protezione e controllo di linea ref615 guida al prodotto€¦ · 1. descrizione ref615 è un relè...

Serie Relion® 615

Protezione e controllo di lineaREF615Guida al prodotto

Contenuti

1. Descrizione.....................................................................3

2. Configurazioni standard..................................................3

3. Funzioni di protezione...................................................21

4. Applicazione.................................................................21

5. Soluzioni ABB supportate.............................................30

6. Controllo...................................................................... 31

7. Misure.......................................................................... 32

8. Qualità dell'energia....................................................... 32

9. Localizzazione dei guasti.............................................. 32

10. Oscilloperturbografo....................................................32

11. Registro eventi............................................................ 33

12. Dati registrati............................................................... 33

13. Monitoraggio dello stato ............................................. 33

14. Supervisione del circuito di sgancio.............................33

15. Autodiagnostica.......................................................... 33

16. Supervisione dei guasti ai fusibili..................................33

17. Supervisione del circuito di corrente............................ 33

18. Controllo di accesso....................................................33

19. Ingressi e uscite.......................................................... 33

20. Comunicazione della stazione..................................... 36

21. Dati tecnici.................................................................. 41

22. Display locale.............................................................. 81

23. Metodi di montaggio................................................... 82

24. Alloggiamento del relè e unità estraibile....................... 82

25. Dati per la scelta e l'ordinazione.................................. 82

26. Dati per l’ordinazione di accessori............................... 83

27. Strumenti.................................................................... 84

28. Sicurezza informatica.................................................. 85

29. Schema dei terminali................................................... 86

30. Certificati..................................................................... 92

31. Report di ispezione......................................................92

32. Riferimenti................................................................... 92

33. Funzioni, codici e simboli.............................................93

34. Cronologia delle revisioni del documento.....................98

Esclusione di responsabilità

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di ABB. ABB non si assume alcuna responsabilità per eventuali errori contenuti nel presente documento.

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Marchi

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Protezione e controllo di linea 1MRS757578 DREF615 Versione del prodotto: 5.0 FP1

2 ABB

1. DescrizioneREF615 è un relè dedicato alla protezione, al controllo, allamisura e alla supervisione di sottostazioni di utility e di sistemielettrici industriali, incluse reti di distribuzione radiali, ad anello emagliate, con o senza generazione distribuita dell'energia. Il

relè REF615 fa parte della famiglia di prodotti ABB Relion® edella serie di prodotti 615 per il controllo e la protezione. I relèdella serie 615 sono caratterizzati da un design compatto edestraibile.

Riprogettata dalle sue stesse basi, la serie serie 615 è statastudiata per sfruttare l’intero potenziale della norma IEC 61850per la comunicazione e l'interoperabilità dei dispositivi diautomazione per sottostazioni.

Il relè fornisce la protezione principale per linee aeree e cablatedi reti di distribuzione. Tale relè viene inoltre impiegato comeprotezione di back-up in applicazioni che richiedono un sistemadi protezione indipendente e ridondante.

In funzione della configurazione standard selezionata, il relè puòessere adatto per la protezione di linee aeree e linee cablate inreti con neutro isolato, messo a terra tramite resistenza,compensato e direttamente a terra. Dopo aver effettuato leimpostazioni specifiche dell'applicazione, il relè nella suaconfigurazione standard può essere messo direttamente inservizio.

I relè della serie 615 supportano un'ampia gamma di protocollidi comunicazione, fra cui IEC 61850 con supporto dell'Edizione

2, bus di processo secondo IEC 61850-9-2 LE, IEC

60870-5-103, Modbus® e DNP3. Il protocollo dicomunicazione Profibus DPV1 Il protocollo di comunicazione èsupportato utilizzando il convertitore di protocollo SPA-ZC 302.

2. Configurazioni standardIl relè di protezione REF615 è disponibile in dodici diverseconfigurazioni standard. La configurazione standard dei segnalipuò essere modificata per mezzo della matrice di segnali graficioppure attraverso la funzione di applicazione grafica delsoftware PCM600 per il controllo e la protezione dei relè diprotezione. Inoltre, la funzione di configurazionedell'applicazione del PCM600 supporta la creazione di funzionilogiche multi-layer utilizzando vari elementi logici, fra cui timer eflip-flop. Associando le funzioni di protezione ai blocchi funzionilogici, la configurazione del relè può essere adattata ai requisitidi applicazione specifici dell'utente.

Il relè esce dalla fabbrica con le connessioni standard descrittenei diagrammi funzionali per ingressi binari, uscite binarie,connessioni funzione-funzione e LED di allarme. Alcune dellefunzioni supportate dal relè REF615 devono essere aggiuntecon lo strumento di configurazione dell'applicazione affinchésiano disponibili nella matrice di segnali e nel relè. La direzionedi misura positiva delle funzioni di protezione direzionale è versola linea partenza.

Protezione e controllo di linea 1MRS757578 DREF615 Versione del prodotto: 5.0 FP1 Emesso: 2016-02-08

Revisione: D

ABB 3

SUPERVISIONE E MONITORAGGIO DELLO STATO

ORAND

CONTROLLO E INDICAZIONE 1) MISURA

RELÈ DI CONTROLLO E PROTEZIONE DI LINEA CONFIGURAZIONE STANDARD

PROTEZIONE Display (HMI) locale

Oggetto Ctrl 2) Ind 3)

CB

DC

ES1) Verificare la disponibilità degli ingressi/delle

uscite binari/e nella documentazione tecnica

2) Funzione di controllo e indicazione per l'oggetto primario

3) Funzione di indicazione di stato per l'oggetto primario

RL

ClearESCI

O

Configuration ASystemHMITimeAuthorization

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

NOTA

Funzione opzionale

N° di casi

Funzione alternativa da definirsi in fase di ordinazione

OR

Io/Uo

Valore calcolato

3×

COMUNICAZIONE

Protocolli: IEC 61850-8-1 Modbus®

IEC 60870-5-103 DNP3Interfacce: Ethernet: TX (RJ45), FX (LC) Seriale: Fibra di vetro seriale (ST), RS-485, RS-232Protocolli ridondanti: HSR PRP RSTP

REF615

1 -

- -

- -

- I, Io, Uo- Supervisione del valore limite- Componenti simmetrici

4

1

Tipi di interfacce analogiche 1)

Trasformatore di corrente

Trasformatore di tensione1) Ingressi di trasformatore convenzionale

PURE DISPONIBILE

- Registratori guasti e disturbi- Registro eventi e dati registrati- Pulsante locale/remoto sul display (LHMI)- Autodiagnostica- Sincronismo temporale: IEEE 1588 v2, SNTP, IRIG-B- Gestione utente- Display Web

2×TCSTCM

O→I79

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL

2×Sgancio masterRelè di blocco

94/86

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

Io>IEF→67NIEF

3×Uo>59G

Io>>51N-2

3I>51P-1

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

OR

2×3I>>

51P-2

OPTSOPTM

18×MAPMAP

Uo

Uo

Io

Io

3×

A

SOTFSOTF

GUID-030C217F-7B91-4739-9DAE-90D1E053EB53 V2 IT

Figura 1. Panoramica delle funzioni nella configurazione standard A


4 ABB


ORAND





CB

DC





RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

NOTA

Funzione opzionale

N° di casi


OR

Io/Uo

Valore calcolato

3×

COMUNICAZIONE



REF615

1 -

2 3

1 2

B

- I, Io, Uo- Supervisione del valore limite- Registrazione del profilo di carico- Misura RTD/mA (opzionale)- Componenti simmetrici

4

1




PURE DISPONIBILE

- Registratori guasti e disturbi- Registro eventi e dati registrati- Modulo di uscite ad alta velocità (opzionale)- Pulsante locale/remoto sul display (LHMI)- Autodiagnostica- Sincronismo temporale: IEEE 1588 v2, SNTP, IRIG-B- Gestione utente- Display Web

2×TCSTCM

O→I79

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL

Sgancio masterRelè di blocco

94/86

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

Io>IEF→67NIEF

3×Uo>59G

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

3I>51P-1

2×3I>>

51P-2

CBCMCBCM

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

Io>HA51NHA

OR OR

OPTSOPTM

PHIZHIZ

18×MAPMAP

6xRTD2xmA

Io>>51N-2

Uo

Io

Uo

3I

Io

3×

SOTFSOTF


94/86

3×2×

GUID-5E9640AA-129C-42CB-9E29-5480A9656B10 V2 IT

Figura 2. Panoramica delle funzioni nella configurazione standard B


ABB 5


ORAND





CB

DC





RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

NOTA

Funzione opzionale

N° di casi


OR

Io/Uo

Valore calcolato

3×

COMUNICAZIONE



REF615

1 -

- -

- -

C

- I, Io- Supervisione del valore limite- Componenti simmetrici

4

-




2×TCSTCM

O→I79

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL


94/86

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

3I>51P-1

2×3I>>

51P-2

Io>>51N-2

Io>>>50N/51N

2×Io>

51N-1

OPTSOPTM

18×MAPMAP

3I

Io

3×

PURE DISPONIBILE

- Registratori guasti e disturbi- Registro eventi e dati registrati- Pulsante locale/remoto sul display (LHMI)- Autodiagnostica- Sincronismo temporale: IEEE 1588 v2, SNTP, IRIG-B- Gestione utente- Display Web

SOTFSOTF

GUID-5404DAD5-4FE4-4E91-8A18-31CC0812A09C V2 IT

Figura 3. Panoramica delle funzioni nella configurazione standard C


6 ABB


ORAND





CB

DC





RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

NOTA

Funzione opzionale

N° di casi


OR

Io/Uo

Valore calcolato

3×

COMUNICAZIONE



REF615 D

- I, Io- Supervisione del valore limite- Registrazione del profilo di carico- Misura RTD/mA (opzionale)- Componenti simmetrici

4

-




OPTSOPTM

2×TCSTCM

O→I79

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL

Io>>51N-2

3I>51P-1

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

2×3I>>

51P-2

CBCMCBCM

Io>>>50N/51N

2×Io>

51N-1Io>HA51NHA


94/86

18×MAPMAP

3I

Io

3×

1 -

2 3

1 2

PURE DISPONIBILE


SOTFSOTF

GUID-2907E142-1D1E-4109-9603-76FDF7A15F02 V2 IT

Figura 4. Panoramica delle funzioni nella configurazione standard D


ABB 7


ORAND


RELÈ DI CONTROLLO E PROTEZIONE DI LINEA CONFIGURAZIONESTANDARD



CB

DC





RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

NOTA

Funzione opzionale

N° di casi


OR

Io/Uo

Valore calcolato

3×

REF615

COMUNICAZIONE

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


1 -

2 3

1 2

E

- I, U, Io, Uo, P, Q, E, pf, f- Supervisione del valore limite- Registrazione del profilo di carico- Misura RTD/mA (opzionale)- Componenti simmetrici

4

5




FUSEF60

CBCMCBCM

MCS 3IMCS 3I

O→I79

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL


94/86

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

Io>IEF→67NIEF

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

OR

3I>51P-1

2×3I>>

51P-2

3×Uo>59G

2×TCSTCM

OPTSOPTM

18×MAPMAP

2xRTD1xmA

PHIZHIZ

Io>>51N-2

3I

3I

UL1

UL2

UL3

UL1UL2UL3

Uo

Uo

Io

Io Io

Io

3×

PURE DISPONIBILE


SOTFSOTF


94/86

3×2×

GUID-4512CC4D-BAA4-49CD-BF84-7BA9628DC231 V2 IT

Figura 5. Panoramica delle funzioni nella configurazione standard E


8 ABB


ORAND





CB

DC





RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

NOTA

Funzione opzionale

N° di casi


OR

Io/Uo

Valore calcolato

3×

REF615

COMUNICAZIONE



1 -

2 3

1 2

F


4

5




PURE DISPONIBILE


2×3I>→67-1

O→I79

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL


94/86

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

Io>IEF→67NIEF

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

Io>HA51NHA

3×3U<27

U2>47O-

U1<47U+

3×3U>59

3×Uo>59G

3I>>→67-2

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

OR OR

MCS 3IMCS 3I

FUSEF60

CBCMCBCM

2×TCSTCM

OPTSOPTM

18×MAPMAP

2xRTD1xmA

PHIZHIZ

Io>>51N-2

3I

UL1UL2UL3

Uo

Io

Io

UL1UL2UL3

UL1

UL2

UL3

Uo

3I

3×

Io

SOTFSOTF


94/86

3×2×

GUID-6130FC3E-1C25-479D-B922-BA263933D048 V2 IT

Figura 6. Panoramica delle funzioni nella configurazione standard F


ABB 9


ORAND



RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

NOTA

Funzione opzionale

N° di casi


OR

Io/Uo

Valore calcolato

3×

REF615

COMUNICAZIONE

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


G

PURE DISPONIBILE

- Registratori guasti e disturbi- Registro eventi e dati registrati- Modulo di uscite ad alta velocità (opzionale)- Pulsante locale/remoto sul display (LHMI)- Autodiagnostica- Time synchronization: IEEE 1588 v2,

SNTP, IRIG-B- Gestione utente- Display Web

MISURA

- I, U, Io, Uo, P, Q, E, pf, f- Supervisione del valore limite- Registrazione del profilo di carico- Componenti simmetrici


Sensore di corrente 3

Sensore di tensione 3

Trasformatore di corrente 11) Ingressi per sensori combinati con ingresso

Io convenzionale

CONTROLLO E INDICAZIONE 1)


