Serie 615 de Relion Protección diferencial de línea y control … · 2018-05-10 · 1....

Serie 615 de Relion®

Protección diferencial de línea y controlRED615Guía del producto

Contenido

1. Descripción.................................................................... 3

2. Configuraciones estándar...............................................3

3. Funciones de protección.............................................. 12

4. Aplicación.....................................................................12

5. Soluciones ABB soportadas.........................................14

6. Control......................................................................... 16

7. Medidas....................................................................... 17

8. Calidad de potencia..................................................... 17

9. Ubicación de la falta..................................................... 17

10. Registrador de perturbaciones.................................... 17

11. Registro de eventos.................................................... 17

12. Datos registrados........................................................18

13. Monitorización cond. .................................................. 18

14. Supervisión del circuito de disparo.............................. 18

15. Autosupervisión...........................................................18

16. Monitoreo del circuito de corriente.............................. 18

17. Comunicación y monitoreo de protección................... 18

18. Control de acceso.......................................................20

19. Entradas y salidas....................................................... 20

20. Comunicación con la estación.....................................20

21. Datos técnicos............................................................ 26

22. HMI local.....................................................................60

23. Métodos de montaje................................................... 61

24. Caja y unidad enchufable del relé................................ 61

25. Datos de selección y pedidos......................................61

26. Accesorios y datos para pedidos................................ 62

27. Herramientas...............................................................62

28. Ciberseguridad............................................................64

29. Esquemas de conexionado......................................... 64

30. Certificados.................................................................68

31. Referencias................................................................. 68

32. Códigos y símbolos de funciones................................ 69

33. Historial de revisión de documentos............................ 73

Descargo de responsabilidad

La información contenida en este documento está sujeta a cambios sin previo aviso y no debe interpretarse como un compromiso de ABB. ABB no asume ninguna

responsabilidad derivada de los errores que puedan aparecer en este documento.

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Marcas registradas

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Protección diferencial de línea y control 1MRS756910 CRED615 Versión del producto: 5.0 FP1

2 ABB

1. DescripciónEl RED615 es un relé de protección diferencial de fasessegregadas y control para líneas con dos extremos, diseñadopara sistemas de potencia industriales y de servicios públicos,incluidas las redes de distribución en anillo, radiales o de mallacon o sin generación eléctrica distribuida. El RED615 tambiénestá diseñado para la protección de aplicaciones diferencialesde línea con un transformador en la zona de protección. Losrelés RED615 comunican entre subestaciones a través de unenlace de fibra óptica o una conexión galvánica de hilo piloto. ElRED615 forma parte de la familia de productos de control y

protección Relion® de ABB y de su serie de control y protección615. Los relés de la serie 615 se caracterizan por su diseñocompacto y de unidad extraíble. Rediseñada desde cero, lanueva serie 615 ha sido diseñada para desarrollar todo elpotencial de la norma IEC 61850 sobre comunicación einteroperabilidad de dispositivos de automatización desubestaciones.

El relé ofrece una protección principal tipo unidad para líneasaéreas y cables en redes de distribución. El relé tambiénpresenta funciones de protección basadas en la intensidadcomo respaldo remoto para los relés de protección aguasabajo y como respaldo local para la protección principaldiferencial de línea. Además, las configuraciones estándar B yC también incluyen protección de falta a tierra. Lasconfiguraciones estándar D y E incluyen las funciones deprotección de tensión y sobreintensidad direccional.

El relé está adaptado para la protección de alimentadores delíneas eléctricas y cables en redes neutras aisladas,conectadas a tierra de resistencia, compensadas (conectadasa tierra de impedancia) y conectadas firmemente a tierra. Una

vez que el relé recibe los ajustes específicos de la aplicación, esposible ponerlo directamente en servicio.

Los relés de la serie 615 admiten una amplia gama deprotocolos de comunicación que incluyen IEC 61850 consoporte de Edición 2, el bus de procesos según IEC 61850-9-2

LE, IEC 60870-5-103, Modbus® y DNP3. protocolo decomunicación Profibus DPV1es compatible con el convertidordel protocoloSPA-ZC 302.

2. Configuraciones estándarEl RED615 está disponible con cinco configuraciones estándaralternativas La configuración de las señales estándar puedemodificarse por medio de la matriz de señales ó la función de laaplicación gráfica del IEDGestor de Protección yControlPCM600. Además, la función de configuración de laaplicación de PCM600 admite la creación de funciones lógicasmulti-capa usando diversos elementos lógicos, comotemporizadores y biestables. Combinando bloques defunciones de protección y funciones lógicas, la configuraciónde la aplicación del relé puede adaptarse a los requisitosespecíficos del usuario.

El relé se suministra de la fábrica con conexiones por defectoque se describen en los esquemas funcionales para lasentradas y salidas binarias, las conexiones de función a funcióny los LEDs de alarma. Algunas de las funciones soportadas enel RED615 se deben añadir con la Herramienta deConfiguración de la Aplicación que esta disponible en laherramienta de matriz de señales y en el relé. La dirección demedida positiva de las funciones de protección direccional estáhacia la línea de salida.

Protección diferencial de línea y control 1MRS756910 CRED615 Versión del producto: 5.0 FP1 Fecha de emisión: 2016-03-21

Revisión: C

ABB 3

RED615 ENEL EXTREMO

REMOTO

SOTFSOTF

COMUNICACIÓN

Protocolos: IEC 61850-8-1 Modbus®

IEC 60870-5-103 DNP3Interfaces: Ethernet: Tx (RJ45), FX (LC) Serie: Serie fibra de vidrio (ST), RS-485, RS-232Protocolos redundantes: HSR PRP RSTP

MONITORIZACIÓN DEL ESTADO Y SUPERVISIÓN

TAMBIÉN DISPONIBLE

- Función de Transferencia de Señales Digitales (BST)- Registrador de perturbaciones y faltas- Registro de eventos y datos registrados- Botón pulsador local/remoto en LHMI- Autosupervisión- Sincronización de tiempo: IEEE 1588 v2,

SNTP, IRIG-B- Gestión de usuarios- HMI web

ORAND

RELÉ DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL Y CONTROL

PROTECCIÓN HMI LOCAL

CONFIGURACIÓN ESTÁNDAR

RL

ClearESCI

O

Configuration ASystemHMITimeAuthorization

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

Con soporte de transformador de potencia en la zona.RED615

CONTROL AND INDICACIÓN 1) MEDIDA

Tipos de interfaces analógicas 1)

Transformador de intensidad

Transformador de tensión1) Entradas de transformador convencionales

Objeto Ctrl 2) Ind 3)

CB

DC

es1) Comprobar la disponibilidad de las entradas/

salidas binarias en la documentación técnica.

2) Función de la indicación y control del objeto primario

3) Función de indicación del estado del objeto primario

1 -

2 3

1 2

- I, Io- Supervisión del límite de valor- Registro de perfil de cargas- Componentes simétricos

4

-

A

OBSERVACIONES

OR

Io/Uo

3×

I∑

PCSPCS

OPTSOPTM

2×TCSTCM

2×I2>46

3I>>>50P/51P

2×Disparo maestroRelé de bloqueo

94/86

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

3I>51P-1

2×3I>>

51P-23dI>L87L

MCS 3IMCS 3I

BSTBST

PHIZHIZ

18×MAPMAP

3I

IoI∑

3I

Suma de intensidades de fase

Función opcional

Numero de instancias

Función alternativa a definir en el pedido

Valor calculado

GUID-78F52211-9D37-4A2F-9527-CD61BDEA68A2 V2 ES

Figura 1. Resumen de funcionalidad para la configuración estándar A


4 ABB

SOTFSOTF

COMUNICACIÓN



MONITORIZACIÓN DEL ESTADOY SUPERVISIÓN

TAMBIÉN DISPONIBLE

- Función de Transferencia de Señales Digitales (BST)- Registrador de perturbaciones y faltas- Registro de eventos y datos registrados- Botón pulsador local/remoto en LHMI- Autosupervisión- Sincronización de tiempo: IEEE 1588 v2, SNTP, IRIG-B- Gestión de usuarios- HMI web

ORAND



RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

Con soporte de transformador de potencia en la zona.RED615 B

3I>/Io>BF51BF/51NBF






CB

DC





1 -

2 3

1 2

- I, Io, Uo- Supervisión del límite de valor- Registro de perfil de cargas- Componentes simétricos

4

1

O→I79

OBSERVACIONES

OR

Io/Uo

3×

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

2×

94/86

Disparo maestroRelé de bloqueo

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

Io>IEF→67NIEF

3×Uo>59G

Io>>51N-2

3I>51P-1

3I2f>68

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

OR

2×3I>>

51P-2CBCMCBCM

OPTSOPTM

2×TCSTCM

MCS 3IMCS 3I

PCSPCS

BSTBST

3dI>L87L

Io>HA51NHA

OR

PHIZHIZ

18×MAPMAP

3Ith>T/G/C49T/G/C

3I

Uo

Uo

Io

Io

Io

3I


Función opcional



Valor calculado

RED615 ENEL EXTREMO

REMOTO

GUID-6AB801FF-A43F-40D6-8D70-D27EF2F402B0 V2 ES

Figura 2. Resumen de funcionalidad para la configuración estándar B


ABB 5

TAMBIÉN DISPONIBLE


ORAND



OBSERVACIONES

OR

Io/Uo

3×

RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

Con soporte de transformador de potencia en la zona.RED615 C






CB

DC





1 -

2 3

1 2

- I, Io- Supervisión del límite de valor- Registro de perfil de cargas- Componentes simétricos

4

-

O→I79

2×

94/86


Io>>51N-2

BSTBST

Io>HA51NHA

3I>/Io>BF51BF/51NBF

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3I>51P-1

3I2f>68

2×3I>>

51P-23dI>L87L

SOTFSOTF

18×MAPMAP

COMUNICACIÓN




OPTSOPTM

2×TCSTCM

MCS 3IMCS 3I

PCSPCS

CBCMCBCM

PHIZHIZ

Io>>>50N/51N

2×Io>

51N-1

3Ith>T/G/C49T/G/C

3I

Io

Io

Io

3I


Función opcional



Valor calculado

RED615 ENEL EXTREMO

REMOTO

GUID-C4999021-E1FE-4D55-AB91-FC7C6963501B V2 ES

Figura 3. Resumen de funcionalidad para la configuración estándar C


6 ABB

COMUNICACIÓN

Protocolos: IEC 61850-8-1/-9-2LE Modbus®



TAMBIÉN DISPONIBLE


ORAND



RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

Con soporte de transformador de potencia en la zona.RED615 D

3I>/Io>BF51BF/51NBF

OPTSOPTM

2×TCSTCM

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

2×

94/86


MCS 3IMCS 3I

PCSPCS

BSTBST

CBCMCBCM

2×3I>→67-1

3I2f>68

3I>>→67-2

3dI>L87L

CONTROL AND INDICACIÓN 1)


CB

DC





1 -

2 3

1 2

OBSERVACIONES

OR

Io/Uo

3×

MEDIDA

- I, U, Io, Uo, P, Q, E, pf, f- Supervisión del límite de valor- Registro de perfil de cargas- Medida RTD/mA (opcional)- Componentes simétricos



Transformador de tensión1) Entradas de transformador convencionales2) Uno de las cinco entradas está reservada

para futuras aplicaciones

2)

4

5

O→I79

FUSEF60

PQM3IPQM3I

PQM3UPQM3V

PQMUPQMV

SYNC25

U12

U12

3Ith>T/G/C49T/G/C

f>/f<,df/dt81

3×Uo>59G

3I

Uo

Uo

Io

UL1

UL2

UL3

UL1UL2UL3

18×MAPMAP

FLOC21FL

2xRTD1xmA SOTF

SOTF

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

Io>IEF→67NIEF

Io>>51N-2

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

OR

Io>HA51NHA

OR

PHIZHIZ

3I

Io

Io

3×3U<27

U2>47O-

U1<47U+

3×3U>59

UL1

UL2

UL3

3I

4×PQUUBPQVUB


Función opcional



Valor calculado

RED615 ENEL EXTREMO

REMOTO

GUID-F76822E6-DDB6-44F2-8704-5A5B3035BAFD V2 ES

Figura 4. Resumen de funcionalidad para la configuración estándar D


ABB 7

COMUNICACIÓN

Protocolos: IEC 61850-8-1 IEC 61850-9-2LE Modbus®



TAMBIÉN DISPONIBLE


ORAND



CONTROL AND INDICACIÓN 1)


CB

DC





1 -

2 3

1 2

OBSERVACIONES

OR

Io/Uo

3×

RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

Con soporte de transformador de potencia en la zona.RED615

MEDIDA


Sensor de intensidad

Sensor de tensión

1) Entradas de sensores combinados con entrada convencional Io

Transformador de intensidad 1

3

3

- I, U, Io, Uo, P, Q, E, pf, f- Supervisión del límite de valor- Registro de perfil de cargas- Componentes simétricos

E

3I>/Io>BF51BF/51NBF

OPTSOPTM

2×TCSTCM

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

2×

94/86


2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

Io>IEF→67NIEF

Io>>51N-2

MCS 3IMCS 3I

PCSPCS

BSTBST

CBCMCBCM

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

OR

Io>HA51NHA

OR

2×3I>→67-1

3I2f>68

3I>>→67-2

3dI>L87L

PQM3IPQM3I

PQM3UPQM3V

PQMUPQMV

O→I79

FUSEF60

18×MAPMAP

FLOC21FL

SOTFSOTF

SYNC25

UL1

UL2

UL3

3Ith>T/G/C49T/G/C

IEC 61850-9-2LE

UL1

UL1UL2UL3

U1<47U+

3I

Io

Io

3I

3I

3×3U<27

U2>47O-

3×3U>59

3×Uo>59G

Uo

f>/f<,df/dt81

PQUUBPQVUB

4×

Io


Función opcional



Valor calculado

RED615 ENEL EXTREMO

REMOTO

GUID-D0C7BD80-3FC0-448D-ACD4-D6123319339C V2 ES

Figura 5. Resumen de funcionalidad para la configuración estándar E


8 ABB

Tabla 1. Configuraciones estándar

Descripción Conf. estánd.

Protección diferencial de línea A

Protección diferencial de línea con protección de falta a tierra direccional, y supervisión del estado del interruptor. B

Protección diferencial de línea con protección de falta a tierra no direccional, y supervisión del estado del interruptor. C

Protección diferencial de línea con protección de sobreintensidad y falta a tierra direccional, funciones de protección y medidabasadas en tensión y frecuencia, comprobación de sincronismo, y monitorización del estado del interruptor (calidad depotencia, (RTD y localizador de faltas opcionales)

D

Protección diferencial de línea con protección de sobreintensidad y falta a tierra direccional, funciones de protección y medidabasadas en tensión y frecuencia, y monitorización del estado del interruptor (entradas de sensores, calidad de potencia,localizador de faltas, comprobación de sincronismo con IEC 61850-9-2 LEopcionales)

E


ABB 9

Tabla 2. Funciones admitidas

Función IEC 61850 A B C D E

ProtecciónProtección de sobreintensidad trifásica no direccional, etapa baja PHLPTOC 1 1 1 Protección de sobreintensidad trifásica no direccional, etapa alta PHHPTOC 2 2 2 Protección de sobreintensidad trifásica no direccional, etapainstantánea

PHIPTOC 1 1 1 1 1

Protección de sobreintensidad trifásica direccional, etapa baja DPHLPDOC 2 2Protección de sobreintensidad trifásica direccional, etapa alta DPHHPDOC 1 1Protección de falta a tierra no direccional, etapa baja EFLPTOC 2 Protección de falta a tierra no direccional, etapa alta EFHPTOC 1 Protección de falta a tierra no direccional, etapa instantánea EFIPTOC 1 Protección de falta a tierra direccional, etapa baja DEFLPDEF 2 1) 2 2 2)

Protección de falta a tierra direccional, etapa alta DEFHPDEF 1 1) 1 1 2)

Protección de falta a tierra basada en la admitancia 3) EFPADM (3) 1)3) (3) 3) (3) 2)3)

Protección de falta a tierra basada en la vatimétrica 3) WPWDE (3) 1)3) (3) 3) (3) 2)3)

Protección a tierra transitoria/intermitente INTRPTEF 1 1)4) 1 4) 1 2)4)

Protección de falta a tierra basada en armónicos 3) HAEFPTOC (1) 3)4) (1) 3)4) (1) 3)4) (1) 3)4)

Protección de falta a tierra no direccional (todo-terreno),empleando la "Io" calculada

EFHPTOC 1 1 1

Protección de sobreintensidad de secuencia negativa NSPTOC 2 2 2 2 2Protección de discontinuidad de fase PDNSPTOC 1 1 1 1Protección de sobretensión residual ROVPTOV 3 1) 3 3 2)

Protección de subtensión trifásica PHPTUV 3 3Protección de sobretensión trifásica PHPTOV 3 3Protección de subtensión de secuencia positiva PSPTUV 1 1Protección de sobretensión de secuencia negativa NSPTOV 1 1Protección de frecuencia FRPFRQ 4 4Protección térmica trifásica para líneas, cables y transformadoresde distribución

T1PTTR 1 1 1 1

Protección de sobrecarga térmica trifásica, dos constantestemporales

T2PTTR 1 1 1 1

Transferencia de señal binaria BSTGGIO 1 1 1 1 1Protección contra el fallo del interruptor CCBRBRF 1 5) 1 1 1 1

Detector de energización trifásico INRPHAR 1 1 1 1 1Cierre sobre falta CBPSOF 1 1 1 1 1Disparo maestro TRPPTRC 2 2 2 2 2Protección multipropósito MAPGAPC 18 18 18 18 18Localizador de faltas SCEFRFLO (1) (1)Protección diferencial de línea con transformador en la zona LNPLDF 1 1 1 1 1Detector de faltas de alta impedancia PHIZ 1 1 1 1 Calidad de potenciaDistorsión de demanda total de la intensidad CMHAI (1) 6) (1) 6)

Distorsión armónica total de tensión VMHAI (1) 6) (1) 6)

Variación de tensión PHQVVR (1) 6) (1) 6)

