Proteccion multifuncional con_sistema_de

Protección multifuncional
con sistema de mando
SIPROTEC 4
7SJ61/62/63/64 6MD63
Sistema de
Protección
Catálogo
SIP 3.1 · 2006

1Siemens SIP 3.1 · 2006
Sistema de protección
Páginas
Descripción / Comunicación 2 a 9
Funciones 10 a 18
Ejemplos de aplicación 19 a 27
Datos técnicos 28 a 38
Resumen de funciones 40
Introducción de datos específicos
del equipo 41
Datos del equipo para 7SJ61,
datos de elección y pedido,
esquemas de conexión 42 a 48
Datos del equipo para 6MD63,
Accesorios 88 y 89
Dibujos dimensionales 90 a 95
© Siemens AG 2005
Protección multifuncional
con sistema de mando
SIPROTEC 4
7SJ61/62/63/64 6MD63
Versión de Firmware 4.6
Catálogo SIP 3.1 · 2006
„
“
Sus ventajas
Rentabilidad, alto grado de auto-
matización
Manejo cómodo para el usuario
Reducido volumen de planificación
e ingeniería
Montaje flexible, sencillo y rápido,
cableado reducido
Puesta en marcha breve y sencilla
Stock de recambios sencillo, gran
flexibilidad
Alta fiabilidad y disponibilidad
Empleo de una técnica innovadora,
de futuro seguro
Cumplimiento de Normas Interna-
cionales
Integración fácil en un sistema de
protección y mando
CCUC

2 Siemens SIP 3.1 · 2006
Descripción
Campo de aplicación
Los equipos SIPROTEC 4 son
equipos de protección de servi-
cio digital, que cumplen tam-
bién funciones de mando y
supervisión. De este modo se le
presta apoyo al usuario en su
actividad económica empresa-
rial y se asegura un suministro
fiable de energía eléctrica a los
clientes. El mando local se ha
diseñado siguiendo aspectos
ergonómicos. Debido a su im-
portancia se presentan unas
pantallas grandes y bien legi-
bles.
Los equipos SIPROTEC 4
convencen por su diseño
uniforme y por un grado de
funcionalidad que representa
un nuevo nivel de calidad en el
sistema de protección y mando.
Mediante el empleo de un po-
tente microcontrolador y la
transformación y elaboración
digital de los valores medidos
se elimina considerablemente
la influencia de procesos de
compensación de frecuencia
superior y de componentes
transitorios de corriente conti-
nua. Las funciones de protec-
ción valoran la onda base. La
protección de sobrecarga valora
los valores efectivos.
Lógica programable
La funcionalidad lógica integra-
da le permite al usuario implan-
tar a través de un interface
gráfico unas funciones propias
para automatizar su celda de
conmutación (bloqueo) o insta-
lación de conmutación y gene-
rar mensajes definidos por el
usuario.
Comunicación
Los equipos SIPROTEC 4 dispo-
nen de hasta cuatro interfaces
seriales.
− Interface frontal para
conectar un PC,
− Interface de sistema para co-
nectar a un sistema de man-
do a través de
− CEI/IEC 61850/Ethernet,
− CEI/IEC 60870-5-103,
− MODBUS RTU, DNP 3.0
− PROFIBUS FMS/DP,
− Interface de servicio para
conectar un PC o una
Thermobox,
− Sincronización de tiempo a
través de entrada binaria,
IRIG B, DCF77 o sistema de
mando.
Protección de la línea
Como protección para la línea,
en los equipos SIPROTEC 4 se
utilizan para redes de alta y me-
dia tensión con versión de cen-
tro de conexión estrella puesto
a tierra con una baja resisten-
cia, aislado o compensado.
Protección de motores
Como protección de motores,
los equipos SIPROTEC 4 son
adecuados para máquinas asín-
cronas de cualquier tamaño.
Las temperaturas del estátor y
de los cojinetes se captan por
medio de una unidad indepen-
diente y se transmiten de forma
serial para su evaluación en el
equipo de protección.
Protección de transformado-
res
Como complemento a un equi-
po de protección diferencial del
transformador, los equipos
SIPROTEC 4 cumplen todas las
funciones de una protección de
reserva. La supresión de las
irrupciones impide de modo
eficaz la excitación debido a las
corrientes de irrupción.
La protección diferencial de alta
impedancia para faltas a tierra
detecta cortocircuitos y faltas
de aislamiento en el transfor-
mador.
Protección de reserva
Los equipos SIPROTEC 4 tienen
aplicación universal como pro-
tección de reserva.
Mando
La función de mando integrada
permite el mando de secciona-
dores (interruptores eléctricos /
motorizados) y de interruptores
de potencia a través del panel
de mandos integrados, entra-
das binarias, DIGSI 4 o sistema
de control de subestaciones
(p.ej. SICAM). Se soportan ins-
talaciones de conmutación con
barras colectoras simples y do-
bles. El número de elementos a
controlar (por lo general de 1 a
5), está limitado únicamente
por el número de entradas o
salidas existentes.
Ejemplo
Para un control económico-fi-
nanciero rentable de procesos
industriales se necesita una au-
tomatización del proceso que
incluya también el suministro
de energía. El ejemplo de una
excavadora de turba motoriza-
da muestra la incorporación
Protección multifuncional con equipo de mando SIPROTEC 4 7SJ61/62/63/64 6MD63
LSP2126f.tifLSP2087a.epsLSP2127f.tifLSP2100f.tifLSP2343.tifLSP2342.tif

Figura 1
Diagrama funcional
Descripción
Mensajes de servicio
Los equipos SIPROTEC 4 sumi-
nistran datos detallados para el
análisis de casos de fallo así
como para el control de los es-
tados de servicio. Todos los
mensajes relacionados a conti-
nuación están protegidos con-
tra fallo de la tensión de
alimentación.
• Avisos de fallo
En el equipo se memorizan
siempre los 8 últimos casos
de fallo y los 3 últimos casos
de faltas a tierra. Todos los
avisos de fallo están identifi-
cados con una resolución de
1 ms mediante etiquetas de
tiempo.
• Avisos de servicio/operación
Todos los mensajes que no
formen parte directamente
del fallo (p.ej. operaciones de
mando o conmutación) se re-
gistran en la memoria inter-
media de avisos de servicio/
operación. La resolución de
tiempo es de 1 ms y la capaci-
dad de memoria alcanza has-
ta 200 mensajes.
Perturbografía hasta
5/20 segundos
Los valores digitalizados de las
corrientes de fase, corriente a
tierra, tensión de fase y tensión
cero se almacenan en una per-
turbografía (registro/listado de
fallo) que se puede establecer
sencilla de una instalación de
conmutación con equipos de
protección SIPROTEC 4 en un
autómata programable SIMATIC
S7 a través del PROFIBUS DP.
Funciones de protección
Los equipos SIPROTEC 4 se pue-
den suministrar con numerosas
funciones de protección. Unos
paquetes de funciones direccio-
nales según la aplicación facili-
tan la elección al usuario.
Funciones de protección
flexibles
El equipo 7SJ64 ofrece la posi-
bilidad de completar de forma
sencilla otros niveles de protec-
ción o funciones de protección.
Para ello se combina una lógica
de protección estándar con un
parametro seleccionable, como
p.ej. la tensión o la potencia. De
esta manera se pueden realizar
funciones de protección para
aplicaciones estándar y tam-
bién aplicaciones especiales.
Valores medidos de servicio
Unos amplios valores medidos
de servicio, valores límites y va-
lores de recuento permiten un
mejor control del funciona-
miento así como una puesta en
marcha simplificada.
• Recuperar todos los valores
medidos
• Desconectar y poner a tierra
una derivación.
Autocontrol permanente
El hardware y el software se su-
pervisan permanentemente y
las irregularidades se detectan
inmediatamente. De esta ma-
nera se consigue un alto nivel
de seguridad, fiabilidad y
disponibilidad.
Control seguro de la batería
La batería que está instalada
sirve para la protección de la
hora, de la estadística de con-
mutación, de los avisos de ser-
vicio/operación y de fallos así
como de la perturbografía, en
caso de fallo de la tensión de
alimentación. Su funciona-
miento lo comprueba periódi-
camente el procesador. Si
disminuye la capacidad de la
batería se genera un mensaje
de alarma. De este modo no se
necesita una sustitución
periódica.
Todos los parámetros de ajuste
están registrados en un
Flash-EPROM, es decir que aun-
que falle la batería, los equipos
SIPROTEC 4 siguen mantenien-
do su plena capacidad de
servicio.
opcionalmente mediante una
entrada binaria, cuando se pro-
duzca una excitación o sola-
mente cuando se haya
efectuado la orden de descone-
xión. Se almacenan hasta ocho
perturbografías, con una longi-
tud total de hasta 5 s ó 20 s en
el caso del 7SJ64. A efectos de
prueba se puede iniciar tam-
bién un registro de fallos a tra-
vés de DIGSI 4 o del sistema de
mando (sólo a través de
CEI 60870-5-103 y
PROFIBUS FMS).
Sincronización de tiempo
El equipo lleva en su dotación
estándar un reloj con una bate-
ría tampón, que se puede sin-
cronizar mediante una señal de
sincronización (DCF77, IRIG B
mediante receptor vía satélite),
entrada binaria, interface de
sistema o sistema de control de
subestaciones (p.ej. SICAM). A
todos los mensajes se les
asigna fecha y hora.
Teclas de función de libre
programación
Cuatro teclas de función de li-
bre programación le ayudan al
usuario a realizar de forma sen-
cilla las operaciones de mando
que surjan con frecuencia.
Como ejemplo se podría citar:
• Conectar / desconectar reen-
ganche automático (REA)

Figura 2
SIPROTEC 4 7SJ61/62/64
Mando local
Todas las operaciones de man-
do e informaciones se pueden
realizar a través de una superfi-
cie integrada para el usuario.
Unos LEDs de libre parametriza-
ción sirven para indicar diferen-
tes informaciones de proceso o
del equipo. Los LEDs se pueden
rotular específicamente de
acuerdo con el usuario. La tecla
de Reset de los LED reposiciona
los LEDs.
En una pantalla LC iluminada se
pueden visualizar informacio-
nes del proceso y del equipo en
forma de texto, en diversos lis-
tados.
Cuatro teclas de función de li-
bre programación le ayudan al
usuario a realizar de forma sen-
cilla las operaciones de mando
que surjan con frecuencia.
Teclas de navigación
Interface frontal RS232
Teclas de mando numéricas
En la pantalla LC iluminada de
grandes dimensiones se pue-
den visualizar informaciones
del proceso y del equipo, de
manera gráfica, en forma de
diagrama mímico de control de
derivación (alimentación y sali-
da) o texto en diversos listados.
Sobre la "Barra de mando", direc-
tamente debajo de la pantalla, se
encuentran las teclas de control
de los equipos de conmutación,
claramente destacadas.
Dos seccionadores de llave per-
miten conmutar de forma rápi-
da y segura entre "Mando local
y Mando remoto" así como en-
tre "Funcionamiento bloqueado
y sin bloquear".
Figura 4
SIPROTEC 4 7SJ63/64/6MD63
Figura 3
Ejemplo de utilización de las teclas F
s
s
s
LSP2098f.psd
LSP2059f.tif
s
s s
s
s
s
LSP2057f.tif
Descripción

Técnica de conexión y carca-
sa con numerosas ventajas
Los equipos se pueden suminis-
trar en carcasa con una anchu-
ra de 1/3 19", 1/2 19" y 1/1 19".
De este modo los equipos se
pueden sustituir también con-
tra modelos anteriores. La altu-
ra de la carcasa es la misma en
todas las versiones de anchura
(carcasa para empotrar 255 mm,
carcasa para montaje en super-
ficie 266 mm).
Todos los cables se conectan de
forma directa o a través de ter-
minales ampliversales de cable
en anillo. Alternativamente se
pueden suministrar también
versiones con bornas de enchu-
fe. De esta manera se pueden
emplear mazos de cable
preconfeccionados.
En la disposición sobre panel de
mandos, las bornas de cone-
xión están situadas arriba y
abajo, como bornas de tornillo .
Los interfaces de comunicación
están situados en la carcasa del
pupitre en la cara superior y en
la cara inferior del equipo.
Con el fin de permitir un man-
do óptimo para todas las aplica-
ciones, la carcasa también se
suministra opcionalmente con
unidad de mando separada
(véase la figura 7) o sin unidad
de mando (sólo 7SJ63/64).
Figura 7
Carcasa con bornas de enchufe y unidad
de mando independiente
Figura 6
Vista posterior de una carcasa para
empotrar con conexiones cubiertas y
cableado
Figura 8
Carcasa para montaje
en superficie con bor-
nas de tornillo
Figura 9
Interfaces de comunicación
en la carcasa del pupitre, en
una carcasa para montaje en
superficie
Figura 5
7SJ62 vista posterior
con bornas de tornillo
LSP2166f.eps
LSP2099f.eps
LSP2196f.epsLSP2237f.eps
LSP2219f.eps
Descripción