CB

DC





1 -

2 3

1 2

2×3I>→67-1

O→I79

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL


94/86

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

3×3U<27

U2>47O-

U1<47U+

3×3U>59

3×Uo>59G

Io>>51N-2

3I>>→67-2

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

OR

MCS 3IMCS 3I

FUSEF60

CBCMCBCM

2×TCSTCM

OPTSOPTM

PHIZHIZ

18×MAPMAP

SYNC25

UL1

UL2

UL3

3I

Io

Uo

Io

3I

Io

UL1UL2UL3

3×

IEC 61850-9-2LE

SOTFSOTF

UL1UL2UL3

UL1


94/86

3×2×

GUID-3524788E-FDB0-4425-9949-C5CBD1301E75 V2 IT

Figura 7. Panoramica delle funzioni nella configurazione standard G


10 ABB


ORAND





CB

DC





RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

NOTA

Funzione opzionale

N° di casi


OR

Io/Uo

Valore calcolato

3×

REF615

COMUNICAZIONE



H


4

5




PURE DISPONIBILE


1 -

2 3

1 2

3I>51P-1

2×3I>>

51P-2

SYNC25

O→I79

2×I2>46

I2/I1>46PD

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL


94/86

3×3U<27

3×3U>59

3×Uo>59G

3×f>/f<,df/dt81

Io>>51N-2

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

Io>>>50N/51N

2xRTD1xmA

MCS 3IMCS 3I

FUSEF60

CBCMCBCM

2×TCSTCM

OPTSOPTM

18×MAPMAP

PHIZHIZ

2×Io>

51N-1

3I

UL1

UL2

UL3

UL1UL2UL3 UL1

UL2

UL3

U12

U12

Uo

Uo

Io

Io

IoIo

3I

3×

SOTFSOTF


94/86

3×2×

GUID-345574F5-1790-43CF-BCD8-FE2C4EFF1CE5 V2 IT

Figura 8. Panoramica delle funzioni nella configurazione standard H


ABB 11


ORAND





CB

DC





RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

NOTA

Funzione opzionale

N° di casi


OR

Io/Uo

Valore calcolato

3×

REF615

COMUNICAZIONE



J


4

5




PURE DISPONIBILE

- Registratori guasti e disturbi- Registro eventi e dati registrati- Modulo di uscite ad alta velocità (opzionale)- Local/Remote push button on LHMI- Autodiagnostica- Sincronismo temporale: IEEE 1588 v2, SNTP, IRIG-B- Gestione utente- Display Web

1 -

2 3

1 2

SYNC25

O→I79

2×I2>46

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL


94/86

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

Io>IEF→67NIEF

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

Io>HA51NHA

3×3U<27

U2>47O-

U1<47U+

3×3U>59

3×Uo>59G

3×f>/f<,df/dt81

2×3I>→67-1

3I>>→67-2

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

PQM3IPQM3I

PQM3UPQM3V

PQMUPQMV

OR OR

I2/I1>46PD

18×MAPMAP

Io>>51N-2

2xRTD1xmA

MCS 3IMCS 3I

FUSEF60

CBCMCBCM

2×TCSTCM

OPTSOPTM

3I

UL1UL2UL3

U12

U12

Uo

Io

Io

UL1

UL2

UL3

Uo

3I

Io

UL1UL2UL3

PQUUBPQVUB

3×

UL1

UL2

UL3

SOTFSOTF


94/86

3×2×

GUID-8736C89A-53BA-49B3-95A1-3984B605504F V2 IT

Figura 9. Panoramica delle funzioni nella configurazione standard J


12 ABB


ORAND





CB

DC





RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

NOTA

Funzione opzionale

N° di casi


OR

Io/Uo

Valore calcolato

3×

REF615

COMUNICAZIONE



PQUUBPQVUB

K

- I, U, Io, Uo, P, Q, E, pf, f- Supervisione del valore limite- Registrazione del profilo di carico- Componenti simmetrici

5

5




PURE DISPONIBILE


1 -

2 3

1 2

3I>51P-1

3I>>51P-2

SYNC25

O→I79

2×I2>46

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL


94/86


94/86

3×2×

2×3U<27

2×3U>59

2×Uo>59G

3×f>/f<,df/dt81

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

Io>>>50N/51N

18×MAPMAP

2×TCSTCM

MCS 3IMCS 3I

FUSEF60

CBCMCBCM

OPTSOPTM

3I>→67-1

3I>>→67-2

dIoHi>87NH

3Ith>F49F

PQM3IPQM3I

PQM3UPQM3V

PQMUPQMV

Io>>51N-2

Io>→67N-1

Io>>→67N-2

FLOC21FL

2×Io>

51N-1

3I

3I

Uo

UL1

UL2

UL3

U12

U12

Io

Io

Io

Iob

UL1

UL2

UL3

Uo

3×

SOTFSOTF

GUID-8CD5AE89-755F-489F-8B47-DC1ADF541EE7 V2 IT

Figura 10. Panoramica delle funzioni nella configurazione standard K


ABB 13


ORAND



RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

NOTA

Funzione opzionale

N° di casi


OR

Io/Uo

Valore calcolato

3×

REF615

COMUNICAZIONE

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


L

PURE DISPONIBILE


MISURA

- I, U, Io, P, Q, E, pf, f- Supervisione del valore limite- Registrazione del profilo di carico- Componenti simmetrici

3

3


Sensore di corrente

Sensore di tensione

1Trasformatore di corrente1) Ingressi per sensori combinati con ingresso

Io convenzionale

CONTROLLO E INDICAZIONE 1)


CB

DC





1 -

2 3

1 2

O→I79

2×I2>46

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL


94/86


94/86

3×2×

Io>>51N-2

3I>>→67-2

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

PQM3IPQM3I

PQM3UPQM3V

PQMUPQMV

MCS 3IMCS 3I

FUSEF60

CBCMCBCM

2×TCSTCM

OPTSOPTM

18×MAPMAP

FLOC21FL

I2/I1>46PD

3I>51P-1

3I>>51P-2

P>/Q>32R/32O

Q>→, 3U<32Q, 27

PQUUBPQVUB

3I>→67-1

3I

Io

3×3U<27

U2>47O-

U1<47U+

3×3U>59

3×Uo>59G

f>/f<,df/dt81

Io

Uo

IoIo

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

Io>IEF→67NIEF

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

Io>HA51NHA

OR OR

2×U

L1U

L2U

L3

Io>51N-1

Io>>>50N/51N

Io>→Y67YN

VS78V

U<RT27RT

IEC 61850-9-2LE

3I3×

SOTFSOTF

SYNC25

2×

2×

2× 2×

6×

3×

2×

UL1

UL1UL2UL3

GUID-A240AB33-E70D-4471-A934-D2603FE3E6FE V2 IT

Figura 11. Panoramica delle funzioni nella configurazione standard L


14 ABB


ORAND





CB

DC





RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

*

OR

NOTA

Funzione opzionale

N° di casi


Io/Uo

Valore calcolato

3× Riserva gli ingressi 3I alla funzione di protezione differenziale ad elevata impedenza, se utilizzata

REF615

COMUNICAZIONE



N


4

5




PURE DISPONIBILE


1 -

2 3

1 2

SYNC25

O→I79

2×I2>46

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL


94/86


94/86

3×2×

3I>>→67-2

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

PQM3IPQM3I

PQM3UPQM3V

PQMUPQMV

MCS 3IMCS 3I

FUSEF60

CBCMCBCM

2×TCSTCM

OPTSOPTM

2×3I>

51P-13I>>

51P-2

I2/I1>46PD

3I

3I

UL1UL2UL3

U12

U12

Uo

3×3U<27

U2>47O-

U1<47U+

3×3U>59

3×Uo>59G

6×f>/f<,df/dt81

UL1

UL2

UL3

Uo

VS78V

U<RT27RT

3×

P>/Q>32R/32O

Q>→, 3U<32Q, 27

Io

PQUUBPQVUB

Io

Io2×

3I>→67-1

UL1

UL2

UL3

3×

2xRTD1xmA

18×MAPMAP

FLOC21FL

SOTFSOTF

dHi_A>87A

dHi_B>87B

dHi_C>87C

* * *

MCS I_AMCS I_A

MCS I_BMCS I_B

MCS I_CMCS I_C

Io>>>50N/51N

Io>>51N-2

2×Io>

51N-1

PHIZHIZ

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

Io>IEF→67NIEF

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

Io>HA51NHA

OR OR

Io>→Y67YN

* * *

Io>→Y67YN

2× 2×

2×

GUID-33D8F0DD-5B76-40C1-8FAB-EF75271C1F88 V2 IT

Figura 12. Panoramica delle funzioni nella configurazione standard N


ABB 15

Tabella 1. Configurazioni standard

Descrizione Conf. std.

Protezione di massima corrente non direzionale e da guasto a terra direzionale A

Protezione di massima corrente non direzionale e da guasto a terra direzionale e monitoraggio dello statodell'interruttore (opzione RTD) B

Protezione di massima corrente non direzionale e da guasto a terra C

Protezione di massima corrente non direzionale e da guasto a terra e monitoraggio dello stato dell'interruttore(opzione RTD) D

Protezione di massima corrente non direzionale e da guasto a terra direzionale, funzioni di misura basatesulla tensione e monitoraggio dello stato dell'interruttore (opzione RTD) E

Protezione di massima corrente direzionale e da guasto a terra, funzioni di protezione e misura basate sullatensione e monitoraggio dello stato dell'interruttore (opzione RTD) F

Protezione di massima corrente direzionale e da guasto a terra, funzioni di protezione e misura basate sullatensione e monitoraggio dello stato dell'interruttore (ingressi sensori e controllo del sincronismo opzionalecon IEC 61850-9-2 LE) G

Protezione di massima corrente non direzionale e da guasto a terra, funzioni di protezione e misura basatesulla frequenza e sulla tensione, controllo del sincronismo e monitoraggio dello stato dell'interruttore(opzione RTD) H

Protezione di massima corrente direzionale e da guasto a terra, funzioni di protezione e misura basate sullafrequenza e sulla tensione, controllo del sincronismo e monitoraggio dello stato dell'interruttore (qualitàdell'energia opzionale e opzione RTD) J

Protezione di massima corrente direzionale e non direzione e da guasto a terra, protezione ristretta da guastoa terra ad elevata impedenza, funzioni di protezione e misura basate sulla frequenza e sulla tensione,controllo del sincronismo e monitoraggio dello stato dell'interruttore (qualità dell'energia opzionale e opzioneRTD) K

Protezione di massima corrente direzionale e non direzionale e protezione da guasto a terra con ammettenzaneutra in multifrequenza, funzioni di protezione e misura basate sulla frequenza, sulla tensione e sullapotenza, e monitoraggio dello stato dell'interruttore (ingressi sensori, qualità dell'energia opzionale,localizzatore guasti, protezione interconnessione e controllo del sincronismo con IEC 61850-9-2 LE) L

Protezione di massima corrente direzionale e non direzionale e protezione da guasto a terra con ammettenzaneutra in multifrequenza, funzioni di protezione e misura basate sulla frequenza, sulla tensione e sullapotenza, protezione differenziale ad elevata impedenza, controllo del sincronismo e monitoraggio dello statodell'interruttore (qualità dell'energia opzionale, localizzatore guasti e protezione interconnessione) N


16 ABB

Tabella 2. Funzioni supportate

Funzione IEC 61850 A B C D E F G H J K L N

ProtezioneProtezione di massimacorrente non direzionaletrifase, prima soglia

PHLPTOC 1 1 1 1 1 1 1 2 2

Protezione di massimacorrente non direzionaletrifase, seconda soglia

PHHPTOC 2 2 2 2 2 2 1 1 1

Protezione di massimacorrente non direzionaletrifase, soglia istantanea

PHIPTOC 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Protezione di massimacorrente direzionaletrifase, prima soglia

DPHLPDOC 2 2 2 1 2 2

Protezione di massimacorrente trifasedirezionale, secondasoglia

DPHHPDOC 1 1 1 1 1 1

Protezione da guasto aterra non direzionale,prima soglia

EFLPTOC 2 2 2 2 2 2

Protezione da guasto aterra non direzionale,seconda soglia

EFHPTOC 1 1 1 1 1

Protezione da guasto aterra non direzionale,soglia istantanea

EFIPTOC 1 1 1 1 1 1

Protezione da guasto aterra direzionale, primasoglia

DEFLPDEF 21) 2 1) 2 2 22) 2 1 22) 2

Protezione da guasto aterra direzionale,seconda soglia

DEFHPDEF 1 1) 11) 1 1 12) 1 1 12) 1

Protezione da guasto aterra basatasull'ammettenza3)

EFPADM (3) 1)3) (3) 1)3) (3) 3) (3) 3) (3) 2)3) (3) 3) (3) 2)3) (3) 3)

Protezione da guasto aterra basata su unprincipio wattmetrico 3)

WPWDE (3) 1)3) (3) 1)3) (3) 3) (3) 3) (3) 2)3) (3) 3) (3) 2)3) (3) 3)

Protezione da guasto aterra transitorio/intermittente

INTRPTEF 14) 1 4) 14) 14) 14) 12)4) 1 4)

Protezione da guasto aterra basata suarmoniche 3)

HAEFPTOC (1) 3)4) (1)3)4) (1)3)4) (1)3)4) (1)3)4) (1) 3)4)

Protezione da guasto aterra (cross-country) nondirezionale, utilizzando laIo calcolata

EFHPTOC 1 1 1 1 1 1 1

Protezione di massimacorrente con sequenza difase inversa

NSPTOC 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

Protezione da squilibrio difase

PDNSPTOC 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Protezione di massimatensione residua

ROVPTOV 31) 31) 3 3 32) 3 3 2 32) 3

Protezione di minimatensione trifase

PHPTUV 3 3 3 3 2 3 3

Protezione di massimatensione trifase

PHPTOV 3 3 3 3 2 3 3

Protezione di minimatensione con sequenza difase positiva

PSPTUV 1 1 1 2 2

Protezione di massimacorrente con sequenza difase inversa

NSPTOV 1 1 1 2 2

Protezione di frequenza FRPFRQ 3 3 3 6 6


ABB 17

Tabella 2. Funzioni supportate, continuaFunzione IEC 61850 A B C D E F G H J K L N

