7UT6 Español (2)_ppt [Sólo lectura]

© Siemens AG 2006

Protección DiferencialSIPROTEC 7UT6

Jul-06

© Siemens AG 2006Power Transmission and DistributionAuthor

7UT6 Familia

7UT612: para objetos de dos lados (1/3 x 19’’ housing 7XP20)7UT613: para objetos de tres lados (1/2 x 19’’ housing 7XP20) 7UT633: para objetos de 3 lados + control (1/1 x 19’’ housing 7XP20)7UT635: para objetos de 5 lados + control (1/1 x 19’’ housing 7XP20)

SIPROTEC 47UT6 protección diferencial paratransformadores, motores, generadores y barras

Jul-06


§ 7UT612

§ 7 (7)*§ 1§ ---§ 3§ 4 § 1§ 4 lines

§ 7UT613

§ 11 (6)*§ 1**§ 3 / 1§ 5 § 8§ 1§ 4 lines

§ 7UT633

§ 11 (6)*§ 1**§ 3 / 1§ 21 § 24§ 1§ Graphic

§ Equipo

§ Current Inputs (normal)§ Current Inputs (sensitive)§ Voltage Inputs (Uph / UE)§ Binary Inputs§ Binary Outputs§ Life contact § LC Display

§ 7UT635

§ 14 (12)* § 2**§ ---§ 29 § 24§ 1 § Graphic

* 1A, 5A, (1A, 5A, 0.1A) intercambiable (con jumper)** intercambiable entre normal y sensitive (con jumper)

Comparación de Hardware

Jul-06


Function ANSI No.Diferencial 87T/G/M/LFalla a tierra restringida 87 NSobrecorriente inst/temporizada (fases) 50/51Sobrecorriente inst/temporizada, 3I0 50N/51NSobrecorriente inst/temporizada (tierra) 50G/51GSobrecorriente secuencia negativa 46Sobrecarga IEC 60255-8 49Sobrecarga IEC 60354 (hot spot) 49Sobreexcitación V/Hz 24 Falla Interruptor 50BFMonitoreo de Temperatura 38Bloqueo 86

Objetos a proteger

Transformador TrifásicoTransformador MonofásicoAutotransformadorGenerador / MotorBarra, 3-fases (hasta 3 entradas)Barra, 1-fase (hasta 11 entradas)

Funciones de Protección / Objetos a proteger

Jul-06


XXXXXXOperational measured valuesXXXXXXDirect coupling 2XXXXXXDirect coupling 1XXXXXX74TCTrip circuit supervisionXXXXXXMeasured value supervisionXXXXXX86Lockout

XXXXXX38External temperature monitoring(thermo-box)

---XXXXX50 BFBreaker failureXXXXXX24Overexcitation V/Hz *)---XXXXX49Overload IEC 60354---XXXXX49Overload IEC 60255-8---XXX---X46Negative sequenceXXXXXXOvercurrent-time, single phaseXXXXXX50G/51GOvercurrent-time, earth---XXX---X50N/51NOvercurrent-time, 3I0

---XXXXX50/51Overcurrent-time, phases------X---XX87 NRestricted Earth FaultXXXXXX87T/G/M/LDifferential

Busbar1-phase

Busbar3-phase

Gen. /Motor

Auto-transf.

Transf.1-phase

Transf.3-phase

ANSI No.Protection functions

X Function applicable ; --- Function not applicable ; *) only 7UT613 / 633

Funciones a utilizar según elemento protegido

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§ Puerto Frontal§ DIGSI4§ WEB Monitor

§ Interfase de servicio§ DIGSI4§ modem§ RTD box

Flexibilidad mediante módulos enchufablesCompatible con varios protocolos estándar

§ Interfase de sistema§ IEC60870-5-103§ Profibus FMS§ Profibus DP§ DNP3.0§ Modbus