DIGSI 4, un software de man-
do para todos los equipos de
protección SIPROTEC,
apto para funcionar con:
MS Windows 2000 / XP Profes-
sional
El software de configuración
por PC DIGSI 4 es el interface
del usuario con los equipos
SIPROTEC, cualquiera que sea
su versión. Dispone de una su-
perficie de mando moderna, in-
tuitiva. Mediante DIGSI 4 se
parametrizan y evalúan los
equipos SIPROTEC. Es el progra-
ma hecho a la medida para la
industria y el suministro de
energía.
Ajuste sencillo de protección
De entre las numerosas funcio-
nes de protección se pueden
seleccionar de forma sencilla
las que verdaderamente se pre-
cisen (figura 10). De este
modo, aumenta la visualidad
en los restantes menús.
Ajuste del equipo con valores
primarios o secundarios
Los ajustes se pueden introdu-
cir y visualizar como valores pri-
marios o secundarios. La
conmutación entre magnitudes
primarias y secundarias se reali-
za con un clic del ratón en la
barra de herramientas (véase la
figura 10).
Matriz de configuración
La matriz de DIGSI 4 muestra al
usuario de un vistazo la confi-
guración completa del equipo
(figura 11). Por ejemplo, están
representadas en una misma fi-
gura la correspondencia entre
los diodos luminosos, las entra-
das binarias y los relés de sali-
da. Con un solo clic se puede
modificar la configuración.
Configurador de sistema
CEI 61850 (a partir de DIGSI
V4.6)
Mediante el configurador de
sistema CEI 61850, que se ini-
cia desde el gestor de la instala-
ción, se establece la estructura
de la red CEI 61850 y el volu-
men de intercambio de datos
entre los participantes en una
estación CEI 61850. Para ello se
añaden según necesidad redes
subsidiarias en el campo de
funcionamiento de la red, éstas
se asignan a los participantes
existentes y se establece el di-
reccionado.
Software de configuración DIGSI 4 / SIGRA 4
LSP2798.tif
LSP2799.tif
LSP2484.tif
Figura 10 DIGSI 4, menú principal, selección de las funciones de protección
Figura 11 DIGSI 4, matriz de configuración
Figura 12 DIGSI 4, configurador del sistema CEI 61850

En el campo de funcionamiento
de la configuración se enlazan
los objetos de datos entre los
participantes, p.ej. el mensaje
de excitación de la función de
sobreintensidad de tiempo defi-
nido /tiempo inverso S/I I> de la
derivación 1, que se transmite a
la alimentación, para provocar
allí el bloqueo reverso de la fun-
ción de sobreintensidad de
tiempo definido /tiempo inverso
S/I I>> (figura 12).
CFC: Proyectar la lógica en lu-
gar de programarla
Mediante CFC (Continuous
Function Chart) se pueden pro-
yectar bloqueos y secuencias de
conmutación, enlazar y derivar
informaciones, sin conocimien-
tos de software, dibujando sim-
plemente los desarrollos
técnicos.
Se dispone de elementos lógicos
tales como AND, OR, elementos
de tiempo, etc. así como de con-
sultas de valores límites de valo-
res medidos (figura 13).
Editor de pantalla
La creación del diagrama de
mando se efectúa en los equi-
pos con pantalla gráfica me-
diante un editor de pantalla. Los
bloques de símbolos predefini-
dos se pueden ampliar de acuer-
do con las necesidades
específicas del usuario.
Dibujar un diagrama mímico de
control de derivación (alimenta-
ción y salida)es sumamente sen-
cillo. Los valores medidos de
servicio existentes en el equipo
se pueden situar en cualquier
punto dentro del diagrama
(véase la figura 14).
Puesta en marcha
Se ha prestado especial atención
a la puesta en marcha. Todas las
entradas y salidas binarias se
pueden establecer y leer de
modo selectivo. De este modo
es muy sencillo comprobar el ca-
bleado. A efectos de prueba se
pueden transmitir consciente-
mente mensajes al interface
serial.
SIGRA 4:
Programa universal para la
evaluación de perturbografías
Las perturbografías registradas
en la protección se pueden vi-
sualizar y evaluar de forma cla-
ra. Sin problemas se pueden
calcular armónicos y los distin-
tos puntos de medición, repre-
sentar curvas vectoriales y de
lugar, y mucho más. También se
LSP2780.tif
LSP2781.tif
LSP2782.tif
Figura 13 Plano CFC
Figura 14 Editor de pantalla
Figura 15 SIGRA 4 para evaluación de perturbografía (registro/listado de fallo)
Software de configuración DIGSI 4 / SIGRA 4
pueden analizar otras pertur-
bografías en formato Comtrade

Comunicación
En lo referente a la comunica-
ción, los equipos ofrecen un alto
grado de flexibilidad para conec-
tarse a las normas de automati-
zación de la industria y de la
energía. El concepto de los mó-
dulos de comunicación en los
que se desarrollan los protocolos
permite el intercambio y la posi-
bilidad de ampliación posterior.
De este modo, los equipos se
pueden adaptar también en el
futuro de modo óptimo a los
cambios que sufra la infraestruc-
tura de comunicación, p.ej. si en
los próximos años se van a utili-
zar cada vez más redes Ethernet
en el campo de la distribución
de energía.
Interface frontal
Todos los equipos llevan en la
cara frontal un interface serial
RS232. A través del software de
configuración de la protección
DIGSI 4 se pueden ajustar todas
las funciones del equipo me-
diante de un PC. En el programa
también están integradas ayu-
das para la puesta en marcha y
el análisis de fallos, que están
disponibles a través de este in-
terface.
Interfaces en el lado posterior2)
En el lado posterior del equipo
pueden encontrarse varios mó-
dulos de comunicación que sir-
ven para diversas aplicaciones.
En la carcasa para empotrar, el
usuario puede sustituir los mó-
dulos sin problema.
Se soportan la siguientes aplica-
ciones:
• Interface de sincronización
de tiempo
El interface eléctrico de sincro-
nización de tiempo está inte-
grado fijo. A través de él se
pueden mandar a los equipos
telegramas de tiempo en for-
mato IRIG-B o DCF77 a través
de un receptor de sincroniza-
ción de tiempo.
• Interface de sistema
A través de este interface tie-
ne lugar la comunicación con
un sistema de mando central.
En función del interface ele-
gido se pueden realizar confi-
guraciones de bus de esta-
ción en estrella o en anillo.
A través de Ethernet y del
protocolo CEI 61850, los
equipos pueden además in-
tercambiar datos entre ellos y
se pueden mandar mediante
DIGSI.
• Interface de servicio
El interface de servicio está
concebido para el acceso re-
moto a varios equipos de pro-
tección a través de DIGSI. En
todos los equipos se puede
realizar como interface eléc-
trico RS232/RS485, y en algu-
nos equipos como interface
óptico. Para aplicaciones es-
peciales se pueden conectar
en algunos equipos alternati-
vamente un máximo de dos
equipos para captar la tempe-
ratura.
• Interface adicional
(sólo 7SJ64)
A través de éste se pueden
conectar como máximo dos
equipos para captar la tempe-
ratura.
Protocolos del interface de
sistema (para instalación
posterior):
CEI 60870-5-103
CEI 60870-5-103 es una Norma
Internacional para la transmi-
sión de datos de protección y
perturbografías. Mediante am-
pliaciones abiertas específicas
de Siemens se pueden transmi-
tir todos los mensajes del equi-
po y las órdenes de mando y
control.
2) Para los equipos en carcasa para
montaje en superficie es preciso
tener en cuenta las indicaciones
que figuran en la pág. 41.
Figura 16
CEI 50870-5-103,
conexión de fibra
óptica en forma
de estrella para el
sistema de control
de subestación.
Figura 18
Estructura de bus
para el bus de
estación con
Ethernet
y CEI 61850
Figura 17
PROFIBUS:
anillo óptico
doble
Comunicación

Protocolos del interface de
sistema (para instalación
posterior):
CEI 61850
El protocolo CEI 61850 basado
en Ethernet ha sido normaliza-
do a partir de mediados de
2004 como Norma Mundial
para el sistema de protección y
mando en el campo de la distri-
bución de energía. Como uno
de los primeros fabricantes, Sie-
mens soporta esta Norma.
Mediante del protocolo se pue-
de intercambiar también direc-
tamente información entre
equipos de campo, de manera
que se pueden crear sistemas
sencillos sin maestro para blo-
queo en el campo y en las ins-
talaciones. A través del bus
Ethernet existe además la posi-
bilidad de acceder a los equipos
con DIGSI. También se pueden
recuperar avisos de servicio/
operación, de fallos y perturbo-
grafías por medio de un nave-
gador. Este monitor de la Web
(sólo en 7SJ64) ofrece también
algunas informaciones específi-
cas del equipo en las ventanas
del navegador.
PROFIBUS FMS
PROFIBUS FMS es un sistema
de comunicación normalizado
internacionalmente
(EN 50170). Los equipos
SIPROTEC 4 utilizan un perfil
que ha sido optimizado espe-
cialmente para las necesidades
del sistema de protección y
mando. Entre otros, también
DIGSI puede trabajar a través
del PROFIBUS FMS. Los equipos
se enlazan a un sistema de
automatización SICAM.
PROFIBUS DP
PROFIBUS DP es un protocolo
muy extendido en el campo de
la automatización industrial.
Los equipos SIPROTEC facilitan
a través del PROFIBUS DP sus in-
formaciones a un SIMATIC, o re-
ciben órdenes de éste en el
sentido de mando. También se
pueden transmitir valores
medidos.
MODBUS RTU
MODBUS se emplea principal-
mente en la industria. Es sopor-
tado por muchos fabricantes de
equipos. Los equipos SIPROTEC
se comportan como esclavo de
MODBUS, poniendo sus infor-
maciones a disposición de un
maestro o recibiendo órdenes
Figura 19
Solución del sistema, comunicación
Comunicación
de éste. Hay disponible una lis-
ta de sucesos con etiqueta de
tiempo.
DNP 3.0
DNP 3.0 se emplea en ultramar
en el campo de la distribución
de energía para el nivel de esta-
ciones y conducción de redes.
Los equipos SIPROTEC se com-
portan como esclavo de DNP y
suministran sus informaciones
a un sistema maestro o reciben
órdenes de éste.
Soluciones del sistema
SIPROTEC 4 se puede emplear
entre otros con el sistema de
automatización de energía
SICAM y PROFIBUS FMS. A tra-
vés del económico bus eléctrico
RS485 o a prueba de faltas me-
diante del doble anillo óptico
(véase la figura 19), los equipos
intercambian información con
el sistema de mando.
Los equipos con interfaces CEI
60870-5-103 se pueden conec-
tar a SICAM en paralelo a través
del bus RS485 o en estrella a
través de conductores de fibra
óptica. A través de interface el
sistema está abierto para la co-
nexión de equipos de otros fa-
bricantes (véase la figura 16).
Gracias a los interfaces normali-
zados, los equipos SIPROTEC
también se pueden incorporar
en sistemas de otros fabrican-
tes o en un SIMATIC. Están dis-
ponibles interfaces eléctricos
RS485 u ópticos. Los converti-
dores optoelectrónicos permi-
ten realizar la elección óptima
de la física de transmisión. Así,
por ejemplo, se puede cablear
en el armario de forma econó-
mica con el bus RS485, y reali-
zar con el maestro una
comunicación óptica a prueba
de faltas.
LSP2491.eps
Figura 20
Módulo de comunicación,
Ethernet, eléctrico doble
Para CEI 61850 se ofrece junto
con SICAM PAS una solución de
sistema interoperable. Median-
te del bus Ethernet de
100 Mbit/s, los equipos están
enlazados eléctrica y óptica-
mente al PC de la estación me-
diante SICAM PAS. El interface
está normalizado permitiendo
así también una conexión di-
recta de equipos de otros fabri-
cantes al bus Ethernet. Pero
mediante CEI 61850 los equi-
pos también se pueden utilizar
en sistemas de otros fabrican-
tes (véase la figura 18).

