Serie 620 de Relion Protección y Control de la Línea ... · funciones lógicas, la configuración...

Serie 620 de Relion®

Protección y Control de la LíneaREF620Guía del producto

Contenido

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

2. Configuraciones predeterminadas.................................. 3

3. Funciones de protección................................................ 9

4. Aplicación.....................................................................10

5. Soluciones ABB soportadas.........................................20

6. Control......................................................................... 21

7. Medida.........................................................................22

8. Calidad de potencia..................................................... 22

9. Ubicación de la falta..................................................... 22

10. Registrador de perturbaciones.................................... 22

11. Registro de eventos.................................................... 23

12. Datos registrados........................................................23

13. Monitorización cond. .................................................. 23

14. Supervisión del circuito de disparo.............................. 23

15. Autosupervisión...........................................................23

16. Supervisión de falla de fusible......................................23

17. Supervisión de los circuitos de intensidad................... 23

18. Control de acceso.......................................................23

19. Entradas y salidas....................................................... 24

20. Comunicación con la estación.....................................26

21. Datos técnicos............................................................ 31

22. HMI local.....................................................................78

23. Métodos de montaje................................................... 78

24. Caja y unidad enchufable del relé................................ 79

25. Datos de selección y pedidos......................................80

26. Accesorios y datos para pedidos................................ 84

27. Herramientas...............................................................84

28. Ciberseguridad............................................................85

29. Esquemas de conexión............................................... 86

30. Certificados.................................................................89

31. Referencias................................................................. 89

32. Códigos y símbolos de funciones................................ 90

33. Historial de revisión de documentos............................ 97

Límite de responsabilidad

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

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Marcas registradas

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Protección y Control de la Línea 1MRS758445 BREF620 Versión del producto: 2.0 FP1

2 ABB

1. DescripciónREF620 es un relé de gestión de la línea perfectamentediseñado para la protección, control, y medida de sistemas dedistribución eléctricos de potencia industriales, incluyendoredes de distribución radiales, en bucle y malladas, con ó singeneración. El REF620 también se puede utilizar para protegerlíneas incluyendo motores o baterías de condensadores.Adicionalmente, el REF620 ofrece la funcionalidad para laprotección de interconexión utilizada con generacióndistribuida como la conexión de energía eólica o solar a la redeléctrica. Además, el REF620 incluye la funcionalidad para laprotección de barras basada en alta impedancia. REF620forma parte de la familia de productos de control y protección

ABB Relion® dentro de la serie 620. Los relés serie 620 secaracterizan por la escabilidad funcional de su diseño y deunidad extraible. La serie 620 ha sido concebida para liberar elpotencial completo del estándar IEC 61850 para lacomunicación e interoperabilidad de los dispositivos deautomatización de subestaciones.

Los relés de la serie 620 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. El protocolo decomunicación Profibus DPV1es compatible con el convertidordel protocoloSPA-ZC 302.

2. Configuraciones predeterminadasLos relés de la serie 620 están configurados con ajustespredeterminados que pueden ser utilizados como ejemplos de

la ingeniería de la serie 620 con diferentes bloques de función.Las configuraciones predeterminadas no están destinadas aser utilizadas como aplicaciones de los usuarios finales. Losusuarios finales siempre tienen que crear sus propiasconfiguraciones de la aplicación con la herramienta deconfiguración. Sin embargo, la configuración predeterminadapuede ser utilizada como punto de partida mediante lamodificación de acuerdo con los requisitos.

REF620 está disponible en dos configuracionespredeterminadas: la configuración A con transductoresestándares de medida de tensión y intensidad y laconfiguración B con sensores de tensión y intensidad. Laconfiguración predeterminada A con transductores de medidatiene más medidas de tensión y E / S que la configuraciónpredeterminada B. Esto ofrece más posibilidades enaplicaciones soportadas por la configuración predeterminadaA. La configuración predeterminada puede modificarse pormedio de la matriz gráfica de señales ó la función de laaplicación gráfica del Gestor del Relé de Protección y ControlPCM600. Además, la función de configuración de la aplicaciónde PCM600 admite la creación de funciones lógicas multi-capausando diversos elementos lógicos, como temporizadores ybiestables. Combinando bloques de funciones de protección yfunciones lógicas, la configuración de la aplicación del relépuede adaptarse a los requisitos específicos del usuario.

Protección y Control de la Línea 1MRS758445 BREF620 Versión del producto: 2.0 FP1 Fecha de emisión: 2017-06-02

Revisión: B

ABB 3

MCS I_A/B/CMCS I_A/B/C

TCSTCM

OPTSOPTM

FUSEF60

3I>/Io>BF51BF/51NBF

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

OBSERVACIONES

Función opcional

Numero de instancias

Función alternativa a denir en el pedido

OR3×

Io/Uo

Valor calculado

MONITORIZACIÓN DEL ESTADO Y SUPERVISIÓN

CONTROL AND INDICACIÓN 1) MEDIDA

- I, U, Io, Uo, P, Q, E, pf, f- Componentes simétricos- Supervisión del límite de valor - Perl de carga- Funciones de la calidad de potencia- Medidas RTD/mA (opcional)

PROTECCIÓN Y CONTROL DE LÍNEAEntradas de instrumentos de transformador convencionales

HMI LOCAL

REF620

TAMBIÉN DISPONIBLE

- 16 × botón pulsador programable en la HMI Local- Registrador de perturbaciones y faltas- Registro de eventos y datos registrados- Módulo de salidas de alta velocidad (opcional)- Botón pulsador local/remoto en LHMI- Autosupervisión- Sincronización horaria: IEEE-1588,SNTP, IRIG-B- Gestión de usuarios- HMI web

ORAND

COMUNICACIÓN

Protocolos: IEC 61580-8-1/-9-2LE Modbus® IEC 60870-5-103 DNP3

Interfaces: Ethernet: TX (RJ-45), FX (LC) Serie: Serie bra de vidrio (ST) (ST),RS-485, RS-232/485 Protocolos redundantes: HSR PRP RSTP

4

5

Tipos de interfaces analógicas 1)

Transformador de intensidad

Transformador de tensión1) Entradas de transformador convencionales

Versión 2.0 FP1

Objeto Ctrl 2) Ind 3)

CB

DC

ES

3 -

4 4

3 31) Comprobar la disponibilidad de las entradas /salidas binarias en la documentación técnica.2) Función de la indicación y control del objeto primario3) Función de indicación del estado del objeto primario

I2>46

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3I2f>68

I2/I1>46PD

3I>51P-1

Disparo maestroRelé de bloqueo

94/86

PROTECCIÓN

4×

3I

3×

2×3I<37

ARC50L/50NL

3I>>51P-2

2×

3I>→67-1

2×

3I>>→67-2

2×3I(U)>

51V

2×

UL1

UL2

UL3

UL1UL2UL3

Uo

Uo

Io

U12

6×RTD2×mA

Io>HA51NHA

Io>>51N-2

Io>>>50N/51N

3×

3I_3>51P-1_3

3I_3>>51P-2_3

3I_3>>>50P/51P_3

2× 2×3I> 3I<51C/37

dI>C51NC-1

TD>55TD

MCS 3IMCS 3I

CBCMCBCM

2×

3×

CVPSOFSOFT/21/50

3×

3I_3>→67-1_3

2×3I_3>>→

67-2_3

2×

Q>→, 3U<32Q, 27

2×

P<32U

2×P>/Q>

32R/32O

Io

HIFHIZ

Io>51N-1

2×

FLOC21FL

OTRA FUNCIONALIDAD

SYNC25

U12

2×

Yo>→21YN

Io>IEF→67NIEF

Io>→67N-1

Io>>→67N-2

3× 3×

Io>→Y67YN

Po>→ 32N

3×

Io

CBUPSCBUPS

3×

2×

3U<27

3U>59

U2>47O-

U1<47U+

VS78V

2×

U<RT27RT

3×

2×

3×f>/f<,df/dt

81

6×

Uo>59G

3×

MAPMAP

18×UFLS/R81LSH

6×U_A<27_A

U_A>59_A

UL1

UL2

UL3

3I

UL1UL2UL3

3I

O→I79

2×

dHi_A>/B>/C>87A/B/C

4×

Io

GUID-32A97F25-9496-4C91-8A43-62AF4C7EC107 V2 ES

Figura 1. Resumen de la funcionalidad de la configuración predeterminada de las entradas de instrumentos convencionales detransformadores


4 ABB

ARC50L/50NL

Uo>59G

3×

TCSTCM

OPTSOPTM

FUSEF60

3I>/Io>BF51BF/51NBF

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

OBSERVACIONES

Función opcional

Numero de instancias

Función alternativa a denir en el pedido

OR3×

Io/Uo

Valor calculado

MONITORIZACIÓN DEL ESTADO Y SUPERVISIÓN

CONTROL AND INDICACIÓN 1) MEDIDA

- I, U, Io, Uo, P, Q, E, pf, f- Componentes simétricos- Supervisión del límite de valor- Perl de carga- Funciones de la calidad de potencia- Medidas RTD/mA (opcional)

PROTECCIÓN Y CONTROL DE LÍNEAEntradas de sensor

HMI LOCAL

REF620

TAMBIÉN DISPONIBLE

- 16 × botón pulsador programable en la HMI Local- Registrador de perturbaciones y faltas- Registro de eventos y datos registrados- Módulo de salidas de alta velocidad (opcional)- Botón pulsador local/remoto en LHMI- Autosupervisión- Sincronización horaria: IEEE-1588, SNTP, IRIG-B- Gestión de usuarios- HMI web

ORAND

COMUNICACIÓN

Protocolos: IEC 61580-8-1/-9-2LE Modbus® IEC 60870-5-103 DNP3

IInterfaces: Ethernet: TX (RJ-45), FX (LC) Serie: Serie bra de vidrio (ST), RS-485, RS-232/485 Protocolos redundantes: HSR PRP RSTP

3

3

Tipos de interfaces analógicas 1)

Sensor de intensidad

Sensor de tensión

1)

Entradas de sensores combinados con entrada convencional Io

Versión 2.0 FP1

Objeto Ctrl 2) Ind 3)

CB

DC

ES

3 -

4 4

3 31) Comprobar la disponibilidad de las entradas/ salidas binarias en la documentación técnica.2) Función de la indicación y control del objeto primario3) Función de indicación del estado del objeto primario

I2>46

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3I2f>68

I2/I1>46PD

3I>51P-1

Disparo maestroRelé de bloqueo

94/86

PROTECCIÓN

4×

3I

2×3I<37

3I>>51P-2

2×

3I>→67-1

2×

3I>>→67-2

2×3I(U)>

51V

2×

UL1UL2UL3

Io

6×RTD2×mA

Io>HA51NHA

Io>>51N-2

Io>>>50N/51N

3I_3>51P-1_3

3I_3>>51P-2_3

3I_3>>>50P/51P_3

2× 2×

MCS 3IMCS 3I

CBCMCBCM

2×

3×

CVPSOFSOFT/21/50

3×

3I_3>→67-1_3

2×3I_3>>→

67-2_3

2×

Q>→, 3U<32Q, 27

2×

P<32U

2×P>/Q>

32R/32O

Io

Io>51N-1

2×

FLOC21FL

OTRA FUNCIONALIDAD

2×

Yo>→21YN

Io>IEF→67NIEF

Io>→67N-1

Io>>→67N-2

3× 3×

Io>→Y67YN

Po>→ 32N

3×

Io

CBUPSCBUPS

3×

2×

3U<27

3U>59

U2>47O-

U1<47U+

f>/f<,df/dt

81

VS78V

2×

U<RT27RT

3×

2×

3× 6×

MAPMAP

18×

UFLS/R81LSH

6×

UL1

UL2

UL3

3I

Io

O→I79

2×

Transformador de intensidad 1

4×

3×

HIFHIZ

3×

3IUo

Io

UL1UL2UL3

GUID-1B3AD629-623E-44F8-893D-D04D5B8FC6A4 V2 ES

Figura 2. Resumen de la funcionalidad de la configuración predeterminada de las entradas.


ABB 5

Tabla 1. Funciones admitidas

FunciónIEC 61850

A(CTs/VTs)

B(Sensores)

Protección

Protección de sobreintensidad trifásica no direccional, etapa baja PHLPTOC 1 1

Protección de sobreintensidad trifásica no direccional, etapa alta PHHPTOC 2 2

Protección de sobreintensidad trifásica no direccional, etapa instantánea PHIPTOC 1 1

Protección de sobreintensidad trifásica direccional, etapa baja DPHLPDOC 2 2

Protección de sobreintensidad trifásica direccional, etapa alta DPHHPDOC 2 2

Protección de sobreintensidad trifásica que depende de la tensión PHPVOC 2 2

Protección de falta a tierra no direccional, etapa baja EFLPTOC 2 2

Protección de falta a tierra no direccional, etapa alta EFHPTOC 1 1

Protección de falta a tierra no direccional, etapa instantánea EFIPTOC1 1 1

Protección de falta a tierra direccional, etapa baja DEFLPDEF 3 31)

Protección de falta a tierra direccional, etapa alta DEFHPDEF 1 11)

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

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

Protección de falta a tierra multifrecuencia basada en la admitancia MFADPSDE 1 11)

Protección a tierra transitoria/intermitente INTRPTEF 1 11)

Protección de falta a tierra basada en armónicos HAEFPTOC 1 1

Protección de sobreintensidad de secuencia negativa NSPTOC 2 2

Protección de discontinuidad de fase PDNSPTOC 1 1

Protección de sobretensión residual ROVPTOV 3 3 1)

Protección de subtensión trifásica PHPTUV 4 4

Protección de subtensión monofásica, lado secundario PHAPTUV 1

Protección de sobretensión trifásica PHPTOV 3 3

Protección de sobretensión monofásica, lado secundario PHAPTOV 1

Protección de subtensión de secuencia positiva PSPTUV 2 2

Protección de sobretensión de secuencia negativa NSPTOV 2 2

Protección de frecuencia FRPFRQ 6 6

Protección térmica trifásica para líneas, cables y transformadores dedistribución T1PTTR 1 1

Perdida de fase (subtensión) PHPTUC 1 1

Protección contra el fallo del interruptor CCBRBRF 3 3

Detector de energización trifásico INRPHAR 1 1

Disparo maestro TRPPTRC 4 4

Protección de arco ARCSARC (3) (3)