ASCII/RTU

§ Sincronización de tiempo§ IRIG-B (GPS)§ DCF77

RS232/RS485 electrical module

Fibre-optic module

Optical double-ring module

Comunicación

Jul-06


Interruptor y ½ transf. de 2 devanados

7UT6137UT633

Transformador de 3 devanados

7UT6137UT633

Lineas Cortas (2 terminales)

7UT612

Lineas Cortas (3 terminales)

7UT6137UT633

Transformador 3-fases

7UT6127UM62

Interruptor y ½ en AT y BT

7UT635

Aplicaciones (1 de 2)

Jul-06


Falla a tierra restringida de alta impedancia

IEE inputof the unit

7UT6xx

Aplicaciones (2 of 2)

Generador/Motor

7UT6127UM62

G/M3~

Diferencial de Grupo

Y

∆

G3~

7UT635

Jul-06


Device Configuration0105 Protected Object 3 phase Transformer0112 Differential Protection Enabled0113 REF Protection Enabled0120 DMT/IDMT Phase Definite Time only0124 DMT/IDMT Earth Definite Time only0127 DMT 1Phase EnabledPower System Data 1CT-Numbers0211 No. of connected Meas. Loc. 40212 No. of assigned Meas. Loc. 30213 No. of sides 3CT-Assign0222 Assignment at 3 assig.

Meas.Loc./3 sides S1:M1, S2:M2, S3:M30251 Auxiliary CT IX1 is used as Side 1 earth0252 Auxiliary CT IX2 is used as Measurement location 4 earth0253 Auxiliary CT IX3 is used as not connected0254 Auxiliary CT IX4 is used as connected/not assigned0255 Type of auxiliary CT IX3 1A/5A current input0256 Type of auxiliary CT IX4 sensitive current inputFunct.0413 REF assigned to not assigned measuring loc. 40420 DMT/IDMT Phase assigned to Measuring Location 40424 DMT/IDMT Earth assigned to Auxiliary CT IX10427 DMT Phase assigned to Auxiliary CT IX4

Sides:S1 High voltage side (HV)S2 Low voltage side (LV)S3 Low voltage side (LV)Measuring locations 3-phase , assignedM1 assigned to the main protected object (side 1)M2 assigned to the main protected object (side 2)M3 assigned to the main protected object (side 3)Measuring locations 3-phase , non-assignedM4 not assigned to the main protected objectAuxiliary measuring locations 1-phaseX1 assigned to the main protected object (side 1)X2 not assigned to the main protected objectX4 not assigned to the main protected object

Ajustes Principales (Ejemplo 1)

M4

X2

X1Y

∆ ∆

M1

M2

M3

Mainprotect.object

S1

S3

S2

Furtherprotected object

X4 7UT635

Jul-06


Device Configuration0105 Protected Object 3 phase Transformer0112 Differential Protection Enabled0113 REF Protection Enabled0120 DMT/IDMT Phase Definite Time only0127 DMT 1Phase EnabledPower System Data 1CT-Numbers0211 No. of connected Meas. Loc. 20212 No. of assigned Meas. Loc. 20213 No. of sides 2CT-Assign0222 Assignment at 2 assig.

Meas.Loc./2 sides S1:M1, S2:M20251 Auxiliary CT IX1 is used as Side 1 earth0252 Auxiliary CT IX2 is used as Side 2 earth0253 Auxiliary CT IX3 is used as connected/not assigned0255 Type of auxiliary CT IX3 sensitive current inputTransf.….0313 Starpoint of Side 1 is Solid Earthed0314 Transf. Winding Connection Side 1 Y (Wye)….0323 Starpoint of Side 2 is Solid Earthed (!!)0324 Transf. Winding Connection Side 2 D (Delta)0325 Vector Group Numeral of Side 2 11Funct.0413 REF assigned to Side 20420 DMT/IDMT Phase assigned to Side 10427 DMT Phase assigned to Auxiliary CT IX3Setting Group ADifferential Protection-Settings Group A1211A Diff-Prot. with meas. Earth Curr. S1 Yes (Io- correction Side 1)1212A Diff-Prot. with meas. Earth Curr. S2 No