n Funciones de mando y
automatizadas
Mando/ Control
Los equipos SIPROTEC 4 sopor-
tan no sólo las funciones de
protección sino además todas
las funciones de mando y su-
pervisión que se necesitan para
la explotación de una instala-
ción de distribución de media
tensión o alta tensión.
Su aplicación principal es el
mando y control seguro de
equipos de distribución, unida-
des de conmutación y elemen-
tos de procesado.
Las informaciones relativas a
las posiciones de los equipos de
distribución (equipos primarios
o auxiliares) se conducen al
equipo desde los contactos au-
xiliares a través de las entradas
binarias. De esta manera se tie-
ne la posibilidad de detectar y
visualizar no sólo los estados
definidos sino también CIERRE
y ABIERTO o una posición inter-
media o de falta del interruptor.
La celda de distribución o el in-
terruptor se pueden controlar a
través de:
− el panel de mandos integra-
do
− las entradas binarias
− el sistema de control de sub-
estaciones
− DIGSI 4.
Automatización
Una funcionalidad lógica inte-
grada le permite al usuario rea-
lizar funciones específicas para
la automatización de su celda
de distribución o equipo de dis-
tribución, a través de un inter-
face de usuario gráfico (CFC).
La activación se realiza median-
te tecla de función, entrada
binaria o a través del interface
de comunicación.
Jerarquía de conmutación
La jerarquía de conmutación lo-
cal/remota se establece me-
diante parámetros,
comunicación o, si existe, por
interruptor con llave.
Cada operación de conmuta-
ción y cada cambio de estado
del interruptor queda registra-
do en la memoria de avisos de
servicio/operación. Se registran
el origen de la orden, el equipo
de distribución, la causa (es de-
cir cambio espontáneo u or-
den) y el resultado de la
operación de conmutación.
Bloqueo
Todas las operaciones de con-
mutación están sujetas a com-
probaciones de bloqueo que se
establecen mediante CFC.
Interruptor con llave
Los equipos 7SJ63/64 y 6MD63
disponen de una función de in-
terruptor con llave para la con-
mutación local-remota y para
conmutar entre conmutación
bloqueada y régimen de prue-
ba.
Tratamiento de las órdenes
Se ofrecen todas las funcionali-
dades de tratamiento de las ór-
denes. Esto comprende entre
otras cosas el tratamiento de
órdenes simples y dobles, con y
sin retroaviso, una supervisión
sofisticada del hardware y soft-
ware de mando, el control del
proceso exterior, de las opera-
ciones de mando a través de
funciones tales como supervi-
sión del tiempo de servicio y
desactivación automática de la
orden una vez efectuada su
emisión. Las aplicaciones
típicas son:
• Órdenes simples y dobles,
con emisión de la orden por
1, 1½, 2 pines,
• Bloqueos de campo libre-
mente definibles,
• Secuencias de conmutación
para encadenar varias opera-
ciones de conmutación tal
como el mando del interrup-
tor, seccionador y secciona-
dor de puesta a tierra,
• Activación de operaciones de
conmutación, mensajes o
alarmas mediante un encade-
namiento de informaciones
existentes.
Correspondencia entre el re-
troaviso y la orden
Las posiciones de los equipos
de conmutación y de los esca-
lones del transformador se de-
terminan por medio de
retroavisos. Estas entradas de
retroaviso se corresponden ló-
gicamente con las correspon-
dientes salidas de órdenes. De
esta manera el equipo puede
distinguir si la modificación del
mensaje es consecuencia de
una operación de conmutación
voluntaria o si se trata de una
variación de estado espontánea
(posición de fallo).
Bloqueo de vibraciones de
contactos
El bloqueo de vibraciones de
contactos comprueba si duran-
te un período de tiempo para-
metrizable el número de
cambios de estado de una en-
trada de comunicación rebasa
un número predeterminado. Si
se comprueba que esto es así,
la entrada de mensajes queda
bloqueada durante cierto tiem-
po para que la lista de sucesos
no contenga un número
innecesariamente alto de regis-
tros.
Filtrado y retardo de mensa-
jes
Los mensajes se pueden filtrar
y/o retardar. El filtrado sirve
para suprimir los cambios de
potencial que aparezcan duran-
te un corto tiempo en la entra-
da de comunicación. El
mensaje solamente se retrans-
mite si después de transcurrido
el tiempo parametrizado persis-
te todavía la tensión de comu-
nicación. En caso de un retardo
del mensaje se espera un tiem-
po regulable. La información
solamente se retransmite si
todavía persiste la tensión de
comunicación.
Figura 21
LSP2084f.tif
Derivación del mensaje
De un mensaje se puede deri-
var otro mensaje (o también
una orden). También es posible
la formación de mensajes co-
lectivos. De esta manera se
puede reducir el volumen de
informaciones que van al inter-
face de sistema, limitándolo a
lo esencial.
Bloqueo de transmisión
Con el fin de impedir la trans-
misión de informaciones a la
central se puede activar el blo-
que de transmisión.
Prueba de servicio
Con fines de prueba, durante la
puesta en servicio se pueden
transmitir todos los mensajes
con una identificación de prue-
ba un sistema conectado de
control de subestaciones.
Funciones

Control de motores
Para el control directo de los in-
terruptores de potencia, accio-
namientos de seccionadores y
de seccionadores de puesta a
tierra en instalaciones de distri-
bución automatizadas, los equi-
pos SIPROTEC 4 7SJ63/63/64
6MD66 están equipados con re-
lés de gran potencia que pue-
den conmutar también
corrientes de desconexión ele-
vadas de los motores de accio-
namiento. Los bloqueos de los
distintos equipos de conmuta-
ción se efectúan sirviéndose de
la lógica programable. Desapa-
rece la necesidad de emplear
relés auxiliares adicionales, lo
que significa menos cableado y
menos ingeniería.
Q0 = Interruptor
Q1 = Seccionador de tres posiciones
Y = Bobina del interruptor
EB = Entrada binaria
R = Relé.
Figura 22
Ejemplo de cableado 7SJ632 control directo del
motor (Representación simplificada sin fusibles)
Relés R4 y R5 están bloqueados, así solamente un
solo par de interruptores está conmutado.
Figura 23 Ejemplo: Barras colectoras simples con interruptor de
potencia y seccionador motorizado de tres posiciones. Figura 24 Ejemplo: Bloqueo de interruptor de potencia
Figura 26 Ejemplo: Bloqueo seccionador de puesta a tierraFigura 25 Ejemplo: Bloqueo seccionador
Funciones

n Funciones de protección
Protección de sobreintensi-
dad temporizada
(ANSI 50, 50N, 51, 51N)
Esta función está basada en la
medición de modo selectivo
por fases de las tres corrientes
de fase y de la corriente suma
(4 transformadores de medi-
da). Hay 2 escalones de protec-
ción de sobreintensidad
temporizada (tiempo definido)
tanto para las fases como para
tierra. Para cada escalón se
pueden ajustar el umbral de co-
rriente y el tiempo de retardo
dentro de una gama amplia. A
través de las "Funciones de pro-
tección flexibles" se pueden
realizar en el 7SJ64 otros
escalones temporizados de
sobreintensidad independien-
tes.
Opcionalmente se pueden in-
terconectar curvas característi-
cas inversas de protección de
sobreintensidad temporizada
(S/I).
Curvas características tiempo
inverso según CEI 60255-3 ó
BS142
• Normal inversa
• Fuertemente inversa
• Extremadamente inversa
• De larga duración inversa
(no para 7SJ6***-**C**-****)
Curvas características tiempo
inverso según ANSI/IEE
• Normal inversa
• De corta duración inversa
• De larga duración inversa
• Moderadamente inversa
• Fuertemente inversa
• Extremadamente inversa
• Definitivamente inversa
(no para
7SJ6***-**A**-****)
( )
t =
−
⋅
9,7
1p
2 p
I I/
T
( )
t T= ⋅
0,14
–1p
0,02
I I/
pFigura 27
Excitación
Normal inversa (tipo A)
Figura 28
Reposición
Normal inversa (tipo A)
Curvas características de
Reset
Para la coordinación con los re-
lés electromecánicos se aplican
las curvas características de Re-
set según CEI 60255-3 o BS142
así como la Norma
ANSI C37.112.
Cuando se utiliza la curva ca-
racterística de reposición (emu-
lación de disco) comienza,
después de desaparecer la co-
rriente de falta, un proceso de
reposición que se corresponde
con el de un disco Ferraris de
un relé electromagnético (de
ahí, emulación de disco).
Leyenda relativa a las figuras 27 y 28
Curvas características del tiempo de disparo de la protec-
ción de sobreintensidad temporizada tiempo inverso según
CEI 60255-3 o BS 142
t = Tiempo de disparo en segundos
I = Intensidad de corriente medida
IP = Valor de excitación
parametrizable, 0,1 a 4 I/IN
TP = Multiplicador de tiempo
Figura 29
Curvas características de
sobreintensidad tiempo
definido existentes en todos los
equipos; protección
sobreintensidad tiempo
definido.
Funciones

Protección direccional de so-
breintensidad temporizada
(ANSI 67, 67N)
La detección de la dirección se
realiza en el 7SJ62/7SJ63/7SJ64
de manera selectiva por fases y
por separado para las faltas
fase y tierra. Cada dos escalo-
nes para fase y tierra trabajan
en paralelo con los escalones
de sobreintensidad no direccio-
nales, y en cuanto al valor de
respuesta y tiempo de retardo
se pueden ajustar con indepen-
dencia de aquellos.
Opcionalmente se pueden co-
nectar curvas características de
protección de sobreintensidad
temporizada con tiempo inver-
so (S/I). La curva característica
de disparo se puede girar ± 45
grados.
La protección direccional de so-
breintensidad temporizada dis-
pone de una memoria de
tensión para los dos últimos pe-
ríodos antes de producirse el
fallo. Mediante la memoria de
tensiones se tiene la posibilidad
de realizar con seguridad la
toma de decisión relativa a la
dirección, incluso en el caso de
fallos próximos. Si la tensión de
medida es demasiado pequeña
para detectar la dirección, se
efectúa la decisión relativa a la
dirección mediante la tensión
procedente de la memoria de
tensiones. Si la memoria de
tensiones está vacía, se dispara
de acuerdo con el plan de
escalón.
Para la función de tierra se pue-
de elegir si la detección de la di-
rección se ha de efectuar a
través de magnitudes del siste-
ma homopolar o del sistema
negativo. El empleo de magni-
tudes del sistema opuesto pue-
de resultar ventajoso si la
tensión cero llega a ser muy pe-
queña debido a unas impedan-
cias cero desfavorables.
Protección de comparación
direccional (Acoplamiento
cruzado)
Se emplea para la protección
selectiva de tramos alimenta-
dos por dos lados en tiempo rá-
pido, es decir, sin el
inconveniente de largos tiem-
pos de escalón. La protección
de comparación direccional se
considera procedente cuando
las distancias entre las distintas
estaciones a proteger no son
demasiado grandes y se dispo-
ne de hilos auxiliares para la
transmisión de señales.
Además de la protección de
comparación direccional que
trabaja como protección princi-
pal, la protección direccional de
sobreintensidad temporizada y
escalonada en el tiempo sirve
como protección de reserva to-
talmente selectiva. En régimen
de circuito de corriente de repo-
so se comunican las interrup-
ciones del tramo de
transmisión.
Curvas características defini-
bles por el usuario
En lugar de las curvas caracte-
rísticas tiempo inverso predefi-
nidas, el usuario puede definir
por sí mismo curvas caracterís-
ticas de disparo, por separado
para fase y tierra. Para ello es-
tán disponibles hasta 20 pare-
jas de valores corriente-tiempo,
que se ajustan como parejas de
números, o de forma gráfica en
DIGSI 4 (figura 32).
Bloqueo de irrupciones
Al detectar el segundo armóni-
co cuando se conecta un trans-
formador se suprime la
excitación para los escalones
I>, Ip, I> dir e Ipdir
Conmutación dinámica de
parámetros
Además de la conmutación es-
tática de parámetros se pueden
conmutar dinámicamente los
umbrales de excitación y los
tiempos de disparo para la fun-
ción de protección direccional
de sobreintensidad temporiza-
da y no direccional. Como crite-
rio para la conmutación se
puede elegir la posición del in-
terruptor, la disposición para el
reenganche automático o una
entrada binaria. Véase la figura
42, pág. 19.
Figura 30
Curva característica de dirección de
la protección direccional de
sobreintensidad temporizada.
Figura 31
Curva característica de dirección de
la detección sensitiva de la dirección
de faltas a tierra con medición del
coseno para redes compensadas.
Figura 32
Vista de la curva característica
definida por el usuario.
Figura 30
Figura 31
Figura 32
LSP2490.tif
Funciones

