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Relion® 670 series

Protección diferencial de línea RED670PreconfiguradoGuía del producto

Contenido

1. Características.....................................................3

2. Aplicación.............................................................5

3. Funciones disponibles..........................................7

4. Funcionalidad.....................................................11

5. Descripción del "hardware"...............................32

6. Diagramas de conexión......................................34

7. Datos técnicos...................................................42

8. Pedidos..............................................................97

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Marcas

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Protección diferencial de línea RED670 1MRK 505 188-BES BPreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011

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1. Características

• Cuatro alternativas de configuracióndisponibles para disposiciones deinterruptor simple o múltiple – listas paraconectarse

• Un IED de protección, control ysupervisión con amplia biblioteca defunciones y posibilidades deconfiguración, y diseño de "hardware"ampliable para cumplir con los requisitosespecíficos del usuario

• Para líneas y cables aéreos• Para alimentadores de transformador• Para disparo monofásico y/o trifásico

• Protección diferencial de alta impedanciapara alimentadores en T

• Protección diferencial de línea, segregadapor fases, con hasta seis entradasestabilizadas hasta para cinco terminalesde línea con:

Compensación de corriente de carga

Entradas separadas para cada TI eninstalaciones de interruptor doble,de interruptor de anillo y deinterruptor y medio, para mejorestabilidad en caso de falta

Apta para redes de comunicaciónmultiplexadas, de ruta conmutada,así como de fibras específicas queutilicen el protocolo C37.94

Se pueden incluir transformadoresde potencia en la zona protegida

Transferencia de hasta ocho señalesbinarias

Sincronización horaria con elmétodo eco o con GPS integrado

• Protección de distancia de fase a fase yfase atierra de esquema completo conhasta tres zonas:

Elección alternativa de funcióncuadrilateral compensada en serie/

de aplicación avanzada , funcióncuadrilateral o función mho

Versión cuadrilateral especial conlógica de preferencia de fase yfunción de falla a tierra direccionalsensible para sistemas a tierra dealta resistencia.

Función sensible de falla a tierradireccional para sistemas a tierra dealta resistencia.

Todos los tipos de esquemas decomunicación, incluyendocomunicación segregada por fasepara selección de fase segura enfallas simultáneas

Característica de delimitación decarga

• Detección de oscilaciones de potenciaincluyendo lógica adicional

• Protección de deslizamiento de polos

Detección de deslizamientos enredes eléctricas de 0.2 a 8 Hz

Disparo tras un número establecidode deslizamientos

• Protección de potencia direccional

Protección de potencia inversa, haciadelante baja, activa, reactiva

Compensación de ángulo de fase

Dos etapas (alarma/desconexión)

• Sincronización, comprobación desincronismo y función de comprobaciónde línea inactiva para disposiciones deinterruptor simple o múltiple:

Dirección de energización elegible

Dos funciones con selección detensión integrada

Para sincronización automática ymanual; y comprobación de


Revisión: B

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sincronismo con distintasconfiguraciones

Sincronización de redes asíncronascon tiempo de cierre del interruptorajustable

• Función de reenganche automático parareenganche monofásico, bifásico y/otrifásico:

Dos funciones con circuitos deprioridad para disposiciones deinterruptor múltiple

Cooperación con la función desincronización y decomprobación desincronismo

Puede activarse o desactivarsemediante comunicación remota,desde una LHMI de tamañomediano; o con conmutadoreslocales, a través de entradas binarias

• Funciones adicionales de "software" quepueden seleccionarse, como protecciónde distancia, control y supervisión

• Datos para bus de estación IEC 61850-8-1• Módulos de comunicación de datos para

bus de estación IEC 60870-5-103, TCP/IPo EIA-485 DNP 3.0, LON y SPA

• Módulos de comunicación de datos delextremo remoto para C37.94

Capacidad para 192 señales binarias

Módem de fibra óptica de intervalocorto, medio y largo

Módems externos para G.703 y G.703E1, alimentados desde el módemóptico de intervalo corto paramontar en "rack" de comunicación

Módulo de comunicación galvánicoX21

• Registrador de eventos y perturbacionesintegrado para hasta 40 señalesanalógicas y 96 binarias

• Función de cálculo de energía y gestiónde la demanda

Las salidas de la función demedición (MMXU) se pueden utilizar

para calcular la energía. Los valoresactivos y reactivos se calculan en ladirección de importación yexportación respectivamente. Losvalores se pueden leer o generarcomo pulsos. Los valores depotencia de máxima demandatambién se calculan con esta función.

• Sincronización horaria mediante IEC61850-8-1, LON, SPA, entrada binaria ocon módulo de GPS opcional (GSM) omódulo IRIG-B

• Precisión de mediciones analógicas hastapor debajo de 0.5% para potencia y0.25% para corriente y tensión, y concalibración en el sitio para optimizar laprecisión total

• Versátil interfaz persona-máquina local• Amplia autosupervisión con registrador

de eventos internos• Seis grupos independientes de

parámetros de configuración completos• Potente herramienta de software para PC

para configuración, ajuste y evaluaciónde perturbaciones


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2. Aplicación

El IED RED 670 se utiliza para protección,control y supervisión de líneas aéreas ycables en todo tipo de redes. El IED se puedeutilizar hasta en los niveles de tensión másaltos. Es adecuado para protección de líneascon carga elevada y líneas con variosterminales, en las que los requisitos dedisparo sean de uno, dos y/o tres polos. ElIED también es adecuado para protección dealimentación por cable, de bloquesgenerador/ trasformador.

La protección diferencial de corriente, defases segregadas, ofrece una sensibilidadexcelente, ante faltas de alta resistencia, yuna selección segura de fases. Al disponer deseis entradas de corriente estabilizadas, sepuede utilizar en disposiciones de interruptormúltiple para aplicaciones de tres terminaleso aplicaciones de hasta cinco terminales condisposiciones de interruptor simple. Lacomunicación remota basada en la normaIEEE C37.94 puede ser redundante si así lorequiere la importancia de la instalación. Lacompensación de corriente de carga ofrecealta sensibilidad incluso en líneas aéreas ycables largos. Se incluye protección dedistancia de pleno esquema como protecciónindependiente o como respaldo ante fallos decomunicación del extremo remoto. Hay ochocanales disponibles para teledisparo y señalesbinarias en la comunicación entre los IED.

El reenganchador automático parareenganche de una, dos y/o tres fases incluyecircuitos de prioridad para disposiciones deinterruptor múltiple. Coopera con la funciónde comprobación de sincronismo conreenganche de alta velocidad o retardado.

Las funciones instantánea, de alto ajuste, defases y de maxima intensidad a a tierra; laretardada, de cuatro etapas, direccional o no,de fases y de máxima intensidad a a tierra,; lade sobrecarga térmica; y las de mínima y demáxima, de dos etapas, de tensión sonalgunos ejemplos de las funciones

disponibles que permiten al usuario cumplircualquier requisito de aplicación.

El IED puede también disponer de unafuncionalidad de enclavamiento y controltotal, incluyendo la cooperación con lafunción de comprobación de sincronismo,para posibilitar la integración del controlprincipal o de respaldo.

La capacidad de lógica avanzada, en la que lalógica de usuario cuenta con una herramientagráfica, permite utilizar aplicacionesespeciales tales como la abertura automáticade seccionadores en disposiciones deinterruptor múltiple, el cierre de anillos deinterruptores, lógicas de transferencia decarga, etc. La herramienta de configuracióngráfica asegura una sencilla y rápidacomprobación y puesta en servicio.

La comunicación de datos en serie se realizamediante conexiones ópticas para asegurar lainmunidad contra perturbaciones.

La gran flexibilidad de aplicación hace queeste producto sea una elección excelentetanto para instalaciones nuevas como para larenovación de instalaciones existentes.

Se han definido cuatro paquetes para lassiguientes aplicaciones:

• Interruptor simple (con uno o dos juegosde barras) con desconexión trifásica (A31)

• Interruptor simple (con uno o dos juegosde barras) con desconexión monofásica(A32)

• Interruptor múltiple (uno y medio oanillo) con desconexión trifásica (B31)

• Interruptor múltiple (uno y medio oanillo) con desconexión monofásica (B32)

Los paquetes están configurados y ajustadoscon las funciones básicas activas parapermitir el uso directo. Las funcionesopcionales no están configuradas, pero haydisponible una configuración máxima contodas las funciones opcionales como plantillaen la herramienta de configuración gráfica. Lainterfaz para E/S analógica y binaria se puedeconfigurar desde la herramienta de matriz deseñales sin necesidad de cambios de


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configuración. Se han predefinido las E/Sanalógicas y de desconexión para uso básicoen el módulo de una entrada binaria y elmódulo de una salida binaria, suministradocomo estándar.

Para más detalles sobre las funciones básicasincluidas, consultar la sección "Funcionesdisponibles"

Las aplicaciones se muestran en las figuras 1y 2 para disposiciones de interruptor simple yde interruptor múltiple respectivamente.

La aplicación en un sistema tierra de altaresistencia se muestra en la figura 1.

Consultar el Manual de aplicación(Application manual) para las E/S analógicasy binarias preconfiguradas.

SC/VCO->I

I->O

CLOSE

TRIP

BUS A

BUS B

87L

79 25

94/86

3Id/I>

TO REMOTE END:FIBRE OPTIC OR TO MUX

3I>

50BF

TRIP BUSBAR A or/and B

en05000302.vsd

3U>

59

3U<

27

3I>50/51

IEC05000302 V1 ES

Figura 1.Aquí se muestra el paquete de interruptor simple para disposición típica dedesconexión monofásica y trifásica para un subsistema de protección. La funcióndiferencial es más sensible que cualquier función de falla a tierra o de falla a tierradireccional y, por lo tanto, estas funciones son una opción.


6 ABB

SC/VCO->I

I->O

CLOSE

TRIP

BUS A

87L

79 25

94/86

3I>50BF

TRIP BUSBAR&CB2

3I>50BF

S

SC/VCO->I

I->O CLO

SE

TRIP

25

94/86

79

3Id/I>

CB1

CB2

TRIPCB1/3

en05000303.vsdTO REMOTE END:FIBRE OPTIC OR TO MUX

3U>

59

3U<

27

3I>50/51

IEC05000303 V1 ES

Figura 2.Aquí se muestra el paquete de interruptor múltiple para disposición típica dedesconexión monofásica y trifásica para un subsistema de protección. La funcióndiferencial es más sensible que cualquier función de falla a tierra o de falla a tierradireccional y, por lo tanto, estas funciones son una opción. Las funciones dereenganche automático, comprobación de sincronismo y fallo de interruptor seincluyen para cada uno de los dos interruptores.


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3. Funciones disponibles

ANSI Descripción de funciones Interruptorsimple,desconexión de 3fases (A31)

Interruptormúltiple,desconexión de 3fases (B31)

Interruptorsimple,desconexión de 1fase (A32)

Interruptormúltiple,desconexión de 1fase (B32)

Básico Opción(Canti-dad /diseñodeopción)




Protección diferencial(Sólo se puede seleccionar una alternativa)

87 Protección diferencial de altaimpedancia monofásica (PDIF)

- 3/A02 - 3/A02 - 3/A02 - 3/A02

87L Protección diferencial de línea,3 juegos de TI, 2-3 extremosde línea (PDIF)

1 - - - 1 - - -

87L Protección diferencial de línea,6 juegos de TI, 3-5 extremosde línea (PDIF)

- 1/A04 1 - - 1/A04 1 -

87LT Protección diferencial de línea,3 juegos de TI, contransformadores dentro dezona, 2-3 extremos de línea(PDIF)

- 1/A05 - - - 1/A05 - -

87LT Protección diferencial de línea,6 juegos de TI, contransformadores dentro dezona, 3-5 extremos de línea(PDIF)

- 1/A06 - 1/A06 - 1/A06 - 1/A06

Protección de impedancia

21 Zonas de protección dedistancia, característicacuadrilateral (PDIS)

- 3/B01 - 3/B01 - 3/B01 - 3/B01

21 Distance measuring zone,quadrilateral characteristic forseries compensated lines(PDIS)

- 3/B06 - 3/B06 - 3/B06 - 3/B06

21 Protección de distancia deesquema completo,característica mho (PDIS)

- 3/B07 - 3/B07 - 3/B07 - 3/B07

78 Detección de oscilaciones depotencia (RPSB)

- 1/B01/B06/B07

- 1/B01/B06/B07

- 1/B01/B06/B07

- 1/B01/B06/B07

Lógica de oscilaciones depotencia (RPSL)

- 1/B03 - 1/B03 - 1/B03 - 1/B03

78 Protección de deslizamiento depolo (PPAM)

- 1/B21 - 1/B21 - 1/B21 - 1/B21

Lógica de conmutaciónautomática en caso de falla,basada en la tensión y lacorriente (PSOF)

- 1/B01/B06/B07

- 1/B01/B06/B07

- 1/B01/B06/B07

- 1/B01/B06/B07

Protección de corriente

50 Protección de sobreintensidadde fase instantánea (PIOC)

1 - 1 - 1 - 1 -

51/67 Protección de sobreintensidadde fase de cuatro etapas (PTOC)

1 - 1 - 1 - 1 -

50N Protección de sobreintensidadresidual instantánea (PIOC)

- 1/C04 - 1/C04 - 1/C04 - 1/C04

51N/67N

Protección de sobreintensidadresidual de cuatro etapas(PTOC)

- 1/C04 - 1/C04 - 1/C04 - 1/C04


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67N Protección direccional sensiblede sobreintensidad residual yde potencia (PSDE)

- 1/C16 - 1/C16 - 1/C16 - 1/C16

26 Protección de sobrecargatérmica, una constante detiempo (PTTR)

1 - 1 - 1 - 1 -

50BF Protección de fallo deinterruptor (RBRF)

1 - 2 - 1 - 2 -

50STB Protección tacón (PTOC) - 1/B01 1 1/B01 - 1/B01 1 1/B01

52PD Protección de discordancia depolo (RPLD)

1 - 2 - 1 - 2 -

37 Protección de mínima potenciadireccional (PDUP)

- 1/C17 - 1/C17 - 1/C17 - 1/C17

32 Protección de máximapotencia direccional (PDOP)

- 1/C17 - 1/C17 - 1/C17 - 1/C17

46 Comprobación de conductorroto

1 - 1 - 1 - 1 -

Protección de tensión

27 Protección de subtensión dedos etapas (PTUV)

1 - 1 - 1 - 1 -

59 Protección de sobretensión dedos etapas (PTOV)

1 - 1 - 1 - 1 -

59N Protección de sobretensiónresidual de dos etapas (PTOV)

1 - 1 - 1 - 1 -

24 Protección de sobreexcitación(PVPH)

- 1/D03 - 1/D03 - 1/D03 - 1/D03

60 Protección diferencial detensión (PTOV)

2 - 2 - 2 - 2 -

27 Comprobación de pérdida detensión

1 - 1 - 1 - 1 -

Protección de frecuencia

81 Protección de subfrecuencia(PTUF)

- 2/E02 - 2/E02 - 2/E02 - 2/E02

81 Protección de sobrefrecuencia(PTOF)

- 2/E02 - 2/E02 - 2/E02 - 2/E02

81 Protección de tasa de cambiode la frecuencia (PFRC)

- 2/E02 - 2/E02 - 2/E02 - 2/E02

Protección multipropósito

Protección general de corrientey tensión (GAPC)

- 4/F01 - 4/F01 - 4/F01 - 4/F01

Supervisión sistema secundario

Supervisión de circuito decorriente (RDIF)

1 - 2 - 1 - 2 -

Supervisión de fallo de fusible(RFUF)

3 - 3 - 3 - 3 -

Control


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25 Comprobación de sincronismo,comprobación de energizacióny sincronización (RSYN)

1 - 2 - 1 - 2 -

79 Reenganchador automático(RREC)

1 1/H04 2 2/H05 1 1/H04 2 2/H05

Control de aparatos para bahíaúnica, máx. 8 aparatos (1CB),incl. enclavamiento (APC8)

- 1/H07 - - - 1/H07 - -

Control de aparatos para bahíaúnica, máx. 15 aparatos (2CB),incl. enclavamiento (APC15)

- - - 1/H08 - - - 1/H08

Conmutador giratorio lógicopara selección de función ypresentación LHMI (GGIO)

15 - 15 - 15 - 15 -

Miniconmutador selector(GGIO)

20 - 20 - 20 - 20 -

Esquemas de comunicación

85 Lógica de esquemas decomunicación para protecciónde distancia o protección desobreintensidad (PSCH)

- 1/B01/B06/B07

- 1/B01/B06/B07

- 1/B01/B06/B07

- 1/B01/B06/B07

85 Lógica de esquemas decomunicación segregada porfase para la protección dedistancia (PSCH)

- - - - - 1/B05 - 1/B05

85 Inversión de corriente y lógicade extremo con alimentacióndébil para la protección dedistancia (ZCAL)

- 1/B01/B06/B07

- 1/B01/B06/B07

- 1/B01/B06/B07

- 1/B01/B06/B07

Inversión de corriente y lógicade extremo con alimentacióndébil para la comunicaciónsegregada por fase (PSCH)

- - - - - 1/B05 - 1/B05

Lógica de aceleración local(ZCLC)

- 1/B01 - 1/B01 - 1/B01 - 1/B01

85 Lógica de esquemas decomunicación para laprotección de sobreintensidadresidual (PSCH)

- 1/C04 - 1/C04 - 1/C04 - 1/C04

85 Inversión de corriente y lógicade extremo con alimentacióndébil para protección desobreintensidad residual(PSCH)

- 1/C04 - 1/C04 - 1/C04 - 1/C04

Lógica

94 Lógica de disparo (PTRC) 1 - 2 - 1 - 2 -

Lógica de matriz de disparo(GGIO)

12 - 12 - 12 - 12 -

Monitorización

Medidas (MMXU) 6/10/6 - 6/10/6 - 6/10/6 - 6/10/6 -

Contador de eventos (GGIO) 5 - 5 - 5 - 5 -


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Informe de perturbaciones(RDRE)

1 - 1 - 1 - 1 -

Funciones E/S decomunicación directa delIEC61850 (GGIO)

16 - 16 - 16 - 16 -

Localizador de fallas (RFLO) 1 - 1 - 1 - 1 -

Cálculo del valor medido ygestión de la demanda

66 - 66 - 66 - 66 -

Medida

Lógica de contador de pulsos(GGIO)

16 - 16 - 16 - 16 -

Función de cálculo de energíay manejo de la demanda(MMTR)

6 - 6 - 6 - 6 -

Comunicación estación

Comunicación IEC61850-8-1 *) 1 - 1 - 1 - 1 -

Protocolo de comunicaciónLON *)

1 - 1 - 1 - 1 -

Protocolo de comunicaciónSPA *)

1 - 1 - 1 - 1 -

Protocolo de comunicaciónIEC60870-5-103 *)

1 - 1 - 1 - 1 -

Protocolo de comunicaciónDNP3.0 para TCP/IP y EiA-485

1 - 1 - 1 - 1 -

Comando simple, 16 señales 4 - 4 - 4 - 4 -

Comando múltiple ytransmisión

60/10 - 60/10 - 60/10 - 60/10 -

Comunicación remota

Transferencia de señal binaria 6 - 6 - 6 - 6 -

*) Para utilizarlo, se debe pedir un puerto de hardware opcional adecuado.

4. Funcionalidad

Protección diferencial

Protección diferencial de alta impedancia(PDIF, 87)

La protección diferencial de alta impedanciapuede utilizarse cuando los núcleos del TIinvolucrados tienenl a misma relación detransformación y características similares de

magnetización. Utiliza una suma externa de lacorriente de fases y neutra, una resistencia enserie y una resistencia dependiente de latensión externa al relé.

Protección de línea diferencial, 3 o 6juegos CT (PDIF, 87L)

La función diferencial de línea aplica la leyde Kirchhoff y compara las corrientesentrantes y salientes del circuito determinales múltiples protegido, y se componede líneas eléctricas aéreas, transformadores


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de potencia y cables. Ofrece proteccióndiferencial de corriente verdadera segregadapor fase con alta sensibilidad y proporcionainformación de selección de fase paradesconexión de un polo.

La versión de tres terminales se utiliza paralíneas convencionales de dos terminales con

o sin disposición de 1 1/2 interruptores en unextremo, así como líneas de tres terminalescon disposiciones de interruptor simple entodos los terminales.

en05000039.vsd

RED670

RED670

Zona protegida

Cadena de com.

IEC05000039 V1 ES

Figura 3.Ejemplo de aplicación en línea convencional de dos terminales

La versión de seis terminales se utiliza paralíneas convencionales de dos terminales condisposiciones de 1 1/2 interruptores en

ambos extremos, así como líneas determinales múltiples con hasta cincoterminales.