Sides:S1 High voltage side (HV)S2 Low voltage side (LV)Measuring locations 3-phase , assignedM1 assigned to the main protected object (side 1)M2 assigned to the main protected object (side 2)Auxiliary measuring locations 1-phaseX1 assigned to the main protected object (side 1)X2 assigned to the main protected object (side 2) X3 not assigned to the main protected object

Ajustes Principales (Ejemplo 2)

X2

X1Y

∆

M1

M2

Mainprotect.object

S1

S2

Starpoint-bilder

X3 7UT613

Jul-06


§ Se pueden conectar 2 RTD-box al puerto C (puerto de servicio RS485)§ Monitoreo de hasta 12 RTD (6 por RTD box)

§ cada RTD puede tener dos umbrales (p.e. Alarma y disparo)§ Lectura de temperaturas como valores de medida

§Directamente en la RTD box (puede usarse como equipo independiente§En el 7UT6

§ Una entrada puede usarse para medir la temperatura del aceite dentro del trafo§ Diferentes tios de sensores (Pt100, Ni100, Ni120)

RS485 interface

7XV5662-(x)AD10 7XV5662-(x)AD10

Aplicación: Monitoreo de Temperaturas

Jul-06


2.0 8.0 9.0

3.0

InOIRest

InOIDiff

7.0

2.5

Slope 1

Slope 2

IDiff>

01.0 4.0 5.03.0 6.00

1.0

0.5

2.0

1.5

x

Trip

BlockTotal

CT-error

Tap-changer

Magnet.current

Transformador con OLTC

Característica de OperaciónExplicación de su forma

Jul-06


Característica de disparo

§ Adaptación a varios tipos de transformadores§ Estable durante fallas externas con saturación del TC§ IDiff >>: disparo rápido (en menos de un periodo) para fallas internas

20 4 8 106 120

2

1

4

3

6

7

1614

5

Tripping Characteristic 7UT6

Trip Block

1231 IDiff>>

1244ABASE POINT 2

1241ASLOPE

1

1243ASLOPE

2

1221 IDiff>

Add-onStabilization

45°

InOI Rest

InOI Diff

1256AI-ADD ON STAB

1242ABASE POINT 1

*)

*) Slope for Add-on Stabilization:7UT6 à Slope 1 ; 7UT5 à ½ Slope 1

Jul-06


Debido a que la corriente de arranque de los motores tiene una componente DC sobrepuestacon una constante de tiempo grande. Los TCs pueden transformar tal componente DC de manera diferente en cada lado del motor.Esto produciría un arranque y posiblemente disparo de la diferencial

Detección de arranque de motores: Incrementa los valores de arranque por un tiempoajustable

Criterio:Supervisión de la corriente de restricciónSi:IRest > I-Restr. Startup

(hasta 2 I/InO)

Entonces el Start-Factor (max. 2)Se activa durante el tiempo:

T Start Max(Duración del incremento dinámico del arranque) 20 4 8 106 120

2

1

4

3

Tripping Characteristic 7UT6 for Motor start

Trip

Block

6

7

16

1231 Idiff>>

14

5Steady-state characteristic

1221 Idiff>

45°

InOIRest

InOIDiff

Start-up characteristic

Increaseof pickup

Característica de disparo- Motores

Jul-06


Falla Restringida a Tierra de baja impedancia (REF) (1 de 2)

La función REF mide la corriente de neutro del objeto (ISP = 3I0’ ) y, Dependiendo del ángulo (∆φ) entre 3I0’ y la suma de las corrientes de fase( 3I0’’ = IL1 + IL2 + IL3 ), se determina si hay falla y si ésta es interna o externa.La sensibilidad de la REF es casi independente de la carga del objeto.(La sensibilidad de la función diferencial normal especialmente para fallas de alta resistenciapuede reducirse por la carga debido a la pendiente de la característica de disparo).La función REF puede ajustarse a 0.1 I/INO (min. 0.05) y por lo tanto es más sensibleque la protección diferential (aún con carga).

