la Demanda de corriente W3 Autoreinicio
Detección de la Demanda de corriente W3 400 A
Bloqueo de la Demanda de corriente W3 Inhabilitado
SOBRECARGA DEL TRANSFORMADOR
Función de la Sobrecarga del Xformer Inhabilitado
Objetivo de la Sobrecarga del Xformer Autoreinicio
Detección de la Sobrecarga del Xformer 208%
Retardo de la Sobrecarga del Xformer 10 s
Bloqueo de la Sobrecarga del Xformer Inhabilitado
Señal de Alarma de Temp excesiva Inhabilitado
Fallo del Cambiador de Derivaciones
Función de Fallo del Cambiador Derivaciones Inhabilitado
Objetivo de Fallo del Cambiador de Derivaciones Autoreinicio
Retardo de Fallo del Cambiador de Derivaciones 5,0 s
Bloqueo de Fallo del Cambiador de Derivaciones Inhabilitado
11.1 SUMARIO COMISIONADO 11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE
11-18 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
11 11,1,6 S5 SALIDAS
Tabla 11 –7: S5 SALIDAS (hoja 1 de 5) DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO VALOR DE USUARIO DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO VALOR DE USUARIO SALIDA 1 SALIDA 2 Nombre Disparo de estado
sólido Nombre " Disparo 1 "
Operación Auto-reinicio Operación Auto-reinicio Tipo Disparo Tipo Disparo FlexLogic 01 Op. el Diferencial
Porcentual FlexLogic 01 Op. el Diferencial
Porcentual
FlexLogic 02 Op. el Diferencial Instantánea
FlexLogic 02 Op. el Diferencial Instantánea
FlexLogic 03 Op. De Sobrecorriente del
W1
FlexLogic 03 Op. De Sobrecorriente del W1
FlexLogic 04 Op. De Sobrecorriente del
W2
FlexLogic 04 Op. De Sobrecorriente del W2
FlexLogic 05 OR (4 entradas) FlexLogic 05 OR (4 entradas) FlexLogic 06 FlexLogic 06 FlexLogic 07 FlexLogic 07 FlexLogic 08 FlexLogic 08 FlexLogic 09 FlexLogic 09 FlexLogic 10 FlexLogic 10 FlexLogic 11 FlexLogic 11 FlexLogic 12 FlexLogic 12 FlexLogic 13 FlexLogic 13 FlexLogic 14 FlexLogic 14 FlexLogic 15 FlexLogic 15 FlexLogic 16 FlexLogic 16 FlexLogic 17 FlexLogic 17 FlexLogic 18 FlexLogic 18 FlexLogic 19 FlexLogic 19 FlexLogic 20 FlexLogic 20
11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE 11.1 SUMARIO COMISIONADO
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 11-19
11Tabla 11 –7: S5 SALIDAS (hoja 2 de 5) DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO VALOR DE USUARIO DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO VALOR DE USUARIO SALIDA 3 SALIDA 4 Nombre "Disparo 2" Nombre "Disparo de
Voltios/Hz"
Operación Auto-reinicio Operación Auto-reinicio Tipo Disparo Tipo Disparo FlexLogic 01 Op. el Diferencial
Porcentual FlexLogic 01 Op. Voltios/Hz 1
FlexLogic 02 Op. el Diferencial Instantánea
FlexLogic 02 Op. Voltios/Hz 2 OP
FlexLogic 03 Op. De Sobrecorriente del W1
FlexLogic 03 OR (2 entradas)
FlexLogic 04 Op. De Sobrecorriente del W2
FlexLogic 04 FINAL (END)
FlexLogic 05 OR (4 entradas) FlexLogic 05 FINAL (END) FlexLogic 06 FlexLogic 06 FlexLogic 07 FlexLogic 07 FlexLogic 08 FlexLogic 08 FlexLogic 09 FlexLogic 09 FlexLogic 10 FlexLogic 10 FlexLogic 11 FlexLogic 11 FlexLogic 12 FlexLogic 12 FlexLogic 13 FlexLogic 13 FlexLogic 14 FlexLogic 14 FlexLogic 15 FlexLogic 15 FlexLogic 16 FlexLogic 16 FlexLogic 17 FlexLogic 17 FlexLogic 18 FlexLogic 18 FlexLogic 19 FlexLogic 19 FlexLogic 20 FlexLogic 20
11.1 SUMARIO COMISIONADO 11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE
11-20 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
11 Tabla 11 –7: SALIDAS S5 (hoja 3 de 5) DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO VALOR DE USUARIO DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO VALOR DE USUARIO SALIDA 5 SALIDA 6 Nombre Alarma Over flux Nombre Disparo 1 de
Frecuencia
Operación Auto-reinicio Operación Auto-reinicio Tipo Alarma Tipo Disparo FlexLogic 01 Nivel THD del W1 FlexLogic 01 Op. De Baja Frec. 1 FlexLogic 02 Nivel THD del W2 FlexLogic 02 OP de Caida de frec. R1 FlexLogic 03 OP de sobrecarga del
Xfmr FlexLogic 03 O (2 entradas)
FlexLogic 04 OP del nivel del 5ta Armónica
FlexLogic 04 END
FlexLogic 05 OR (4 entradas) FlexLogic 05 END FlexLogic 06 FlexLogic 06 FlexLogic 07 FlexLogic 07 FlexLogic 08 FlexLogic 08 FlexLogic 09 FlexLogic 09 FlexLogic 10 FlexLogic 10 FlexLogic 11 FlexLogic 11 FlexLogic 12 FlexLogic 12 FlexLogic 13 FlexLogic 13 FlexLogic 14 FlexLogic 14 FlexLogic 15 FlexLogic 15 FlexLogic 16 FlexLogic 16 FlexLogic 17 FlexLogic 17 FlexLogic 18 FlexLogic 18 FlexLogic 19 FlexLogic 19 FlexLogic 20 FlexLogic 20
11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE 11.1 SUMARIO COMISIONADO
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 11-21
11Tabla 11 –7: S5 SALIDAS (hoja 4 de 5) DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO VALOR DE USUARIO DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO VALOR DE USUARIO SALIDA 7 SALIDA 8 Nombre Disparo 2 de la
Frecuencia Nombre Disparo 3 de la
Frecuencia
Operación Auto-reinicio Operación Auto-reinicio Tipo Disparo Tipo Disparo FlexLogic 01 OP de Baja Frecuencia.
2 FlexLogic 01 OP de Baja
Frecuencia 3
FlexLogic 02 OP de Caida de frec. R2 .
FlexLogic 02 OP de Caida de frec. R3 .