Zona protegida

en05000040.vsd

RED670

RED670

RED670

Cadena de com.

Cadena de com.

Cadena de com.

IEC05000040 V1 ES

Figura 4.Ejemplo de aplicación en una línea de tres terminales con disposiciones de 1 1/2interruptores

El algoritmo diferencial de corriente en RED670 proporciona alta sensibilidad para fallasinternas, al mismo tiempo que tieneexcelente estabilidad para fallas externas. Lasmuestras de corriente de todos los TI seintercambian entre los IED de los extremosde la línea (modo maestro-maestro), o bien seenvían a un IED (modo maestro-esclavo) parasu evaluación.

Se realiza una evaluación limitada dependiente de polarización doble en la que lacorriente de polarización corresponde a lacorriente de fase más alta en cualquierextremo de línea, proporcionando unaestabilidad de falla existente segura inclusocon TI muy saturados. Además de la

evaluación restringida, se puede utilizar unajuste no restringido de corriente diferencialalta para la desconexión rápida de fallasinternas con corrientes muy altas.

Se incluye una función especial en el RED670 que permite gestionar aplicaciones contransformadores de potencia pequeños(intensidad asignada inferior al 50% del ajustede corriente diferencial) conectados comopuntos de derivación (es decir, comotransformadores de potencia "shunt"), sinmedición de corrientes en la toma. Lacorriente de carga normal se considera aquíinsignificante, y sólo es necesario tomarmedidas especiales en caso de producirse uncortocircuito en el lado de baja tensión del


12 ABB

transformador. En esta aplicación, ladesconexión de la protección diferencial sepuede retardar para corrientes diferencialesbajas a fin de obtener la coordinación con laparte a pasar sobre los relés de corriente.

La compensación de la corriente de carga delínea aumenta la sensibilidad de la funcióndiferencial.

Protección diferencial de línea, 3 ó 6juegos de TI, con transformadores dentrode zona (PDIF, 87LT)

En la zona de protección diferencial de línease pueden incluir dos transformadores depotencia de 2 devanados o un transformador

de potencia de 3 devanados. Lostransformadores de dos y tres devanadosestán representados correctamente con lascompensaciones de grupo vectorial realizadasen el algoritmo. La función incluye restricción

del 2o y 5o armónico y eliminación decorriente de secuencia cero.

RED670

RED670

RED670

Zona protegida

en05000042.vsd

Cadena de comCadena de com

Cadena de com

IEC05000042 V1 ES

Figura 5.Ejemplo de aplicación en una línea de tres terminales con transformador depotencia en zona de protección

Transferencia de señal analógica paraprotección diferencial de línea (MDIF)

La comunicación diferencial de línea sepuede disponer como sistema maestro-maestro o maestro-esclavo de maneraalternativa. En el primero, las muestras decorriente se intercambian entre todos losterminales y se realiza una evaluación encada terminal. Esto significa que se necesitaun canal de comunicación de 64 kbit/s entre

cada IED incluido en la misma zona deprotección diferencial de línea. En elsegundo, las muestras de corriente se envíandesde todos los IED esclavos a un IEDmaestro donde se realiza la evaluación y seenvían señales de desconexión al extremoremoto cuando es necesario. En este sistema,un canal de comunicación de 64 kbit/s sóloes necesario entre el maestro y cada uno delos terminales del esclavo.


ABB 13

-3U0=Uref RCA = 0°

3I0 (prim) 3I0 (to prot)

a RCAcomp

en06000651.vsd

Zona de funcionamiento

Error de ángulo de transformador de

instrumento

Característica después de compensación de ángulo

IEC05000043 V1 ES

Figura 6.Línea de cinco terminales con sistema maestro-maestro

RED670

RED670

RED670

en05000044.vsd

RED670

RED670

Zona protegida

Cadena de com

IEC05000044 V1 ES

Figura 7.Línea de cinco terminales con sistema maestro-esclavo

Las muestras de corriente de IED separadosgeográficamente deben estar coordinadas enel tiempo para que el algoritmo diferencial decorriente se pueda ejecutar correctamente. EnRED 670 es posible hacer esta coordinaciónde dos maneras diferentes. Normalmente seusa el método eco de sincronización detiempo, mientras que para aplicaciones

donde los tiempos de transmisión yrecepción pueden diferir se deben usar losreceptores GPS opcionales integrados.

La conexión de comunicación se controlacontinuamente y después de un tiempopredefinido es posible cambiarautomáticamente a una conexión de espera.


14 ABB

Protección de distancia

Zonas de medición de distancia,característica cuadrilateral (PDIS, 21)

La protección de distancia de la línea es unaprotección de tres zonas de esquemacompleto con tres lazos de falla para fallas defase a fase y tres lazos de falla para fallas defase a tierra para cada una de las zonasindependientes. Las configuracionesindividuales del alcance resistivo y reactivopara cada zona dan flexibilidad para el uso alíneas aéreas y cables de distintos tipos ylongitudes.

Está disponible la característica cuadrilateralalternativa a Mho.

La función tiene una funcionalidad paradelimitación de carga que aumenta laposibilidad de detectar fallas de altaresistencia en líneas con mucha carga (véasela figura 8).

en05000034.vsd

R

X

Funcionamiento hacia atràs

Funcionamiento hacia delante

IEC05000034 V1 ES

Figura 8.Zona de protección de distanciacuadrilateral típica con función dedelimitación de carga activada

La medición independiente de la impedanciapara cada lazo de falla, junto con unaselección de fase integrada sensible y fiable,hace que la función resulte adecuada en

aplicaciones con reenganche automático deuna fase.

El algoritmo de compensación de cargaadaptable integrado evita el sobrealcance dela zona 1 en el extremo de exportación decarga durante fallas de fase a tierra en líneasmuy cargadas.

Las zonas de protección de distancia puedenfuncionar, independientes entre sí, en mododireccional (hacia delante o hacia atrás) o nodireccional. Esto, junto con distintosesquemas de comunicación, hace que seanadecuadas para la protección de líneaseléctricas y cables en configuraciones deredes complejas, como líneas paralelas, líneascon varios terminales, etc.

Zonas de protección de distancia,característica cuadrilateral para líneascompensadas en serie (PDIS)

La protección de distancia de la línea es unaprotección de cuatrotres zonas de esquemacompleto con tres lazos de falla para fallas defase a fase y tres lazos de falla para fallas defase a tierra para cada una de las zonasindependientes. Las configuracionesindividuales del alcance resistivo y reactivopara cada zona dan flexibilidad para el usoen como protección de respaldo paratransformador conectado a líneas aéreas ycables de distintos tipos y longitudes.

Está disponible la característica cuadrilateral.

La función tiene una funcionalidad paradelimitación de carga que aumenta laposibilidad de detectar fallas de altaresistencia en líneas con mucha carga.


ABB 15

en05000034.vsd

R

X

Funcionamiento hacia atràs

Funcionamiento hacia delante

IEC05000034 V1 ES

Figura 9.Zona de protección de distanciacuadrilateral típica con función dedelimitación de carga activada

La medición independiente de la impedanciapara cada lazo de falla, junto con unaselección de fase integrada sensible y fiable,hace que la función resulte adecuada enaplicaciones con reenganche automático deuna fase.

El algoritmo de compensación de cargaadaptable integrado para la funcióncuadrilateral evita el sobrealcance de la zona1 en el extremo de exportación de cargadurante fallas de fase a tierra en líneas muycargadas.

Las zonas de protección de distancia puedenfuncionar, independientes entre sí, en mododireccional (hacia delante o hacia atrás) o nodireccional y se utilizan como protección derespaldo para transformadores. Esto, juntocon distintos esquemas de comunicación,hace que sean adecuadas para la protecciónde líneas eléctricas y cables enconfiguraciones de redes complejas, comolíneas paralelas, líneas con varios terminales,etc.

Medición de distancia de esquemacompleto, característica Mho (PDIS 21)

La protección de distancia de línea mhonumérica es una protección de esquema

completo de tres zonas para detección derespaldo de fallas de cortocircuito y fallas atierra. La técnica de esquema completo ofreceprotección de respaldo para las líneaseléctricas con alta sensibilidad y bajorequisito en comunicaciones con el extremoremoto. Las cuatrotres zonas cuentan conmediciones y ajustes totalmenteindependientes, lo que proporciona una altaflexibilidad para todo tipo de líneas.

La moderna solución técnica ofrece untiempo de funcionamiento rápido reducido a¾ ciclos.

El IED se puede utilizar hasta los niveles detensión más altos.Resulta adecuado para laprotección de líneas muy cargadas y líneascon varios terminales en las que el requisitopara la desconexión es de uno, dos o trespolos.

La medición independiente de la impedanciapara cada lazo de falla, junto con unaselección de fase integrada sensible y fiable,hace que la función resulte adecuada enaplicaciones con reenganche automático deuna fase.

El algoritmo de compensación de cargaadaptable integrado evita el sobrealcancedurante fallas de fase a tierra en líneas muycargadas. Véase la figura 10.

jX

R

Zona de no funcionamiento




Zona de no funcionamiento

IEC07000117 V1 ES

Figura 10.Influencia de la delimitación decarga en la característica mho decompensación


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Las zonas de protección de distancia puedenfuncionar, independientes entre sí, en mododireccional (hacia delante o hacia atrás) o nodireccional. Esto, junto con distintosesquemas de comunicación, hace que seanadecuadas para la protección de líneaseléctricas y cables en configuraciones deredes complejas, como líneas paralelas, líneascon varios terminales, etc.

La posibilidad de utilizar la característica deimpedancia cuadrilateral de fase a tierra juntocon la característica mho aumenta laposibilidad de superar la falta de sensibilidadeventual del elemento mho debida a laconformación de la curva en fallas deextremo remoto.

Las funciones integradas de control ysupervisión ofrecen soluciones eficaces paraoperar y supervisar todo tipo de líneas detransmisión y subtransmisión.

Selección de fase con limitación de carga(PDIS, 21)

El funcionamiento de las redes detransmisión actualmente está en muchoscasos próximo al límite de estabilidad.Debido a consideraciones ambientales la tasade expansión y refuerzo de la red eléctrica sereduce, por ejemplo, por las dificultades paraobtener permiso para construir nuevas líneaseléctricas. La capacidad de clasificar de formaprecisa y fiable los distintos tipos de falta,para que se puedan utilizar el disparo de unpolo y el reenganche, juega un papelimportante en este asunto. La función deselección de fase está diseñada paraseleccionar con precisión el bucle de faltaadecuado, en la función de distancia,dependiendo del tipo de falta.

La transferencia fuertes cargas, que es comúnen muchas redes de transmisión, puede hacerque sea difícil lograr la cobertura deresistencia de faltas. Además la función tieneun algoritmo integrado para limitación decarga, que ofrece al posibilidad de aumentarel ajuste resistivo de la selección de fases yde las zonas de medida, sin interferir con lacarga.

Las amplias señales de la función deselección de fases producen importanteinformación sobre las fases defectuosas, quetambién puede utilizarse para el análisis de lafalta.

Impedancia direccional "mho" (RDIR)

Los elementos de impedancia de fase a tierrase pueden supervisar de forma opcionalmediante una función direccional no selectivade fase (no selectiva de fase, ya que se basaen componentes simétricas).

Identificación de fase defectuosa conlimitación de carga (PDIS, 21)

El funcionamiento de las redes detransmisión actualmente está en muchoscasos próximo al límite de estabilidad.Debido a consideraciones ambientales la tasade expansión y refuerzo de la red eléctrica sereduce, por ejemplo, por las dificultades paraobtener permiso para construir nuevas líneaseléctricas. La capacidad de clasificar de formaprecisa y fiable los distintos tipos de falta,para que se pueda utilizar el disparo de unpolo y el reenganche, juega un papelimportante en este asunto. La función deselección de fase está diseñada paraseleccionar con precisión el bucle de faltaadecuado, dependiendo del tipo de falta.

La transferencia de fuertes cargas, que escomún en muchas redes de transmisión,podría, en algunos casos, interfrerir con elalcance de zona de la protección de distanciay causar actuación indeseada. Además lafunción tiene un algoritmo integrado paralimitación de carga que ofrece la posibilidadde aumentar el ajuste resistivo de las zonasde medida, sin interferir con la carga.

Las señales de salida de la función deselección de fase producen importanteinformación sobre las fases defectuosas, quepuede también utilizarse para el análisis de lafalta.


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Detección de oscilaciones de potencia(RPSB, 78)

Pueden aparecer oscilaciones de potencia trasla desconexión de cargas fuertes o degrandes plantas de generación.

La función detección de oscilaciones depotencia se utiliza para la detección de lasmismas e iniciar el bloqueo de las zonas deprotección de distancia seleccionadas. Laaparición de corrientes de falta a tierra,durante una oscilación de potencia, puedebloquear la detección de dicha función parapermitir la eliminación de la falta.

Lógica de oscilaciones de potencia (RPSL,78)

Hay lógica adicional disponible para asegurarel disparo por faltas durante oscilacionespotencia y para evitar el mismo en caso deoscilaciones d potencia iniciadas por una faltaen la red.

Protección de deslizamiento de polos(PPAM, 78)

Los eventos repentinos en una red de energíaeléctrica, como cambios grandes en la carga,aparición de fallas o eliminación de fallas,pueden causar oscilaciones de potencia. Enuna situación no recuperable, las oscilacionesde potencia se vuelven tan graves que sepierde el sincronismo, una condicióndenominada deslizamiento de polos. Elobjetivo principal de la protección dedeslizamiento de polos es detectar, evaluar yllevar a cabo la acción necesaria en caso deaparición de deslizamiento de polos en la redde energía eléctrica. Las partes de la redeléctrica que oscilen se pueden separar conla línea o líneas más cercanas al centro de laoscilación de potencia, permitiendo que lasdos redes estén estables como islas separadas.

Lógica automática de cierre sobre defecto,basada en la tensión y la corriente (PSOF)

La lógica automática de cierre sobre defectoen caso de falta es una función queproporciona un disparo instantáneo alconectarse un interruptor en caso de falta. Se

aporta una comprobación de detección delínea inactiva, para activar la función encuestión, en dichas circunstancias.


Protección instantánea de máximaintensidad de fase (PIOC, 50)

La función instantánea, trifásica, de máximaintensidad tiene un. sobrealcance transitoriobajo y un tiempo de disparo corto parapermitir el uso como función de protecciónde cortocircuito de ajuste alto, con el alcancelimitado a menos del ocho por ciento típicodel transformador de línea, con impedanciade fuente mínima.

Protección de sobreintensidad de fase decuatro etapas (POCM, 51/67)

La función de máxima intensidad de fase, decuatro etapas, tiene un retardo inverso odefinido independiente para cada etapa.

Se encuentran disponibles todas lascaracterísticas de retardo IEC y ANSI juntocon una característica de tiempo opcionaldefinida por el usuario.

La función se puede ajustar para que seadireccional o no direccional de formaindependiente para cada una de las etapas.

Protección, instantánea, de máximaintensidad residual (PIOC, 50N)

La función de máxima intensidad de entradaindividual tiene un bajo sobrealcancetransitorio y un corto tiempo de disparo, parapermitir su uso como protección instantáneade falta a tierra, con el alcance limitado amenos del típico ochenta por ciento de lalínea, con impedancia de fuente mínima. Lafunción puede configurarse para medir laintensidad residual de las entradas decorriente de tres fases o la intensidad de unaentrada de corriente separada.

Protección de sobreintensidad residual decuatro etapas (PTOC, 51N/67N)

La función sobreintensidad residual deentrada individual de cuatro etapas tiene un


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retardo inverso o definitivo independientepara cada etapa por separado.

Se encuentran disponibles todas lascaracterísticas de retardo IEC y ANSI juntocon una característica opcional definida porel usuario.

Se puede configurar un bloqueo del segundoarmónico de forma individual para cada etapa.

La función puede utilizarse como protecciónprincipal para fallas de fase a tierra.

La función puede utilizarse para proporcionarun respaldo del sistema, por ejemplo, en casode que la protección primaria esté fuera deservicio debido a un fallo de comunicación odel circuito del transformador de tensión.

El funcionamiento direccional se puedecombinar junto con los bloques decomunicación correspondientes en unesquema de teleprotección permisivo o debloqueo. También está disponible lafuncionalidad de inversión de corriente y deextremo con alimentación débil.

La función puede configurarse para medir laintensidad residual de las entradas decorriente de tres fases o la intensidad de unaentrada de corriente separada.

Protección, direccional, sensible, demáxima intensidad residual y de potencia(PSDE, 67N)

En redes aisladas o en redes con altaimpedancia de puesta a tierra, la corriente defalta a tierra es considerablemente máspequeña que las corrientes de cortocircuito.Además la magnitud de la corriente de faltaes casi independiente de la ubicación deaquélla en la red. La protección puedeseleccionarse para utilizar la componente decorriente residual o la de potendcia residual3U0·3I0·cos j como margnitud defuncionamiento. También hay disponible unaetapa no direccional 3l0 y una etapa disparopor máxima tensión 3Io.

Protección de sobrecarga térmica, unaconstante de tiempo (PTTR, 26)

El uso creciente de la red eléctrica cerca delos límites térmicos ha generado la necesidadde una función de sobrecarga térmicatambién para líneas eléctricas.

Una sobrecarga térmica no suele serdetectada por otras funciones de protección yla introducción de la función de sobrecargatérmica permite que el circuito protegidofuncione próximo a los límites térmicos.

La función de medida de corriente trifásica

tiene una característica I2t con constante detiempo ajustable y memoria térmica.

Un nivel de alarma ofrece un aviso anticipadopara permitir a los técnicos de explotaciónactuar antes de que la línea se desconecte.

Protección de fallo de interruptor (RBRF,50BF)

La función contra fallos de los interruptoresautomáticos garantiza la desconexión rápidade respaldo de los interruptores adyacentes.El funcionamiento de la protección de fallode interruptor puede basarse en la corriente,en el contacto o en una combinaciónadaptativa de estos dos principios.

Como criterio de comprobación se utiliza unafunción de comprobación de la corriente conun tiempo de reposición extremadamentecorto para obtener una alta seguridad contraoperaciones innecesarias.

La protección de fallo de interruptor puedeiniciarse en una o tres fases para permitir eluso con aplicaciones de desconexión de unafase. Para la protección de fallo deinterruptor en versión trifásica, el criterio decorriente puede ajustarse para funcionar sólosi se inician dos de las cuatro, por ejemplo,dos fases o una fase más la corriente residual.Esto da mayor seguridad al comando dedisparo de respaldo.

La función puede programarse paraproporcionar un redisparo monofásico otrifásico del propio interruptor para evitar ladesconexión innecesaria de interruptores


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adyacentes en un inicio incorrecto debido afallos durante la comprobación.

Protección de cabo de línea (PTOC, 50STB)

Cuando se deja sin servicio una línea depotencia para el mantenimiento y se abre elseccionador de línea en disposiciones deinterruptor múltiple, los transformadores detensión estarán en su mayoría fuera, en laparte desconectada. La protección dedistancia de la línea primaria no podráfuncionar y deberá bloquearse.

La protección tacón cubre la zona entre lostransformadores de intensidad y elseccionador abierto. La función de máximaintensidad instantánea trifásica es liberadadesde un contacto NO (b) auxiliar en elseccionador de línea.

Protección de discordancia de polos(RPLD, 52PD)

Los interruptores automáticos de un polopueden terminar con los distintos polos endistintas posiciones (abierto-cerrado) debidoa fallos eléctricos o mecánicos. Esto puedecausar corrientes negativas y de secuenciacero, lo que supone un esfuerzo térmico paralas máquinas giratorias y puede causar unfuncionamiento no deseado de funciones decorriente de secuencia cero o secuencianegativa.

Normalmente, el propio interruptor sedesconecta para corregir las posiciones. Si lasituación lo permite el extremo remotopueden interdesconectarse para eliminar lasituación de carga asimétrica.

La función de discordancia de polos funcionabasándose en información de contactosauxiliares del interruptor automático para lastres fases, con criterios adicionales decorriente de fase asimétrica en caso necesario.

Protección de máxima/mínima potenciadireccional (PDOP, 32) y (PDUP, 37)

Estas dos funciones pueden utilizarse dondese requiera una protección de potencia alta/baja activa, reactiva o aparente, o alarma. Deforma alternativa, se pueden utilizar para

comprobar la dirección del flujo de potenciaactiva o reactiva en la red eléctrica. Existennumerosas aplicaciones en las que serequiere esta funcionalidad. Algunas de ellasson:

• detección de flujo de potencia activainvertida

• detección de flujo de potencia reactiva alta

Cada función tiene dos etapas con retardodefinitivo. También se pueden ajustar lostiempos de reposición para cada etapa.