Detector de faltas de alta impedancia PHIZ 1 1

Deslastre de carga y restauración LSHDPFRQ 6 6

Protección multipropósito MAPGAPC 18 18


6 ABB

Tabla 1. Funciones admitidas, continuación

FunciónIEC 61850

A(CTs/VTs)

B(Sensores)

Lógica automática de cierre sobre falta (SOF) CVPSOF 1 1

Protección de desplazamiento de fase de tensión VVSPPAM (1) (1)

Protección de subtensión direccional de potencia reactiva DQPTUV (2) (2)

Protección de subpotencia DUPPDPR (2) (2)

Protección de potencia inversa / sobre-potencia direccional DOPPDPR (2) (2)

Protección de huecos de tensión LVRTPTUV (3) (3)

Protección diferencial de alta impedancia para fase A HIAPDIF 1

Protección diferencial de alta impedancia para fase B HIBPDIF 1

Protección diferencial de alta impedancia para fase C HICPDIF 1

Interruptor en posición de arranque sin respuesta UPCALH 3 3

Protección de sobreintensidad trifásica independiente no direccional,etapa baja PH3LPTOC 2 2

Protección de sobreintensidad trifásica independiente no direccional,etapa alta PH3HPTOC 2 2

Protección de sobreintensidad trifásica independiente no direccional,etapa instantánea PH3IPTOC 1 1

Protección de sobreintensidad trifásica independiente direccional, etapabaja DPH3LPDOC 2 2

Protección de sobreintensidad trifásica independiente direccional, etapaalta DPH3HPDOC 2 2

Protección de sobrecarga trifásica para baterías de condensadores dederivación COLPTOC (1)

Protección de intensidad desequilibrada para baterías decondensadores de derivación. CUBPTOC (1)

Protección de resonancia conmutadora de baterías de condensadoresderivados, basada en la intensidad SRCPTOC (1)

Control

Control del interruptor CBXCBR 3 3

Control del seccionador DCXSWI 4 4

Control del seccionador de tierra ESXSWI 3 3

Indicación de posición del seccionador DCSXSWI 4 4

Indicación del seccionador de tierra ESSXSWI 3 3

Reenganche automático DARREC 2 2

Comprobación de sincronismo y energización SECRSYN 1 (1)2)

Monitorización del estado y supervisión

Monitorización del estado del interruptor SSCBR 3 3

Supervisión del circuito de disparo TCSSCBR 2 2

Supervisión del circuito de intensidad CCSPVC 1 1

Supervisión del transformador de intensidad para la esquema deprotección de alta-impedancia para la fase A HZCCASPVC 1


ABB 7


FunciónIEC 61850

A(CTs/VTs)

B(Sensores)

Supervisión del transformador de intensidad para la esquema deprotección de alta-impedancia para la fase B HZCCBSPVC 1

Supervisión del transformador de intensidad para la esquema deprotección de alta-impedancia para la fase C HZCCCSPVC 1

Supervisión de fallo de fusible SEQSPVC 1 1

Contador de funcionamiento para maquinas y dispositivos MDSOPT 2 2

Medida

Medida de intensidad trifásica CMMXU 1 1

Medida de secuencia de intensidad CSMSQI 1 1

Medida de intensidad residual RESCMMXU 1 1

Medida de tensión trifásica VMMXU 1 1

Medida de tensión monofásica VAMMXU 1 (1)2)

Medida de tensión residual RESVMMXU 1

Medida de secuencia de tensión VSMSQI 1 1

Medida de energía y potencia trifásica PEMMXU 1 1

Registro de perfil de cargas LDPRLRC 1 1

Medida de frecuencia FMMXU 1 1

Ubicación de la falta

Localizador de faltas SCEFRFLO (1) (1)

Calidad de potencia

Distorsión de demanda total de la intensidad CMHAI 1 1

Distorsión armónica total de tensión VMHAI 1 1

Variación de tensión PHQVVR 1 1

Desequilibrio de tensión VSQVUB 1 1

Otros

Temporizador de pulsos mínimos (2 pcs) TPGAPC 4 4

Temporizador de pulsos mínimos (2 pcs, resolución de segundos) TPSGAPC 2 2

Temporizador de pulsos mínimos (2 pcs, resolución de minutos) TPMGAPC 2 2

Temporizador de pulsos (8 pcs) PTGAPC 2 2

Tiempo de retardo apagado (8 pcs) TOFGAPC 4 4

Tiempo de retardo encendido (8 pcs) TONGAPC 4 4

Establecer resetear (8 pcs) SRGAPC 4 4

Mover (8 pcs) MVGAPC 4 4

Mover valor entero MVI4GAPC 4 4

Escala de valores analógicos SCA4GAPC 4 4

Punto de control genérico (16 pcs) SPCGAPC 3 3

Puntos de control remotos genéricos SPCRGAPC 1 1

Puntos de control local genéricos SPCLGAPC 1 1


8 ABB


FunciónIEC 61850

A(CTs/VTs)

B(Sensores)

Contadores arriba-abajo genéricos UDFCNT 12 12

Botones programables (16 botones) FKEYGGIO 1 1

Funciones de registro

Osciloperturbógrafo RDRE 1 1

Registrador de faltas FLTRFRC 1 1

Registrador de la secuencia de eventos SER 1 11, 2, ... = Número de instancias incluidas Las instancias de una protección representan el número de bloques de función de protección idénticosdisponibles en la configuración estándar.() = opcional

1) Uo se calcula a partir de las tensiones de fase medidas2) Disponible sólo con IEC 61850-9-2 LE

3. Funciones de protecciónLas configuraciones básicas disponibles en REF620 consistenen una amplia gama de funciones de protección que hacen queel relé de protección sea adecuado para diversas aplicacionesde línea básicas. El relé ofrece protección de sobreintensidaddireccional y no direccional, de sobrecarga térmica, así comode falta a tierra direccional y no direccional. Protección de faltaa tierra basada en la admitancia, en armónicos o en lavatimétrica que pueden utilizarse de forma adicional a laprotección de falta a tierra direccional. El relé ofrece protecciónsensible de falta a tierra, protección de discontinuidad de fase,protección de falta a tierra transitoria/intermitente, protecciónde sobretensión y subtensión, protección de sobretensiónresidual, protección de subtensión de secuencia positiva yprotección de sobretensión de secuencia negativa. Además, elrelé ofrece la protección de frecuencia, incluyendo modos deprotección de frecuencia de tasa de cambio, sobre-frecuenciay sub-frecuencia. El relé ofrece funciones de recierreautomático de disparo múltiple y de tres polos para líneasaéreas

Además, el contenido estándar ofrece una protección de falta atierra multifrecuencia basada en la admitancia que proporcionauna protección de falta a tierra selectiva y direccional en redescon puesta a tierra de alta-impedancia. La operación se basaen la medida de admitancia neutro multi-frecuencia que utilizalos componentes fundamentales de armónicos y de frecuenciaen Uo y Io.

Las inversiones continuas de ABB en la investigación y laestrecha colaboración con sus clientes han resultado en lamejor cartera de protección de falta a tierra en el mercado.Estas funciones son esenciales con diferentes puestas a tierrade neutro físico. El REF620 tiene un algoritmo especial defiltrado que permite la direccionalidad de falta fiable y segura,también durante faltas a tierra intermitentes/re-encendidas.Proporciona una buena combinación de fiabilidad y

sensibilidad de protección con una sola función para faltas atierra óhmicas bajas y altas, y faltas a tierra intermitentes/re-encendidas.

El REF620 también es capaz de proteger otras aplicacionesque las líneas de entrada o de salida básicas. El relé incluyefunciones de supervisión de circuito de protección y desupervisión de barras de alta impedancia que permiten utilizarel relé de línea también para la protección de barras. El reléincluye un paquete de funciones opcional que ofrece laprotección direccional activa y reactiva que permite que la líneaprotegida también incluya motores. Además, el paqueteopcional para la protección de la batería de condensadoresincluye funciones para la sobrecarga de la batería decondensadores, protección del desequilibrio y de resonanciaque permite la protección de baterías de condensadoresconectadas a una sola estrella (wye) o baterías decondensadores conectadas de doble estrella con neutroaislado o compensado. Además, el relé ofrece un paquete deprotección opcional para la protección de la interconexión parala protección de huecos de baja tensión, de sub-tensión depotencia reactiva direccional (QU), y de desplazamiento delvector de tensión. Este paquete de aplicación opcional juntocon la funcionalidad básica del relé puede utilizarse congeneración de potencia distribuida como energía eólica ogeneración de energía solar para determinar cuándopermanecer conectado y cuándo desconectar la generacióndistribuida de la red de servicios públicos siguiendo diferentescódigos de red.

Ampliado con hardware y software opcionales, el relé tambiénincorpora sensores de lente punto a punto para proteger contrauna falta con arco el interruptor, las barras de distribución, y elcompartimiento de cables de aparamenta bajo envolventemetálica interior.


ABB 9

El sensor de interfaz de protección de falta de arco estádisponible en el módulo opcional de comunicación. El disparorápido aumenta la seguridad del personal y limita el dañomaterial en caso de producirse una falta con arco. Se puedeseleccionar un módulo de entrada y salida binaria como unaopción - por tener tres salida binarias de alta velocidad (HSO)se puede disminuir aún más el tiempo total de operación a 4...6ms comparado con los salidas de potencia normales.

4. AplicaciónEl REF620 proporciona protección de sobreintensidad de lalínea y falta a tierra para redes de potencia industriales y dedistribución El relé se ajusta a las redes del neutro aislado conneutrales resistencia civil o con impedancia a tierra. Por otraparte, basándose en las instalaciones de comunicaciónavanzadas entre las estaciones, el relé también puede aplicarsepara la protección de las redes de distribución de malla de tipoanillo y así como las redes radiales.

El REF620 se puede usar con configuraciones de barras desubestación, individuales y dobles con uno o dos interruptoresy can varias configuraciones de dispositivos de conmutación.Admite un número sustancial de seccionadores yseccionadores de puesta a tierra operados manualmente o por

motor y es capaz de ejecutar grandes configuraciones. Elnúmero de dispositivos controlables depende del número deentradas y salidas que quedan libres de otras necesidades deaplicación. El número de E/S disponibles se puede aumentarcon el dispositivo remoto E/S del RIO600.

El relé ofrece amplias posibilidades para adaptar lasconfiguraciones a los requisitos de aplicación. La suite deherramientas para todos los relés Relion es el Gestor de Relésde Protección y Control PCM600, que ofrece todas lasherramientas necesarias para la configuración del dispositivo,incluyendo la funcionalidad, la parametrización, la HMI y lacomunicación.

El REF620 es un relé de control y protección ideal para losesquemas de líneas más avanzados. Para mejorar aún más laprotección de arco y para minimizar los efectos de una falta dearco, ya se pueden pedir los relés de la serie 620 con unatarjeta de E/S opcional equipada con salidas de alta velocidadque operan en un mili-segundo.

Las siguientes figuras demuestran diferentes ejemplos deaplicación usando la configuración básica del relé. Lasconfiguraciones son modificadas por la funcionalidad deingeniería según las diferentes necesidades de aplicación.


10 ABB

Io

3I

Io

3I

REF620Conf. predenida

ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

59G

81

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

Uo>

f>/f<,df/dt

3I

Uo3U


ANSI IEC

25

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

51BF/51NBF

50P/51P

59G

67

81

SYNC

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>/Io>BF

3I>>>

Uo>

3I→

f>/f<,df/dt

Io

3I


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

67NIEF

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

Io>IEF→

3U Uo


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51NHA 1)

67/67N

79

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

Io>HA 1)

3I→/Io→

O→I

1) o 21YN (Yo>→), 32N (Po>→)


ANSI IEC

21YN 1)

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

79

Yo>→ 1)

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

O→I

1) o 32N (Po>→), 51NHA (Io>HA)

Io

3U

Uo

3I

Io

3U

Uo

3I


ANSI IEC

25

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

81

81LSH

SYNC

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

f>/f<,df/dt

UFLS/R


ANSI IEC

25

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

81

81LSH

SYNC

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

f>/f<,df/dt

UFLS/R

GUID-944977FA-E5F6-4FCF-A9DF-0AA98B083493 V2 ES

Figura 3. Aparamenta de sección AIS 2 de barras individuales con transformadores de instrumentos convencionales


ABB 11

Io

3I

3U


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

81

81LSH

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

f>/f<,df/dt

UFLS/R

Io

3I

3U


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

81

81LSH

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

f>/f<,df/dt

UFLS/R

Io

3I

3U


ANSI IEC

32N 1)

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

79

Po>→ 1)

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

O→I

1) o 21YN (Yo>→), 51NHA (Io>HA)

Io

3I

3U


ANSI IEC

21YN 1)

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

79

Yo>→ 1)

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

O→I

1) o 32N (Po>→), 51NHA (Io>HA)

Io

3I

3U


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51NHA 1)

67/67N

79

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

Io>HA 1)

3I→/Io→

O→I

1) o 32N (Po>→), 51NHA (Io>HA)

Io

3I

3U


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51NHA 1)

67/67N

79

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

Io>HA 1)

3I→/Io→

O→I

1) o 32N (Po>→), 51NHA (Io>HA)

3I

3U


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

GUID-DA94AA0D-9113-4E41-9700-B03CDC7742E1 V2 ES

Figura 4. Aparamenta de sección AIS 2 de barras individuales con sensores


12 ABB

Io

3I


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51NHA 1)

67/67N

79

81

81LSH

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

Io>HA 1)

3I→/Io→

O→I

f>/f<,df/dt

UFLS/R

1) o 21YN (Yo>→), 32N (Po>→)

Io

3I


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

67NIEF

79

81

81LSH

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/3Io

Io>IEF→

O→I

f>/f<,df/dt

UFLS/R

3U Uo


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

59G

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

Uo>


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

59G

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

Uo>

3U Uo

Io

3I


ANSI IEC

21YN 1)

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

79

81

81LSH

Yo>→ 1)

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

O→I

f>/f<,df/dt

UFLS/R

1) o 32N (Po>→), 51NHA (Io>HA)

Io

3I


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

67NIEF

79

81

81LSH

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/3Io

Io>IEF→

O→I

f>/f<,df/dt

UFLS/R

Io

3U

Uo

3I


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

81

81LSH

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

f>/f<,df/dt

UFLS/R

GUID-4C35C420-6F0C-4CD8-8A79-7AE6AEDA7DC3 V2 ES

Figura 5. Sistema AIS DBB con una sola acometida (con algunos arreglos simplificados)


ABB 13

Io

3U

Uo

3I


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

81

81LSH

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

f>/f<,df/dt

UFLS/R

Io 3U Uo

3I

Io 3U Uo

3I

Io 3U Uo

3I


ANSI IEC

21YN 1)

47O-/59

47U+/27

49F

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

79

81

81LSH

Yo>→ 1)

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

O→I

f>/f<,df/dt

UFLS/R

1) o 32N (Po>→), 51NHA (Io>HA)

Io 3U Uo

3I


ANSI IEC

32N 1)

47O-/59

47U+/27

49F

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

79

81

81LSH

Po>→ 1)

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

O→I

f>/f<,df/dt

UFLS/R

1) o 21YN (Yo>→), 51NHA (Io>HA)


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50P/51P

51BF/51NBF

51NHA 1)

67/67N

79

81

81LSH

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

3I>>>

3I>/Io>BF

Io>HA 1)

3I→/Io→

O→I

f>/f<,df/dt

UFLS/R

1) o 21YN (Yo>→), 32N (Po>→)


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50P/51P

51BF/51NBF

51NHA 1)

67/67N

79

81

81LSH

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

3I>>>

3I>/Io>BF

Io>HA 1)

3I→/Io→

O→I

f>/f<,df/dt

UFLS/R

1) o 21YN (Yo>→), 32N (Po>→)

GUID-F87909F1-D40F-4DFA-B5D5-07644432D09B V2 ES

Figura 6. Arreglo back-to-back de aparamenta AIS (dos paneles de barras individuales con paredes traseras frente a la otra), con dosinterruptores y un mayor número de seccionadores disponibles; un tipo de sistema DBB.