FlexLogic 03 OR (2 entradas) FlexLogic 03 OR (2 entradas) FlexLogic 04 END FlexLogic 04 END FlexLogic 05 END FlexLogic 05 END FlexLogic 06 FlexLogic 06 FlexLogic 07 FlexLogic 07 FlexLogic 08 FlexLogic 08 FlexLogic 09 FlexLogic 09 FlexLogic 10 FlexLogic 10 FlexLogic 11 FlexLogic 11 FlexLogic 12 FlexLogic 12 FlexLogic 13 FlexLogic 13 FlexLogic 14 FlexLogic 14 FlexLogic 15 FlexLogic 15 FlexLogic 16 FlexLogic 16 FlexLogic 17 FlexLogic 17 FlexLogic 18 FlexLogic 18 FlexLogic 19 FlexLogic 19 FlexLogic 20 FlexLogic 20
11.1 SUMARIO COMISIONADO 11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE
11-22 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
11 Tabla 11 –7: S5 SALIDAS (hoja 5 de 5) DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO VALOR DE USUARIO DESCRIPCIÓN PREDETERMINADO VALOR DE USUARIO RASTREO VIRTUAL 3 Pre-Disparo 12 ciclos FlexLogic 01 END FlexLogic 01 Cualquier Elemento Pkp FlexLogic 02 END FlexLogic 02 END FlexLogic 03 FlexLogic 03 FlexLogic 04 FlexLogic 04 FlexLogic 05 FlexLogic 05 FlexLogic 06 FlexLogic 06 FlexLogic 07 FlexLogic 07 FlexLogic 08 FlexLogic 08 FlexLogic 09 FlexLogic 09 FlexLogic 10 FlexLogic 10 VIRTUAL 4 VIRTUAL 1
FlexLogic 01
FlexLogic 01 END FlexLogic 02 FlexLogic 02 END FlexLogic 03 FlexLogic 03 FlexLogic 04 FlexLogic 04 FlexLogic 05 FlexLogic 05 FlexLogic 06 FlexLogic 06 FlexLogic 07 FlexLogic 07 FlexLogic 08 FlexLogic 08 FlexLogic 09 FlexLogic 09 FlexLogic 10 FlexLogic 10 VIRTUAL 5 VIRTUAL 2 FlexLogic 01 FlexLogic 01 END FlexLogic 02 FlexLogic 02 END FlexLogic 03 FlexLogic 03 FlexLogic 04 FlexLogic 04 FlexLogic 05 FlexLogic 05 FlexLogic 06 FlexLogic 06 FlexLogic 07 FlexLogic 07 FlexLogic 08 FlexLogic 08 FlexLogic 09 FlexLogic 09 FlexLogic 10 FlexLogic 10
11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE 11.1 SUMARIO COMISIONADO
GE Power Managenet 745 Relé de Administración del Transformador 11-23
11
Tabla 11 –8: AJUSTES DEL TEMPORIZADOR TEMPORIZADOR ARRANQUE RETARDO DE CAPTACIÓN RETARDO DE CIERRE
#1 #2 #3 #4 #5 #6 #7 #8 #9 #10
11.1 SUMARIO COMISIONADO 11 TABLA DE PUNTOS DE AJUSTE
11-24 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
11
APENDICE A A.1 FIGURAS Y TABLAS
GE Power Managenet 745 Relé de Administraión del Transformador A-1
A
A.1.1 LISTA DE FIGURAS FIGURA 1–1: DIAGRAMA UNIFILAR ............................................................................................................. 1-3 FIGURA 1–2: 745 CÓDIGOS DE ORDEN...................................................................................................... 1-4 FIGURA 3–1: DIMENSIONES DE LA CAJA ................................................................................................... 3-1 FIGURA 3-2 RECORTE DEL PANEL DE RELE SR UNICO Y DOBLE ......................................................... 3-1 FIGURA 3–3: MONTAJE DE LA CAJA ........................................................................................................... 3-2 FIGURA 3-4: DESLIZAR EL RELÉ DE LA CAJA............................................................................................ 3-3 FIGURA 3 –5: SELLO DESMONTABLE ........................................................................................................ 3-3 FIGURA 3 –6: DISTRIBUCION POSTERIOR DE TERMINALES.................................................................. 3-4 FIGURA 3-7: DIAGRAMA DE ALAMBRADO TIPICO..................................................................................... 3-6 FIGURA 3-8: DIAGRAMA DE ALAMBRADO TIPICO PARA EL INCREMENTO DEL GENERADOR........... 3-7 FIGURA 3–9: INSTALACIÓN DEL TC DE SECUENCIA ZERO (BALANCE DEL NÚCLEO) ........................ 3-8 FIGURA 3–10: CONEXIÓN DE ENERGIA DE CONTROL........................................................................... 3-9 FIGURA 3–11: CONEXIONES DE CONTACTO SECOS Y HÚMEDOS...................................................... 3-10 FIGURA 3–12: CONEXIÓN DE SALIDA ANÁLOGA .................................................................................... 3-11 FIGURA 3–13: CONEXIÓN RS485............................................................................................................... 3-12 FIGURA 3-14: CONEXIÓN RS422................................................................................................................ 3-13 FIGURA 3–15: CONEXIÓN RS232.............................................................................................................. 3-13 FIGURA 3–16: FUNCIÓN DE IRIG-B............................................................................................................ 3-14 FIGURA 4–1: PANEL FRONTAL 745 ............................................................................................................. 4-1 FIGURA 4–2: PUERTO DE PROGRAMACIÓN.............................................................................................. 4-4 FIGURA 5–1: ENTRADA DE LA POSICIÓN DE LA DERIVACION................................................................ 5-5 FIGURA 5–2: TRANSFORMADOR DE EJEMPLO......................................................................................... 5-6 FIGURA 5–3: FASORES PARA LA SECUENCIA ABC.................................................................................. 5-6 FIGURA 5–4: FASORES PARA LA SECUENCIA ACB.................................................................................. 5-7 FIGURA 5–5: TRANSFORMADOR EN ESTRELLA / DELTA (RETRASO DE 30 °) ...................................... 5-8 FIGURA 5–6: PRINCIPIO DE OPERACIÓN DEL DIFERENCIAL DE PORCENTAJE ................................ 5-47 FIGURA 5–7: DIFERENCIAL DE PORCENTAJE- CARACTERÍSTICA DE DOBLE PENDIENTE.............. 5-47 FIGURA 5–8: CORRECCIÓN DE LA DISMINUCIÓN DEL VALOR NOMINAL DE LA ARMÓNICA............ 5-53 FIGURA 5–9: PROTECCIÓN CONTRA FALLA A TIERRA FÍSICA RESTRINGIDA.................................... 5-59 FIGURA 5–10: DEVANADO ESTRELLA CON RESISTENCIA DE TIERRA................................................ 5-59 FIGURA 5–11: CORRIENTES DE FALLA CONTRA PUNTO DE FALLA DESDE NEUTRO ...................... 5-60 FIGURA 5–12: AREAS RGF Y ZONAS DIFERENCIALES DE PORCENTAJE DE PROTECCIÓN............ 5-60 FIGURA 5–13: IMPLEMENTACIÓN DE FALLA A TIERRA RESTRINGIDA................................................ 5-61 FIGURA 5–15: EJEMPLO DE FLEXLOGIC IMPLEMENTADO.................................................................... 5-82 FIGURA 5–16: CURVA INVERSA 1.............................................................................................................. 5-96 FIGURA 5–17: CURVA INVERSA 2.............................................................................................................. 5-97 FIGURA 5–18: CURVA INVERSA 3.............................................................................................................. 5-98 FIGURA 7–1: ESQUEMA LÓGICO DEL DIFERENCIAL-DIFERENCIAL DE PORCENTAJE ....................... 7-2 FIGURA 7–2 ESQUEMA LÓGICO DEL DIFERENCIAL: INHIBICION DEL 5TO ARMÓNICO .................... 7-3 FIGURA 7–3: ESQUEMA LÓGICO DEL DIFERENCIAL-INHIBICIÓN DE LA ENERGIZACION................... 