Comprobación de conductor partido

El objetivo principal de la funcióncomprobación de conductor roto BRC esdetectar conductores rotos en líneas eléctricasprotegidas y cables (faltas de serie). Ladetección se puede utilizar sólo para dar laalarma o para disparar el interruptor de lalínea.


Protección, de dos etapas, de mínimatensión (PTUV, 27)

En la red de energía eléctrica puede habermínima tensión durante fallas o condicionesanormales. La función puede utilizarse paraabrir interruptores automáticos paraprepararse para la restauración del sistema encaso de fallo de tensión o como respaldoretardado de larga duración para protecciónprimaria.

La función tiene dos etapas de tensión, cadauna con retardo inverso o definitivo.

Protección, de dos etapas, de máximatensión (PTOV, 59)

En la red eléctrica se producensobretensiones durante condicionesanormales, como pérdida repentina depotencia, fallos de regulación del cambiadorde toma o extremos de línea abiertos enlíneas largas.

La función puede utilizarse como detector deextremos de línea abiertos, normalmentecombinada con la función de máximapotencia reactiva direccional, o como


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supervisión de la tensión de la red,proporcionando normalmente sólo unaalarma o activando bobinas de inductancia odesactivando baterías de condensadores paracontrolar la tensión.


La función de máxima tensión tiene una tasade reposición extremadamente alta parapermitir la configuración próxima a la tensiónde servicio del sistema.

Protección, de dos etapas, de máximatensión residual (PTOV, 59N)

La tensión residual aparece en la red deenergía eléctrica durante fallas a tierra.

La función puede configurarse para calcularla tensión residual desde los transformadoresde entrada de tensión de tres fases o desdeun transformador de entrada de tensión deuna fase alimentado desde un transformadorde tensión de punto neutro o de triánguloabierto.


Protección de máxima excitación(PVPH, 24)

Cuando el núcleo laminado de untransformador de potencia o generador estásujeto a una densidad de flujo magnético pordebajo de sus límites de diseño, el flujo dedispersión fluirá en los componentes nolaminados no diseñados para llevar flujo ycausará corrientes parásitas al flujo. Lascorrientes parásitas pueden causar uncalentamiento excesivo y daños graves alaislamiento y a las partes adyacentes en untiempo relativamente corto. La función tienecurva de funcionamiento inverso ajustable yetapa de alarma independiente.

Protección diferencial de tensión (PTOV,60)

Hay disponible una función de supervisióndiferencial de tensión. Ésta compara lastensiones de dos juegos trifásicos detransformadores de tensión y tiene una etapa

de alarma sensible y una etapa de disparo. Sepuede utilizar para supervisar la tensión dedos grupos de fusibles o dos fusibles paratransformadores de tensión distintos comouna función de supervisión de fusibles/MCB.

Comprobación de pérdida de tensión(PTUV, 27)

La detección de pérdida de tensión (PTUV,27) se puede utilizar en redes con unafunción automática de restauración delsistema. La función envía una orden dedesconexión de tres polos al interruptorautomático si todas las tensiones trifásicascaen por debajo del valor establecido duranteun tiempo superior al establecido y elinterruptor automático permanece cerrado.


Protección de mínima frecuencia (PTUF,81)

La subfrecuencia ocurre como resultado defalta de generación en la red.

La función se puede utilizar para sistemas derechazo de carga, esquemas de medidascorrectivas, arranque de turbinas de gas, etc.

La función dispone de un bloqueo pormínima tensión. El funcionamiento se puedebasar en medición de tensión monofásica,fase a fase o de secuencia positiva.

Protección de de máxima frecuencia(PTOF, 81)

La sobrefrecuencia tiene lugar en caso decaídas repentinas de la carga o faltas paraleloen la red eléctrica. En algunos casos, losproblemas del regulador de generacióntambién pueden provocar sobrefrecuencia.

La función puede utilizarse para rechazo degeneración, esquemas de medidascorrectivas, etc. También se puede utilizarcomo una etapa de frecuencia subnominal deinicio de restauración de cargas.



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Protección de la variación de la frecuenciarespecto al tiempo (PFRC, 81)

La función tasa de cambio de la frecuenciaproporciona una indicación anticipada de unaperturbación principal en el sistema.

La función se puede utilizar para rechazo degeneración, rechazo de carga, esquemas demedidas correctivas, etc.


Cada etapa puede diferenciar entre cambiode frecuencia positivo o negativo.


Protección general de corriente y tensión(GAPC)

La función puede utilizarse como protecciónde corriente de secuencia negativa paradetectar condiciones asimétricas, como fallasde fase abierta o asimétricas.

La función también se puede utilizar paramejorar la selección de fase para fallas atierra de alta resistencia, fuera del alcance dela protección de distancia, para la línea detransmisión. Se utilizan tres funciones quemiden la corriente neutra y cada una de lastensiones trifásicas. Esto proporcionaindependencia de las corrientes de carga yesta selección de fase se utiliza, junto con ladetección de falla a tierra, desde la funciónde protección direccional de falla a tierra.

La supervisión del sistemasecundario

Supervisión de circuito de corriente (RDIF)

Los núcleos de transformadores de corrienteabiertos o en cortocircuito pueden provocarun funcionamiento no deseado de muchasfunciones de protección, como funciones decorriente diferencial, de falla a tierra y decorriente de secuencia negativa.

Se debe recordar que un bloqueo de lasfunciones de protección en un circuito TI

abierto existente hará que la situaciónpermanezca y que tensiones extremadamentealtas afecten al circuito secundario.

La función de supervisión del circuito decorriente compara la corriente residual de unjuego trifásico de núcleos de transformadoresde intensidad con la corriente de puntoneutro en una entrada separada tomada deotro juego de núcleos en el transformador deintensidad.

La detección de una diferencia indica unafalla en el circuito y se usa como alarma opara bloquear funciones de protección quedarían lugar a una desconexión no deseada.

Supervisión de fallo de fusible (RFUF)

Los fallos en los circuitos secundarios deltransformador de tensión pueden causar unfuncionamiento no deseado de protección dedistancia, protección de mínima tensión,protección de tensión de punto neutro,función de energización (comprobación desincronismo) etc. La función de supervisiónde fallo de fusible evita tales funcionamientosno deseados.

Existen tres métodos para detectar fallos defusible.

El método basado en detección de tensión desecuencia cero sin ninguna corriente desecuencia cero. Es un principio útil en unsistema directamente a tierra y puededetectar fallos de fusible de una o dos fases.

El método basado en detección de tensión desecuencia negativa sin ninguna corriente desecuencia negativa. Es un principio útil en unsistema no directamente a tierra y puededetectar fallos de fusible de una o dos fases.

El método basado en detección de du/dt-di/dt, donde un cambio de la tensión secompara con un cambio de la corriente. Sólolos cambios de tensión significan una falladel transformador de tensión. Este principiopuede detectar fallos de fusible de una, dos otres fases.


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Control

Sincronización, comprobación desincronismo comprobación de sincronismoy comprobación de energización (RSYN, 25)

La función de sincronización permite cerrarredes asíncronas en el momento adecuado,incluyendo el tiempo de cierre delinterruptor. Así, los sistemas puedenreconectarse tras un reenganche automático ocierre manual, lo que mejora la estabilidad dela red.

La función comprobación de sincronismocomprueba que las tensiones en ambos ladosdel interruptor automático están ensincronismo, o con al menos un lado inactivopara asegurar que el cierre se puede realizarde forma segura.

La función incluye un esquema de selecciónde tensión integrado para disposiciones condos juegos de barras y un interruptor ymedio o de barra en anillo.

El cierre manual y el reenganche automáticose pueden comprobar mediante la función ypueden tener distintas configuraciones.

Se proporciona una función de sincronizaciónpara los sistemas en funcionamientoasíncrono. El objetivo principal de la funciónde sincronización es proporcionar un cierrecontrolado de los interruptores automáticoscuando se van a conectar dos sistemasasíncronos. Esto se utiliza para lasfrecuencias de deslizamiento mayores que lasde la comprobación de sincronismo ymenores que un nivel máximo establecidopara la función de sincronización.

Reenganche automático (RREC, 79)

La función de reenganche automáticoproporciona un reenganche automático dealta velocidad o con retardo para aplicacionesde interruptor simple o múltiple.

Se puede programar un máximo de cincointentos de reenganche. El primer intentopuede ser de una, dos y/o tres fases parafallas monofásicas o multifásicasrespectivamente.

Las funciones de reenganche automáticomúltiple se proporcionan para disposicionesinterruptor múltiple. Un circuito de prioridadpermite que un interruptor automático secierre primero, mientras que el segundo sólose cerrará si la falla es momentánea.

Cada función de reenganche automático sepuede configurar para que coopere con unafunción de comprobación de sincronismo.

Contol de apartos APC

El control de aparatos es una función para elcontrol y la supervisión de interruptoresautomáticos, seccionadores y conmutadoresde puesta a tierra dentro de una bahía. Se dapermiso para el funcionamiento tras laevaluación de las condiciones desde otrasfunciones como enclavamiento,comprobación de sincronismo, selección depuesto de operador y bloqueos externos ointernos.

Enclavamiento

La función de enclavamiento bloquea laposibilidad de utilizar dispositivos deconmutación primaria, por ejemplo cuandoun seccionador está bajo carga, para evitardaños materiales y/o lesiones físicasaccidentales.

Cada función de control de aparatos tienemódulos de enclavamiento incluidos paradistintas disposiciones de aparamenta dedistribución, donde cada función se ocupadel enclavamiento de una bahía. La funciónde enclavamiento se distribuye a cada IED yno depende de ninguna función central. Parael enclavamiento en toda la estación, los IEDse comunican mediante la barra intercelda detodo el sistema (IEC 61850-8-1) o utilizandoentradas/salidas binarias cableadas. Lascondiciones de enclavamiento dependen dela configuración del circuito y el estado deposición del aparato en un momento dado.

Para una implementación sencilla y segura dela función de enclavamiento, el IED sesuministra con módulos de enclavamientodotados de software estándar ya probado yque disponen de lógica para las condiciones


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de enclavamiento. Las condiciones deenclavamiento se pueden alterar para cumplircon los requisitos específicos del clienteañadiendo lógica configurable por medio dela herramienta de configuración gráfica.

Conmutador giratorio lógico paraselección de funciónes y presentaciónLHMI (SLGGIO)

El bloque funcional SLGGIO (o bloquefuncional conmutador selector) se utilizadentro de la herramienta CAP para obteneruna funcionalidad de conmutador selectorsimilar a la proporcionada por unconmutador selector de "hardware". Losconmutadores selectores de "hardware"suelen utilizarse en utilidades para tenerdistintas funciones operando con valorespreestablecidos. Sin embargo, losconmutadores de "hardware" requierenmantenimiento regular, son origen de unamenor fiabilidad del sistema y de un mayorvolumen de compras. Los conmutadoresselectores virtuales eliminan todos estosproblemas.

Miniconmutador selector (VSGGIO)

El bloque funcional VSGGIO (o bloquefuncional de conmutador versátil) es unafunción polivalente utilizada dentro de laherramienta CAP para una variedad deaplicaciones, como conmutador de usogeneral.

El conmutador puede controlarse desde elmenú o desde un símbolo en el SLD de laLHMI.

Control genérico de 8 señales simples(SPC8GGIO)

El bloque funcional SC es un conjunto de 8ordenes simples diseñados de un solo puntodiseñados para recibir ordenes desde partesREMOTAS (SCADA) o LOCALES (HMI) en laspartes de la configuración lógica que nonecesitan bloques funcionales complicadosque tengan la capacidad de recibir ordenes(por ejemplo SCSWI). De este modo, sepueden enviar ordenes simples directamentea las salidas de IED sin confirmación. Se

supone que la confirmación (estado) delresultado de las ordenes se obtiene por otrosmedios, como entradas binarias y bloquesfuncionales SPGGIO.

Plan de comunicación

Lógica de esquemas de comunicación parala protección de distancia y protección desobreintensidad residual direccional(PSCH, 85)

Para lograr la eliminación de fallasinstantánea para todas las fallas de la línea sesuministra una lógica de esquemas decomunicación. Están disponibles todos lostipos de esquemas de comunicación, porejemplo, subalcance permisivo, sobrealcancepermisivo, bloqueo, interdesconexión, etc. Elmódulo de comunicación integrado (LDCM)se puede utilizar para señalización deesquema de comunicación cuando se incluya.

También está disponible la comunicaciónsegregada por fase para el funcionamientocorrecto con fallas simultáneas si haydisponibles tres canales de comunicación deprotección de distancia entre los extremos dela línea

Inversión de corriente y lógica de extremocon alimentación débil para protección dedistancia y protección de sobreintensidadresidual direccional (PSCH, 85)

La función de inversión de corriente se utilizapara evitar funcionamientos no deseadosdebidos a la inversión de corriente al usaresquemas de protección de sobrealcancepermisivo en aplicación con líneas paralelascuando el sobrealcance desde los dosextremos solapa la línea paralela.

La lógica de extremo con alimentación débilse utiliza en los casos en que la potenciaaparente tras la protección puede serdemasiado baja para activar la función deprotección de distancia. Cuando estáactivada, la señal portadora recibida juntocon criterios de subtensión local y ausenciade operación de zona inversa da lugar a unadesconexión instantánea. La señal recibidatambién se envía de vuelta para acelerar elfin del envío.


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Hay disponible lógica de esquema trifásica osegregada por fase.

Lógica de aceleración local (PLAL)

La lógica de aceleración local (ZCLC) sepuede utilizar para lograr una eliminaciónrápida de las fallas en la línea completacuando no hay disponible ningún canal decomunicación. Esta lógica permite unaeliminación rápida de las fallas duranteciertas condiciones, pero naturalmente nopuede reemplazar por completo a un canalde comunicación.

La lógica se puede controlar por elreenganche automático (extensión de zona) opor la pérdida de corriente de carga(aceleración por pérdida de carga).

Lógica de esquemas de comunicación parala protección de distancia sobrecorrienteresidual (PSCH, 85)

Para lograr una eliminación rápida de fallas atierra en la parte de la línea no cubierta porla etapa instantánea de la protección desobreintensidad residual, la protección desobreintensidad residual direccional escompatible con una lógica que utiliza canalesde comunicación.

En el esquema direccional, se debe transmitirla información de la dirección de la corrientede falla al otro extremo de la línea. Concomparación direccional, se puede lograr untiempo de funcionamiento de la protecciónde 50 – 60 ms, incluyendo un tiempo detransmisión de canal de 20 ms. Este tiempode funcionamiento corto permite la funciónde reenganche rápido tras la eliminación dela falla.

El módulo de lógica de comunicación paraprotección de corriente residual direccionalpermite el bloqueo así como esquemas de sub/sobrealcance permisivo.

La inversión actual y la debilidad de fin dela lógica de entrada para la protección desobreintensidad residual (PSCH, 85)

La lógica de comunicación adicional EFCA esun complemento de la lógica de esquemas de

comunicación EFC para la protección demáxima intensidad residual.

Para lograr la eliminación rápida de todas lasfallas a tierra en la línea, la funciónprotección de falla a tierra es compatible conla lógica que utiliza canales de comunicación.Por este motivo, los terminales REx 670tienen funciones adicionales disponibles parala lógica de esquemas de comunicación.

Si las líneas paralelas se conectan a barrascomunes en ambos terminales, elsobrealcance de esquemas de comunicaciónpermisivos puede activarse de forma noselectiva debido a un fallo en la inversión decorriente. Esta activación no deseada afecta ala línea que está en buenas condicionescuando se elimina el fallo en la otra línea. Lafalta de seguridad puede dar lugar a unapérdida total de interconexión entre los dosbuses. Para evitar este tipo de perturbacionesse puede utilizar una lógica de fallo en lainversión de corriente (lógica de bloqueotransitorio).

Los esquemas de comunicación permisivospara protección de máxima intensidadresidual pueden funcionar básicamente sólocuando la protección en el terminal remotopuede detectar la falla. La detección requiereuna corriente de falla residual mínimasuficiente desde este terminal. La corriente defalla puede ser demasiado baja debido a uninterruptor abierto o a impedancia de fuentede secuencia positiva alta y/o cero detrás deeste terminal. Para superar estas condiciones,se utiliza lógica eco de extremo conalimentación débil (WEI).

Lógica

Lógica de disparo (PTRC, 94)

Se proporciona un bloque funcional para eldisparo de protección para cada interruptorautomático involucrado en la desconexión dela falla. Éste proporciona prolongación delpulso para asegurar un pulso de disparo delongitud suficiente, así como toda lafuncionalidad necesaria para una cooperacióncorrecta con funciones de reenganche.


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El bloque funcional de disparo incluyefuncionalidad para fallas evolutivas ydesconexión de interruptores.

Lógica de matriz de disparo (GGIO)

En el IED se incluyen doce bloques lógicosde matriz de disparo. Los bloques funcionalesse utilizan en la configuración del IED paraenviar señales de disparo u otras señales desalida lógicas a los distintos relés de salida.

La matriz y las salidas físicas se visualizaránen la utilidad de ingeniería PCM 600. Estopermitirá al usuario adaptar las señales a lassalidas de disparo físicas según lasnecesidades específicas de la aplicación.

Bloques lógicos configurables

El usuario dispone de un número de bloqueslógicos y temporizadores para adaptar laconfiguración a las necesidades específicas dela aplicación.

Bloque funcional de señales fijas

El bloque funcional de señales fijas genera unnúmero de señales preestablecidas (fijas) quepueden utilizarse en la configuración de unIED, tanto para forzar las entradas noutilizadas en los otros bloques funcionales aun determinado nivel/valor, como para crearuna cierta lógica.

Supervisión

Medidas (MMXU)

La función valor de servicio se utiliza paraobtener información en línea del IED. Estosvalores de servicio permiten mostrarinformación en línea en la HMI local y en elsistema de automatización de subestacionesacerca de:

• tensiones medidas, corrientes,frecuencia, potencia activa, reactiva yaparente y factor de potencia,

• fasores primario y secundario,• corrientes diferenciales, corrientes de

polarización,• contadores de eventos

• valores medidos y otra información delos distintos parámetros para lasfunciones incluidas,

• valores lógicos de todas las entradas ysalidas binarias e

• información general del IED.

Supervisión de señales de entradas en mA(MVGGIO)

El objetivo principal de la función es medir yprocesar señales de diferentes transductoresde medida. Muchos dispositivos usados en elcontrol de procesos representan variosparámetros como, por ejemplo, frecuencia,temperatura y tensión de batería CC comovalores de corriente bajos, normalmente en elmargen 4-20 mA o 0-20 mA.

Los límites de alarma se pueden ajustar yusar como iniciadores, por ejemplo, paragenerar señales de desconexión o alarma.

La función requiere que el IED esté equipadocon el módulo de entrada mA.

Contador de eventos (GGIO)

Esta función consta de seis contadores que seutilizan para almacenar el número de vecesque se activa cada entrada de contador.

Informe de perturbaciones (RDRE)

Las funciones de información deperturbaciones son las que permiten obtenerdatos completos y fidedignos de lasperturbaciones en el sistema primario y/osecundario junto con un registro continuo deeventos.

El informe de perturbaciones, que se incluyesiempre en el IED, captura una muestra delos datos de todas las entradas analógicas yseñales binarias seleccionadas que esténcconectadas al bloque funcional; es decir, deun máximo de 40 señales analógicas y 96señales binarias.

Los informes de perturbaciones incluyenvarias funciones bajo un mismo nombre:

• Lista de eventos (EL)• Indicaciones(IND)• Registrador de eventos (ER)


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• Registrador de valores de disparo (TVR)• Registrador de perturbaciones (DR)• Localizador de faltas (FL)

Estas funciones se caracterizan por una granflexibilidad en cuanto a la configuración,condiciones de arranque, tiempos de registroy gran capacidad de almacenamiento.

Una perturbación se puede definir como laactivación de una entrada, en los bloquesfuncionales DRAx o DRBy, que estáconfigurada para iniciar el registrador deperturbaciones. En el registro se incluirántodas las señales, desde el inicio del períodoprevio a la falta hasta el final del períodoposterior a la misma.

Todos los registros del informe deperturbaciones se guardan en el IED enformato normalizado Comtrade. Lo mismosucede con todos los eventos, que se vanguardando continuamente en una memoriaintermedia. La interfaz persona-máquina local(LHMI) se utiliza para obtener información delos registros; pero también se pueden leer losarchivos de informes de perturbaciones desdeel PCM 600 (Administrador de IED deprotección y control) y realizar análisisadicionales con la herramienta de gestión deperturbaciones.