Desequilibrio de tensión VSQVUB (1) 6) (1) 6)

ControlControl del interruptor CBXCBR 1 1 1 1 1Control del seccionador DCXSWI 2 2 2 2 2Control del seccionador de tierra ESXSWI 1 1 1 1 1Indicación de posición del seccionador DCSXSWI 3 3 3 3 3Indicación del seccionador de tierra ESSXSWI 2 2 2 2 2Reenganche automático DARREC (1) (1) (1) (1)Comprobación de sincronismo y energización SECRSYN 1 (1) 7)

Monitorización del estado y supervisiónMonitorización del estado del interruptor SSCBR 1 1 1 1Supervisión del circuito de disparo TCSSCBR 2 2 2 2 2


10 ABB

Tabla 2. Funciones admitidas, continuaciónFunción IEC 61850 A B C D E

Supervisión del circuito de intensidad CCSPVC 1 1 1 1 1Supervisión de fallo de fusible SEQSPVC 1 1Supervisión de la comunicación de la protección PCSITPC 1 1 1 1 1Contador de funcionamiento para maquinas y dispositivos MDSOPT 1 1 1 1 1MedidaOsciloperturbógrafo RDRE 1 1 1 1 1Registro de perfil de cargas LDPRLRC 1 1 1 1 1Registro de faltas FLTRFRC 1 1 1 1 1Medida de intensidad trifásica CMMXU 1 1 1 1 1Medida de secuencia de intensidad CSMSQI 1 1 1 1 1Medida de intensidad residual RESCMMXU 1 1 1 1Medida de tensión trifásica VMMXU 2 1

(1) 7)

Medida de tensión residual RESVMMXU 1 1 Medida de secuencia de tensión VSMSQI 1 1Medida de energía y potencia trifásica PEMMXU 1 1Medida RTD/mA XRGGIO130 (1) Medida de frecuencia FMMXU 1 1

Enviar valor muestreado IEC 61850-9-2 LE 7)8) SMVSENDER (1) (1)

Recibir valor muestreado IEC 61850-9-2 LE (tensión compartida)7)8)

SMVRCV (1) (1)

OtrosTemporizador de pulsos mínimos (2 pcs) TPGAPC 4 4 4 4 4Temporizador de pulsos mínimos (2 pcs, resolución de segundos) TPSGAPC 1 1 1 1 1Temporizador de pulsos mínimos (2 pcs, resolución de minutos) TPMGAPC 1 1 1 1 1Temporizador de pulsos (8 pcs) PTGAPC 2 2 2 2 2Tiempo de retardo apagado (8 pcs) TOFGAPC 4 4 4 4 4Tiempo de retardo encendido (8 pcs) TONGAPC 4 4 4 4 4Establecer resetear (8 pcs) SRGAPC 4 4 4 4 4Mover (8 pcs) MVGAPC 2 2 2 2 2Punto de control genérico (16 pcs) SPCGAPC 2 2 2 2 2Escala de valores analógicos (4 pcs) SCA4GAPC 4 4 4 4 4Mover valor entero (4 pcs) MVI4GAPC 1 1 1 1 11, 2, ... = Número de instancias incluidas Las instancias de una protección representan el número de bloques de función de protección idénticos disponibles en laconfiguración estándar.() = opcional

1) Siempre se usa el valor "Uo medida"2) Siempre se usa el valor "Uo calculado"3) Puede solicitarse como opción uno de los siguientes: E/F basada en la admitancia, E/F basada en la vatimétrica ó E/F basada en armónicos.4) Siempre se usa el valor "Io medida"5) Siempre se usa el valor "Io calculado"6) La opción de calidad de energía incluye distorsión de la demanda total de intensidad, Distorsión armónica total de tensión, variación de tensión, y desequilibrio de tensión.7) Disponible sólo con IEC 61850-9-28) Disponible sólo con COM0031...0037


ABB 11

3. Funciones de protecciónEl relé ofrece protección diferencial de fases segregadas paralíneas de 2 extremos, protección de sobreintensidad de fase,protección de sobreintensidad de secuencia negativa yprotección de fallo de interruptor. Dependiendo de laconfiguración estándar escogida, la funcionalidad básicapuede ampliarse mediante protección de sobrecarga térmica,protección de sobreintensidad direccional o no direccional,protección de falta a tierra direccional o no-direccional,protección de falta a tierra sensible, protección dediscontinuidad de fase, protección de falta a tierra transitoria/intermitente, protección de sobretensión residual, protecciónbasada en tensiones de fase y frecuencia, y funcionesautomáticas de reenganche multi-disparo de tres polos paralíneas aéreas. Para las configuraciones estándar B, D, y Eofrecen la opción de protección de falta a tierra basada en laadmitancia, en armónicos o en la vatimétrica que puedenutilizarse de forma adicional a la protección de falta a tierradireccional.

La función de protección diferencial de línea incluye una etapabaja estabilizada y una etapa alta instantánea. La etapa bajaestabilizada proporciona protección diferencial sensible y semantiene estable, por ejemplo, durante las condiciones desaturación de transformadores de intensidad. La operación deetapa-baja se puede restringir mediante la detección delsegundo armónico si un transformador de potencia fuera de lazona se energiza. La etapa alta instantánea ofrece unaprotección diferencial menos sensible, pero permite unaoperación rápida durante intensidades superiores de falta. Sihay un transformador en la zona en la zona de protección, elgrupo vector se compensará automáticamente basándose enlos tipos de devanado y los valores de ajuste de números delreloj.

La característica del tiempo de operación para la etapa bajapuede ajustarse por tiempo definido o inverso. La función deinterdisparo directo asegura que ambos extremos se disparensiempre independientemente de la contribución de laintensidad de la falta.

4. AplicaciónEl RED615 puede utilizarse en diversas aplicaciones querequieran un sistema de protección tipo unidad completamenteselectivo. La zona de protección de un sistema de proteccióndiferencial de línea es la sección de línea definida por laubicación de los transformadores de corriente en lasubestación local y remota. El RED615 también se puedeutilizar para la protección diferencial de línea si hay untransformador en la zona en la sección de línea protegida.

La combinación de la comunicación horizontal GOOSE sobreun bus de estación y la transferencia de señales binarias sobreel enlace de comunicación de protección ofrece nuevas

posibilidades de aplicación más allá de la protección diferencialde línea tradicional. Una interesante aplicación basada en latransferencia de señales entre subestaciones, es la protecciónde pérdida de red (LOM) en redes de generación distribuida. Elfuncionamiento de la combinación de la transferencia deseñales binarias y el funcionamiento de comunicación GOOSEhorizontal en cuanto a velocidad, selección y fiabilidad es difícilde comparar con una protección de pérdida de redconvencional.

El RED615 es el relé idóneo para la protección dealimentadores en configuraciones de red que contengancircuitos cerrados. Bajo condiciones de funcionamientonormal, el circuito del alimentador permanece cerrado. El fin delcircuito cerrado es asegurar la disponibilidad de potencia paralos usuarios finales. Debido a la configuración de circuitocerrado, cualquier punto de falla en el sistema será alimentadocon corriente de falla desde dos direcciones. Utilizandoprotección de sobreintensidad simple, tanto direccional comono direccional, es difícil obtener una protección contracortocircuitos rápida y selectiva. Con los relés de proteccióndiferencial de línea RED615, el segmento problemático de lared puede aislarse de forma selectiva, asegurando así ladistribución de potencia a los segmentos sin problemas de lared.

La configuración estándar E incluye una entrada de intensidadresidual convencional (Io) y tres entradas de sensorescombinados para intensidades de fase y tensiones de fase. Laconexión de los tres sensores combinados se realiza conconectores de tipo RJ-45.

Los sensores ofrecen ciertas ventajas comparado con lostransformadores de medida de intensidad y tensiónconvencionales. Por ejemplo, los sensores de intensidad nosaturan a intensidades elevadas, consumen menos energía ypesan menos. En los sensores de tensión se elimina el riesgode ferro-resonancia. Las entradas de sensor también permitenel empleo del relé en aparamenta de tensión media compactacon espacio limitado para transformadores de medidaconvencionales, como UniGear Digital, SafeRing y SafePlus deABB, requiriéndose así el uso de tecnología de sensores.Además, los adaptadores permiten también el uso de sensorescon conectores dobles BNC.

Bajo determinadas circunstancias operativas, como elmantenimiento de equipos primarios o proyectos de ampliaciónde subestaciones, existirá una necesidad de interconexión desegmentos de red, generalmente separados. Para evitar re-parametrizaciones importantes de los dispositivos deprotección de la red cuando la topología de ésta cambia, losrelés de protección diferencial de línea pueden utilizarse paraobtener una protección de alimentador absolutamenteselectiva en redes en anillo.


12 ABB

3I

RED615Conf. estánd.

ANSI IEC

46

50P/51P

51BF/51NBF

51P-1/51P-2

87L

BST

MCS 3I

I2>

3I>>>

3I>/Io>BF

3I>/3I>>

3ΔI>

BST

MCS 3I

A

3IRL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A


ANSI IEC

46

50P/51P

51BF/51NBF

51P-1/51P-2

87L

BST

MCS 3I

I2>

3I>>>

3I>/Io>BF

3I>/3I>>

3ΔI>

BST

MCS 3I

A

I∑

Comunicaciónde protección

I∑

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

GUID-28763BDA-8E54-4716-9CDD-F2A208E79E25 V1 ES

Figura 6. La protección diferencial de línea para una interconexión entre dos subestaciones primarias de distribución utilizando laconfiguración estándar A

La figura 6 muestra la protección diferencial de línea para unainterconexión entre dos subestaciones primarias dedistribución utilizando la configuración estándar A. Además, se

ofrece una protección para un transformador de potencia en lazona, cuando esté disponible y ubicado en la zona deprotección.

Io

3I

3IRED615Conf. estánd.

ANSI IEC

46

49F/49T

50P/51P

51BF/51NBF

51N

87L

BST

MCS 3I

I2>

3Ith>F/3Ith>T

3I>>>

3I>/Io>BF

Io>

3ΔI>

BST

MCS 3I

B/C


ANSI IEC

46

47O-/59

47U+/27

50P/51P

51BF/51NBF

67N-1/67N-2

87L

BST

MCS 3I

I2>

U2>/3U>

U1</3U<

3I>>>

3I>/Io>BF

Io>→/Io>>→3ΔI>

BST

MCS 3I

D3U Uo

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A


Io

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

GUID-3084D6C6-6067-4827-AA10-DAC1A772077C V1 ES

Figura 7. La protección diferencial de línea utilizando las configuraciones estándar D y B o C

La protección diferencial de línea utilizando las configuracionesestándar D y B o C se muestra en la figura 7. Además, se ofrece

una protección para un transformador de potencia en la zona,cuando esté disponible y ubicado en la zona de protección.


ABB 13

3IRED615Conf. estánd.

ANSI IEC

46

47O-/59

47U+/27

50P/51P

51BF/51NBF

67N-1/67N-2

87L

BST

I2>

U2>/3U>

U1</3U<

3I>>>

3I>/Io>BF

Io>→/Io>>→3ΔI>

BST

E


ANSI IEC

46

47O-/59

47U+/27

50P/51P

51BF/51NBF

67N-1/67N-2

87L

BST

I2>

U2>/3U>

U1</3U<

3I>>>

3I>/Io>BF

Io>→/Io>>→3ΔI>

BST

E

Io


Io

3I

3U

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

3U

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

GUID-6802EC2A-DC22-44E6-8BD2-DF7DCEAAEBA0 V1 ES

Figura 8. La protección diferencial de línea utilizando la configuración estándar E

La figura 8 muestra la protección diferencial de línea utilizandola configuración estándar E, en la que los sensores deintensidad (Bobina de Rogowski) y los sensores de tensión(divisor de tensión) se utilizan para las medidas. Además, seofrece una protección para un transformador de potencia en lazona, cuando esté disponible y ubicado en la zona deprotección. La configuración estándar E ha sido pre-configurada especialmente para aparamenta de ABB, porejemplo, Unigear Digital. Sin embargo, el uso de laconfiguración no se limita solamente para este propósito.

las configuraciones estándar D y E no se diseñan para utilizartodo el contenido de funcionalidad disponible en un relésimultáneamente. Se deben agregar las funciones deprotección de frecuencia y las tres instancias de funciones deprotección de tensión mediante la herramienta deconfiguración de la aplicación. Para asegurar el rendimiento delrelé, la carga de configuración especifica del usuario se verificacon la herramienta de configuración de la aplicación delPCM600.

5. Soluciones ABB soportadasLa serie de protección 615 y los relés de control de ABB, juntocon el COM600 conforman una solución IEC 61850 auténticapara la distribución fiable de energía en instalacionesindustriales y públicas.Para facilitar y optimizar la ingeniería desistemas, los relés de ABB se suministran con paquetes deconectividad. Las paquetes de conectividad incluyen unarecopilación de información especifica del relé, incluyendoplantillas de esquemas unifilares y un modelo completo dedatos del relé. El modelo de datos también incluye las listas deeventos y parámetros. Gracias a los paquetes de conectividad,los relés pueden configurarse a través del PCM600 y integrarsecon la Unidad de Automatización de Subestaciones COM600 ocon el sistema de administración y control de red MicroSCADAPro.

Los relés de la serie 615 ofrecen soporte nativo para la Edición2 de IEC 61850 e incluyen mensajes GOOSE digital y analógicahorizontal. Adicionalmente, se admite el bus de proceso queademás de recibir valores muestreados de tensiones, tambiénenvía valores muestreados de tensiones analógicas yintensidades.En comparación con las instalacionestradicionales de cableado entre dispositivos, la comunicaciónpeer-to-peer en una red LAN Ethernet conmutada facilita unaplataforma avanzada y versátil para la protección de sistemasde potencia. Entre las características distintivas del enfoque delsistema de protección, habilitado por la plena aplicación denormativa IEC 61850 de automatización de subestaciones, sonla capacidad de rápida comunicación, la supervisión continuade la integridad del sistema de control y protección y laflexibilidad intrínseca del para re-configuraciones y mejoras.Esta serie de relés de protección es capaz de utilizar de manera


14 ABB

óptima la interoperabilidad proporcionada por lascaracterísticas de la Edición 2 de IEC 61850.

A nivel de subestación, COM600 emplea los datos de los relésa nivel de bahía para permitir una mayor funcionalidad a nivel desubestación. COM600 cuenta con una HMI basada ennavegador web, proporcionando una pantalla personalizablepara la visualización gráfica de esquemas unifilares parasolución bahía de aparamenta. La característica SLD esespecialmente útil cuando se emplean relés de las series 615sin la característica opcional de esquemas unifilares.La WebHMI del COM600 también proporciona un resumen global de lasubestación entera, incluyendo esquemas unifilaresespecificas del relé. los dispositivos y procesos de subestacióntambién se pueden acceder de forma remota a través de la HMIWeb, lo que mejora la seguridad del personal.

Asimismo, COM600 puede usarse como un repositorio dedatos local para la documentación técnica y para los datos dela red recopilados por los relés. Los datos recogidos de la redfacilitan la notificación y el análisis de falla de la red utilizando

las características del COM600 de registrador de datos ycontrol de eventos. El registrador de datos puede utilizarsepara una supervisión precisa del rendimiento del equipo y delproceso mediante cálculos basados en valores históricos y entiempo real. Fusionando las medidas de proceso basadas entiempo real con las eventos de producción y mantenimiento seconsigue una comprensión mejor de la dinámica del proceso.

COM600 también cuenta con funciones Gateway,proporcionando una conectividad sin interrupciones entre losdispositivos de la subestación y los sistemas de gestión y decontrol a nivel de red, tales como MicroSCADA Pro y System800xA

La interfaz de analizador de GOOSE en el COM600 permite losiguiente y el análisis de la aplicación horizontal IEC 61850durante la puesta en marcha y la operación a nivel de laestación. Registra todos los eventos GOOSE durante laoperación de la subestación para permitir una mejorsupervisión del sistema.

Tabla 3. Soluciones ABB soportadas

Producto Versión

Unidad de Automatización de Subestación COM600 4.0 SP1 ó posterior

4.1 o posterior (Edición 2)

MicroSCADA Pro SYS 600 9.3 FP2 ó posterior

9.4 o posterior (Edición 2)

System 800xA 5.1 ó posterior


ABB 15

PCM600Switch Ethernet

Utilidad: IEC 60870-5-104Industria: OPC

COM600HMI web

ABBMicroSCADA Pro/

Sistema 800xA

Comunicación GOOSE horizontal analógica

y binariaIEC 61850

PCM600Switch Ethernet

COM600HMI web

Comunicación GOOSE horizontal analógica

y binariaIEC 61850

GUID-4D002AA0-E35D-4D3F-A157-01F1A3044DDB V2 ES

Figura 9. Ejemplo de red de distribución de ABB usando los relés Relion, la Unidad de Automatización de Subestación COM600 y el sistemaMicroSCADA Pro 800xA

6. ControlEl RED615 integra funcionalidad para el control del interruptormediante el HMI del panel frontal o por medio de controlesremotos. Además del control del interruptor, el relé dispone dedos bloques de control adicionales para seccionadores ocarros motorizados, incluyendo mando y señalización de losmismos. Asimismo, el relé ofrece un bloque de mando para elcontrol del seccionador de tierra y su señalización.

El relé requiere dos entradas digitales físicas y dos salidasdigitales físicas para cada dispositivo principal empleado. Variael numero de entradas y salidas digitales no usadas según laconfiguración estándar elegida. También, algunasconfiguraciones estándar ofrecen módulos de hardwareopcional que aumentan el numero de entradas y salidasdigitales disponibles.

Si la cantidad de entradas o salidas binarias disponibles de laconfiguración estándar escogida no es suficiente, laconfiguración estándar puede ser modificado para liberaralgunas entradas binarias o salidas que originalmente han sidoconfiguradas para otros propósitos, cuando sea aplicable, un

módulo de entrada o salida externa como RIO600 se puedenintegrar al relé. Se pueden usar las entradas y salidas digitalesdel modulo E/S externo para las señales digitales de criticidadtemporal. La integración permite liberar algunas entradas ysalidas digitales inicialmente reservadas en la configuraciónestándar del relé.