14 ABB

3I

3U

Uo

Io


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

81

81LSH

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

f>/f<,df/dt

UFLS/R

3I

3U UoIo


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

79

81

81LSH

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

O→I

f>/f<,df/dt

UFLS/R

3I

3U UoIo


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

79

81

81LSH

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

O→I

f>/f<,df/dt

UFLS/R

3I

3U UoIo


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

79

81

81LSH

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

O→I

f>/f<,df/dt

UFLS/R

3I

3U UoIo


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

79

81

81LSH

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

O→I

f>/f<,df/dt

UFLS/R

GUID-A4F8E8B6-F572-40DB-9CB1-42CB6808AE77 V2 ES

Figura 7. Aparamenta de GIS SBB con la opción de controlar el seccionador de tres-posiciones.


ABB 15

3I

3U

Uo

Io


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

81

81LSH

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

f>/f<,df/dt

UFLS/R

Io 3U Uo

3I


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

79

81

81LSH

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

O→I

f>/f<,df/dt

UFLS/R

Io 3U Uo

3I


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

79

81

81LSH

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

O→I

f>/f<,df/dt

UFLS/R

Io 3U Uo

3I


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

79

81

81LSH

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

O→I

f>/f<,df/dt

UFLS/R

Io 3U Uo

3I


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

79

81

81LSH

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

O→I

f>/f<,df/dt

UFLS/R

GUID-93001472-EE6C-4A59-8E36-1ED2F34BB8E2 V1 ES

Figura 8. Aparamenta de GIS DBB con la opción de controlar el seccionador de tres-posiciones.

Las siguientes figuras demuestran los paquetes de funcionesde aplicación incluidos en el relé. Estos paquetes ofrecennuevas posibilidades para varias aplicaciones adicionales. Lafuncionalidad básica del relé incluye funciones de proteccióndiferencial basadas en alta impedancia. De este modo, el relépuede ser diseñado para la protección diferencial de barras ymediante la utilización de varios relés, los esquemas deprotección diferencial de múltiples zonas también pueden sercreados. El relé incluye un paquete de protección opcional para

la protección de los baterías de condensadores y un paquetede protección opcional para la protección de la interconexiónpara la generación de potencia distribuida, por ejemplo, laenergía eólica. Además, el relé incluye una opción para laprotección de potencia. Este paquete mejora la capacidad delrelé de alimentación para proteger los alimentadoresincluyendo los motores y también ofrece una funcionalidadbásica para proteger la conexión de generación de energíasolar a la red eléctrica.


16 ABB

U12

3U

3I

Io

Punto común de acoplamiento de la generación de energía distribuida en la red de servicios públicos

REF620

Conf. predenida + Opción I

ANSI IEC

25

27RT

32Q, 27

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

60

78V

81

SYNC

U<RT

Q>→, 3U<

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

FUSEF

VS

f</f>, df/dt

GUID-1015AC8D-DF5C-406C-A743-BA09D2DFA3E5 V1 ES

Figura 9. Ejemplo de aplicación de planta de energía eólica como generación de potencia distribuida acoplada a la red de servicios públicos


ABB 17

REF620

Conf. predenida + Opción P

ANSI IEC

25

32R/32O

47F

47O-/59

47U+/27

50N/51N

50P/51P

67/67N

81

SYNC

P>/Q>

3Ith>F

U2>/3U>

U1</3U<

Io>, Io>>, Io>>

3I>, 3I>>, 3I>>>

3I->/Io->

f>/f<, df/dt

U12

3I

3U

Io

LV

GUID-8314A52D-8E1F-48AC-9CFD-5153E993171A V1 ES

Figura 10. Ejemplo de aplicación de planta de energía solar como generación de potencia distribuida acoplada a la red de servicios públicos

3U Uo

3I

Uob

Io

REF620

Conf. predenida + Opción C

ANSI IEC

27/59/59G

50L/50NL

50P/51P

51C

51P

55TD

59_A

67N

3U</3U>/Uo>

ARC

3I>>>

3I> 3I<

3I>

TD>

U_A>

Io>→

GUID-CECBFAC2-0F2E-4E63-AEB9-A12C9408DFEB V1 ES

Figura 11. La protección de una batería de condensadores conectada en estrella única.


18 ABB

3I

3U Uo

Iunb

REF620

Conf. predenida + Opción C

ANSI IEC

27/59/59G

50L/50NL

50P/51P

51C

51NC-1

51P/51N

55TD

67N

3U</3U>/Uo>

ARC

3I>>>

3I> 3I<

dI>C

3I/Io

TD>

Io>→

GUID-042B04ED-4110-4B02-9335-A8BDDC46A33E V1 ES

Figura 12. La protección de una batería de condensadores conectada en doble estrella en una red de distribución con el neutro compensado oaislado.

Zona A Zona B

3I3I

Línea de entrada/salida de Zona A

Línea de entrada/salida de Zona B

3I3I

Acoplador de barras

3I 3I

REF620

Conf. predenida

ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

51BF

59G

81

87A

87B

87C

MCS I_A

MCS I_B

MCS I_C

U2>/3U>

U1</3U<

3I>

Uo>

f>/f<,df/dt

dHi_A>

dHi_B>

dHi_C>

MCS I_A

MCS I_B

MCS I_C

REF620

Conf. predenida

ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

51BF

59G

81

87A

87B

87C

MCS I_A

MCS I_B

MCS I_C

U2>/3U>

U1</3U<

3I>

Uo>

f>/f<,df/dt

dHi_A>

dHi_B>

dHi_C>

MCS I_A

MCS I_B

MCS I_C

3U Uo 3U Uo

GUID-0E3B2475-C911-4A67-947A-3F05439BF187 V1 ES

Figura 13. Ejemplo de aplicación de la protección diferencial de barras que cubre dos zonas


ABB 19

5. Soluciones ABB soportadasLa serie de protección 620 y los relés de control de ABB, juntocon el Gestor de Subestaciones COM600 conforman unasolución IEC 61850 auténtica para la distribución fiable deenergía en instalaciones industriales y públicas. Para facilitar yoptimizar la ingeniería de sistemas, los relés de ABB sesuministran con paquetes de conectividad. Las paquetes deconectividad incluyen una recopilación de informaciónespecifica del relé, incluyendo plantillas de esquemas unifilaresy un modelo completo de datos del relé. El modelo de datostambién incluye las listas de eventos y parámetros. Gracias alos paquetes de conectividad, los relés pueden configurarse através del PCM600 y integrarse con la Unidad deAutomatización de Subestaciones COM600 o con el sistemade administración y control de red MicroSCADA Pro.

Los relés de la serie 620 ofrecen soporte nativo para la Edición2 de IEC 61850 e incluyen mensajes GOOSE binarios yanalógicos horizontal. Adicionalmente, se admite el bus deproceso que además de recibir valores muestreados detensiones, también envía valores muestreados de tensionesanalógicas y intensidades. En comparación con lasinstalaciones tradicionales de cableado entre dispositivos, lacomunicación peer-to-peer en una red LAN Ethernetconmutada facilita una plataforma avanzada y versátil para laprotección de sistemas de potencia. Entre las característicasdistintivas del enfoque del sistema de protección, habilitadopor la plena aplicación de normativa IEC 61850 deautomatización de subestaciones, son la capacidad de rápidacomunicación, la supervisión continua de la integridad delsistema de control y protección y la flexibilidad intrínseca delpara re-configuraciones y mejoras. Esta serie de relés deprotección es capaz de utilizar de manera óptima la

interoperabilidad proporcionada por las características de laEdición 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 Web HMI del COM600también proporciona un resumen global de la subestaciónentera, incluyendo esquemas unifilares especificas del relé. losdispositivos y procesos de subestación también se puedenacceder de forma remota a través de la HMI Web, lo que mejorala 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 utilizandolas 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

Tabla 2. Soluciones ABB soportadas

Producto Versión

La Unidad de Gestión de Subestaciones 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


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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 14. Ejemplo de red de distribución de ABB usando los relés Relion, la Unidad de Gestión de Subestaciones COM600 y el sistemaMicroSCADA Pro 800xA

6. ControlEl REF620 integra funcionalidad para el control deinterruptores, seccionadores, seccionadores a tierra mediantela HMI del panel frontal o por medio de controles remotos.El ElEl relé incluye tres bloques de control de interruptor. Ademásdel control del interruptor, el relé dispone de cuatro bloques decontrol adicionales para seccionadores o carros motorizados,incluyendo mando. Además, el relé ofrece tres bloques decontrol destinados al control por motor del seccionador detierra. Además de eso, el relé incluye cuatro bloquesindicadores de la posición de seccionador adicionales y tresbloques indicadores de la posición de seccionador a tierra quese usan con seccionadores y seccionadores a tierracontrolados sólo manualmente.

El relé requiere dos entradas digitales físicas y dos salidasdigitales físicas para cada dispositivo principal empleado.Según la configuración del Hardware elegida del relé, varia elnumero de entradas y salidas binarias. En caso de que lacantidad de entradas o salidas binarias disponibles de laconfiguración de hardware elegido no es suficiente, la conexión

de una entrada externa o módulo de salida, por ejemploRIO600, al relé puede extender las entradas y salidas binariasutilizables en la configuración del relé. Se pueden usar lasentradas y salidas digitales del modulo I/O externo para lasseñales digitales de criticidad temporal. La integración permiteliberar algunas entradas y salidas binarias inicialmentereservadas del relé.

La idoneidad de las entradas digitales del relé elegidas para elcontrol de los dispositivos principales debe sercuidadosamente verificada, por ejemplo cierre y mantenimientoo el poder de corte. Si no se cumplen los requisitos del circuitode control del dispositivo principal, se debe considerar el usode relés auxiliares.

La pantalla LCD de la HMI del relé incluye un esquema unifilar(SLD) con indicación de posición de los dispositivos principalesmás relevantes. Las lógicas de enclavamiento exigidas por laaplicación se configuran mediante la matriz de señales o através de las herramientas de la aplicación de la configuracióndel PCM600.


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La configuración predeterminada A incorpora una función decomprobación del sincronismo para asegurar que la tensión, elángulo de fase y la frecuencia de los dos lados de un interruptorabierto cumplen con las condiciones de interconexión de lasdos redes. La comprobación del sincronismo también se puedeusar con la configuración predeterminada B cuando se utiliza elbus de proceso 9-2. En comparación con la configuraciónpredeterminada A, hay menos medidas físicas de tensióndisponibles y, por lo tanto, las medidas de tensión desde el otrolado del interruptor deben leerse a través del bus de proceso9-2. Una función de auto-recierre intenta restaurar el poder porvolver a cerrar el interruptor con uno a cinco disparos derecierre automáticos programables de tipo y duración deseada.La función se puede utilizar con cada interruptor que tiene lacapacidad para una secuencia de recierre. Una función dedeslastre de carga es capaz de realizar un deslastre de cargasbasada en la subfrecuencia y la tasa de cambio de lafrecuencia.

7. MedidaEl relé mide continuamente las intensidades de fase y laintensidad del neutro. Además, el relé mide las tensiones defase y la tensión residual. Además, el relé calcula lascomponentes simétricas de las intensidades y tensiones, lafrecuencia del sistema, la potencia activa y reactiva, el factor depotencia, los valores de energía activa y reactiva, así como elvalor de demanda de intensidad y potencia durante un marcode tiempo preestablecido y seleccionable por el usuario Losvalores calculados se obtienen también de las funciones demonitorización de protección y del estado del relé.

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 monitorizaciónpuede proporcionar la información sobre las perturbaciones del

sistema 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 tres 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 relé ofrece una función opcional de localizador de faltas conmedida de impedancia que es adecuada para la localización decorto-circuitos en sistemas de distribución radiales. Se puedenlocalizar faltas a tierra en redes de puesta a tierra directa y debaja-resistencia. En circunstancias en que la magnitud de laintensidad de falta es al menos del mismo orden de magnitud osuperior a la carga de intensidad, las faltas a tierra se puedenlocalizar en redes de distribución neutros y aisladas. La funciónde localizador de faltas identifica el tipo de falta y calcula ladistancia a la ubicación de la falta. Se calcula también el valorde la resistencia de la falta. El cálculo proporciona informaciónsobre la causa probable de la falta y la precisión de la distanciaestimada 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 el


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flanco 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 paraalmacenar 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 intensidad, valores de ángulo y de tensión, la hora yfecha de registro, etc. El registrador de faltas puede iniciarsepor la señal de inicio ó la señal de disparo de un bloque deprotección, ó ambas. Los modos de medida disponibles sonDFT, RMS y pico a pico. Los registros de faltas almacenan losvalores de medida del relé en el momento en que cualquierfunción se arranque. Además, se registra separadamente laintensidad máxima de demanda, con su indicación de fecha yhora. Por defecto, los registros se almacenan en la memoria novolátil.