Lista de eventos Secuencia de eventos(RDRE)

Un registro continuo de eventos resulta útilpara la supervisión del sistema desde unaperspectiva general y es un complemento delas funciones del registrador deperturbaciones específicas.

La lista de eventos registra todas las señalesde entradas binarias conectadas con lafunción de informe de perturbaciones. Lalista puede contener hasta 1000 eventos decronología absoluta guardados en unamemoria intermedia.

Indicaciones (RDRE)

Para obtener información rápida, concisa yfiable sobre las perturbaciones en el sistemaprimario y/o secundario, es importante saber,

por ejemplo, las señales binarias que hancambiado de estado durante la perturbación.La información se utiliza en una perspectivacorta para obtener información mediante laLHMI de una forma directa.

Hay tres LED en la LHMI (verde, amarillo yrojo),que muestran el estado del IED y lafunción de información de perturbaciones(activada).

La lista de indicaciones muestra todas lasseñales binarias, de entrada, seleccionadas,conectadas a la funcion de información deperturabaciones, que han cambiado de estadodurante una perturbación.

Registrador de eventos (RDRE)

Es fundamental contar con una informaciónrápida, completa y fiable sobre lasperturbaciones existentes en el sistemaprincipal o en el secundario (por ejemplo,eventos de cronología absoluta registradosdurante las perturbaciones). Esta informaciónse utiliza para distintos fines a corto plazo(por ejemplo, acciones correctivas) y a largoplazo (por ejemplo, análisis funcionales).

El registrador de eventos registra todas lasseñales de entradas binarias, de entrada,seleccionadas, conectadas a la función deinformación de perturbaciones. Cada registropuede contener hasta 150 eventos decronología absoluta.

La información del registrador de eventos sepuede utilizar localmente en el IED para lasperturbaciones.

La información de registro de eventos es unaparte integrada del registro de perturbaciones(archivo Comtrade).

Registrador de valores de disparo (RDRE)

La información sobre los valores previos a lafalta y durante la falta, de la corriente y latensión, son imprescindibles para laevaluación de la perturbación.

El registrador de valor de disparo calcula losvalores de todas las señales de entrada,analógicas, seleccionadas, conectadas a lafunción de información de perturbaciones. El


ABB 27

resultado es la magnitud y el ángulo de fase,antes y durante la falta, para cada señal deentrada analógica.

La información del registrador de valor dedisparo se puede utilizar localmente en elIED para las perturbaciones.

La información del registrador de valores dedisparo es una parte intergrante del registrode perturbaciones (archivo Comtrade).

Registrador de perturbaciones (RDRE)

La función del registrador de perturbacionesproporciona una información rápida,completa y fiable sobre las perturbaciones enla red eléctrica. Facilita la comprensión delcomportamiento del sistema y de los equiposprimario y secundario asociados, durante ydespués de una perturbación. La informaciónregistrada se utiliza para diferentes fines enuna perspectiva corta (p. ej., accionescorrectivas) y en una perspectiva larga (p. ej.,análisis funcional).

El registrador de perturbaciones adquieremuestras de datos de todas las señalesseleccionadas de entrada, analógicas ybinarias, seleccionadas, conectadas a lafunción de información de perturbaciones(máximo 40 señales analógicas y 96 señalesbinarias). Las señales binarias son las mismasseñales que están disponibles en la funciónde registro de eventos.

La función se caracteriza por una granflexibilidad y no depende de la actuación delas funciones de protección. Puede registrarperturbaciones no detectadas por funcionesde protección.

La información del registrador deperturbaciones sobre las últimas 100perturbaciones se guarda en el IED y se usala interfaz local persona-máquina (LHMI)para ver la lista de registros.

Función de eventos (EV)

Al utilizar un sistema de automatización desubestaciones con comunicación LON o SPA,los eventos de cronología absoluta se puedenenviar en cambios o de forma cíclica desde el

IED hasta el nivel de estación. Estos eventosse crean desde cualquier señal disponible enel IED, conectada al bloque de la fiunción deeventos. El bloque de la función de eventosse utiliza para comunicación LON y SPA.

Los valores analógicos y de doble indicacióntambién se transfieren a través del bloque deeventos.

Localizador de faltas (RFLO)

El localizador preciso de faltas es uncomponente esencial para minimizar lasaverías tras una falta persistente y/o paraseñalar un punto débil en la línea.

El localizador faltas integrado es una funciónde medida de impedancia que muestra ladistancia a la falta en porcentaje, km o millas.La principal ventaja es la gran precisión quese logra con la compensación de la corrientede carga y del efecto mutuo de secuenciacero en líneas de circuitos dobles.

La compensación incluye el ajuste de lasfuentes remotas y locales, y el cálculo de ladistribución de corrientes de falta desde cadalado. Esta distribución de corriente de falla,junto con las corrientes de carga registradas(pre-falta), se utiliza para calcular conexcatitud la posición de la falta. Esta puederecalcularse, con nuevos datos de fuente, enla misma falta, con objeto de aumentar laprecisión.

Especialmente en líneas largas con gran carga(donde el localizador de faltas es másimportante), donde los ángulos de tensión defuente pueden tener hasta 35-40 grados, laprecisión puede mantenerse con lacompensación avanzada incluida en ellocalizador de faltas.

Bloque de expansión de valor medido

Las funciones MMXU (SVR, CP y VP), MSQI(CSQ y VSQ) y MVGGIO (MV) disponen defuncionalidad de supervisión de medida.Todos los valores medidos se puedensupervisar con cuatro límites ajustables: límitebajo-bajo, límite bajo, límite alto y límite alto-alto. El bloque de expansión de valor medido(XP) se ha introducido para poder traducir la


28 ABB

señal de salida de tipo entero de funcionesde medida a 5 señales binarias: por debajodel límite bajo-bajo, por debajo del límitebajo, normal, por encima del límite alto-alto opor encima del límite alto. Las señales desalida se pueden utilizar como condicionesen la lógica configurable.

Medición

Lógica del contador de pulsos (GGIO)

La función lógica de contador de pulsoscuenta los pulsos binarios generados deforma externa, por ejemplo, los pulsos queproceden de un contador de energía externo,para el cálculo de los valores de consumo deenergía. Los pulsos son capturados por elmódulo de entradas binarias y leídos acontinuación, mediante la función derecuento de pulsos. Hay disponible un valorde servicio a escala mediante el "bus" desubestación. Debe pedirse el módulo especialde entradas binarias, con capacidad mejoradade recuento de pulsos, en orden a obteneresta funcionalidad.

Medida de energía y gestión de demandas(MMTR)

Las salidas de la función de medida (MMXU)se pueden utilizar para calcular la energía.Los valores activos y reactivos se calculan enla dirección de importación y exportaciónrespectivamente. Los valores se pueden leer ogenerar como pulsos. Los valores de potenciade máxima demanda también se calculan conesta función.

Las funciones básicas del IED

Sincronización horaria

Utilice el selector de fuente de sincronizaciónhoraria para seleccionar una fuente común detiempo absoluto para el IED cuando éste seaparte de de protección. Esto hace posible lacomparación de eventos y datos deperturbaciones entre todos los IED en unsistema SA.

Interfaz persona-máquina

La interfaz persona-máquina local estádisponible en un modelo de tamaño pequeñoy uno de tamaño medio. La principaldiferencia entre los dos es el tamaño de laLCD. La LCD de tamaño pequeño puedemostrar siete líneas de texto y la LCD detamaño medio puede mostrar el diagramaunifilar con hasta 15 objetos en cada página.

Se pueden definir hasta 12 páginas de SLDdependiendo de la capacidad del producto.

La interfaz persona-máquina local estáequipada con una LCD que puede mostrar eldiagrama unifilar con hasta 15 objetos.

La interfaz persona-máquina local es simple yfácil de comprender; toda la placa frontal estádividida en zonas, cada una de ellas con unafuncionalidad bien definida:

• LED de indicación de estado• LED de indicación de alarma que consta

de 15 LED (6 rojos y 9 amarillos) conuna etiqueta que puede imprimir elusuario. Todos los LED se puedenconfigurar con la herramienta PCM 600

• Pantalla de cristal líquido (LCD)• Teclado con botones para fines de

control y navegación, conmutador paraseleccionar entre control local y remoto,y reposición

• Un puerto de comunicación RJ45 aislado


ABB 29

IEC05000055-LITEN V1 ES

Figura 11.HMI gráfica pequeña

IEC05000056-LITEN V1 ES

Figura 12.HMI gráfica mediana, 15 objetoscontrolables

Comunicación de la estación

Información general

Cada IED está provisto de una interfaz decomunicación que le permite conectarse auno o varios sistemas de nivel de

subestación, ya sea en el "bus" deAutomatización de Subestación (SA) o en el"bus" de Supervisión de Subestación (SM).

Están disponibles los siguientes protocolos decomunicación:

• Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1• Protocolo de comunicación LON• Protocolo de comunicación SPA o IEC

60870-5-103• Protocolo de comunicación DNP3.0

En teoría, se pueden combinar variosprotocolos en el mismo IED.

Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1

Se proporcionan puertos Ethernet ópticosúnicos o dobles para la nueva norma decomunicación de subestaciones IEC61850-8-1para el "bus" de estación. IEC61850-8-1permite que dispositivos inteligentes (IED) dedistintos proveedores intercambieninformación, y simplifica la ingeniería SA. Lacomunicación punto a punto según GOOSEforma parte de la norma. Permite la lecturade archivos de perturbaciones.

Comunicación en serie, LON

Las subestaciones existentes con "bus" desubestación, LON, de ABB, se puedenampliar con el uso de la interfaz LON óptica.Esto permite total funcionalidad del SA,incluyendo mensajería punto a punto ycooperación entre IED existentes de ABB y elnuevo IED 670.

Protocolo de comunicación SPA

Se proporciona un puerto simple de vidrio ode plástico para el protocolo SPA de ABB.Esto permite extensiones de sistemas deautomatización de subestaciones simples,pero su uso principal es para sistemas desupervisión de subestaciones SMS.

Protocolo de comunicación IEC60870-5-103

Se proporciona un puerto simple de vidrio ode plástico para el estándar IEC60870-5-103.Esto permite el diseño de sistemas deautomatización de subestaciones simples,


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incluyendo equipos de distintos proveedores.Permite la lectura de archivos deperturbaciones.

Protocolo de comunicación DNP3.0

Para la comunicación DNP3.0 hay disponibleun puerto RS485 eléctrico y un puertoEthernet óptico. Para la comunicación conRTU, pasarelas o sistemas HMI seproporciona comunicación DNP3.0 nivel 2con eventos no solicitados, sincronización detiempo e informe de perturbaciones.

Mando simple, 16 señales

Los IED pueden recibir órdenes tanto de unsistema de automatización de subestacionescomo de la interfaz, local, persona-máquina,LHMI. El bloque funcional de órdenes tienesalidas que pueden utilizarse, por ejemplo,para controlar aparatos de alta tensión o paraotra funcionalidad definida por el usuario.

Comando múltiple y transmisión

Cuando se utilizan IED 670 en sistemas deautomatización de subestaciones conprotocolos de comunicación LON, SPA oIEC60870-5-103 se usan los bloquesfuncionales Evento y Comando múltiplecomo interfaz de comunicación paracomunicación vertical con HMI de estación ypasarela; y como interfaz para comunicaciónpunto a punto horizontal (sólo con LON).

La comunicación a remoto

Transferencia de señales analógicas ybinarias al extremo remoto

Se pueden intercambiar tres señalesanalógicas y ocho binarias entre dos IED.Esta funcionalidad se utiliza principalmentepara la protección diferencial de línea. Sinembargo, también puede utilizarse en otrosproductos. Un IED se puede comunicar conhasta 4 IED remotos.

Transferencia de señales binarias alextremo remoto, 192 señales

Si el canal de comunicación se utilizasolamente para la transferencia de señalesbinarias, se pueden intercambiar hasta 192señales binarias entre dos IED. Por ejemplo,esta funcionalidad puede utilizarse paraenviar información como estado de laaparamenta de conexión primaria o señalesde teledisparo al IED remoto. Un IED sepuede comunicar con hasta 4 IED remotos.

Módulo de comunicación de datos delínea, intervalo corto, medio (LDCM)

El módulo de comunicación de datos de línea(LDCM) se utiliza para la comunicación entrelos IED situados a distancias <150 km odesde el IED al convertidor de óptico aeléctrico con interfaz G.703 o G.703E1situados a una distancia <3 km. El móduloLDCM envía y recibe los datos, hacia y desdeotro módulo LDCM. Se utiliza el formatoestándar IEEE/ANSI C37.94.

Módulo de comunicación de datos de líneaX.21 galvánico (X.21-LDCM)

También hay disponible un módulo conconvertidor X.21 galvánico integrado quepuede conectarse, por ejemplo, a módemspara cables piloto.

Interfaz galvánica G.703 y G.703E1respectivamente

El convertidor galvánico, externo, decomunicación de datos, G.703/G.703E1realiza la conversión de óptico a galvánicopara la conexión al multiplexor. Estasunidades están diseñadas parafuncionamiento de 64 kbit/s y 2Mbit/srespectivamente. El convertidor se suministracon accesorios de montaje en "rack" de 19”.


ABB 31

5. Descripción del"hardware"

Módulos de "hardware"

Módulo de alimentación (PSM)

El módulo de alimentación se utiliza paraproporcionar las tensiones internasadecuadas y un aislamiento completo entre elterminal y el sistema de alimentación. Sepuede utilizar una salida de alarma de fallosinterna.

Módulo de entradsa binarias (BIM)

El módulo de entradas binarias tiene 16entradas aisladas ópticamente y estádisponible en dos versiones: unaconvencional; y una con capacidad mejoradade recuento de pulsos, en las entradas, parautilizarse con esta última función. Lasentradas binarias se pueden programarlibremente y utilzar como señales lógicas deentrada en cualquier función. También sepueden incluir en el registro deperturbaciones y en el registro de eventos.Esto permite una amplia supervisión yevaluación del funcionamiento del IED y detodos los circuitos eléctricos asociados.

Módulos de salidas binarias (BOM)

El módulo de salida binaria tiene 24 relés desalida independientes y se utiliza para lasalida de disparo o para cualquierseñalización.

Módulo de salidas binarias estáticas (SOM)

El módulo de salidas binarias estáticas tieneseis salidas estáticas rápidas; y seis relés desalida conmutada, para aplicaciones querequieran alta velocidad.

Módulo de entradas/salidas binarias (IOM)

El módulo de entradas/salidas binarias seutiliza cuando se necesitan sólo unos pocoscanales de entrada y salida. Los diez canalesde salida estándar se utilizan para salida dedisparo o para cualquier señalización. Los

dos canales de salida de señal de altavelocidad se utilizan para aplicaciones en lasque es esencial un tiempo de funcionamientocorto. Ocho entradas binarias aisladasópticamente ofrecen la información requeridade entradas binarias.

Módulo de entradas en mA (MIM)

El módulo de entradas en mA se utiliza deinterfaz para las señales de los transductores,en el intervalo de -20 a +20 mA; por ejemplolas de los transductores de posición de losOLTC, de los de temperatura o de los depresión. El módulo tiene seis canalesindependientes, separados galvánicamente.

Módulo Ethernet óptico (OEM)

El módulo Ethernet, rápido, óptico, se utilizapara conectar un IED a los "buses" decomunicación (como el de subestación), queutilizan el protocolo IEC 61850-8-1. Elmódulo dispone de uno o dos puertosópticos con conectores ST.

Módulo de comunicación serie SPA/IEC60870-5-103 y LON (SLM)

El módulo de canal en serie óptico y canalLON se utiliza para conectar un IED a lacomunicación que utiliza SPA, LON oIEC60870–5–103. El módulo tiene dos puertosópticos para plástico/plástico, plástico/vidrioo vidrio/vidrio.

Módulo de comunicación de datos de línea(LDCM)

El módulo de comunicación de datos de línease utiliza para transferencia de señalesbinarias. Cada módulo tiene un puertoóptico, uno por cada extremo remoto con elque se comunica el IED.

Hay disponibles tarjetas alternativas paraintervalo largo (1550 nm monomodo),intervalo medio (1310 nm monomodo) eintervalo corto (900 nm multimodo).

Módulo de comunicación de datos de líneaX.21 galvánico (X.21-LDCM)El módulo de comunicación de datos de líneaX.21 galvánico se utiliza para la conexión alequipo de telecomunicación, por ejemplo,


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líneas de teléfono contratadas. El móduloadmite comunicación de datos de 64 kbit/sentre distintos IED.

Ejemplos de aplicaciones:

• Protección diferencial de línea• Transferencia de señal binaria

Módulo de comunicación serie RS485galvánico

El módulo galvánico de comunicación serieRS485 se utiliza como alternativa a lacomunicación DNP3.0.

Módulo de sincronización horaria con GPS(GSM)

Este módulo incluye el receptor de GPSutilizado para sincronización horaria. El GPStiene un contacto SMA para conexión a antena.

Módulo de sincronización de tiempo IRIG-B

El módulo de sincronización de tiempo IRIG-B se utiliza para una sincronización detiempo precisa del IED desde un reloj deestación.

Conexión eléctrica (BNC) y óptica (ST) paracompatibilidad con IRIG-B 0XX y 12X.

Módulo transformadores de entrada (TRM)

El módulo de entrada de transformador seutiliza para separar galvánicamente ytransformar las corrientes y tensionessecundarias generadas por lostransformadores de medida. El módulo tienedoce entradas, en distintas combinaciones deentradas de corriente y tensión.

Se pueden pedir conectores alternativos, detipo anillo o de tipo compresión.

Unidad de resistencia de alta impedancia

Se encuentran disponibles, dos unidades dealta impedancia, monofásica y trifásica, conresistencias para configuración del valor dedetección, así como con resistenciasdependientes de la tensión. Ambas se montanen placa de aparatos de 1/1 19 pulgadas conterminales de tipo compresión.

Disposición y dimensiones

Dimensiones

xx05000003.vsd

CB

E

F

A

D

IEC05000003 V1 ES

Figura 13.Caja 1/2 x 19” con cubierta posterior


ABB 33

xx05000004.vsd

IEC05000004 V1 ES

Figura 14.Montaje adyacente

Tamaño de caja A B C D E F

6U, 1/2 x 19” 265.9 223.7 201.1 242.1 252.9 205.7

6U, 3/4 x 19” 265.9 336.0 201.1 242.1 252.9 318.0

6U, 1/1 x 19” 265.9 448.1 201.1 242.1 252.9 430.3

(mm)

Alternativas de montaje

Están disponibles las siguientes alternativasde montaje (protección IP40 desde la partefrontal):

• Kit de montaje en rack de 19”• Kit de montaje empotrado con

dimensiones de corte:

tamaño de caja 1/2 (h) 254.3mm10.01 pulgadas (w) 210.1 mm

tamaño de caja 3/4 (h) 254.3 mm(w) 322.4 mm

tamaño de caja 1/1 (h) 254.3 mm(w) 434.7 mm

• Kit de montaje mural

Consulte en el pedido las distintasalternativas de montaje disponibles.


34 ABB

6. Diagramas de conexión

Tabla 1. Designaciones para caja 1/2 x 19” con 1 ranura TRM

IEC1MRK002801-AB02-BG V1 ES

Módulo Posiciones posteriores

PSM X11

BIM, BOM, SOM o IOM X31 y X32 etc. a X51 y X52

BIM, BOM, SOM, IOM oGSM

X51, X52

SLM X301:A, B, C, D

IRIG-B 1) X302

OEM X311:A, B, C, D

RS485 o LDCM 2) 3) X312

LDCM 2) X313

TRM X401

1) Instalación de IRIG-B, si se incluye en posición P30:22) Secuencia de instalación de LDCM: P31:2 o P31:33) Instalación de RS485, si se incluye en posición P31:2¡Nota!Se puede incluir un LDCM dependiendo de ladisponibilidad de los módulos IRIG-B y RS485respectivamente.


ABB 35

Tabla 2. Designaciones para caja 3/4 x 19” con 2 ranuras TRM

IEC08000473 BG V1 EN


PSM X11

BIM, BOM, SOM, IOM oMIM

X31 y X32 etc. a X71 y X72

BIM, BOM, SOM, IOM,MIM o GSM

X71, X72

SLM X301:A, B, C, D

IRIG-B o LDCM 1,2) X302

LDCM 2) X303

OEM X311:A, B, C, D

RS485 o LDCM 2) 3) X312

LDCM 2) X313

LDCM 2) X322

LDCM 2) X323

TRM 1 X401

TRM 2 X411

1) Instalación de IRIG-B, si se incluye en posición P30:22) Secuencia de instalación de LDCM: P31:2, P31:3, P32:2,P32:3, P30:2 y P30:33) Instalación de RS485, si se incluye en posición P31:2¡Nota!Se pueden incluir 2-4 LDCM dependiendo de ladisponibilidad de los módulos IRIG-B y RS485respectivamente.