Protezione termica trifaseper linee, cavi etrasformatori didistribuzione

T1PTTR 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Protezione ristretta daguasto a terra ad elevataimpedenza

HREFPDIF 15)

Protezione differenzialead elevata impedenzaper fase A

HIAPDIF 1

Protezione differenzialead elevata impedenzaper fase B

HIBPDIF 1

Protezione differenzialead elevata impedenzaper fase C

HICPDIF 1

Protezione da guastidell'interruttore

CCBRBRF 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Rilevamento di correntedi spunto trifase

INRPHAR 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Commutazione su guasto CBPSOF 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1Sgancio master TRPPTRC 2 2

(3)6)2 2

(3)6)2(3)6)

2(3)6)

2(3)6)

2(3)6)

2(3)6)

2(3)6)

2(3)6)

2(3)6)

Protezione contro gliarchi elettrici

ARCSARC (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3)

Protezione multifunzione MAPGAPC 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18Localizzatore guasti SCEFRFLO (1) (1) (1)Rilevamento guasti adelevata impedenza

PHIZ 1 1 1 1 1 1 1 1

Protezione di massimapotenza direzionale/potenza inversa

DOPPDPR 2 2

Protezione da guasto aterra basatasull'ammettenza inmultifrequenza

MFADPSDE 1 1

Funzioni di interconnessioneProtezione di minimatensione della potenzareattiva direzionale

DQPTUV (1) (1)

Protezione ride-through abassa tensione

LVRTPTUV (3) (3)

Protezione contro lospostamento del vettoredi tensione

VVSPPAM (1) (1)

Qualità dell'energiaDistorsione totale dicorrente

CMHAI (1)7) (1)7) (1)7) (1) 7)

Distorsione armonicatotale di tensione

VMHAI (1) 7) (1)7) (1)7) (1) 7)

Variazione di tensione PHQVVR (1) 7) (1)7) (1)7) (1)7)

Squilibrio di tensione VSQVUB (1)7) (1)7) (1)7) (1) 7)

ControlloControllo dell’interruttore CBXCBR 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1Controllo del sezionatore DCXSWI 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2Controllo del sezionatoredi terra

ESXSWI 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Indicazione dellaposizione del sezionatore

DCSXSWI 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

Indicazione dello statodel sezionatore di terra

ESSXSWI 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

Richiusura automatica DARREC (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1)Controllo del sincronismo SECRSYN (1)8) 1 1 1 (1)8) 1

Supervisione e monitoraggio dello stato


18 ABB


Monitoraggio dello statodell’interruttore

SSCBR 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Supervisione del circuitodi sgancio

TCSSCBR 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

Supervisione del circuitodi corrente

CCSPVC 1 1 1 1 1 1 1 1

Supervisione deltrasformatore di correnteper schema di protezionead elevata impedenzaper fase A

HZCCASPVC 1

Supervisione deltrasformatore di correnteper schema di protezionead elevata impedenzaper fase B

HZCCBSPVC 1

Supervisione deltrasformatore di correnteper schema di protezionead elevata impedenzaper fase C

HZCCCSPVC 1

Supervisione dei guasti aifusibili

SEQSPVC 1 1 1 1 1 1 1 1

Contatore del tempod'esercizio per macchinee dispositivi

MDSOPT 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

MisureOscilloperturbografo RDRE 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1Registrazione del profilodi carico

LDPRLRC 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Registrazione di guasto FLTRFRC 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1Misura della correntetrifase

CMMXU 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Misura della corrente disequenza

CSMSQI 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Misura della correnteresidua

RESCMMXU 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1 1

Misura della tensionetrifase

VMMXU 1 1 1(1)8)

2 2 2 1(1)8)

2

Misura della tensioneresidua

RESVMMXU 1 1 1 1 1 1 1 1

Misura della tensione disequenza

VSMSQI 1 1 1 1 1 1 1 1

Misura della potenza edell’energia trifase

PEMMXU 1 1 1 1 1 1 1 1

Misura RTD/mA XRGGIO130 (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1)Misura della frequenza FMMXU 1 1 1 1 1 1 1 1Invio dei valoricampionati a norma IEC61850-9-2 LE8)9)

SMVSENDER (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1)

Ricezione dei valoricampionati a norma IEC61850-9-2 LE(ripartizione tensione) 8)9)

SMVRCV (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1)

AltroTimer impulso minimo(2 pz.)

TPGAPC 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4

Timer impulso minimo(2 pz., precisione alsecondo)

TPSGAPC 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Timer impulso minimo(2 pz., precisione alminuto)

TPMGAPC 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Timer impulso (8 pz.) PTGAPC 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2Ritardo off (8 pz.) TOFGAPC 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4Ritardo on (8 pz.) TONGAPC 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4


ABB 19


Ripristino impostazione(8 pz.)

SRGAPC 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4

Spostamento (8 pz.) MVGAPC 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2Punto di controllogenerico (16 pz.)

SPCGAPC 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

Scaling del valoreanalogico(4 pz.)

SCA4GAPC 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4

Spostamento del valoreintero(4 pz.)

MVI4GAPC 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1, 2, ... = Numero di istanze incluse. Le istanze di una funzione di protezione rappresentano il numero di blocchi funzioni identici disponibili in una configurazione standard.() = opzionale

1) Viene sempre impiegata la "Uo misurata".2) Viene sempre impiegata la "Uo calcolata".3) Possono essere ordinati come opzione: guasto a terra basato su ammettenza, guasto a terra basato su un principio wattmetrico o guasto a terra basato su armoniche.4) Viene sempre impiegata la "Io misurata".5) Viene sempre impiegata la "IoB misurata".6) Lo sgancio master è incluso e collegato alla corrispondente HSO nella configurazione solo quando viene impiegato il modulo BIO0007. Se è selezionata anche l'opzione ARC, nella

configurazione la protezione ARCSARC è collegata al corrispondente ingresso di sgancio master.7) L'opzione "qualità dell'energia" include la distorsione totale di corrente, la distorsione armonica totale di tensione, la variazione di tensione e lo squilibrio di tensione.8) Disponibile solo con IEC 61850-9-29) Disponibile solo con COM0031...0037


20 ABB

3. Funzioni di protezioneIl relè offre la protezione di massima corrente direzionale e nondirezionale, la protezione da sovraccarico termico e laprotezione da guasto a terra direzionale e non direzionale.Alcune configurazioni standard consentono come opzione unaprotezione da guasto a terra basata su ammettenza, suarmoniche o su un principio wattmetrico da affiancare allaprotezione da guasto a terra direzionale. Inoltre, il relè presentala protezione da guasto a terra sensibile, la protezione dasquilibrio di fase, la protezione da guasto a terra transitorio/intermittente, la protezione di massima e minima tensione, laprotezione di massima tensione residua, la protezione diminima tensione con sequenza di fase positiva e la protezionedi massima tensione con sequenza di fase inversa. Laprotezione di frequenza, inclusa la protezione di massima e diminima frequenza e della velocità di variazione della frequenza,è disponibile nei relè con configurazione standard H, J, K, L e N.Inoltre, il relè offre funzioni opzionali di richiusura automaticamultipla tripolare per linee aeree.

Le configurazioni standard L e N offrono inoltre la protezione daguasto a terra basata sull'ammettenza in multifrequenza, cheassicura la protezione da guasto a terra direzionale selettiva perreti messe a terra ad elevata impedenza. Il funzionamento sibasa sulla misura dell'ammettenza neutra in multifrequenzautilizzando la frequenza fondamentale e le componentiarmoniche in Uo e Io. Uno speciale algoritmo di filtraggioconsente una direzione affidabile e sicura del guasto anchedurante guasti a terra intermittenti/con reinnesco. Offreun'ottima combinazione di affidabilità e sensibilità in un'unicafunzione di protezione da guasti a terra a basso valore ohmico ea più alto valore ohmico e da guasti a terra transitori eintermittenti o con reinnesco.

Potenziato con hardware e software opzionale, il relè disponeinoltre di tre canali di rilevamento luce per la protezione controgli archi elettrici dell'interruttore, dello scomparto sbarre e cavidi quadri blindati per interno.

Nel modulo di comunicazione opzionale è disponibilel'interfaccia sensori per la protezione da guasto per arcointerno. Lo sgancio rapido aumenta la sicurezza del personale elimita i danni materiali nel caso in cui dovesse verificarsi unguasto per arco interno. In via opzionale è possibile selezionareun modulo di ingressi e uscite binari con tre uscite binarie adalta velocità (HSO), che riduce ulteriormente il tempo dimanovra totale, normalmente di 4...6 ms rispetto alle normaliuscite di potenza.

4. ApplicazioneIl relè di protezione di linea può essere fornito con protezione daguasto a terra direzionale o non direzionale. La protezione daguasto a terra direzionale viene utilizzata principalmente in reticon neutro isolato o compensato, mentre la protezione daguasto a terra non direzionale è studiata per reti con neutrodirettamente a terra o messo a terra con bassa impedenza. Talerelè può essere inoltre utilizzato per la protezione di reti di

distribuzione ad anello e magliate, nonché reti radiali congenerazione distribuita dell'energia.

Le configurazioni standard A e B offrono la protezione daguasto a terra direzionale se la linea partenza è provvista ditrasformatori di corrente di fase, di un trasformatore di correntea nucleo bilanciato e della funzione di misura della tensione. Lacorrente residua calcolata dalle correnti di fase può essereutilizzata per la protezione da doppio guasto monofase a terra.Il relè presenta inoltre la protezione da guasto a terratransitorio/intermittente. Le configurazioni standard C e Doffrono la protezione da guasto a terra non direzionale per lineepartenza provviste di trasformatori di corrente di fase. Lacorrente residua per la protezione da guasto a terra è derivatadalle correnti di fase. Se opportuno, è possibile utilizzaretrasformatori di corrente a nucleo bilanciato per misurare lacorrente residua, soprattutto se è necessaria una protezione daguasto a terra sensibile. Le configurazioni standard E e Foffrono la protezione da guasto a terra direzionale con misuradella tensione di fase e della tensione residua. Inoltre, le dueconfigurazioni standard E e F includono la supervisione delcircuito di corrente e la supervisione dei guasti ai fusibili perlinee arrivo provviste della funzione di misura della tensione disbarra. Oltre alle funzioni della configurazione standard E, laconfigurazione standard F offre la protezione di massimacorrente direzionale, la protezione di massima e minimatensione, la protezione di minima tensione con sequenza di fasepositiva e di massima tensione con sequenza di fase inversa e laprotezione di tensione residua.

Le configurazioni standard G e L includono un ingresso dicorrente residua convenzionale (Io) e tre ingressi per ilcollegamento di sensori combinati per correnti e tensioni difase. Il collegamento dei tre sensori combinati è realizzato conconnettori RJ-45. I sensori offrono alcuni vantaggi rispetto aitrasformatori di corrente e di tensione tradizionali. Ad esempio, isensori di corrente non saturano a correnti elevate, consumanomeno energia e hanno un peso inferiore. I sensori di tensione, aloro volta, eliminano il rischio di ferrorisonanza. Gli ingressisensori consentono inoltre l'impiego del relè di protezione inquadri di media tensione compatti, ad es. UniGear Digital,SafeRing e SafePlus di ABB, dove, per questioni di ingombro,l’utilizzo dei sensori risulta indispensabile in sostituzione deitrasformatori di misura tradizionali. Gli adattatori consentonoinoltre l'uso di sensori con connettori Twin-BNC.

La configurazione standard H include la protezione di massimacorrente non direzionale e da guasto a terra non direzionale,nonché funzioni di protezione e misura basate sulla frequenza esulla tensione di fase. La funzione fornita supporta l'uso dellaconfigurazione standard nei sistemi elettrici industriali, in cuil'energia viene generata nell'impianto stesso e/o derivata dallarete di distribuzione. Integrati con la funzione di controllo delsincronismo, i relè con configurazione standard H garantisconouna sicura interconnessione delle due reti.

La configurazione standard J include la protezione di massimacorrente direzionale e da guasto a terra direzionale, nonché


ABB 21

funzioni di protezione e misura basate sulla frequenza e sullatensione di fase. La funzione fornita supporta l'uso dellaconfigurazione standard nei sistemi elettrici industriali, in cuil'energia viene generata nell'impianto stesso e/o derivata dallarete di distribuzione. Integrati con la funzione di controllo delsincronismo, i relè con configurazione standard J garantisconouna sicura interconnessione delle due reti. La configurazionestandard J include anche funzioni opzionali di qualitàdell'energia che permettono di monitorare e rilevare armonichedella corrente e della tensione e disturbi di breve durata delsistema.

La configurazione standard K include la protezione di massimacorrente non direzionale e da guasto a terra e due soglie diprotezione di massima corrente direzionale e da guasto a terra,la protezione ristretta da guasto a terra ad elevata impedenza,nonché funzioni di protezione e misura basate sulla frequenza esulla tensione di fase. La funzionalità fornita supporta l'uso dellaconfigurazione standard in applicazioni di linee contrasformatore installato nelle vicinanze, in cui la protezione daguasto a terra è conforme al principio di protezione ristretta daguasto a terra ad elevata impedenza. La configurazione ècompletata dalla funzione di controllo del sincronismo pergarantire una sicura interconnessione delle due reti. Laconfigurazione standard K include una funzione opzionale diqualità dell'energia che permette di monitorare e rilevarearmoniche della corrente e della tensione e disturbi di brevedurata del sistema. La configurazione standard K presentainoltre una funzione opzionale di localizzazione dei guastiattraverso la misura dell'impedenza, che consente di rilevareguasti da corto circuito in sistemi di distribuzione radiali e guastia terra in reti con messa a terra efficace e a bassa resistenza.

