7.6 Support Libraries
7.6.5 Automatic differentiation
Al igual que en los casos anteriores se planteó un cortocircuito monofásico limpio en la barra 1, la más cargada de la red, en el instante 2,5s de duración 0.1s. La figura 3.33 y 3.34 muestra los resultados de la corrida en velocidad y frecuencia respectivamente, donde se pueden apreciar las oscilaciones en el momento de la ocurrencia de la falla.
65
Figura 3.34. Frecuencia con las cuatro MAN trabajando.
Después de un cierto tiempo aproximadamente unos 36s se logra estabilizar la red, no siendo un tiempo demasiado largo.
3.4 Consideraciones finales del capítulo
En este capítulo se realizó la simulación de una serie de eventos que afectan el Sistema Aislado Cayo Santa María para así evidenciar como responden las máquinas ante los mismos.
Se demostró también cómo el grupo de MAN en las condiciones actuales de la red eléctrica es el que más trabajo desempeña en la búsqueda de la estabilidad por ser las únicas que regulan frecuencia y tensión a la vez.
Por último se simuló la salida de una MAN pero con la incorporación de las otras dos MAN que se encuentran en proceso de instalación viéndose una gran mejoría en las oscilaciones en las otras máquinas y favoreciendo más las condiciones de estabilidad debido a que habría másmáquinas con la posibilidad de controlar los parámetros de la red.
Se sugiere realizar pruebas similares incluyendo las automáticas y protecciones existentes. Así como valorar el efecto de la distribución de reactivo en las condiciones iniciales de las máquinas, sobre los casos analizados.
66
Los resultados de este trabajo permiten arribar a las siguientes conclusiones:
1. Los datos de la red eléctrica del SEACSM montado sobre el PSX han quedado actualizado, según la información recogida en el propio cayo y los datos que nos han ofrecido en La Empresa Eléctrica Villa Clara.
2. La Subestación Eléctrica Cayo Santa María tiene en estos momentos tres salidas disponibles de las cuales dos de ellas serán destinadas para dos baterías MAN que se instalarán en el futuro cercano y una restante está prevista para alimentar la desalinizadora y otra que se construirá pronto, por lo que representarán 2 MW en el circuito.
3. Los circuitos de salida hacia las cargas tienen amplia capacidad en sus interruptores para asumir más carga además de la que tienen instalada a no ser los del Este que si quedarán más cargados una vez que estén funcionando todas sus cámaras.
4. Existen condiciones de operación y características en las redes eléctricas del Cayo Santa María que hacen que se condicionen las respuestas de las unidades generadoras ante fallas. Fundamentalmente el conjunto de máquinas que se encuentren generando y cuál será el alimentador (carga) que salga de servicio durante la ocurrencia de un cortocircuito.
5. La instalación de las nuevas máquinas MAN favorecerán las condiciones de estabilidad del sistema eléctrico aislado sin olvidar la inestabilidad que le proporciona estar conformado por unidades generadoras de baja inercia
Se recomienda:
1. Además de la gran importancia que representa este estudio para el personal de la Empresa Eléctrica Villa Clara seguir profundizando en el tema extendiéndose incluso a años venideros en los que tengan nuevas unidades en servicio.
67
BIBLIOGRAFÍA
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68
=http%3A%2F%2Fwww.monografias.com%2Ftrabajos-pdf2%2Fsubestaciones-
electricas%2Fsubestaciones-electricas.pdf&usg=AOvVaw21bTuskdXPEyOdSo5elrdm
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69
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[22] Arenas, A.; Mediavilla, P.; García, F.; & Garcés, P. "Estabilidad en los Sistemas Eléctricos de Potencia con Generación Renovable". 2013. 28p. URL:
http://www.olade.org/realc/documento.php?doc=35343
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[26] González-Longatt, F. “Control de Q-V Potencia Reactiva Voltaje”. 2004. 52p.
[27] Vargas, L.E. “Regulador de TENSIÓN en Generadores Síncronos para Control volt/VAR en Sistemas de Distribución”. Escuela de Ingeniería Eléctrica. Universidad de Costa Rica. 2013. 66p.