36 ABB

Tabla 3. Designaciones para caja 1/1 x 19” con 2 ranuras TRM

IEC08000475 BG V1 EN


PSM X11

BIM, BOM,SOM, IOM o MIM

X31 y X32 etc. a X131 y X132

BIM, BOM,SOM, IOM, MIMo GSM

X131, X132

SLM X301:A, B, C, D

IRIG-B o LDCM1,2)

X302

LDCM 2) X303

OEM X311:A, B, C, D

RS485 o LDCM2) 3)

X312

LDCM 2) X313

LDCM 2) X322

LDCM 2) X323

TRM 1 X401

TRM 2 X411

1) Instalación de IRIG-B, si se incluye enposición P30:22) Secuencia de instalación de LDCM: P31:2,P31:3, P32:2, P32:3, P30:2 y P30:33) Instalación de RS485, si se incluye enposición P31:2¡Nota!Se pueden incluir 2-4 LDCM dependiendo de ladisponibilidad de los módulos IRIG-B y RS485respectivamente.


ABB 37


Figura 15.Módulo de transformadores deentrada (TRM)

Designación de entrada TI/TT según la figura 15

Confi

gura

ción d

e co

rrie

nte

/ten

sión

Confi

gura

ción

(50/

60 H

z)

AI01 AI02 AI03 AI04 AI05 AI06 AI07 AI08 AI09 AI10 AI11 AI12

12I, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A

12I, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A

9I+3U,1A

1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V

9I+3U,5A

5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V

5I, 1A+4I, 5A+3U

1A 1A 1A 1A 1A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V

7I+5U,1A

1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V

7I+5U,5A

5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V

6I+6U,1A

1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V

6I+6U,5A

5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V

6I, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A - - - - - -

6I, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A - - - - - -

Indica alta polaridad. Tenga en cuenta que la polaridad interna se puede ajustar mediante la creación de la dirección de entradaanalógica CT neutral y / o en SMAI pre-procesamiento de bloques de función.


38 ABB


Figura 16.Módulo de entrada binaria (BIM).Los contactos de entrada con elnombre XA corresponden a lasposiciones X31, X41, etc. de laparte posterior y los contactos deentrada con el nombre XB a lasposiciones X32, X42, etc. de laparte posterior..


Figura 17.Módulo de entrada mA (MIM)


ABB 39

Véaseopción

Opción


Figura 18.Interfaces de comunicación (OEM, LDCM, SLM y HMI)

Notas para la figura 18

1) Puerto de comunicación posterior SPA/IEC 61850-5-103, conector ST para alt. de vidrio. Conector HFBRde presión para plástico según pedido

2) Puerto de comunicación posterior LON, conector ST para alt. de vidrio. Conector HFBR de presión paraplástico según pedido

3) Puerto de comunicación posterior RS485, bloque de terminales

4) Puerto de sincronización horaria IRIG-B, conector BNC

5) Puerto de sincronización horaria PPS o IRIG-B óptico, conector ST

6) Puerto de comunicación posterior IEC 61850, conector ST

7) Puerto de comunicación posterior C37.94, conector ST

8) Puerto de comunicación frontal Ethernet, conector RJ45

9) Puerto de comunicación posterior micro D-sub hembra de 15 polos, paso de 1.27 mm (0.050")

10) Puerto de comunicación posterior, bloque de terminales


40 ABB

La tierra de

protección

debe conectarse

Ready

Fail

INTERNAL FAIL


Figura 19.Módulo de alimentación (PSM)


Figura 20.Módulo de sincronizaciónhoraria GPS (GSM)


Figura 21.Módulo de salida binaria (BOM). Los contactos de salida con el nombre XAcorresponden a las posiciones X31, X41, etc. de la parte posterior y los contactosde salida con el nombre XB a las posiciones X32, X42, etc. de la parte posterior.


ABB 41


Figura 22.Módulo de salida estática (SOM)

Contactos de

lengüeta (tipo "reed"),

de baja capacidad de cierre.

*)


Figura 23.Módulo de entrada/salida binaria (IOM). Los contactos de entrada con el nombreXA corresponden a las posiciones X31, X41, etc. de la parte posterior y los contactosde salida con el nombre XB a las posiciones X32, X42, etc. de la parte posterior.


42 ABB

7. Datos técnicos

General

Definiciones

Valor dereferencia

El valor especificado de un factor influyente al que se refieren lascaracterísticas de un equipo

Rangonominal

El rango de valores de una cantidad influyente (factor) dentro del cual, bajocondiciones específicas, el equipo cumple con los requisitos especificados

Rangooperativo

El rango de valores de una cantidad de energización dada para el cual elequipo, bajo condiciones específicas, es capaz de ejecutar las funciones paralas que se ha diseñado de acuerdo con los requisitos especificados

Magnitudes de energización,valores asignados y límites

Entradas analógicas

Tabla 4. Magnitudes de alimentación, valores asignados y límites, TRM

Cantidad Valor asignado Margen nominal

Corriente Ir = 1 ó 5 A (0.2-40) × Ir

Rango de funcionamiento (0-100) x Ir

Sobrecarga permisiva 4 × Ir cont.

100 × Ir para 1 s *)

Carga < 150 mVA a Ir = 5 A

< 20 mVA a Ir = 1 A

Tensión CA Ur = 110 V 0.5–288 V

Rango de funcionamiento (0–340) V

Sobrecarga permisiva 420 V cont.450 V 10 s

Carga < 20 mVA a 110 V

Frecuencia fr = 50/60 Hz ± 5%

*) máx. 350 A para 1 s cuando se incluye el dispositivo de prueba COMBITEST.


ABB 43

Tabla 5. Módulo de entrada mA, MIM

Cantidad: Valor asignado: Rango nominal:

Rango de entrada ± 5, ± 10, ± 20mA0-5, 0-10, 0-20, 4-20mA

-

Resistencia de entrada Ren = 194 Ohm -

Consumo de potenciacada tarjeta mAcada entrada mA

£ 4 W£ 0.1 W

-

Tabla 6. Módulo Ethernet óptico, OEM

Cantidad Valor asignado

Número de canales 1 ó 2

Estándar IEEE 802.3u 100BASE-FX

Tipo de fibra fibra multimodo de 62.5/125 mm

Longitud de onda 1300 nm

Conector óptico Tipo ST

Velocidad de comunicación Ethernet rápido 100 MB

Tensión CC auxiliar

Tabla 7. Módulo de alimentación, PSM


Tensión CC auxiliar, EL (entrada) EL = (24 - 60) VEL = (90 - 250) V

EL ± 20%EL ± 20%

Consumo de potencia 50 W normalmente -

Irrupción de potencia auxiliar CC < 5 A durante 0.1 s -


44 ABB

Entradas y salidas binarias

Tabla 8. Módulo de entrada binaria, BIM


Entradas binarias 16 -

Tensión CC, RL 24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V

RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%

Consumo de potencia24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V

máx. 0.05 W/entradamáx. 0.1 W/entradamáx. 0.2 W/entradamáx. 0.4 W/entrada

-

Frecuencia de entrada de contador 10 pulsos/s máx. -

Discriminador de señal oscilante Bloqueo ajustable 1–40 HzDesbloqueo ajustable 1–30 Hz

Tabla 9. Módulo de entrada binaria con capacidades mejoradas de recuento de pulsos, BIM




RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%



-

Frecuencia de entrada de contador 10 pulsos/s máx. -

Frecuencia de entrada de contadorequilibrada

40 pulsos/s máx. -

Discriminador de señal oscilante Bloqueo ajustable 1–40 HzDesbloqueo ajustable 1–30 Hz


ABB 45

Tabla 10. Módulo de entrada/salida binaria, IOM




RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%



-

Tabla 11. Datos de contacto del módulo de entrada/salida binaria, IOM (normativa dereferencia: IEC 61810-2)

Función o cantidad Relés de de disparo yseñalización

Relés de señal rápida(relé paralelo deláminas magnéticas)

Salidas binarias 10 2

Tensión máxima del sistema 250 V CA, CC 250 V CA, CC

Tensión de ensayo en el contactoabierto, 1 min

1000 V rms 800 V CC

Capacidad de transporte de corrienteContinua1 s

8 A10 A

8 A10 A

Poder de cierre en carga inductiva conL/R>10 ms0.2 s1.0 s

30 A10 A

0.4 A0.4 A

Poder de corte para CA, cos φ > 0.4 250 V/8.0 A 250 V/8.0 A

Poder de corte para CC con L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0.4 A125 V/0.35 A220 V/0.2 A250 V/0.15 A

48 V/1 A110 V/0.4 A125 V/0.35 A220 V/0.2 A250 V/0.15 A

Carga capacitiva máxima - 10 nF


46 ABB

Tabla 12. Datos de módulo de salida estática, SOM (normativa de referencia: IEC 61810-2)

Función o cantidad Relés de disparo yseñalización

Salidas binarias estáticas 6

Salidas de relé electromecánico 6

Tensión máxima del sistema 250 V CA, CC

Tensión de ensayo en el contacto abierto, 1 min 1000 V rms


8 A10 A

Salidas binarias estáticas:Poder de cierre en carga capacitiva con capacitanciamáxima de 0.2 mF0.2 s1.0 s

20 A10 A

Salidas de relé electromecánico:Poder de cierre en carga inductiva con L/R>10 ms0.2 s1.0 s

20 A10 A

Poder de corte para CA, cos j>0.4 250 V/8.0 A


Tiempo de funcionamiento, salidas estáticas <1 ms


ABB 47

Tabla 13. Datos de contacto del módulo de salida binaria, BOM (normativa dereferencia: IEC 61810-2)

Función o cantidad Relés de disparo yseñalización

Salidas binarias 24

Tensión máxima del sistema 250 V CA, CC

Tensión de ensayo en el contacto abierto, 1 min 1000 V rms


8 A10 A

Poder de cierre en carga inductiva con L/R>10 ms0.2 s1.0 s

30 A10 A

Poder de corte para CA, cos j>0.4 250 V/8.0 A


Factores de influencia

Tabla 14. Influencia de temperatura y humedad

Parámetro Valor de referencia Rango nominal Influencia

Temperaturaambiente, valor defuncionamiento

+20 °C -10 °C a +55 °C 0.02% /°C

Humedad relativaRango defuncionamiento

10%-90%0%-95%

10%-90% -

Temperatura dealmacenamiento

-40 °C a +70 °C - -


48 ABB

Tabla 15. Influencia de la tensión de alimentación CC auxiliar en la funcionalidaddurante el funcionamiento

Dependencia en Valor dereferencia

Dentro delmargennominal

Influencia

Rizado, en tensión CC auxiliarRango de funcionamiento

máx. 2%Rectificado deonda completa

12% de EL 0.01% /%

Dependencia de tensiónauxiliar, valor defuncionamiento

± 20% de EL 0.01% /%

Tensión CC auxiliarinterrumpida

24-60 V CC ±20%90-250 V CC ±20%

Intervalo deinterrupción0–50 ms

Sin reposición

0–∞ s Comportamientocorrecto con potenciareducida

Tiempo dereposición

<180 s

Tabla 16. Influencia de frecuencia (normativa de referencia: IEC 60255–6)

Dependencia en Dentro del margen nominal Influencia

Dependencia de frecuencia,valor de funcionamiento

fr ± 2.5 Hz para 50 Hz

fr ± 3.0 Hz para 60 Hz

± 1.0% / Hz

Dependencia de frecuenciaarmónica (20% contenido)

2º, 3º y 5º armónico de fr ± 1.0%

Dependencia de frecuenciaarmónica para protección dedistancia (10% contenido)

2º, 3º y 5º armónico de fr ± 6.0%


ABB 49

Ensayos de tipo según la normativa

Tabla 17. Compatibilidad electromagnética

Ensayo Valores de ensayo detipo

Normativa de referencia

1 MHz oscilante 2.5 kV IEC 60255-22-1, Clase III

Ensayo de inmunidad de ondas enanillo

2-4 kV IEC 61000-4-12, Clase III

Ensayo de capacidad de resistenciaa sobretensiones

2.5 kV, oscilante4.0 kV, transitoriarápida

ANSI/IEEE C37.90.1

Descarga electrostáticaAplicación directaAplicación indirecta

Descarga de aire de 15kVDescarga de contactode 8 kVDescarga de contactode 8 kV

IEC 60255-22-2, Clase IV IEC 61000-4-2, Clase IV

Descarga electrostáticaAplicación directaAplicación indirecta

Descarga de aire de 15kVDescarga de contactode 8 kVDescarga de contactode 8 kV

ANSI/IEEE C37.90.1

Perturbación transitoria rápida 4 kV IEC 60255-22-4,Clase A

Ensayo de inmunidad de ondas 1-2 kV, 1.2/50 msalta energía

IEC 60255-22-5

Ensayo de inmunidad de frecuenciaindustrial

150-300 V,50 Hz

IEC 60255-22-7, Clase A

Ensayo de campo magnético defrecuencia industrial

1000 A/m, 3 s IEC 61000-4-8, Clase V

Ensayo de campo magnético deoscilación amortiguada

100 A/m IEC 61000-4-10, Clase V

Perturbación radiada de campoelectromagnético

20 V/m, 80-1000 MHz IEC 60255-22-3


20 V/m, 80-2500 MHz EN 61000-4-3


35 V/m26-1000 MHz

IEEE/ANSI C37.90.2


50 ABB

Tabla 17. Compatibilidad electromagnética, continuó



Perturbación conducida de campoelectromagnético

10 V, 0.15-80 MHz IEC 60255-22-6

Emisión radiada 30-1000 MHz IEC 60255-25

Emisión conducida 0.15-30 MHz IEC 60255-25

Tabla 18. Aislamiento



Ensayo dieléctrico 2.0 kV CA, 1 min. IEC 60255-5

Ensayo de tensión deimpulso

5 kV, 1.2/50 ms, 0.5 J

Resistencia de aislamiento >100 MW a 500 VDC

Tabla 19. Ensayos ambientales

Ensayo Valor de ensayo de tipo Normativa de referencia

Ensayo frío Ensayo Ad de 16 h a -25°C IEC 60068-2-1

Ensayo de conservación Ensayo Ad de 16 h a -40°C IEC 60068-2-1

Ensayo de calor seco Ensayo Bd de 16 h a +70°C IEC 60068-2-2

Ensayo de calor húmedo,régimen permanente

Ensayo Ca de 4 días a +40°C y humedad 93%

IEC 60068-2-78

Ensayo de calor húmedo,cíclico

Ensayo Db de 6 ciclos a +25hasta +55 °C y humedad de93 a 95% (1 ciclo = 24 horas)

IEC 60068-2-30

Tabla 20. Conformidad con CE

Ensayo De conformidad con

Inmunidad EN 50263

Emisividad EN 50263

Directiva de baja tensión EN 50178


ABB 51

Tabla 21. Ensayos mecánicos



Vibración Clase I IEC 60255-21-1

Choques y golpes Clase I IEC 60255-21-2

Sísmico Clase I IEC 60255-21-3

Protección diferencial

Tabla 22. Protección diferencial de alta impedancia (PDIF, 87)

Función Margen o valor Precisión

Tensión de funcionamiento (20-400) V ± 1.0% de Ur para U < Ur

± 1.0% de U para U > Ur

Índice de reposición >95% -

Máxima tensión continua U>TripPickup2/resistencia enserie ≤200 W

-

Tiempo de funcionamiento 10 ms normalmente de 0 a 10 xUd

-

Tiempo de reposición 90 ms normalmente de 10 a 0 xUd

-

Tiempo de impulso crítico 2 ms normalmente de 0 a 10 xUd

-


52 ABB

Tabla 23. Protección diferencial de línea (PDIF, 87L, 87LT)


Corriente mínima defuncionamiento

(20-200)% de Ibase ± 2.0% de Ir a I £ Ir± 2.0% de I a I >I r

Pendiente sección 2 (10.0-50.0)% -

Pendiente sección 3 (30.0-100.0)% -

Final sección 1 (20–150)% de Ibase -

Final sección 2 (100–1000)% de Ibase -

Función de límite norestringido

(100–5000)% de Ibase ± 2.0% de Ir a I ≤ Ir± 2.0% de I a I > Ir

Bloqueo del segundoarmónico

(5.0–100.0)% de componentefundamental

± 2.0% de Ir

Bloqueo del quinto armónico (5.0–100.0)% de componentefundamental

± 6.0% de Ir

Características inversas,véase tabla 97 y tabla 98

19 tipos de curva Véase tabla 97 y tabla 98

Tiempo de funcionamiento 25 ms normalmente de 0 a10 x Id

-

Tiempo de reposición 15 ms normalmente de 10 a0 x Id

-

Tiempo de impulso crítico 2 ms normalmente de 0 a 10x Id

-

Compensación de corrientede carga

Activada/Desactivada -


ABB 53

Protección de impedancia

Tabla 24. Zona de medición de distancia, cuadrilateral ZMQPDIS


Número de zonas 3 con direcciónseleccionable

-

Corriente residual defuncionamiento mínima,zona 1

(5-30)% de Ibase -

Corriente defuncionamiento mínima,fase a fase y fase a tierra

(10-30)% de Ibase -

Reactancia de secuenciapositiva, zona 1

(0.10-3000.00) Ω/fase

± 2.0% de precisión estática± 2.0 de precisión angular estática en gradosCondiciones:Margen de tensión: (0.1-1.1) x Ur

Margen de corriente: (0.5-30) x IrÁngulo: a 0 grados y 85 grados

Resistencia de secuenciapositiva, zona 2-5

(0.50-3000.00) Ω/fase

Resistencia de secuenciapositiva

(0.10-1000.00) Ω/fase

Reactancia de secuenciacero, zona 1

(0.10-9000.00) Ω/fase

Resistencia de secuenciacero, zona 2-5

(0.50-9000.00) Ω/fase

Resistencia de secuenciacero

(0.50-3000.00) Ω/fase

Resistencia de falla, defase a tierra

(1.00-9000.00) Ω/lazo

Resistencia de falla, defase a fase

(1.00-3000.00) Ω/lazo

Sobrealcance dinámico <5% a 85 gradosmedido conCCVT y0.5<SIR<30

-

Temporizadores de zonade impedancia

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tiempo defuncionamiento

24 msnormalmente

-

Índice de reposición 105%normalmente

-

Tiempo de reposición 30 msnormalmente

-


54 ABB

Tabla 25. Zona de medición de distancia, característica cuadrilateral para líneascompensadas en serie (PDIS, 21)


Número de zonas 34 con direcciónseleccionable

-

Corriente residual defuncionamiento mínima,zona 1

(5-30)% de Ibase -

Corriente defuncionamiento mínima,fase a fase y fase a tierra

(10-30)% de Ibase -

Reactancia de secuenciapositiva, zona 1

(0.10-3000.00) Ω/fase ± 2.0% de precisión estática± 2.0 de precisión angular estáticaen gradosCondiciones:Margen de tensión: (0.1-1.1) x Ur


Resistencia de secuenciapositiva, zona 2-5

(0.50-3000.00) Ω/fase

Resistencia de secuenciapositiva

(0.10-1000.00) Ω/fase

Reactancia de secuenciacero, zona 1

(0.10-9000.00) Ω/fase

Resistencia de secuenciacero, zona 2-5

(0.50-9000.00) Ω/fase

Resistencia de secuenciacero

(0.50-3000.00) Ω/fase

Resistencia de falla, defase a tierra

(1.00-9000.00) Ω/lazo

Resistencia de falla, defase a fase

(1.00-3000.00) Ω/lazo

Sobrealcance dinámico <5% a 85 grados medidocon CCVT y 0.5<SIR<30

-

Temporizadores de zonade impedancia

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms


24 ms normalmente -

Índice de reposición 105% normalmente -

Tiempo de reposición 30 ms normalmente -


ABB 55

Tabla 26. Protección de distancia de esquema completo, característica Mho (PDIS, 21)


Número de zonas condirecciones elegibles

3 con direcciónseleccionable

-

Corriente defuncionamiento mínima

(10–30)% de IBase

Impedancia de secuenciapositiva, lazo de fase atierra

(0.005–3000.000) W/fase ± 2.0% de precisión estáticaCondiciones:Margen de tensión: (0.1-1.1) x Ur


Ángulo de impedancia desecuencia positiva, lazode fase a tierra

(10–90) grados

Alcance inverso, lazo defase a tierra (Magnitud)