La idoneidad de las entradas binarias del relé elegidas para elcontrol de los dispositivos principales debe sercuidadosamente verificada y considerada, por ejemplo cierre ymantenimiento o el poder de corte. Si no se cumplen losrequisitos del circuito de control del dispositivo principal, sedebe considerar el uso de relés auxiliares.

La pantalla LCD grande opcional del HMI del relé incluye unesquema unifilar (SLD) con señalización de los dispositivosprincipales más relevantes. Las lógicas de enclavamientoexigidas por la aplicación se configuran mediante la matriz deseñales o a través de la función de la configuración de laaplicación del PCM600.


16 ABB

7. MedidasEl relé mide continuamente las intensidades de las fases, loscomponentes simétricos de las intensidades y la intensidadresidual. Si el relé incluye medidas de tensión, también mide latensión residual. El relé calcula el valor de la demanda de laintensidad a lo largo de intervalos preestablecidosseleccionables por el usuario, la sobrecarga térmica máximadel objeto protegido, y el valor de desequilibrio de fasesbasándose en la relación entre la intensidad de secuencianegativa y la de secuencia positiva.

Asimismo, el relé supervisa las intensidades de diferencial defase, desviación y fase terminal remota.

Los valores medidos son accesibles localmente a través de lainterfaz de usuario del panel frontal del relé, o remotamente através de la interfaz de comunicación del relé. Los valorestambién pueden consultarse de forma local o remota, a travésde la interfaz de usuario basada en el navegador de Web.

El relé cuenta con un registrador de perfil de cargas. La funciónde perfil de carga guarda los datos de carga históricoscapturados en un intervalo de tiempo periódico (intervalo dedemanda). Los registros están en el formato COMTRADE.

8. Calidad de potenciaEn las normas EN, la calidad de la potencia se define a travésde las características de la tensión de alimentación.Transitorios, de corta duración y variaciones de tensión delarga duración y de desequilibrio y distorsiones de forma deonda son las características claves que describen la calidad depotencia. Las funciones de monitorización de distorsión seutilizan para la supervisión de la distorsión de la demanda totalde la intensidad y la distorsión armónica.

La monitorización de la calidad de potencia es un servicioesencial que los distribuidores de energía pueden proveer a susclientes clave y industriales. Un sistema de monitorización nosólo proporciona información sobre las perturbaciones delsistema y sus posibles causas, también puede detectar en quecondición están los problemas en el sistema antes de queafecten a los clientes, los equipos e incluso daños o fallos.Problemas de la calidad de potencia De hecho, la mayoría delos problemas de calidad de potencia se localiza en lasinstalaciones del cliente. Por lo tanto, la monitorización la decalidad de potencia no es sólo una estrategia de servicio alcliente eficaz, pero también una manera de proteger lareputación de servicio y calidad del distribuidor de energía.

El relé de protección ofrece las siguientes funciones demonitorización de potencia.

• Variación de tensión• Desequilibrio de tensión• Armónicos de intensidad• Armónicos de tensión

Las funciones de la variación de tensión y desequilibrio detensión se usan para medir variaciones de tensión de corta-duración y para monitorizar las condiciones de desequilibrio detensión en redes de transmisión y distribución.

Las funciones de tensión y los armónicos de intensidadproporcionan un método para monitorizar la calidad de lapotencia a través de la distorsión de forma de onda deintensidad y de la distorsión de la forma de onda de tensión.Las funciones proporcionan un promedio de 3 segundos acorto plazo y la demanda a largo plazo para distorsión total dela demanda TDD y distorsión total armónica THD.

9. Ubicación de la faltaEl RED615 ofrece una función opcional de localizador de faltascon medida de impedancia que es adecuada para lalocalización de corto-circuitos en sistemas de distribuciónradiales. Se pueden localizar faltas a tierra en redes de puesta atierra directa y de baja-resistencia. En circunstancias en que lamagnitud de la intensidad de falta es al menos del mismo ordende magnitud o superior a la carga de intensidad, las faltas atierra se pueden localizar en redes de distribución neutros yaisladas. La función de localizador de faltas identifica el tipo defalta y calcula la distancia a la ubicación de la falta. Se calculatambién el valor de la resistencia de la falta. El cálculoproporciona información sobre la causa probable de la falta y laprecisión de la distancia estimada a la ubicación de la falta.

10. Registrador de perturbacionesEl relé cuenta con un registrador de perturbaciones concapacidad para hasta 12 canales de señal analógica y 64canales de señal binaria. Los canales analógicos puedenconfigurarse para registrar la forma de onda o la tendencia delas intensidades y las tensiones medidas.

Los canales analógicos pueden configurarse para disparar lafunción de registro si el valor medido cumple los valoresestablecidos, ya sea por debajo o por encima. Los canales deseñal binaria pueden configurarse para iniciar la grabación en elflanco ascendente o descendente de la señal, o en ambosflancos.

De forma predeterminada, los canales binarios se configuranpara registrar señales de relé externas o internas, es decir, lasseñales de inicio o disparo de las etapas de relé, o bienbloqueos externos o señales de control. Las señales binariasdel relés, como las señales del arranque de protección y dedisparo, o una señal externa de control del relé a través de unaentrada binaria, pueden ajustarse para disparar el inicio de lagrabación.La información grabada se almacena en unamemoria no volátil y puede cargarse para el análisis posteriorde los fallos.

11. Registro de eventosPara recopilar información de la secuencia de eventos, el reléincorpora una memoria no volátil con capacidad para


ABB 17

almacenar 1024 eventos con sus correspondientes registrosde fecha y hora. La memoria no volátil conserva sus datostambién en el caso de que el relé pierda temporalmente sualimentación auxiliar. El registro de eventos facilita la realizaciónde análisis detallados de fallos y perturbaciones en las líneas,tanto antes como después del fallo. El incremento decapacidad para procesar y guardar datos y eventos en el reléofrece los pre-requisitos para soportar la creciente demandade información de configuraciones de redes futuras.

La información de la secuencia de eventos es accesiblelocalmente a través de la interfaz de usuario del panel frontal delrelé, o remotamente a través de la interfaz de comunicación delrelé. La información también está disponible, ya sea de formalocal o remota, a través de la interfaz de usuario basada en elnavegador de Web.

12. Datos registradosEl relé tiene capacidad para almacenar los registros de los 128últimos eventos de faltas. Los registros permiten al usuarioanalizar los eventos del sistema de potencia. Cada registroincluye los valores de intensidad de fase, de diferencial y dedesviación, la hora y fecha de registro, etc. El registrador defaltas puede iniciarse por la señal de inicio ó la señal de disparode un bloque de protección, ó ambas. Los modos de medidadisponibles son DFT, RMS y pico a pico. Los registros de faltasalmacenan los valores de medida del relé en el momento en quecualquier función se arranque. Además, se registraseparadamente la intensidad máxima de demanda, con suindicación de fecha y hora. Por defecto, los registros sealmacenan en la memoria no volátil.

13. Monitorización cond.Las funciones de monitorización del estado del relé chequeanconstantemente el comportamiento y el estado del interruptorautomático. La monitorización abarca el tiempo de carga delresorte, la presión del gas SF6, el tiempo de recorrido y eltiempo de inactividad del interruptor automático.

Las funciones de monitorización proporcionan datos históricosde funcionamiento del interruptor que pueden usarse paraprogramar su mantenimiento preventivo.

Además, el relé incluye un contador de duración para supervisalas horas en que el dispositivo ha estado en funcionamiento,permitiendo así la programación del mantenimiento preventivobasado en el tiempo del dispositivo.

14. Supervisión del circuito de disparoLa supervisión del circuito de disparo monitorizacontinuamente la disponibilidad y el funcionamiento del circuitode disparo. Proporciona una monitorización de circuito abiertotanto cuando el interruptor del circuito está cerrado comocuando está abierto. También detecta la pérdida de tensión decontrol de los interruptores automáticos.

15. AutosupervisiónEl sistema incorporado de supervisión del relé supervisaconstantemente el estado del hardware del relé y elfuncionamiento del software del mismo. Cualquier fallo ofuncionamiento defectuoso detectado alertará al operador.

Un fallo permanente del relé bloqueará sus funciones deprotección para prevenir que funcione de forma incorrecta.

16. Monitoreo del circuito de corrienteEl relé incluye supervisión del circuito de intensidad. Lasupervisión del circuito de intensidad se utiliza para detectarfaltas en los circuitos secundarios de transformadores deintensidad. Al detectar una falta, la función de supervisión delcircuito de intensidad activa una alarma LED y bloquea ciertasfunciones de protección diferencial y de sobreintensidad desecuencia negativa para evitar las operaciones involuntarias. Lafunción de supervisión del circuito de intensidad calcula lasuma de las intensidades de fase de los núcleos de proteccióny la compara con la intensidad de referencia individual de untransformador de intensidad de núcleo equilibrado o de otrosnúcleos separados en los transformadores de intensidad defase.

17. Comunicación y monitoreo de protecciónLa comunicación entre los relés se habilita mediante un canalde comunicación de fibra óptica dedicado. Se utilizan fibrasmulti-modo o mono-modo de 1310 nm con conectores LC para la comunicación diferencial en línea. El canal se utilizapara transferir los datos de valor de intensidad de fasesegregada entre los relés. Los fasores de intensidadprocedentes de los dos relés, separados geográficamenteunos de otros, deben estar coordinados en el tiempo de talforma que el algoritmo diferencial de corriente puedaejecutarse correctamente. El denominado método de eco seutiliza para llevar a cabo la sincronización de tiempo. Por lotanto, no son necesarios dispositivos externos comorelojesGPS para la comunicación de protección diferencial delínea.

Como una opción para el enlace de comunicaciones de fibraóptica, se puede establecer una conexión galvánica a través deun enlace de hilo piloto compuesto por un cable de partrenzado y módems de comunicación de enlace RPW600. Elenlace de comunicación por hilo piloto opcional es también unasolución de retro-adaptación ideal y económica parainstalaciones de protección diferencial de línea. Encomparación con las soluciones convencionales de proteccióndiferencial de línea de secuencia combinada con comunicacióna través de hilo piloto analógico, los relés de RED615, encombinación con los módems de comunicación de RPW600,ofrecen una solución de protección diferencial de línea de fasesegregada moderna a través de cables de hilo pilotoexistentes.


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El enlace por hilo piloto admite la misma funcionalidad decomunicación y protección que el enlace de fibra óptica. Lacalidad de servicio (QoS) se indica mediante los módems y elenlace de comunicación está supervisado continuamente porel relé. El módem RPW600 ofrece un nivel de aislamiento de 5kV (RMS) entre los conexionados de hilos piloto y tierra Losmódems RPW600 (maestro y seguidor) están conectadosgalvanicamente a cada extremo del hilo piloto y estánconectados ópticamente a los relé mediante cables ópticosmono-modo cortos. Usando el enlace por cable de hilo piloto

de par trenzado de 0.8 mm2 se admiten normalmentedistancias hasta 8 km. Sin embargo, bajo las condicionesadecuadas, los cables de hilo piloto de par trenzado puedenadmitir incluso distancias más largas. La longitud del enlace porhilo piloto admitido también depende del ruido existente en lainstalación. Si surge la necesidad de reemplazar los cables dehilo piloto con cables de fibra óptica, los conectores de modoúnico de fibra óptica LC de los relés se pueden utilizar para laconexión directa del enlace de comunicaciones de fibra óptica.

Además de la comunicación de protección continua, el canalde comunicación también se puede utilizar para la transferencia

de señales binarias (BST), es decir, la transferencia entre losrelés de información binaria configurada por el usuario. Hay untotal de ocho señales BST disponibles para fines definidos porel usuario. Las señales BST pueden generarse a partir de lasentradas binarias o lógicas internas del relé, y puedenasignarse a las salidas binarias o lógicas internas del reléremoto.

La supervisión de comunicaciones de protección controlacontinuamente el enlace de comunicación de protección. Elrelé bloquea inmediatamente la función de proteccióndiferencial de línea en caso de detectarse una interferenciagrave en el enlace de comunicaciones, que ponga en peligro elcorrecto funcionamiento de la función. Se activaráeventualmente una señal de alarma si la interferencia, queindica un fallo permanente en la comunicación de protección,persiste. Las dos fases de ajuste alto de la protección contrasobreintensidad son, posteriormente, liberadas de formapredeterminada.

RED615 RED615

Enlace de comunicación dediferencial de línea de fibra óptica

Comunicación y supervisión de protecciónTransferencia de señal binaria

GUID-8CE71CC9-F0EA-4BE9-B693-173CAEA9FA58 V2 ES

Figura 10. Enlace de comunicación de protección de fibra óptica

RED615 RED615

Enlace de comunicación dediferencial de línea de hilo piloto

Comunicación y supervisión de protecciónTransferencia de señal binaria

ModemRPW600

ModemRPW600

GUID-12C57326-6CB9-4FA9-B9F4-3D8F21015DCF V2 ES

Figura 11. Enlace de comunicación de protección del hilo piloto


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18. Control de accesoPara proteger el relé de accesos no autorizados y paramantener la integridad de la información, el relé cuenta con unsistema de autorización de cuatro niveles basado en roles, concontraseñas individuales programables por el administradorpara los niveles de visualizador, operador, ingeniero yadministrador. El control de accesos se aplica a la interfaz deusuario del panel frontal, la interfaz de usuario basada en Web yla herramienta PCM600.

19. Entradas y salidasEn función de la configuración estándar seleccionada, el reléestá equipado con tres entradas de intensidad de fase y unaentrada de intensidad residual para la protección de falta atierra no direccional, y la supervisión del circuito de corriente, obien tres entradas de intensidad de fase, una entrada deintensidad residual y una entrada de tensión residual para laprotección de falta a tierra direccional y la supervisión delcircuito de corriente.

La configuración estándar E incluye una entrada de intensidadresidual convencional (Io 0,2/1 A) y tres entradas de sensorpara la conexión directa de tres sensores combinados conconectores RJ-45. Como alternativa a los sensorescombinados, y mediante el uso de adaptadores, se pueden

emplear sensores separados de intensidad y tensión. Además,los adaptadores permiten el uso de sensores con conectoresdobles BNC.

Las entradas de intensidad de fase tienen una intensidadnominal de 1/5 A. Existen dos entradas de intensidad residualopcionales, de 1/5 A ó 0,2/1 A. La entrada de 0,2/1 A se utilizanormalmente en aplicaciones que requieren una protección defalla a tierra sensitiva y que cuenten con transformadores deintensidad equilibrados. La entrada de tensión residual cubrelas tensiones nominales de 60...120 V.

La entrada de intensidad de fase de 1 A ó 5 A, la entrada deintensidad residual de 1 A ó 5 A, o alternativamente de 0,2 A ó 1A, y la tensión nominal de la entrada de tensión residual seseleccionan en el software de relé. Además, los umbrales de lasentradas binarias de 16...176 V CC se seleccionan cambiandolos ajustes de los parámetros del relé.

Todos los contactos de las entradas y salidas digitales puedenconfigurarse libremente con la matriz de señales y la función deconfiguración de la aplicación de PCM600.

Consulte la tabla de Vista general de Entrada/salida y losesquemas de conexionado para obtener más informaciónrelativa a las entradas y salidas.

Tabla 4. Vista general de entrada/salida

Conf.estánd.

Cifra del código de orden Canales analógicos Canales binarios

5-6 7-8 CT VT Sensorcombinado

BI BO RTD mA

A ACAD 4 - - 12 4 PO + 6 SO - -

AF 4 - - 18 4 PO + 9 SO - -

B AA / ABAC 4 1 - 11 4 PO + 6 SO - -

AE 4 1 - 17 4 PO + 9 SO - -

C ACAD 4 - - 12 4 PO + 6 SO - -

AF 4 - - 18 4 PO + 9 SO - -

DFE / FF AD 4 5 - 12 4 PO + 6 SO 2 1

AE / AF AG 4 5 - 16 4 PO + 6 SO - -

E DA AH 1 - 3 8 4 PO + 6 SO - -

20. Comunicación con la estaciónEl relé admite toda una variedad de protocolos decomunicación incluyendo IEC 61850 Edición 2, IEC 61850-9-2

LE, IEC 60870-5-103, Modbus® y DNP3. El protocolo ProfibusDPV1 está soportado por el uso del convertidor de protocoloSPA-ZC 302. La información operativa y los controles estándisponibles a través de estos protocolos. Sin embargo, ciertafuncionalidad de comunicación, como por ejemplo la

comunicación horizontal entre los relés, sólo es posible a travésdel protocolo de comunicación IRC 61850.

El protocolo IEC 61850 es una parte fundamental del reléporque la protección y aplicación de control se basantotalmente en el modelado estándar. El relé soporta lasversiones de la edición 2 y la edición 1 del protocolo. Con elsoporte de la Edición 2, el relé tiene la funcionalidad elmodelado para las aplicaciones de subestaciones y la mejorinteroperabilidad de subestaciones modernas. También


20 ABB

incorpora el soporte total de funcionalidad del modo deldispositivo estándar que soporta varias aplicaciones deprueba. Las aplicaciones de control pueden utilizar la nuevacaracterística de autoridad de control de estación segura yavanzada.

La implementación de la comunicación IEC 61850 admitetodas las funciones de monitorización y control. Además, losajustes de parámetros, los archivos de perturbaciones y losregistros de faltas son accesibles a través del protocolo IEC61850 Los archivos de perturbaciones están disponibles paracualquier aplicación basada en Ethernet en el formato estándarCOMTRADE. El relé admite la notificación simultáneamente deeventos a cinco clientes distintos del bus de estación. El relépuede intercambiar datos con otros dispositivos mediante elprotocolo IEC 61850.