[28] Rodríguez, A. “Influencia de la Generación Distribuida en la estabilidad del Sistema Eléctrico de Potencia de la Isla de la Juventud”· Trabajo final de carrera. Facultad de Ingeniería Eléctrica. UCLV: 113p. 2017.
70
ANEXOS
Anexo II.1. Monolineales de los circuitos de Cayo Santa María
II.1 Circuitos Dunas Madrugilla
CIRCUITO 1 NORTE DUNAS
Q14 CELDA 21 V1090 EMPALME PTR PTR CC2 Centro Conmutación DUNAS HOTEL SOL HOTEL MELÍA SPA CANCHA DE TENIS CASETA DE EMPALME # 1 CASA CRIOLLA PUEBLO DUNAS y GAVIOTA TOURS 1 MVA 2 x1 MVA 0,63 MVA 0,1 MVA 3 x0,05 MVA 0,2 MVA B1
Figura II.1.1. Diagrama simplificado circuito 1 Dunas Madrugilla.
CIRCUITO 2 NORTE DUNAS
Q15 CELDA 2 V1080 B2 HOTEL DUNAS 3 y 4 REBOMBEO LAS DUNAS 2 x1 MVA 3 x0,025 MVA RANCHÓN PLAYA 1 MVA BLOQUE ENERGÉTICO 4 CC2 Centro Conmutación DUNAS MELÍA BUENAVISTA 0,5 MVA CASETA DE EMPALME # 2 0,8 MVA
71
72
ANEXO II.2. ESQUEMA SIMPLIFICADO DE LA SUBESTACIÓN
PARA EL 2019
73
Anexo III.1. Cartas de ajuste de las protecciones
III.1.1.Carta de Ajuste de la Descarga Automática por Frecuencia (DAF).Subestación Cayo Santa María.
74 III.2.1. Generadores MAN
DIFERENCIAL DE FAE (87)
PROTECCIÓN DE CORRIENTE DESBALANCEADA DE ESTATOR (46)
El generador debe ser capaz de soportar sin daño una corriente continua de desbalance que corresponda con una I2 entre 5 y 10% de la corriente nominal, sin que se excedan
los kVA y que la corriente máxima por una de las fases sea superior al 5% de la nominal. Tiene dos pasos uno de alarma y otro de disparo.
POTENCIA INVERSA (32).
Tiene dos pasos uno de alarma (2%Sn con 5 s) y otro de disparo (1%Sn con 10 s)
SOBRE-EXCITACIÓN (24).
Siempre que la razón V/H en los terminales exceda 1,05 pu (en base al generador). Alarma 1,05 pu (V/f), 1,025 (Vn) 10 s y un disparo a 1,08 pu (en base al generador). Alarma 1,05 pu (V/f), 1,025 (Vn) 5 s.
BAJO TENSIÓN (27).
El regulador de volteje debe mantener el mismo dentro de los límites especificados en los sistemas aislados, de manera que un baja tensión sostenido es señal de una condición de sobrecarga severa o pérdida de generación. 95%Vn, 5 s (Alarma), 90%, 10s (Disparo).
SOBRE TENSIÓN (59).
Puede ocurrir una sobretensión sin exceder el límite de V/Hz de la máquina. Este problema se presenta principalmente en los hidrogeneradores donde un rechazo de la carga puede provocar que la velocidad incremente y causar la sobretensión si el regulador se encuentra fuera de servicio. Bajo esta condición la sobrexcitación no es elevada pero la magnitud de tensión sostenida en exceso debe estar limitada. 1,05%, 5 s (Alarma), 1,1, 10s (Disparo).
BAJA Y SOBRE FRECUENCIA (81U/O)
Baja: Alarma: límite de tensión 50%, f=58,5Hz, t 10s, Disparo: límite de tensión 50 %; f = 57 Hz, t = 2 s.
Sobre: Alarma: límite de tensión 50%, f=61,5Hz, t 10s, Disparo: límite de tensión 50 %; f = 63 Hz, t = 2 s.
PÉRDIDA DE CAMPO.