(0.005–3000.000) Ω/fase

Alcance de impedanciapara elementos de fase afase

(0.005–3000.000) Ω/fase

Ángulo para impedanciade secuencia positiva,elementos de fase a fase

(10–90) grados

Alcance inverso de lazode fase a fase

(0.005–3000.000) Ω/fase

Magnitud del factor decompensación de retornoa tierra KN

(0.00–3.00)

Ángulo para factor decompensación a tierra KN

(-180–180) grados

Sobrealcance dinámico <5% a 85 gradosmedido con CVT y0.5<SIR<30

-

Temporizadores (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms


15 ms normalmente(con salidas estáticas)

-


Tiempo de reposición 30 ms normalmente -


56 ABB

Tabla 27. Selección de fase con delimitación de carga, característica cuadrilateral



(5-30)% de Ibase ± 1.0% de IBase

Alcance reactivo,secuencia positiva, haciadelante y hacia atrás

(0.50–3000.00) Ω/fase ± 2.0% de precisión estática± 2.0 de precisión angular estáticaen gradosCondiciones:Margen de tensión: (0.1-1.1) x Ur


Alcance resistivo,secuencia positiva

(0.10–1000.00) Ω/fase

Alcance reactivo,secuencia cero, haciadelante y hacia atrás

(0.50–9000.00) Ω/fase

Alcance resistivo,secuencia cero

(0.50–3000.00) Ω/fase

Resistencia de fallas,fallas de fase a tierra,hacia delante y hacia atrás

(1.00–9000.00) Ω/lazo

Resistencia de fallas,fallas de fase a fase, haciadelante y hacia atrás

(0.50–3000.00) Ω/lazo

Criterios de delimitaciónde carga:Resistencia de carga,hacia delante y hacia atrásÁngulo de impedancia decarga segura

(1.00–3000.00) Ω/fase(5-70) grados


Tabla 28. Identificación de fase defectuosa con delimitación de carga FMPSPDIS



(5-30)% de Ibase ± 1.0% de Ir

Criterios de delimitaciónde carga: Resistencia decarga, hacia delante yhacia atrás

(0.5–3000) W/fase(5–70) grados

± 2.0% de precisión estáticaCondiciones:Margen de tensión: (0.1–1.1)x Vn

Margen de corriente: (0.5–30) x InÁngulo: a 0 grados y 85grados


ABB 57

Tabla 29. Detección de oscilaciones de potencia ZMRPSB


Alcance reactivo (0.10-3000.00) W/fase

± 2.0% de precisión estáticaCondiciones:Margen de tensión: (0.1-1.1) x Ur

Margen de corriente: (0.5-30) x IrÁngulo: a 0 grados y 85 gradosAlcance resistivo (0.10–1000.00)W/lazo


Tabla 30. Protección de deslizamiento de polos (PPAM, 78)

Función Margen y valor Precisión

Alcance de impedancia (0.00–1000.00)% de Zbase ± 2.0% de Ur/Ir

Ángulo característico (72.00–90.00) grados ± 5.0 grados

Ángulos de inicio ydesconexión

(0.0–180.0) grados ± 5.0 grados

Contadores dedesconexión de zona 1 yzona 2

(1-20) -

Tabla 31. Lógica de conmutación automática en caso de falla, basada en la tensión y lacorriente (PSOF)

Parámetro Margen ovalor

Precisión

Tensión de funcionamiento, detección delínea inactiva

(1–100)% deUbase

± 1.0% de Ur

Corriente de funcionamiento, detecciónde línea inactiva

(1–100)% deIbase

± 1.0% de Ir

Retardo tras entrada de detección delínea inactiva antes de que la funciónSOTF se active de forma automática

(0.000–60.000) s

± 0.5% ± 10 ms

Período de tiempo tras el cierre delinterruptor automático en el que seactiva la función SOTF

(0.000–60.000) s

± 0.5% ± 10 ms


58 ABB


Tabla 32. Protección de sobreintensidad de fase instantánea PHPIOC


Corriente defuncionamiento

(1-2500)% de lBase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir

Índice de reposición > 95% -


25 ms normalmente de 0 a 2 x Iset -

Tiempo de reposición 25 ms normalmente de 2 a 0 xIdefinido

-

Tiempo de impulso crítico 10 ms normalmente de 0 a 2 xIdefinido

-


10 ms normalmente de 0 a 10 xIdefinido

-

Tiempo de reposición 35 ms normalmente de 10 a 0 xIdefinido

-


-

Sobrealcance dinámico < 5% a t = 100 ms -


ABB 59

Tabla 33. Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas OC4PTOC

Función Margen de ajuste Precisión


(1-2500)% de lBase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir


Corriente defuncionamiento mínima

(1-100)% de lbase ± 1.0% de Ir

Ángulo característico delrelé (RCA)

(-70.0– -50.0) grados ± 2.0 grados

Ángulo directo máximo (40.0–70.0) grados ± 2.0 grados

Ángulo directo mínimo (75.0–90.0) grados ± 2.0 grados

Bloqueo del segundoarmónico

(5–100)% de componentefundamental

± 2.0% de Ir

Retardo independiente (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tiempo defuncionamiento mínimo

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms



Tiempo defuncionamiento, funciónde inicio


Tiempo de reposición,función de inicio



-

Tiempo de margen deimpulso

15 ms normalmente -


60 ABB

Tabla 34. Protección de sobreintensidad residual instantánea EFPIOC



(1-2500)% de lbase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir




Tiempo de reposición 25 ms normalmente de 2 a 0 x Iset -


-



-

Tiempo de reposición 35 ms normalmente de 10 a 0 x Iset -


-

Sobrealcance dinámico < 5% a t = 100 ms -


ABB 61

Tabla 35. Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas EF4PTOC





Corriente defuncionamiento paracomparación direccional

(1–100)% de lbase ± 1.0% de Ir




Funcionamiento derestricción del segundoarmónico

(5–100)% de componentefundamental

± 2.0% de Ir

Ángulo característico delrelé

(-180 a 180) grados ± 2.0 grados

Tensión de polarizaciónmínima

(1–100)% de Ubase ± 0.5% de Ur

Corriente de polarizaciónmínima

(1-30)% de IBase ±0.25% de Ir

RNS, XNS (0.50–3000.00) W/fase -






-


15 ms normalmente -


62 ABB

Tabla 36. Protección direccional sensible de sobreintensidad residual y de potenciaSDEPSDE


Nivel de funcionamientopara sobreintensidadresidual direccional de3I0 cosj

(0.25-200.00)% de lbase

Con ajuste bajo:(2.5-10) mA(10-50) mA

± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir ±1.0 mA±0.5 mA

Nivel de funcionamientopara potencia residualdireccional de 3I03U0cosj

(0.25-200.00)% de Sbase

Con ajuste bajo:(0.25-5.00)% de Sbase

± 1.0% de Sr a S £ Sr

± 1.0% de S a S > Sr

± 10% del valor definido

Nivel de funcionamientopara sobreintensidadresidual de 3I0 y j

(0.25-200.00)% de Ibase


± 1.0% de Ir a £ Ir± 1.0% de I a I > Ir ±1.0 mA±0.5 mA

Nivel de funcionamientopara sobreintensidad nodireccional

(1.00-400.00)% de Ibase

Con ajuste bajo:(10-50) mA

± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir ± 1.0 mA

Nivel de funcionamientopara sobretensiónresidual no direccional

(1.00-200.00)% de Ubase ± 0.5% de Ur a U£Ur

± 0.5% de U a U > Ur

Corriente de liberaciónresidual para todos losmodos direccionales

(0.25-200.00)% de Ibase


± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir ±1.0 mA± 0.5 mA

Tensión de liberaciónresidual para todos losmodos direccionales

(0.01-200.00)% de UBase ± 0.5% de Ur a U£Ur

± 0.5% de U a > Ur





Ángulo característico delrelé RCA

(-179 a 180) grados ± 2.0 grados


ABB 63

Tabla 36. Protección direccional sensible de sobreintensidad residual y de potenciaSDEPSDE, continuó


Ángulo de apertura delrelé ROA

(0-90) grados ± 2.0 grados

Tiempo defuncionamiento,sobreintensidad residualno direccional

60 ms normalmente de 0 a 2 ·Iset -

Tiempo de reposición,sobreintensidad residualno direccional

60 ms normalmente a 2 de 0 ·Iset -





Tabla 37. Protección de sobrecarga térmica, una constante de tiempo LPTTR


Corriente de referencia (0-400)% de Ibase ± 1.0% de Ir

Referencia detemperatura de inicio

(0-400)°C ± 1.0°C

Tiempo defuncionamiento:

2 2

2 2ln p

b

I It

I It

æ ö-ç ÷= ×ç ÷-è ø

EQUATION1356 V1 ES (Ecuación 1)

I = Imedido

Ip = corriente de carga

antes de la sobrecargaConstante de tiempo t =(0–1000) minutos

IEC 60255-8, clase 5 + 200 ms

Temperatura de alarma (0-200)°C ± 2.0% de desconexión decontenido de calor

Temperatura dedesconexión

(0-400)°C ± 2.0% de desconexión decontenido de calor

Temperatura de nivel dereposición

(0-400)°C ± 2.0% de desconexión decontenido de calor


64 ABB

Tabla 38. Protección de fallo de interruptor CCRBRF


Corriente de fase defuncionamiento


Índice de reposición,corriente de fase

> 95% -

Corriente residual defuncionamiento


Índice de reposición,corriente residual

> 95% -

Nivel de corriente de fasepara bloqueo de la funciónde contacto




Tiempo de funcionamientopara la detección de corriente

10 ms normalmente -

Tiempo de reposición para ladetección de corriente

15 ms máximo -

Tabla 39. Protección tacón STBPTOC


Corriente de funcionamiento (1-2500)% de Ibase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir


Tiempo definitivo (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tiempo de funcionamiento,función de inicio


Tiempo de reposición,función deinicio


-


-


15 ms normalmente -


ABB 65

Tabla 40. Protección de discordancia de polo CCRPLD



(0–100)% de Ibase ± 1.0% de Ir

Retardo (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tabla 41. Protección de mínima potencia GUPPDUP


Nivel de potencia (0.0–500.0)% de Sbase


(2.0-10)% de Sbase

± 1.0% de Sr a S < Sr

± 1.0% de S a S > Sr

< ±50% del valor definido< ± 20% del valor definido

Ángulo característico (-180.0–180.0) grados 2 grados


Tabla 42. Protección de máxima potencia direccional GOPPDOP


Nivel de potencia (0.0–500.0)% de Sbase


(2.0-10)% de Sbase

± 1.0% de Sr a S < Sr

± 1.0% de S a S > Sr

< ± 50% del valor definido< ± 20% del valor definido

Ángulo característico (-180.0–180.0) grados 2 grados


Tabla 43. Comprobación de conductor roto BRCPTOC


Corriente de fase mínimapara el funcionamiento

(5–100)% de Ibase ± 0.1% de Ir

Funcionamiento decorriente no equilibrada

(0–100)% de corrientemáxima

± 0.1% de Ir



66 ABB


Tabla 44. Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV


Tensión de funcionamiento,etapa baja y alta

(1–100)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Histéresis absoluta (0–100)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Nivel de bloqueo interno,etapa baja y alta

(1–100)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Características de tiempoinverso para etapa baja yalta, véase tabla 99

- Véase tabla 99

Retardos definitivos (0.000-60.000) s ± 0.5% ±10 ms

Tiempo de funcionamientomínimo, característicasinversas

(0.000–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms


25 ms normalmente de 2 a 0 xUset

-


25 ms normalmente de 0 a 2 xUdefinido

-

Tiempo de impulso crítico 10 ms normalmente de 2 a 0 xUdefinido

-


15 ms normalmente -


ABB 67

Tabla 45. Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV



(1-200)% de Ubase ± 1.0% de Ur at U < Ur

± 1.0% de U at U > Ur

Histéresis absoluta (0–100)% de Ubase ± 1.0% de Ur a U < Ur

± 1.0% de U a U > Ur


- Véase tabla 100

Retardos definitivos (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tiempo de funcionamientomínimo, característicasinversas

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms



-



-


-


15 ms normalmente -


68 ABB

Tabla 46. Protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV



(1-200)% de Ubase ± 1.0% de Ur at U < Ur

± 1.0% de U a U > Ur

Histéresis absoluta (0–100)% de Ubase ± 1.0% de Ur a U < Ur

± 1.0% de U a U > Ur


- Véase tabla 101

Configuración de tiempodefinitivo

(0.000–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tiempo de funcionamientomínimo

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms


25 ms normalmente de 0 a 2 xUset

-



-


-


15 ms normalmente -


ABB 69

Tabla 47. Protección de sobreexcitación OEXPVPH


Valor de funcionamiento,inicio

(100–180)% de (Ubase/fnominal) ± 1.0% de U

Valor de funcionamiento,alarma

(50–120)% de nivel de inicio ± 1.0% de Ur a U ≤ Ur

± 1.0% de U a U > Ur

Valor de funcionamiento,nivel alto

(100–200)% de (Ubase/fnominal) ± 1.0% de U

Tipo de curva IEEE o definida por el cliente

2

(0.18 ):

( 1)k

IEEE tM

×=

-EQUATION1319 V1 ES (Ecuación 2)

donde M = relativo (V/Hz) = (E/f)/(Ur/fr)

Clase 5 + 40 ms

Retardo mínimo parafunción inversa

(0.000–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Retardo máximo parafunción inversa

(0.00–9000.00) s ± 0.5% ± 10 ms

Retardo de la alarma (0.000–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tabla 48. Protección diferencial de tensión (PTOV)


Diferencia de tensiónpara alarma y desconexión

(0.0–100.0) % de Ubase ± 0.5 % de Ur

Nivel de subtensión (0.0–100.0) % de Ubase ± 0.5% de Ur

Temporizadores (0.000–60.000)s ± 0.5% ± 10 ms

Tabla 49. Comprobación de pérdida de tensión LOVPTUV


Tensión defuncionamiento

(0–100)% de Ubase ± 0.5% de Ur

Temporizador de pulsos (0.050–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Temporizador (0.000–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms


70 ABB


Tabla 50. Protección de subfrecuencia SAPTUF


Valor de funcionamiento, función deinicio

(35.00-75.00) Hz ± 2.0 mHz

Tiempo de funcionamiento, función deinicio

100 ms normalmente -

Tiempo de reposición, función de inicio 100 ms normalmente -

Tiempo de funcionamiento, función detiempo definitivo

(0.000-60.000)s ± 0.5% + 10 ms

Tiempo de reposición, función detiempo definitivo

(0.000-60.000)s ± 0.5% + 10 ms

Retardo dependiente de tensión

( )ExponentU UMin

t tMax tMin tMinUNom UMin

-= × - +

-é ùê úë û

EQUATION1182 V1 ES (Ecuación 3)

U=Umedido

Ajustes:UNom=(50-150)% deUbase

UMín=(50-150)% de Ubase

Exponente=0.0-5.0tMáx=(0.000-60.000)stMín=(0.000-60.000)s

Clase 5 + 200 ms

Tabla 51. Protección de sobrefrecuencia SAPTOF


Valor de funcionamiento, funciónde inicio

(35.00-75.00) Hz ± 2.0 mHz

Tiempo de funcionamiento, funciónde inicio


Tiempo de reposición, función deinicio


Tiempo de funcionamiento, funciónde tiempo definitivo

(0.000-60.000)s ± 0.5% + 10 ms

Tiempo de reposición, función detiempo definitivo

(0.000-60.000)s ± 0.5% + 10 ms


ABB 71

Tabla 52. Protección de tasa de cambio de la frecuencia SAPFRC


Valor de funcionamiento, funciónde inicio

(-10.00-10.00) Hz/s ± 10.0 mHz/s

Valor de funcionamiento, nivel debloqueo interno

(0-100)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Tiempo de funcionamiento, funciónde inicio



72 ABB


Tabla 53. Protección general de corriente y tensión (GAPC)


Medida de entrada decorriente

fase1, fase2, fase3, SecPos,SecNeg, 3*SecCero, MáxFase,MínFase, DesequilibrioFases,fase1-fase2, fase2-fase3, fase3-fase1, MáxFase-Fase, MínFase-Fase, DesequilibrioFases-Fase

-

Corriente de base (1 - 99999) A -

Medida de entrada de tensión fase1, fase2, fase3, SecPos, -SecNeg, -3*SecCero, MáxFase,MínFase, DesequilibrioFases,fase1-fase2, fase2-fase3, fase3-fase1, MáxFase-Fase, MínFase-Fase, DesequilibrioFases-Fase

-

Tensión de base (0.05 - 2000.00) kV -

Sobreintensidad de inicio,etapas 1 y 2

(2 - 5000)% de Ibase ± 1.0% de Ir para I<Ir± 1.0% de I para I>Ir

Subintensidad de inicio,etapas 1 y 2

(2 - 150)% de Ibase ± 1.0% de Ir para I<Ir± 1.0% de I para I>Ir

Retardo definitivo (0.00 - 6000.00) s ± 0.5% ± 10 ms

Tiempo de funcionamiento,sobreintensidad de inicio


-

Tiempo de reposición,sobreintensidad de inicio


-

Tiempo de funcionamiento,subintensidad de inicio


-

Tiempo de reposición,subintensidad de inicio


-

Véase tabla 97 y tabla 98 Intervalos para característicadefinida por el cliente nº 17:k: 0.05 - 999.00A: 0.0000 - 999.0000B: 0.0000 - 99.0000C: 0.0000 - 1.0000P: 0.0001 - 10.0000PR: 0.005 - 3.000TR: 0.005 - 600.000CR: 0.1 - 10.0

Véase tabla 97 y tabla 98


ABB 73

Tabla 53. Protección general de corriente y tensión (GAPC), continuó


Nivel de tensión para el quela memoria de tensión tomael control

(0.0 - 5.0)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Sobretensión de inicio,etapas 1 y 2

(2.0 - 200.0)% de Ubase ± 1.0% de Ur para U<Ur

± 1.0% de U para U>Ur

Subtensión de inicio, etapas1 y 2



Tiempo de funcionamiento,sobretensión de inicio


-

Tiempo de reposición,sobretensión de inicio


-

Tiempo de funcionamiento,subtensión de inicio


-

Tiempo de reposición,subtensión de inicio


-

Límite de tensión superior einferior, funcionamientodependiente de la tensión



Función direccional Ajustable: NonDir, hacia delantey hacia atrás

-

Ángulo característico del relé (-180 a +180) grados ± 2.0 grados

Ángulo de funcionamientodel relé

(1 a 90) grados ± 2.0 grados

Índice de reposición,sobreintensidad

> 95% -

Índice de reposición,subintensidad

< 105% -

Índice de reposición,sobretensión

> 95% -

Índice de reposición,subtensión

< 105% -

Sobreintensidad:


-


74 ABB

Tabla 53. Protección general de corriente y tensión (GAPC), continuó



15 ms normalmente -

Subintensidad:


-


15 ms normalmente -

Sobretensión:


-


15 ms normalmente -

Subtensión:


-


15 ms normalmente -

La supervisión del sistema secundario

Tabla 54. Supervisión del circuito de corriente CCSRDIF



(5-200)% de Ir ± 10.0% de Ir a I £ Ir± 10.0% de I a I > Ir

Corriente de bloqueo (5-500)% de Ir ± 5.0% de Ir a I £ Ir± 5.0% de I a I > Ir


ABB 75

Tabla 55. Supervisión de fallo de fusible SDDRFUF


Tensión de funcionamiento,secuencia cero

(1-100)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Corriente de funcionamiento,secuencia cero

(1–100)% de Ibase ± 1.0% de Ir

Tensión de funcionamiento,secuencia negativa

(1–100)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Corriente de funcionamiento,secuencia negativa

(1–100)% de Ibase ± 1.0% de Ir

Nivel de variación de tensión defuncionamiento

(1–100)% de Ubase ± 5.0% de Ur

Nivel de variación de corriente defuncionamiento

(1–100)% de Ibase ± 5.0% de Ir


76 ABB

Control

Tabla 56. Sincronización, comprobación de sincronismo y comprobación deenergización SESRSYN


Desplazamiento de fase, jlínea - jbus (-180 a 180) grados -

Índice de tensión, Ubus/Ulínea (0.20-5.00)% de Ubase -

Límite superior de tensión paracomprobación de sincronismo

(50.0-120.0)% de Ubase ± 1.0% de Ur a U ≤ Ur

± 1.0% de U a U >Ur

Índice de reposición, comprobaciónde sincronismo

> 95% -

Límite de diferencia de frecuenciaentre barras y línea

(0.003-1.000) Hz ± 2.0 mHz

Límite de diferencia de ángulo defase entre barras y línea

(5.0-90.0) grados ± 2.0 grados

Límite de diferencia de tensiónentre barras y línea

(2.0-50.0)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Salida de retardo paracomprobación de sincronismo