Detección sensitiva direccio-
nal de faltas a tierra
(ANSI 64, 67Ns / 67N)
Para redes aisladas y compen-
sadas se determina a partir de
la corriente cero I0 y de la ten-
sión cero U0 la orientación del
flujo de energía en el sistema
homopolar. En redes con cen-
tro de conexión estrella aislado,
se evalúa entonces la compo-
nente de corriente reactiva, y
en las redes compensadas, la
componente activa. Para condi-
ciones especiales de la red, p.e
redes con puesta a tierra de
alta resistencia, con una co-
rriente de faltas a tierra óhmi-
ca-capacitiva o para redes con
puesta a tierra de baja resisten-
cia, con corriente óhmica in-
ductiva, se puede girar la curva
característica de disparo hasta
± 45 grados
La detección direccional de la
corriente de faltas a tierra se
puede efectuar opcionalmente
con disparo o en el régimen de
"Sólo mensaje".
Dispone de las siguientes fun-
ciones:
• DISPARO por medio de la ten-
sión de desplazamiento U0
• Dos escalones independien-
tes o un escalón dependiente
y una curva característica de-
finible por el usuario
• Cada escalón puede trabajar
opcionalmente en sentido di-
recto, inverso o sin orienta-
ción
• La función también puede
trabajar insensible, como pro-
tección adicional direccional
contra cortocircuitos.
Detección sensitiva de faltas
a tierra
(ANSI 50Ns, 51Ns, 50N, 51N)
Para redes con puesta a tierra
de alta resistencia, el transfor-
mador de medida de entrada
sensible se conecta a un trans-
formador toroidal de cables.
Adicionalmente se calcula la co-
rriente de faltas a tierra a partir
de las corrientes de las fases, de
manera que en el caso de una
posible saturación del transfor-
mador de medida de intensi-
dad, del transformador de
medida sensible, la protección
contra faltas a tierra trabaje co-
rrectamente. La función tam-
bién puede trabajar sin
sensibilidad, como protección
adicional contra cortocircuitos.
Protección contra faltas a tie-
rra intermitente
Las faltas intermitentes (repeti-
tivas) se producen debido a
puntos débiles en el aislamien-
to de los cables o por la pene-
tración de agua en los
manguitos de cable. Las faltas
desaparecen en algún momen-
to por sí solas o se amplían dan-
do lugar a cortocircuitos
duraderos. Durante la intermi-
tencia puede producirse la so-
brecarga térmica de las
resistencias del centro de cone-
xión estrella en el caso de redes
con puesta a tierra de baja re-
sistencia. La protección normal
contra fallos, con corriente de
faltas a tierra, no puede detec-
tar con seguridad y desconectar
los impulsos de corriente que a
veces son muy cortos. La selec-
tividad necesaria en el caso de
las faltas a tierra intermitentes
se consigue mediante la acu-
mulación en el tiempo de los
impulsos individuales, produ-
ciendo el disparo una vez que
se haya alcanzado un tiempo
suma (ajustable). El umbral de
excitación Iie> evalúa los valo-
res efectivos referidos a un pe-
ríodo de la red.
Protección contra cargas de-
sequilibradas, protección de
sistema negativo (ANSI 46)
En la protección de líneas, la
protección de dos escalones
contra cargas desequilibradas
ofrece la posibilidad de detectar
en la superficie faltas bipolares
de alta resistencia así como fal-
tas unipolares situadas en el
lado inferior de un transforma-
dor, por ejemplo, que tenga el
grupo vectorial Dy 5. De esta
manera se tiene una protección
de reserva para faltas de alta
Figura 33
Principio de las funciones de protección flexibles
resistencia a través del transfor-
mador. Para detectar la carga
desequilibrada se evalúa la rela-
ción entre corriente del sistema
negativo / corriente nominal.
Reenganche automático
(ANSI 79)
El número de reenganches
puede ser definido específica-
mente por el usuario. Si des-
pués del último reenganche
persiste un fallo, se procede al
disparo definitivo.
Las posibles funciones son:
• Reenganche tripolar para to-
dos los tipos de fallos,
• Posibilidades de ajuste inde-
pendientes para las fases y la
falta a tierra,
• Reenganche múltiple, un ci-
clo de interrupción breve
(KU) y hasta nueve ciclos de
interrupción libre (LU),
• Inicio del reenganche con in-
dependencia de la orden de
DISPARO (p.ej. I2>, I>>, Ip,
Idir>),
• Posibilidad de bloqueo del
reenganche a través de la en-
trada binaria,
• Inicio del reenganche desde
el exterior, CFC,
• Los escalones de sobreinten-
sidad direccionales y no di-
reccionales pueden trabajar
bloqueados en función del ci-
clo o sin retardo,
• La conmutación dinámica de
parámetros de los escalones
de sobreintensidad direccio-
nales y no direccionales se
puede activar en función del
reenganche preparado,
• El reenganche puede efec-
tuarse a través de la función
de sincronización (sólo 7SJ64).
Funciones de protección fle-
xibles (sólo 7SJ64)
Los equipos JSJ64 ofrecen la
posibilidad de completar de for-
ma sencilla hasta 20 escalones
de protección o funciones de
protección. Para ello se une por
medio de la parametrización
una lógica de protección están-
dar con una magnitud caracte-
rística cualquiera (magnitud de
medida o magnitud derivada)
(véase la figura 33). La lógica
estándar se compone de los
elementos usuales para la pro-
tección tales como aviso de ex-
citación, tiempo de retardo
parametrizable, orden de
DISPARO, posibilidad de blo-
queo, etc. Los valores de inten-
sidad, tensión, potencia y factor
de potencia se pueden evaluar
de modo trifásico como tam-
bién selectivo por fases. Casi to-
das las magnitudes pueden
trabajar como escalones
mayores o menores. Todos los
escalones trabajan con
prioridad de protección o
velocidad de protección.
A continuación se relacionan
los escalones de protección /
funciones de protección que se
pueden realizar a partir de las
magnitudes características dis-
ponibles:
Así, por ejemplo, se pueden
realizar:
• Protección contra inversión
de potencia (ANSI 32R)
• Tercer escalón independiente
I>>> (ANSI 50-3)
• Protección contra variación
de la frecuencia (ANSI 81R)
Función ANSI
I>, IE> 50, 50N
U<, U>, UE> 27, 59, 64
3I0>, I1>, I2>,
3U0>, U1><,
U2 ><
50N, 46,
59N, 47
P><, Q>< 32
cos P>< 55
f >< 81O, 81U
df / dt> 81R
Funciones

Protección contra fallo del in-
terruptor (ANSI 50BF)
Si después de una orden de
desconexión de protección no
se desconecta un fallo, enton-
ces mediante la protección con-
tra el fallo del interruptor se
puede emitir otra orden que ac-
túe, por ejemplo, sobre el inte-
rruptor de un equipo de
protección de escalón superior.
Se detecta el fallo del interrup-
tor si una vez dada la orden de
DISPARO sigue pasando co-
rriente por la derivación corres-
pondiente. Opcionalmente se
puede recurrir a los retroavisos
de posición del interruptor de
potencia.
Protección de sobrecarga tér-
mica (ANSI 49)
Para la protección de cables y
transformadores se tiene una
protección de sobrecarga con
escalón de preaviso integrado
para temperatura e intensidad.
La temperatura se determina
sirviéndose de un modelo de
monocuerpo térmico (según
CEI 60255-8), que tiene en
cuenta la aportación de energía
al medio de funcionamiento y
la emisión de energía al entor-
no, efectuando de acuerdo con
esto el seguimiento constante
de la temperatura. De este
modo se tienen en cuenta la
carga previa y las oscilaciones
de carga.
Para la protección térmica de
motores (en este caso especial-
mente del estátor) se puede
ajustar otra constante de tiem-
po τth. Las condiciones térmicas
se determinan correctamente
con la máquina en marcha y
con la máquina parada. La tem-
peratura ambiente o la tempe-
ratura del refrigerante se puede
acoplar serialmente a través de
un equipo exterior de detección
de la temperatura (Thermobox,
véase Accesorios, pág. 89). El
modelo se adapta entonces au-
tomáticamente a las condicio-
nes medioambientales. En caso
contrario se parte de una tem-
peratura ambiente constante.
Protección diferencial de alta
impedancia contra faltas a
tierra (ANSI 87N)
El principio de medición de alta
impedancia es un procedimien-
to sencillo y sensible para la de-
tección de cortocircuitos con
falta a tierra, especialmente en
los transformadores. Se puede
aplicar también a motores, ge-
neradores e impedancias trans-
versales y éstos funcionan en
una red puesta a tierra.
En el procedimiento de alta im-
pedancia, todos los transforma-
dores de medida de intensidad
de la zona a proteger están co-
nectados en paralelo y trabajan
contra una resistencia común R
de valor óhmico relativamente
alto, cuya tensión se mide (véa-
se la figura 34).
En los equipos 7SJ6 la medición
de la tensión tiene lugar me-
diante la detección de la co-
rriente en la resistencia R
(exterior), en la entrada de in-
tensidad sensible IEE. El varistor
V sirve para limitar la tensión
en caso de un fallo interno.
Éste corta las altas puntas de
tensión momentáneas que se
producen durante la saturación
de los transformadores de me-
dida. Al mismo tiempo se pro-
duce un aislamiento de la
tensión sin una reducción apre-
ciable del valor medio.
En caso de que no haya fallo así
como en el caso de fallos exte-
riores, el sistema se encuentra
en equilibrio y la tensión en la
resistencia R es aproximada-
mente cero. En caso de fallos
internos se produce un dese-
quilibro que da lugar a una ten-
sión y a un paso de corriente a
través de la resistencia R.
Los transformadores de medida
de intensidad deben ser del
mismo tipo y deben ofrecer por
lo menos un núcleo indepen-
diente para la protección dife-
rencial de alta impedancia
contra faltas a tierra. En parti-
cular deben tener iguales rela-
ciones de transformación y una
tensión de punto de inflexión
sensiblemente igual. Además
se deben caracterizar por tener
unos errores de medida reduci-
dos.
Función de sincronización
(ANSI 25)
Al conectar el interruptor, los
equipos 7SJ64 pueden compro-
bar si se cumplen las condicio-
nes de sincronización de las dos
redes parciales (comprobación
clásica de sincronismo). De este
modo se puede prescindir de
un equipo de sincronización ex-
terior, adicional. La función de
sincronización puede trabajar
además en modo "Conmuta-
ción síncrona/asíncrona". El
equipo distingue entonces en-
tre redes síncronas y redes asín-
cronas y reacciona de forma
diferente al efectuarse la cone-
xión: en el caso de redes síncro-
nas prácticamente no hay
diferencia de frecuencia entre
las dos redes parciales. No es
necesario tener en cuenta el
tiempo propio del interruptor.
En cambio en el caso de redes
asíncronas, las magnitudes di-
ferenciales son mayores y se
atraviesa más rápidamente el
campo de la ventana de cone-
xión. Por eso puede ser conve-
niente en este caso tener en
cuenta el tiempo propio del in-
terruptor de potencia. La orden
queda predatada automática-
mente con el valor de este
tiempo de manera que los
contactos del interruptor
cierren exactamente en el
momento correcto.
El equipo ofrece la posibilidad
de memorizar diversos bloques
de parámetros (hasta cuatro)
para la función de sincroniza-
ción, teniéndolos disponibles
para el funcionamiento. Esto es
relevante, por ejemplo, si con
un solo equipo se trata de aten-
der a varios interruptores de
potencia que tengan tiempos
propios diferentes.
Tiempos de reposición para-
metrizables
Si se utilizan los equipos en re-
des que sufran faltas intermi-
tentes, en paralelo con relés
electromecánicos, entonces los
largos tiempos de reposición de
los equipos electromecánicos
(varios cientos de ms) pueden
dar lugar a problemas en cuan-
to al escalón en el tiempo. Sola-
mente puede conseguirse un
escalón limpio en el tiempo si
los tiempos de reposición son
sensiblemente iguales. Por ese
motivo se pueden parametrizar
tiempos de reposición para de-
terminadas funciones de pro-
tección, por ejemplo,
temporizada, protección contra
cortocircuito con falta a tierra y
protección de carga
desequilibrada.
Figura 34
Protección
diferencial de alta
impedancia contra
faltas a tierra
Funciones