7-4 FIGURA 7–4 - ESQUEMA LÓGICO DEL DIFERENCIAL: INHIBICIÓN DE LA ENERGIZACION................. 7-5 FIGURA 7–5: ESQUEMA LÓGICO DEL DIFERENCIAL - INHIBICION DEL 5TO ARMÓNICO.................... 7-6 FIGURA 7–6: ESQUEMA LÓGICO DEL DIFERENCIAL INSTANTÁNEO .................................................... 7-7 FIGURA 7–7: ESQUEMA LÓGICO DE LA S/C DEL TIEMPO DE FASE ....................................................... 7-8 FIGURA 7–8: ESQUEMA LÓGICO 1 DE LA S/C INSTANTÁNEA DE FASE................................................. 7-9 FIGURA 7–9: ESQUEMA LÓGICO 2 DE LA S/C INST. DE FASE............................................................... 7-10 FIGURA 7–10: ESQUEMA LÓGICO DE S/C DE TIEMPO DEL NEUTRO................................................... 7-11 FIGURA 7-11 ESQUEMA LOGICO DE LA S/C INST DEL NEUTRO........................................................... 7-12 FIGURA 7–12: ESQUEMA LÓGICO 2 DE LA S/C INST. DEL NEUTRO..................................................... 7-13 FIGURA 7–13: ESQUEMA LÓGICO DE LA S/C DEL TIEMPO DE TIERRA ............................................... 7-14 FIGURA 7–14: ESQUEMA LÓGICO 1 DE LA S/C INST DE TIERRA.......................................................... 7-15 FIGURA 7–15: ESQUEMA LÓGICO 2 DE LA S/C INST. DE TIERRA......................................................... 7-16 FIGURA 7–16: ESQUEMA LÓGICO DE FALLA A TIERRA RESTRINGIDA ............................................ 7-17 FIGURA 7–17: ESQUEMA LÓGICO DE LA S/C DE TIEMPO DE SECUENCIA NEGATIVA...................... 7-18 FIGURA 7-18: ESQUEMA LÓGICO DE LA S/C DE INST. DE SECUENCIA NEGATIVA. .......................... 7-19
A.1 FIGURAS Y TABLAS APENDICE A
A-2 745 Relé de Administraión del Transformador GE Power Managenet
A FIGURA 7 –19: ESQUEMA LÓGICO DE SUBFRECUENCIA..................................................................... 7-20 FIGURA 7 –20: ESQUEMA LÓGICO DE LA CAIDA DE FRECUENCIA..................................................... 7-21 FIGURA 7 –21: ESQUEMA LÓGICO DE SOBREFRECUENCIA................................................................. 7-22 FIGURA 7 –22: ESQUEMA LÓGICO DEL NIVEL 5TO ARMÓNICO ........................................................... 7-23 FIGURA 7 –23: ESQUEMA LÓGICO DE VOLTIOS-POR-HERTZIO.......................................................... 7-24 FIGURA 7 –24: ESQUEMA LÓGICO DEL NIVEL DE THD.......................................................................... 7-25 FIGURA 7 –25: ESQUEMA LÓGICO DE LA DISMINUCIÓN DEL VALOR NOMINAL DE LA ARMONICA 7-26 FIGURA 7 –26: ESQUEMA LÓGICO DE ENTRADA ANALÓGICA ............................................................. 7-27 FIGURA 7 –27: ESQUEMA LÓGICO DE LA DEMANDA DE CORRIENTE................................................. 7-28 FIGURA 7 –28: SOBRECARGA DEL TRANSFORMADOR........................................................................ 7-29 FIGURA 7 –29: RELES DE SALIDA 1-8 ...................................................................................................... 7-30 FIGURA 7 –30: RELE DE AUTOPRUEBA................................................................................................... 7-31 FIGURA 7 –31: LÍMITE DEL PUNTO MAS CALIENTE ............................................................................... 7-32 FIGURA 7 –32: LÍMITE DEL FATCOR DE ENVEJECIMIENTO................................................................. 7-33 FIGURA 7 –33: LÍMITE DE PÉRDIDA DE VIDA........................................................................................... 7-34 FIGURA 7 –34: FALLA DEL CAMBIADOR DE DERIVACIONES................................................................ 7-35 FIGURA 9 –1: VENTANA DE ARRANQUE DEL PROGRAMA 745PC .......................................................... 9-1 FIGURA 9 –2: RESUMEN DEL MENÚ DEL NIVEL SUPERIOR 745PC........................................................ 9-2 FIGURA 9 –3: RESUMEN DE LA BARRA DE HERRAMIENTAS 745PC ...................................................... 9-3 FIGURA 9 –4: AJUSTE DE LAS COMUNICACIONES RS232....................................................................... 9-4 FIGURA 9 –5: AJUSTE DE LAS COMUNICACIONES RS485....................................................................... 9-4 FIGURA 9 –6: PANTALLA DE BIENVENIDA DE GE POWER MANAGEMENT............................................ 9-5 FIGURA 9 –7: FIGURA DE DIÁLOGO DE COMUNICACION/COMPUTADORA (COMMUNICATION
COMPUTER)......................................................................................................................................... 9-6 FIGURA 9 –8: FIGURA DE DIÁLOGO DE ARCHIVO/PROPIEDADES ......................................................... 9-7 FIGURA 9 –9: GUARDAR PUNTOS DE AJUSTE.......................................................................................... 9-7 FIGURA 9 –10: FORMATO DE ARCHIVO DE FIRMWARE 745.................................................................... 9-8 FIGURA 9 –11: CUADRO DE DIALOGO DE ABRIR (OPEN) ARCHIVO DE PUNTOS DE AJUSTE ........... 9-9 FIGURA 9 –12: FIGURA DE DIÁLOGO DE LOS PUNTOS DE AJUSTE DEL TRANSFORMADOR
(TRANSFROMER SETPOINTS)........................................................................................................... 9-9 FIGURA 9 –13: ENTRADA DEL PUNTO DE AJUSTE NÙMERICO ............................................................ 9-10 FIGURA 9-14: VENTANA ACTUAL DE VALORES 745 PC ......................................................................... 9-11 FIGURA 10 –1: AJUSTE DE PRUEBA ......................................................................................................... 10-3 FIGURA 10 –2: PRUEBA DE LA FUERZA DIELÉCTRICA .......................................................................... 10-5 FIGURA 10 –3: ENTRADAS LÓGICAS ........................................................................................................ 10-6 FIGURA 10 –4: CIRCUITO DE PRUEBA DE SALIDA DE ESTADO SÓLIDO........................................... 10-16 FIGURA 10 –5: CIRCUITO DE PRUEBA DEL TEMPORIZADOR ............................................................. 10-16 FIGURA 10 –6: CONEXIONES DE SEÑAL DE CORRIENTE.................................................................... 10-17 FIGURA 10 –7: 2NA PRUEBA DE RESTRICCIÓN ARMÓNICA................................................................ 10-18 FIGURA 10 –9: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA GENERAL....................................................................... 10-21 FIGURA 10 –10: ORGANIZACIÓN DE PRUEBA DE TIERRA RESTRINGIDA......................................... 10-30 FIGURA 10 –11: PRUEBA DEL ELEMENTO DE FRECUENCIA............................................................... 10-34