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Límite superior de tensión paracomprobación de energización

(50.0-120.0)% de Ubase ± 1.0% de Ur a U ≤ Ur

± 1.0% de U a U >Ur

Índice de reposición, límitesuperior de tensión

> 95% -

Límite inferior de tensión paracomprobación de energización

(10.0-80.0)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Índice de reposición, límite inferiorde tensión

< 105% -

Tensión máxima para energización (80.0-140.0)% de Ubase ± 1.0% de Ur a U ≤ Ur

± 1.0% de U a U >Ur

Retardo para comprobación deenergización

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tiempo de funcionamiento parafunción de comprobación desincronismo


Tiempo de funcionamiento parafunción de energización

80 ms normalmente -


ABB 77

Tabla 57. Reenganchador automático SMBRREC


Número de intentos de reenganche automático 1 - 5 -

Número de programas de reenganche automático 8 -

Tiempo de apertura de reenganche automático:disparo 1 - t1 1 fasedisparo 1 - t1 2 fasesdisparo 1 - t1 3 fases HSdisparo 1 - t1 3 fases Dld

(0.000-60.000) s

± 0.5% ± 10 ms

disparo 2 - t2disparo 3 - t3disparo 4 - t4disparo 5 - t5

(0.00-6000.00) s

Tiempo ampliado de apertura delreenganchador automático

(0.000-60.000) s

Tiempo máximo de espera para sincronismo delreenganchador automático

(0.00-6000.00) s

Duración máxima de impulso de disparo (0.000-60.000) s

Tiempo de reposición de inhibición (0.000-60.000) s

Tiempo de bloqueo (0.00-6000.00) s

Tiempo mínimo que CB debe permanecercerrado antes de que AR esté preparado para elciclo de reenganche automático

(0.00-6000.00) s

Longitud de impulso de cierre del interruptorautomático

(0.000-60.000) s

Tiempo de comprobación de CB antes de fallo (0.00-6000.00) s

Espera de liberación maestro (0.00-6000.00) s

Tiempo de espera después del comando decierre antes de proceder al disparo siguiente

(0.000-60.000) s


78 ABB

Plan de comunicación

Tabla 58. Lógica de esquemas de comunicación para la protección de distancia (PSCH, 85)


Tipo de esquema InterdisparoUR permisivoOR permisivoBloqueo

-

Tiempo de coordinaciónpara esquema decomunicación de bloqueo

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Duración mínima de unaseñal de envío portadora

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Temporizador de seguridadpara la pérdida de ladetección de protección deportadora

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Modo de funcionamiento dela lógica de desbloqueo

DesactivadoSin reposiciónReposición

-

Tabla 59. Lógica de esquemas de comunicación segregada por fase para la protección dedistancia (PSCH, 85)


Tipo de esquema InterdisparoUR permisivoOR permisivoBloqueo

-

Tiempo de coordinaciónpara esquema decomunicación de bloqueo

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Duración mínima de unaseñal de envío portadora

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Temporizador de seguridadpara la pérdida de ladetección de protección deportadora

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Modo de funcionamiento dela lógica de desbloqueo

DesactivadoSin reposiciónReposición

-


ABB 79

Tabla 60. Inversión de corriente y lógica de extremo con alimentación débil para laprotección de distancia ZCRWPSCH


Nivel de detección detensión de fase a neutra

(10-90)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Nivel de detección detensión de fase a fase

(10-90)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Índice de reposición <105% -

Tiempo defuncionamiento parainversión de corriente

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tiempo de retardo parainversión de corriente

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tiempo de coordinaciónpara lógica de extremocon alimentación débil

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tabla 61. Lógica de esquema de comunicación para la protección de sobreintensidadresidual ECPSCH


Tiempo de coordinaciónde esquema decomunicación

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tipo de esquema UR permisivoOR permisivoBloqueo

-


80 ABB

Tabla 62. Inversión de corriente y lógica de extremo con alimentación débil paraprotección de sobreintensidad residual ECRWPSCH


Tensión defuncionamiento 3Uo para

desconexión WEI

(5-70)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Índice de reposición >95% -


(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms


(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms


(0.000–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tabla 63. Inversión de corriente y lógica de extremo con alimentación débil para lacomunicación segregada por fase (PSCH, 85)


Nivel de detección detensión de fase a neutra

(10-90)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Nivel de detección detensión de fase a fase

(10-90)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Índice de reposición <105% -


(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms


(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms


(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms


ABB 81

Lógica

Tabla 64. Lógica de disparo SMPPTRC


Acción de disparo 3 fases, 1/3 fases, 1/2/3fases

-

Longitud de pulso dedisparo mínima

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms


Tabla 65. Bloques lógicos configurables

Bloque delógica

Cantidad con velocidad deactualización

Margen o valor Precisión

rápida media normal

LogicAND 60 60 160 - -

LogicOR 60 60 160 - -

LogicXOR 10 10 20 - -

LogicInverter 30 30 80 - -

LogicSRMemory 10 10 20 - -

LogicGate 10 10 20 - -

LogicTimer 10 10 20 (0.000–90000.000)s

± 0.5% ± 10 ms

LogicPulseTimer 10 10 20 (0.000–90000.000)s

± 0.5% ± 10 ms

LogicTimerSet 10 10 20 (0.000–90000.000)s

± 0.5% ± 10 ms

LogicLoopDelay 10 10 20 (0.000–90000.000)s

± 0.5% ± 10 ms


82 ABB

Supervisión

Tabla 66. Medidas CVMMXN


Frecuencia (0.95-1.05) × fr ± 2.0 mHz

Tensión (0.1-1.5) ×Ur ± 0.5% de Ur a U£Ur

± 0.5% de U a U > Ur

Corriente conectada (0.2-4.0) × Ir ± 0.5% de Ir a I £ Ir± 0.5% de I a I > Ir

Potencia activa, P 0.1 x Ur< U < 1.5 x Ur

0.2 x Ir < I < 4.0 x Ir

± 1.0% de Sr a S ≤ Sr

± 1.0% de S a S > Sr

Potencia reactiva, Q 0.1 x Ur< U < 1.5 x Ur

0.2 x Ir < I < 4.0 x Ir

± 1.0% de Sr a S ≤ Sr

± 1.0% de S a S > Sr

Potencia aparente, S 0.1 x Ur < U < 1.5 x Ur

0.2 x Ir< I < 4.0 x Ir

± 1.0% de Sr a S ≤ Sr

± 1.0% de S a S > Sr

Factor de potencia, cos (φ) 0.1 x Ur < U < 1.5 x Ur

0.2 x Ir< I < 4.0 x Ir

± 0.02

Tabla 67. Supervisión de señales de entrada mA (MVGGIO)


Función de mediciónmA

± 5, ± 10, ± 20 mA0-5, 0-10, 0-20, 4-20 mA

± 0.1 % del valor definido ± 0.005 mA

Corriente máxima deltransductor a la entrada

(-20.00 a +20.00) mA

Corriente mínima deltransductor a la entrada

(-20.00 a +20.00) mA

Nivel de alarma paraentrada

(-20.00 a +20.00) mA

Nivel de advertenciapara entrada

(-20.00 a +20.00) mA

Histéresis de alarmapara entrada

(0.0-20.0) mA

Tabla 68. Contador de eventos CNTGGIO


Valor del contador 0-10000 -

Máx. velocidad de recuento 10 pulsos/s -


ABB 83

Tabla 69. Informe de perturbaciones DRPRDRE


Periodo previo a la falla (0.05–0.30) s -

Periodo posterior a la falla (0.1–5.0) s -

Tiempo límite (0.5–6.0) s -

Número máximo de registros 100 -

Resolución de cronología absoluta 1 ms Véase tabla 93

Número máximo de entradas analógicas 30 + 10 (externas +derivadas internamente)

-

Número máximo de entradas binarias 96 -

Número máximo de fasores en elregistrador de valor de desconexión porregistro

30 -

Número máximo de indicaciones en uninforme de perturbaciones

96 -

Número máximo de eventos en el registrode eventos por cada registro

150 -

Número máximo de eventos en la lista deeventos

1000, primero en entrar,primero en salir

-

Tiempo total máximo de registro (tiempode registro 3.4 s y número máximo decanales, valor típico)

340 segundos (100registros) a 50 Hz, 280segundos (80 registros) a60 Hz

-

Frecuencia de muestreo 1 kHz a 50 Hz1.2 kHz a 60 Hz

-

Ancho de banda de registro (5-300) Hz -

Tabla 70. Localizador de fallas LMBRFLO

Función Valor o margen Precisión

Alcance reactivo yresistivo

(0.001-1500.000) Ω/fase ± 2.0% de precisión estática± 2.0% de precisión angular estáticaen gradosCondiciones:Margen de tensión: (0.1-1.1) x Ur

Margen de corriente: (0.5-30) x Ir

Selección de fase Según señales de entrada -

Número máximo dedetecciones de fallas

100 -


84 ABB

Tabla 71. Lista de eventos

Función Valor

Capacidad dememoria intermedia

Número máximo de eventos en lalista

1000

Resolución 1 ms

Precisión Depende de la sincronizaciónde tiempo

Tabla 72. Indicaciones

Función Valor


Número máximo de indicacionespresentadas por perturbación

96

Número máximo de perturbacionesregistradas

100

Tabla 73. Registrador de eventos

Función Valor


Número máximo de eventos en el informe deperturbaciones

150

Número máximo de informes de perturbaciones 100

Resolución 1 ms

Precisión Depende de lasincronizaciónde tiempo

Tabla 74. Registrador de valor de disparo

Función Valor


Número máximo de entradas analógicas 30

Número máximo de informes de perturbaciones 100


ABB 85

Tabla 75. Registrador de perturbaciones

Función Valor

Capacidad dememoriaintermedia

Número máximo de entradas analógicas 40

Número máximo de entradas binarias 96

Número máximo de informes deperturbaciones

100

Tiempo total máximo de registro (tiempo de registro 3.4 sy número máximo de canales, valor típico)

340 segundos (100 registros) a50 Hz280 segundos (80 registros) a60 Hz

Medición

Tabla 76. Lógica de contador de pulsos PCGGIO

Función Margen de ajuste Precisión

Frecuencia de entrada Véase Módulo de entrada binaria(BIM)

-

Tiempo de ciclo parainforme de valor delcontador

(0–3600) s -

Tabla 77. Medición de energía ETPMMTR


Medición de energía Exportación/ImportaciónkWh, Exportación/Importación kvarh

Entrada de MMXU. Ningún errorextra en carga fija

Comunicación de la estación

Tabla 78. Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1

Función Valor

Protocolo IEC 61850-8-1

Velocidad de comunicación para los IED 100BASE-FX

Tabla 79. Protocolo de comunicación LON

Función Valor

Protocolo LON

Velocidad de comunicación 1.25 Mbit/s


86 ABB

Tabla 80. Protocolo de comunicación SPA

Función Valor

Protocolo SPA

Velocidad de comunicación 300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200 ó 38400 Bd

Número de esclavo 1 a 899

Tabla 81. Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103

Función Valor

Protocolo IEC 60870-5-103

Velocidad de comunicación 9600, 19200 Bd

Tabla 82. Puerto SLM – LON

Cantidad Margen o valor

Conector óptico Fibra de vidrio: tipo STFibra de plástico: tipo HFBR de presión

Fibra, balance óptico Fibra de vidrio: 11 dB (1000 m normalmente*)Fibra de plástico: 7 dB (10 m normalmente*)

Diámetro de fibra Fibra de vidrio: 62.5/125 mmFibra de plástico: 1 mm

*) según el cálculo del balance óptico

Tabla 83. Puerto SLM – SPA/IEC 60870-5-103


Conector óptico Fibra de vidrio: tipo STFibra de plástico: tipo HFBR de presión

Fibra, balance óptico Fibra de vidrio: 11 dB (3000ft/1000 m normalmente*)Fibra de plástico: 7 dB (80ft/25 m normalmente*)

Diámetro de fibra Fibra de vidrio: 62.5/125 mmFibra de plástico: 1 mm

*) según el cálculo del balance óptico


ABB 87

Tabla 84. Galvánica de datos X.21 módulo de la línea de comunicación (X.21-LDCM)

Cantidad: Rango o valor

Conector, X.21 Micro D-Sub, 15-polo masculino, 1,27 mm (0,050 ") Pitch

Conector, la selección deterreno

2 Terminal de tornillo de polo

Estándar CCITT X21

La velocidad de comunicación 64 kbit/s

Aislamiento 1 kV

Longitud máxima del cable 100 m

Tabla 85. Módulo de comunicación RS485 galvánico


Velocidad de comunicación 2400–19200 baudios

Conectores externos Conector RS-485 de 6 polosConector a tierra de 2 polos

Comunicación de remoto


88 ABB

Tabla 86. Módulos de comunicación de datos de línea (LDCM)

Características Margen o valor

Tipo de LDCM Margen corto(SR)

Margen medio(MR)

Margen largo (LR)

Tipo de fibra Multimodo deíndice gradual62.5/125 mmo 50/125 mm

Monomodo8/125 mm

Monomodo 8/125 mm

Longitud de onda 820 nm 1310 nm 1550 nm

Balance ópticoMultimodo de índice gradual62.5/125 mm, Multimodo de índice gradual50/125 mm

11 dB(distanciatípica de 3 km*)7 dB(distanciatípica de 2 km*)

20 dB (distanciatípica 80 km *)

26 dB (distancia típica120 km *)

Conector óptico Tipo ST Tipo FC/PC Tipo FC/PC

Protocolo C37.94 C37.94implementación**)

C37.94 implementación **)

Transmisión de datos Sincrónica Sincrónica Sincrónica

Velocidad de transmisión /Tasa de datos

2 Mb/s / 64kbit/s

2 Mb/s / 64 kbit/s

2 Mb/s / 64 kbit/s

Fuente de reloj Interno oderivado de laseñal recibida

Interno oderivado de laseñal recibida

Interno o derivado de laseñal recibida

*) según el cálculo del balance óptico**) C37.94 definido originalmente sólo para multimodo; usando el mismo encabezamiento,configuración y formato de datos que C37.94

Hardware


ABB 89

IED

Tabla 87. Caja

Material Lámina de acero

Placa frontal Perfil de lámina de acero con corte para HMI

Tratamiento de lasuperficie

Acero prechapado con aluzinc

Acabado Gris claro (RAL 7035)

Tabla 88. Nivel de protección frente a agua y polvo según IEC 60529

Frontal IP40 (IP54 con cinta de estanquidad)

Parte posterior,lados, parte dearriba y de abajo

IP20

Tabla 89. Peso

Tamaño de la caja Peso

6U, 1/2 x 19” £ 10 kg

6U, 3/4 x 19” £ 15 kg

6U, 1/1 x 19” £ 18 kg

Sistema de conexión

Tabla 90. Conectores de circuito de TI y TT circuit connectors

Tipo de conector Tensión y corrienteasignadas

Sección de conductormáxima

Bloques de terminales de tipoacoplamiento directo

250 V CA, 20 A 4 mm2

Bloques de terminales adecuadospara terminales en anillo

250 V CA, 20 A 4 mm2

Tabla 91. Sistema de conexión de E/S binaria

Tipo de conector Tensión asignada Sección de conductormáxima

Tipo de compresión de tornillo 250 V CA 2.5 mm2

2 × 1 mm2

Bloques de terminales adecuadospara terminales en anillo

300 V CA 3 mm2


90 ABB

Las funciones básicas del IED

Tabla 92. Autosupervisión con lista de eventos internos

Datos Valor

Modo de registro Continuo, con control de eventos

Tamaño de lista 1000 eventos, primero en entrar, primero en salir

Tabla 93. Sincronización horaria, cronología absoluta

Función Valor

Resolución de cronología absoluta, eventos y muestras de valoresde medición

1 ms

Error de cronología absoluta con sincronización un pulso/min(sincronización de pulsos por minuto), Eventos y muestras devalores de medición

± 1.0 ms normalmente

Error de cronología absoluta con sincronización SNTP, muestras devalores de medición

± 1.0 ms normalmente

Tabla 94. Módulo de sincronización horaria GPS (GSM)


Receptor – ±1µs UTC relativo

Tiempo para referencia de tiempo fiablecon antena en nueva posición o traspérdida de potencia de más de 1 mes

<30 minutos –

Tiempo para referencia de tiempo fiabletras pérdida de potencia de más de 48 horas

<15 minutos –

Tiempo para referencia de tiempo fiabletras pérdida de potencia de menos de 48horas

<5 minutos –

Tabla 95. GPS: antena y cable

Función Valor

Máx. atenuación cable de antena 26 db @ 1.6 GHz

Impedancia cable de antena 50 ohmios

Protección contra rayos Debe proporcionarse externamente

Conector cable de antena SMA en extremo receptorTNC en extremo antena


ABB 91

Tabla 96. IRIG-B

Cantidad Valor asignado

Número de canales IRIG-B 1

Número de canales PPS 1

Conector eléctrico IRIG-B BNC

Conector óptico PPS Tipo ST

Tipo de fibra Fibra multimodo de 62.5/125 μm

Característica inversa

Tabla 97. Características de tiempo inverso ANSI


Característica defuncionamiento:

( )1= + ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At B k

I

EQUATION1249-SMALL V1 ES (Ecuación 4)

Característica de reposición:

( )2 1= ×

-

trt kI


I = Imedido/Idefinido

k = 0.05-999 en etapas de 0.01 amenos que se indique de maneradiferente

-

ANSI Extremadamente inversanº 1

A=28.2, B=0.1217, P=2.0, tr=29.1 ANSI/IEEE C37.112,clase 5 + 30 ms

ANSI Muy inversa nº 2 A=19.61, B=0.491, P=2.0, tr=21.6

ANSI Inversa normal nº 3 A=0.0086, B=0.0185, P=0.02, tr=0.46

ANSI Moderadamente inversa nº4

A=0.0515, B=0.1140, P=0.02, tr=4.85

ANSI Extremadamente inversade tiempo largo nº 6

A=64.07, B=0.250, P=2.0, tr=30

ANSI Muy inversa de tiempolargo nº 7

A=28.55, B=0.712, P=2.0, tr=13.46

ANSI Inversa de tiempo largo nº8

k=(0.01-1.20) en etapas de 0.01A=0.086, B=0.185, P=0.02, tr=4.6


92 ABB

Tabla 98. Características de tiempo inverso IEC


Característica defuncionamiento:

( )1= ×

-


P

At k

I



k = (0.05-1.10) en etapas de 0.01 -

Retardo para reposición, tiempoinverso IEC

(0.000-60.000) s ± 0.5% de tiempodefinido de ± 10 ms

IEC Inversa normal nº 9 A=0.14, P=0.02 IEC 60255-3, clase5 + 40 ms

IEC Muy inversa nº 10 A=13.5, P=1.0

IEC Inversa nº 11 A=0.14, P=0.02

IEC Extremadamente inversa nº12

A=80.0, P=2.0

IEC Inversa de tiempo corto nº13

A=0.05, P=0.04

IEC Inversa de tiempo largo nº 14 A=120, P=1.0


ABB 93

Tabla 98. Características de tiempo inverso IEC, continuó


Característica definida por elusuario nº 17Característica defuncionamiento:

( )= + ×

-


P

At B k

I C


Característica de reposición:

( )= ×

-PR

TRt k

I CR



k=0.5-999 en etapas de 0.1A=(0.005-200.000) en etapas de0.001B=(0.00-20.00) en etapas de 0.01C=(0.1-10.0) en etapas de 0.1P=(0.005-3.000) en etapas de 0.001TR=(0.005-100.000) en etapas de0.001CR=(0.1-10.0) en etapas de 0.1PR=(0.005-3.000) en etapas de 0.001

IEC 60255, clase 5+ 40 ms

Característica inversa RI nº 18

1

0.2360.339

= ×

-

t k

I



k=(0.05-999) en etapas de 0.01 IEC 60255-3, clase5 + 40 ms

Característica inversalogarítmica nº 19

5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø

tI

Ink



k=(0.05-1.10) en etapas de 0.01 IEC 60255-3, clase5 + 40 ms


94 ABB

Tabla 99. Características de tiempo inverso para protección de subtensión de dos etapas(PUVM, 27)


Curva de tipo A:

=< -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = Udefinido

U = UVmedido

k = (0.05-1.10) en etapas de0.01

Clase 5 +40 ms

Curva de tipo B:

2.0

4800.055

32 0.5

×= +

< -× -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = Udefinido

U = Umedido

k = (0.05-1.10) en etapas de0.01

Curva programable:

×= +

< -× -

<

é ùê úê úê úæ öê úç ÷ë è ø û

P

k At D

U UB C

U


U< = Udefinido

U = Umedido

k = (0.05-1.10) en etapas de0.01A = (0.005-200.000) enetapas de 0.001B = (0.50-100.00) en etapasde 0.01C = (0.0-1.0) en etapas de 0.1D = (0.000-60.000) en etapasde 0.001P = (0.000-3.000) en etapasde 0.001


ABB 95

Tabla 100. Características de tiempo inverso para protección de sobretensión de dosetapas (POVM, 59)


Curva de tipo A:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = Udefinido

U = Umedido

k = (0.05-1.10) en etapas de0.01

Clase 5 +40 ms

Curva de tipo B:

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0.05-1.10) en etapas de0.01

Curva de tipo C:

3.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0.05-1.10) en etapas de0.01

Curva programable:

×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


k = (0.05-1.10) en etapas de0.01A = (0.005-200.000) enetapas de 0.001B = (0.50-100.00) en etapasde 0.01C = (0.0-1.0) en etapas de 0.1D = (0.000-60.000) en etapasde 0.001P = (0.000-3.000) en etapasde 0.001


96 ABB

Tabla 101. Características de tiempo inverso para protección de sobretensión residualde dos etapas (POVM, 59N)


Curva de tipo A:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = Udefinido

U = Umedido

k = (0.05-1.10) enetapas de 0.01

Clase 5 +40 ms

Curva de tipo B:

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0.05-1.10) enetapas de 0.01

Curva de tipo C:

3.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0.05-1.10) enetapas de 0.01

Curva programable:

×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


k = (0.05-1.10) enetapas de 0.01A = (0.005-200.000)en etapas de 0.001B = (0.50-100.00) enetapas de 0.01C = (0.0-1.0) enetapas de 0.1D = (0.000-60.000)en etapas de 0.001P = (0.000-3.000) enetapas de 0.001


ABB 97

8. Pedidos


98 ABB

Pedido Protección diferencial de línea RED670AyudasLeer atentamente y respetar el conjunto de las reglas para asegurar una gestión del mando sin problema. Le rogamos se refiera a la matrix de funciones para las funciones del programa incluidas indicadas en cada embalaje de opciones del programa. El tamaño de los carácteres de la sección de opciones del programa varía según las opciones incluidas. Entre los códigos de opciones en los espacios grises para rellenar el número del pedido. Para obtener un código de pedido completo, hay que juntar el código de la hoja 1 y de la hoja 2 como indicado en el ejemplo siguiente: 1 BIM y 1 BOM son básicos. Pedido entrada/salida como requerido.