La pérdida de campo puede ser sensada en cierta medida por el sistema de excitación propiamente, supervisando la pérdida de tensión en el campo o de corriente. Sin
75
preferido supervisar la pérdida del campo desde los terminales.
Cuando un generador pierde la potencia de excitación se convierte para el sistema como una carga inductiva de esa forma las máquinas comienzan a tomar potencia reactiva Esta pérdida de campo se puede detectar supervisando el flujo de potencia reactiva o la impedancia aparente en los terminales del generador. Cuando hay una pérdida total el generador se convierte en un generador de inducción con deslizamiento positivo y como la máquina estaba a velocidad sincrónica lo que hace es aumentar la misma trayendo una corriente excesiva circulando en el rotor por lo que ocurre un calentamiento del mismo, los cuales son elementos no diseñados para trabajar en estas condiciones.
Alarma: Desplazamiento del circulo (offset): - 0,15 pu, diámetro del circulo: 1,72 pu, t=3 s Disparo: Desplazamiento del circulo (offset): -0,15 pu, diámetro del circulo: 1,72 pu, t=5 s.
SOBRECORRIENTE CON RETENCIÓN DE TENSIÓN (51V).
SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEO DE FASE (50P).
Esta función se puede implementar si se desea, para proteger la máquina durante fallas internas donde la contribución a la corriente de falla desde otras fuentes puede tener un valor grande. Iop= 8 In, t=0,05s.
SOBRECORRIENTE DE TIERRA (51N).
Puede usarse varios tipos de curva, pero se usa la de tiempo definido. Iop= 20In, t= 2s. NOTA IMPORTANTE: LA RESISTENCIA DE NEUTRO DEL GENERADOR SE DIESÑA PARA PERMANECER EN SERVICIO SOLO DURANTE EL ARRANQUE HASTA QUE SE LOGRE LA SINCRONIZACIÓN. DESPUÉS EL GENERADORS SE ATERRAMIENTO SE HACE A TRAVÉS DE UN TRANSFORMADOR ZIGZAG CON 30
DE RESISTENCIA A NEUTRO QUE ESTÁ EN LA BARRA DE 13,8 kV DE MANERA QUE SE LIMITA LA CORRIENTE A 200 A.
76
RELÉ DE POTENCIA INVERSA
DATOS AJUSTE SALIDA
Punto de Ajuste - 5% Disparo
Tiempo de operación 5 s
Habilitar SI
RELÉ DE TEMPERATURA 1
DATOS AJUSTE VALOR DE AJUSTE SALIDA
Punto de Ajuste 105 % (110 %) 310 A (325 A) Disparo Tiempo de operación 20 s (1 s)
Habilitar SI
RELÉ DE TEMPERATURA 2
DATOS AJUSTE VALOR DE AJUSTE SALIDA
Punto de Ajuste 110 % (150 %) 325 A (443 A) Disparo Tiempo de operación 5 s (0,6 s)
Habilitar SI
RELÉ DE SOBRECORRIENTE RÁPIDA 1 (INSTANTÁNEO) DATOS AJUSTE VALOR DE AJUSTE SALIDA Punto de Ajuste 150 % 443 A Disparo Tiempo de operación 2 s (0,6 s)
Habilitar SI
RELÉ DE SOBRECORRIENTE RÁPIDA 2 (INSTANTÁNEO) DATOS AJUSTE VALOR DE AJUSTE SALIDA Punto de Ajuste 200 % 590 A Disparo Tiempo de operación 0,6 s
Habilitar SI
RELÉ DE ALTA TENSIÓN 1
DATOS AJUSTE VALOR DE AJUSTE SALIDA Punto de Ajuste 105 % 4368 V Disparo Tiempo de operación 10 s
77
DATOS AJUSTE VALOR DE AJUSTE SALIDA Punto de Ajuste 110 % 4784 V ENGINE
SHUT Tiempo de operación 3 s
Habilitar SI
RELÉ DE BAJA TENSIÓN 1.
DATOS AJUSTE VALOR DE AJUSTE SALIDA Punto de Ajuste 97 % 4035 V Disparo Tiempo de operación 10 s
Habilitar SI
RELÉ DE BAJA TENSIÓN 2.