n Protección del motor
Supervisión del tiempo de arranque
(ANSI 48/14)
La supervisión del tiempo de arranque pro-
tege al motor contra unos procesos de
arranque demasiado largos. Éstos pueden
surgir, por ejemplo, si hay unos pares de
carga demasiado grandes, si se producen
caídas de tensión demasiado grandes al co-
nectar el motor o si está conectado el rótor.
En la figura 35 está representada de forma
simplificada la variación de temperaturas.
La temperatura del rótor se calcula a partir
de los valores medidos de la intensidad del
estátor. El tiempo de disparo se determina
de acuerdo con la ecuación siguiente:
tDISP =
I
I
A
ef
⎛
⎝
⎜
⎞
⎠
⎟ ⋅
2
Amaxt
Relación de retroceso para
Irms > IArr Arr = IN / IArr aprox. 0,94
tDISP = Tiempo de disparo
IA = Intensidad de corriente de
arranque del motor
tAmáx = Tiempo de arranque máximo
admisible
Ief = Intensidad de corriente efectiva
que pasa
Al dimensionar el tiempo de disparo de
acuerdo con la fórmula anterior se valora
también correctamente el arranque prolon-
gado en caso de tensión reducida (e inten-
sidad de corriente de arranque reducida).
Un sensor de revoluciones aplica una señal
binaria para detectar un rótor bloqueado, y
en este caso provoca la desconexión inme-
diata. El tiempo de disparo es inverso (re-
tardado en función de la intensidad de
corriente).
Protección contra carga desequilibrada
(ANSI 46)
La protección contra carga desequilibrada
detecta el fallo de una fase o una carga de-
sequilibrada debida a asimetría de la red y
protege al rótor contra un calentamiento
inadmisible. Para identificar la carga dese-
quilibrada se evalúa la relación entre co-
rriente del sistema negativo / corriente
nominal.
Bloqueo de rearranque de motores
(ANSI 66/86)
Si un motor se arranca con demasiada fre-
cuencia de forma sucesiva se puede produ-
cir la sobrecarga térmica del rótor
(especialmente en los bordes exteriores del
árbol). La temperatura del rótor se calcula a
partir de la corriente del rótor que se haya
medido. La variación de temperatura se re-
produce de forma simplificada. El bloqueo
de rearranque solamente permite arrancar
el motor cuando el rótor tenga suficiente
reserva térmica para un arranque completo
nuevo, véase la figura 36.
Arranque de emergencia
El arranque de emergencia pone fuera de
servicio el bloqueo de rearranque por me-
dio de una entrada binaria. El estado de la
imagen térmica sigue memorizado mien-
tras esté activa la entrada binaria. Es posi-
ble reposicionar la imagen térmica.
Supervisión de subintensidad (ANSI 37)
Con esta función se detecta una bajada sú-
bita de intensidad, que puede producirse
debido a una disminución de la carga del
motor. De este modo se detectan p.ej. la ro-
tura del árbol, la marcha en vacío de las
bombas o el fallo de un soplante.
Detección de la temperatura por medio
de las Thermoboxes (ANSI 38)
Para detectar la temperatura se pueden
emplear hasta dos Thermoboxes con un to-
tal de 12 puntos de medida, que son capta-
dos por el equipo de protección. De esta
manera se puede vigilar el estado térmico,
especialmente en motores, generadores y
transformadores. En las máquinas rotativas
se controlan además las temperaturas de
los cojinetes en cuanto a infracción de los
valores límites. Las temperaturas se miden
en distintos puntos del objeto a proteger
por medio de sensores de temperatura
(RTD = Resistance Temperature Detector), y
se conducen al equipo a través de una o
dos Thermoboxes (véase Accesorios,
pág. 89).
Figura 35
Figura 36
Curva característica de la supervisión del tiempo de arranque
Funciones

n Protección de tensión
La protección de tensión gene-
ralmente trabaja trifásica. No
obstante hay también aplica-
ciones en las que por el prima-
rio se dispone únicamente de
un transformador de medida
de tensión. Por medio de la pa-
rametrización se puede adaptar
el equipo a esa aplicación.
Protección contra sobreten-
siones (ANSI 59)
La protección de dos escalones
contra sobretensiones detecta
sobretensiones inadmisibles en
las redes y en máquinas eléctri-
cas. Generalmente trabaja con
tensiones de fase-fase, pero
también puede evaluar el siste-
ma negativo de tensiones.
Protección contra subtensión
(ANSI 27)
La protección de dos escalones
contra subtensión protege en
particular las máquinas eléctri-
cas (generadores de acumula-
ción por bombeo y motores) de
las consecuencias de peligrosas
bajadas de tensión. Aísla las
máquinas de la red impidiendo
de esta manera unos estados
de servicio inadmisibles y la po-
sible pérdida de estabilidad. En
las máquinas eléctricas se con-
sigue un comportamiento físi-
camente correcto de la
protección mediante la evalua-
ción del sistema positivo. La
función de protección está es-
pecificada para ello dentro de
una gama de frecuencias am-
plia (45 a 55 y 55 a 65 Hz)1).
La función sigue trabajando
también al descender por deba-
jo de esta gama de frecuencias,
si bien estará entonces afecta-
da de mayores tolerancias, con
el fin de poder permitir que
continúe el régimen de protec-
ción en el caso de los motores
que van deteniéndose por
inercia, con la consiguiente dis-
minución de la frecuencia.
La función puede trabajar op-
cionalmente también con ten-
siones fase-fase. Además se
puede supervisar mediante un
criterio de intensidad.
Protección de frecuencia
(ANSI 81O/U)
La protección de frecuencia se
puede utilizar como protección
contra frecuencias superiores y
frecuencias inferiores. Protege
las máquinas eléctricas y las
partes de la instalación de las
consecuencias de las desviacio-
nes de velocidad (vibraciones,
calentamiento, etc.). Las varia-
ciones de frecuencia en la red
se captan y los consumidores
seleccionados que dependan
del valor de ajuste, se desco-
nectan. La protección de fre-
cuencias puede utilizarse en
una amplia gama de frecuen-
cias (45 a 55 Hz)1). Está realiza-
da en cuatro escalones
(opcionalmente como frecuen-
cia superior o frecuencia
inferior). Cada escalón se
puede retardar
individualmente.
Además del bloqueo de los es-
calones de frecuencia a través
de una entrada binaria, éste se
realiza adicionalmente median-
te un escalón de subtensión.
Funciones específicas del
usuario
(ANSI 32, 51V, 55, etc.)
Las funciones adicionales que
no sean críticas en el tiempo
pueden realizarse sirviéndose
de valores medidos CFC. Para
esto son funciones de protec-
ción típicas la regulación de la
protección contra la inversión
de potencia y la detección de la
temporizada en función de la
tensión, del ángulo de fase y de
la tensión cero.
Localizador de faltas
El localizador de faltas indica la
distancia al lugar de la falta o la
reactancia secundaria hasta el
lugar de la falta.
Bloqueo de irrupción
Cuando se detecta un segundo
armónico al conectar un trans-
formador se suprime la excita-
ción para los escalones
direccionales y dependientes
de la dirección (I>,IP).
Desgaste del interruptor /
Vida residual útil del interrup-
tor
Mediante los procedimientos
para detectar el desgaste de los
contactos del interruptor de po-
tencia o vida residual útil del in-
terruptor de potencia (IP), se
tiene la posibilidad de ajustar
los intervalos de mantenimien-
to de los IP a su grado de des-
gaste efectivo. El beneficio está
en la reducción de los gastos de
mantenimiento o reparación.
No existe un procedimiento
matemáticamente exacto para
el cálculo del desgaste o de la
vida útil residual de los inte-
rruptores de potencia que ten-
ga en cuenta las condiciones
físicas en la cámara de conmu-
tación, que se producen duran-
te una apertura del IP debido al
arco eléctrico formado.
Por ese motivo se han desarro-
llado diversos procedimientos
para detectar el desgaste del IP,
que reflejan las diversas filoso-
fías de los usuarios. Para satis-
facer éstas, los equipos ofrecen
varios procedimientos:
• ΣIx
, siendo x = 1..3
• Σi2
t (sólo para) 7SJ64)
Los equipos ofrecen inicialmen-
te un nuevo procedimiento para
detectar la vida útil residual:
• Procedimiento de los dos
puntos
La base de partida de este pro-
cedimiento es el diagrama de
conmutación doble logarítmico
del fabricante del IP (véase la fi-
gura 37), y la corriente de corte
medida en el momento de
abrirse los contactos. Mediante
el procedimiento de los dos
puntos, se calcula después de
una apertura del interruptor el
número de ciclos de maniobra
que todavía son posibles. Para
ello basta con ajustar en el
equipo los dos puntos P1 y P2,
que figuran en las
características técnicas del IP.
Todos los procedimientos tra-
bajan de modo selectivo por fa-
ses y se pueden dotar de un
valor límite, al rebasar el cual
por exceso o por defecto (du-
rante la determinación del
tiempo de vida residual) se
transmite un mensaje de alar-
ma.
Figura 37
Número admisible de ciclos de maniobra en función
de la corriente de corte
1) La gama de 45 a 55 Hz y de 55 a
65 Hz está disponible en
fN = 50/60 Hz.
P1: Ciclos de manio-
bra admisibles
a la corriente
nominal de
servicio
P2: Ciclos de manio-
bra admisibles
a la corriente
nominal de
cortocircuito
Funciones

Puesta en marcha
La puesta en marcha es sumamente
sencilla y está soportada mediante
DIGSI 4. El estado de las entradas bina-
rias se puede leer de forma selectiva, y
el estado de las salidas binarias se pue-
de fijar de forma selectiva. Las funcio-
nes de prueba de los elementos de
conmutación se realizan por medio de
funciones de conmutación. Los valores
medidos analógicos están representa-
dos como voluminosos valores medi-
dos de servicio. Mediante un bloqueo
de transmisión se puede impedir la
transmisión de informaciones a la cen-
tral. A efectos de prueba, todos los
mensajes pueden estar provistos de
una identificación de prueba.
Instalaciones y celdas de distribu-
ción de alta y media tensión
Todos los equipos se adaptan óptima-
mente a las necesidades de las aplica-
ciones de alta y media tensión.
En los armarios de distribución por lo
general no se necesitan equipos de me-
dida especiales (p.ej. para intensidad,
tensión, frecuencia, transformadores
de medida...), o componentes de
mando adicionales.
Valores medidos
A partir de las magnitudes determina-
das para la intensidad y la tensión se
calculan los valores efectivos así como
el cos ϕ), la frecuencia, la potencia acti-
va y la potencia reactiva. Para el trata-
miento de los valores medidos se
dispone de las funciones siguientes:
• Intensidades IL1, IL2, IL3, IN, IEE
• Tensiones UL1, UL2, UL3, U12, U23, U31,
USyn
• Componentes simétricos
I1, I2, 3I0; U1, U2, 3U0
• Potencias activas y aparentes P, Q, S
(P, Q también selectivas por fase)
• Factor de potencia cos ϕ (también
selectivo por fases)
• Frecuencia
• Flujo de energía (potencia activa y
negativa y potencia aparente positiva
y negativa
• Aguja de arrastre para los valores de
intensidad y tensión medios así como
mínimos y máximos
• Horas de servicio
• Temperatura de los medios de fun-
cionamiento en caso de sobrecarga
• Supervisión de los valores límites
• El tratamiento de los valores límites
se realiza sirviéndose de la lógica de
libre programación en el CFC. De este
mensaje de valor límite se pueden
deducir órdenes
• Supresión del punto cero
• Dentro de una determinada gama de
valores medidos muy reducidos se
pone el valor a cero para suprimir faltas
Valores de recuento
Para los recuentos de funcionamiento,
el equipo forma un valor de recuento
de energía a partir de los valores medi-
dos de intensidad y de tensión. Si se
dispone de un contador exterior con sa-
lida de impulsos de conteo, el equipo
SIPROTEC 4 puede registrar y tratar los
impulsos de conteo a través de una
entrada de mensaje.
Los valores de conteo se visualizan en
la pantalla y se retransmiten a la central
como avance del contador. Se distingue
entre energía entregada y energía reci-
bida así como entre energía activa y
energía reactiva.
Transductores de medida
• Curva característica con punto de in-
flexión
En los transductores de medida pue-
de ser conveniente dilatar mucho
una pequeña zona del valor de entra-
da, p.ej. en el caso de la frecuencia,
que solamente sea relevante en la
gama de 45 a 55 Hz o de 55 a 65 Hz.
Esto se puede conseguir con la curva
característica con inflexión.
Valores medidos de servicio
Indicación de fallo
Figura 40
Ejemplos de pantallas 7SJ62
LSP2064f.tifLSP2065f.tifLSP2097f.tifLSP2096f.tif
Figura 38
Celda de distribución NXAIR (aislada por aire)
Figura 39
Celda de distribución NXPLUS (aislada por gas)
LSP2078f.tif
LSP2077f.tif
Funciones
• Supervisión del cero activo
Para detectar una rotura de conductor se
supervisan entradas del transductor de
medida de 4 a 20 mA.