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. Supervisión de falla de fusibleLa supervisión de fallo de fusibles detecta fallos entre el circuitode medida de tensión y el relé. Se detectan los fallos medianteun algoritmo basado en secuencia negativa o a través delalgoritmo de tensión delta y intensidad delta. En la detección deun fallo, la función de supervisión del fallo de fusible activa unaalarma y bloquea las funciones de protección dependientes dela tensión de una operación no intencional.

17. Supervisión de los circuitos de intensidadLa supervisión del circuito de intensidad se utiliza para detectarfaltas en los circuitos secundarios de transformadores deintensidad. En la detección de una falta, la función desupervisión del circuito de intensidad activa una alarma LED ybloquea ciertas funciones de protección para evitarfuncionamientos accidentales. La función de supervisión delcircuito de intensidad calcula la suma de las intensidades defase de los núcleos de protección y la compara con laintensidad de referencia individual de un transformador deintensidad de núcleo equilibrado o de otros núcleos separadosen los transformadores de intensidad de fase.

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 de


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usuario del panel frontal, la interfaz de usuario basada en Web yla herramienta PCM600.

19. Entradas y salidasEl REF620 se puede seleccionar para medir intensidades ytensiones, ya sea con transductores de intensidadconvencionales y transductores de tensión o con sensores deintensidad y sensores de tensión. La variante del relé contransductores convencionales está equipado con tres entradasde intensidad de fase, una entrada de intensidad residual, tresentradas de tensión de fase, una entrada de tensión residual yuna entrada de tensión de fase a fase para la comprobación delsincronismo. Además de las medidas de intensidad y tensión,la configuración básica del relé incluye 24 entradas binarias y14 salidas binarias. Las entradas de intensidad de fase y lasentradas de intensidad residual se han valorado como 1/5 A, esdecir, las entradas permiten la conexión de cualquiera de 1 A o5 A transformadores de intensidad secundaria. La entrada delintensidad residual sensible opcional de 0,2/1 A se utilizanormalmente en aplicaciones que requieren una proteccióncontra pérdida a tierra sensible y que incorporantransformadores de intensidad equilibrados. Las tres entradasde tensión de fase y la entrada de tensión residual cubren elrango de tensiones nominales de 60-210 V. Pueden conectarsetanto las tensiones entre fases como las tensiones fase a tierra.

El variante del relé equipado con sensores de intensidad ytensión tiene tres entradas de sensores para la conexióndirecta de tres sensores combinados con conectores RJ-45.Como alternativa a los sensores combinados, y mediante el usode adaptadores, se pueden emplear sensores separados deintensidad y tensión. Además, los adaptadores permiten el usode sensores con conectores dobles BNC. Además, el reléincluye una entrada de intensidad residual de 0,2/1 A se utilizanormalmente en aplicaciones que requieren una proteccióncontra pérdida a tierra sensitiva y que incorporantransformadores de intensidad equilibrados. Además de lasmedidas de intensidad y tensión, la configuración básica delrelé incluye 16 entradas binarias y 14 salidas binarias.

Como una adición opcional, la configuración básica del reléincluye una ranura disponible que se puede equipar con uno delos siguientes módulos opcionales. La primera opción, el

módulo opcional de entradas y salidas binarias, añade ochoentradas binarias y cuatro salidas binarias al relé. Esta opciónes especialmente necesaria cuando se conecta el relé convarios objetos controlables, aún dejando espacio para lasentradas y salidas adicionales para otras señales necesarias enla configuración. La segunda opción, un módulo de entrada deRTD/mA adicional, aumenta el relé con seis entradas RTD y dosentradas mA cuando sean de interés las medidas de lossensores adicionales, por ejemplo para temperaturas,presiones, niveles, etc. La tercera opción es una tarjeta desalida de alta velocidad que incluye ocho entradas binarias ytres salidas de alta velocidad. Las salidas de alta velocidadtienen un tiempo de activación más corto comparado con losrelés de salida mecánicos convencionales, acortando el tiempototal de funcionamiento del relé en 4...6 ms con aplicaciones detiempo crítico como de protección de arco. Las salidas de altavelocidad son de libre configuración en la aplicación del relé yno se limitan a la protección de arco solamente.

Los valores nominales de las entradas de intensidad y tensiónson parámetros de ajuste del relé. Además, los umbrales deentradas binarias se pueden seleccionar en el rango 16...176 VDC cambiando los ajustes de los parámetros del relé.

Todos los contactos de las entradas y salidas binarios 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.

Si el número de las propias entradas y salidas del relé no cubretodos los fines previstos, la conexión con un módulo de entradao salida externa, por ejemplo el RIO600, aumentará el númerode entradas y salidas binarias utilizables en la configuración delrelé. En este caso, las entradas y salidas externas se conectanal relé a través de GOOSE IEC 61850 para alcanzar tiempos dereacción rápida entre la información del relé y el RIO600. Lasconexiones de entrada y salida binarios necesarias entre lasunidades de relé y RIO600 se pueden configurar con unaherramienta PCM600y luego utilizarse en la configuración derelé.


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Tabla 3. Vista general de entrada/salida

Conf.predefinida

Cifra del código de orden Canales analógicos Canales binarios

5-6 7-8 TI VT Sensorcombinado

BI BO RTD mA

A AA/AB AA 4 5 - 32 4 PO + 14SO

- -

AB 24 4 PO + 10SO

6 2

AC 32 4 PO + 10SO + 3 HSO

- -

NN 24 4 PO + 10SO

- -

B AC AA 1 - 3 24 4 PO + 14SO

- -

AB 16 4 PO + 10SO

6 2

AC 24 4 PO + 10SO + 3 HSO

- -

NN 16 4 PO + 10SO

- -


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20. Comunicación con la estaciónEl relé admite toda una variedad de protocolos decomunicación incluyendo IEC 61850 Edición 1 y Edición 2, IEC

61850-9-2 LE, IEC 60870-5-103, Modbus® y DNP3. Elprotocolo Profibus DPV1 está soportado por el uso delconvertidor de protocolo SPA-ZC 302. La informaciónoperativa y los controles están disponibles a través de estosprotocolos. Sin embargo, cierta funcionalidad decomunicación, como por ejemplo la comunicación horizontalentre los relés, sólo es posible a través del protocolo decomunicación 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. Tambiénincorpora 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 fallas son accesibles a través del protocoloIEC61850. 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 serie620, por tener funciones basadas en tensión y soporte 9-2. losrelés 620, 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. Un tercer puerto con una interfaz aisladagalvanicamente de Ethernet también está disponible. Latercera interfaz de Ethernet proporciona conectividad paracualquier otro dispositivo Ethernet a un bus de estación IEC61850 en una bahía de aparamenta; por ejemplo la conexión deuna Remota E/S. La redundancia de red Ethernet se puedelograr utilizando el protocolo (HSR) o el protocolo deredundancia en paralelo (PRP) o con un anillo auto-correctivomediante RSTP en los switches gestionados. La redundanciaEthernet puede aplicarse a los protocolos IEC 61850, Modbusy DNP3 basados en Ethernet.

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. Ambos 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.


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Switch EthernetIEC 61850 PRPSwitch Ethernet

REF615 REF620 RET620 REM620 REF615

SCADACOM600

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

Figura 15. 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 620 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.


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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 16. 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 l Protocol). El switch gestionable supervisa la coherenciadel circuito cerrado, dirige los datos y corrige el flujo de datos

en 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. Lasolución de anillo de Ethernet permite conectar hasta treintarelés de la serie 620. Si se tienen que conectar más de treintarelés, 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.


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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 17. 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). Si es necesaria la conexión a un bus serie,puede utilizarse el conector de terminal con tornillo RS-485 de9 clavijas. Tiene a su disposición una interfaz de serie opcionalpara la comunicación RS-232.

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 laconfiguración 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 620 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.


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

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 4. Interfaces y protocolos de comunicación admitidos con la estación

Interfaces/Protocolos Ethernet Serie

100BASE-TX RJ-45 100BASE-FX LC RS-232/RS-485 STde 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 - - = Admitido


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21. Datos técnicos

Tabla 5. Dimensiones

Descripción Valor

Anchura Bastidor 262,2 mm

Carcasa 246 mm

Altura Bastidor 177 mm, 4U

Carcasa 160 mm

Profundidad 201 mm

Peso Relé de protección completo max. 5,0 kg

Sólo unidad extraible max. 2.9 kg

Tabla 6. Fuente de alimentación

Descripción Tipo 1 Tipo 2

Uaux nominal 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 nominal

Uaux variación 38...110% del Un (38...264 V AC) 50...120% del Un (12...72 V DC)

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

DC <18.0 W (nominal1))/<22.5 W (max2))AC <19.0 W (nominal1))/<23.0 W (max2))

DC <18.5 W (nominal1))/<22.5 W (max2))

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

1) Durante la medida del consumo de potencia, el relé se alimenta a la tensión de alimentación auxiliar nominal y las cantidades de excitación se energizan sin que se active ninguna salidabinaria

2) Durante la medida del consumo de potencia, el relé se alimenta a la tensión de alimentación auxiliar nominal y las cantidades de excitación se energizan para activar al menos la mitad de lassalidas binarias


ABB 31

Tabla 7. Entradas energizadas

Descripción Valor

Frecuencia nominal 50/60 Hz

Entradas de intensidad Intensidad nominal, In 0.2/1 A1) 1/5 A2)

Capacidad de resistencia térmica:

• Continuamente 4 A 20 A

• Durante 1 s 100 A 500 A

Resistencia dinámica a laintensidad

• Valor de semi-onda 250 A 1250 A

Impedancia de entrada <100 mΩ <20 mΩ

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

Resistencia de tensión:

• Continua 240 V CA

• Durante 10 s 360 V CA

Carga a la tensión nominal <0,05 VA

1) Opción de pedido para la entrada de intensidad residual2) Intensidad residual y/o intensidad de fase

Tabla 8. Entradas energizadas (sensores)

Descripción Valor

Entrada del sensor de intensidad Tensión de intensidad nominal (enparte secundaria)

75...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...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 x nominal) con una relación de división del sensor de 10 000:1

Tabla 9. 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


32 ABB

Tabla 10. Medida RTD/mA

Descripción Valor

Entradas RTD Sensores RTD admitidos Platino 100 ΩPlatino 250 ΩNíquel 100 ΩNíquel 120 ΩNíquel 120 ΩCobre 10 Ω

TCR 0,00385 (DIN 43760)TCR 0,00385TCR 0,00618 (DIN 43760)TCR 0,00618TCR 0,00618TCR 0,00427

Rango de resistencia admitido 0...2 kΩ

Resistencia máxima del conductor(medida de tres cables) 25 Ω por cable

Aislamiento 2 kV (entradas de puesta a tierra )

Tiempo de respuesta <4 s

RTD /detección de intensidad porresistencia Máximo 0,33 mA rms

Precisión de funcionamiento Resistencia Temperatura

± 2,0% ó ±1 Ω ±1°CCobre 10 Ω: ±2°C

Entradas mA Rango de intensidad admitido 0…20 mA

Impedancia de entrada deintensidad 44 Ω ± 0,1%

Precisión de funcionamiento ±0,5% o ±0,01 mA

Tabla 11. Salida de señal con cierre y mantenimiento alto

Descripción Valor 1)

Tensión nominal 250 V CA/CC

Mantenimiento contacto continuo 5 A

Cierre y mantenimiento durante 0,3 s 15 A


Poder de corte cuando la constante de tiempo del circuito de control 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

1) X100: SO1X105: SO1, SO2, cuando cualquiera de los relés de protección está equipado con BIO0005X110: SO1, SO2 cuando el REF620 ó el RET620 está equipado con BIO0005X115: SO1, SO2 cuando el REF620 ó el REM620 está equipado con BIO0005


ABB 33

Tabla 12. Salidas de señales y salida de IRF


Tensión nominal 250 V AC/DC



Cierre y mantenimiento 0,5 s 15 A

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

1 A/0,25 A/0,15 A

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

1) X100: IRF,SO2X105: SO3, SO4, cuando cualquiera de los relés de protección está equipado con BIO0005X110: SO3, SO4 cuando el REF620 ó el RET620 está equipado con BIO0005X115: SO3, SO4 cuando el REF620 ó el REM620 está equipado con BIO0005

Tabla 13. Salidas de potencia de doble-polo con función X100 TCS: PO3 y PO4






Poder de corte cuando la constante de tiempo del circuito de control es I/D<40 ms, a 48/110/220 V CC (dos contactos conectados en serie)

5 A/3 A/1 A


Monitorización del circuito de disparo (TCS)

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

• Corriente circulante a través del circuito de monitorización ~1,5 mA

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

1) PSM0003: PO3, PSM0004: PO3, PSM0003: PO4 y PSM0004: PO4.