El relé puede enviar señales digitales y analógicas a otrosdispositivos usando el perfil IEC61850-8-1 GOOSE (GenericObject Oriented Substation Event). Los mensajes GOOSEdigitales pueden, por ejemplo, emplearse en esquemas deprotección y protección de enclavamiento. El relé cumple conlos requisitos de funcionamiento de GOOSE para aplicacionesde disparo en subestaciones de distribución, como define lanormativa IEC 61850 (<10 ms intercambio de datos entredispositivos). El relé es compatible con el envío y la recepciónde valores analógicos mediante mensajes GOOSE. Losmensajes GOOSE analógicas permiten una fácil transferenciade valores de medida analógicos a través del bus de estación,facilitando de este modo el envío de valores de medida entre losrelés al controlar los transformadores que funcionan enparalelo.

El relé admite el bus de proceso IEC 61850 que además derecibir valores muestreados de tensiones, también envíavalores muestreados de tensiones analógicas y intensidades.Con esta funcionalidad el cableado interpanel galvánico puedeser reemplazado con la comunicación Ethernet. Los valoresmedidos se transfieren como valores muestreados usando elprotocolo IEC 61850-9-2 LE. La aplicación destinada a valoresmuestreados comparte las tensiones con otros relés de la serie615, por tener funciones basadas en tensión y soporte 9-2. los

relés 615, con aplicaciones basadas en bus de proceso,utilizan el IEEE 1588 para la sincronización de tiempo de altaprecisión.

Para la comunicación Ethernet redundante, el relé ofrece dosinterfaces aisladas galvanicamente ó dos interfaces ópticas dered Ethernet.La redundancia de red Ethernet puedeconseguirse utilizando el protocolo HSR o el protocolo deredundancia en paralelo (PRP) o con el anillo de auto-correctivomediante RSTP en los switches gestionados. La redundanciaEthernet puede aplicarse a los protocolos IEC 61850, Modbusy DNP3 basados en Ethernet.

Todas las variantes de tarjetas de comunicación admiten unanillo auto-correctivo basado en la redundancia Ethernet. Lasvariantes de tarjetas de comunicación con dos interfacesópticos para la comunicación de estación de buses tienensoporte para los protocolos de redundancia HSR y PRP. Estasvariantes también tiene soporte para la sincronización detiempo basada en IEEE 1588.

El estándar IEC 61850 especifica una redundancia de red quemejora la disponibilidad del sistema para comunicaciones desubestaciones. La redundancia de red se basa en dosprotocolos complementarios definidos en el estándar IEC62439-3: los protocolos PRP y HSR. Los dos protocolos soncapaces de superar el fallo de un enlace ó switch con un tiempode conmutación cero. En ambos protocolos, cada nodo de redtiene dos puertos Ethernet idénticos dedicados a una conexiónde red. Los protocolos dependen de la duplicación de toda lainformación transmitida y proporcionan una conmutación detiempo cero si los enlaces o switches fallan, cumpliendo así contodos los estrictos requisitos de tiempo real de laautomatización de subestaciones.

En PRP, cada nodo de red está conectado a dos redesindependientes que operan en paralelo. Estas redes estáncompletamente separadas para asegurar la independencia defallos, y pueden tener diferentes topologías. Las redes operanen paralelo, proporcionando de este modo la recuperación atiempo cero y verificación continua de redundancia para evitarfallos de comunicación.


ABB 21

Switch EthernetIEC 61850 PRPSwitch Ethernet

REF615 REF620 RET620 REM620 REF615

SCADACOM600

GUID-334D26B1-C3BD-47B6-BD9D-2301190A5E9D V1 ES

Figura 12. Protocolo de redundancia paralela (PRP)

El HSR aplica el principio PRP de operaciones en paralelo a unúnico anillo. Para cada mensaje enviado, el nodo envía dostramas, una a través de cada puerto. Las dos tramas circulanen direcciones opuestas en el anillo. Cada nodo reenvía lastramas que recibe de un puerto a otro para llegar al siguientenodo. Cuando el nodo remitente de origen recibe la trama que

envió, el nodo emisor descarta la trama para evitar bucles. Elanillo HSR de los relés de la serie 615 permite conectar hasta30 relés. Si se tienen que conectar más de treinta relés, serecomienda dividir la red en varios anillos para garantizar elrendimiento de las aplicaciones en tiempo real.


22 ABB

Switch Ethernet

Cajaredundante

IEC 61850 HSR

Cajaredundante

Cajaredundante

REF615 REF620 RET620 REM620 REF615

SCADADispositivos queno admiten HSR

COM600

GUID-7996332D-7FC8-49F3-A4FE-FB4ABB730405 V1 ES

Figura 13. Solución de High-availability Seamless Redundancy (HSR)

La elección entre los protocolos de redundancia HSR y PRPdepende de la funcionalidad, coste, complejidad requerida

La solución autocorrectiva (redundante) del anillo Ethernet concapacidad posibilita un anillo de comunicación económico, conuna buena relación de precio y calidad, controlado por unswitch gestionable con el protocolo RSTP (Rapid SpanningTree Protocol). El switch gestionable supervisa la coherenciadel circuito cerrado, dirige los datos y corrige el flujo de datosen caso de que haya una alteración en la comunicación. Losrelés de la topología de anillo actúan como switches nogestionables que envían un tráfico de datos sin relación. La

solución de anillo de Ethernet permite conectar hasta 30 relésde la serie 615. Si se tienen que conectar más de treinta relés,se recomienda dividir la red en varios anillos. La soluciónautocorrectiva del anillo Ethernet evita problemas ocasionadospor averías en un único punto y aumenta la fiabilidad de lacomunicación.

La solución autocorrectiva del anillo Ethernet evita problemasocasionados por averías en un único punto y aumenta lafiabilidad de la comunicación. La solución puede aplicarse a losprotocolos IEC 61850, Modbus y DNP3 basados en Ethernet.


ABB 23

Interruptor Ethernet gestionadocon compatibilidad RSTP

Interruptor Ethernet gestionadocon compatibilidad RSTP

Cliente BCliente A

Red ARed B

GUID-AB81C355-EF5D-4658-8AE0-01DC076E519C V4 ES

Figura 14. Solución autocorrectiva del anillo Ethernet

Todos los conectores de comunicación, excepto el conectordel puerto del frontal, están situados en módulos decomunicación opcionales integrados. El relé puede conectarsea sistemas de comunicación basados en Ethernet a través delRJ-45 conector (100BASE-TX) o del conectorLC de fibra óptica(100BASE-FX).

La implementación Modbus admite los modos RTU, ASCII yTCP. Además de la funcionalidad Modbus estándar, el reléadmite la obtención de eventos con registro de tiempo, elcambio de grupo de ajuste activo y la carga de los registros defallos más recientes. Si se utiliza una conexión Modbus TCP, esposible tener conectados al relé cinco clientes a la vez.Asimismo, el Modbus de serie y el Modbus TCP se pueden usaren paralelo y, si es necesario, los protocolos IEC 61850 yModbus pueden funcionar simultáneamente.

La implementación del IEC 60870-5-103 admite dosconexiones de bus serie paralelo a dos maestros diferentes.Además de la funcionalidad estándar básica, el relé admite elcambio del grupo de ajuste activo y la carga de los registros deperturbaciones en formato IEC 60870-5-103. Además, lanorma IEC 60870-5-103 se puede utilizar al mismo tiempo conel protocolo IEC 61850.

El DNP3 admite la conexión de hasta cinco maestros, tanto delos modos serie como TCP. Se admiten el cambio de la

configuración activa y la lectura de registros de faltas Sepueden usar la serie DNP y DNP TCP en paralelo. Si serequiere, pueden ejecutarse simultáneamente los protocolosIEC 61850 y DNP.

La serie 615 admite protocolo Profibus DPV1 con soporte deladaptador Profibus SPA-ZC 302. Si se requiere protocoloProfibus, el relé debe ser pedido con opciones de serieModbus. La aplicación Modbus incluye la funcionalidad deemulación de protocolo SPA. Esta funcionalidad facilita laconexión con SPA-ZC 302.

Si el relé utiliza el bus RS-485 para la comunicación serie, seadmiten tanto las conexiones de dos hilos como las de cuatro.Las resistencias de terminación y pull-up/pull-down puedenconfigurarse con puentes en la tarjeta de comunicación, deforma que no se requieren resistencias externas.

El relé admite los métodos siguientes de sincronización detiempo con una resolución de registro de tiempo de 1 ms:

Basado en Ethernet:• SNTP (Protocolo de tiempo de red simple)

Con cableado especial de sincronización de tiempo.


24 ABB

• IRIG-B (Grupo de Instrumentación de Interrango: Formato decódigo de tiempo B)

Referencia temporal de la estación de extremo remoto.• Diferencial en línea

El relé admite el siguiente método de sincronización de tiempode alta precisión con una resolución de sello de tiempo de 4 msque se requiere especialmente en aplicaciones de bus deproceso.• PTP (IEEE 1588) v2 con perfil de potencia.

El soporte IEEE 1588 está incluido en todas las variantes quetienen un módulo de comunicación Ethernet redundante.

Características IEEE 1588 v2• Reloj Ordinaria con el algoritmo de Mejor Reloj Maestro• Reloj Transparente de un paso para topología de anillo

Ethernet• Perfil de potencia 1588 v2

• Recibir (esclavo): 1-paso/2-paso• Transmitir (maestro): 1-paso• Mapeo capa 2• Cálculo de retardo entre pares• Operación Multicast

la precisión requerida del reloj gran-maestro es +/-1 µs. El relépuede funcionar como reloj maestro por algoritmo BMC si elreloj gran maestro externo no está disponible en el corto plazo.

El soporte IEEE 1588 está incluido en todas las variantes quetienen un módulo de comunicación Ethernet redundante.

Además, el relé admite la sincronización de tiempo a través delos protocolos de comunicación serie Modbus, DNP3 y IEC60870-5-103:

Tabla 5. Interfaces y protocolos de comunicación admitidos con la estación

Interfaces/Protocolos Ethernet Serie

100BASE-TX RJ-45 100BASE-FX LC RS-485 ST de fibra óptica

IEC 61850-8-1 ● ● - -

IEC 61850-9-2 LE - ●

MODBUS RTU/ASCII - - ● ●

MODBUS TCP/IP ● ● - -

DNP3 (serie) - - ● ●

DNP3 TCP/IP ● ● - -

IEC 60870-5-103 - - ● ●● = Soportado


ABB 25

21. Datos técnicos

Tabla 6. Dimensiones

Descripción Valor

Anchura Bastidor 177 mm

Carcasa 164 mm

Altura Bastidor 177 mm (4U)

Carcasa 160 mm

Profundidad 201 mm (153 + 48 mm)

Peso Relé de protección completo 4,1 kg

Sólo unidad extraible 2,1 kg

Tabla 7. Fuente de alimentación

Descripción Tipo 1 Tipo 2

Tensión auxiliar nominal Un 100, 110, 120, 220, 240 V de CA, 50 y 60 Hz 24, 30, 48, 60 V de CC

48, 60, 110, 125, 220, 250 V CC

Tiempo máximo de interrupción de latensión de CC auxiliar sin restablecimientodel relé

50 ms a Un

Variación de tensión auxiliar 38...110% del Un (38...264 V de CA) 50...120% del Un (12...72 V de CC)

80...120% de Un (38,4...300 V CC)

Umbral de arranque 19.2 V CC (24 V CC × 80%)

Carga de alimentación de tensión auxiliaren una situación quiescente (Pqq)/decondición de operación

CC < 12,0 W (nominal)/< 18,0 W (max)CA <16.0 W (nominal)/<21.0 W (max)

CC < 12,0 W (nominal)/< 18,0 W (max)

Rizado en la tensión auxiliar CC Máx. 15% del valor de CC (a una frecuencia de 100 Hz)

Tipo de fusible T4 A/250 V


26 ABB

Tabla 8. Entradas análogas

Descripción Valor

Frecuencia nominal 50/60 Hz

Entradas de intensidad Intensidad nominal, In 0,2/1 A 1/5 A1)

Capacidad de resistencia térmica:

• Continuamente 4 A 20 A

• Durante 1 s 100 A 500 A

Resistencia dinámica a la intensidad

• Valor de media onda 250 A 1250 A

Impedancia de entrada <100 mÙ <20 mÙ

Entradas de tensión Tensión nominal 60...210 V CA

Resistencia de tensión:

• Continua 240 V CA

• Durante 10 s 360 V CA

Carga con la tensión nominal <0,05 VA

1) Intensidad residual y/o intensidad de fase

Tabla 9. Entradas de energización (sensores)

Descripción Valor

Entrada del sensor deintensidad

Tensión de intensidad nominal (enparte secundaria)

75 mV...9000 mV1)

Resistencia de tensión continua 125 V

Impedancia de entrada a 50/60 Hz 2...3 MΩ2)

Entrada del sensor de tensión Tensión nominal 6 kV...30 kV3)

Resistencia de tensión continua 50 V

Impedancia de entrada a 50/60 Hz 3 MΩ

1) Equivale al rango de intensidad 40...4000 A con 80 A, 3 mV/Hz Rogowski2) Dependiente de la intensidad nominal usada (ganancia del hardware)3) Este rango está cubierto (hasta 2*nominal) con una relación de división del sensor de 10 000:1

Tabla 10. Entradas binarias

Descripción Valor

Rango de funcionamiento ±20% de la tensión nominal

Tensión nominal 24...250 V CC

Consumo de intensidad 1,6...1,9 mA

Consumo de potencia 31,0...570,0 mW

Tensión umbral 16...176 V DC

Tiempo de reacción <3 ms


ABB 27

Tabla 11. Salida de señal x100: SO1

Descripción Valor

Tensión nominal 250 V CA/CC

Capacidad continua de contacto 5 A

Cierre y conducción durante 3,0 s 15 A

Cierre y mantenimiento durante 0,5 s 30 A

Capacidad de ruptura cuando la constante de tiempo del circuito decontrol es L/R<40 ms

1 A/0.25 A/0.15 A

Carga de contacto mínima 100 mA a 24 V de CA/CC

Tabla 12. Salidas de señal y salida IRF

Descripción Valor


Capacidad continua de contacto 5 A

Cierre y conducción durante 3,0 s 10 A

Make and carry para 0,5 s 15 A

Poder de corte cuando la constante de tiempo del circuito de control L/R<40 ms, at 48/110/220 V CC

1 A/0.25 A/0.15 A

Carga de contacto mínima 10 mA at 5 V CA/CC

Tabla 13. Relés de salida de potencia de doble polo con función TCS

Descripción Valor


Intensidad continua del contacto 8 A

Make and carry para 3,0 s 15 A

Make and carry para 0.5 s 30 A

Capacidad de ruptura cuando la constante de tiempo del circuito decontrol es L/R<40 ms, a 48/110/220 V CC (dos contactos conectados enserie)

5 A/3 A/1 A

Carga mínima del contacto 100 mA a 24 V CA/CC

Monitoreo del circuito de disparo (TCS):

• Rango de tensiones de control 20...250 V CA/CC

• Intensidad circulante a través del circuito de supervisión ~1,5 mA

• Tensión mínima a través del contacto TCS 20 V CA/CC (15...20 V)


28 ABB

Tabla 14. Relés de salida de potencia de polo único

Descripción Valor


Mantenimiento contacto continuo 8A



Capacidad de corte cuando la constante de tiempo del circuito de controlL/R<40 ms, a 48/110/220 V CC

5 A/3 A/1 A

Carga de contacto mínima 100 mA a 24 V de CA/CC

Tabla 15. Salida de alta velocidad HSO con BIO0007

Descripción Valor

Tensión nominal 250 V AC/DC

Mantenimiento contacto continuo 6 A



Capacidad de corte cuando la constante de tiempo del circuito de controlL/R<40 ms, a 48/110/220 V CC

5 A/3 A/1 A

Tiempo de operación <1 ms

Resetear <20 ms, carga resistiva

Tabla 16. Puerto frontal de interfaces Ethernet

Interfaz de Ethernet Protocolo Cable Tasa de transferencia dedatos

Frontal Protocolo TCP/IP Cable estándar Ethernet CAT 5 con RJ-45 conector 10 MBits/s

Tabla 17. Enlace de comunicación de protección

Conector Tipo de fibra Longitud de onda Longitud max.

típica.1)

Atenuación permitida en la ruta de

acceso2)

LC MM 62.5/125 o 50/125 μm 1 300 nm 2 km <8 dB

LC SM 9/125 μm3) 1 300 nm 20 km <8 dB

1) Longitud máxima depende de la atenuación del cable y la calidad, la cantidad de empalmes y conectores en el camino.2) Máxima atenuación permitida provocada por los conectores y el cable de forma conjunta3) Utilizar fibra mono-modo con una longitud mínima de 3 m para conectar RED615 al módem de hilo piloto RPW600.