Derivación de línea con re-
ducción de carga
En redes inestables (p.ej. redes
aisladas, suministro de corrien-
te de emergencia en hospita-
les), puede ser necesario aislar
de la red unos consumidores
seleccionados con el fin de pro-
teger el conjunto de la red con-
tra sobrecargas. Las funciones
de protección de sobreintensi-
dad temporizada solamente
son eficaces en el caso de un
cortocircuito. La sobrecarga del
generador se puede medir en
forma de caída de frecuencia o
caída de tensión.
Conmutación dinámica de
parámetros
Además de la conmutación es-
tática de parámetros, el equipo
dispone de una conmutación
dinámica de parámetros con-
trolada por temporizador.
Los umbrales de excitación y
los tiempos de disparo se pue-
den conmutar durante un de-
terminado tiempo para las
funciones de protección direc-
cional de sobreintensidad tem-
porizadas y no direccionales,
p.ej. en función de la posición
del interruptor de potencia.
Ejemplo 1: Rearranque de una
fábrica después de un corte de
tensión:
Al poner en marcha las máqui-
nas se produce una sobreinten-
sidad limitada en el tiempo.
Durante un tiempo preajustado
se regula la protección a menor
sensibilidad. Una vez transcurri-
do el tiempo ajustado en el
temporizador (conmutación di-
námica de parámetros activa)
se vuelve a reactivar el ajuste
original.
Ejemplo 2: Instalaciones de aire
acondicionado en edificios de
oficinas, refrigeraciones en al-
macenes frigoríficos o calefac-
ciones eléctricas:
Después de un corte de corrien-
te prolongado se producen
unas necesidades de energía
superiores, pero limitadas en el
tiempo, debido a las instalacio-
nes de calefacción o de refrige-
Figura 41
Derivación de línea con reducción de carga
Figura 42
Conmutación dinámica de parámetros
(activación a través de entradas binarias)
Ejemplos de aplicación
ración. La activación de los
ajustes de menor sensibilidad
se realiza sirviéndose del con-
trol de tiempo si después de
transcurrido el tiempo ajustado
en un temporizador (tiempo de
interrupción) se sigue regis-
trando todavía la falta de co-
rriente.
Durante un tiempo preajustado
se regula la protección a menor
sensibilidad. Una vez transcu-
rrido el tiempo de un segundo
temporizador (conmutación di-
námica de parámetros activa),
se reactiva el ajuste original.

El reenganche automático
(REA) dispone de posibilidades
de arranque y de bloqueo (véa-
se la pág. 14). En el ejemplo
adjunto se representa la aplica-
ción del bloqueo de los escalo-
nes de alta intensidad en
función de los ciclos de reen-
ganche. El escalón de la protec-
ción de sobreintensidad
temporizada (escalón I, Ip) se
realiza de acuerdo con el plan
de escalón. Si en la alimenta-
ción de la derivación se instala
un reenganche automático, en-
tonces en caso de fallo se lleva
a cabo primeramente una des-
conexión rápida (escalón I>) de
toda la derivación. Los fallos
con arco eléctrico se apagan
con independencia del lugar
del fallo. Otros relés de protec-
ción o fusibles no responden
(Fuse Saving Scheme). Todos
los consumidores se vuelven a
abastecer de energía una vez
efectuado el reenganche satis-
factorio. Si existe un fallo per-
manente se irán realizando
otros ciclos de reenganche. Se-
gún el ajuste de la REA, el esca-
lón de disparo rápido en la
alimentación se bloquea en el
primero, segundo o tercer ciclo,
es decir que ahora está activo el
escalón de acuerdo con el plan
de escalón. Según el lugar del
fallo disparan ahora los relés de
temporizada, los fusibles o el
relé en la alimentación que ten-
gan un escalón más rápido. So-
lamente se desconecta
definitivamente aquella parte
de la derivación en la que existe
el fallo permanente.
Protección contra la inversión
de potencia en caso de ali-
mentaciones en paralelo
Si se alimentan unas barras co-
lectoras a través de dos alimen-
taciones en paralelo, entonces
en caso de fallo en una de las
alimentaciones ésta se debe
desconectar de modo selectivo,
de manera que siga siendo po-
sible el suministro de las barras
colectoras a través de la alimen-
tación restante. Para ello se ne-
cesitan equipos direccionales,
que detecten una corriente de
cortocircuito en el sentido de
las barras colectoras a la ali-
mentación. La protección direc-
cional de sobreintensidad
temporizada se ajusta general-
mente mediante la corriente de
carga. Los fallos de baja intensi-
dad de corriente no se pueden
Figura 43
Figura 44
Protección contra la inversión de potencia en caso de alimentaciones en paralelo

desconectar por medio de ésta.
La protección contra la inver-
sión de potencia se puede ajus-
tar muy por debajo de la
potencia nominal, con lo cual
detecta también las realimenta-
ciones de potencia en el caso de
fallos de baja intensidad con co-
rrientes de falta muy inferiores
a la corriente de carga. La pro-
tección de inversión de potencia
se realiza por medio de las "fun-
ciones de protección flexibles"
del 7SJ64.
Función de sincronización
Al interconectar dos partes de la
red, la función de sincroniza-
ción comprueba si puede efec-
tuarse la conexión sin peligro
para la estabilidad de la red.
En el ejemplo se alimenta la car-
ga desde un generador a través
de un transformador a las ba-
rras colectoras. Partimos de dos
partes de red cuya diferencia de
frecuencias es tan grande que
es conveniente tener en cuenta
el tiempo propio del interruptor
de potencia, ya que podría su-
ceder que las condiciones sín-
cronas existentes en el
momento de la orden de con-
mutación ya no existan en el
momento en que se produce el
contacto entre los pines del
interruptor.
Para que sean iguales las tensio-
nes de las barras colectoras y de
la derivación o en el momento
en que se toquen los pines es
preciso que en estas condicio-
nes (diferencia de frecuencias
relativamente grande entre las
partes de la red) la función de
sincronización trabaje en el
modo de servicio "Conmutación
Síncrona / Asíncrona". En este
modo de servicio, se le puede
conmutar al equipo el tiempo
propio del interruptor. Entonces
el equipo está en condiciones
de calcular el momento de la or-
den de conexión a partir de la
diferencia angular y de la dife-
rencia de frecuencias y tenien-
do en cuenta el tiempo propio
del interruptor, de tal manera
que la orden se transmita even-
tualmente en condiciones asín-
cronas. En el momento de
producirse el contacto entre los
pines del interruptor existen en-
tonces condiciones síncronas.
Figura 45
Medición de la tensión de las barras colectoras y
de la derivación para sincronización 1) Función de sincronización
2) Reenganche automático
El grupo vectorial del transfor-
mador se puede tener en cuen-
ta en forma de una adaptación
angular parametrizable, de ma-
nera que no se necesitan me-
dios de adaptación exteriores.
En las reenganches automáti-
cas, la función de sincroniza-
ción también se puede utilizar
durante el mando (local o re-
moto).

Protección simple de barras co-
lectoras (Bloqueo reverso)
Mediante una entrada binaria
(corriente de reposo o corriente
de funcionamiento) se pueden
bloquear los escalones de alta
intensidad de los distintos equi-
pos de protección. De esta ma-
nera, con el equipo de
protección se realiza una pro-
tección rápida y sencilla para
barras colectoras simples con
alimentación unilateral.
Protección de un transforma-
dor
El escalón de alta intensidad
permite un escalón de intensi-
dades, trabajando los escalones
de sobreintensidad como pro-
tección de reserva para los
equipos de protección subordi-
nados, y la función de sobrecar-
ga protege al transformador
contra sobrecarga térmica. Los
fallos unipolares de intensidad
débil por el lado de la tensión
inferior, que se reproducen en
el sistema negativo por el lado
de la tensión superior, se pue-
den captar mediante la protec-
ción contra cargas desequili-
bradas. El bloqueo de irrupción
disponible impide la respuesta
debida a las corrientes de
irrupción del transformador.
Figura 46
Protección de barras colectoras (Bloqueo reverso)
Figura 47
Concepto típico de protección de un transformador

Protección del motor
Como protección contra corto-
circuitos están disponibles p.ej.
los escalones I>> e IE>>. Para
redes aisladas se puede utilizar
la detección sensitiva de faltas a
tierra (IEE>>, U0>). El estátor se
protege contra sobrecarga tér-
mica mediante υs, y el rótor se
protege mediante I2>, supervi-
sión del tiempo de arranque y
bloqueo de rearranque de mo-
tores. A través de una entrada
binaria se reconoce el bloqueo
de un rótor y se desconecta de
manera rápida. La función del
bloqueo de rearranque de mo-
tores se puede anular mediante
un "arranque de emergencia".
La función de subtensión impi-
de el arranque en el caso de
una tensión demasiado baja, y
la función de sobretensión evita
daños en el aislamiento.
Protección de líneas
En las redes de líneas aéreas, en
el campo de las tensiones altas
y medias, se puede establecer
un concepto de protección se-
gún la figura 49 para redes en
anillo sencillas.
En los puntos de alimentación
se puede realizar un reengan-
che automático. Los restantes
equipos están dotados de pro-
tección direccional contra corto-
circuitos.
Figura 48
Concepto típico de protección de un motor asíncrono de alta tensión
Figura 49
Concepto típico de protección de un anillo de tensión media

n Conexión de los transfor-
madores de medida de in-
tensidad y de tensión
Conexión estándar
Para redes con toma de tierra
se determina la intensidad
suma a partir de las intensida-
des de fase mediante la cone-
xión de Holmgreen (figura 50).
Figura 50
Conexión de Holmgreen
sin elemento direccional
Figura 51
Detección sensitiva de
la corriente a tierra
Figura 52
Conexión de Holmgreen
con elemento
direccional

Conexión para redes compen-
sadas
Está representada la conexión
de dos tensiones fase-tierra así
como de la tensión UE del arro-
llamiento en triángulo abierto y
de un transformador toroidal de
cables para la corriente a tierra.
Esta conexión asegura la máxi-
ma precisión para detectar la di-
rección de faltas a tierra y se
debería utilizar en las redes
compensadas.
Conexión sólo para redes ais-
ladas o compensadas
Si no se emplea la protección
direccional de faltas a tierra, la
conexión se puede efectuar con
transformadores de medida de
intensidad de sólo dos fases.
Para la protección direccional
contra cortocircuitos de fase se
consideran suficientes las ten-
siones fase-fase que se determi-
nan mediante dos
transformadores de medida
primarios.
Conexión para la función de
sincronización
El sistema trifásico se conecta
como tensión de referencia, en
este caso las tensiones de salida
así como la tensión monofásica
que se trata de sincronizar, en
este caso la tensión de barras
colectoras.
Figura 53
Detección vatimétrica
direccional de faltas a
tierra con elemento
direccional para las
fases
Figura 54
Redes aisladas o
compensadas
Figura 55
Medición de la tensión
de las barras colectoras
y de la derivación para
sincronización

n Conexión del interruptor
Disparador por subtensión
Los disparadores por subten-
sión se emplean en los motores
de alta tensión para la descone-
xión forzada.
Ejemplo: La tensión auxiliar del
sistema de mando falla, y ya no
hay posibilidad de efectuar la
desconexión eléctrica manual.
La desconexión forzada se lleva
a cabo cuando en la bobina de
disparo la tensión desciende
por debajo del límite de dispa-
ro.
En la figura 56, la desconexión
se realiza al fallar la tensión de
la red, mediante la apertura au-
tomática del contacto activo en
caso de fallo del equipo de pro-
tección o cortocircuitando la
bobina de disparo si hay un
fallo en la red.
Resumen de las formas de conexión
Tratamiento de la conexión
estrella
Función Conexión de intensidad Conexión de tensión
Redes con puesta a tierra
(de baja resistencia)
Protección contra cortocircuitos
fase / tierra no direccional
Conexión de Holmgreen,
necesaria con 3 transformadores
de medida de intensidad de las
fases, posibilidad de
transformador toroidal de cables
–
Protección sensible de faltas a
tierra
Se precisa transformador de
medida toroidal
–
Redes aisladas o compensadas Protección contra el cortocircuito
de las fases, no direccional
Conexión de Holmgreen, posible
con 2 ó 3 transformadores de
medida de intensidad de las
fases
–
Protección contra el cortocircuito
de las fases, direccional
fases
Conexión fase-tierra o
conexión fase-fase
Redes aisladas o compensadas Protección contra el cortocircuito
de las fases, direccional
Conexión de Holmgreen, posible
con 2 ó 3 transformadores de
medida de intensidad de las
fases
conexión fase-fase
Protección contra el cortocircuito
de tierra, direccional
fases, posibilidad de
necesaria
Redes aisladas Protección contra la corriente de
faltas a tierra, medición sen ϕ
Conexión de Holmgreen, si la
corriente de faltas a tierra es
> 0,05 IN en el lado secundario,
en los demás casos se necesita
3 veces conexión fase-tierra o
conexión fase-tierra con
arrollamiento abierto en
triángulo
Redes compensadas Protección contra la corriente de
faltas a tierra, medición cos ϕ
Se precisa transformador
toroidal de cables
Se precisa conexión fase-tierra
con arrollamiento abierto en
triángulo
Figura 56
Disparador por subtensión con disparo por I>>, I>