DATOS AJUSTE VALOR DE AJUSTE SALIDA Punto de Ajuste 90 % 3028 V Disparo Tiempo de operación 10 s (5s)
Habilitar SI
RELÉ DE ALTA FRECUENCIA 1.
DATOS AJUSTE VALOR DE AJUSTE SALIDA Punto de Ajuste 110 % 63 Hz Disparo Tiempo de operación 5 s (10s)
Habilitar SI
RELÉ DE ALTA FRECUENCIA 2.
DATOS AJUSTE VALOR DE AJUSTE SALIDA Punto de Ajuste 110 % 66 Hz Disparo Tiempo de operación 5 s
Habilitar SI
RELÉ DE BAJA FRECUENCIA 1
DATOS AJUSTE VALOR DE AJUSTE SALIDA Punto de Ajuste 97 % 58 Hz Disparo
Tiempo de operación
10 s
78
Función Referencia Tiempo Habilitación Función que realiza
Sobrecarga 1 111% 100 s Conectado Desconexión + Parada Sobrecarga 2 110% 5 s Desconectado
Baja frecuencia 1 95% 12 s Activado Aviso
Baja frecuencia 2 92.5% 1 s Activado Desconexión + Parada Sobre frecuencia 1 107% 0,5 s Conectado Parada
Sobre frecuencia 2 105% 12 s Conectado Aviso Bajo tensión 1 90% 2 s Activado Aviso Bajo tensión 2 83% 1 s Activado Parada Sobre tensión 1 110% 2 s Conectado Aviso Sobre tensión 2 115% 1 s Conectado Parada
Sobrecorriente
instantánea 1 150% 2 s Conectado Parada Sobrecorriente
instantánea 2 250% 2 s Conectado Parada
Sobrecorriente 1 112% 100 s Conectado Desconexión + Parada
Sobrecorriente 2 120% 5 s Conectado Desconexión + Parada Salto de Vector 10. Desconectado
df/dt (ROCOF) 5 Hz Desconectado Disp. BG Desbalance de
tensión 20% 10 s Conectado Disp. + Parada Desbalance de
corriente 50% 5 s Conectado Disp. + Parada Falla a tierra
transformador (Ie) 60 % InTC 0,1 s Conectado
Desconexión + Parada Falla aislamiento
79
Rele utilizado P 14331GA6M0440J ALSTOM INT 630 A
Relación de Transformadores de Corriente 600/5 Relación de Transformadores de Potencial 138000/√3/100/√3
I>1 Arranque Sobrecorriente Fase (Direccional hacia adelante)
400 A/Primarios
I>1 Característica Sobrecorriente de Fase Define Time
I>1 Retardo de Tiempo 3 s
I>2 Arranque Sobrecorriente Fase (Direccional hacia adelante) 800 A/Primarios I>2 Característica Sobrecorriente de Fase Define Time
I>2 Retardo de Tiempo 1,5 s
I>3 Arranque Sobrecorriente Fase (Direccional hacia adelante)
1000 A/Primarios
I>3 Característica Sobrecorriente de Fase Define Time
I>3 Retardo de Tiempo 0,1 s
I>Angulo característico 45⁰
IN>1 Arranque Sobrecorriente de Tierra (Direccional adelante) 120 A/Primarios IN>1 Característica Sobrecorriente de Tierra Define Time
IN>1 Retardo de Tiempo 3 s
IN>2 Arranque Sobrecorriente de Tierra ( Direccional adelante)
240 A/Primarios
IN>2 Característica Sobrecorriente de Tierra Define Time
IN>2 Retardo de Tiempo 1,5 s
IN>3 Arranque Sobrecorriente de Tierra ( Direccional adelante)
300 A/Primarios
IN>3 Característica Sobrecorriente de Tierra Define Time
IN>3 Retardo de Tiempo 0,1 s
IN>Angulo característico -45⁰ I2>1 Arranque Secuencia Negativa (no Direccional)
I2>1 Característica Secuencia Negativa I2>1 Retardo de Tiempo
F<1 Arranque Protección de Frecuencia 54Hz
F<1 Retardo de Tiempo 0.1s
F>1 Arranque Protección de Frecuencia 63 Hz
F>1 Retardo de Tiempo 8 s
V<1 Arranque Protección de tensión 80 V
V<1 Retardo de Tiempo 2 s
V>1 Arranque Protección de Tensión 125 V
V>1 Retardo de Tiempo 1 s
V<>1 Modo de medición, operación y característica Fase-Fase, Trifásico, Define
80
necesario limitar la capacidad de generación de estas máquinas a 510 A máximo o sea 12,2 MVA.