Tabla 18. IRIG-B

Descripción Valor

Formato de código de tiempo IRIG B004, B0051)

Aislamiento 500V 1 min

Modulación Sin modulación

Nivel lógico 5 V TTL

Consumo de intensidad <4 mA

Consumo de potencia <20 mW

1) Según la norma-IRIG 200-04


ABB 29

Tabla 19. Grado de protección de relé de protección empotrado

Descripción Valor

Lado frontal IP 54

Lado trasero, terminales de conexión IP 20

Tabla 20. Condiciones medio ambientales

Descripción Valor

Rango de temperatura en funcionamiento -25...+55ºC (continuo)

Rango de temperaturas de servicio durante un tiempo breve -40...+70ºC (<16h)1)2)

Humedad relativa <93%, sin condensación

Presión atmosférica 86...106 kPa

Altitud Hasta 2000 m

Rango de temperatura de transporte y almacenamiento -40...+85ºC

1) La degradación en el funcionamiento del MTBF y HMI fuera del rango de temperatura de -25...+55 ºC2) Para relés con una interfaz de comunicación LC, la máxima temperatura de operación es de +70 ºC


30 ABB

Tabla 21. Pruebas de compatibilidad electromagnética

Descripción Valor de la prueba tipo Referencia

Ensayo de ráfaga de 100 kHz y 1 MHz IEC 61000-4-18IEC 60255-26, clase IIIIEEE C37.90.1-2002

• Modo común 2,5 kV

• Modo diferencial 2,5 kV

Ensayo de ráfaga de 3 MHz, 10 MHz y 30 MHz IEC 61000-4-18IEC 60255-26, clase III

• Modo común 2,5 kV

Ensayo de descarga electrostática IEC 61000-4-2IEC 60255-26IEEE C37.90.3-2001

• Descarga de contacto 8 kV

• Descarga de aire 15 kV

Ensayos de interferencia de radiofrecuencia

10 V (rms)f = 150 kHz...80 MHz

IEC 61000-4-6IEC 60255-26, clase III

10 V/m (rms)f = 80...2700 MHz

IEC 61000-4-3IEC 60255-26, clase III

10 V/mf = 900 MHz

ENV 50204IEC 60255-26, clase III

20 V/m (rms)f = 80...1000 MHz

IEEE C37.90.2-2004

Ensayos de perturbaciones transitorias rápidas IEC 61000-4-4IEC 60255-26IEEE C37.90.1-2002

• Todos los puertos 4 kV

Ensayo de inmunidad frente a picos IEC 61000-4-5IEC 60255-26

• Comunicación 1 kV fase-tierra

• Otros puertos 4 kV, línea a tierra2 kV, línea a línea

Ensayo de inmunidad frente a campomagnético de frecuencia industrial (50 Hz)

IEC 61000-4-8

• Continua• 1...3 s

300 A/m1000 A/m

Ensayo de inmunidad frente a campomagnético pulsante

1000 A/m6.4/16 µs

IEC 61000-4-9

Ensayo de inmunidad frente a campomagnético oscilatorio amortiguado

IEC 61000-4-10

• 2 s 100 A/m

• 1 MHz 400 transitorios/s

Inmersiones de tensión e interrupciones breves 30%/10 ms60%/100 ms60%/1.000 ms>95%/5.000 ms

IEC 61000-4-11


ABB 31

Tabla 21. Pruebas de compatibilidad electromagnética, continuación


Ensayo de inmunidad frente a frecuenciaindustrial

Sólo entradas digitales IEC 61000-4-16IEC 60255-26, clase A

• Modo común 300 V rms

• Modo diferencial 150 V rms

Perturbaciones conducidas de modo común 5 Hz...150 kHzNivel de ensayo 3 (10/1/10 V rms)

IEC 61000-4-16

Ensayos de emisión EN 55011, clase AIEC 60255-26CISPR 11CISPR 12

• Conducido

0,15...0,50 MHz < 79 dB (µV) cuasi-pico< 66 dB (µV) media

0,5...30 MHz < 73 dB (µV) cuasi-pico< 60 dB (µV) media

• Radiada

30...230 MHz < 40 dB (µV/m) cuasi-pico, medida a unadistancia de 10 m

230...1000 MHz < 47 dB (µV/m) cuasi-pico, medida a unadistancia de 10 m

1…3 GHz < 76 dB (µV/m) pico< 56 dB (µV/m) promedio, medido a 3 m dedistancia

3…6 GHz < 80 dB (µV/m) pico< 60 dB (µV/m) promedio, medido a 3 m dedistancia

Tabla 22. Pruebas de aislamiento


Ensayos dieléctricos 2 kV, 50 Hz, 1 min500 V, 50 Hz, 1 min, comunicación

IEC 60255-27

Ensayo de tensión de impulsos 5 kV, 1,2/50 μs, 0,5 J1 kV, 1,2/50 μs, 0,5 J, comunicación

IEC 60255-27

Medidas de resistencia de aislamiento >100 MΩ, 500 V DC IEC 60255-27

Resistencia de aislamiento protector <0.1 Ω, 4 A, 60 s IEC 60255-27

Tabla 23. Ensayos mecánicos

Descripción Referencia Requisitos

Ensayos de vibración (sinusoidal) IEC 60068-2-6 (Ensayo Fc)IEC 60255-21-1

Clase 2

Ensayo de impactos y golpes IEC 60068-2-27 (Ensayo "Ea impacto")IEC 60068-2-29 (Ensayo "Eb golpes")IEC 60255-21-2

Clase 2

Ensayo sísmico IEC 60255-21-3 Clase 2


32 ABB

Tabla 24. Ensayos medioambientales

Descripción Valor de ensayo tipo Referencia

Ensayo de calor seco • 96 h a +55 ºC• 16 h a +70ºC1)

IEC 60068-2-2

Ensayo de frío seco • 96 h a -25 ºC• 16 h a -40 ºC

IEC 60068-2-1

Ensayo de calor húmedo • 6 ciclos (12 h + 12 h) a +25°C…+55°C,humedad >93%

IEC 60068-2-30

Ensayo de cambio de temperatura • 5 ciclos (3 h + 3 h)a -25°C...+55°C

IEC60068-2-14

Ensayo de almacenamiento • 96 h a -40ºC• 96 h a +85ºC

IEC 60068-2-1IEC 60068-2-2

1) Para relés con una interfaz de comunicación LC, la máxima temperatura de operación es de +70óC

Tabla 25. Seguridad del producto

Descripción Referencia

Directiva LV 2006/95/EC

Estándar EN 60255-27 (2013)EN 60255-1 (2009)

Tabla 26. Compatibilidad electromagnética

Descripción Referencia

Directiva EMC 2004/108/EC

Estándar EN 60255-26 (2013)

Tabla 27. Cumplimiento de RoHS

Descripción

Cumple la directiva 2002/95/EC de RoHS


ABB 33

Funciones de protección

Tabla 28. Protección de sobreintensidad trifásica no direccional (PHxPTOC)

Característica Valor

Precisión de funcionamiento Según la frecuencia de la intensidad medida: fn ±2 Hz

PHLPTOC ±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × In

PHHPTOCyPHIPTOC

±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × In(todas las intensidades dentro del rango de 0.1…10 × In)±5,0% del valor de ajuste(todas las intensidades dentro del rango de 10…40 × In)

Tiempo de arranque 1)2) Mínimo Típico Máximo

PHIPTOC:IFalla = 2 × ajuste Valor de arranqueIFalla = 10 × ajuste Valor dearranque

16 ms 11 ms

19 ms 12 ms

23 ms 14 ms

PHHPTOC y PHLPTOC:IFalla = 2 x ajuste Valor de arranque

23 ms

26 ms

29 ms

Tiempo de restablecimiento Típico 40 ms

Relación de restablecimiento Típico 0,96

Tiempo de retardo <30 ms

Precisión del tiempo de funcionamiento en modo de tiempo definido ±1,0% del valor de ajuste ó ±20 ms

Precisión del tiempo de funcionamiento en modo de tiempo inverso ±5,0% del valor de ajuste teórico ó ±20 ms 3)

Supresión de armónicos RMS: Sin supresiónDFT: -50 dB siendo f = n × fn, donde n = 2, 3, 4, 5,…Pico a pico: Sin supresiónP-a-P+backup: Sin supresión

1) Ajuste Tiempo de retardo operativo = 0,02 s, Tipo de curva operativa = IEC tiempo definido, Modo de medida = por defecto (depende de la etapa), intensidad previa de la falta = 0.0 × In, fn =50 Hz, intensidad de falta en una fase con frecuencia inyectada con un ángulo de fase aleatorio, resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas

2) Incluye el retardo del contacto de la señal de salida3) Incluye el retardo del contacto de salida resistente


34 ABB

Tabla 29. Ajustes principales de protección de sobreintensidad trifásica no direccional (PHxPTOC)

Parámetros Función Valor (rango) Paso

Valor inicial PHLPTOC 0.05...5.00 × In 0.01

PHHPTOC 0.10...40.00 × In 0.01

PHIPTOC 1.00...40.00 × In 0.01

Multiplicador de tiempo PHLPTOC 0.05...15.00 0.01

PHHPTOC 0.05...15.00 0.01

Tiempo retardo operación PHLPTOC 40...200000 ms 10

PHHPTOC 40...200000 ms 10

PHIPTOC 20...200000 ms 10

Tipo de curva operativa1) PHLPTOC Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

PHHPTOC Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

PHIPTOC Tiempo definido

1) Para más información, vea la tabla de características de operación

Tabla 30. Protección de sobreintensidad (DPHxPDOC)


Precisión de funcionamiento Según la frecuencia de la intensidad/tensión medida: fn ±2 Hz

DPHLPDOC Intensidad:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × InTensión:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × UnÁngulo de fase: ±2°

DPHHPDOC Intensidad:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × In(todas las intensidades dentro del rango de 0.1…10 × In)±5,0% del valor de ajuste(todas las intensidades dentro del rango de 10…40 × In)Tensión:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × UnÁngulo de fase: ±2°

Tiempo de arranque1)2) Mínimo Típico Máximo

IFalla = 2.0 × ajuste Valor dearranque

39 ms 43 ms 47 ms




Precisión del tiempo de operación en modo de tiempo definido ±1,0% del valor de ajuste ó ±20 ms

Precisión del tiempo de operación en modo de tiempo inverso ±5,0% del valor de ajuste teórico ó ±20 ms3)

Supresión de armónicos DFT: -50 dB siendo f = n × fn, donde n = 2, 3, 4, 5,…

1) Modo de medida y Cantidad Pol = por defecto, intensidad previa a la falta = 0.0 × In, tensión previa a la falta = 1.0 × Un, fn = 50 Hz, intensidad de la falta en una fase con frecuencia nominal

inyectada desde una ángulo de fase aleatorio, resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas.2) Incluye el retardo de la señal del contacto de la salida3) Máximo Valor de arranque = 2.5 × In, Valor de arranque múltiples en el rango de 1,5 a 20


ABB 35

Tabla 31. Ajustes principales de protección de sobreintensidad trifásica direccional (DPHxPDOC)


Valor inicial DPHLPDOC 0.05...5.00 × In 0.01

DPHHPDOC 0.10...40.00 × In 0.01

Multiplicador de tiempo DPHxPDOC 0.05...15.00 0.01

Tiempo retardo operación DPHxPDOC 40...200000 ms 10

Modo direccional DPHxPDOC 1 = No direccional2 = Hacia adelante3 = Hacia atrás

Ángulo característico DPHxPDOC -179...180° 1

Tipo de curva operativa1) DPHLPDOC Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

DPHHPDOC Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

1) Para más información, consulte la tabla de características operativas

Tabla 32. Protección de falla a tierra no direccional (EFxPTOC)



EFLPTOC ±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × In

EFHPTOCyEFIPTOC

±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × In(todas las intensidades dentro del rango de 0.1…10 × In)±5,0% del valor de ajuste(todas las intensidades dentro del rango de 10…40 × In)


EFIPTOC:IFalla = 2 × ajuste Valor de arranqueIFalla = 10 × ajuste Valor dearranque

16 ms11 ms

19 ms12 ms

23 ms14 ms

EFHPTOC y EFLPTOC:IFalla = 2 × ajuste Valor de arranque

23 ms

26 ms

29 ms






Supresión de armónicos RMS: Sin supresiónDFT: -50 dB siendo f = n × fn, donde n = 2, 3, 4, 5,…Pico a pico: Sin supresión

1) Modo de medida = por defecto (depende de la etapa), intensidad previa a la falta = 0.0 × In, fn = 50 Hz, 50 Hz, intensidad de falta a tierra con frecuencia nominal aplicada desde una ángulo de

fase aleatorio, resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas.2) Incluye el retardo de la señal del contacto de la salida3) Máximo Valor de arranque = 2.5 × In, Valor de arranque múltiples en el rango de 1.5...20.


36 ABB

Tabla 33. Ajustes principales de protección de falta a tierra no direccional (EFxPTOC)


Valor inicial EFLPTOC 0.010...5.000 × In 0.005

EFHPTOC 0.10...40.00 × In 0.01

EFIPTOC 1.00...40.00 × In 0.01

Multiplicador de tiempo EFLPTOC 0.05...15.00 0.01

EFHPTOC 0.05...15.00 0.01

Tiempo retardo operación EFLPTOC 40...200000 ms 10

EFHPTOC 40...200000 ms 10

EFIPTOC 20...200000 ms 10

Tipo de curva operativa1) EFLPTOC Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

EFHPTOC Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

EFIPTOC Tiempo definido



ABB 37

Tabla 34. Protección de falla a tierra direccional (DEFxPDEF)



DEFLPDEF Intensidad:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × InTensión±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × UnÁngulo de fase:±2°

DEFHPDEF Intensidad:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × In(todas las intensidades dentro del rango de 0.1…10 × In)±5,0% del valor de ajuste(todas las intensidades dentro del rango de 10…40 × In)Tensión:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × UnÁngulo de fase:±2°


DEFHPDEFIFalla = 2 × ajuste Valor de arranque

42 ms

46 ms

49 ms

DEFLPDEFIFalla = 2 × ajuste Valor de arranque

58 ms 62 ms 66 ms




Precisión del tiempo de operación en modo de tiempo definido ±1,0% del valor de ajuste ó ±20 ms

Precisión del tiempo de operación en modo de tiempo inverso ±5,0% del valor de ajuste teórico ó ±20 ms 3)

Supresión de armónicos RMS: Sin supresiónDFT: -50 dB siendo f = n × fn, donde n = 2, 3, 4, 5,…Pico a pico: Sin supresión

1) Ajuste Tiempo de retardo de operación = 0.06 s,Tipo de curva de operación = IEC tiempo definido, Modo de medida = por defecto (depende de la etapa), intensidad previa a la falta = 0.0 × In,

fn = 50 Hz, 50 Hz, intensidad de falta a tierra con frecuencia nominal aplicada desde una ángulo de fase aleatorio, resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas.

2) Incluye el retardo de la señal del contacto de salida3) Máximo Valor de arranque = 2.5 × In, Valor de arranque múltiples en el rango de 1.5...20.


38 ABB

Tabla 35. Ajustes principales de protección de falta a tierra direccional (DEFxPDEF)


Valor inicial DEFLPDEF 0.010...5.000 × In 0.005

DEFHPDEF 0.10...40.00 × In 0.01

Modo direccional DEFLPDEF y DEFHPDEF 1 = No direccional2 = Hacia adelante3 = Hacia atrás

Multiplicador de tiempo DEFLPDEF 0.05...15.00 0.01

DEFHPDEF 0.05...15.00 0.01

Tiempo retardo operación DEFLPDEF 60...200000 ms 10

DEFHPDEF 40...200000 ms 10

Tipo de curva operativa1) DEFLPDEF Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

DEFHPDEF Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 3, 5, 15, 17

Modo de operación DEFLPDEF y DEFHPDEF 1 = Ángulo de fase2 = IoSin3 = IoCos4 = Ángulo de fase 805 = Ángulo de fase 88

1) Para más información, consulte la tabla de características operativas

Tabla 36. Protección de falla a tierra basada en admitancia (EFPADM)


Precisión de operación1) Con la frecuencia f = fn

±1,0% ó ±0,01 mS(En el rango de 0,5 - 100 mS)

Tiempo de arranque2) Mínimo Típico Máximo

56 ms 60 ms 64 ms

Tiempo de restablecimiento 40 ms

Precisión del tiempo de funcionamiento ±1,0% del valor de ajuste ó ±20 ms

Supresión de armónicos -50 dB siendo f = n × fn, donde n = 2, 3, 4, 5,…

1) Uo = 1.0 × Un2) Incluye el retardo de la señal del contacto de la salida. Resultados basados en la distribución estadística de 1000 mediciones.


ABB 39

Tabla 37. Ajustes principales de la protección de falla a tierra basada en admitancia (EFPADM)

Parámetro Función Valor (rango) Paso

Valor de arranque de tensión EFPADM 0.01...2.00 × Un 0.01

Modo direccional EFPADM 1 = No direccional2 = Hacia adelante3 = Hacia atrás

Modo de funcionamiento EFPADM 1 = Yo2 = Go3 = Bo4 = Yo, Go5 = Yo, Bo6 = Go, Bo7 = Yo, Go, Bo

Tiempo de retardo defuncionamiento

EFPADM 60...200000 ms 10

Radio del círculo EFPADM 0.05...500.00 mS 0.01

Círculo de conductancia EFPADM -500.00...500.00 mS 0.01

Círculo de susceptancia EFPADM -500.00...500.00 mS 0.01

Conductancia directa EFPADM -500.00...500.00 mS 0.01

Conductancia inversa EFPADM -500.00...500.00 mS 0.01

Ángulo de inclinación deconductancia

EFPADM -30...30° 1

Susceptancia directa EFPADM -500.00...500.00 mS 0.01

Susceptancia inversa EFPADM -500.00...500.00 mS 0.01

Ángulo de inclinación desusceptancia

EFPADM -30...30° 1

Tabla 38. Protección de falta a tierra basada en la vatimétrica (WPWDE)



Intensidad y tensión:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × InPotencia:±3% del valor de ajuste ó ±0.002 × Pn

Tiempo de arranque 1)2) Típico 63 ms



Precisión del tiempo de funcionamiento en modo de tiempo definido ±1,0% del valor de ajuste o ±20 ms

Precisión del tiempo de funcionamiento en modo de IDMT ±5,0% del valor de ajuste o ±20 ms

Supresión de armónicos -50 dB siendo f = n × fn, donde n = 2,3,4,5,…

1) Variación de Io durante el ensayo. Uo = 1.0 × Un = tensión de fase a tierra durante falta a tierra en una red compensada o una red no puesta a tierra. El valor de potencia residual antes de la

falta = 0.0 pu, fn = 50 Hz, resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas.

2) Incluye el retardo de la señal del contacto de salida.