Tabla 14. Relés de salida de potencia de polo único X100: PO1 y PO2

Descripción Valor





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

5 A/3 A/1 A



34 ABB

Tabla 15. Salida de alta velocidad HSO






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

1) X105: HSO1, HSO2 HSO3, cuando cualquiera de los relés de protección está equipado con BIO0007

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 estación, fibra óptica

Conector Tipo de fibra1) Longitud de onda Longitud max.

típica.2)

Atenuación de la ruta de acceso

permitida3)

LC MM 62.5/125 o 50/125 μmnúcleo de fibra de vidrio

1 300 nm 2 km <8 dB

ST MM 62,5/125 ó MM 50/125 μmnúcleo de fibra de vidrio

820...900 nm 1 km <11 dB

1) (MM) fibra multi-modo (SM) fibra modo-único2) Longitud máxima depende de la atenuación del cable y la calidad, la cantidad de empalmes y conectores en el camino.3) Máxima atenuación permitida provocada por los conectores y el cable de forma conjunta

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

Tabla 19. Sensor de lente y fibra óptica para protección de arco

Descripción Valor

Cable de fibra óptica incluyendo la lente 1.5 m, 3.0 m ó 5.0 m

Rango de temperaturas normales de servicio de la lente -40...+100°C

Rango de temperaturas máximas de servicio de la lente, max. 1 h +140°C

Radio de doblado mínimo admisible de la fibra de conexión 100 mm


ABB 35

Tabla 20. Grado de protección de relé de protección empotrado

Descripción Valor

Lado frontal IP 54

Lado trasero, terminales de conexión IP 20

Tabla 21. Condiciones medioambientales

Descripción Valor

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

Rango de temperaturas de servicio durante un tiempo breve -40...+85 ºC (<16 h)1)2)

Humedad relativa <93%, sin condensación

Presión atmosférica 86...106 kPa

Altitud Hasta 2 000 m

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

1) Degradación del rendimiento de MTBF y HMI fuera del rango de temperaturas de -25...+55 ºC2) Para relés con una interfaz de comunicación LC, la máxima temperatura de operación es de +70ºC


36 ABB

Tabla 22. Ensayos de compatibilidad electromagnética

Descripción Valor de ensayo 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 por contacto 8 kV

• Descarga por 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

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, fase-tierra2 kV, fase-fase

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

Huecos de tensión e interrupciones breves 30%/10 ms60%/100 ms60%/1000 ms>95%/5000 ms

IEC 61000-4-11

Ensayo de inmunidad frente a frecuenciaindustrial

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


ABB 37

Tabla 22. Ensayos de compatibilidad electromagnética, continuación


• 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 23. Pruebas de aislamiento

Descripción Valor de la prueba tipo Referencia

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 24. 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


38 ABB

Tabla 25. Ensayos medioambientales


Ensayo de calor seco • 96 h a +55 ºC• 16 h a +85 ºC1)

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 26. Seguridad del producto

Descripción Referencia

Directiva LV 2006/95/EC

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

Tabla 27. Compatibilidad electromagnética

Descripción Referencia

Directiva EMC 2004/108/EC

Estándar EN 60255-26 (2013)

Tabla 28. Cumplimiento de RoHS

Descripción

Cumple la directiva 2002/95/EC de RoHS


ABB 39

Funciones de protección

Tabla 29. 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 × 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 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 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


40 ABB

Tabla 30. Ajustes principales de protección de sobreintensidad trifásica no-direccional (PHxPTOC)

Parámetros Función Valor (rango) Paso

Valor de arranque 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 31. 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 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...20.


ABB 41

Tabla 32. 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

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

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

-

Ángulo característico DPHxPDOC -179...180° 1

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

Tabla 33. Protección de sobreintensidad trifásica que depende de la tensión (PHPVOC)


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

Intensidad:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × InTensión:±1.5% del valor de ajuste ó ±0.002 × Un

Tiempo de arranque1)2) Típico 26 ms


Relación de resetear Típico 0,96


Precisión del tiempo de operación en modo de tiempo inverso ±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) Modo de medida = por defecto, intensidad previa a la falta = 0.0 × In, fn = 50 Hz, intensidad de 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 del contacto de la señal de salida


42 ABB

Tabla 34. Ajustes principales de protección de sobreintensidad trifásica que depende de la tensión (PHPVOC)

Parámetro Función Valor (rango) Paso

Valor de arranque PHPVOC 0.05...5.00 × In 0,01

Bajo valor de arranque PHPVOC 0.05...1.00 × In 0,01

Límite superior de tensión PHPVOC 0.01...1.00 × Un 0,01

Límite bajo de tensión PHPVOC 0.01...1.00 × Un 0,01

Mult. valor de arranque PHPVOC 0.8...10.0 0,1

Multiplicador de tiempo PHPVOC 0,05...15,00 0,01

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

Tiempo de retardo de operación PHPVOC 40...200000 ms 10


Tabla 35. 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




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 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.


ABB 43

Tabla 36. 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



44 ABB

Tabla 37. 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 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.


ABB 45

Tabla 38. Ajustes principales de protección de falla a tierra direccional (DEFxPDEF)


Valor de arranque DEFLPDEF 0.010...5.000 × In 0.005

DEFHPDEF 0.10...40.00 × In 0.01

Modo direccional DEFxPDEF 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 DEFxPDEF 1 = Ángulo de fase2 = IoSin3 = IoCos4 = Ángulo de fase 805 = Ángulo de fase 88

-


Tabla 39. 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


1) Uo = 1.0 × Un2) Incluye el retardo del contacto de salida de señal, resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas.


46 ABB

Tabla 40. Ajustes principales de la protección de falla a tierra basada en admitancia (EFPADM)


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

Susceptancia directa EFPADM -500.00...500.00 mS 0.01

Susceptancia inversa EFPADM -500.00...500.00 mS 0.01

Ángulo de inclinación deconductancia

EFPADM -30...30° 1

Ángulo de inclinación desusceptancia

EFPADM -30...30° 1

Tabla 41. 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) Io varío durante el ensayo, Uo = 1.0 × Un = tensión de fase a tierra durante la falta a tierra en red compensada o no conectada a tierra, el valor residual de potencia antes de falta = 0.0 pu, fn =

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


ABB 47

Tabla 42. 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 operativa1) 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 43. Protección de falta a tierra multifrecuencia basada en la admitancia (MFADPSDE)


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

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

Tiempo de arranque1) Típico 35 ms


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

1) Incluye el retardo del contacto de salida de señal, resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas.

Tabla 44. Ajustes principales de protección de falta a tierra multifrecuencia basada en la admitancia (MFADPSDE)


Modo direccional MFADPSDE 2 = Hacia adelante3 = Hacia atrás

-

Valor de arranque de tensión MFADPSDE 0.01...1.00 × Un 0.01

Tiempo de retardo de operación MFADPSDE 60...1200000 10

Cantidad operativa MFADPSDE 1 = adaptado2 = Amplitud

-

Intensidad operativa mínima MFADPSDE 0.005...5.000 × In 0.001

Modo de operación MFADPSDE 1 = EF intermitente3 = EF general4 = EF con alarma

-

El límite del contador de pico MFADPSDE 2...20 1


48 ABB

Tabla 45. 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


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

Tabla 46. 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 arranque de tensión INTRPTEF 0.05...0.50 × Un 0.01

Modo de operación INTRPTEF 1 = EF intermitente2 = EF transitorio

-

El límite del contador de pico INTRPTEF 2...20 -

Intensidad mínima defuncionamiento

INTRPTEF 0.01...1.00 × In 0.01

Tabla 47. 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.


ABB 49

Tabla 48. 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

Tipo de curva operativa1) 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

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


Tabla 49. 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 ms20 ms





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


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.

Tabla 50. 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



50 ABB

Tabla 51. Protección de discontinuidad de fase (PDNSPTOC)



±2% del valor de ajuste

Tiempo de arranque <70 ms






Tabla 52. Ajustes principales de protección de discontinuidad de fase


Valor de arranque 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 53. 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

Tabla 54. 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


ABB 51

Tabla 55. Protección de subtensión trifásica (PHPTUV)





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 de ajuste teórico ó ±20 ms3)


1) Valor de arranque = 1.0 × Un, antes de la falta = 1.1 × Un, fn = 50 Hz, subtensión en una fase/fase con frecuencia nominal aplicada desde ángulo de fase, resultados basados en una

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 56. 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


Tabla 57. Protección de subtensión trifásica (PHAPTUV)


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



UFalta = 0.9 × set Valor de arranque 64 ms 68 ms 71 ms

Tiempo de resetear Típico 40 ms

Relación de resetear Según el ajuste Histéresis relativa




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

1) Valor de arranque = 1.0 × Un, tensión antes de la falta = 1.1 × Un, fn = 50 Hz, subtensión en una fase/fase 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 salida3) Máximo Valor de arranque = 0.50 × Un, Valor de arranque múltiples en el rango de 0.90...0.20


52 ABB

Tabla 58. Ajustes principales de protección de subtensión monofásica (PHAPTUV)


Valor de arranque PHAPTUV 0.05...1.20 × Un 0,01

Multiplicador de tiempo PHAPTUV 0,05...15,00 0,01

Tiempo de retardo de operación PHAPTUV 60...300000 ms 10

Tipo de curva operativa1) PHAPTUV Tiempo positivo o inversoTipo de curva: 5, 15, 21, 22, 23


Tabla 59. Protección de sobretensión trifásica (PHPTOV)





UFalla = 1.1 × ajuste Valor dearranque

23 ms 27 ms 31 ms







1) Valor de arranque = 1.0 × Un, antes de la falta = 0.9 × Un, fn = 50 Hz, sobretensión en una fase/fase con frecuencia nominal aplicada desde ángulo de fase, resultados basados en una

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 60. 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



ABB 53

Tabla 61. Protección de subtensión monofásica (PHAPTOV)


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



UFalta = 1.1 × set Valor de arranque 25 ms 28 ms 32 ms

Tiempo de resetear Típico 40 ms

Relación de resetear Según el ajuste Histéresis relativa





1) Valor de arranque = 1.0 × Un, tensión antes de la falta = 0.9 × Un, fn = 50 Hz, sobretensión en una fase/fase 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 salida3) Máximo Valor de arranque = 1.20 × Un, Valor de arranque múltiples en el rango de 1.10...2.00

Tabla 62. Ajustes principales de protección de sobretensión monofásica (PHAPTOV)


Valor de arranque PHAPTOV 0.05...1.60 × Un 0,01

Multiplicador de tiempo PHAPTOV 0,05...15,00 0,01

Tiempo de retardo de operación PHAPTOV 40...300000 ms 10

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


Tabla 63. 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 la falta = 1.1 × Un, fn = 50 Hz, subtensión de secuencia positiva con frecuencia nominal aplicada desde ángulo de fase,

resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas.2) Incluye el retardo de señal del contacto de la salida


54 ABB

Tabla 64. 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...1.00 × Un 0.01

Tabla 65. Protección de sobretensión de secuencia de fase negativa (NSPTOV)





UFalla = 1.1 × ajuste Valor dearranqueUFallas = 2.0 × ajuste Valor dearranque

33 ms24 ms

35 ms26 ms

37 ms28 ms






1) Tensión de secuencia negativa antes de la falta = 0.0 × Un, fn = 50 Hz, sobretensión de secuencia positiva con frecuencia nominal aplicada desde ángulo de fase, resultados basados en una

distribución estadística de 1000 medidas.2) Incluye el retardo de la señal del contacto de la salida

Tabla 66. 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 67. 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



ABB 55

Tabla 68. 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 -0.2000...0.2000 × fn/s 0.0025

Tm Frec operación FRPFRQ 80...200000 ms 10

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

Tabla 69. 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

Tabla 70. Ajuste principales de protección térmica trifásica para líneas, cables y transformadores de distribución (T1PTTR)


Ajuste de temperatura env T1PTTR -50...100°C 1

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

Subida de temperatura T1PTTR 0.0...200.0°C 0.1

Constante de tiempo T1PTTR 60...60 000 s 1

Temperatura máxima T1PTTR 20.0...200.0°C 0.1

Valor de alarma T1PTTR 20.0...150.0°C 0.1

Temperatura de reenganche T1PTTR 20.0...150.0°C 0.1

Multiplicador de intensidad T1PTTR 1...5 1

Temperatura inicial T1PTTR -50.0...100.0°C 0.1


56 ABB

Tabla 71. Perdida de fase, sub-intensidad (PHPTUC)




Tiempo de arranque Típico <55 ms


Relación de restablecimiento Típico 1.04


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

Tabla 72. Ajustes principales de la protección de subtensión de fase (PHPTUC)


Valor de bloque de intensidad PHPTUC 0.00...0.50 × In 0.01

Valor de arranque PHPTUC 0.01...1.00 × In 0.01

Tiempo de retardo de operación PHPTUC 50...200000 ms 10

Tabla 73. Protección de falla de interruptor (CCBRBRF)





Tiempo de resetear1) Típico 40 ms


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

Tabla 74. Ajustes principales de protección de falla de interruptor (CCBRBRF)


Valor de intensidad CCBRBRF 0.05...2.00 × In 0.01

Valor de intensidad res. CCBRBRF 0.05...2.00 × In 0.01

Modo de fallo del interruptor CCBRBRF 1 = Intensidad2= Estado del Interruptor3 = Ambos

-

Modo del re-disparo del fallo deinterruptor

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


ABB 57

Tabla 75. 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

Tabla 76. Ajustes principales del detector de energización trifásico (INRPHAR)


Valor de arranque INRPHAR 5...100% 1

Tiempo retardo operación INRPHAR 20...60000 ms 1

Tabla 77. Protección de arco (ARCSARC)


Exactitud de funcionamiento ±3% del valor de ajuste o ±0.01 × In

Tiempo de operación Mínimo Típico Máximo

Modo de operación = "Luz+intensidad"1)2)

9 ms3)

4 ms4)12 ms 3)

6 ms4)15 ms 3)

9 ms4)

Modo de funcionamiento = "Sóloluz"2)

9 ms3)

4 ms4)10 ms3)

6 ms4)12 ms3)

7 ms4)

Tiempo de restablecimiento Típico 40 ms3)

<55 ms4)


1) Valor de fase de arranque = 1.0 × In, intensidad antes de la falta = 2.0 × set Valor de fase de arranque, fn = 50 Hz, falta con frecuencia nominal, resultados basados en la distribución

estadística de 200 medidas.2) Incluye el retardo del contacto de salida de alta capacidad3) Salida de potencia normal4) Salida de alta velocidad

Tabla 78. Ajustes principales de la protección de arco (ARCSARC)


Valor de fase de arranque ARCSARC 0.50...40.00 × In 0.01

Valor de puesta a tierra ARCSARC 0.05...8.00 × In 0.01

Modo de operación ARCSARC 1 = Luz+intensidad2 = Sólo luz3 = BI controlado

-

Tabla 79. Ajustes principales para la detección de faltas de alta impedancia (PHIZ)


Nivel de seguridad PHIZ 1...10 1

Tipo de sistema PHIZ 1 = Puesta a tierra2 = sin conexión a tierra

-


58 ABB

Tabla 80. Deslastre de carga y restauración (LSHDPFRQ)


Precisión de operación f< ±10 mHz

df/dt ±100 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< <80 ms

df/dt <120 ms



Tabla 81. Ajustes principales de deslastre de carga y restauración (LSHDPFRQ)


Modo de deslastre de carga LSHDPFRQ 1 = Frec<6 = Frec< O df/dt8 = Freq< Y df/dt

-

Modo de restauración LSHDPFRQ 1 = Deshabilitado2 = Auto3 = Manual

-

Valor de arranque de Frec. LSHDPFRQ 0.800...1.200 × fn 0.001

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

Tm Frec operación LSHDPFRQ 80...200000 ms 10

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

Restaurar valor de arranque LSHDPFRQ 0.800...1.200 × fn 0.001

Restaurar tiempo de retardo LSHDPFRQ 80...200000 ms 10

Tabla 82. Protección multipropósito (MAPGAPC)


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

Tabla 83. 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 1 = Encima2 = Debajo

-

Tabla 84. Cierre sobre falta automático (CVPSOF)


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

Intensidad: ±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × InTensión: ±1.5% del valor de ajuste ó ±0.002 × Un




ABB 59

Tabla 85. Ajustes principales de la lógica automática de cierre sobre falta (CVPSOF)


SOTF tiempo de restablecimiento CVPSOF 0...60000 ms 10

Tabla 86. Protección de desplazamiento de fases de tensión (VVSPPAM)



±1°

Tiempo de operación1)2) Típico 53 ms

1) fn = 50 Hz, resultados basados en la distribución estadística de 1000 medidas.