81 Celda 2 y 21 Circuitos Dunas 1 y 2.
Relación de Transformadores de Corriente 300/5
Relación de Transformadores de Potencial 138000/√3/100
I>1 Arranque Sobrecorriente de Fase (no Direccional) 369 A/Primarios
I>1 Característica Sobrecorriente de Fase IEEE V Inverse
I>1 Palanca de Tiempo 0.55
I>2 Arranque Sobrecorriente de Fase (no Direccional) 744 A/Primarios
I>2 Característica Sobrecorriente de Fase Define Time
I>2 Retardo de Tiempo 0.35s
I>3 Arranque Sobrecorriente de Fase (no Direccional) 1884 A/Primarios
I>3 Característica Sobrecorriente de Fase Define Time
I>3 Retardo de Tiempo 0.05s
IN>1 Arranque Sobrecorriente de Tierra (no Direccional) 60 A/Primarios
IN>1 Característica Sobrecorriente de Tierra IEEE V Inverse
IN>1 Palanca de Tiempo 0.55
IN>2 Arranque Sobrecorriente de Tierra (no Direccional) 120 A/Primarios
IN>2 Característica Sobrecorriente de Tierra Define Time
IN>2 Retardo de Tiempo 0.35s
IN>3 Arranque Sobrecorrientede Tierra (no Direccional) 180 A/Primarios
IN>3 Característica Sobrecorriente de Tierra Define Time
IN>3 Retardo de Tiempo 0.05s
I2>1 Arranque Secuencia Negativa(no Direccional) 69 A/Primarios
I2>1 Característica Secuencia Negativa Define Time
I2>1 Retardo de Tiempo 0.5s
F<1 Arranque Protección de Frecuencia 58.2Hz
F<1 Retardo de Tiempo 0.5s
F<2 Arranque Protección de Frecuencia 58.8Hz
F<2 Retardo de Tiempo 20s
V<1 Modo de Medición Fase-Neutro
V<1 Modo de Operación Trifásico
V<1 Arranque Protección de Tensión 7176 V
V<1 Característica Bajo Tensión Define Time
82
Relación de Transformadores de Corriente 300/5
Relación de Transformadores de Potencial 138000/√3/100
I>1 Arranque Sobrecorriente de Fase (no Direccional) 168 A/Primarios
I>1 Característica Sobrecorriente de Fase IEEE V Inverse
I>1 Palanca de Tiempo 0.55
I>2 Arranque Sobrecorriente de Fase (no Direccional) 339 A/Primarios
I>2 Característica Sobrecorriente de Fase Define Time
I>2 Retardo de Tiempo 0.35s
I>3 Arranque Sobrecorriente de Fase (no Direccional) 423 A/Primarios
I>3 Característica Sobrecorriente de Fase Define Time
I>3 Retardo de Tiempo 0.05s
IN>1 Arranque Sobrecorriente de Tierra (no Direccional) 60 A/Primarios
IN>1 Característica Sobrecorriente de Tierra IEEE V Inverse
IN>1 Palanca de Tiempo 0.55
IN>2 Arranque Sobrecorriente de Tierra (no Direccional) 120 A/Primarios
IN>2 Característica Sobrecorriente de Tierra Define Time
IN>2 Retardo de Tiempo 0.35s
IN>3 Arranque Sobrecorriente de Tierra (no Direccional) 360 A/Primarios
IN>3 Característica Sobrecorriente de Tierra Define Time
IN>3 Retardo de Tiempo 0.05s
I2>1 Arranque Secuencia Negativa(no Direccional) 69 A/Primarios
I2>1 Característica Secuencia Negativa Define Time
I2>1 Retardo de Tiempo 0.5s
F<1 Arranque Protección de Frecuencia 58.2Hz
F<1 Retardo de Tiempo 0.5s
F<2 Arranque Protección de Frecuencia 58.8Hz