40 ABB

Tabla 39. Ajustes principales de la protección de falla a tierra vatimétrica (WPWDE)


Modo direccional WPWDE 2 = Hacia adelante3 = Hacia atrás

Valor de arranque de la intensidad WPWDE 0.010...5.000 × In 0.001

Valor de arranque de tensión WPWDE 0.010...1.000 × Un 0.001

Valor de arranque de la potencia WPWDE 0.003...1.000 × Pn 0.001

Potencia de referencia WPWDE 0.050...1.000 × Pn 0.001

Ángulo característico WPWDE -179...180° 1

Factor de tiempo WPWDE 0.05...2.00 0.01

Tipo de curva operativa WPWDE Tiempo positivo o inversoTipo de curva: 5, 15, 20


WPWDE 60...200000 ms 10

Intensidad operativa mínima WPWDE 0.010...1.000 × In 0.001

Tensión operativa mínima WPWDE 0.01...1.00 × Un 0.01

Tabla 40. Protección de defecto a tierra transitorio/intermitente (INTRPTEF)


Precisión operativa (criterios Uo con protección transitoria) Según la frecuencia de la intensidad medida: fn ±2 Hz

±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 x Uo

Precisión del tiempo de operación ±1,0% del valor de ajuste ó ±20 ms

Supresión de armónicos DFT: -50 dB siendo f = n × fn, donde n = 2, 3, 4, 5

Tabla 41. Ajustes principales de protección falla a tierra transitoria/intermitente (INTRPTEF)


Modo direccional INTRPTEF 1=No direccional2=Hacia adelante3=Hacia atrás

-

Tiempo retardo operación INTRPTEF 40...1200000 ms 10

Valor de inicio de tensión (valor deinicio de tensión para EFtransitorio)

INTRPTEF 0.01...0.50 × Un 0.01

Modo de operación INTRPTEF 1=EF intermitente2=EF transitorio

-

Límite del contador de pico(requisitos mínimos para elcontador de pico antes del inicio enmodo IEF)

INTRPTEF 2...20 -

Intensidad mínima defuncionamiento

INTRPTEF 0.01...1.00 × In 0.01


ABB 41

Tabla 42. Protección de falta a tierra basada en armónicos (HAEFPTOC)



±5% del valor de ajuste ó ±0.004 × In

Tiempo de arranque 1)2) Típico 77 ms




Precisión del tiempo de operación en modo de IDMT 3) ±5,0% del valor de ajuste ó ±20 ms

Supresión de armónicos -50 dB siendo f = fn

-3 dB siendo f = 13 × fn

1) Intensidad de frecuencia fundamental = 1.0 × In. Intensidad de armónicos previa a falta = 0.0 × In, intensidad de falta de armónicos 2.0 × Valor de arranque. Resultados basados en la

distribución estadística de 1000 medidas.2) Incluye el retardo de la señal del contacto de la salida3) Máximo Valor de arranque = 2.5 × In, Valor de arranque múltiples en el rango de 2...20.

Tabla 43. Ajustes principales de la protección de falta a tierra basada en armónicos (HAEFPTOC)


Valor de arranque HAEFPTOC 0.05...5.00 × In 0.01

Factor de tiempo HAEFPTOC 0.05...15.00 0.01


HAEFPTOC 100...200000 ms 10

tiempo mínimo de funcionamiento HAEFPTOC 100...200000 ms 10

Tipo de curva operativa HAEFPTOC Tiempo positivo ó inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

Tabla 44. Protección de sobreintensidad de secuencia negativa (NSPTOC)


Exactitud de funcionamiento Según la frecuencia de la intensidad medida: fn ±2 Hz

±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × In


IFalla = 2 × ajuste Valor de arranqueIFalla = 10 × ajuste Valor dearranque

23 ms15 ms

26 ms18 ms

28 ms20ms







1) El valor de intensidad de secuencia negativa previa a la falta = 0.0, fn = 50 Hz, resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas.

2) Incluye el retardo de la señal del contacto de la salida3) Máximo Valor de arranque = 2.5 × In, Valor de arranque múltiples en el rango de 1.5...20.


42 ABB

Tabla 45. Ajustes principales de protección de sobreintensidad de secuencia de fase negativa (NSPTOC)


Valor inicial NSPTOC 0.01...5.00 × In 0.01

Multiplicador de tiempo NSPTOC 0.05...15.00 0.01

Tiempo retardo operación NSPTOC 40...200000 ms 10

Tipo de curva operativa1) NSPTOC Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19


Tabla 46. Protección de discontinuidad de fase (PDNSPTOC)



±2% del valor de ajuste

Tiempo de arranque <70 ms






Tabla 47. Ajustes principales de protección de discontinuidad de fase


Valor de arranque (ajuste relaciónintensidad I2/I1)

PDNSPTOC 10...100% 1

Tiempo retardo operación PDNSPTOC 100...30000 ms 1

Mín. intensidad de fase PDNSPTOC 0.05...0.30 × In 0.01

Tabla 48. Protección de sobretensión residual (ROVPTOV)


Precisión de funcionamiento Según la frecuencia de la tensión medida: fn ±2 Hz

±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 x Un


UFalla = 2 × ajuste Valor dearranque

48 ms 51 ms 54 ms






1) Tensión residual antes de la falta= 0,0 × Un, fn = 50 Hz, tensión residual con frecuencia nominal aplicada desde ángulo de fase, resultados basados en una distribución estadística de 1000

medidas2) Incluye el retardo del contacto de la señal de salida


ABB 43

Tabla 49. Ajustes principales de protección de sobretensión residual (ROVPTOV)


Valor inicial ROVPTOV 0.010...1.000 × Un 0.001

Tiempo retardo operación ROVPTOV 40...300000 ms 1

Tabla 50. Protección de subtensión trifásica (PHPTUV)



±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × Un


UFalla = 0.9 × ajuste Valor dearranque

62 ms 66 ms 70 ms


Relación de restablecimiento Según el ajuste Histéresis relativa


Precisión del tiempo de funcionamiento en modo de tiempo definido ±1,0% del valor de ajuste o ±20 ms

Precisión del tiempo de funcionamiento en modo de tiempo inverso ±5,0% del valor teórico o ±20 ms3)


1) Valor de arranque = 1.0 × Un, Tensión antes de falta = 1.1 × Un, fn = 50 Hz, subtensión en una fase a fase con frecuencia nominal inyectada con un ángulo de fase aleatorio, resultados

basados en la distribución estadística de 1000 medidas2) Incluye el retardo del contacto de la salida de la señal3) Mínimo Valor de arranque = 0,50, Valor de arranque múltiples en un rango desde 0,90...0,20

Tabla 51. Ajustes principales de protección de subtensión trifásica (PHPTUV)


Valor inicial PHPTUV 0.05...1.20 × Un 0.01

Multiplicador de tiempo PHPTUV 0.05...15.00 0.01

Tiempo retardo operación PHPTUV 60...300000 ms 10

Tipo de curva operativa1) PHPTUV Tiempo definido o inversoTipo de curva: 5, 15, 21, 22, 23



44 ABB

Tabla 52. Protección de sobretensión trifásica (PHPTOV)





UFalla = 1.1 × ajuste Valor dearranque

23 ms 27 ms 31 ms





Precisión del tiempo de funcionamiento en modo de tiempo inverso ±5,0% del valor técnico ó ±20 ms3)


1) Valor de arranque = 1.0 × Un, Tensión antes de falta = 0.9 × Un, fn = 50 Hz, sobretensión en una fase a fase con frecuencia nominal inyectada con un ángulo de fase aleatorio, resultados

basados en la distribución estadística de 1000 medidas2) Incluye el retardo del contacto de la salida de la señal3) Máximo Valor de arranque = 1.20 × Un, Valor de arranque múltiples en el rango de 1.10... 2.00

Tabla 53. Ajustes principales de protección de sobretensión trifásica (PHPTOV)


Valor inicial PHPTOV 0.05...1.60 × Un 0.01

Multiplicador de tiempo PHPTOV 0.05...15.00 0.01

Tiempo retardo operación PHPTOV 40...300000 ms 10

Tipo de curva operativa1) PHPTOV Tiempo definido o inversoTipo de curva: 5, 15, 17, 18, 19, 20


Tabla 54. Protección de subtensión de secuencia positiva (PSPTUV)





UFalla = 0.99 × ajuste Valor dearranqueUFalla = 0.9 × ajuste Valor dearranque

52 ms44 ms

55 ms47 ms

58 ms50 ms






1) Valor de arranque = 1.0 × Un, Tensión de secuencia positiva antes de falta = 1.1 × Un, fn = 50 Hz, subtensión de secuencia positiva con frecuencia nominal inyectada con un ángulo de fase

aleatorio, resultados basados en la distribución estadística de 1000 medidas2) Incluye el retardo de señal del contacto de la salida


ABB 45

Tabla 55. Ajustes principales de protección de subtensión de secuencia positiva (PSPTUV)


Valor inicial PSPTUV 0.010...1.200 × Un 0.001

Tiempo retardo operación PSPTUV 40...120000 ms 10

Valor del bloque de tensión PSPTUV 0.01...1.0 × Un 0.01

Tabla 56. Protección de sobretensión de secuencia de fase negativa (NSPTOV)





UFalla = 1,1 × ajuste Valor dearranqueUFalla = 2,0 × ajuste Valor dearranque

33 ms24 ms

35 ms26 ms

37 ms28 ms






1) Tensión de secuencia negativa previa a la falla = 0,0 × Un, fn = 50 Hz, sobretensión de secuencia positiva con frecuencia nominal inyectada con un ángulo de fase aleatorio, resultados

basados en una distribución estadística de 1000 mediciones2) Incluye el retardo de la señal del contacto de la salida

Tabla 57. Ajustes principales de protección de sobretensión de secuencia negativa (NSPTOV)


Valor inicial NSPTOV 0.010...1.000 × Un 0.001

Tiempo retardo operación NSPTOV 40...120000 ms 1

Tabla 58. Protección de frecuencia (FRPFRQ)


Precisión de funcionamiento f>/f< ±5 mHz

df/dt ±50 mHz/s (en el rango |df/dt| < 5 Hz/s)± 2,0% del valor del ajuste (en el rango 5 Hz/s < |df/dt| < 15 Hz/s)

Tiempo de arranque f>/f< <80 ms

df/dt <120 ms

Tiempo de restablecimiento <150 ms



46 ABB

Tabla 59. Ajustes principales de protección de frecuencia (FRPFRQ)


Modo de funcionamiento FRPFRQ 1 = Frec<2 = Frec>3 = df/dt4 = Frec< + df/dt5 = Frec> + df/dt6 = Frec< OR df/dt7 = Frec> OR df/dt

Valor de arranque de Frec> FRPFRQ 0.9000...1.2000 × fn 0.0001

Valor de arranque de Frec< FRPFRQ 0.8000...1.1000 × fn 0.0001

Valor de arranque df/dt FRPFRQ -0.200...0.200 × fn/s 0.005

Tm Frec operación FRPFRQ 80...200000 ms 10

Tm operación df/dt FRPFRQ 120...200000 ms 10

Tabla 60. Protección térmica trifásica para líneas, cables y transformadores de distribución (T1PTTR)



Medida de intensidad: ±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 ±0.002 × In (conintensidades en el rango desde 0,01...4,00 × In)

Precisión del tiempo de operación1) ±2,0% del valor teórico ó ±0,50 s

1) Sobrecarga de intensidad > 1,2 × Temperatura del nivel de funcionamiento


ABB 47

Tabla 61. Ajuste principales de protección térmica trifásica para líneas, cables y transformadores de distribución (T1PTTR)


Ajuste de la temperatura ambiente(temperatura ambiente utilizada aldesactivar AmbSens)

T1PTTR -50...100°C 1

Multiplicador de intensidad(multiplicador de intensidad alutilizar la función para líneasparalelas)

T1PTTR 1...5 1

Referencia de intensidad T1PTTR 0.05...4.00 × In 0.01

Aumento de temperatura (aumentode temperatura final sobre laambiental)

T1PTTR 0.0...200.0°C 0.1

Constante de tiempo (constante detiempo de la línea en segundos)

T1PTTR 60...60 000 s 1

Temperatura máxima (nivel detemperatura operativa)

T1PTTR 20.0...200.0°C 0.1

Valor de alarma (nivel detemperatura para el arranque(alarma))

T1PTTR 20.0...150.0°C 0.1

Temperatura de recierre(temperatura para elrestablecimiento del recierre delbloque tras el funcionamiento)

T1PTTR 20.0...150.0°C 0.1

Temperatura inicial (aumento detemperatura sobre la temperaturaambiente al inicio)

T1PTTR -50.0...100.0°C 0.1

Tabla 62. Protección de sobrecarga térmica trifásica, dos constantes temporales (T2PTTR)


Precisión de operación Según la frecuencia de la intensidad medida: fn ±2 Hz

Medida de intensidad: ±1,5% del valor de ajuste o ±0,002 x In (conintensidades en el rango desde 0,01...4,00 x In)

Precisión del tiempo de operación1) ±2,0% del valor teórico ó ±0,50 s

1) Corriente de sobrecarga > 1.2 x Temperatura del nivel de operación

Tabla 63. Ajuste principales de protección de sobrecarga térmica trifásica, dos constantes temporales (T2PTTR)


Subida de temperatura T2PTTR 0.0...200.0°C 0.1

Temperatura máxima T2PTTR 0.0...200.0°C 0.1

Temperatura de operación T2PTTR 80.0...120.0% 0.1

Factor de ponderación P T2PTTR 0.00...1.00 0.01

Constante de tiempo corto T2PTTR 6...60000 s 1

Referencia de intensidad T2PTTR 0.05...4.00 × In 0.01

Operación T2PTTR DesactivadoActivado

-


48 ABB

Tabla 64. Transferencia de señal binaria (BSTGGIO)


Demora de señalización Enlace de fibra óptica <5 ms

Enlace galvánico por hilo piloto <10 ms

Tabla 65. Protección de falla de interruptor (CCBRBRF)



±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × In


Tiempo de restablecimiento1) Típico 40 ms


1) El tiempo del pulso de disparo determina la duración del pulso mínimo.

Tabla 66. Ajustes principales de protección de falla de interruptor (CCBRBRF)


Valor de intensidad (intensidad defase operativa)

CCBRBRF 0.05...1.00 × In 0.05

Valor de intensidad res. (intensidadresidual operativa)

CCBRBRF 0.05...1.00 × In 0.05

Modo falla CB (modo operación defunción)

CCBRBRF 1 = Intensidad2= Estado del Interruptor3 = Ambos

-

Modo falla disparo CB CCBRBRF 1 = Apagado2= Sin comprobar3 = Comprobar Intensidad

-

Tiempo de redisparo CCBRBRF 0...60000 ms 10

Retardo defecto CB CCBRBRF 0...60000 ms 10

Retardo falla CB CCBRBRF 0...60000 ms 10

Tabla 67. Detector de energización trifásico (INRPHAR)


Precisión de funcionamiento Con la frecuencia f = fn

Medida de intensidad:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × InMedida de relación I2f/I1f:±5,0% del valor de ajuste

Tiempo de restablecimiento +35 ms / -0 ms


Precisión del tiempo de funcionamiento +35 ms / -0 ms


ABB 49

Tabla 68. Ajustes principales del detector de energización trifásico (INRPHAR)


Valor de inicio (proporción del 2º al1er valor harmónico que conduce alimitación)

INRPHAR 5...100% 1

Tiempo retardo operación INRPHAR 20...60000 ms 1

Tabla 69. Cierre sobre falta (CBPSOF)



Tabla 70. Ajustes principales de cierre sobre falta (CBPSOF)


SOTF tiempo de restablecimiento CBPSOF 0...60000 ms 1

Tabla 71. Protección multipropósito (MAPGAPC)


Precisión de operación ±1,0% del valor de ajuste ó ±20 ms

Tabla 72. Ajustes principales de la protección (MAPGAPC)


Valor de arranque MAPGAPC -10000.0...10000.0 0.1

Tiempo de retardo de operación MAPGAPC 0...200000 ms 100

Modo de operación MAPGAPC Por encimaPor debajo

-

Tabla 73. Localizador de faltas (SCEFRFLO)


Precisión de medida Con la frecuencia f = fn

Impedancia:±2.5% ó ±0.25 Ω

Distancia:±2.5% ó ±0.16 km/0.1 milla

XC0F_CALC:±2.5% ó ±50 Ω

IFLT_PER_ILD:±5% ó ±0.05


50 ABB

Tabla 74. Ajustes principales del localizador de faltas (SCEFRFLO)


Fase Carga Max Z SCEFRFLO 1.0...10000.00 Ω 0,1

Ries fuga Ph SCEFRFLO 20...1000000 Ω 1

React Capacitiva Ph SCEFRFLO 10...1000000 Ω 1

Línea R1 Sección A SCEFRFLO 0.000...1000.000 Ω/pu 0,001

Línea X1 Sección A SCEFRFLO 0.000...1000.000 Ω/pu 0,001

Línea R0 Sección A SCEFRFLO 0.000...1000.000 Ω/pu 0,001

Línea X0 Sección A SCEFRFLO 0.000...1000.000 Ω/pu 0,001

Línea Len Sección A SCEFRFLO 0.000...1000.000 pu 0,001

Tabla 75. Protección diferencial de línea con transformador en la zona (LNPLDF)

Características Valor

Precisión de operación 1) Según la frecuencia de la intensidad medida: fn ±2 Hz

Etapa baja ±2,5% del valor de ajuste

Etapa alta ±2,5% del valor de ajuste

Mínimo Típico Máximo

Etapa alta, tiempo de operación 2)3) 22 ms 25 ms 29 ms



Tiempo de demora (etapa baja) <40 ms

Precisión tiempo operación en modo tiempo definido ±1,0% del valor de ajuste ó ±20 ms

Precisión tiempo operación en modo tiempo inverso ±5,0% del valor de ajuste o ±20 ms 4)

1) Con el canal de comunicación simétrico (como al utilizar fibra óptica dedicada).2) Sin demora adicional en el canal de comunicaciones (como al utilizar fibra óptica dedicada).3) Incluye el retardo del contacto de salida Cuando la intensidad diferencial = 2 × Valor alto de operación y fn = 50 Hz con conexión galvánica por hilo de piloto + 5 ms.

4) Valor bajo de operación múltiples en el rango de 1.5...20.