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

Tabla 87. Ajustes principales desplazamiento de fase de tensión (VVSPPAM)


Valor de arranque VVSPPAM 2.0...30.0° 0,1

Sobre Ten Valor Blq VVSPPAM 0.40...1.50 × Un 0,01

Sub Ten Valor Blq VVSPPAM 0.15...1.00 × Un 0,01

Supervisión de fase VVSPPAM 7 = Ph A + B + C8 = Secuencia pos

-

Tabla 88. Protección de subtensión direccional de potencia reactiva (DQPTUV )


Precisión de operación Según la frecuencia de la intensidad y tensión medida:fn ±2 HzPotencia reactiva en rango |PF| <<> 0.71

Potencia:±3.0% ó ±0.002 × QnTensión:±1.5% del valor de ajuste ó ±0.002 × Un






1) Valor de arranque = 0.05 × Sn, potencia reactiva previa a la falta = 0.8 × Valor de arranque, superación de potencia reactiva 2 veces, resultados basados en la distribución estadística de 1000

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


60 ABB

Tabla 89. Ajustes principales de protección de subtensión direccional de potencia reactiva (DQPTUV)


Valor de arranque de tensión DQPTUV 0.20...1.20 × Un 0,01

Tiempo de retardo de operación DQPTUV 100...300000 ms 10

Potencia reactiva mínima DQPTUV 0.01...0.50 × Sn 0,01

Min Sec Pos intensidad DQPTUV 0.02...0.20 × In 0,01

Pot sector reducción DQPTUV 0...10° 1

Tabla 90. (DUPPDPR) Protección de baja potencia


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

Precisión de medida de potencia ±3% del valor de ajuste ó ±0.002 × SnÁngulo de fase: ±2°



Relación de resetear Típico 1.04



1) Modo de medida = “Sec Pos” (defecto)2) U = Un, fn = 50 Hz, resultados basados en la distribución estadística de 1000 medidas.


Tabla 91. Ajustes principales de protección de baja potencia (DUPPDPR)


Valor de arranque DUPPDPR 0.01...2.00 × Sn 0,01

Tiempo de retardo de operación DUPPDPR 40...300000 ms 10

Polaridad inversa DUPPDPR 0 = Falso1 = Verdadero

-

Deshabilitar hora DUPPDPR 0...60000 ms 1000


ABB 61

Tabla 92. Protección de potencia inversa / sobre-potencia direccional (DOPPDPR)


Precisión de operación 1)

Según la frecuencia de la intensidad y tensión medida:f = fn ±2 Hz

Precisión de medida de potencia ±3% del valor de ajuste ó ±0.002 × SnÁngulo de fase: ±2°



Relación de restablecimiento Típico 0.94



1) Modo de medida = “Sec Pos” (defecto)2) U = Un, fn = 50 Hz, resultados basados en la distribución estadística de 1000 medidas.


Tabla 93. Ajustes principales de protección de potencia inversa / sobre-potencia direccional (DOPPDPR)


Valor de arranque DOPPDPR 0.01...2.00 × Sn 0.01

Tiempo de retardo de operación DOPPDPR 40...300000 10

Modo direccional DOPPDPR 2 = Hacia adelante3 = Hacia atrás

-

Ángulo de potencia DOPPDPR -90...90° 1

Tabla 94. Protección de huecos de tensión (LVRTPTUV)





Tiempo de restablecimiento Basado en el valor máximo de Tiempo de recuperación ajuste



1) Pruebas para determinar si Numero de fases de arranque = 1 de 3, resultados basados en la distribución estadística de 1000 medidas.2) Incluye el retardo del contacto de la señal de salida


62 ABB

Tabla 95. Ajustes principales de protección de huecos de tensión (LVRTPTUV)


Valor de arranque de tensión LVRTPTUV 0.05...1.20 × Un 0,01

Num de fases de arranque LVRTPTUV 4 = Exactamente 1 de 35 = Exactamente 2 de 36 = Exactamente 3 de 3

-

Selección de tensión LVRTPTUV 1=Tensión más elevada fase-tierra2=Tensión más baja fase-tierra3=Tensión más elevada fase-fase4=Tensión más baja fase-fase5=Sec. Positiva

-

Coordenadas activas LVRTPTUV 1...10 1

Nivel de tensión 1 LVRTPTUV 0.00...1.20 ms 0,01










Tiempo de recuperación 1 LVRTPTUV 0...300000 ms 1











ABB 63

Tabla 96. Protección diferencial de alta-impedancia (HIxPDIF)





IFalta = 2.0 × ajuste Valor dearranque

12 ms 16 ms 24 ms

IFalta = 10 × ajuste Valor dearranque

10 ms 12 ms 14 ms





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 con frecuencia nominal aplicada desde una ángulo de fase

aleatorio, resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas.2) Incluye el retardo del contacto de la señal de salida

Tabla 97. Ajustes principales de protección diferencial de alta impedancia (HIxPDIF)


Valor operativo HIxPDIF 1.0...200.0 %In 1

Tiempo mínimo de operación HIxPDIF 20...300000 ms 10

Tabla 98. Interruptor en posición de arranque sin respuesta (UPCALH)




64 ABB

Tabla 99. Protección de sobreintensidad trifásica independiente no direccional (PH3xPTOC)


Precisión de operación PH3LPTOC Según la frecuencia de la intensidad medida: fn ±2 Hz


PH3HPTOC y PH3IPTOC ±1.5% del valor de ajuste o ±0.002 × In (en intensidades en el rango de0.1…10 × In)±5.0% del valor de ajuste (en intensidades en el rango de 10…40 × In)


PH3IPTOC:IFalta = 2 × ajuste Valor de arranque

15 ms

16 ms

17 ms

IFalta = 10 × ajuste Valor dearranque

11 ms 14 ms 17 ms

PH3HPTOC y PH3LPTOC:IFalta = 2 × ajuste Valor de arranque

23 ms

25 ms

28 ms

Tiempo de resetear <40 ms





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

1) Modo de medida = por defecto (depende de la etapa), intensidad previa a la falta = 0.0 × In, fn = 50 Hz, intensidad de 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 del contacto de la señal de salida3) Máximo Valor de arranque = 2.5 × In, Valor de arranque múltiples en el rango de 1.5...20.

Tabla 100. Ajustes principales de protección de sobreintensidad trifásica independiente no direccional (PH3xPTOC)


Valor de arranque PH3LPTOC 0.05...5.00 × In 0,01

PH3HPTOC 0.10...40.00 × In 0,01

PH3IPTOC 1.00...40.00 × In 0,01

Multiplicador de tiempo PH3LPTOC 0,05...15,00 0,01

PH3HPTOC 0,05...15,00 0,01

Tiempo de retardo de operación PH3LPTOC 40...200000 ms 10

PH3HPTOC 40...200000 ms 10

PH3IPTOC 20...200000 ms 10

Tipo de curva operativa1) PH3LPTOC Tiempo positivo o inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

PH3HPTOC Tiempo positivo o inversoTipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

PH3IPTOC Tiempo positivo



ABB 65

Tabla 101. Protección de sobreintensidad trifásica independiente direccional (DPH3xPDOC)


Precisión de operación DPH3LPDOC Según la frecuencia de la intensidad medida: fn ±2 Hz

Intensidad: ±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × InTensión: ±1.5% del valor de ajuste ó ±0.002 × UnÁngulo de fase: ±2°

DPH3HPDOC ±1.5% del valor de ajuste o ±0.002 × In (en intensidades en el rango de0.1…10 × In)±5.0% del valor de ajuste (en intensidades en el rango de 10…40 × In)Tensión: ±1.5% del valor de ajuste ó ±0.002 × UnÁngulo de fase: ±2°


IFalta = 2 × ajuste Valor de arranque 38 ms 40 ms 43 ms

Tiempo de resetear <40 ms





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

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

Tabla 102. Ajustes principales de protección de sobreintensidad trifásica independiente direccional (DPH3xPDOC)


Valor de arranque DPH3LPDOC 0.05...5.00 × In 0,01

DPH3HPDOC 0.10...40.00 × In 0,01

Multiplicador de tiempo DPH3xPDOC 0,05...15,00 0,01

Tiempo de retardo de operación DPH3xPDOC 40...200000 ms 10

Tipo de curva operativa1) DPH3LPDOC Tiempo positivo o inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

DPH3HPDOC Tiempo positivo o inversoTipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

Modo direccional DPH3xPDOC 1 = No direccional2 = Hacia adelante3 = Hacia atrás

Ángulo característico DPH3xPDOC -179...180° 1



66 ABB

Tabla 103. Protección de sobrecarga trifásica para baterías de condensadores de derivación (COLPTOC)


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

5% del valor de ajuste ó 0,002 × In

Tiempo de arranque de la etapa de sobrecarga1)2) Típico 75 ms

Tiempo de arranque de la etapa de sub-intensidad.2)3) Típico 26 ms

Tiempo de restablecimiento para la etapa de sobrecarga y alarma. Típico 60 ms


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

Precisión del tiempo de operación en modo de tiempo inverso 10% del valor de ajuste teórico ó ±20 ms

Supresión de armónicos para la etapa de baja intensidad. DFT: -50 dB siendo f = n x fn, donde n = 2, 3, 4, 5,...

1) Intensidad de armónicos previa a falta = 0.5 × In, intensidad de falta de armónicos 1.5 × Valor de arranque, resultados basados en la distribución estadística de 1000 medidas.

2) Incluye el retardo del contacto de la señal de salida3) Intensidad de armónicos previa a falta = 1.2 × In, intensidad de falta de armónicos 0.8 × Valor de arranque, resultados basados en la distribución estadística de 1000 medidas.

Tabla 104. Ajustes principales de protección de sobrecarga trifásica para baterías de condensadores de derivación (COLPTOC)


Sobrecarga del valor de arranque COLPTOC 0.30...1.50 × In 0,01

Valor de arranque del alarma COLPTOC 80...120% 1

Valor de arranque Sub Ten COLPTOC 0.10...0.70 × In 0,01

Multiplicador de tiempo COLPTOC 0,05...2,00 0,01

Tiempo de retardo de alarma COLPTOC 500...6000000 100

Tiempo retardo Sub Ten COLPTOC 100...120000 100

Tabla 105. Protección de intensidad desequilibrada para baterías de condensadores derivados (CUBPTOC)


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

1.5% del valor de ajuste ó 0.002 × In



Relación de resetear Típico 0,96

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

Precisión del tiempo de operación en modo de tiempo definido inverso 5% del valor de ajuste teórico ó ±20 ms

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

1) Intensidad de frecuencia fundamental = 1.0 × In, intensidad previa la falta = 0.0 × In, intensidad de falta = 2.0 × Valor de arranque, resultados basados en la distribución estadística de 1000

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


ABB 67

Tabla 106. Ajustes principales de protección de intensidad desequilibrada para baterías de condensadores derivados (CUBPTOC)


Modo de alarma CUBPTOC 1 = Normal2 = Contador de elemento

-

Valor de arranque CUBPTOC 0.01...1.00 × In 0.01

Valor de arranque del alarma CUBPTOC 0.01...1.00 × In 0.01

Multiplicador de tiempo CUBPTOC 0.05...15.00 0.01

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

Tiempo de retardo de operación CUBPTOC 50...200000 ms 10

Tiempo de retardo de alarma CUBPTOC 50...200000 ms 10


Tabla 107. Protección de resonancia conmutadora de baterías de condensadores derivados, basada en la intensidad (SRCPTOC)


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

Precisión del valor de operación±3% del valor de ajuste ó ±0.002 × In (para 2ª orden de armónicos)±1.5% del valor de ajuste ó ±0.002 × In (para 3ª orden < de armónicos <10ª orden)±6% del valor de ajuste ó ±0.004 × In (para armónicos >= 10ª orden)

Tiempo de restablecimiento Típico 45 ms o máximo 50 ms

Tiempo de retardo Típico 0,96



Supresión de armónicos -50 dB siendo f = fn

Tabla 108. Ajustes principales de protección de resonancia conmutadora de baterías de condensadores derivados, basada en la intensidad(SRCPTOC)


Valor de arranque del alarma SRCPTOC 0.03...0.50 × In 0,01

Valor de arranque SRCPTOC 0.03...0.50 × In 0,01

Num de sintonización dearmónicos

SRCPTOC 1...11 1

Tiempo de retardo de operación SRCPTOC 120...360000 ms 1

Tiempo de retardo de alarma SRCPTOC 120...360000 ms 1


68 ABB

Tabla 109. 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 69

Funciones de control

Tabla 110. Reenganche automático (DARREC)



Tabla 111. Comprobación de sincronismo y energización (SECRSYN)



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




Tabla 112. 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

-

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

Modo de control SECRSYN 1 = Continuo2 = Comando

-

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


70 ABB

Funciones de monitorización y supervisión del estado

Tabla 113. Monitorización del estado del interruptor (SSCBR)


Precisión de medida de intensidad ±1.5% or ±0.002 × In(todas las intensidades dentro del rango de 0.1…10 × In)±5.0%(todas las intensidades dentro del rango de 10…40 × In)


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

Tabla 114. Supervisión del circuito de intensidad (CCSPVC)


Tiempo de operación1) <30 ms

1) Incluye el retardo del contacto de salida

Tabla 115. Ajustes principales de supervisión del circuito de corriente (CCSPVC)


Valor inicial CCSPVC 0.05...0.20 × In 0.01

Intensidad operativa máxima CCSPVC 1.00...5.00 × In 0.01

Tabla 116. Supervisión de transformador de intensidad para esquemas de protección de alta-impedancia (HZCCxSPVC)








Tabla 117. 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


ABB 71

Tabla 118. 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.