A.1.2 LISTA DE TABLAS TABLA 5 –1: TIPOS DE TRANSFORMADORES ......................................................................................... 5-10 TABLA 5 –2: DESPLAZAMIENTOS DE FASE ............................................................................................. 5-23 TABLA 5 –3: VALORES NOMINALES DE DEVANADOS DE TENSIÓN BAJA........................................... 5-34 TABLA 5 –4: RESISTENCIA RTD CONTRA TEMPERATURA.................................................................... 5-39 TABLA 5 –5: TIPOS DE SALIDA FLEXLOGIC™.......................................................................................... 5-79 TABLA 5 –6: TIPOS DE ENTRADAS FLEXLOGIC™................................................................................... 5-80 TABLA 5 –7: COMPUERTAS DE FLEXLOGIC™......................................................................................... 5-80 TABLA 5 –8: RELE DE SALIDA PREDETERMINADO DEL FLEXLOGIC ................................................... 5-83 TABLA 5 –9: MODOS DE SIMULACIÓN...................................................................................................... 5-88 TABLA 5 –10: CONSTANTES DE LA CURVA ANSI.................................................................................... 5-90 TABLA 5 –11: TIEMPOS DE DISPARO DE LA CURVA ANSI (EN SEGUNDOS)....................................... 5-91 TABLA 5 –12: CONSTANTES DE LA CURVA IEC ...................................................................................... 5-92
APENDICE A A.1 FIGURAS Y TABLAS
GE Power Managenet 745 Relé de Administraión del Transformador A-3
A
TABLA 5 –13: TIEMPOS DE DISPARO DE LAS CURVAS IEC................................................................... 5-93 TABLA 5 –14: CONSTANTES DE CURVA IAC............................................................................................ 5-94 TABLA 5 –15: TIEMPOS DE DISPARO CURVA IAC ................................................................................... 5-95 TABLA 6 –1: TIPOS/CAUSAS DE LOS EVENTOS ...................................................................................... 6-16 TABLA 6 –2: 745 ELEMENTOS DE PROTECCIÓN................................................................................... 6-20 TABLA 6 –3: INTERPRETACIÓN DE ERRORES DE AUTOPRUEBA ....................................................... 6-22 TABLA 8 –1: CÓDIGOS DE FUNCIÓN DE GE POWER MANAGEMENT..................................................... 8-5 TABLA 8 –3: CÓDIGOS DE ERROR ............................................................................................................ 8-10 TABLA 8 –5: ORGANIZACIÓN DEL MAPA DE MEMORIA.......................................................................... 8-16 TABLA 8 –6: MAPA DE MEMORIA DEL 745 (HOJA 1 DE 57)..................................................................... 8-17 TABLA 8 –7: FORMATOS DE DATOS DEL 745 (HOJA 1 DE 36) ............................................................... 8-74 TABLA 10 –1: TEMPERATURA MEDIDA DE RTD – 100 Ω PLATINO ...................................................... 10-12 TABLA 10 –2: TEMPERATURA MEDIDA DE RTD – 120 Ω NIQUEL ........................................................ 10-12 TABLA 10 –3: TEMPERATURA MEDIDA DE RTD – 100 Ω NIQUEL ........................................................ 10-12 TABLA 10 –4: RESULTADOS DE LA CALIBRACIÓN PARA LAS SALIDAS ANALÓGICAS .................... 10-13 TABLA 11–1: PUNTOS DE AJUSTE PAGINA 1 – AJUSTES DEL 745 ....................................................... 11-1 TABLA 11–2: S2 AJUSTE DEL SISTEMA (HOJA 1 DE 2) ........................................................................... 11-2 TABLA 11–3: TABLA DE FLEXCURVES...................................................................................................... 11-4 TABLA 11–4: S3 ENTRADAS LÓGICAS ...................................................................................................... 11-5 TABLA 11–5: S4 GRUPOS DE PUNTO DE AJUSTE DE LOS ELEMENTOS............................................. 11-6 TABLA 11–6: S4 ELEMENTOS (HOJA 1 DE 12) ......................................................................................... 11-6 TABLA 11 –7: S5 SALIDAS (HOJA 1 DE 5) ............................................................................................... 11-18 TABLA 11 –8: AJUSTES DEL TEMPORIZADOR...................................................................................... 11-23
A.1 FIGURAS Y TABLAS APENDICE A
A-4 745 Relé de Administraión del Transformador GE Power Managenet
A
APENDICE B B.1 DECLARACION EU DE CONFORMIDAD
GE Power Managenet 745 Relé de Administraión del Transformador B-1
B
DECLARACIÓN EU DE CONFORMIDAD Directivas del Consejo Aplicables: 73/23/eec Tensión Baja
89/336/eec Directiva EMC
Se declara cumplir con las normas: IEC 947-1 Conmutadores y Equipo de Control de baja tensión
IEC1010-1:1990+ A 1:1992+ A 2:1995 Requisitos de seguridad para el equipo eléctrico para control, medición y uso de laboratorio
CISPR 11 / EN 55011:1997 Equipo industrial, científico, y médico Clase A
EN 50082-2:1997: Requisitos de la compatibilidad electromágnetica , parte 2: Ambiente Industrial
IEC100-4-3 / del EN 61000-4-3 Inmunidad a RF radiadas
EN 61000-4-6 Inmunidad a RF conducidas
Nombre Del Fabricante: General Electric Power Management Inc.
Dirección Del Fabricante: 215 Anderson Ave. Markham, Ontario, Canadá L6e 1b3
Representante del fabricante en la UE: Christina Bataller Mauleon Administración de Energía GE Avenida Pinoa 10 48710 Zamudio, España Tel.: 34-94-4858835 fax: 34-94-4858838
Tipo del equipo: relé de protección del transformador
Número De Modelo: 745
Primer año de la fabricación: 1998 El suscrito, declara por este medio que el equipo especificado arriba cuple con las directivas y las
normas anterioras Nombre Completo: John Saunders
Posición: Gerente de Fabricación
Firma:
Lugar: Gerencia de GE ENERGIA
Fecha: 1998
B.1 DECLARACION EU DE CONFORMIDAD APENDICE B
B-2 745 Relé de Administraión del Transformador GE Power Managenet
B
APENDICE C C.1 INFOMACION DE GARANTIA
GE Power Managenet 745 Relé de Administraión del Transformador C-1
C
C.1.1 GARANTIA
GARANTÍA DEL RELÉ DE ADMINISTRACIÓN DE FUERZA GE
General Electric Power Management Inc. (Administración de potencia GE) garantiza cada relé que fabrica como libre de defectos en material y manufactura bajo uso y servicio normales por un período de 24 meses a partir de la fecha del envío de la fábrica.
En el evento de un falla cubierta por la garantía, GE Power Management emprenderá de reparar o de sustituir el relé que proporciona el que otorga la garantia, siempre y cuando haya sido determinado que es defectuoso y está regresado con todas los cargos de transporte pagados por adelantado a un centro de servicio autorizado o a la fábrica. Las reparaciones o el reemplazo bajo garantía serán hechos sin cargo.
La garantía no aplicará a ningún relé que haya estado sujeto a un uso erróneo, a negligencia, a accidentes, a la instalación incorrecta o al uso no de acuerdo con las instrucciones, ni cualquier unidad que haya sida alterada fuera de un centro autorizado por la fábrica de GE Power Management.
GE Power Management no es responsable para los daños especiales, indirectos o consecuentes o para la pérdida de ganancias o para los costos sostenidos como resultado de un maloperación del relé, por uso o ajuste incorrecto.
Para el texto completo de la garantía (incluyendo limitaciones y negaciones), refiera a las Condiciones de Venta Estándar de GE Power Management.