La configurazione standard L include la protezione di massimacorrente direzionale e da guasto a terra direzionale, nonchéfunzioni di protezione e misura basate sulla frequenza e sullatensione di fase. Le misure analogiche includono un ingresso dicorrente residua convenzionale (Io) e tre ingressi per ilcollegamento di sensori combinati per correnti e tensioni difase. La funzionalità fornita supporta l'uso della configurazionestandard nei sistemi elettrici, in cui l'energia viene generatanell'impianto stesso e/o derivata dalla rete di distribuzione. Laconfigurazione standard L include una funzione opzionale diqualità dell'energia che permette di monitorare e rilevarearmoniche della corrente e della tensione e disturbi di brevedurata del sistema. La configurazione standard L presentainoltre una funzione opzionale di localizzazione dei guastiattraverso la misura dell'impedenza, che consente di rilevare

guasti da corto circuito in sistemi di distribuzione radiali e guastia terra in reti con messa a terra efficace e a bassa resistenza. Laconfigurazione standard L è stata pre-configurataappositamente per i quadri ABB, ad esempio UniGear Digital.L'uso della configurazione standard L non è tuttavia limitatoesclusivamente ai quadri, ma offre il massimo livello difunzionalità con ingressi sensori per correnti di fase e tensioni difase. La configurazione standard L non è progettata perutilizzare contemporaneamente tutte le funzioni di protezionedisponibili in un relè. La configurazione specifica viene verificatacon lo strumento di configurazione dell'applicazione nelPCM600 per garantire le corrette prestazioni del relè.

Integrati con la funzione opzionale di controllo del sincronismoe il bus di processo con valori campionati di tensioni di faseanalogiche, i relè con configurazione standard G e Lgarantiscono una sicura interconnessione delle due reti.

La configurazione standard N offre il massimo livello difunzionalità di tutte le configurazioni standard. Viene fornita pre-configurata, esattamente come le altre configurazioni standard615. Di norma, viene riconfigurata quando viene messa infunzione. Ciò consente maggiore flessibilità nellanormalizzazione del relè REF615. Le funzioni opportunepossono essere selezionate in base alla specifica applicazionedi protezione. Inoltre, lo strumento di configurazionedell'applicazione nel PCM600 consente di creare configurazionipersonalizzate. La configurazione standard N non è progettataper utilizzare contemporaneamente tutte le funzioni diprotezione disponibili in un relè. La configurazione specificaviene verificata con lo strumento di configurazionedell'applicazione nel PCM600 per garantire le corretteprestazioni del relè.

In aggiunta alla protezione da guasto a terra direzionale, èpossibile ordinare in via opzionale una delle tre funzioniseguenti: protezione da guasto a terra basata sull'ammettenza,su armoniche o su un principio wattmetrico. Le funzioni diprotezione da guasto a terra basata sull'ammettenza e su unprincipio wattmetrico sono disponibili per le configurazionistandard A, B, E, F, G, J, L e N. La protezione da guasto a terrabasata su armoniche è disponibile per le configurazionistandard B, D, F, J, L e N. La protezione da guasto a terrabasata sull'ammettenza garantisce il corretto funzionamentodella protezione anche in mancanza delle informazioni di statosul collegamento della bobina di Petersen. Le configurazionistandard L e N offrono anche la protezione da guasto a terrabasata sull'ammettenza in multifrequenza.


22 ABB

Io

3I

REF615Conf. std.

ANSI IEC

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P-2/51P-1

67N 1)

67NIEF

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I>>/3I>

Io→ 1)

Io>→IEF

B

1) o 51NHA (Io>HA), 21YN (Yo>→), 32N (Po>→)

3U Uo

Io

3I

REF615Conf. std.

ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

59G

81

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

Uo>

f</f>, df/dt

H

REF615Conf. std.

ANSI IEC

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P-2/51P-1

67N 1)

67NIEF

79

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I>>/3I>

Io→ 1)

Io>→IEF

O→I

B

1) o 51NHA (Io>HA), 21YN (Yo>→), 32N (Po>→)

Io

3I

REF615Conf. std.

ANSI IEC

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51N

51P-2/51P-1

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

Io>

3I>>/3I>

B

Cavo Linea aerea

GUID-D6509110-3E79-44CD-8DA9-D81FE934BDA4 V1 IT

Figura 13. Esempio di sottostazione con protezione di massima corrente e protezione da guasto a terra, che utilizza configurazione standardB

La figura 13 illustra un esempio di sottostazione con protezionedi massima corrente e protezione da guasto a terra, che utilizzala configurazione standard B. Nella configurazione F si utilizzaanche la protezione basata sulla frequenza e sulla tensione. I

relè sono inoltre provvisti della funzione opzionale di protezionecontro gli archi elettrici, che consente una protezione rapida eselettiva in tutto il quadro. Inoltre, per le linee aeree si utilizza lafunzione di richiusura automatica opzionale.


ABB 23

Io

3I

REF615Conf. std.

ANSI IEC

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

D

Io

3I

REF615Conf. std.

ANSI IEC

21FL

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

FLOC

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

N

3I

Io

REF615Conf. std.

ANSI IEC

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51N (SEF)

51P-2/51P-1

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

Io>

3I>>/3I>

D

Cavo Cavo

GUID-35166A11-E347-402F-A882-D04E1007577D V1 IT

Figura 14. Esempio di sottostazione in una rete messa a terra a bassa impedenza, che utilizza le configurazioni standard D e N con protezionedi massima corrente, da guasto a terra e termica per la linea partenza

La figura 14 illustra un esempio di sottostazione in una retemessa a terra a bassa impedenza, che utilizza le configurazionistandard D e N con protezione di massima corrente, da guastoa terra e termica per la linea partenza. I relè sono provvisti difunzione di protezione opzionale contro gli archi elettrici, che

consente una protezione rapida e selettiva in tutto il quadro.Nella configurazione standard N è inoltre integrata la funzioneopzionale di localizzatore guasti per calcolare la distanza delguasto dalla sottostazione.


24 ABB

Io

3I

3U

Io

3I

3U

REF615Conf. std.

ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N 1)

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→ 1)

L

Io

3I

3U

REF615Conf. std.

ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

L

Io

3I

3U

REF615Conf. std.

ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

79

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→O→I

L

REF615Conf. std.

ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→

G

Io

3I

3U

REF615Conf. std.

ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

L

Io

3I

3U

REF615Conf. std.

ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

79

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→O→I

L

REF615Conf. std.

ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N 1)

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→ 1)

L

3I

3U

1) utilizzato in modalità non direzionale 1) utilizzato in modalità non direzionale

CavoLinea aerea

Linea aerea

Cavo

GUID-52115F97-519B-40F3-B676-1CC27990CA50 V1 IT

Figura 15. Esempio di applicazione con quadro a singolo sistema di sbarre

La figura 15 illustra un esempio di applicazione con quadro asingolo sistema di sbarre. I sensori di corrente (bobine diRogowski) e i sensori di tensione (divisori resistivi) sono utilizzatiper le misure nelle configurazioni standard L e G. Le principalifunzioni di protezione utilizzate sono la protezione di massima

corrente, la protezione da guasto a terra e la protezione basatasulla tensione. Per la protezione delle linee partenza si utilizzaanche la protezione termica. Per le linee aeree si utilizza lafunzione di richiusura automatica opzionale.


ABB 25

3U Uo

Io

3I

REF615Conf. std.

ANSI IEC

25

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

SYNC

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

N

3UUo

Io

3I

REF615Conf. std.

ANSI IEC

25

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

SYNC

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

N

3UUo

3I 3I

3I

3U Uo

REF615Conf. std.

ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

59G

81

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

Uo>

f</f>, df/dt

H

REF615Conf. std.

ANSI IEC

27/59

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

81

87NH

3U</3U>

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

f<, f>, df/dt

dIoHi>

K

REF615Conf. std.

ANSI IEC

27/59

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

81

87NH

3U</3U>

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

f<, f>, df/dt

dIoHi>

K

REF615Conf. std.

ANSI IEC

25

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

59G

67

81

SYNC

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

Uo>

3I→f</f>, df/dt

N

Io

3I

Iob

REF615Conf. std.

ANSI IEC

27/59

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

81

87NH

3U</3U>

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

f<, f>, df/dt

dIoHi>

K

Io Io

IobIob

GUID-51FCF15D-3965-4719-AEF5-F37617767572 V1 IT

Figura 16. Esempio di applicazione con quadro a singolo sistema di sbarre disposto in due sezioni sbarre separate da un congiuntore disbarre

La figura 16 illustra un esempio di applicazione con quadro asingolo sistema di sbarre disposto in due sezioni sbarreseparate da un congiuntore di sbarre. La configurazionestandard K è utilizzata in linee partenza con trasformatori didistribuzione installati vicini, garantendo, in aggiunta alla

normale protezione di massima corrente e da guasto a terra,una protezione ristretta da guasto a terra ad elevataimpedenza. La funzione di controllo del sincronismo è utilizzatanella configurazione standard in linee arrivo e congiuntori disbarre.


26 ABB

Io

3I

REF615Conf. std.

ANSI IEC

25

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

59G

67

SYNC

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

Uo>

3I→

N

3UUo

Io

3I

REF615Conf. std.

ANSI IEC

25

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

59G

67

SYNC

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

Uo>

3I→

N

3UUo

REF615Conf. std.

ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

59G

81

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

Uo>

f</f>, df/dt

N

3U Uo3I

REF615Conf. std.

ANSI IEC

25

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

59G

67

81

SYNC

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

Uo>

3I→f</f>, df/dt

N

Io

3I

REF615Conf. std.

ANSI IEC

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

67NIEF

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

Io>IEF→

N

Io

3I

REF615Conf. std.

ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

79

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→O→I

N

3U Uo

Io

3I

REF615Conf. std.

ANSI IEC

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

67NIEF

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

Io>IEF→

N

Cavo Linea aerea

Cavo

GUID-D9276030-D56F-4396-A5F1-A81CDBCEE500 V1 IT

Figura 17. Esempio di applicazione in un quadro a singolo sistema di sbarre, che utilizza la configurazione standard N più completa

La figura 17 illustra un esempio di applicazione in un quadro asingolo sistema di sbarre, che utilizza la configurazionestandard N più completa. Le principali funzioni di protezioneutilizzate sono la protezione di massima corrente, la protezioneda guasto a terra e la protezione basata sulla tensione. Per laprotezione delle linee partenza si utilizza anche la protezione

termica e la protezione da guasto a terra intermittente. Inoltre,per le linee aeree si utilizza la funzione di richiusura automaticaopzionale. I relè sono provvisti di funzione di protezioneopzionale contro gli archi elettrici, che consente una protezionerapida e selettiva in tutto il quadro.


ABB 27

REF615Conf. std.

ANSI IEC

25

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

59G

60

67/67N

81

SYNC

U2>/3U<

U1</3U>

3Ith>F

ARC

Uo>

FUSEF

3I→/Io→f</f>,df/dt

J

U12

3U Uo

Io

3I

GUID-5F636A0B-E6FC-4227-900B-1E2BAC9A1AB9 V1 IT

Figura 18. Protezione e controllo dell'unità partenza con configurazione standard J

La figura 18 illustra la protezione e il controllo della lineapartenza con configurazione standard J, che utilizza la funzione

di controllo del sincronismo per una sicura connessione dellagenerazione distribuita dell'energia alla rete.


28 ABB

Zona A Zona B

3I3I

Linea arrivo / partenza per zona A

Linea arrivo / partenza per zona B

3I3I

Congiuntore di sbarre

3I 3I

REF615

Conf. std.

ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

51BF

59G

81

87A

87B

87C

MCS I_A

MCS I_B

MCS I_C

U2>/3U>

U1</3U<

3I>

Uo>

f>/f<,df/dt

dHi_A>

dHi_B>

dHi_C>

MCS I_A

MCS I_B

MCS I_C

N

REF615

Conf. std.

ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

51BF

59G

81

87A

87B

87C

MCS I_A

MCS I_B

MCS I_C

U2>/3U>

U1</3U<

3I>

Uo>

f>/f<,df/dt

dHi_A>

dHi_B>

dHi_C>

MCS I_A

MCS I_B

MCS I_C

N

3U Uo 3U Uo

GUID-9D66E4ED-7461-4822-9C76-DBA2878DDDF1 V1 IT

Figura 19. Esempio di applicazione della protezione differenziale di sbarra per coprire due zone utilizzando la configurazione standard N

La figura 19 illustra un esempio di applicazione con quadro asingolo sistema di sbarre disposto in due sezioni sbarreseparate da un congiuntore di sbarre. La configurazionestandard N è utilizzata con protezione differenziale ad elevata

impedenza per sbarre e copre due zone con due relè diprotezione. Inoltre, viene utilizzata la protezione basata sullatensione e sulla frequenza con configurazione standard N.


ABB 29

5. Soluzioni ABB supportateI relè di protezione e controllo della serie 615 di ABB,unitamente all'unità di automazione per sottostazioni COM600,formano a pieno diritto una soluzione IEC 61850 per ladistribuzione affidabile dell'energia elettrica nei sistemi elettricidelle utility e dell'industria.Per facilitare e velocizzarel'ingegnerizzazione del sistema, i relè ABB utilizzano cosiddettipacchetti di connettività. Tali pacchetti includono unacompilazione di informazioni software e specifiche del relè, fracui campioni di schemi unifilari e un modello di dati completodel relè. Il modello di dati include inoltre elenchi di eventi eparametri. Grazie ai pacchetti di connettività, i relè possonoessere facilmente configurati utilizzando il PCM600 e integraticon l'unità di automazione per sottostazioni COM600 o ilsistema di controllo e gestione di reti MicroSCADA Pro.