En la figura 57 tiene lugar la
desconexión debida al fallo de
la tensión auxiliar o por corto-
circuito de la bobina de disparo
en caso de fallo en la red. En
caso de fallo del equipo de pro-
tección se interrumpe también
el circuito de disparo ya que el
contacto que está retenido por
la lógica interna vuelve a recaer
a su posición de reposo.
Control del motor (véase la
pág. 11).
Supervisión del circuito de
disparo (ANSI 74TC)
Para la supervisión de la bobina
del interruptor de potencia, in-
cluidas sus acometidas (alimen-
tación) se pueden utilizar una o
dos entradas binarias. Se gene-
ra un mensaje de alarma si se
produce una interrupción del
circuito de disparo. Si se em-
plean dos introducciones bina-
rias, la alarma del circuito de
disparo solamente salta en la
posición de fallo.
Disparo definitivo (ANSI 86)
Todas las salidas binarias se
pueden memorizar con LED y
se pueden reposicionar me-
diante la tecla LED-Reset. Este
estado también se memoriza
en caso de fallo de la tensión
de alimentación. El reenganche
solamente es posible después
de una autorización
intencionada.
Figura 57
Disparador de subtensión con contacto de retención (la señal de disparo I>>, I> está invertida
Figura 58
Supervisión del circuito de disparo con dos entradas binarias
Figura 59
Supervisión del circuito de disparo con una entrada binaria *) Numero de función en el relé
Avisos
511*) Disparo de relé (general)
2851*) Orden de cierre (IP)
6852*) > SCD rel. aux.
6853*) > SCD aux. IP
HK1 abierto, si el interruptor de
potencia está cerrado
EB Entrada binaria
HK contacto auxiliar del interrup-
tor de potencia
Contacto de
disparo
Interruptor
de potencia
EB1 EB2
abierto cerrado H L
abierto abierto H H
cerrado cerrado L L
cerrado abierto L H
Avisos
511*) Disparo de relé (general)
2851*) Orden de cierre (IP)
6852*) > SCD rel. aux.
EB Entrada binaria
HK contacto auxiliar del interrup-
tor de potencia
Contacto de
disparo
Interruptor
de potencia
EB1
abierto cerrado H
abierto abierto H
cerrado cerrado L
cerrado abierto L

Datos técnicos
CCUC
Pruebas eléctricas
Prescripciones
Normas CEI 60255 (Normas de producto),
DIN 57435 Parte 303,
ANSI/IEEE C37.90.0/.1.2, UL 508,
para otras normas véanse las
funciones detalladas
Pruebas de aislamiento
Normas CEI 60255-5
Prueba de tensión (ensayo de
rutina) de todos los circuitos
excepto la tensión auxiliar,
entradas binarias, entradas de los
transductores de medida e
interfaces de comunicación y de
sincronización de tiempo
2,5 kV (valor efectivo), 50 Hz
rutina, tensión auxiliar, entradas
binarias y entradas de los
transductores de medida)
3,5 kV CC
rutina), sólo interfaces bloqueados
de comunicación y de
sincronización de tiempo
500 V (valor efectivo), 50 Hz
Prueba de impulsos de tensión (en-
sayo de tipo) todos los circuitos,
excepto interfaces de comunica-
ción y de sincronización de tiempo,
clase III
5 kV (valor cresta), 1,2/50 μs, 0,5 J,
3 impulsos positivos y 3 negativos
a intervalos de 5 s
Pruebas CEM relativas a la resistencia a las faltas (Homologaciones)
Normas CEI 60255-6 y -22 (Normas de
producto), EN 50082-2 (Norma
técnica básica), DIN 57435
Parte 303
Prueba de alta frecuencia,
CEI 60255-22-1, Clase III y
VDE 0435 Parte 303, Clase III
2,5 kV (valor cresta), 1 MHz,
τ = 15 ms, 400 impulsos por s,
duración de la prueba 2 s
Descarga de electricidad estática
CEI 60255-22-2, Clase IV e
CEI 61000-4-2, Clase IV
8 kV descarga entre contactos,
15 kV descarga en el aire, ambas
polaridades, 150 pF, Ri = 330 Ω
Irradiación con campo de AF,
sin modular, CEI 60255-22-3
(Reporte), Clase III
10 V/m, 27 MHz a 500 MHz
modulado en amplitud,
CEI 61000-4-3, Clase III
10 V/m, 80 MHz a 1000 MHz
80 % AM, 1 kHz
modulado en impulsos,
CEI 61000-4-3/ENV 50204, Clase III
10 V/m, 900 MHz, frecuencia de
repetición 200 Hz, duración de
conexión 50 %
Transitorios rápidos
CEI 60255-22-4 e CEI 61000-4-4,
Clase IV
4 kV, 5/50 ns, 5 kHz, longitud de la
ráfaga = 15 ms, tasa de repetición
300 ms, ambas polaridades,
Ri = 50 Ω, duración de la prueba
1 min
Impulsos de tensión ricos en
energía (SURGE), CEI 61000-4-5,
Clase de instalación 3
Impulsos: 1,2/50 μs
Tensión auxiliar Modo común: 2 kV, 12 Ω, 9 μF
Modo dif: 1 kV, 2 Ω, 18 μF
Entradas de medición, introduc-
ciones binarias y salidas de relés
Modo común: 2 kV, 42 Ω, 0,5 μF
Modo dif: 1 kV, 42 Ω, 0,5 μF
AF transmitida por la línea,
modulada en amplitud,
CEI 61000-4-6, Clase III
10 V, 150 kHz a 80 MHz, 80 % AM,
1 kHz
Campo magnético con frecuencia
de energía técnica, CEI 61000-4-8,
Clase IV, CEI 60255-6
30 A/m permanente, 300 A/m para
3 s, 50 Hz, 0,5 mT, 50 Hz
Capacidad de resistencia a las
sobretensiones de irrupción
oscilatorias, ANSI/IEEE C37.90.1
2,5 a 3 kV (valor cresta), 1 a
1,5 MHz, onda amortiguada, 50
impulsos por s, duración 2 s,
Ri = 150 a 200 Ω
Capacidad de resistencia a las
sobretensiones de irrupción
transitorias rápidas, ANSI/IEEE
C37.90.1
4 kV a 5 kV, 10/150 ns,
50 impulsos s, en ambas
polaridades, duración 2 s,
Ri = 80 Ω
Falta electromagnética radiada,
ANSI/IEEE C37.90.2
35 V/m, 25 MHz a 1000 MHz
Oscilaciones atenuadas,
CEI 60694, CEI 61000-4-12
2,5 kV (valor cresta), polaridad
alternante 100 kHz, 1 MHz,
10 MHz y 50 MHz, Ri = 200 Ω
Norma EN 50081-1 (Norma técnica
básica)
Tensiones interferentes de radio en
las líneas, sólo tensión auxiliar
CEI-CISPR 22
150 kHz a 30 MHz,
clase de valor límite B
Intensidad del campo interferente
de radio CEI-CISPR 22
30 MHz a 1000 MHz, clase de valor
límite B
Ensayos mecánicos
Solicitación a las vibraciones y al choque en caso de empleo estacionario
Normas CEI 60255-21 e CEI 60068
Vibración
CEI 60255-21-1, Clase II
CEI 60068-2-6
Senoidal
10 a 60 Hz: amplitud ± 0,075 mm,
60 a 150 Hz: aceleración 1 g,
paso de frecuencia 1 octava/min.,
20 ciclos en 3 ejes perpendiculares
entre sí
Choque
CEI 60255-21-2, Clase I
CEI 60068-2-27
Semisenoidal
Aceleración 5 g, duración 11 ms,
3 choques en cada uno de ambos
sentidos de los 3 ejes
Vibración en caso de seísmos
CEI 60255-21-2, Clase I
CEI 60068-3-3
Senoidal 1 a 8 Hz:
amplitud ± 3,5 mm (eje horizontal)
1 a 8 Hz: amplitud ± 3,5 mm
(eje horizontal)
(eje vertical)
8 a 35 Hz: aceleración 1 g
(eje horizontal)
8 a 35 Hz: aceleración 0,5 g
(eje vertical),
1 ciclo en 3 ejes perpendiculares
entre sí
Solicitación a las vibraciones y al choque durante el transporte
Normas CEI 60255-21 e CEI 60068-2
Vibración
CEI 60255-21-1, Clase II
CEI 60068-2-6
Senoidal
8 a 150 Hz: aceleración 2 g,
20 ciclos en 3 ejes perpendiculares
entre sí
Choque
CEI 60255-21-2, Clase I
CEI 60068-2-27
Semisenoidal
3 choques en cada uno de los dos
sentidos de los 3 ejes
Choque permanente
CEI 60255-21-2, Clase I
CEI 60068-2-29
Semisenoidal
1000 choques en cada uno de los
dos sentidos de los 3 ejes