C.1 INFORMACION DE GARANTIA APENDICE C
C-2 745 Relé de Administraión del Transformador GE Power Managenet
C
INDICE
GE Power Managenet 745 Relé de Administraión del Transformador i
IND
ICE
Numéricos 2da RESTRICCIÓN ARMÓNICA ...........................10-21 5ta RESTRICCIÓN ARMÓNICA ............................10-21 745PC Véase SOFTWARE
A A1 STATUS................................................................6-2 A2 MEDICIÓN............................................................6-4 A3 EVENT RECORDER (Registrador de eventos) ..6-13 A4 PRODUCT INFO (Inf. del Prod.) .........................6-17 ACCESO PARA ESCRITURA EN EL PUNTO DE
AJUSTE.................................................................5-2 AJUSTES DEL TEMPORIZADOR .........................11-23 ALARM.......................................................................4-6 ALGORITMO CRC-16................................................8-4 ARMÓNICOS...........................................................5-39 ASIGNACIONES DE TERMINALES POSTERIORES3-6 AUTOCONFIGURACION...........................................5-4
B BLOQUEO DESDE LAS ENTRADAS LOGICAS ...10-24
C CAIDA DE FRECUENCIA
esquema lógico ...................................................7-30 puntos de ajuste ..................................................5-78
CAJA DESCRIPCIÓN .....................................................3-1 DIMENSIONES .....................................................3-1 MONTAJE .............................................................3-2
CALIBRACIÓN.........................................................6-18 CAMBIADOR DE DERIVACIONES ...........................6-8 CAPTACIÓN MÍNIMA .................................10-17, 10-24 CAUSAS DE LOS EVENTOS ..................................6-16 CIRCUITO DE PRUEBA DE SALIDA DE ESTADO
SÓLIDO.............................................................10-19 CÓDIGO DE ACCESO
CAMBIANDO.........................................................2-6 punto de ajuste....................................................5-24 SEGURIDAD .........................................................2-6
CÓDIGOS DE ORDEN ..............................................1-4 CÓDIGOS DE REVISIÓN ........................................6-17 COMISIONADO
CONVENCIONES ...............................................10-2 PRUEBA DE EQUIPO.........................................10-3 TRABAJO PRELIMINAR.....................................10-5
COMUNICACIONES CAPA FÍSICA ........................................................8-1 DNP.....................................................................5-28 INTERFASE ELÉTCRICA .....................................8-2 PROTOCOLOS .....................................................8-1 Puntos de ajuste..................................................5-27 RS232 ..........................................................3-17, 9-4 RS422 .................................................................3-15 RS485 ..........................................................3-15, 9-4
COMUNICACIONES DNP
Documento Del Perfil Del Dispositivo..................8-94 puntos de ajuste..................................................5-28 TABLA DE IMPLEMENTACIÓN..........................8-95 TABLAS DE LISTAS DE PUNTOS .....................8-97
CONDICIÓN ..............................................................4-6 CONEXIONES DE CONTACTO HUMEDOS...........3-12 CONEXIONES DE CONTACTO SECOS ................3-12 CONTENIDO ARMÓNICO.........................................6-7 CORRECCIÓN DEL ÁNGULO DE FASE ..................5-9 CORRIENTE DE OPERACIÓN MÍNIMO ...............10-54 CORRIENTE DE RESTRICCIÓN ..............................6-6 CORRIENTE DIFERENCIAL .....................................6-6 CORRIENTE DIFERENCIAL DE TIERRA .................6-6 CORRIENTES DE LOS DEVANADOS......................6-4 CORRIENTES DE SECUENCIA CERO ....................6-5 CORRIENTES DE SECUENCIA NEGATIVA.............6-5 CORRIENTES DE SECUENCIA POSITIVA ..............6-5 CURVA ANSI .........................................................5-105 CURVA INVERSA 2...............................................5-111 CURVA INVERSA 3...............................................5-112 CURVA INVERSA I................................................5-110 CURVAS ANSI.......................................................5-104 CURVAS IAC.........................................................5-108 CURVAS IEC.........................................................5-106 CURVAS TOC
ANSI..................................................................5-104 CURVA DE TIEMPO DEFINIDO.......................5-106 IAC ....................................................................5-108 IEC ....................................................................5-106
D DECLARACIÓN EU DE CONFORMIDAD .................... 1 DEFAULT MESSAGES (Mensajes Predeterminados).5-
30 DEFINICION DE TIEMPO DE CURVAS................5-104 DEMANDA DE CORRIENTE
ESQUEMA LÓGICO ...........................................7-42 puntos de ajuste..................................................5-88 valores reales......................................................6-10
DESAJUSTE DE LA RELACIÓN DEL TC DINAMICO.5-4
DESPLAZAMIENTOS DE FASE TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS..................5-7
DESPLAZAMIENTOS DE FASE DESCRIPCION ...................................................5-23
DESPLAZAMIENTOS DE FASE..............................5-23 DEVANADO ESTRELLA CON RESISTENCIA DE
TIERRA...............................................................5-69 DIAGRAMA UNIFILAR ..............................................1-3 DIAGRAMAS DE ALAMBRADO................................3-7 DIAGRAMAS DE ALAMBRADO TÍPICO ...................3-7 DIAGRAMAS DE BLOQUE .......................................7-2 DIAGRAMAS LOGICOS ............................................7-1 DIFERENCIAL
DIFERENCIAL DE PORCENTAJE .....................5-51 DIFERENCIAL
puntos ajustes .....................................................5-51 DIFERENCIAL
INHIBICION DEL 5TO ARMÓNICO ......................7-5 DIFERENCIAL
INDICE
ii 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
IND
ICE
INHIBICIÓN DE LA ENERGIZACION................... 7-6 DIFERENCIAL
DIFERENCIAL INSTANTÁNEO.......................... 7-11 DIFERENCIAL DE PORCENTAJE
CARACTERÍSTICA DE DOBLE PENDIENTE.... 5-53 ESQUEMA LÓGICO............................................. 7-3 principio de operación......................................... 5-52 puntos de ajustes................................................ 5-51 RESTRINGIDO ARMÓNICO ............................ 10-17
DIFERENCIAL INSTANTÁNEO ESQUEMA LÓGICO........................................... 7-11 puntos de ajuste ................................................. 5-58
DISTORSIÓN ARMÓNICA CORRECCIÓN ................................................... 5-60 ESQUEMA LÓGICO........................................... 7-37 prueba .............................................................. 10-55 puntos de ajuste ................................................. 5-82 valores reales ....................................................... 6-7
DISTRIBUCION POSTERIOR DE TERMINALES..... 3-4
E EFECTOS DEL RETIRO DEL COMPONENTE DE
SECUENCIA CERO ......................................... 10-12 ELEMENTOS
DESCRIPCIÓN................................................... 5-50 puntos de ajuste ................................................. 5-50
ELEMENTOS DE PROTECCIÓN ESPECIFICACIONES........................................... 1-6
ELIMINAR DATOS DE ENERGÍA ........................... 6-12 ELIMINAR LOS DATOS DE DEMANDA ................... 6-9 ENERGÍA ................................................................ 6-12 ENTRADA DE POSICIÓN DE LA DERIVACIÓN .... 3-12 ENTRADA DE TENSIÓN ........................................ 3-10 ENTRADA DEL PUNTO DE AJUSTE ....................... 5-2 ENTRADAS
CORRIENTE DE CA........................................... 3-10 ESPECIFICACIONES........................................... 1-5 suministrar .......................................................... 10-9
ENTRADAS ANALÓGICAS puntos de ajuste ................................................. 5-43 valores reales ..................................................... 6-11
ENTRADAS DE TENSIÓN ...................................... 5-40 ENTRADAS LÓGICAS ............................ 3-11, 5-48, 6-2