ABB 51

Tabla 76. Ajustes principales de protección diferencial de línea con transformador en la zona (LNPLDF)

Parámetros Función Valor (rango) Descripción

Valor de operación alto LNPLDF 200...4000 % In Valor de operación de fase instantánea

Valor de operación bajo LNPLDF 10...200 % In Ajuste básico para el inicio de la faseestabilizada

Tiempo retardo operación LNPLDF 45...200000 ms Tiempo de retardo operación para lafase estabilizada

Tipo de curva operación LNPLDF 1=ANSI Ext. inv.3=ANSI Norm. inv.5=ANSI Def. Tiempo9=IEC Norm. inv.10=IEC Muy inv.12=IEC Ext. inv.15=IEC Def. Tiempo

Selección de la curva de demora detiempo para la fase estabilizada

Multiplicador de tiempo LNPLDF 0.05...15.00 Multiplicador de tiempo en curvas IDMT

Valor de inicio 2.H LNPLDF 10...50 % La proporción de los 2 componentesarmónicos al componente fundamentalpreciso para bloqueo

Índice de corrección CT LNPLDF 0.200...5.000 Índice de corrección del transformadorde corriente de fase remota

Tabla 77. Ajustes principales para la detección de faltas de alta impedancia (PHIZ)


Nivel de seguridad PHIZ 1...10 1

Tipo de sistema PHIZ 1=Puesto a tierra2=No puesto a tierra


52 ABB

Tabla 78. Características de operación

Parámetros Valor (rango)

Tipo de curva operación 1 = ANSI Ext. inv.2 = ANSI Muy. inv.3 = ANSI Norm. inv.4 = ANSI Mod inv.5 = ANSI Def. Tiempo6 = L.T.E. inv.7 = L.T.V. inv.8 = L.T. inv.9 = IEC Norm. inv.10 = IEC Muy inv.11 = IEC inv.12 = IEC Ext. inv.13 = IEC S.T. inv.14 = IEC L.T. inv15 = IEC Def. Tiempo17 = Programable18 = Tipo RI19 = Tipo RD

Tipo de curva operación (protección de tensión) 5 = ANSI Def. Tiempo15 = IEC Def. Tiempo17 = Inv. Curva A18 = Inv. Curva B19 = Inv. Curva C20 = Programable21 = Inv. Curva A22 = Inv. Curva B23 = Programable


ABB 53

Funciones de la calidad de potencia

Tabla 79. Variación de tensión (PHQVVR)


Precisión de operación ±1.5% del valor de ajuste ó ±0.2% de la tensión de referencia

Relación de restablecimiento Típico: 0,96 (Swell), 1,04 (Dip, interrupción)

Tabla 80. Desequilibrio de tensión (VSQVUB)


Precisión de operación ±1.5% del valor de ajuste ó ±0.002 × Un



54 ABB

Funciones de control

Tabla 81. Reenganche automático (DARREC)



Tabla 82. Comprobación de sincronismo y energización (SECRSYN)



Tensión:±3.0% del valor de ajuste o ±0,01 x UnFrecuencia:±10 mHzÁngulo de fase:±3°

Tiempo de restablecimiento <50 ms



Tabla 83. Ajustes principales de la comprobación de sincronismo y energización (SECRSYN)


Modo vivo/muerto SECRSYN -1 = Apagado1=Ambos muertos2=Vivo L, Muerto B3=Muerto L, Vivo B4=Barra muerta, L Cualquier5=Muerto L, Cualquier barra6=Uno vivo, Muerto7=No vivos los dos

Diferencia de tensión SECRSYN 0.01...0.50 × Un 0.01

Diferencia de frecuencia SECRSYN 0.001...0.100 × fn 0.001

Diferencia de ángulo SECRSYN 5...90° 1

Modo de comprobación desincronismo

SECRSYN 1 = Apagado2 = Sincrónico3 = Asincrónico

Modo de control SECRSYN 1 = Continuo2 = Comando

Valor de línea muerta SECRSYN 0.1...0.8 × Un 0.1

Valor de línea viva SECRSYN 0.2...1.0 × Un 0.1

Cerrar pulso SECRSYN 200...60000 ms 10

Energización máxima T SECRSYN 0.50...1.15 × Un 0.01

Desplazamiento de fase SECRSYN -180...180° 1

Tiempo mínimo de sincronismo SECRSYN 0...60000 ms 10

Tiempo máximo de Sinc SECRSYN 100...6000000 ms 10

Tiempo de energización SECRSYN 100...60000 ms 10

Tiempo de cierre de Int SECRSYN 40...250 ms 10


ABB 55

Funciones de monitorización y supervisión del estado

Tabla 84. Monitorización del estado del interruptor (SSCBR)


Precisión de medida de intensidad ±1,5% ó ±0,002 x In(todas las intensidades dentro del rango de 0,1…10 x In)±5.0%(todas las intensidades dentro del rango de 10…40 x In)


Medida de tiempo de recorrido +10 ms / -0 ms

Tabla 85. Supervisión del circuito de intensidad (CCSPVC)


Tiempo de operación1) <30 ms

1) Incluye el retardo del contacto de salida

Tabla 86. Ajustes principales de supervisión del circuito de corriente (CCSPVC)


Valor inicial CCSPVC 0.05...0.20 × In 0.01

Máxima intensidad de operación CCSPVC 1.00...5.00 × In 0.01

Tabla 87. Supervisión de fallo de fusible (SEQSPVC)


Tiempo de funcionamiento1) Función NPS UFalla = 1.1 × ajuste Niv Sec Neg detensión

<33 ms

UFalla = 5.0 × ajuste Niv Sec Neg detensión

<18 ms

Función delta ΔU = 1.1 × ajuste Ratio del cambiode la tensión

<30 ms

ΔU = 2.0 × ajuste Ratio del cambiode la tensión

<24 ms

1) Incluye el retardo de la señal del contacto de la salida, fn = 50 Hz, tensión de la falla con frecuencia nominal inyectada con un ángulo de fase aleatorio, resultados basados en una distribución

estadística de 1000 mediciones

Tabla 88. Contador de funcionamiento para maquinas y dispositivos (MDSOPT)

Descripción Valor

Precisión de la medida del tiempo del funcionamiento del motor1) ±0.5%

1) De la lectura, para un relé independiente sin sincronización de tiempo.


56 ABB

Funciones de medida

Tabla 89. Medida de intensidad trifásica (CMMXU)



±0.5% or ±0.002 × In(todas las intensidades dentro del rango de 0.01...4.00 × In)

Supresión de armónicos DFT: -50 dB siendo f = n × fn, donde n = 2, 3, 4, 5,…RMS: Sin supresión

Tabla 90. Medida de secuencia de intensidad (CSMSQI)


Precisión de funcionamiento Según la frecuencia de la intensidad medida: f/fn = ±2 Hz

±1.0% o ±0.002 × Incon todas las intensidades dentro del rango de 0.01...4.00 × In


Tabla 91. Medida de intensidad residual (RESCMMXU)



±0.5% o ±0.002 × Incon todas las intensidades dentro del rango de 0.01...4.00 × In


Tabla 92. Medición de tensión trifásica (VMMXU)


Precisión de operación Según la frecuencia de la tensión medida : fn ±2 HzCon tensiones en el rango de 0,01…1,15 x Un

±0.5% ó ±0.002 × Un


Tabla 93. Medida de tensión residual (RESVMMXU)



±0.5% ó ±0.002 × Un



ABB 57

Tabla 94. Medida de secuencia de tensión (VSMSQI)


Precisión de funcionamiento Según la frecuencia de la tensión medida: fn ±2 HzCon tensiones en el rango de 0,01…1,15 x Un

±1.0% ó ±0.002 × Un


Tabla 95. Medida de energía y potencia trifásica (PEMMXU)


Precisión de operación Con las tres intensidades en rango de 0,10…1,20 x InCon las tres tensiones en rango de 0,50…1,15 x UnCon la frecuencia fn ±1 Hz

±1.5% para potencia aparente S±1.5% para potencia activa P y energía activa.1)

±1.5% para potencia reactiva P y energía reactiva.2)

±0,015 para factor de potencia


1) |PF| >0.5 que equivale |cosφ| >0.52) |PF| <0.86 que equivale |sinφ| >0.5

Tabla 96. Medida de frecuencia (FMMXU)


Precisión de funcionamiento ±10 mHz(en el rango de medida 35 - 75 Hz)


58 ABB

Otras funciones

Tabla 97. Bloque de función del temporizador de pulso (PTGAPC)



Tabla 98. Tiempo retardo apagado (8 pcs) (TOFPAGC)



Tabla 99. Tiempo retardo encendido (8 pcs) (TONGAPC)




ABB 59

22. HMI localEl relé está disponible con dos pantallas opcionales, unagrande y una pequeña. La pantalla grande es adecuada parainstalaciones con relé en las que se utiliza frecuentemente elinterfaz de usuario del panel frontal y se requiere un esquemaunifilar. La pantalla pequeña es adecuada para subestacionescontroladas de forma remota en las que el relé sólo se utilizaocasionalmente de forma local a través de la interfaz de usuariodel panel frontal.

Las dos pantallas LCD ofrecen toda la funcionalidad de lainterfaz de usuario del panel frontal con navegación por menúsy vistas de menús. Sin embargo, la pantalla grande ofrece unamayor facilidad de uso del panel frontal, con menosdesplazamiento por los menús y una mejor visión de conjuntode la información. La pantalla grande incluye además unesquema unifilar (SLD) configurable por el usuario conseñalización para el equipo primario asociado. Según laconfiguración estándar elegida, el relé muestra los valores de

medida relacionados excepto por el esquema unifilar pordefecto. La vista SLD también puede consultarse de formalocal o remota, a través de la interfaz de usuario basada ennavegador de Web. El SLD por defecto puede ser modificadosegún los requisitos del usuario mediante el editor de la pantallagráfica en PCM600. El usuario puede crear hasta 10 paginasSLD.

El HMI local incluye un botón pulsador (L/R) para lal operaciónlocal/remoto del relé. En modo local, el relé solo puede seroperado mediante el panel frontal del interfaz de usuario. Enmodo remota, el relé puede ejecutar comandos enviadosdesde una ubicación remota. El relé soporta la selecciónremota del modo local/remoto mediante una entrada digital.Esta función facilita, por ejemplo, el uso de un conmutadorexterno en la subestación para asegurar que todas los relésestén en modo local durante trabajos de mantenimiento y queel centro de control de la red no pueda operar los interruptoresde forma remota.

IECA070904 V3 ES

Figura 15. Pantalla pequeña

IECA070901 V3 ES

Figura 16. Pantalla grande

Tabla 100. Pantalla pequeña

Tamaño de fuente1) Filas en la vista Caracteres por fila

Pequeños, monoespaciada (6x12 píxeles) 5 20

Grandes, ancho variable (13x14 píxeles) 3 8 ó más

1) Según el idioma seleccionado

Tabla 101. Pantalla grande

Tamaño de fuente1) Filas en la vista Caracteres por fila

Pequeños, monoespaciada (6x12 píxeles) 10 20

Grandes, ancho variable (13x14 píxeles) 7 8 ó más

1) Según el idioma seleccionado


60 ABB

23. Métodos de montajeCon los accesorios de montaje adecuados, la caja estándar delos relés de la serie 615 puede montarse empotrada,semiempotrado o en pared. Las cajas de relé empotradas ymontadas en pared también puede montarse en posicióninclinada (25°) con ayuda de accesorios especiales.

Además, los relés pueden montarse en cualquier armario deinstrumentos estándar de 19 pulgadas, por medio de panelesde montaje de 19 pulgadas disponibles con calados para uno odos relés.Como alternativa, los relés también pueden montarseen armarios de instrumentos de 19 pulgadas por medio debastidores Combiflex para equipos, con altura 4U.

Para las pruebas de rutina, las cajas de los relés puedendotarse de interruptores de prueba de tipo RTXP 18, quepueden montarse al lado de las cajas.

Métodos de montaje:

• Montaje empotrado• Montaje semiempotrado• Montaje semiempotrado con una inclinación de 25°• Montaje en bastidor• Montaje de pared• Montaje en un bastidor de 19 pulgadas para equipos• Montaje con bloque de prueba RTXP 18 a un bastidor de

19"

Recorte del panel para montaje empotrado:• Altura: 161.5 ±1 mm• Anchura: 165.5 ±1 mm

48

177

160

177

153

164

IECA070900 V4 ES

Figura 17. Montaje empotrado

98

177

160

186

103

IECA070903 V4 ES

Figura 18. Montaje semiempotrado

230

107

25°

133

190

IECA070902 V4 ES

Figura 19. Semiempotrado con inclinaciónde 25º

24. Caja y unidad enchufable del reléPor motivos de seguridad, las cajas de los relés de medición deintensidad cuentan con contactos automáticos paracortocircuitar los circuitos de secundario de lostransformadores de intensidad al retirar una unidad de relé desu caja. Además, la caja del relé cuenta con un sistema decodificación mecánico que impide que las unidades de relé demedición de intensidad sean insertadas en cajas previstas para

unidades de medición de tensión y viceversa. Es decir, las cajasde relé tienen asignado un tipo determinado de unidadenchufable de relé.

25. Datos de selección y pedidosUtilice la Biblioteca ABB para acceder a la selección y lainformación del pedido y para generar el número del pedido.


ABB 61

http://search.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRS758059&LanguageCode=en&Action=Launch

26. Accesorios y datos para pedidos

Tabla 102. Comunicación hilo piloto

Artículo Número de pedido

El paquete de comunicación Hilo Piloto incluye dos módems de Hilo Piloto: RPW600AM (maestro) y RPW600AF(seguidor)

RPW600AMF

El kit de diagnósticos incluye la herramienta de diagnóstico-RPW, un cable de diagnóstico y un CD con lainformación y los drivers necesarios.

RPW600ADP

3,0 metros de latiguillo de fibra óptica mono-modo de interconexión LC-LC para conectar un módem de Hilo Pilotoal relé RED6151)

1MRS120547-3

1) Por favor, recuerde que son necesarios dos latiguillos para conectar dos paquetes de comunicación Hilo Piloto (RPW600AMF).

Tabla 103. Accesorios de montaje

Artículo Número de pedido

Kit de montaje semiempotrado 1MRS050696

Kit de montaje de pared 1MRS050697

Kit de montaje inclinado semiempotrado 1MRS050831

Kit de montaje en rack de 19” con recorte para un relé 1MRS050694

Kit de montaje en rack de 19” con recorte para dos relés 1MRS050695

Soporte de montaje para un relé con interruptor de prueba RTXP en 4U Combiflex (RHGT 19” variante C) 2RCA022642P0001

Soporte de montaje para un relé en 4U Combiflex (RHGT 19” variante C) 2RCA022643P0001

Kit de montaje en rack de 19” para un relé y un interruptor de prueba RTXP18 (el interruptor de prueba no estáincluido)

2RCA021952A0003

Kit de montaje en rack de 19” para un relé y un interruptor de prueba RTXP24 (el interruptor de prueba no estáincluido)

2RCA022561A0003

Kit de repuesto para un relé de las series Strömberg SP_J40 (corte en el centro de la placa de instalación) 2RCA027871A0001

Kit de repuesto para un relé de las series Strömberg SP_J40 (corte a la izquierda o a la derecha en la placa deinstalación)

2RCA027874A0001

Kit de repuesto para dos relés de la series Strömberg SP_J3 2RCA027880A0001

Kit de repuesto de rack de 19” para relés de las series Strömberg SP_J3/J6 (un corte) 2RCA027894A0001

Kit de repuesto de rack de 19” para relés de las series Strömberg SP_J3/J6 (dos cortes) 2RCA027897A0001

Kit de repuesto para un relé de las series Strömberg SP_J6 2RCA027881A0001

Kit de repuesto para tres relés de las series BBC S 2RCA027882A0001

Kit de repuesto para un relé de las series SPA 300 2RCA027885A0001

27. HerramientasEl relé de protección se suministra como una unidad pre-configurada.Los valores predeterminados de los ajustes de losparámetros pueden cambiarse a través de la interfaz de usuariodel panel frontal, la interfaz de usuario basada en navegador deWeb (Web HMI) o la herramienta PCM600 en combinación conel paquete de conectividad específico del relé.

El Gestor de IEDs de Protección y Control PCM600 ofreceamplias funciones de configuración de IED, como laconfiguración de señales de IED, la configuración de

aplicaciones, la configuración de la pantalla gráfica, laconfiguración de esquemas unifilares y la configuración de lacomunicación IEC 61850 con comunicación horizontalGOOSE.

Al utilizar la interfaz de usuario basada en navegador deInternet, puede accederse al relé de protección tanto localcomo remotamente utilizando un navegador de Internet(Internet Explorer). Por motivos de seguridad, la interfaz deusuario basada en navegador de Web está desactivada deforma predeterminada pero se puede activar mediante el panel-


62 ABB

frontal de la interfaz del usuario. La funcionalidad HMI Webpuede limitarse a acceso de sólo lectura.

El paquete de conectividad es una colección de software einformación específica de relé que permite conectarse einteractuar con el relé a los productos y herramientas delsistema. Los paquetes de conectividad reducen el riesgo deerrores en la integración de sistemas, minimizando los tiempos

de instalación y de configuración del dispositivo. Además, losPaquetes de conectividad para los relés de protección de estaserie de productos incluyen una herramienta de actualizaciónflexible para añadir un texto HMI local adicional para el relé deprotección. La herramienta de actualización se activa conPCM600 y permite múltiples actualizaciones del lenguaje HMIadicional, ofreciendo medios flexibles para posiblesactualizaciones futuras del lenguaje.

Tabla 104. Herramientas

Herramientas de configuración y ajuste Versión

PCM600 2.6 (Rollup 20150626) o posterior

Interfaz de usuario basada en navegador Web IE 8.0, IE 9.0, IE 10.0 o IE 11.0

Paquete de conectividad RED615 5.1 ó posterior

Tabla 105. Funciones soportadas

Función HMI web PCM600

Ajuste de parámetros del relé ● ●

Almacenamiento de ajustes de parámetros de relé en el relé ● ●

Monitoreo de señales ● ●

Manejo del registrador de perturbaciones ● ●

Visualización de LEDs de alarma ● ●

Administración del control de accesos ● ●

Configuración de señales de relés (Signal Matrix) - ●

Configuración de comunicaciones Modbus® (gestión decomunicaciones) - ●

Configuración de comunicaciones DNP3 (gestión de comunicaciones) - ●

Configuración de comunicaciones IEC 60870-5-103 (gestión decomunicaciones) - ●

Almacenamiento de ajustes de parámetros del relé en la herramienta - ●

Análisis de registros de perturbaciones - ●

XRIO parámetro exportación/importación - ●

Configuración del display gráfico - ●

Configuración de la aplicación - ●

Configuración de comunicación IEC 61850, GOOSE (configuración decomunicación) - ●

Visualización de diagramas de las fases ● -

Visualización de eventos ● ●

Guardado de datos de incidencias en el PC del usuario ● ●

Monitorización en línea - ●● = Soportado


ABB 63

28. CiberseguridadEl relé admite autenticación y autorización basada en gruposde usuarios. Es capaz de almacenar 2048 eventos de la pistade auditoria en la memoria no volátil. La memoria no volátil sebasa en un tipo de memoria que no necesita respaldo debatería o el intercambio habitual de componentes paramantener el almacenamiento de la memoria. FTP y Web HMI

utilizan el cifrado TLS con un mínimo de clave de longitud de128 bits que protege los datos de tránsito. En este caso losprotocolos de comunicación utilizados son FTPS y HTTPS.Todos los puertos de comunicación traseros y servicios deprotocolo opcionales se pueden desactivar según laconfiguración del sistema deseado.