F<2 Retardo de Tiempo 20s
V<1 Modo de Medición Fase-Neutro
V<1 Modo de Operación Trifásico
V<1 Arranque Protección de Tensión 7176 V
V<1 Característica Baja Tensión Define Time
83
Relación de Transformadores de Corriente 300/5 Relación de Transformadores de Potencial 138000/√3/100 I>1 Arranque Sobrecorriente de Fase (no Direccional) 153 A/Primarios I>1 Característica Sobrecorriente de Fase IEEE V Inverse
I>1 Palanca de Tiempo 0.55
I>2 Arranque Sobrecorriente de Fase (no Direccional) 348 A/Primarios I>2 Característica Sobrecorriente de Fase Define Time
I>2 Retardo de Tiempo 0.35s
I>3 Arranque Sobrecorriente de Fase (no Direccional) 459 A/Primarios I>3 Característica Sobrecorriente de Fase Define Time
I>3 Retardo de Tiempo 0.05s
IN>1 Arranque Sobrecorriente de Tierra (no Direccional) 60 A/Primarios IN>1 Característica Sobrecorriente de Tierra IEEE V Inverse
IN>1 Palanca de Tiempo 0.55
IN>2 Arranque Sobrecorriente de Tierra (no Direccional) 120 A/Primarios IN>2 Característica Sobrecorriente de Tierra Define Time
IN>2 Retardo de Tiempo 0.35s
IN>3 Arranque Sobrecorriente de Tierra (no Direccional) 240 A/Primarios IN>3 Característica Sobrecorriente de Tierra Define Time
IN>3 Retardo de Tiempo 0.05s
I2>1 Arranque Secuencia Negativa(no Direccional) 69 A/Primarios I2>1 Característica Secuencia Negativa Define Time
I2>1 Retardo de Tiempo 0.5s
F<1 Arranque Protección de Frecuencia 58.2Hz
F<1 Retardo de Tiempo 0.5s
F<2 Arranque Protección de Frecuencia 58.8Hz
F<2 Retardo de Tiempo 20s
V<1 Modo de Medición Fase-Neutro
V<1 Modo de Operación Trifásico
V<1 Arranque Protección de Tensión 7176 V V<1 Característica Baja Tensión Define Time
84
Relación de Transformadores de Corriente 600/5 Relación de Transformadores de Potencial 138000/√3/100 I>1 Arranque Sobrecorriente de Fase (no Direccional) 408 A/Primarios I>1 Característica Sobrecorriente de Fase IEEE V Inverse
I>1 Palanca de Tiempo 0.55
I>2 Arranque Sobrecorriente de Fase (no Direccional) 816 A/Primarios I>2 Característica Sobrecorriente de Fase Define Time
I>2 Retardo de Tiempo 0.35s
I>3 Arranque Sobrecorriente de Fase (no Direccional) 1020 A/Primarios I>3 Característica Sobrecorriente de Fase Define Time
I>3 Retardo de Tiempo 0.05s
IN>1 Arranque Sobrecorriente de Tierra (no Direccional) 120 A/Primarios IN>1 Característica Sobrecorriente de Tierra IEEE V Inverse
IN>1 Palanca de Tiempo 0.55
IN>2 Arranque Sobrecorriente de Tierra (no Direccional) 240 A/Primarios IN>2 Característica Sobrecorriente de Tierra Define Time
IN>2 Retardo de Tiempo 0.35s
IN>3 Arranque Sobrecorriente de Tierra (no Direccional) 360 A/Primarios IN>3 Característica Sobrecorriente de Tierra Define Time
IN>3 Retardo de Tiempo 0.05s
I2>1 Arranque Secuencia Negativa(no Direccional) 156 A/Primarios I2>1 Característica Secuencia Negativa Define Time