COMISIONADOS ............................................... 10-7 ENTRADAS TC ....................................................... 3-10 ENTRADAS VIRTUALES ........................................ 5-49 ENVEJECIMIENTO DEL AISLAMIENTO .............. 10-52
puntos de ajuste ................................................. 5-84 ERROR DE AUTOPRUEBA...................................... 4-2 ESPECIFICACIONES ............................................... 1-5 ESQUEMA DE DETECCIÓN DE ENERGIZACION .. 10-
22 ESQUEMA LÓGICO DE ENTRADA ANALÓGICA.. 7-40 EVENTOS DE LAS CAUSAS.................................. 6-16
F FALLA DEL CAMBIADOR DE DERIVACIONES..... 5-91 FALLA DEL MONITOREO DE LA DERIVACION.. 10-52 FASORES
SECUENCIA ABC ................................................ 5-7
SECUENCIA ACB .................................................5-8 FECHA .......................................................................6-2 FIRMWARE
CARGANDO........................................................9-11 FORMATO DE ARCHIVO .....................................9-9
FLEXCURVES .........................................................5-39 FLEXLOGIC
COMPUERTAS ...................................................5-93 EJEMPLO............................................................5-94 INTRODUCCIÓN.................................................5-92 REGLAS..............................................................5-94 TIPOS DE ENTRADAS .......................................5-93 TIPOS DE SALIDA ..............................................5-92
FRECUENCIA ESQUEMA LÓGICO............................................7-30 puntos de ajuste ..................................................5-76
G GARANTIA....................................................................1 GROUND TIME OVERCURRENT (Sobrecorriente de
tiempo de tierra) ..................................................5-65 GRUPO DE PUNTOS DE AJUSTE..........................5-51 GRUPOS DE PUNTOS DE AJUSTE .........................5-1
H HORA.........................................................................6-2
I IN SERVICE (EN SERVICIO) ....................................4-2 INDICADOR DE FASE A ...........................................4-6 INDICADOR DE FASE B ...........................................4-6 INDICADOR DE FASE C ...........................................4-6 INDICADOR DE MENSAJE .......................................4-4 INDICADOR DE MODO DE PRUEBA .......................4-2 INDICADOR DE PICKUP (DETECCIÓN) ..................4-6 INDICADOR DE PUNTOS DE AJUSTE GRUPO 1....4-5 INDICADOR DE PUNTOS DE AJUSTE GRUPO 2....4-5 INDICADOR DE PUNTOS DE AJUSTE GRUPO 3....4-5 INDICADOR DE PUNTOS DE AJUSTE GRUPO 4....4-5 INDICADOR DE SOBRECARGA DEL
TRANSFORMADOR) ............................................4-4 INDICADOR DE TECLA.............................................4-7 INDICADOR DE TIERRA ...........................................4-6 INDICADOR DE TRANSFORMADOR
DESENERGIZADO) ..............................................4-4 INDICADOR DE TRIP (DISPARO).............................4-6 INDICADOR DIFERENCIAL BLOQUEADO...............4-4 INDICADOR ERROR DE AUTOPRUEBA..................4-2 INDICADOR LOCAL ..................................................4-4 INDICADORES DE ESTADO.....................................4-2 INDICADORES DE ESTADO DEL SISTEMA ............4-4 INHIBICIÓN DE ARMÓNICAS .................................5-55 INHIBICION DE LA ENERGIZACIÓN ......................5-55
ESQUEMA LÓGICO..............................................7-6 INHIBICION DEL 5TO ARMÓNICO
ESQUEMA LÓGICO...................................... 7-5, 7-9 puntos de ajuste ..................................................5-57
INSERCIÓN ...............................................................3-3 INSERCIÓN DEL RELÉ .............................................3-3
INDICE
GE Power Managenet 745 Relé de Administrsción del Transformador iii
IND
ICE
INSTALACION puntos de ajuste ...........................................2-6, 5-31 software.................................................................9-6
INSTALACIÓN DEL TC DE SECUENCIA ZERO.....3-10 IRIG-B ......................................................................3-19
L LEDs
ALARMA................................................................4-6 DESCRIPCIÓN .....................................................4-1 DIFFERENTIAL BLOCKED (DIFERENCIAL
BLOQUEADO)..................................................4-4 EN DIAGRAMAS LOGICOS..................................7-1 ESTADO DEL SISTEMA.......................................4-4 FASE A..................................................................4-6 FASE B..................................................................4-6 FASE C .................................................................4-6 IN SERVICE (EN SERVICIO)................................4-2 LOAD – LIMIT- REDUCED (LÍMITE DE CARGA
REDUCIDA)......................................................4-4 LOCAL...................................................................4-4 MESSAGE (MENSAJE) ........................................4-4 PICKUP (DETECCIÓN).........................................4-6 SELF – TEST ERROR (ERROR DE AUTOPRUEBA)
.........................................................................4-2 SETPOINT GROUP 1 (PUNTOS DE AJUSTE
GRUPO 1) ........................................................4-5 SETPOINT GROUP 2 (PUNTOS DE AJUSTE
GRUPO 2) ........................................................4-5 SETPOINT GROUP 3 (PUNTOS DE AJUSTE
GRUPO 3) ........................................................4-5 SETPOINT GROUP 4 (PUNTOS DE AJUSTE
GRUPO 4) ........................................................4-5 TEST MODE (MODO DE PRUEBA) .....................4-2 TIERRA .................................................................4-6 TRANSFORMER DE-ENERGIZED
(TRANSFORMADOR DESENERGIZADO) ......4-4 TRANSFORMER OVERLOAD (Sobrecarga del
TRANSFORMADOR) .......................................4-4 TRIP (DISPARO)...................................................4-6
LÍMITE DE PÉRDIDA DE VIDA ......................5-87, 7-50 Límite del Factor de Envejecimiento
ESQUEMA DE DIAGRAMA ................................7-48 pruebas .............................................................10-52 puntos de ajuste ..................................................5-86
LÍMITE DEL PUNTO MAS CALIENTE esquema logico ...................................................7-48 prueba ...............................................................10-52 puntos de ajuste ..................................................5-85
LISTA DE FIGURAS .....................................................1 LISTA DE TABLAS .......................................................2 LOAD – LIMIT- REDUCED (INDICADOR DE LÍMITE
DE CARGA REDUCIDA).......................................4-4 LÓGICA......................................................................7-1 LÓGICA DE PROYECTO...........................................7-1 LOW VOLTAGE WINDING RATING........................5-37
M MANIOBRANDO ........................................................2-1 MAPA DE MEMORIA...............................................8-18
MAPA DEL USUARIO .............................................8-13 MEDICIÓN.................................................................6-4 MEDICION DE LA DEMANDA
puntos de ajuste..................................................5-44 valores reales........................................................6-9
MEMORIA DEL TRAZO...........................................5-98 MENSAJES DEL OBJETIVO...................................6-19 MODBUS
codigo de funcion 03h ...........................................8-5 código de función 03h ...........................................8-7 codigo de función 04h ...........................................8-5 código de función 04h ...........................................8-7 codigo de función 05h ...........................................8-5 codigo de funcion 06h ...........................................8-5 código de función 06h ...........................................8-9 codigo de funcion 10h ...........................................8-5 código de función 10h .........................................8-10 código de la función 05h .......................................8-8 códigos de error ..................................................8-11 códigos de función soportados..............................8-5 descripción............................................................8-2 formato del marco de datos...................................8-2 formato del paquete de datos................................8-3 formatos de datos ...............................................8-75 formatos de datos del mapa de memoria............8-75 mapa de memoria ...............................................8-18 mapa del usuario.................................................8-13 respuestas de excepción ....................................8-11