I relè della serie 615 offrono supporto nativo alla norma IEC61850 Edizione 2, includendo anche il sistema di messaggiGOOSE orizzontale binario e analogico. Inoltre è supportato ilbus di processo con l'invio di valori campionati di correnti etensioni analogiche e la ricezione di valori campionati delletensioni. Rispetto alla tradizionale comunicazione cablata fradispositivi, la comunicazione peer-to-peer tramite una reteswitched Ethernet LAN offre una piattaforma avanzata eversatile per la protezione del sistema elettrico. La rapidacapacità di comunicazione, la supervisione continuadell'integrità del sistema di comunicazione e protezione el'intrinseca flessibilità per la riconfigurazione e gliammodernamenti, sono alcune delle caratteristiche distintivedell'approccio al sistema di protezione ammesso dallacompleta implementazione della norma sull'automazione dellesottostazioni IEC 61850. Questa serie di relè di protezione è ingrado di utilizzare in modo ottimale l'interoperabilità fornitadalle funzioni IEC 61850 Edizione 2.

A livello di sottostazione, il COM600 utilizza i dati contenuti neirelè per offrire una potenziata funzionalità per la sottostazione. Il

COM600 presenta un'interfaccia basata sul browser web conun display grafico personalizzabile per la visualizzazione deglischemi unifilari di varie soluzioni di quadri. La funzione SLD èutile soprattutto quando si utilizzano relè della serie 615 senzala funzione dello schema unifilare opzionale.Inoltre, l'utilizzodella classica pagina web del COM600 come interfaccia deldisplay offre una panoramica dell'intera sottostazione, inclusischemi unifilari specifici dei singoli relè, consentendo quindi unapratica accessibilità alle informazioni. Per migliorare lasicurezza del personale, l'interfaccia del display tramite lapagina web consente anche l'accesso da remoto ai dispositivi eai processi di sottostazione.

Inoltre, il COM600 può essere utilizzato come "archivio" dei datilocali per la documentazione tecnica della sottostazione e per idati di rete raccolti dai relè. I dati raccolti dalla rete semplificanoi report lunghi e l'analisi di situazioni di guasto della retemediante lo storico dei dati e la funzione di gestione degli eventidel COM600. La cronologia dei dati può essere utilizzata per unpreciso monitoraggio della performance di processi eapparecchiature attuando calcoli basati sia su valori storici chein tempo reale. La migliore comprensione della dinamica deiprocessi si ottiene unendo misure dei processi basate sultempo ed eventi di produzione e di manutenzione.

Il COM600 presenta inoltre funzioni gateway ed offre unaconnettività senza soluzione di continuità fra i relè disottostazione e i sistemi di controllo e gestione a livello di rete,quali MicroSCADA Pro e System 800xA.

L'interfaccia di analisi GOOSE in COM600 consente l'analisidell'applicazione IEC 61850 orizzontale durante la messa inservizio e il funzionamento a livello di stazione. Registra tutti glieventi GOOSE durante il funzionamento della sottostazione peruna migliore supervisione del sistema.

Tabella 3. Soluzioni ABB supportate

Prodotto Versione

Unità di automazione per sottostazioni COM600 4.0 SP1 o superiore

4.1 o superiore (Edizione 2)

MicroSCADA Pro SYS 600 9.3 FP2 o superiore

9.4 o superiore (Edizione 2)

System 800xA 5.1 o superiore


30 ABB

PCM600Switch Ethernet

Utility: IEC 60870-5-104Industria: OPC

COM600Display Web

ABBMicroSCADA Pro/

Sistema 800xA

Comunicazione GOOSE orizzontale binaria e analogica IEC 61850

PCM600Switch Ethernet

COM600Display Web

Comunicazione GOOSE orizzontale binaria e analogica IEC 61850

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

Figura 20. Esempio di sistema di distribuzione dell'energia ABB basato sull'utilizzo di relè Relion, dell'unità di automazione per sottostazioniCOM600 e del MicroSCADA Pro/System 800xA

6. ControlloIl relè REF615 include la funzione di controllo di un interruttoretramite l'interfaccia del display o comandi remoti. In aggiunta alcontrollo dell'interruttore, il relè presenta due blocchi dicontrollo destinati al controllo motorizzato di sezionatori o delcarrello dell'interruttore e per le loro indicazioni di posizione.Inoltre, il relè dispone di un blocco di controllo destinato alcontrollo motorizzato di un sezionatore di terra e della suaindicazione di posizione.

Il relè necessita di due ingressi binari fisici e di due uscite binariefisiche per ogni apparecchio primario controllabile utilizzato. Ilnumero di ingressi binari e di uscite binarie non utilizzati varia inbase alla configurazione standard prescelta per il relè. Inoltre,alcune configurazioni standard offrono anche moduli hardwareopzionali che aumentano il numero di ingressi e uscite binari.

Nel caso in cui il numero disponibile di uscite e/o ingressi binaridella configurazione standard prescelta non fosse sufficiente, èpossibile modificare la configurazione standard in modo daabilitare alcuni ingressi o uscite binari originariamenteconfigurati per altre funzioni, se applicabile, oppure un modulo

esterno di ingressi/uscite (ad esempio è possibile integrareRIO600 nel relè). Gli ingressi e le uscite binari del modulo I/Oesterno possono essere utilizzati per i segnali binaridell'applicazione meno critici dal punto di vista temporale. Taleintegrazione consente di abilitare alcuni ingressi e uscite binaridel relè inizialmente assegnati nella configurazione standard.

Occorre verificare accuratamente l'idoneità delle uscite binariedel relè selezionate per controllare gli apparecchi primari, adesempio il potere di chiusura e la portata, nonché il potere diinterruzione. Qualora non vengano soddisfatti i requisiti per ilcircuito di controllo dell'apparecchio primario, occorre valutarel'uso di relè ausiliari esterni.

L'ampio LCD grafico opzionale del display locale del relèinclude uno schema unifilare (SLD) con indicazione dellaposizione dei rispettivi apparecchi primari. Gli schemi diinterblocco richiesti dall'applicazione sono configuratiutilizzando la matrice di segnali o la funzione di configurazionedell'applicazione del PCM600. A seconda della configurazionestandard, il relè integra anche la funzione di controllo delsincronismo per garantire che la tensione, l'angolo di fase e la


ABB 31

frequenza su entrambi i lati di un interruttore aperto soddisfinole condizioni di sicura interconnessione delle due reti.

7. MisureIl relè misura in continuo le correnti di fase, le componentisimmetriche delle correnti e la corrente residua. Se il relèinclude la funzione di misura della tensione, esso misura anchela tensione residua, le tensioni di fase e le componenti disequenza della tensione. In funzione della configurazionestandard, il relè può offrire anche la misura della frequenza. Ilrelè calcola inoltre il valore richiesto di corrente tramite unmodello temporale prestabilito settabile dall'utente, ilsovraccarico termico dell'oggetto protetto e il valore dellosquilibrio di fase sulla base del rapporto fra la corrente consequenza di fase inversa e la corrente con sequenza di fasepositiva.

Il relè offre altresì la misura della potenza e dell’energia trifase,incluso il fattore di potenza.

I valori misurati sono accessibili localmente attraversol'interfaccia utente sul frontalino del relè o a distanza, attraversol'interfaccia di comunicazione del relè. Si può accedere ai valori,in locale o in remoto, anche utilizzando l'interfaccia utentebasata sul browser web (WHMI).

Il relè include un registratore del profilo di carico. La funzionedel profilo di carico memorizza i dati storici di carico acquisiti adintervalli periodici (intervallo su richiesta). Le registrazioni hannoil formato COMTRADE.

8. Qualità dell'energiaNelle norme EN la qualità dell'energia viene definita dallecaratteristiche della tensione di alimentazione. I transitori, levariazioni di tensione di breve e lunga durata, lo squilibrio e ledistorsioni della forma d'onda sono le caratteristiche principalidella qualità dell'energia. Le funzioni di monitoraggio delledistorsioni vengono utilizzate per monitorare la domanda totaledi corrente e la distorsione armonica totale della tensione.

Il monitoraggio della qualità dell'energia è una funzionefondamentale che le utility possono mettere a disposizione deiloro clienti industriali più importanti. Un sistema di monitoraggiopuò non solo fornire informazioni sui disturbi del sistema e sullepossibili cause, ma può anche rilevare condizioniproblematiche nell'intero sistema prima che queste causinolamentele da parte dei clienti, malfunzionamenti alleapparecchiature e perfino danni o guasti alle apparecchiature. Iproblemi di qualità dell'energia non sono limitati al lato utility delsistema. Non a caso, la maggior parte di tali problemi èlocalizzata negli impianti dei clienti. Ne consegue che ilmonitoraggio della qualità dell'energia è non solo un'efficacestrategia di service offerta ai clienti, ma anche un modo efficaceper proteggere il nome dell'utility in relazione alla qualitàdell'energia e al service.

Il relè di protezione offre le seguenti funzioni di monitoraggiodella qualità dell'energia:

• Variazione di tensione• Squilibrio di tensione• Armoniche di corrente• Armoniche di tensione

Le funzioni squilibrio di tensione e variazione di tensionevengono utilizzate per misurare le variazioni di tensione di brevedurata e monitorare le condizioni di squilibrio di tensione in retidi trasmissione e distribuzione dell'energia.

Le funzioni armoniche di corrente e armoniche di tensioneconsentono di monitorare la qualità dell'energia mediante ladistorsione della forma d'onda della corrente e della formad'onda della tensione. Queste funzioni offrono un valore medioa breve termine di tre secondi e un valore della domanda alungo termine per la distorsione della domanda totale TDD e ladistorsione armonica totale THD.

9. Localizzazione dei guastiIl relè è dotato di una funzione opzionale di localizzazione deiguasti attraverso la misura dell'impedenza, che consente dirilevare guasti da corto circuito nei sistemi di distribuzioneradiali. Ciascun guasto può essere localizzato in reti con messaa terra efficace e a bassa resistenza. In circostanze in cui lagrandezza della corrente di guasto è almeno dello stesso ordineo superiore alla corrente di carico, i guasti a terra possonoessere localizzati anche in reti di distribuzione con neutroisolato. La funzione di localizzazione guasti identifica il tipo diguasto, quindi calcola la distanza dal punto di guasto. Vienecalcolata inoltre una stima del valore di resistenza al guasto. Lastima fornisce informazioni sulla possibile causa del guasto esull'accuratezza della distanza stimata dal punto di guasto.

10. OscilloperturbografoIl relè è provvisto di un oscilloperturbografo caratterizzato da unmassimo di 12 canali per segnali analogici e 64 canali persegnali binari. I canali analogici possono essere impostati inmodo da registrare la forma dell'onda oppure la tendenza dellecorrenti e tensioni misurate.

I canali analogici possono essere impostati in modo da attivarela funzione di registrazione quando il valore misurato scendesotto oppure sale oltre i valori impostati. I canali binari possonoessere impostati in modo da avviare una registrazione sul frontedi salita o su quello di discesa del segnale oppure su entrambi.

Per default, i canali binari sono impostati in modo da registrare isegnali esterni o interni al relè, ad esempio i segnali di avvio o disgancio delle soglie di protezione, oppure i segnali di blocco ocontrollo esterni. I segnali binari del relè, quali i segnali di avvio odi sgancio di una protezione, oppure un segnale di controlloesterno del relè tramite un ingresso binario, possono essereimpostati in modo da attivare la registrazione.Le informazioni


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registrate vengono salvate in una memoria non volatile epossono essere caricate per una successiva analisi dei guasti.

11. Registro eventiPer raccogliere dati sulla sequenza di eventi, il relè è provvistodi una memoria non volatile in grado di memorizzare 1024eventi con relative marche temporali (timestamp) associate. Lamemoria non volatile conserva i dati anche in caso di cadutatemporanea dell'alimentazione ausiliaria del relè. Il registroeventi facilita un'accurata analisi pre- e post-guasto dell'eventodi guasto e dei disturbi di linea. L'aumentata capacità dielaborare e salvare dati ed eventi all'interno del relè offre iprerequisiti per supportare la crescente domanda diimmagazzinamento di informazioni nelle future configurazioni direte.

Le informazioni sulla sequenza di eventi sono accessibili inlocale tramite l'interfaccia utente sul frontalino del relè o inremoto tramite l'interfaccia di comunicazione del relè stesso. Sipuò accedere alle informazioni, in locale o in remoto, ancheutilizzando l'interfaccia utente basata sul browser web (WHMI).

12. Dati registratiIl relè ha la capacità di salvare le registrazioni degli ultimi 128eventi di guasto. Questi dati consentono all'utente di analizzaregli eventi del sistema elettrico. Ogni registrazione include valoridi corrente, di tensione e angolo di fase, marche temporali, ecc.La registrazione dei guasti può essere attivata dal segnale diavvio o dal segnale di sgancio di un blocco di protezione o daentrambi. Le modalità di misura disponibili includono DFT, RMSe cresta-cresta. Le registrazioni di guasto conservano i valori dimisura del relè nel momento di intervento della funzione diprotezione. Inoltre, la massima corrente richiesta, conregistrazione temporale dell'istante in cui si è verificato talevalore (timestamp), viene registrata separatamente. Leregistrazioni vengono salvate nella memoria non volatile.

13. Monitoraggio dello statoLe funzioni di monitoraggio dello stato del relè di protezionetengono sotto costante controllo le prestazioni e lo statodell'interruttore. Il monitoraggio comprende il tempo di caricadelle molle, la pressione del gas SF6, il tempo di corsa e iltempo di inattività dell'interruttore.