29. Esquemas de conexionado

RED615

16

17

1918

X100

67

89

10

111213

15

14

2

1

3

45

22

212324

SO2

TCS2

PO4

SO1

TCS1

PO3

PO2

PO1

IRF

+

-Uaux

20

X110

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

SO2

SO1

SO3

SO2

SO1

23SO4

24

1) Opcional2) El IED presenta un mecanismo de cortocircuito automático en el conector TI cuando se desconecta la unidad enchufable.3) 100BaseFx / RJ-454) Bus de serie RS-4855) Bus de serie de fibra óptica (ST)

X13010

121113

151416

1817

1)

2)

X120

12

3

4

567

89

1011

12

14Io

IL1

IL2

BI 4

BI 3

BI 2

BI 1

IL3

1/5A

N1/5A

N1/5A

N1/5A

N

Comunicación de protección diferencial de línea

X13012

3

45

6BI 4

BI 5

BI 6

BI 3

BI 2

BI 1

87

9

1)

X1LAN

X5123456789

B/-A/+

/ TX

/ RX

GNDGNDC

X16

X2LAN

IRIG-B -IRIG-B +AGND

1) 3)

X12RXTX

1) 3)

1) 4)

1) 5)

B/-A/+

X110

34

56

7

89

10BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 712

13

11

BI 112

GUID-FBFA9940-E37D-4C32-A083-0367AAEDE267 V2 ES

Figura 20. Esquema de conexionado para las configuraciones A y C


64 ABB

RED615

16

17

1918

X100

67

89

10

111213

15

14

2

1

3

45

22

212324

SO2

TCS2

PO4

SO1

TCS1

PO3

PO2

PO1

IRF

+

-Uaux

20

X110

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

SO2

SO1

SO3

SO2

SO1

23SO4

24

1) Opcional2) El IED presenta un mecanismo de cortocircuito automático en el conector TI cuando se desconecta la unidad enchufable.3) 100BaseFx / LC o 100BaseTx / RJ-454) Bus de serie RS-4855) Bus de serie de fibra óptica (ST)

X13010

121113

151416

1817

1)

2)

X120

12

3

4

567

89

1011

1213

14Io

IL1

IL2

BI 3

Uo

BI 2

BI 1

IL3

1/5A

N

60-210V

N

1/5A

N1/5A

N1/5A

N

Comunicación de protección diferencial de línea

X13012

3

45

6BI 4

BI 5

BI 6

BI 3

BI 2

BI 1

87

9

1)

X1LAN

X5123456789

B/-A/+

/ TX

/ RX

GNDGNDC

X16

X2LAN


1) 3)

X12RXTX

1) 3)

1) 4)

1) 5)

B/-A/+

X110

34

56

7

89

10BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 712

13

11

BI 112

GUID-A05D9233-4377-48D7-9F00-4218F0E7D4DC V2 ES

Figura 21. Esquema de conexionado para la configuración B


ABB 65

RED615

16

17

1918

X100

67

89

10

111213

15

14

2

1

3

45

22

212324

SO2

TCS2

PO4

SO1

TCS1

PO3

PO2

PO1

IRF

+

-Uaux

20

X110

34

56

7

89

10BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 712

13

11

BI 112

X110

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

SO2

SO1

23SO4

24

2)

X120

12

3

4

567

89

1011

12

14Io

IL1

IL2

BI 4

BI 3

BI 2

BI 1

IL3

1/5A

N1/5A

N1/5A

N1/5A

N

X13012

34

56

BI 4

BI 3

BI 2

BI 1

87

9101112

U12B

1314

U1

1516

U2

1718

U3

UoN

N

N

N

60 -

N

210V

60 -210V

60 -210V

60 -210V

60 -210V

6)

X1LAN

X5123456789

B/-A/+

/ TX

/ RX

GNDGNDC

X16Comunicación de protección diferencial de línea

X2LAN


1) 3)

X12RXTX

1) 3)

1) 4)

1) 5)

B/-A/+

1) Opcional2) El IED presenta un mecanismo de cortocircuito automático en el conector TI cuando se desconecta la unidad enchufable.3) 100BaseFx / LC o 100BaseTx / RJ-454) Bus de serie RS-4855) Bus de serie de fibra óptica (ST)6) AIM0006 (5U+4BI) Módulo Alternativo AIM0003 (5U+2RTD+1mA)

GUID-EE704FD2-E4A7-4745-B84D-95033D4DC5AA V2 ES

Figura 22. Esquema de conexionado para la configuración D


66 ABB

RED615

16

17

1918

X100

67

89

10

111213

15

14

2

1

3

45

22

212324

SO2

TCS2

PO4

SO1

TCS1

PO3

PO2

PO1

IRF

+

-Uaux

20

X110

34

56

7

89

10BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 712

13

11

BI 112

X110

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

SO2

SO1

23SO4

24

X1LAN

X5123456789

B/-A/+

/ TX

/ RX

GNDGNDC

X16Comunicación de protección diferencial de línea

X2LAN


1) 3)

X12RXTX

1) 3)

1) 4)

1) 5)

B/-A/+

1) Opcional2) El IED presenta un mecanismo de cortocircuito automático en el conector TI cuando se desconecta la unidad enchufable.3) 100BaseFx / LC o 100BaseTx / RJ-454) Bus de serie RS-4855) Bus de serie de fibra óptica (ST)

X130

12

X131

45

IL1

78

U1

X132

45

IL2

78

U2

X133

45

IL3

78

U3

Io0,2/1A

N

GUID-33733308-95B9-4B59-B5DC-E15AFA16E05E V1 ES

Figura 23. Esquema de conexionado para la configuración E


ABB 67

30. CertificadosDNV GL ha emitido un Certificado Edición 2 de IEC 61850 de

Nivel A1 para las series Relion® serie 615. Numero decertificado: 7410570I-OPE/INC 15-1136.

DNV GL ha emitido un certificado IEC 61850 de Nivel A1 para

las series Relion® serie 615. Numero de certificado: 74105701-OPE/INC 15-1145.

Certificados adicionales se pueden encontrar en lapágina del producto.

31. ReferenciasEl www.abb.com/substationautomation portal ofreceinformación sobre toda la gama de productos y servicios deautomatización de distribución.

Encontrará la última información respecto al relé de proteccióny control RED615 en página del producto. Desplazarse por lapágina para buscar y descargar la documentación relacionada.

Para obtener información sobre los módems RPW600 por favorconsulte la guía del usuario RPW600, documento ID6621-2260. Está disponible para su descarga el documento delRED615 página del producto. Desplazarse por la página parabuscar y descargar la documentación relacionada.


68 ABB

http://new.abb.com/medium-voltage/distribution-automation/numerical-relays/feeder-protection-and-control/relion-for-medium-voltage/line-differential-protection-and-control-red615-iec

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION



32. Códigos y símbolos de funciones

Tabla 106. Funciones incluidas en el relé

Función IEC 61850 IEC 60617 IEC-ANSI

Protección

Protección de sobreintensidad trifásica no direccional, etapabaja

PHLPTOC1 3I> (1) 51P-1 (1)

Protección de sobreintensidad trifásica no direccional, etapaalta

PHHPTOC1 3I>> (1) 51P-2 (1)

PHHPTOC2 3I>> (2) 51P-2 (2)

Protección de sobreintensidad trifásica no direccional, etapainstantánea

PHIPTOC1 3I>>> (1) 50P/51P (1)

Protección de sobreintensidad trifásica direccional, etapabaja

DPHLPDOC1 3I> -> (1) 67-1 (1)

DPHLPDOC2 3I> -> (2) 67-1 (2)

Protección de sobreintensidad trifásica direccional, etapaalta

DPHHPDOC1 3I>> -> (1) 67-2 (1)

Protección de falla a tierra no direccional, etapa baja EFLPTOC1 Io> (1) 51N- 1 (1)

EFLPTOC2 Io> (2) 51N-1 (2)

Protección de falla a tierra no direccional, etapa alta EFHPTOC1 Io>> (1) 51N- 2 (1)

Protección de falta a tierra no direccional, etapa instantánea EFIPTOC1 Io>>> (1) 50N/51N (1)

Protección de falla a tierra direccional, etapa baja DEFLPDEF1 Io>-> (1) 67N-1 (1)

DEFLPDEF2 Io>-> (2) 67N-1 (2)

Protección de falta a tierra direccional, etapa alta DEFHPDEF1 Io>> -> (1) 67N-2 (1)

Protección de falta a tierra basada en la admitancia EFPADM1 Yo> -> (1) 21YN (1)

EFPADM2 Yo> -> (2) 21YN (2)

EFPADM3 Yo> -> (3) 21YN (3)

Protección de falta a tierra basada en la vatimétrica WPWDE1 Po> -> (1) 32N (1)

WPWDE2 Po> -> (2) 32N (2)

WPWDE3 Po> -> (3) 32N (3)

Protección a tierra transitoria/intermitente INTRPTEF1 Io> -> IEF (1) 67NIEF (1)

Protección de falta a tierra basada en armónicos HAEFPTOC1 Io>HA (1) 51NHA (1)

Protección de falta a tierra no direccional (todo-terreno),empleando la "Io" calculada

EFHPTOC1 Io>> (1) 51N- 2 (1)

Protección de sobreintensidad de secuencia negativa NSPTOC1 I2> (1) 46 (1)

NSPTOC2 I2> (2) 46 (2)

Protección de discontinuidad de fase PDNSPTOC1 I2/I1> (1) 46PD (1)

Protección de sobretensión residual ROVPTOV1 Uo> (1) 59G (1)

ROVPTOV2 Uo> (2) 59G (2)

ROVPTOV3 Uo> (3) 59G (3)

Protección de subtensión trifásica PHPTUV1 3U< (1) 27 (1)

PHPTUV2 3U< (2) 27 (2)

PHPTUV3 3U< (3) 27 (3)


ABB 69

Tabla 106. Funciones incluidas en el relé, continuación


Protección de sobretensión trifásica PHPTOV1 3U> (1) 59 (1)

PHPTOV2 3U> (2) 59 (2)

PHPTOV3 3U> (3) 59 (3)

Protección de subtensión de secuencia positiva PSPTUV1 U1< (1) 47U+ (1)

Protección de sobretensión de secuencia negativa NSPTOV1 U2> (1) 47O- (1)

Protección de frecuencia FRPFRQ1 f>/f<,df/dt (1) 81 (1)

FRPFRQ2 f>/f<,df/dt (2) 81 (2)



Protección térmica trifásica para alimentadores, cables ytransformadores de distribución

T1PTTR1 3Ith>F (1) 49F (1)

Protección de sobrecarga térmica trifásica, dos constantestemporales

T2PTTR1 3Ith>T/G/C (1) 49T/G/C (1)

Transferencia de señal binaria BSTGGIO1 BST (1) BST (1)

Protección contra el fallo de un interruptor automático CCBRBRF1 3I>/Io>BF (1) 51BF/51NBF (1)

Detector de corriente interna trifásico INRPHAR1 3I2f> (1) 68 (1)

Cierre sobre falta CBPSOF1 SOTF (1) SOTF (1)

Disparo maestro TRPPTRC1 Disparo maestro (1) 94/86 (1)

TRPPTRC2 Disparo maestro (2) 94/86 (2)

Protección multipropósito MAPGAPC1 MAP (1) MAP (1)

MAPGAPC2 MAP (2) MAP (2)

















Localizador de faltas SCEFRFLO1 FLOC (1) 21FL (1)


70 ABB



Protección diferencial de línea con transformador en la zona LNPLDF1 3Id/I> (1) 87L (1)

Detector de faltas de alta impedancia PHIZ1 HIF (1) HIZ (1)

Calidad de potencia

Distorsión de demanda total de la intensidad CMHAI1 PQM3I (1) PQM3I (1)

Distorsión armónica total de tensión VMHAI1 PQM3U (1) PQM3V (1)

Variación de tensión PHQVVR1 PQMU (1) PQMV (1)

Desequilibrio de tensión VSQVUB1 PQUUB (1) PQVUB (1)

Control

Control del seccionador CBXCBR1 I <-> O CB (1) I <-> O CB (1)

Control del seccionador DCXSWI1 I <-> O DCC (1) I <-> O DCC (1)

DCXSWI2 I <-> O DCC (2) I <-> O DCC (2)

Control del seccionador de tierra ESXSWI1 I <-> O ESC (1) I <-> O ESC (1)

Indicación de posición del seccionador DCSXSWI1 I<-> O DC (1) I<-> O DC (1)

DCSXSWI2 I<-> O DC (2) I<-> O DC (2)

DCSXSWI3 I<-> O DC (3) I<-> O DC (3)

Indicación de interruptor de tierra ESSXSWI1 I <-> O ES (1) I <-> O ES (1)

ESSXSWI2 I <-> O ES (2) I <-> O ES (2)

Auto reenganche DARREC1 O -> I (1) 79 (1)

Comprobación de sincronismo y energización SECRSYN1 SYNC (1) 25 (1)

Monitorización del estado y supervisión

Supervisión del estado del seccionador SSCBR1 CBCM (1) CBCM (1)

Supervisión de circuito de disparo TCSSCBR1 TCS (1) TCM (1)

TCSSCBR2 TCS (2) TCM (2)

Supervisión del circuito de corriente CCSPVC1 MCS 3I (1) MCS 3I (1)

Supervisión de fallo de fusible SEQSPVC1 FUSEF (1) 60 (1)

Supervisión de la comunicación de protección PCSITPC1 PCS (1) PCS (1)

Contador de funcionamiento para maquinas y dispositivos MDSOPT1 OPTS (1) OPTM (1)

Medición

Reg. perturbaciones RDRE1 DR (1) DFR (1)

Registro de perfil de cargas LDPRLRC1 LOADPROF (1) LOADPROF (1)

Registro de faltas FLTRFRC1 FAULTREC (1) FAULTREC (1)

Medida de intensidad trifásica CMMXU1 3I (1) 3I (1)

Medición de corriente secuencial CSMSQI1 I1, I2, I0 (1) I1, I2, I0 (1)

Medida de intensidad residual RESCMMXU1 Io (1) In (1)

Medida de tensión trifásica VMMXU1 3U (1) 3V (1)

VMMXU2 3U (2) 3V (2)

Medición de tensión residual RESVMMXU1 Uo (1) Vn (1)

Medida de secuencia de tensión VSMSQI1 U1, U2, U0 (1) V1, V2, V0 (1)


ABB 71



Medida de energía y potencia trifásica PEMMXU1 P, E (1) P, E (1)

Medida RTD/mA XRGGIO130 X130 (RTD) (1) X130 (RTD) (1)

Medida de frecuencia FMMXU1 f (1) f (1)

Enviar valor muestreado IEC 61850-9-2 LE SMVSENDER SMVSENDER SMVSENDER

Recibir valor muestreado IEC 61850-9-2 LE (tensióncompartida)

SMVRCV SMVRCV SMVRCV

Otros

Temporizador de pulsos mínimos (2 pcs) TPGAPC1 TP (1) TP (1)

TPGAPC2 TP (2) TP (2)



Temporizador de pulsos mínimos (2 pcs, resolución desegundos)

TPSGAPC1 TPS (1) TPS (1)

Temporizador de pulsos mínimos (2 pcs, resolución deminutos)

TPMGAPC1 TPM (1) TPM (1)

Temporizador de pulsos (8 pcs) PTGAPC1 PT (1) PT (1)

PTGAPC2 PT (2) PT (2)

Tiempo de retardo apagado (8 pcs) TOFGAPC1 TOF (1) TOF (1)

TOFGAPC2 TOF (2) TOF (2)



Tiempo de retardo encendido (8 pcs) TONGAPC1 TON (1) TON (1)

TONGAPC2 TON (2) TON (2)



Establecer resetear (8 pcs) SRGAPC1 SR (1) SR (1)

SRGAPC2 SR (2) SR (2)



Mover (8 pcs) MVGAPC1 MV (1) MV (1)

MVGAPC2 MV (2) MV (2)

Punto de control genérico (16 pcs) SPCGAPC1 SPC (1) SPC (1)

SPCGAPC2 SPC (2) SPC (2)

Escala de valores analógicos SCA4GAPC1 SCA4 (1) SCA4 (1)

SCA4GAPC2 SCA4 (2) SCA4 (2)



Mover valor entero MVI4GAPC1 MVI4 (1) MVI4 (1)


72 ABB

33. Historial de revisión de documentos

Revisión/fecha del documento Versión del producto Historial

A/2010-02-11 1.1 Traducción de la versión inglés A (1MRS756500)

B/2014-08-18 5.0 Traducción de la versión inglés H (1MRS756500)

C/2016-03-21 5.0 FP1 Traducción de la versión inglés K (1MRS756500)


ABB 73

Contacto

ABB OyMedium Voltage Products,Distribution AutomationP.O. Box 699FI-65101 VAASA, FinlandiaTeléfono +358 10 22 11Fax +358 10 22 41094

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www.abb.com/substationautomation

ABB India Limited,Distribution AutomationManeja WorksVadodara-390013, IndiaTeléfono +91 265 6724402Fax +91 265 6724423

www.abb.com/mediumvoltage

www.abb.com/substationautomation

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