Hoya 1 Hoya 2RED 670* - - - - - - -

PROGRAMA Notas y normasNúmero de la versión

Versión no 1.1Otras configuraciones

Disyuntor simple, disparo trifásico A31Disyuntor múltiple, disparo trifásico B31Disyuntor simple, disparo 1 fase A32Disyuntor múltiple, disparo 1 faseg B32

Configuración CAP Configuración estandar ABB X00Configuración definida utilisador Y00

Opciones del programa Todos los campos del formulario pueden ser rellenados enNinguna opción X00Protección elevada de diferenciales de imped-ancia

A02

Protección de diferencial de línea conjuntos 6 CT, finales de línea 3-5

A04 Notas: Sólo una protección de diferencial de línea debe ser seleccionadaNotas: A04/A05 unicamente en A31/A32Protección de diferencial de línea conjuntos 3 CT,

con transformadores en zona, finales de línea 2-3 A05

Protección de diferencial de línea conjuntos 6 CT, con transformadores en zona, finales de línea 3-5

A06

Protección de distancia de línea B01 Notas: Sólo una protección de distancia de línea, B01/B06/B07, puede ser seleccionadaLógica oscillaciones de potencia B03

Comunicación dividida en varias fases B05 Notas: Unicamente para A32/B32Protección distancia de línea, líneas de compensación de series cuadrilaterales, 3 zonas

B06

Protección distancia de línea mho, 3 zonas B07Detección deslice de polo B21Protección sobreintensidad residual C04Protección de energía y sobreintensidad residual direccional sensible

C16

Protección de energía direccional C17Protección de sobrexcitación D03Protecciones frecuencia - línea E02Protección de tensión y corriente general F01Reenganche automático, 1 disyuntores H04 Notas: H04 unicamente para A31/A32Reenganche automático, 2 disyuntores H05 Notas: H05 unicamente para B31/B32Control dispositivo 8 objetos H07 Notas: Sólo un control de dispositivo puede ser pedido

Notas: H07 unicamente para A31/A32, H08 unicamente para B31/B32

Control dispositivo 15 objetos H08

Primer idioma HMIIdioma HMI, Inglés IEC B1Idioma HMI, Inglés US B2

Idioma HMI adicionalNo hay segundo idioma HMI X0 Sobre pedidoAlemán A1Ruso A2Francés A3Español A4Italiano A5Polaco A6Húngaro A7Checo A8Sueco A9

CasingCaja 1/2 x 19” (1 ranura TRM) A Notas: Unicamente para A31/A32Caja 3/4 x 19” (2 ranuras TRM) CCaja 1/1 x 19” (2 ranuras TRM) E

Detalles de montaje con IP40 de protección en la parte de delanteKit de montaje armario 19” para caja 1/2 19” o 2xRHGS6 o RHGS12 A Notas: Unicamente para A31/A32Kit de montaje armario 19” para caja 3/4 19” o 3xRHGS6 BKit de montaje armario 19” para caja 1/1 19” CKit de montaje pared DKit de montaje empotrado E

Kit de montage empotrado + producto de montaje IP54 FTipo de conexión para tabla PSM y entrada/salida

Conexión de tipo de compresión estandar KAlimentación eléctrica auxiliar

24-60 VDC A90-250 VDC B

Interfaz máquina humanoTalla pequeña - texto unicamente, símbolo IEC ATalla mediana - visualización gráfica, símbolos IEC BTalla mediana - visualización gráfica, símbolos ANSI C

Hoya 1 (Entrar los códigos de opciones a partir de la hoja 1 en los espacios siguientes)

Hoya 2

RED 670*

- - - - - - - - - - * A - -

Sistema analógico (Primer módulo X401, segundo módulo X411)

Primer TRM, terminales de conexión de compresión estandard APrimer TRM, terminales abultamiento anillo BPrimer TRM 6I+6U, 1A, 100/220V 6Primer TRM 6I+6U, 5A, 100/220V 7Segundo TRM no incluido X0Segundo TRM, terminales de conexión de compresión estandard A Notas: El segundo TRM debe tener las mismas conexiones (tipo compresión estandar o abultamiento

anillo) que el primer TRMSegundo TRM, terminales abultamiento anillo BSegundo TRM, 9I+3U, 1A, 110/220V 3Segundo TRM, 9I+3U, 5A, 110/220V 4Segundo TRM 5I, 1A+4I, 5A+3U, 110/220V 5Segundo TRM, 6I+6U, 1A, 110/220V 6Segundo TRM, 6I+6U, 5A, 110/220V 7Segundo TRM, 6I, 1A, 110/220V 8Segundo TRM, 6I, 5A, 110/220V 9Segundo TRM, 7I+5U, 1A, 110/220V 12Segundo TRM, 7I+5U, 5A, 110/220V 13

Entrada y salida binaria, tabla de sincronización de tiempo y mA. Notas: 1 BIM y 1 BOM de base no incluidos.Posición ranura (vista atrás) Notas: Max 3 posiciones en armario 1/2, 5 en

armario 3/4 con 2 TRM y 11 en armario 1/1 con 2 TRM (=campos grises)

-

X31

X41

X51

X61

X71

X81

X91

X10

1

X111

X12

1

X13

1 - -

Ranuras disponible en caja 1/2 con 1 TRM Notas: Unicamente para A31/A32Ranuras disponible en caja 3/4 con 2 TRMRanuras disponible en caja 1/1 con 2 TRM

No hay tabla en esta ranura X X X X X X X X XMódulo de salida binaria 24 relés de salida (BOM)

Notas: Máximo 4 tablas (BOM+SOM+MIM) A A A A A A A A A A

BIM 16 entradas, RL24-30 VDC Notas: Seleccionar 1 BIM en posición X31 B B B B B B B B B BBIM 16 entradas, RL48-60 VDC C C C C C C C C C CBIM 16 entradas, RL110-125 VDC D D D D D D D D D DBIM 16 entradas, RL220-250 VDC E E E E E E E E E EBIMp 16 entradas, RL24-30 VDC para contador de pulsaciones

F F F F F F F F F

BIMp 16 entradas, RL48-60 VDC para contador de pulsaciones

G G G G G G G G G

BIMp 16 entradas, RL110-125 VDC para conta-dor de pulsaciones

H H H H H H H H H

BIMp 16 entradas, RL220-250 VDC para conta-dor de pulsaciones

K K K K K K K K K

IOM 8 entradas, 10+2 salida, RL24-30 VDC L L L L L L L L LIOM 8 entradas, 10+2 salida, RL48-60 VDC M M M M M M M M MIOM 8 entradas, 10+2 salida, RL110-125 VDC N N N N N N N N NIOM 8 entradas, 10+2 salida, RL220-250 VDC P P P P P P P P PIOM con MOV 8 entradas, 10+2 salida, 110-125 VDC U U U U U U U U UIOM con MOV 8 entradas, 10+2 salida, 220-250 VDC V V V V V V V V VIOM with MOV 8 inputs, 10+2 output, 110-125 VDC W W W W W W W W WIOM with MOV 8 inputs, 10+2 output, 220-250 VDC Y Y Y Y Y Y Y Y YmA módulo de entrada 6 cadenas (MIM) Notas: Max 4 (BOM+SOM+MIM) tabla en caja 1/

1. Max 1 MIM + 3 BOM en caja 3/4. No hay tabla MIM en caja 1/2

R R R R R R R R

GPS módulo de sincronización del tiempo (GSM) (en última ranura) S S SSOM Módulo de salida estática Notas: Max 4 (BOM+SOM+MIM) T T T T T T T T T

Comunicación final lejana, comm. De serie DNP y módulos de sincronización del tiempoPosición ranura (vista atrás)

X31

2

X31

3

X30

2

X30

3

X32

2

X32

3

Ranuras disponible en caja 1/2 con 1 TRM Notas: Unicamente para A31/A32. 1 LDCM en A31/A32, Max 1 LDCMRanuras disponibles en caja 3/4 & 1/1 con 2 ranuras TRM

Notas: 2 LDCM en B31 y B32, Max 4 LDCM

No incluye ninguna tabla de comunicación a distancia X X X X XCorto plazo óptico LDCM Notas: Max 4 LDCM A A A A A ARango mediano óptico, LDCM 1310 nm Notas: Número max de LR LDCM y/o MR

LDCM en caja 3/4 et 1/1, el embalaje es 2 y en 1/2 caja 1

B B B B B BRango mediano óptico, LDCM, 1550 nm C C C C C C

Módulo de comunicación de datos de línea X21 galvánico

Notas: Max 4 LDCM E E E E E E

IRIG-B Módulo de sincronización del tiempo FUnidad de comunicación de serie para comunicación de estaciónPosición ranura (vista atrás)

X30

1

X31

1

No incluye la primera tabla de comunicación XNo incluye la segunda tabla de comunicación XSerie SPA/IEC 60870-5-103 y LON módulo de comunicación (plástico)

A

Serie SPA/IEC 60870-5-103 (plástico) y LON (vidrio) módulo de comunicación

B

Serie SPA/IEC 60870-5-103 y LON módulo de comunicación (vidrio)

C

Módulo eternet óptico, 1 vidrio cadena DMódulo eternet óptico, 2 vidrio cadena E

Ejemplo:RED 670*1.1-A31-A03B01C04F01-X0-A-A-B-A-A6X0-DAS-AA-XD

Accesorios

Antena GPS y detalles de montaje

Antena GPS, incluye kits de montaje Cantidad: 1MRK 001 640-AA

Cable de antena, 20 m Cantidad: 1MRK 001 665-AA

Cable de antena, 40 m Cantidad: 1MRK 001 665-BA

Convertidor de interfaz (para comunicación de datos del extremo remoto)

Convertidor de interfaz externa de C37.94 a G703, incluidos

accesorios de montaje en rack 1U 19”

Cantidad: 1 2 3 4 1MRK 002 245-AA

Convertidor de interfaz externa de C37.94 a G703.E1 Cantidad: 1 2 3 4 1MRK 002 245-BA

Dispositivo de prueba

El sistema de prueba COMBITEST diseñado

para usarse con los productos IED 670 se

describe en 1MRK 512 001-BEN y 1MRK

001024-CA. Consulte la página web:

www.abb.com/substationautomation y ABB

Product Guide > High Voltage Products >

Protection and Control > Modular Relay >

Test Equipment para obtener información

más detallada. Si se trata de conmutadores

FT, consulte la página web:

www.abb.com>ProductGuide>Medium

Voltage Products>Protection and Control

(Distribution) para obtener información más

detallada.

Debido a la gran flexibilidad de nuestro

producto y la amplia variedad de aplicaciones

posibles, el dispositivo de prueba debe

seleccionarse para cada aplicación específica.

Seleccione el dispositivo de prueba adecuado

basándose en las disposiciones de contactos

disponibles que se muestran en la

documentación de referencia.

Sin embargo, nuestra propuesta de variantes

adecuadas es:

Disparo de interruptor simple/de una o tres

fases con neutro interno en circuitos de

corriente (número de pedido RK926 315-AK).

Disparo de interruptor simple/de una o tres

fases con neutro externo en circuitos de

corriente (número de pedido RK926 315-AC).

Disparo de interruptor múltiple/de una o tres

fases con neutro interno en circuitos de

corriente (número de pedido RK926 315-BE).

Disparo de interruptor múltiple/de una o tres

fases con neutro externo en circuito de

corriente (número de pedido RK926 315-BV).

El contacto normalmente abierto "En modo

ensayo" 29-30 en los dispositivos de prueba

RTXP debería estar conectado a la entrada

del bloque de función de ensayo para

permitir la activación de funciones

individualmente durante el ensayo.

La caja RHGS 6 o la caja RHGS 12 con RTXP

24 montado y conmutador de encendido/

apagado para suministro de CC se piden por

separado. Consulte la sección

"Documentación relacionada" para obtener

referencias a los documentos correspondientes

La caja RHGS 6 o la caja RHGS 12 con RTXP

24 montado y conmutador de encendido/

apagado para suministro de CC se piden por

separado. Consulte la sección

"Documentación relacionada"para obtener

referencias a los documentos

correspondientes.

Cubierta protectora

Cubierta protectora para parte posterior de RHGS6, 6U, 1/4 x

19”

Cantidad: 1MRK 002 420-AE

Cubierta protectora para parte posterior de IED, 6U, 1/2 x 19” Cantidad: 1MRK 002 420-AC

Cubierta protectora para parte posterior de IED, 6U, 3/4 x 19” Cantidad: 1MRK 002 420-AB

Cubierta protectora para parte posterior de IED, 6U, 1/1 x 19” Cantidad: 1MRK 002 420-AA

Unidad de resistencia externa para protección diferencial de alta impedancia

Unidad de resistencia de alta impedancia monofásica con

resistencia y resistencia dependiente de la tensión 20-100V

Cantidad: 1 2 3 RK795101-MA

Unidad de resistencia de alta impedancia trifásica con resistencia

y resistencia dependiente de la tensión 20-100V

Cantidad: RK795101-MB

Unidad de resistencia de alta impedancia monofásica con

resistencia y resistencia dependiente de la tensión 100-400V

Cantidad: 1 2 3 RK795101-CB

Unidad de resistencia de alta impedancia trifásica con resistencia

y resistencia dependiente de la tensión 100-400V

Cantidad: RK795101-DC

Combiflex

Conmutador de llave para desconexión definitiva de ajustes a través

de LCD-HMI

Cantidad: 1MRK 000 611-A

Nota: Para conectar el conmutador de llave, se deben utilizar cables con toma de corriente Combiflex 10 A en un

extremo.

Kit de montaje adyacente Cantidad: 1MRK 002 420-Z

Herramientas de configuración y monitorización

Cable de conexión frontal entre LCD-HMI y PC Cantidad: 1MRK 001 665-CA

Papel especial A4 para etiquetas LED, 1 pz Cantidad: 1MRK 002 038-CA

Papel especial Carta para etiquetas LED, 1 pz Cantidad: 1MRK 002 038-DA

Administrador IED de protección y control PCM 600

PCM 600 ver. 1.5, IED Manager Cantidad: 1MRK 003 395-AB

PCM 600 ver. 1.5, Engineering, IED Manager + CAP 531 Cantidad: 1MRK 003 395-BB

PCM 600 Engineering – Licencia de la empresa Cantidad: 1MRK 003 395-BL

PCM 600 ver. 1.5, Engineering, IED Manager + CAP 531 + CCT for

IEC 61850-8-1 configuration of IED

Cantidad: 1MRK 003 395-CB

PCM 600 Engineering Pro – 10 licencias Cantidad: 1MRK 003 395-CL

Manuales

Nota: En cada IED se incluye un (1) CD de conexión IED que contiene documentación para el usuario

(Operator’s manual (Manual del operador), Technical reference manual (Manual de referencia técnica),

Installation and commissioning manual (Manual de instalación y puesta en servicio), Application

manual (Manual de aplicación) y Getting started guide (Guía de introducción)), paquetes de

conectividad y una plantilla de etiquetas LED.

Regla: Especifique la cantidad adicional de CD de conexión del IEDsolicitados.

Cantidad: 1MRK 002 290-AB

User documentation (Documentación para el usuario)

Regla: Especifique el número de manuales impresossolicitados Operator’s manual (Manual del operador)

IEC Cantidad: 1MRK 505 184-UEN

US English Cantidad: 1MRK 505 184-UUS

Technical reference manual (Manual de referencia

técnica)



Installation and commissioning manual (Manual de

instalación y puesta en servicio)



Application manual (Manual de aplicación) IEC Cantidad: 1MRK 505 186-UEN


Engineering guide IED 670 products (Guía de

ingeniería, productos IED 670)

Cantidad: 1MRK 511 179-UEN

Información de referencia

Para nuestra referencia y estadísticas, le agradeceríamos que nos facilitara los siguientes datos de aplicación:

País: Usuario final:

Nombre de estación: Nivel de tensión: kV

Documentación relacionada

Documentos relacionados con RED 670 Número deidentificación

Manual del operador 1MRK 505 184-UES

Manual de instalación y puesta en servicio 1MRK 505 185-UES

Manual de referencia técnica 1MRK 505 183-UEN

Manual de aplicación 1MRK 505 186-UEN

Guía de compra 1MRK 505 188-BES

Especificación de la muestra SA2005-001281

Diagrama de conexión, disp. de interruptor simple, disp. de desconexión de tres fases 1MRK 002 801-BA

Diagrama de conexión, disp. de interruptor simple, disp. de desconexión de una fase 1MRK 002 801-CA

Diagrama de conexión, disp. de interruptor múltiple, disp. de desconexión de tres fases 1MRK 002 801-DA

Diagrama de conexión, disp. de interruptor múltiple, disp. de desconexión de una fase 1MRK 002 801-EA

Diagrama de configuración A, interruptor simple con uno o dos juegos de barras 1MRK 004 500-82

Diagrama de configuración B, interruptores simples con uno o dos juegos de barras 1MRK 004 500-83

Diagrama de configuración C, interruptores múltiples, como disp. de 1 1/2 o de barras

en anillo

1MRK 004 500-84

Diagrama de configuración D, interruptores múltiples, como disp. de 1 1/2 o de barras

en anillo

1MRK 004 500-85

Ejemplo de ajuste 1, línea de cable corto de 230 kV con disp. de 1 1/2 CB. 1MRK 505 175-WEN

Componentes de instalación y conexión 1MRK 013 003-BEN

Sistema de prueba, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN

Accesorios para IED 670 1MRK 514 012-BEN

Guía de introducción de IED 670 1MRK 500 080-UEN

Lista de señales SPA y LON para IED 670, ver. 1.1 1MRK 500 083-WEN

Lista de objetos de datos IEC 61850 para IED 670, ver. 1.1 1MRK 500 084-WEN

Paquete de conectividad IED de IEC 61850 genérico 1KHA001027-UEN

Instrucciones de instalación del Administrador IED de protección y control, PCM 600 1MRS755552

Guía de ingeniería de productos IED 670 1MRK 511 179-UEN

Las últimas versiones de los documentos descritos se pueden encontrar en www.abb.com/substationautomation

protección diferencial de línea red670 preconfigurado · pdf filediferencial es...

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