72 ABB

Funciones de medida

Tabla 119. 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 120. 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 121. Medida de intensidad residual (RESCMMXU)



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


Tabla 122. 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 123. Medida de tensión monofásica (VAMMXU)


Precisión de funcionamiento Según la frecuencia de la tensión medida: fn ±2 HzCon tensiones en el rango de 0.01…1.15 × Un

±0.5% o ±0.002 × Un

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


ABB 73

Tabla 124. Medida de tensión residual (RESVMMXU)



±0.5% ó ±0.002 × Un


Tabla 125. 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 126. 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 127. Medida de frecuencia (FMMXU)


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


74 ABB

Funciones de localización de faltas

Tabla 128. 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

Tabla 129. 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


ABB 75

Funciones de la calidad de potencia

Tabla 130. 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 131. Ajustes principales de la variación de tensión (PHQVVR)


Ajuste 1 caída tensión PHQVVR 10.0...100.0% 0,1



Ajuste 1 aumento tensión PHQVVR 100.0...140.0% 0,1



Ajuste Int Tensión PHQVVR 0.0...100.0% 0,1

Max Dur VVa PHQVVR 100...3600000 ms 100

Tabla 132. Desequilibrio de tensión (VSQVUB)


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


Tabla 133. Ajustes principales de desequilibrio de tensión (VSQVUB)


Operación VSQVUB 1 = encendido5 = apagado

-

Método detección deseq VSQVUB 1 = Sec Neg2 = Sec Cero3 = Sec Neg a Pos4 = Sec Cero a Pos5 = Comp vectores fase

-


76 ABB

Otras funciones

Tabla 134. Temporizador de pulso (PTGAPC)



Tabla 135. Tiempo retardo apagado (8 pcs) (TOFPAGC)



Tabla 136. Tiempo retardo encendido (8 pcs) (TONGAPC)




ABB 77

22. HMI localEl relé admite la información de proceso y el estado demonitorización del relé local mediante la pantalla y los IEDs deindicación/alarma. La LHMI local también permite que lasoperaciones de control de los equipos conectados ycontrolados por el relé, ya sea a través de la pantalla a pormedio de botones pulsadores manuales disponibles en la HMIlocal.

la pantalla LCD ofrece toda la funcionalidad de la interfaz deusuario del panel frontal con navegación por menús y vistas demenús. La pantalla incluye además un esquema unifilar (SLD)de dos páginas configurable por el usuario con señalizaciónpara el equipo primario asociado y medidas primarias delproceso. El SLD puede ser modificado según los requisitos delusuario mediante el editor de la pantalla gráfica en PCM600.

La HMI local también incluye 11 LEDs programables. EstosLEDs pueden ser configurados para mostrar las alarmas eindicaciones según sea necesario mediante la herramienta deconfiguración gráfica del PCM600. Los LEDs incluyen doscolores controlables por separado, rojo y verde, por lo que unLED es capaz de indicar mejor los diferentes estados del objetomonitorizado.

El relé también incluye 16 botones pulsadores configurables ymanuales, que se pueden configurar libremente mediante laherramienta de configuración gráfica del PCM600. Estosbotones se pueden configurar para controlar las funcionesinternas del relé, por ejemplo, el cambio del grupo de ajustes, eldisparo de los registros de perturbaciones, y el cambio de losmodos de operación para las funciones, o para el control losequipos externos del relé, por ejemplo, arrancar o parar elequipo, a través de salidas binarias del relé. Estos botonestambién llevan un pequeño indicador LED para cada botón.Este LED se puede configurar libremente, por lo que es posibleutilizar los botones pulsadores del LED para indicar lasactividades de botón o como indicadores/alarmas adicionalesdel LED, además de los 11 LEDs programables.

El HMI local incluye un botón pulsador (L/R) para la operaciónlocal/remoto del relé. En modo local, el relé solo puede seroperado mediante el panel frontal del interfaz de usuario. Enmodo remoto, el relé puede ejecutar comandos enviadosremotamente. El relé soporta la selección remota del modolocal/remoto mediante una entrada digital. Esta función facilita,por ejemplo, el uso de un conmutador externo en lasubestación para asegurar que todas los relés estén en modolocal durante trabajos de mantenimiento y que el centro decontrol de la red no pueda operar los interruptores de formaremota.

GUID-7A40E6B7-F3B0-46CE-8EF1-AAAC3396347F V1 ES

Figura 18. Ejemplo de la LHMI

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.

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 24, quepueden montarse al lado de las cajas.

Métodos de montaje

• Montaje empotrado• Montaje semiempotrado• Montaje en bastidor• Montaje de pared• Montaje en un bastidor de 19 pulgadas para equipos• Montaje con un interruptor de prueba RTXP 24 en un

bastidor de 19 pulgadas

Recorte del panel para montaje empotrado:• Altura: 162 ±1 mm• Anchura: 248 ±1 mm


78 ABB

48

153

177

160

262,2246

GUID-89F4B43A-BC25-4891-8865-9A7FEDBB84B9 V1 ES

Figura 19. Montaje empotrado

98

280

160

177

246

103

GUID-1DF19886-E345-4B02-926C-4F8757A0AC3E V1 ES

Figura 20. Montaje semiempotrado

48

482.6 (19")

160

246

177

153

GUID-D83E2F4A-9D9B-4400-A2DC-AFF08F0A2FCA V1 ES

Figura 21. Montaje en bastidor

259

186

318

GUID-65A893DF-D304-41C7-9F65-DD33239174E5 V1 ES

Figura 22. Montaje de pared

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


ABB 79

25. Datos de selección y pedidosEl adhesivo con el tipo de relé y número de serie identifican alrelé de protección y control. La etiqueta se coloca sobre la HMI,en la parte superior de la unidad enchufable. Hay una etiquetade código de pedido situada en el lateral del la unidad deconexión, así como en el interior de la carcasa. El código depedido consta de una cadena de letras y dígitos generados enfunción de los módulos de hardware y software del relé.

Utilice la Biblioteca ABB para acceder a la selección y lainformación del pedido y para generar el número del pedido.

Herramienta de Selección de Producto (PST), una herramientade número de pedido de última-generación, admite la creaciónde código de pedido para los productos IEC de ABBDistribution Automation con énfasis en, pero noexclusivamente, la familia de productos Relion. PST es unaherramienta en línea, fácil de usar, que siempre proporciona lainformación más reciente del producto. El código de pedidocompleto se puede crear con una especificación detallada y elresultado se puede imprimir y enviar por correo. Es necesarioregistrarse.

# Descripción

1 Relé

Relé de serie 620 (carcasa incluida) N

Relé completo con revestimiento conformado 5

2 Estándar

IEC B

CN C

3 Aplicación principal

Protección y control de línea F

4 Aplicación funcional

Ejemplo de conguración N

5-6 Entradas y salidas analógicas

4I (I0 1/5 A) + 5U + 24BI + 14BO AA

4I (I0 0,2/1 A) + 5U + 24BI + 14BO AB

Sensores (3I + 3U) + 1CT + 16BI + 14BO AC

7-8 Placa opcional

I/Os opcionales 8BI + 4BO AA

RTDs opcionales 6RTD in + 2mA in AB

I/Os de alta velocidad opcionales 8BI + 3HSO AC

Ninguna placa opcional NN

N B F N A A N N A B C 1 B N N 1 1 G

GUID-1C296D79-C6BC-46CF-AA99-4E92E387C869 V2 ES


80 ABB

http://search.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRS758396&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

https://abbtm.fi.abb.com/PST/#/

Si se elige la comunicación serie, elija un módulo de comunicación serie que incluya Ethernet (por ejemplo, "BC") en el caso que se requiera un bus para el PCM600 o WebHMI.

9 -

10

Comunicación (Serie/Ethernet)

Serie RS 485, incl. una entrada para IRIG-B y Ethernet 100Base-FX(1xLC)

Serie RS 485, incl. una entrada para IRIG-B y Ethernet 100Base-TX (1xRJ45)

AA

AB

Serie RS 485, incl. una entrada para IRIG-B

Serie bra de vidrio (ST) + Ethernet 100Base TX (1xRJ45) y Conector serie RS 485, Conector D-Sub 9 RS-232/485 y Entrada para IRIG-B (no se puede combinar con la protección de arco)

AN

BB

Serie bra de vidrio (ST) + Ethernet 100Base-TX y -FX (1xLC, 2xRJ45) con HSR/PRP BC

Serie bra de vidrio (ST) y Ethernet 100Base-TX (3xRJ45) con HSR/PRP BD

Serie bra de vidrio (ST) + Ethernet 100Base-TX y -FX (2xLC, 1xRJ45)con HSR/PRP BE

Serie bra de vidrio (ST) + Ethernet 100Base-TX y -FX (1xLC, 2xRJ45) con HSR/PRP y IEC61850-9-2LE BF

Serie bra de vidrio (ST) + Ethernet 100Base-TX (3xRJ45) con HSR/PRP y IEC61850-9-2LE

BG

Serie bra de vidrio (ST) + Ethernet 100Base-TX y -FX (2xLC, 1xRJ45) con HSR/PRP y IEC61850-9-2LE BH

Serie bra de vidrio (ST) y Conector serie RS 485, Conector D-Sub 9 RS 232/485 y Entrada para IRIG-B (no se puede combinar con la protección de arco)

BN

RS 232/485 (incluye IRIG-B) + Ethernet 100Base TX (1xRJ45) (no se puede conectar con protección de arco) CB

RS 232/485 + RS 485/ ST bra de vidrio (incluye IRIG-B)(no se puede conectar con protección de arco) CN

NA

NB

NC

ND

NE

Ethernet 100Base-TX y -FX (1xLC, 2xRJ45) con HSR/PRP y IEC61850-9-2LE

Ethernet 100Base FX (1xLC)

Ethernet 100Base TX (1xRJ45)

Ethernet 100Base-TX y FX (1xLC, 2xRJ45) con HSR/PRP

Ethernet 100Base TX (3xRJ45) con HSR/PRP

Ethernet 100Base TX y FX (2xLC, 1xRJ45) con HSR/PRP

NF

Ethernet 100Base TX (3xRJ45) with HSR/PRP and IEC61850-9-2LE NG

Ethernet 100Base-TX y -FX (2xLC, 1xRJ45) con HSR/PRP y IEC61850-9-2LE NH

Ningún módulo de comunicación NN


GUID-CE980364-A877-435A-B253-7F839CEE85F2 V1 ES


ABB 81

# Descripción

11 Protocolos de comunicación

IEC 61850 (para comunicación de módulos Ethernet y IEDs sin módulo de comunicación) A

Modbus (para Ethernet/serie ó módulos de comunicación serie y Ethernet) B

IEC 61850 + Modbus (para Ethernet ó serie y módulos de comunicación Ethernet) C

IEC 60870-5-103 (para serie ó Ethernet y módulos de comunicación serie) D

DNP3 (para Ethernet/serie ó módulos de comunicación serie y Ethernet) E

IEC 61850 + IEC 60870-5-103 (para módulos de comunicación serie y Ethernet) G

IEC 61850 + DNP3 (para Ethernet ó serie y módulos de comunicación Ethernet) H

12 Idioma

Inglés 1

Inglés y chino 2

13 Panel frontal

Pantalla LCD grande con Esquema Unilar - IEC B

Pantalla LCD grande con Esquema Unilar - CN D

14 Opción 1

Protección de arco (Requiere un módulo de comunicación, no se puede comunicar con las opciones de módulos de com. BN, BB, CB y CN) B

Ninguna N

15 Opción 2

Localizador de faltas F

Paquete de protección de batería de condensadores C

Protección de Interconexión/Intertie/Generación de energía distribuida D

Paquete de protección de potencia P

Todas las opciones:Localizador de faltas + Protección de batería de condensadores + Protección de Interconexión/Intertie/Generación de energía distribuida + Protección de potencia

L

Ninguna N

16 Alimentación

Alimentación 48-250 VDC, 100-240 VAC 1

Alimentación 24-60 VDC 2

17 -

18

Reservado

Versión del producto 2.0 FP1 1G


GUID-A3B88F58-2CD5-4EB6-8F34-4CA57C1E2B4A V3 ES


82 ABB

Ejemplo de código: N B F N A A N N A B C 1 B N N 1 1 G

Su referencia para pedidos:

Dígito (#) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Código

GUID-F3C93D20-6442-4D87-865F-4CDED43FDDFF V2 ES

Figura 23. Clave de pedidos para los relés de protección completos


ABB 83

26. Accesorios y datos para pedidos

Tabla 137. Cables

Elemento Número de pedido

Cable para sensores ópticos para protección de arco, 1,5 m 1MRS120534-1.5



Tabla 138. Accesorios de montaje

Elemento Número de pedido

Kit de montaje semiempotrado 2RCA030573A0001

Kit de montaje de pared 2RCA030894A0001

Kit de montaje en rack de 19” con marco para un relé 2RCA031135A0001

Kit de montaje en rack de 19” para un relé y un interruptor de prueba RTXP24 (el interruptor de prueba y elarnés de cables no están incluidos)

2RCA032818A0001

Soporte de montaje para un relé con interruptor de prueba RTXP en 4U Combiflex (variante C de 19" RHGT(el interruptor de prueba, el arnés de cables y la variante C de Combiflex 19" RGHT no están incluidos en laentrega)

2RCA032826A0001

Brida de puesta a tierra funcional para los módulos RTD 2RCA036978A00011)

1) No se puede utilizar cuando el relé está montado con el bastidor Combiflex de 19" (2RCA032826A0001)

27. HerramientasEl relé de protección se suministra como una unidad pre-configurada y incluye el ejemplo de configuración.Los valorespredeterminados de los ajustes de los parámetros puedencambiarse a través de la interfaz de usuario del panel frontal, lainterfaz de usuario basada en navegador de Web (Web HMI) ola herramienta PCM600 en combinación con el paquete deconectividad 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 deaplicaciones, 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-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 tiemposde 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 139. 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 REF620 2.1 o posterior


84 ABB

Tabla 140. 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

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 requerido.