Solicitaciones climatológicas
Temperatura
Normas CEI 60255-6
Ensayo de tipo (según CEI 60008-2-1
y -2, ensayo Bd durante 16 h)
-25°C a +85°C
Admisible de forma pasajera
durante el funcionamiento
(ensayado para 96 h)
-20 a +70°C (la facilidad de lectura
de la pantalla eventualmente
mermada a partir de +55°C)
Recomendado para régimen
permanente (según CEI 60255-6)
-5 a +55°C
Temperaturas límite durante el
almacenamiento
-25 a +55°C
Temperaturas límite para el
transporte
-25 a +70°C
¡Almacenamiento y transporte en el embalaje de fábrica!
Humedad
Solicitación de humedad admisible
Se recomienda situar los equipos
de tal manera que no queden
expuestos a la radiación directa del
sol ni a cambios bruscos de
temperatura en los que se pueda
producir condensación
En promedio anual ≤ 75 % de hu-
medad relativa, durante 56 días al
año hasta 93 % de humedad relati-
va, inadmisible la condensación
durante el funcionamiento
Conformidad CE
El producto cumple las disposiciones de la Directiva del Consejo de las
Comunidades Europeas sobre la aproximación de las legislaciones de
los Estados miembros relativas a la compatibilidad electromagnética
(Directiva CEM 89/336/CEE) y la relativa a la aproximación de las
legislaciones de los Estados miembros sobre el material eléctrico
destinado a utilizarse con determinados límites de tensión (Directiva de
baja tensión 73/23/CEE).
Esta conformidad es el resultado de un ensayo que ha sido realizado por
Siemens AG según el Art. 10 de la Directiva, de conformidad con las
normas técnicas básicas EN 50081 y EN 50082 para la Directiva CEM y
con la Norma EN 60255-6 para la Directiva de baja tensión.
El equipo ha sido desarrollado y fabricado para ser empleado en el cam-
po industrial según la Norma CEM.
El producto es conforme con la Norma Internacional de la Serie
CEI 60255 y con la Norma Nacional DIN 57435 / Parte 303
(correspondiente a VDE 0435 / Parte 303).
Interfaces de comunicación
Interface de mando para DIGSI 4
RS232 no bloqueado
Conexión
Velocidad de datos 7SJ61/62
Velocidad de datos 7SJ63/64
Paridad
Lado frontal, conector hembra
SUB-D de 9 pines
mín. 4800 Bd, máx. 38400 Bd
mín. 4800 Bd, máx. 115200 Bd
8E1
Sincronización de tiempo DCF77 / Señal IRIG-B / IRIG B000
Conexión en el lado posterior, conector
hembra SUB-D de 9 pines, borna
en carcasa para montaje en
superficie
Tensiones de señales opcionalmente 5, 12 ó 24 V
Datos técnicos
Interface de servicio para DIGSI 4 /Modem / RTD Box1)
aislado, RS232/RS485
Conexión en carcasa para
empotrar
Conexión en carcasa para
montaje en superficie
Tensión de prueba
Distancia para RS232
Lado posterior, puerto C, conector
hembra SUB-D de 9 pines
en la carcasa del pupitre en el lado
inferior del equipo
500 V / 50 Hz
máx. 15 m
máx. 1 km
Conductor de fibra óptica (FO)
Conexión en la carcasa para
empotrar
Longitud de onda óptica
Atenuación de tramo admisible
Distancia
Lado posterior, puerto C,
conector ST
en la carcasa del pupitre, en el lado
inferior del aparato
λ = 820 nm
máx. 8 dB para fibra óptica
62,5/125 μm
máx. 1,5 km
Velocidad de datos
7SJ61/62
7SJ63/64
mín. 4800 Bd, máx. 38400 Bd
mín. 4800 Bd, máx. 115200 Bd
Interface adicional para RTD-Box 1) (sólo 7SJ64)
RS485 aislado
empotrar
Tensión de prueba
Lado posterior, puerto D, conector
hembra SUB-D 9 pines
inferior del equipo
500 V/50 Hz
máx. 1 km
empotrar
Distancia
Velocidad de datos
Lado posterior, puerto D,
conector ST
inferior del equipo
λ = 820 nm
máx. 8 dB para fibra óptica 62,5 /
125 μm
máx. 1,5 km
mín. 4800 Bd, máx. 115200 Bd
Interface de sistema según CEI 60870-5-103
RS232/RS485 aislado
empotrar
Tensión de prueba
Lado posterior, puerto B, conector
inferior del equipo
500 V / 50 Hz
máx. 15 m
máx. 1 km
empotrar
Longitud de onda
Distancia
Velocidad de datos
Lado posterior, puerto B,
conector ST
inferior del equipo
λ = 820 nm
máx. 8 dB para fibra óptica 62,5 /
125 μm
1,5 km
mín. 9600 Bd, máx. 19200 Bd
Interface de sistema según CEI 61850
Interface aislado para transmissión
de datos
Velocidad de transmisión
Ethernet electrico
empotrar
Tensión de prueba
Distancia
100 Base T según IEEE 802.3
100 Mbit
Lado posterior, puerto B, dos co-
nectores RJ45
500 V / 50 Hz
20 m
Ethernet óptico
Conexión en la carcasa
para empotrar
Longidud de onda
Distanca
ST integrado para conexión FO
1300 nm
1,5 km
1) Equipo para detección de la temperatura

Datos técnicos
Interface de sistema según PROFIBUS FMS / PROFIBUS DP
RS485 aislado
empotrar
Tensión de prueba
Distancia
inferior del equipo
500 V / 50 Hz
1 km para ≤ 93,75 kBd
200 m para ≤ 1,5 MBd
empotrar
conector ST, anillo simple / anillo
doble según pedido en FMS,
para DP siempre anillo doble
montaje
en superficie
Distancia
a través de RS485 y convertidor
externo, en la carcasa del pupitre
en el lado inferior del equipo
l = 820 nm
máx. 8 dB para fibra de vidrio
62,5/125 mm
máx. 1,5 km
Velocidad de datos hasta 1,5 MBd
Interface de sistema para MODBUS / DNP 3.0
RS485 aislado
empotrar
Tensión de prueba
Distancia
empotrar
Atenuación del tramo admisible
Distancia
Velocidad de datos
inferior del equipo
500 V / 50 Hz
máx. 1 km
conector ST
λ = 820 nm
máx. 8 dB para fibra de vidrio 62,5
/ 125 μm
máx. 1,5 km
hasta 19200 Bd
Funciones
Protección de sobreintensidad tiempo definido
Modo de servicio
Protección de sobreintensidad
temporizada fases
trifásico o bifásico (L1 y L3)
Campos de ajuste
Excitación por intensidad
I> (fases)
IE > (tierra)
I>> (fases)
IE>> (tierra)
Tiempos de retardo T
0,1 a 35 A 1)
(escalón 0,01 A)
o ∞ (inactivo, sin excitación)
0,05 a 35 A 1)
(escalón 0,01 A)
0,1 a 35 A 1) (escalón 0,01 A)
0,05 a 35 A 1) (escalón 0,01 A)
0 a 60 s (escalón 0,01 s)
o ∞ (inactivo)
Tiempos de retardo de reposición
TRet repos
0 a 60 s (escalón 0,01 s)
Tiempos
Tiempos de respuesta (sin estabilización de la irrupción,
con estabilización + 10 ms)
I>, I> IE>, IE>>
para 2 veces el valor de ajuste
aprox. 30 ms
aprox. 20 ms
Tiempos de reposición
I>, I>>, IE>, IE>> aprox. 40 ms
Relación de reposición aprox. 0,95 para I /IN ≥ 0,3
Tolerancias
Excitaciones por intensidad
I>, I>>, IE>, IE>>
Tiempos T, TRet repos
2% del valor de ajuste ó 10 mA 1)
1% ó 10 ms
Protección de sobreintensidad tiempo inverso
Campos de ajuste
Excitación por intensidad
Ip (fases)
IEp (tierra)
0,1 a 4 A 1)
(escalón 0,01 A)
0,5 a 4 A 1)
(escalón 0,01 A)
Multiplicador de tiempo para
curvas características CEI,
T para Ip, IEp
0,05 a 3,2 s (escalón 0,01 s)
o ∞ (inactivo)
Multiplicador de tiempo para cur-
vas características ANSI
D para Ip, IEp
0,05 a 15 (escalón 0,01)
o ∞ (inactivo)
CEI/IEC
Curvas características del tiempo
de disparo según CEI, según
CEI 60255-3, capítulo 3.5.2,
o BS 142
S/I tiempo inverso (tipo A),
S/I tiempo muy inverso
(tipo B), S/I tiempo
extremadamente inverso (tipo C),
larga duración (tipo B)
Umbral de excitación aprox. 1,1 · Ip
Curvas características de reposición
según CEI, según CEI 60255-3,
capítulo 3.5.2 o BS 142
S/I tiempo inverso (tipo A), S/I
tiempo muy inverso
(tipo B), S/I tiempo
extremadamente inverso (tipo C)
Umbral de reposición
sin emulación de disco
con emulación de disco
aprox. 1,05 ⋅ valor de ajuste Ip para
Ip/IN ≥ 0,3 lo que equivale a aprox.
0,95 · valor de respuesta
aprox. 0,9 · valor de ajuste Ip
ANSI
Curvas características de tiempo de
disparo según ANSI, según
ANSI/IEEE
inverse, short inverse, long
inverse, moderately inverse, very
inverse, extremely inverse, definite
inverse
Umbral de excitación aprox. 1,1 · Ip
Curvas características de reposición
según ANSI
inverse, short inverse, long
inverse, moderately inverse, very
inverse, extremely inverse, definite
inverse
Umbral de reposición
sin emulación de disco
con emulación de disco
para Ip /IN ≥ 0,3, lo que equivale
aprox. a 0,95 · valor de respuesta
Tolerancias
Umbrales Ip, IEp
Tiempo de disparo para
2 ≤ I/Ip ≤ 20, tiempo de reposición
para 0,05 ≤ I/Ip ≤ 0,9
2 % del valor de ajuste ó 10 mA1)
5 % del valor de consigna + 2 %
tolerancia de intensidad ó 30 ms
1) Para IN = 5 A, todos los límites multiplicados por 5

Datos técnicos
Funciones (continuación)
Protección direccional de sobreintensidad temporizada
Escalones de sobreintensidad
Son de aplicación los mismos datos y curvas características que para la
protección de sobreintensidad temporizada no direccional (véase la
pág. 30)
Detección direccional
Además de ello se aplicarán los datos para la detección direccional:
Para fallos de fase, tipo Con tensiones ajenas al
cortocircuito, con memoria de
tensiones en el caso de tensiones
de medida demasiado pequeñas
Campo directo
Rotación de la tensión de referen-
cia Vref, rot
Sensibilidad a la orientación
Vref, rot ± 86°
- 180° a 180° (escalón 1°)
para fallos monofásicos y bifásicos
ilimitada, para fallos trifásicos
dinámica ilimitada, estacionaria
encadenada aprox. 7 V,
para falta a tierra, tipo
Campo directo
Rotación de la tensión de referen-
cia Vref, rot
con magnitudes de sistema cero
3 U0, 3 I0
Vref, rot ± 86°
- 180° a 180° (escalón 1°)
aprox. 2,5 V tensión de
desplazamiento (medida), aprox.
5 V (tensión de desplazamiento
(calculada)
Para falta a tierra, tipo
Campo directo
inductivo
óhmico
capacitivo
Tensión del sistema negativo
Intensidad del sistema negativo
con magnitudes de sistema
negativo 3 U2, 3 I2
ajustable en tres escalones
45° ± 84°
0° ± 84°
- 45° ± 84°
3 U2 ≈ 5 V
3 I2 ≈ 45 mA1)
Tiempos
Tiempos de respuesta (sin la estabilización de irrupción,
con estabilización ± 10 ms
I>, I>>, IE>, IE>>
Tiempos de reposición I>, I>>, IE>,
IE>>
aprox. 45 ms
aprox. 40 ms
aprox. 40 ms
Tolerancias
Error angular para los fallos de fase
y con falta a tierra
± 3° eléctricos
Conmutación dinámica de parámetros
Conmutación de parámetros controlada por tiempos
Funciones influenciables Protección direccional de
sobreintensidad temporizada y no
direccional (separada por fase y
tierra)
Criterio de arranque Criterio de intensidad IP I>,
consulta de la posición del
interruptor, introducción binaria,
REA dispuesto
Control por tiempo 3 escalones de tiempo
(TInterr., Tduración param. din,
Trep. param. din.
Control por intensidad Umbral de intensidad IP I>,
(Reposición para un valor inferior,
supervisión con escalones de
tiempo)
Campos de ajuste
Control por intensidad IP I> 0,04 a 1 A1)
(escalón 0,01 A)
Tiempo hasta la conmutación a los
parámetros dinámicos Tinterruptión
Tiempo de actuación de los
parámetros dinámicos después de
reconectar Tduración param. din.
0 a 21600 s (= 6 h), (escalón 1 s)
1 a 21600 s (= 6 h), (escalón 1 s)
Tiempo de reposición rápida
Trep. param. din.
1 a 600 s (escalón 1 s) o ∞
(reposición rápida inactiva)
Parámetros dinámicos de las
excitaciones de intensidad y de los
tiempos de retardo o
multiplicadores de tiempo
Campos de ajuste1)
y escalóns igual
que en las funciones influenciadas
de la protección direccional de
sobreintensidad temporizada y no
direccional
Estabilización de cierre
Funciones en que las se puede
influir
I>, IE>, Ip, IEP
(direccional y no direccional)
Campo de ajuste
Factor de estabilización I2f/I 10 a 45% (escalón 1%)
Límites de servicio
Límite inferior de servicio
Límite de servicio superior,
parametrizable
mín. una corriente de fase
≥ 0,25 A1)
0,3 a 25 A1)
(escalón 0,01 A)
Bloqueo mutuo
IL1, IL2, IL3 activable/desactivable
Detección (sensible) de faltas a tierra
Excitación de la tensión de desplazamiento para todos los tipos de
faltas a tierra
Tensión de desplazamiento,
medida 7SJ62/63
1,8 a 170 V (escalón 0,1 V)
medida 7SJ64
1,8 a 200 V (escalón 0,1 V)
calculada
3U0> 10 a 225 V (escalón 0,1)
Retardo de respuesta Tret. res. 0,04 a 320 s o ∞ (inactivo)
(escalón 0,01)
Retardo adicional de disparo
TUen ret.
0,1 a 40000 s o ∞ (inactivo)
(escalón 0,01)
Tiempo propio aprox. 60 ms
Valor de reposición 0,95 o (valor de respuesta - 0,6 V)
Tolerancia de medida
Ue> (medida)
3U0> (calculada)
3% del valor de ajuste ó 0,3 V
3% del valor de ajuste ó 3 V
Tolerancias en el tiempo de
desarrollo
1% del valor de ajuste ó 10 ms
1) Para IN = 5 A, todos los límites multiplicados por 5

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