Le funzioni di monitoraggio forniscono la cronologia dei datioperativi dell'interruttore, che possono essere utilizzati perprogrammare la manutenzione preventiva dell'interruttore.

Inoltre, il relè include un contatore del tempo d'esercizio checalcola il numero di ore di funzionamento di un apparecchioprotetto, consentendo la programmazione della manutenzionepreventiva dell'apparecchio basata sul tempo.

14. Supervisione del circuito di sgancioLa supervisione del circuito di sgancio registra in continuo ladisponibilità e la funzionalità del circuito di sgancio. Essagarantisce il monitoraggio del circuito aperto sia quandol'interruttore è chiuso sia quando è aperto. Essa rileva inoltre laperdita di tensione di controllo dell'interruttore.

15. AutodiagnosticaIl sistema di autodiagnostica integrato nel relè registra incontinuo lo stato dell'hardware e il funzionamento del softwaredel relè stesso. Qualsiasi guasto o malfunzionamento rilevatoverrà utilizzato per avvisare l'operatore.

Un guasto permanente al relè blocca le funzioni di protezioneper impedire un malfunzionamento.

16. Supervisione dei guasti ai fusibiliIn base alla configurazione standard prescelta, il relè puòincludere la funzione di supervisione dei guasti ai fusibili.Talefunzione rileva eventuali guasti fra il circuito di misura dellatensione e il relè stesso. I guasti vengono rilevati dall'algoritmobasato sulla sequenza di fase inversa oppure dall'algoritmo deldelta di corrente e del delta di tensione. Al rilevamento di unguasto, la funzione di supervisione dei guasti ai fusibili attiva unallarme e blocca le funzioni di protezione basate sulla tensioneper impedire un funzionamento accidentale.

17. Supervisione del circuito di correnteIn base alla configurazione standard prescelta, il relè puòincludere la funzione di supervisione del circuito dicorrente.Questa funzione viene utilizzata per rilevare guasti neicircuiti secondari del trasformatore di corrente. Al rilevamentodi un guasto, la funzione di supervisione del circuito di correnteattiva un LED di allarme e blocca determinate funzioni diprotezione per impedire un funzionamento accidentale. Lafunzione di supervisione del circuito di corrente calcola lasommatoria delle correnti di fase dai nuclei di protezione e laconfronta con la corrente di riferimento unitaria misurata da untrasformatore di corrente a nucleo bilanciato o da nucleiseparati nei trasformatori di corrente di fase.

18. Controllo di accessoPer proteggere il relè dall’accesso di persone non autorizzate eper mantenere l'integrità delle informazioni, il relè stesso èprovvisto di un sistema di autenticazione basata su quattrolivelli, con password individuali programmabilidall’amministratore per il livello di ispettore, operatore, tecnicoe amministratore. Il controllo di accesso si effettuadall'interfaccia utente sul frontalino, dall'interfaccia utentebasata sul browser web e dal software PCM600.

19. Ingressi e usciteIn base alla configurazione standard prescelta, il relè puòessere provvisto di tre ingressi di corrente di fase e un ingresso


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di corrente residua per la protezione da guasto a terra nondirezionale, oppure di tre ingressi di corrente di fase, uningresso di corrente residua e un ingresso di tensione residuaper la protezione da guasto a terra direzionale o ancora di treingressi di corrente di fase, un ingresso di corrente residua, treingressi di tensione di fase e un ingresso di tensione residua perla protezione da guasto a terra direzionale e la protezione dimassima corrente direzionale. Le configurazioni standard Gincludono un ingresso di corrente residua convenzionale (Io0.2/1 A) e tre ingressi sensori per il collegamento diretto di tresensori combinati con connettori RJ-45. In alternativa ai sensoricombinati, possono essere utilizzati sensori di tensione e dicorrente separati impiegando appositi adattatori. Gli adattatoriconsentono inoltre l'uso di sensori con connettori Twin-BNC.

Gli ingressi di corrente di fase hanno la potenza di 1/5 A. Sonodisponibili due ingressi di corrente residua opzionali, ovvero 1/5A o 0,2/1 A. L'ingresso 0,2/1 A viene utilizzato di norma inapplicazioni che richiedono la protezione da guasto a terrasensibile e che presentano trasformatori di corrente a nucleobilanciato. I tre ingressi di tensione di fase e l'ingresso ditensione residua coprono le tensioni nominali di 60...210 V.

Possono essere collegate sia tensioni fase-fase che tensionifase-terra.

L'ingresso di corrente di fase 1 A o 5 A, l'ingresso di correnteresidua 1 A o 5 A, in alternativa 0,2 A o 1 A, e la tensionenominale dell'ingresso di tensione residua sono selezionati nelsoftware del relè. Inoltre, le soglie degli ingressi binari 16…176V DC vengono selezionate adattando le impostazioni deiparametri del relè.

Tutti i contatti degli ingressi e delle uscite binari sonoliberalmente configurabili con la matrice di segnali oppureattraverso l’uso del software PCM600.

Per maggiori informazioni sugli ingressi e sulle uscite consultarela tabella con la panoramica degli ingressi/uscite e gli schemidei terminali.

In via opzionale, è possibile selezionare un modulo di ingressi euscite binari. Tale modulo possiede tre uscite binarie ad altavelocità (HSO) e riduce il tempo di manovra totale di norma di4...6 ms rispetto alle normali uscite di potenza.


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Tabella 4. Collegamenti d'ingresso/uscita

Conf. std. Cifra codice ordine Canali analogici Canali binari

5-6 7-8 TA TV Sensorecombinato

BI BO RTD mA

A AA / AB AA 4 1 - 3 4 PO + 2 SO - -

B

AA / AB

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

FA 4 1 - 17 4 PO + 5 SO+ 3 HSO

- -

AA / AB FA /FB

AC 4 1 - 11 4 PO + 6 SO -6

-2

FG 4 1 - 11 4 PO + 2 SO+ 3 HSO

C AC / AD AB 4 - - 4 4 PO + 2 SO - -

D

AC / AD

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

FB 4 - - 18 4 PO + 5 SO+ 3 HSO

- -

AC / AD FC /FD

AD 4 - - 12 4 PO + 6 SO -6

-2

FE 4 - - 12 4 PO + 2 SO+ 3 HSO

EFHJN

AE / AF

AG 4 5 - 16 4 PO + 6 SO - -

FC 4 5 - 16 4 PO + 2 SO+ 3 HSO

- -

FE / FF

AG 4 5 - 12 4 PO + 6 SO 2 1

FC 4 5 - 12 4 PO + 2 SO+ 3 HSO

2 1

GL DA

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

FD 1 - 3 8 4 PO + 2 SO+ 3 HSO

- -

K BC

AD 5 5 - 12 4 PO + 6 SO - -

FE 5 5 - 12 4 PO + 2 SO+ 3 HSO

- -


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20. Comunicazione della stazioneIl relè supporta vari protocolli di comunicazione fra cui IEC61850 Edizione 2, IEC 61850-9-2 LE, IEC 60870-5-103,

Modbus® e DNP3. Il protocollo di comunicazione ProfibusDPV1 è supportato utilizzando il convertitore di protocollo SPA-ZC 302. Questi protocolli mettono a disposizione informazionioperative e controlli. Tuttavia, alcune funzioni dicomunicazione, ad esempio la comunicazione orizzontale fra irelè, sono abilitate esclusivamente dal protocollo dicomunicazione IEC 61850.

Il protocollo IEC 61850 è una parte fondamentale del relè, inquanto la funzione di protezione e controllo si basa interamentesulla modellazione della norma. Il relè supporta le versioniEdizione 2 e Edizione 1 della norma. Con la conformitàall'Edizione 2, il relè può contare sulla più recente modellazionedelle funzioni per applicazioni di sottostazioni e sulla miglioreinteroperabilità per le moderne sottostazioni. Esso integraanche il pieno supporto delle funzioni della modalità deldispositivo standard, che consentono diverse applicazioni diprova. Le applicazioni di controllo possono utilizzare la nuovafunzione di autorità di controllo stazione, sicura e avanzata.

L'implementazione della comunicazione IEC 61850 supporta lefunzioni di monitoraggio e controllo. Utilizzando il protocollo IEC61850 è inoltre possibile accedere alle impostazioni deiparametri e alle registrazioni di guasto. Le registrazioni diguasto sono disponibili per qualsiasi applicazione basata suEthernet nel formato di file standard COMTRADE. Il relèsupporta il simultaneo reporting di eventi a cinque diversi clientnel bus della stazione. Il relè è in grado di scambiare segnali conaltri dispositivi che utilizzano il protocollo IEC 61850.

Il relè è in grado di inviare segnali analogici e binari ad altri relèutilizzando il profilo GOOSE (Generic Object OrientedSubstation Event) IEC 61850-8-1. Il sistema di messaggiGOOSE binario può, ad esempio, essere impiegato perespletare le normali funzioni di protezione e interblocco. Il relèsoddisfa i requisiti di performance GOOSE per le applicazioni disgancio nelle sottostazioni di distribuzione, come definito dallanorma IEC 61850 (<10 ms di scambio dati tra i dispositivi).Inoltre, il relè supporta l'invio e la ricezione di valori analogiciutilizzando il sistema di messaggi GOOSE. Il sistema analogicodi messaggi GOOSE consente il facile trasferimento di valori dimisura analogici tramite il bus della stazione, facilitando in talmodo ad esempio l'invio dei valori di misura tra i relè durante ilcontrollo di trasformatori in parallelo.

Il relè supporta anche il bus di processo IEC 61850 inviandovalori campionati di correnti e tensioni analogiche e ricevendovalori campionati di tensioni. Grazie a questa funzione, ilcablaggio galvanico fra i pannelli può essere sostituito con lacomunicazione Ethernet. I valori misurati vengono trasferiticome valori campionati utilizzando il protocollo IEC 61850-9-2LE. L'applicazione prevista per i valori campionati ripartisce letensioni con altri relè della serie 615 che hanno funzioni basatesulla tensione e supporto 9-2. I relè 615 con applicazioni basatesu bus di processo utilizzano la sincronizzazione temporale adalta precisione secondo il protocollo IEEE 1588.

Per la comunicazione Ethernet ridondante, il relè offre dueinterfacce di rete Ethernet in fibra ottica o due interfacce di reteEthernet galvaniche. È disponibile anche una terza porta coninterfaccia di rete Ethernet galvanica. La terza interfacciaEthernet offre la connettività per altri dispositivi Ethernet ad unbus della stazione IEC 61850 all'interno di uno stallo, ad es. laconnessione per un I/O remoto.La ridondanza della reteEthernet può essere ottenuta utilizzando il protocollo diridondanza continua ad elevata disponibilità (HSR) oppure ilprotocollo di ridondanza parallela (PRP) o ancora con un anelloautoripristinante utilizzando RSTP in switch gestiti. Laridondanza Ethernet può essere applicata ai protocolli IEC61850 basati su Ethernet, Modbus e DNP3.

La norma IEC 61850 definisce una ridondanza di rete chemigliora la disponibilità del sistema per la comunicazione dellasottostazione. La ridondanza di rete si basa su due protocollicomplementari definiti nella norma IEC 62439-3: protocolli PRPe HSR. Entrambi i protocolli sono in grado di eludere il guasto diuna connessione o di uno switch con un tempo dicommutazione pari a zero. In entrambi i protocolli ogni nodo direte presenta due porte Ethernet identiche dedicate ad unaconnessione di rete. I protocolli si basano sulla duplicazione ditutte le informazioni trasmesse e offrono un tempo dicommutazione pari a zero in caso di guasto delle connessioni odegli switch, pertanto soddisfano tutti i severi requisiti di temporeale dell'automazione della sottostazione.

Nel PRP ogni nodo di rete è collegato a due reti indipendentiche funzionano in parallelo. Le reti sono completamenteseparate per garantire l'indipendenza dai guasti e possonoavere diverse topologie. Le reti funzionano in parallelo, pertantogarantiscono un recupero a tempo zero e un controllo continuodi ridondanza per evitare guasti.


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Switch EthernetIEC 61850 PRPSwitch Ethernet

REF615 REF620 RET620 REM620 REF615

SCADACOM600

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

Figura 21. Soluzione con protocollo di ridondanza parallela (PRP)

L'HSR applica il principio PRP del funzionamento in parallelo adun anello singolo. Per ogni messaggio inviato, il nodo invia dueframe, uno attraverso ciascuna porta. Entrambi i frameviaggiano in direzioni opposte sull'anello. Ogni nodo inoltra iframe ricevuti da una porta all'altra per raggiungere il nodosuccessivo. Quando un nodo trasmittente originario riceve il

frame che ha inviato, esso rifiuta il frame per evitare dei loop.L'anello HSR con relè della serie 615 supporta la connessionedi un numero massimo di 30 relè. Se vengono collegati più di 30relè, si raccomanda di dividere la rete in vari anelli per garantirele prestazioni delle applicazioni in tempo reale.


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Switch Ethernet

Scatola diridondanza

IEC 61850 HSR



REF615 REF620 RET620 REM620 REF615

SCADADispositivi che non

supportano HSRCOM600

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

Figura 22. Soluzione con ridondanza continua ad elevata disponibilità (HSR)

La scelta fra i protocolli di ridondanza HSR e PRP dipende dallafunzionalità necessaria, dai costi e dalla complessità.