ABB 85

29. Esquemas de conexión

REF620

X13Sensor de luz, entrada 1

1)

X14Sensor de luz, entrada 2 1)

X15Sensor de luz, entrada 3 1)

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

1) Pedido seleccionable - Opcional2) El relé presenta un mecanismo de cortocircuito automático en el conector TI cuando se desconecta la unidad enchufable.

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

13

X115

34

56

7

89

10BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 712

13

11

BI 112

X13012

34

56

BI 4

BI 3

BI 2

BI 1

87

9101112

U_SYN

1314

U1

1516

U2

1718

U3

Uo60 -

N

210V

60 -

N

210V

60 -

N

210V

60 -

N

210V

60 -

N

210V

L1L2L3

S1

S2

P1

P2

P2

P1 S1

S2

da dn

a

nN

A

Dirección de Intensidad Positiva

Uab

X115

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

23SO4

24

X110

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

23SO4

24

SO1

SO2

SO1

SO2

L1L2L3

da dn

a

nN

A

X105

Puede ser vacío o opcional con BIO0005, BIO0007 y RTD0003

GUID-AEA0ACBE-C8F6-476A-8218-5E93EC040D85 V3 ES

Figura 24. Diagrama de conexión para la configuración con CTs y VTs


86 ABB

REF620

X13Sensor de luz, entrada 11)



16

17

1918

X100

67

8910

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

1) Pedido seleccionable - Opcional

X115

34

56

7

89

10BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 712

13

11

BI 112

X130

12

X131

45

IL1

78

U1

X132

45

IL2

78

U2

X133

45

IL3

78

U3

Io0.2/1A

N

X110

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

23SO4

24

SO1

SO2

X115

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

23SO4

24

SO1

SO2

L1L2L3

L1L2L3

P2

P1 S1

S2

Dirección de Intensidad Positiva

I

I

I

X105

Puede ser vacío o opcional con BIO0005, BIO0007 y RTD0003

GUID-A93F2F56-35BD-4C2D-BC28-F3DEB59CC8DD V2 ES

Figura 25. Esquema de conexión para la configuración con sensores


ABB 87

Módulo BIO0005

34

56

7

89

10BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 712

13

11

BI 112

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

23SO4

24

SO1

SO2

X105/X110 X105/

X110

GUID-5298DCA3-4597-44C2-850A-889384DF423B V2 ES

Figura 26. Módulo opcional BIO0005 (ranura X105)

2

3

5

6

7BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 7

10

8

BI 11

4

9

1516

19

23

20

24

HSO3

HSO2

HSO1

Módulo BIO0007X105

X105

GUID-D019E095-29EF-41B1-BDF4-D9D427201B88 V2 ES

Figura 27. Módulo opcional BIO0007 para salidas rápidas (ranura X105)

1314

56

78910

RTD 1

1112

RTD 2

mA 1mA

mA 2mA

1516

RTD 3

2122

1718

RTD 4

1920

RTD 5

RTD 6

RTD GND ordinarioRTD GND ordinario

Módulo RTD003X105/X110

GUID-987D427B-C5F7-4073-8D5F-D0C37BEAF5E5 V2 ES

Figura 28. Módulo opcional RTD0003 (ranura X105)


88 ABB

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

Nivel A1 para la serie Relion® 620. Numero de certificado:74108008-OPE/INC 15-2319.

DNV GL ha emitido un Certificado Edición 1 de IEC 61850 de

Nivel A1 para la serie Relion® 620. Numero de certificado:74108008-OPE/INC 15-2323.

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.

La última información respecto al relé de protección y controlREF620 se encuentra en página del producto. Desplazarse porla página para buscar y descargar la documentaciónrelacionada.


ABB 89

http://new.abb.com/medium-voltage/distribution-automation/numerical-relays/feeder-protection-and-control/relion-for-medium-voltage/feeder-protection-and-control-ref620-iec

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

http://new.abb.com/medium-voltage/distribution-automation/numerical-relays/feeder-protection-and-control/relion-for-medium-voltage/feeder-protection-and-control-ref620-iec

32. Códigos y símbolos de funciones

Tabla 141. Funciones incluidas en el relé

Función IEC 61850 IEC 60617 ANSI

Protección

Protección de sobreintensidad trifásica no direccional,etapa baja PHLPTOC1 3I> (1) 51P-1 (1)

Protección de sobreintensidad trifásica no direccional,etapa alta

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

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

Protección de sobreintensidad trifásica no direccional,etapa instantánea PHIPTOC1 3I>>> (1) 50P/51P (1)

Protección de sobreintensidad trifásica direccional,etapa baja

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

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

Protección de sobreintensidad trifásica direccional,etapa alta

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

DPHHPDOC2 3I>> -> (2) 67-2 (2)

Protección de sobreintensidad trifásica que depende dela tensión

PHPVOC1 3I(U)> (1) 51V (1)

PHPVOC2 3I(U)> (2) 51V (2)

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

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

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

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

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

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

DEFLPDEF3 Io> -> (3) 67N-1 (3)

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 de falta a tierra multifrecuencia basada en laadmitancia MFADPSDE1 Io> -> Y (1) 67YN (1)

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 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)


90 ABB

Tabla 141. Funciones incluidas en el relé, continuación


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

PHPTUV2 3U< (2) 27 (2)

PHPTUV3 3U< (3) 27 (3)

PHPTUV4 3U< (4) 27 (4)

Protección de subtensión monofásica, lado secundario PHAPTUV1 U_A< (1) 27_A (1)

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

PHPTOV2 3U> (2) 59 (2)

PHPTOV3 3U> (3) 59 (3)

Protección de sobretensión monofásica, ladosecundario PHAPTOV1 U_A> (1) 59_A (1)

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

PSPTUV2 U1< (2) 47U+ (2)

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

NSPTOV2 U2> (2) 47O- (2)

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

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





Protección térmica trifásica para líneas, cables ytransformadores de distribución T1PTTR1 3Ith>F (1) 49F (1)

Perdida de fase (sub-intensidad) PHPTUC1 3I< (1) 37 (1)

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

CCBRBRF2 3I>/Io>BF (2) 51BF/51NBF (2)

CCBRBRF3 3I>/Io>BF (3) 51BF/51NBF (3)

Detector de energización trifásico INRPHAR1 3I2f> (1) 68 (1)

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

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

TRPPTRC3 Disparo Maestro (3) 94/86 (3)

TRPPTRC4 Disparo Maestro (4) 94/86 (4)

Protección de arco ARCSARC1 ARC (1) 50L/50NL (1)

ARCSARC2 ARC (2) 50L/50NL (2)

ARCSARC3 ARC (3) 50L/50NL (3)

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


ABB 91



Deslastre de carga y restauración LSHDPFRQ1 UFLS/R (1) 81LSH (1)

LSHDPFRQ2 UFLS/R (2) 81LSH (2)





Protección multipropósito MAPGAPC1 MAP (1) MAP (1)

MAPGAPC2 MAP (2) MAP (2)

















Lógica automática de cierre sobre falta (SOF) CVPSOF1 CVPSOF (1) SOFT/21/50 (1)

Protección de desplazamiento de fase de tensión VVSPPAM1 VS (1) 78V (1)

Protección de subtensión direccional de potenciareactiva

DQPTUV1 Q> -> ,3U< (1) 32Q,27 (1)

DQPTUV2 Q> -> ,3U< (2) 32Q,27 (2)

Protección de subpotencia DUPPDPR1 P< (1) 32U (1)

DUPPDPR2 P< (2) 32U (2)

Protección de potencia inversa / sobre-potenciadireccional

DOPPDPR1 P>/Q> (1) 32R/32O (1)

DOPPDPR2 P>/Q> (2) 32R/32O (2)

Protección de huecos de tensión LVRTPTUV1 U<RT (1) 27RT (1)

LVRTPTUV2 U<RT (2) 27RT (2)

LVRTPTUV3 U<RT (3) 27RT (3)

Protección diferencial de alta impedancia para fase A HIAPDIF1 dHi_A> (1) 87A (1)

Protección diferencial de alta impedancia para fase B HIBPDIF1 dHi_B> (1) 87B (1)

Protección diferencial de alta impedancia para fase C HICPDIF1 dHi_C> (1) 87C (1)


92 ABB



Interruptor en posición de arranque sin respuesta UPCALH1 CBUPS (1) CBUPS (1)

UPCALH2 CBUPS (2) CBUPS (2)

UPCALH3 CBUPS (3) CBUPS (3)

Protección de sobreintensidad trifásica independienteno direccional, etapa baja

PH3LPTOC1 3I_3> (1) 51P-1_3 (1)

PH3LPTOC2 3I_3> (2) 51P-1_3 (2)

Protección de sobreintensidad trifásica independienteno direccional, etapa alta

PH3HPTOC1 3I_3>> (1) 51P-2_3 (1)

PH3HPTOC2 3I_3>> (2) 51P-2_3 (2)

Protección de sobreintensidad trifásica independienteno direccional, etapa instantánea PH3IPTOC1 3I_3>>> (1) 50P/51P_3 (1)

Protección de sobreintensidad trifásica independientedireccional, etapa baja

DPH3LPDOC1 3I_3> -> (1) 67-1_3 (1)

DPH3LPDOC2 3I_3> -> (2) 67-1_3 (2)

Protección de sobreintensidad trifásica independientedireccional, etapa alta

DPH3HPDOC1 3I_3>> -> (1) 67-2_3 (1)

DPH3HPDOC2 3I_3>> -> (2) 67-2_3 (2)

Protección de sobrecarga trifásica para baterías decondensadores de derivación COLPTOC1 3I> 3I< (1) 51C/37 (1)

Protección de intensidad desequilibrada para bateríasde condensadores de derivación. CUBPTOC1 dI>C (1) 51NC-1 (1)

Protección de resonancia conmutadora de baterías decondensadores derivados, basada en la intensidad SRCPTOC1 TD> (1) 55TD (1)

Control

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

CBXCBR2 I <-> O CB (2) I <-> O CB (2)

CBXCBR3 I <-> O CB (3) I <-> O CB (3)

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)

ESXSWI2 I <-> O ESC (2) I <-> O ESC (2)

ESXSWI3 I <-> O ESC (3) I <-> O ESC (3)

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

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



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

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

ESSXSWI3 I <-> O ES (3) I <-> O ES (3)

Reenganche automático DARREC1 O -> I (1) 79 (1)

DARREC2 O -> I (2) 79 (2)


ABB 93



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

Monitorización del estado y supervisión

Monitorización del estado del interruptor SSCBR1 CBCM (1) CBCM (1)

SSCBR2 CBCM (2) CBCM (2)

SSCBR3 CBCM (3) CBCM (3)

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

TCSSCBR2 TCS (2) TCM (2)

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

Supervisión del transformador de intensidad para laesquema de protección de alta-impedancia para la faseA

HZCCASPVC1 MCS I_A (1) MCS I_A (1)

Supervisión del transformador de intensidad para laesquema de protección de alta-impedancia para la faseB

HZCCBSPVC1 MCS I_B (1) MCS I_B (1)

Supervisión del transformador de intensidad para laesquema de protección de alta-impedancia para la faseC

HZCCCSPVC1 MCS I_C (1) MCS I_C (1)

Supervisión de fallos de fusibles SEQSPVC1 FUSEF (1) 60 (1)

Contador de funcionamiento para maquinas ydispositivos

MDSOPT1 OPTS (1) OPTM (1)

MDSOPT2 OPTS (2) OPTM (2)

Medida

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

Medida de secuencia de intensidad 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)

Medida de tensión monofásica VAMMXU2 U_A (2) V_A (2)

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

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

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

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

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

Ubicación de la falta

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

Otros


94 ABB



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)

TPSGAPC2 TPS (2) TPS (2)

Temporizador de pulsos mínimos (2 pcs, resolución deminutos)

TPMGAPC1 TPM (1) TPM (1)

TPMGAPC2 TPM (2) TPM (2)

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)



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

MVI4GAPC2 MVI4 (2) MVI4 (2)



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

SCA4GAPC2 SCA4 (2) SCA4 (2)



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

SPCGAPC2 SPC (2) SPC (2)

SPCGAPC3 SPC (3) SPC (3)

Puntos de control remotos genéricos SPCRGAPC1 SPCR (1) SPCR (1)


ABB 95



Puntos de control local genéricos SPCLGAPC1 SPCL (1) SPCL (1)

Contadores arriba-abajo genéricos UDFCNT1 UDCNT (1) UDCNT (1)

UDFCNT2 UDCNT (2) UDCNT (2)











Botones programables (16 botones) FKEYGGIO1 FKEY (1) FKEY (1)

Funciones de registro

Osciloperturbógrafo RDRE1 DR (1) DFR (1)

Registrador de fallos FLTRFRC1 FAULTREC (1) FAULTREC (1)

Registrador de la secuencia de eventos SER1 SER (1) SER (1)


96 ABB

33. Historial de revisión de documentos

Revisión/fecha del documento Versión del producto Historial

A/2015-11-24 2.0 Traducción de la versión inglés D (1MRS757844)

B/2017-06-02 2.0 FP1 Traducción de la versión inglés E (1MRS757844)


ABB 97

Contacto

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

www.abb.com/mediumvoltagewww.abb.com/substationautomation

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

www.abb.com/mediumvoltagewww.abb.com/substationautomation

ABBNanjing SAC Power Grid Automation Co.Ltd.NO.39 Shuige Road, Jiangning DevelopmentZone211100 Nanjing, ChinaTeléfono +86 25 51183000Fax +86 25 51183883

www.abb.com/substationautomation

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Serie 620 de Relion Protección y Control de la Línea ... · funciones lógicas, la configuración...

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