MODO DE REINICIO REMOTO ............................10-18 MODOS DE SIMULACIÓN ....................................5-102
N NEGATIVE SÉQUENSE OVERCURRENT
(SOBRECORRIENTE de SECUENCIA NEGATIVA INSTANTANEA) PUNTOS DE AJUSTE ........................................5-73
NEGATIVE SÉQUENSE OVERCURRENT (SOBRECORRIENTE de SECUENCIA NEGATIVA).............................................................................5-73
NEGATIVE SEQUENSE TIME OVERCURRENT (SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DE SECUENCIA NEGATIVA) ESQUEMA LÓGICO ..................................7-24, 7-26 PUNTOS DE AJUSTE ........................................5-73
NIVEL 5TO ARMÓNICO prueba...............................................................10-51 puntos de ajuste..................................................5-80 SQUEMA LÓGICO..............................................7-34
NIVEL ANALÓGICO PUNTOS DE AJUSTE ........................................5-88
NIVEL del THD ESQUEMA ........................................................10-54 ESQUEMA LÓGICO ...........................................7-37 PUNTOS DE AJUSTE ........................................5-82
O ONLOAD TAP CHANGER (CAMBIADOR DE
DERIVACIONES DE CARGA) ............................5-38 OPCIONES
ORDEN .................................................................1-4
INDICE
iv 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
IND
ICE
puntos de ajuste ................................................. 5-32 OPCIONES DE ACTUALIZACIÓN.......................... 5-33 ORGANIZACIÓN DEL MAPA DE MEMORIA.......... 8-17
P PANEL FRONTAL..................................................... 4-1 PANTALLA ................................................................ 4-2 PÉRDIDA DE VIDA ................................................. 6-10 PHASE OVERCURRENT (Sobrecorriente de fase) 5-58 POLARIDAD DEL TRANSFORMADOR.................. 3-10 POSICIÓN DE DERIVACION................................ 10-16 POTENCIA .............................................................. 6-11 POTENCIA DE CONTROL...................................... 3-11 PREFERENCIAS..................................................... 5-26 PROTECCION DEL PROYECTO
5TA ARMÓNICA................................................. 5-80 CAIDA DE FRECUENCIA................................... 5-78 CARACTERÍSTICAS ............................................ 1-2 DETECCIÓN DE ENERGIZACION .................. 10-22 DIFERENCIAL INSTANTÁNEA........................ 10-24 DIFERENCIAL INSTANTÁNEO.......................... 5-58 DIFERENCIAL PORCENTUAL RESTRINGIDO
ARMÓNICO ................................................. 10-17 ENVEJECIMIENTO DEL AISLAMIENTO 5-84, 10-52 FALLA DE TIERRA RESTRINGIDA ................. 10-38 GROUND OVERCURRENT (SOBRECORRIENTE
DE TIERRA.................................................... 5-65 GROUND TIME OVERCURRENT (Sobrecorriente
de tiempo de tierra) ........................................ 5-65 SOBRECORRIENTE de SECUENCIA NEGATIVA 5-
73 SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DE SECUENCIA
NEGATIVA..................................................... 5-73 SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DEL NEUTRO . 5-
62 SOBRECORRIENTE DEL NEUTRO .................. 5-62 SOBRECORRIENTE DEL TIEMPO DE FASE .. 5-58,
10-26 SOBRECORRIENTE DEL TIEMPO DEL NEUTRO
..................................................................... 10-31 SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DE FASE10-
29 SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA 1 DEL
NEUTRO...................................................... 10-34 SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA DE FASE 5-61 SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA DE
SECUENCIA NEGATIVA............................... 5-75 SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA DE TIERRA 5-
67 SOBREFRECUENCIA........................................ 5-79 SUBFRECUENCIA ............................................. 5-76 THD LEVEL (NIVEL del THD). ........................... 5-82 TIERRA RESTRINGIDA ..................................... 5-68 VELOCIDAD DE CAIDA DE FRECUENCIA..... 10-48 VOLTIOS-POR-HZ ............................................. 5-81
PRUEBA DE LA RESISTENCIA DIELÉCTRICA..... 10-6 PRUEBA HI-POT....Véase PRUEBA DE RESISTENCIA
DIELÉCTRICA PUERTO DE PROGRAMACIÓN............................... 4-6 PUERTO DEL PANEL FRONTAL ........................... 3-17 PUNTO DE INFLEXIÓN ........................................ 10-20
PUNTOS DE AJUSTE 745SETUP...........................................................5-24 AJUSTES DEL SISTEMA....................................5-34 BASADO EN TEXTO.............................................2-5 CAMBIANDO.........................................................2-6 CARGANDO DIRECTO AL SOFTWARE ............9-11 ELEMENTOS ......................................................5-50 EN ESQUEMAS LOGICOS...................................7-1 ENTRADAS LÓGICAS ........................................5-48 ENUMERACIÓN....................................................2-4 GRUPOS...............................................................5-1 GUARDANDO A UN ARCHIVO ............................9-8 NUMÉRICOS.........................................................2-3 PUENTE DEL ACCESO........................................2-3 SALIDAS .............................................................5-92
PUNTOS DE AJUSTE DE TEXTO.............................2-5 PUNTOS DE AJUSTE NUMÉRICOS.........................2-3
R RECORTE DEL PANEL .............................................3-1 REGISTROS DE EVENTOS ....................................6-13 REINICIALIZACIÓN .................................................5-29 REINICIO DE DATOS DE EVENTOS......................6-13 RELE DE AUTOPRUEBA ........................................7-46 RELES DE SALIDA....................................................6-2
alambrado típico ..................................................3-13 DESCRIPCIONES...............................................3-13 DIAGRAMA LOGICO ..........................................7-45 PREDETERMINADO DEL FLEXLOGIC..............5-96 PROCEDIMIENTO ..............................................10-8 puntos de ajuste ..................................................5-96
RELOJ......................................................................5-29 RESUMEN .................................................................1-1 RETIRO......................................................................3-2 RETIRO DEL COMPONENTE DE SECUENCIA CERO
............................................................................5-11 RETIRO DEL RELE ...................................................3-2 RS232 COMUNICACIONES ............................ 3-17, 9-4 RS422 COMUNICACIONES ....................................3-15 RS485 COMUNICACIONES ............................ 3-15, 9-4 RTD
ACTIVADOR/SENSOR .......................................3-12 CALIBRACIÓN ..................................................10-14 RESISTENCIA CONTRA TEMPERATURA.........5-41 TEMPERATURA MEDIDA.................................10-15
S S/C INST DE TIERRA
ESQUEMA LÓGICO............................................7-19 S/C INST. DE TIERRA
prueba ...............................................................10-34 puntos de ajustes ................................................5-65
S/C INTS. DE TIERRA ESQUEMA LÓGICO............................................7-20
S1 745SETUP................................................ 5-24, 11-1 S2 SYSTEM SETUP ...................................... 5-34, 11-2 S3 LOGIC INPUTS...................................................5-48 S3 LOGIT INPUT .....................................................11-5 S4ELEMENTOS............................................. 5-50, 11-6 S5SALIDAS.................................................. 5-92, 11-18
INDICE
GE Power Managenet 745 Relé de Administrsción del Transformador v
IND
ICE
S6PRUEBAS..........................................................5-100 SALIDAS