La soluzione ad anello Ethernet autoripristinante consente larealizzazione di un anello di comunicazione economicamentevantaggioso controllato da uno switch gestito con il supportodel protocollo RSTP (rapid spanning tree protocol) standard. Loswitch gestito controlla la coerenza del loop, instrada i dati ecorregge il flusso di dati nel caso di una commutazione della

comunicazione. I relè nella topologia ad anello fungono daswitch non gestiti che trasmettono un traffico di datiindipendenti. La soluzione ad anello Ethernet supporta laconnessione di un numero massimo di 30 relè della serie 615.Se vengono collegati più di 30 relè, si raccomanda di dividere larete in vari anelli. La soluzione ad anello Ethernetautoripristinante evita problemi di singoli punti di guasto emigliora l'affidabilità della comunicazione.


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Switch Ethernet gestito con supporto del protocollo RSTP

Switch Ethernet gestito con supporto del protocollo RSTP

Client BClient A

Rete ARete B

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

Figura 23. Soluzione ad anello Ethernet autoripristinante

Tutti i connettori di comunicazione, ad eccezione delconnettore della porta frontale, sono posizionati sui moduli dicomunicazione opzionali integrati. Il relè di protezione puòessere collegato a sistemi di comunicazione basati su Ethernettramite il connettore RJ-45 (100Base-TX) o il connettore a fibreottiche LC (100Base-FX). Se è richiesta la connessione ad unbus seriale, può essere utilizzato il morsetto a vite RS-485 a 9pin. Per la comunicazione RS-232 è disponibile un'interfacciaseriale opzionale.

L'implementazione del Modbus supporta le modalità RTU,ASCII e TCP. Oltre alla funzione standard Modbus, il relèsupporta il recupero di eventi con timestamp (registrocronologico degli eventi), la modifica del gruppo di impostazioniattive e il caricamento delle ultime registrazioni di guasto. Seviene utilizzata una connessione Modbus TCP, cinque clientpossono essere collegati simultaneamente al relè. Inoltre,Modbus seriale e Modbus TCP possono essere utilizzati inparallelo; se necessario, possono funzionare simultaneamentesia il protocollo IEC 61850 che Modbus.

L'implementazione IEC 60870-5-103 supporta dueconnessioni bus seriali parallele a due diversi master. Oltre allafunzione standard di base, il relè supporta la modifica delgruppo di impostazioni attive e il caricamento delle registrazionidell'oscilloperturbografo nel formato IEC 60870-5-103. Inoltre,

il formato IEC 60870-5-103 può essere utilizzatocontemporaneamente al protocollo IEC 61850.

DNP3 supporta sia la modalità TCP sia la seriale per laconnessione di massimo cinque master. È supportata lamodifica delle impostazioni attive e la lettura delle registrazionidi guasto. Possono essere utilizzati in parallelo i protocolli DNPseriale e DNP TCP. Se necessario, possono funzionaresimultaneamente sia il protocollo IEC 61850 che DNP.

La serie 615 supporta il protocollo Profibus DPV1 con ausiliodell'adattatore SPA-ZC 302 Profibus. Se è richiesto ilprotocollo Profibus, il relè deve essere ordinato con le opzioniseriali Modbus. L'implementazione del Modbus include lafunzione di emulazione del protocollo SPA. Questa funzioneconsente il collegamento con SPA-ZC 302.

Se il relè utilizza il bus RS-485 per la comunicazione seriale,sono supportate sia connessioni a due che a quattro fili.Resistenze terminali e resistenze pull-up e pull-down possonoessere configurate con dei jumper sulla scheda dicomunicazione in modo da rendere superflue resistenzeesterne.

Il relè supporta i seguenti metodi di sincronizzazione temporalecon una precisione di 1 ms.

Basata su Ethernet


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• il protocollo SNTP (Simple Network Time Protocol)

Con cablaggio di sincronizzazione temporale speciale• lo standard IRIG-B (Inter-Range Instrumentation Group -

codice di tempo formato B)

Il relè supporta il seguente metodo di sincronizzazionetemporale con una precisione di 4 µs necessaria soprattutto inapplicazioni basate su bus di processo.• PTP (IEEE 1588) v2 con Power Profile

Il protocollo IEEE 1588 è supportato in tutte le varianti chepossiedono un modulo di comunicazione Ethernet ridondante.

Funzioni IEEE 1588 v2• Orologio ordinario con algoritmo Best Master Clock• Orologio trasparente a uno step per topologia ad anello

Ethernet• 1588 v2 Power Profile

• Ricezione (slave): 1 step/2 step• Trasmissione (master): 1 step• Mappatura 2 layer• Calcolo del ritardo peer-to-peer• Funzionamento Multicast

La precisione richiesta per l'orologio di Grandmaster è +/-1 µs.Il relè può fungere da orologio master mediante algoritmo BMCse l'orologio di Grandmaster esterno non è disponibile a brevetermine.

Il protocollo IEEE 1588 è supportato in tutte le varianti chepossiedono un modulo di comunicazione Ethernet ridondante.

Inoltre, il relè supporta la sincronizzazione temporale attraversoi protocolli di comunicazione seriale Modbus, DNP3 e IEC60870-5-103.

Tabella 5. Interfacce e protocolli di comunicazione per stazione supportati

Interfacce/ Protocolli Ethernet Seriale

100BASE-TX RJ-45 100BASE-FX LC RS-232/RS-485 ST a fibre ottiche

IEC 61850-8-1 ● ● - -

IEC 61850-9-2 LE ● ● - -

MODBUS RTU/ASCII - - ● ●

MODBUS TCP/IP ● ● - -

DNP3 (seriale) - - ● ●

DNP3 TCP/IP ● ● - -

IEC 60870-5-103 - - ● ●● = Supportato


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21. Dati tecnici

Tabella 6. Dimensioni

Descrizione Valore

Larghezza Telaio 177 mm

Involucro 164 mm

Altezza Telaio 177 mm (4 unità)

Involucro 160 mm

Profondità 201 mm (153 + 48 mm)

Peso Relè di protezione completa 4,1 kg

Solo unità estraibile 2,1 kg

Tabella 7. Alimentazione

Descrizione Tipo 1 Tipo 2

Tensione ausiliaria nominale Un 100, 110, 120, 220, 240 V AC, 50 e 60 Hz 24, 30, 48, 60 V DC

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

Durata di interruzione massima dellatensione DC ausiliaria senza ripristino delrelè

50 ms a Un

Variazione di tensione ausiliaria 38...110% di Un (38...264 V AC) 50...120% di Un (12...72 V DC)

80...120% di Un (38,4...300 V DC)

Soglia di avvio 19,2 V DC (24 V DC × 80%)

Carico di alimentazione di tensioneausiliaria in condizioni di riposo (Pq)/d’esercizio

DC <12,0 W (nominale)/<18,0 W (max.)DC <16,0 W (nominale)/<21,0 W (max.)

DC <12,0 W (nominale)/<18,0 W (max.)

Ondulazione (ripple) nella tensioneausiliaria DC

Max 15% del valore DC (alla frequenza di 100 Hz)

Tipo di fusibile T4A/250 V


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Tabella 8. Ingressi di alimentazione

Descrizione Valore

Frequenza nominale 50/60 Hz

Ingressi di corrente Corrente nominale, Inn 0,2/1 A 1) 1/5 A2)

Capacità di resistenza termica:

• in continuo 4 A 20 A

• Per 1 s 100 A 500 A

Resistenza a corrente dinamica:

• Valore di semionda 250 A 1250 A

Impedenza d’ingresso <100 mΩ <20 mΩ

Ingressi di tensione Tensione nominale 60...210 V AC

Tensione di tenuta:

• in continuo 240 V AC

• Per 10 s 360 V AC

Carico a tensione nominale <0,05 VA

1) Opzione di ordinazione per ingresso di corrente residua2) Corrente residua e/o corrente di fase

Tabella 9. Ingressi di alimentazione (sensori)

Descrizione Valore

Ingresso sensore di corrente Tensione corrente nominale (latosecondario)

75 mV...9000 mV1)

Tensione di tenuta continua 125 V

Impedenza d'ingresso a 50/60 Hz 2...3 MΩ2)

Ingresso sensore di tensione Tensione nominale 6 kV...30 kV3)

Tensione di tenuta continua 50 V

Impedenza d'ingresso a 50/60 Hz 3 MΩ

1) Equivale al range di corrente di 40...4000 A con bobina di Rogowski 80 A, 3 mV/Hz Rogowski2) In funzione della corrente nominale utilizzata (guadagno hardware)3) Questo range è coperto (fino a 2*nominale) con rapporto di divisione della tensione di 10.000:1

Tabella 10. Ingressi binari

Descrizione Valore

Range d’esercizio ±20% della tensione nominale

Tensione nominale 24...250 V DC

Corrente assorbita 1,6...1,9 mA

Potenza consumata 31,0...570,0 mW

Tensione soglia 16...176 V DC

Tempo di reazione <3 ms


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Tabella 11. Uscita di segnale X100: SO1

Descrizione Valore

Tensione nominale 250 V AC/DC

Portata continua dei contatti 5 A

Chiusura e portata per 3,0 s 15 A


Potere d’interruzione se la costante temporale del circuito di controllo L/R <40 ms

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

Carico minimo dei contatti 100 mA a 24 V AC/DC

Tabella 12. Uscite segnali e uscita IRF

Descrizione Valore





Potere d’interruzione con costante temporale del circuito di controllo L/R<40 ms, a 48/110/220 V DC

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

Carico minimo dei contatti 10 mA a 5 V AC / DC

Tabella 13. Uscite relè di potenza bipolari con funzione TCS

Descrizione Valore





Potere d’interruzione con costante temporale del circuito di controllo L/R<40 ms, a 48/110/220 V DC (due contatti collegati in serie)

5 A/3 A/1 A


Supervisione del circuito di sgancio (TCS):

• Range di tensione di controllo 20...250 V AC/DC

• Corrente assorbita dal circuito di supervisione ~1,5 mA

• Tensione minima sul contatto TCS 20 V AC/DC (15...20 V)


ABB 43

Tabella 14. Uscite relè di potenza unipolari

Descrizione Valore


Portata continua dei contatti 8A




5 A/3 A/1 A


Tabella 15. Uscita ad alta velocità HSO con BIO0007

Descrizione Valore






5 A/3 A/1 A

Tempo di manovra <1 ms

Reset <20 ms, carico resistivo

Tabella 16. Interfaccia Ethernet porta frontale

Interfaccia Ethernet Protocollo Cavo Velocità di trasmissionedati

Fronte Protocollo TCP/IP Cavo Ethernet CAT 5 standard con connettore RJ-45 10 MBit/s

Tabella 17. Collegamento di comunicazione per stazione, a fibre ottiche

Connettore Tipo di fibra1) Lunghezza d'onda Tipica lunghezza

max.2)Attenuazione ammessa sul percorso3)

LC Nucleo in fibra di vetro MM62,5/125 o 50/125 μm

1300 nm 2 km <8 dB

ST Nucleo in fibra di vetro MM62,5/125 o 50/125 μm

820...900 nm 1 km <11 dB

1) (MM) fibra multimodale, (SM) fibra monomodale2) La lunghezza massima dipende dall'attenuazione e dalla qualità del cavo, dalla quantità di giunti e connettori sul percorso.3) Attenuazione massima ammessa causata dai connettori e dal cavo assieme


44 ABB

Tabella 18. IRIG-B

Descrizione Valore

Formato del codice di tempo IRIG B004, B0051)

Isolamento 500V 1 min

Modulazione Non modulato

Livello logico 5 V TTL

Corrente assorbita <4 mA

Potenza consumata <20 mW

1) Secondo lo standard 200-04 IRIG

Tabella 19. Sensore a lente e fibra ottica per protezione contro gli archi elettrici

Descrizione Valore

Cavo a fibre ottiche inclusa lente 1,5 m, 3,0 m o 5,0 m

Range di temperatura d'esercizio normale della lente -40...+100°C

Range di temperatura d'esercizio massimo della lente, max. 1 ora +140°C

Raggio di piegatura minimo ammesso per la fibra di connessione 100 mm

Tabella 20. Grado di protezione del relè montato a filo della porta della pannello/sull’interruttore

Descrizione Valore

Lato anteriore IP 54

Lato posteriore, terminali di collegamento IP 20

Tabella 21. Condizioni ambientali

Descrizione Valore

Range della temperatura d’esercizio -25...+55ºC (in continuo)

Range della temperatura d'esercizio di breve durata -40...+85ºC (<16 ore)1)2)

Umidità relativa <93%, senza formazione di condensa

Pressione atmosferica 86...106 kPa

Altitudine Fino a 2000 m

Range di temperatura di trasporto e stoccaggio -40...+85ºC

1) Riduzione delle prestazioni del display e dell'MTBF all'esterno del range di temperatura di -25...+55ºC2) Per i relè con un'interfaccia di comunicazione LC, la temperatura d'esercizio massima è +70 ºC


ABB 45

Tabella 22. Prove di compatibilità elettromagnetica

Descrizione Valore di prova Riferimento

Prova di immunità ai disturbi a 1 MHz/100 kHz IEC 61000-4-18IEC 60255-26, classe IIIIEEE C37.90.1-2002

• Modo comune 2,5 kV

• Modo differenziale 2,5 kV

Prova di immunità ai disturbi a 3 MHz, 10 MHz e30 MHz

IEC 61000-4-18IEC 60255-26, classe III

• Modo comune 2,5 kV

Prova delle scariche elettrostatiche IEC 61000-4-2IEC 60255-26IEEE C37.90.3-2001

• Scarica a contatto 8 kV

• Scarica in aria 15 kV

Prova di interferenza da radiofrequenza

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


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


10 V/mf=900 MHz

ENV 50204IEC 60255-26, classe III

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

IEEE C37.90.2-2004

Prova di immunità ai transitori/treni elettriciveloci

IEC 61000-4-4IEC 60255-26IEEE C37.90.1-2002

• Tutte le porte 4 kV

Prova di immunità agli impulsi ad alta energia IEC 61000-4-5IEC 60255-26

• Comunicazione 1 kV, linea-terra

• Altre porte 4 kV, linea-terra2 kV, linea-linea

Prova di immunità a campo magnetico allafrequenza di rete (50 Hz)