Jul-06


§ cálculo de la onda fundamental y de los vectores complejos de I0' e I0"§ evaluación de magnitud y ángulo de I0' and I0"§ detección sensitiva de fallas empezando con el 5 % de la corriente nominal

2) Area extendida (90° ≤ ∆φ ≤ 180°):

IREF> = Valor de disparo

IRest = Corriente de estabilización

IREF = │3I0’│

1) Area Básica (0° ≤ ∆φ ≤ 90°):IREF = │3I0’│ y debe ser ≥ IREF>

Característica_1): IREF / IREF> = 1(no hay corriente de estabilizaciónIRest efectiva)

Característica_2):IREF = IREF> + k·IRest

donde IRest = (│3I0’-3I0’’│-│3I0’+3I0’’│)

IRest incluye la dirección

Falla Restringida a Tierra de baja impedancia (REF) (2 de 2)

90° ≥ ∆φ ≥ 0°basic Trip-Area

180° ≥ ∆φ > 90°extended Trip-

Area

-0.1-0.2-0.3 +0.3

+0.1 +0.2

1

2

3

4

0.0

>REF

REF

II

'0

''0 3I3I

Tripping

Blocking

Char. for∆φ= 180°

Tripping Characteristic REF

Jul-06


Requerimiento:

donde:kALF_N = Factor de precisión nominal kALF = Factor de precisión actualRct = resistencia del devanado secundarioRb = “burden” resistivo nominal R’b = “burden” resistivo actualIP = max. corriente de cortocircuito simétrica primaria TP = Constante de tiempo de la red

100msT:paraI

I5RRRRkk

100msT:paraI

I4RRRRkk

PNCtPrim

P'bct

bctALF_NALF

PNCtPrim

P'bct

bctALF_NALF

>→≥++

=

≤→≥++

=

0.1Ω

0.1Ω

38.1 MVA110/11 kVuk = 10%

200/1A5P20,15VARct = 1Ω

50m , 4 mm2

80m , 2.5 mm2

110 kVEjemplo: (TP ≤ 100ms)

2000/1A10P10, 10VARct = 2Ω

11 kV

7UT6

Wind.1

Wind.2

Explanation:5P20: à kALF_N = 20

Requerimientos de TCs (1 de 3)

Jul-06


200A110kV3

38100kVAU3

SInON1

N1 ≈

⋅=

⋅=

2200A100%10%

200A1.1100%uInOcI

k

1P_1 =⋅

⋅=⋅

⋅=

15Ω1A

15VAISR 22NCtS

bb ===

1.22Ω0.1Ω2.5mm

mΩmm0.0175160m

Rqρl2R 2

2

Relay'b =+

⋅=+

⋅⋅=

1441.22Ω1Ω15Ω1Ω20k ALF =

++

=

Lado 2 (BT):

2000A11kV3

38100kVAU3

SInON2

N2 ≈

⋅=

⋅=

22000A100%10%2000A1.1100%

uInOcI

k

2P_2 =⋅

⋅=⋅

⋅=

10Ω1A

10VAISR 22NCtS

bb ===

47.20.54Ω2Ω10Ω2Ω10k ALF =

++

=

Lado 1 (AT):

0.54Ω0.1Ω4mm

mΩmm0.0175100m

Rqρl2R 2

2

Relay'b ≈+

⋅=+

⋅⋅=

Máxima corriente circulante: Máxima corriente circulante:

OK!44200A

2200A4I

I4144kNCTprim

PALF →==≥= OK!44

2000A22000A4

II447.2k

NCTprim

PALF →==≥=

donde: c = factor de máxima sobretensiónposible

donde: c = factor de máxima sobre tensiónposible

Corriente nominal del transformador: Corriente nominal del Transformador:


Jul-06



5P20, 200/1A, 15VA, Rct = 1Ω, R’b = 1.22Ω, 11·I/INCT ; TP = 100ms

10P10, 2000/1A, 10VA, Rct = 2Ω, R’b = 0.54Ω, 11·I/INCT ; TP = 100ms

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