ESPECIFICACIONES ...........................................1-9 SALIDAS ANALÓGICAS
alambrado típico..................................................3-13 conexión ..............................................................3-13 puntos de ajuste ................................................5-100 puntos de ajustes ................................................5-46
SALIDAS VIRTUALES .............................................5-98 SCRATCHPAD ........................................................5-33 SECUENCIA DE FASE............................................3-10 SELECCIÓN DEL TIPO DE TRANSFORMADOR .10-10 SELLO DESMONTABLE............................................3-3 SERVICIO DE FÁBRICA........................................5-103 SIMULACIÓN.........................................................5-101 SITIO Web .................................................................9-5 SOBRECARGA DEL TRANSFORMADOR....5-89, 7-44,
10-56 SOBRECORRIENTE
ESQUEMA LÓGICO............................................7-13 FASE...................................................................5-58 INSTANTÁNEA DE SECUENCIA NEGATIVA ....5-75 instantánea de tierra............................................5-67 INSTANTÁNEA DEL NEUTRO ...........................5-64 TIEMPO DE SECUENCIA NEGATIVA................5-73 TIEMPO DE TIERRA...........................................5-65
SOBRECORRIENTE DE TIEMPO D EL NEUTRO PUNTOS DE AJUSTE.........................................5-62
Sobrecorriente de tiempo de tierra ESQUEMA LÓGICO............................................7-18 prueba ...............................................................10-29 puntos de ajuste ..................................................5-65
SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DEL NEUTRO ESQUEMA LÓGICO............................................7-16
SOBRECORRIENTE DEL NEUTRO .......................5-62 Sobrecorriente del tiempo de fase
ESQUEMA LÓGICO............................................7-12 PUNTOS DE AJUSTE.........................................5-58
SOBRECORRIENTE INSTANTANEA DE FASE ESQUEMA LÓGICO............................................7-13 procedimiento....................................................10-29 puntos de ajuste ..................................................5-61
SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA DEL NEUTRO ESQUEMA LOGICO............................................7-16 ESQUEMA LÓGICO............................................7-17 PUNTOS DE AJUSTE.........................................5-64
SOBRE-EXCITACION DESCRIPCION ...................................................5-80 NIVEL DE LA 5TA ARMÓNICA...........................5-80 puntos de ajuste ..................................................5-80 VOLTIOS-POR-HZ..............................................5-81
SOBREFRECUENCIA ESQUEMA LÓGICO............................................7-32 PRUEBAS .........................................................10-46 puntos de ajuste ..................................................5-79
SOFTWARE barra de herramientas ...........................................9-3 cargando los puntos de ajuste.............................9-11 comunicaciones.....................................................9-6 descripcion ............................................................9-1 entrada del punto de ajuste .................................9-13 guardando los puntos de ajuste ............................9-8
instalacion .............................................................9-5 menú .....................................................................9-2 requisitos...............................................................9-2 salida de disparo del estado sólido .....................3-13 valores reales......................................................9-14
SOPORTE TÉCNICO ..............................................6-17 SUBCOMPONENTES ARMÓNICOS ........................6-7 SUBFRECUENCIA
ESQUEMA LÓGICO ...........................................7-28 PUNTOS DER AJUSTE......................................5-76
T TABLA DE TIPOS DE TRANSFORMADOR............5-12 TECLA ACTUAL ........................................................4-7 TECLA DE AYUDA ....................................................4-8 TECLA ENTER ..........................................................4-7 TECLA ESCAPE........................................................4-7 TECLA RESET ( REINICIO) ......................................4-8 TECLA SETPOINT (PUNTO DE AJUSTE)................4-7 TECLA SIGUIENTE...................................................4-8 TECLA VALOR ..........................................................4-7 TECLADO
TECLA ACTUAL ...................................................4-7 TECLA DE AYUDA ...............................................4-8 TECLA ENTER .....................................................4-7 TECLA ESCAPE...................................................4-7 TECLA MESSAGE................................................4-7 TECLA RESET (REINICIO) ..................................4-8 TECLA SETPOINT (PUNTO DE AJUSTE) ...........4-7 TECLA SIGUIENTE ..............................................4-8 TECLA VALOR .....................................................4-7 TECLAS DE NÚMEROS.......................................4-8
TECLAS DE CONTROL ............................................4-7 TECLAS DE NÚMEROS............................................4-8 TEMPERATURA
AMBIENTE...........................5-41, 6-10, 10-14, 10-16 RTD...................................................................10-15
TEMPERATURA AMBIENTE...............5-41, 6-10, 10-14 TEMPORIZADORES ...............................................5-99 TENSIÓN...................................................................6-9 TIEMPO DE OPERACIÓN.....................................10-19 TIEMPOS DE RETARDO ..........................................7-1 TIERRA RESTRINGIDA
puntos de ajuste..................................................5-72 VERIFICACION.................................................10-38 ZONAS DE PROTECCIÓN.................................5-68
TIERRA RESTRINGIDA ESQUEMA LÓGICO.........7-22 TIPOS DE EVENTOS..............................................6-16 TIPOS DE TRANSFORMADOR ..............................5-12 TRANSFORMACIÓN AUTOMÁTICA ....................10-10 TRANSFORMADOR................................................5-34 TRANSFORMADOR EN ESTRELLA / DELTA ..........5-9
U UNIDADES DE MEDICION .......................................7-1
V VALORES DE FALLA ............................................5-103 VALORES DE PREFALLA.....................................5-102
INDICE
vi 745 Relé de Administración del Transformador GE Power Managenet
IND
ICE
VALORES REALES descripción..................................................... 6-1, 6-2 organización ......................................................... 6-1 viendo con PC .................................................... 9-14
VOLTIOS-POR-HERTZIO esquema lógico ...................................................7-36 pruebas .............................................................10-51 puntos de ajuste ..................................................5-81
GE POWER MANAGEMENT WEBSITE
745 Relé de Administrsción del Transformador GE Power Managenet
La última información para el relé 745 está disponible en la Internet vía la página principal de GE Power Management:
http://www.GEindustrial.com/multilin Este sitio provee acceso a los siguientes servicios del cliente:
• Directorio Digital de Productos Una pequeña descipción de los productos que pueden servistos en línea.
• Catálogo de Productos Folletos de productos individuales que pueden ser descargados e impresos.
• Guía del Selector de Productos Una herramienta gráfica para encontrar el producto en el cual está interesado
• Oficinas de Ventas Una lista completa de las oficinas de ventas alrededor del mundo
• Soporte Técnico Información completa de contacto disponible
• Manual de Instrucciones Manuales de muchos productos ya están disponibles en línea
• Software de Productos GE Las versiones más actualizadas del software
• Dibujos Técnicos Muchos dibujos técnicos están disponibles en formatos de AutoCAD, CorelDRAW, o PDF.
• Códigos de Orden Códigos de Orden de muchos productos pueden ser descargados e impresos
• Publicaciones Técnicas Papeles relacionados con Power Management.
Hay mucho más disponible. Visítenos en línea, en www.GEindustrial.com/multilin.