IEC 61000-4-8

• Continuo• 1...3 s

300 A/m1000 A/m

Prova di immunità a campo magnetico adimpulso

1000 A/m6,4/16 µs

IEC 61000-4-9

Prova di immunità a campo magneticooscillatorio smorzato

IEC 61000-4-10

• 2 s 100 A/m

• 1 MHz 400 transitori/s

Immunità a buchi di tensione e brevi interruzioni 30%/10 ms60%/100 ms60%/1000 ms>95%/5000 ms

IEC 61000-4-11


46 ABB

Tabella 22. Prove di compatibilità elettromagnetica, continua


Prova di immunità alla frequenza industriale Solo ingressi binari IEC 61000-4-16IEC 60255-26, classe A

• Modo comune 300 Veff

• Modo differenziale 150 Veff

Disturbi condotti di modo comune 15 Hz...150 kHzLivello di prova 3 (10/1/10 Veff)

IEC 61000-4-16

Prove di emissione elettromagnetica EN 55011, classe AIEC 60255-26CISPR 11CISPR 12

• Condotti

0,15...0,50 MHz <79 dB (µV) quasi cresta<66 dB (µV) media

0,5...30 MHz <73 dB (µV) quasi cresta<60 dB (µV) media

• Radiati

30...230 MHz <40 dB (µV/m) quasi cresta, misurati a distanzadi 10 m

230...1000 MHz <47 dB (µV/m) quasi cresta, misurati a distanzadi 10 m

1…3 GHz < 76 dB (µV/m) cresta< 56 dB (µV/m) media, misurati a distanza di 3 m

3…6 GHz < 80 dB (µV/m) cresta< 60 dB (µV/m) media, misurati a distanza di 3 m

Tabella 23. Prove di isolamento


Prove dielettriche 2 kV, 50 Hz, 1 min500 V, 50 Hz, 1 min, comunicazione

IEC 60255-27

Prova di tensione di tenuta ad impulso 5 kV, 1,2/50 μs, 0,5 J1 kV, 1,2/50 μs, 0,5 J

IEC 60255-27

Misure di resistenza dell’isolamento >100 MΩ, 500 V DC IEC 60255-27

Resistenza di bonding protettiva <0,1 Ω, 4 A, 60 s IEC 60255-27

Tabella 24. Prove meccaniche

Descrizione Riferimento Requisito

Prove di risposta alle vibrazioni (sinusoidali) IEC 60068-2-6 (prova Fc)IEC 60255-21-1

Classe 2

Prova d'urto IEC 60068-2-27 (prova Ea)IEC 60068-2-29 (prova Eb)IEC 60255-21-2

Classe 2

Prova sismica IEC 60255-21-3 Classe 2


ABB 47

Tabella 25. Prove ambientali

Descrizione Valore di prova di tipo Riferimento

Prova di caldo secco • 96 ore a +55ºC• 16 ore a +85 ºC1)

IEC 60068-2-2

Prova di freddo secco • 96 ore a -25ºC• 16 ore a -40ºC

IEC 60068-2-1

Prova di caldo umido • 6 cicli (12 ore + 12 ore) a +25°C…+55°C,umidità >93%

IEC 60068-2-30

Prova di variazione termica • 5 cicli (3 ore + 3 ore)a -25°C...+55°C

IEC60068-2-14

Prova di stoccaggio • 96 ore a -40ºC• 96 ore a +85ºC

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

1) Per i relè con un'interfaccia di comunicazione LC, la temperatura d'esercizio massima è +70oC

Tabella 26. Sicurezza del prodotto

Descrizione Riferimento

Direttiva Bassa Tensione 2006/95/CE

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

Tabella 27. Conformità CEM

Descrizione Riferimento

Direttiva CEM 2004/108/CE

Standard EN 60255-26 (2013)

Tabella 28. Conformità RoHS

Descrizione

Conforme alla Direttiva RoHS 2002/95/CE


48 ABB

Funzioni di protezione

Tabella 29. Protezione di massima corrente non direzionale trifase (PHxPTOC)

Caratteristica Valore

Precisione operativa In funzione della frequenza della corrente misurata: fn ±2 Hz

PHLPTOC ±1,5% del valore impostato o ±0,002 × In

PHHPTOCePHIPTOC

±1,5% del valore impostato o ±0,002 × In(a correnti nel range di 0,1…10 x In)±5,0% del valore impostato(a correnti nel range di 10…40 x In)

Tempo di avvio 1)2) Minimo Normale Massimo

PHIPTOC:Iguasto = 2 × valore di avvioimpostatoIguasto = 10 × valore di avvioimpostato

16 ms 11 ms

19 ms 12 ms

23 ms 14 ms

PHHPTOC e PHLPTOC:Iguasto = 2 x valore di avvioimpostato

23 ms

26 ms

29 ms

Tempo di ripristino Normale 40 ms

Rapporto di ripristino Normale 0,96

Tempo di ritardo <30 ms

Precisione del tempo di manovra con curva a tempo indipendente ±1,0% del valore impostato o ±20 ms

Precisione del tempo di manovra con curva a tempo inverso ±5,0% del valore teorico o ±20 ms 3)

Soppressione delle armoniche RMS: nessuna soppressioneDFT: -50 dB a f = n x fn, dove n = 2, 3, 4, 5,…Cresta-cresta: nessuna soppressioneP-P+backup: nessuna soppressione

1) Impostare ritardo di manovra = 0,02 s, tipo di curva di funzionamento = a tempo indipendente IEC, modalità di misura = default (in funzione della soglia), corrente a monte del guasto = 0,0 x In,fn = 50 Hz, corrente di guasto in una fase con frequenza nominale iniettata da angolo di fase casuale; risultati basati sulla distribuzione statistica di 1000 misure

2) Include il ritardo del contatto di uscita del segnale3) Include il ritardo del contatto di uscita heavy-duty


ABB 49

Tabella 30. Impostazioni principali della protezione di massima corrente non direzionale trifase (PHxPTOC)

Parametro Funzione Valore (range) Step

Valore di avvio PHLPTOC 0,05...5,00 × In 0.01

PHHPTOC 0,10...40,00 × In 0.01

PHIPTOC 1,00...40,00 × In 0.01

Moltiplicatore temporale PHLPTOC 0.05...15.00 0.01

PHHPTOC 0.05...15.00 0.01

Ritardo di manovra PHLPTOC 40...200000 ms 10

PHHPTOC 40...200000 ms 10

PHIPTOC 20...200000 ms 10

Tipo di curva di manovra1) PHLPTOC Tempo indipendente o inversoTipo di curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

PHHPTOC Tempo indipendente o inversoTipo di curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

PHIPTOC Tempo indipendente

1) Per ulteriori informazioni consultare la tabella delle caratteristiche di funzionamento

Tabella 31. Protezione di massima corrente direzionale trifase (DPHxPDOC)


Precisione operativa In funzione della frequenza della corrente/tensione misurata: fn ±2 Hz

DPHLPDOC Corrente:±1,5% del valore impostato o ±0,002 × InTensione:±1,5% del valore impostato o ±0,002 × UnAngolo di fase: ±2°

DPHHPDOC Corrente:±1,5% del valore impostato o ±0,002 × In(a correnti nel range di 0,1…10 x In)±5,0% del valore impostato(a correnti nel range di 10…40 x In)Tensione:±1,5% del valore impostato o ±0,002 × UnAngolo di fase: ±2°

Tempo di avvio1)2) Minimo Normale Massimo

Iguasto = 2,0 × Valore di avvio 39 ms 43 ms 47 ms





Precisione del tempo di manovra con curva a tempo inverso ±5,0% del valore teorico o ±20 ms3)

Soppressione delle armoniche DFT: -50 dB a f = n x fn, dove n = 2, 3, 4, 5,…

1) Modalità di misura e Quantità pol = default, corrente a monte del guasto = 0,0 x In, tensione a monte del guasto = 1,0 x Un, fn = 50 Hz, corrente di guasto in una fase con frequenza nominale

iniettata da angolo di fase casuale; risultati basati sulla distribuzione statistica di 1000 misure2) Include il ritardo del contatto di uscita del segnale3) Massimo valore di avvio = 2,5 × In, valore di avvio moltiplicato nel range da 1,5 a 20


50 ABB

Tabella 32. Impostazioni principali della protezione di massima corrente direzionale trifase (DPHxPDOC)


Valore di avvio DPHLPDOC 0,05...5,00 × In 0.01

DPHHPDOC 0,10...40,00 × In 0.01

Moltiplicatore temporale DPHxPDOC 0.05...15.00 0.01

Ritardo di manovra DPHxPDOC 40...200000 ms 10

Modalità direzionale DPHxPDOC 1 = non direzionale2 = avanti3 = indietro

Angolo caratteristico DPHxPDOC -179...180° 1

Tipo di curva di manovra1) DPHLPDOC Tempo indipendente o inversoTipo di curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

DPHHPDOC Tempo indipendente o inversoTipo di curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

1) Per maggiori informazioni si prega di consultare la tabella delle caratteristiche di funzionamento

Tabella 33. Protezione da guasto a terra non direzionale (EFxPTOC)



EFLPTOC ±1,5% del valore impostato o ±0,002 × In

EFHPTOCeEFIPTOC

±1,5% del valore impostato o ±0,002 × In(a correnti nel range di 0,1…10 x In)±5,0% del valore impostato(a correnti nel range di 10…40 x In)


EFIPTOC:Iguasto = 2 × valore di avvioimpostatoIguasto = 10 × valore di avvioimpostato

16 ms11 ms

19 ms12 ms

23 ms14 ms

EFHPTOC e EFLPTOC:Iguasto = 2 × valore di avvioimpostato

23 ms

26 ms

29 ms






Soppressione delle armoniche RMS: nessuna soppressioneDFT: -50 dB a f = n x fn, dove n = 2, 3, 4, 5,…Cresta-cresta: nessuna soppressione

1) Modalità di misura = default (in funzione della soglia), corrente a monte del guasto = 0,0 × In, fn = 50 Hz, corrente da guasto a terra con frequenza nominale iniettata da angolo di fase casuale;

risultati basati sulla distribuzione statistica di 1000 misure2) Include il ritardo del contatto di uscita del segnale3) Massimo valore di avvio = 2,5 × In, valore di avvio moltiplicato nel range di 1,5...20


ABB 51

Tabella 34. Impostazioni principali della protezione da guasto a terra non direzionale (EFxPTOC)


Valore di avvio EFLPTOC 0,010...5,000 × In 0.005

EFHPTOC 0,10...40,00 × In 0.01

EFIPTOC 1,00...40,00 × In 0.01

Moltiplicatore temporale EFLPTOC 0.05...15.00 0.01

EFHPTOC 0.05...15.00 0.01

Ritardo di manovra EFLPTOC 40...200000 ms 10

EFHPTOC 40...200000 ms 10

EFIPTOC 20...200000 ms 10

Tipo di curva di manovra1) EFLPTOC Tempo indipendente o inversoTipo di curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

EFHPTOC Tempo indipendente o inversoTipo di curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

EFIPTOC Tempo indipendente



52 ABB

Tabella 35. Protezione da guasto a terra direzionale (DEFxPDEF)



DEFLPDEF Corrente:±1,5% del valore impostato o ±0,002 × InTensione±1,5% del valore impostato o ±0,002 × UnAngolo di fase:±2°

DEFHPDEF Corrente:±1,5% del valore impostato o ±0,002 × In(a correnti nel range di 0,1…10 x In)±5,0% del valore impostato(a correnti nel range di 10…40 x In)Tensione:±1,5% del valore impostato o ±0,002 × UnAngolo di fase:±2°


DEFHPDEFIguasto = 2 × valore di avvioimpostato

42 ms

46 ms

49 ms

DEFLPDEFIguasto = 2 × valore di avvioimpostato

58 ms 62 ms 66 ms






Soppressione delle armoniche RMS: nessuna soppressioneDFT: -50 dB a f = n x fn, dove n = 2, 3, 4, 5,…Cresta-cresta: nessuna soppressione

1) Impostare ritardo di manovra = 0,06 s,tipo di curva di manovra = curva a tempo indipendente, modalità di misura = default (in funzione della soglia), corrente a monte del guasto = 0,0 × In, fn =

50 Hz, corrente da guasto a terra con frequenza nominale iniettata da angolo di fase casuale; risultati basati sulla distribuzione statistica di 1000 misure2) Include il ritardo del contatto di uscita del segnale3) Massimo valore di avvio = 2,5 × In, valore di avvio moltiplicato nel range di 1,5...20


ABB 53

Tabella 36. Impostazioni principali della protezione da guasto a terra direzionale (DEFxPDEF)


Valore di avvio DEFLPDEF 0,010...5,000 × In 0.005

DEFHPDEF 0,10...40,00 × In 0.01

Modalità direzionale DEFLPDEF e DEFHPDEF 1 = non direzionale2 = avanti3 = indietro

Moltiplicatore temporale DEFLPDEF 0.05...15.00 0.01

DEFHPDEF 0.05...15.00 0.01

Ritardo di manovra DEFLPDEF 60...200000 ms 10

DEFHPDEF 40...200000 ms 10

Tipo di curva di manovra1) DEFLPDEF Tempo indipendente o inversoTipo di curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

DEFHPDEF Tempo indipendente o inversoTipo di curva: 1, 3, 5, 15, 17

Modalità manovra DEFLPDEF e DEFHPDEF 1 = angolo di fase2 = IoSin3 = IoCos4 = angolo di fase 805 = angolo di fase 88

1) Per maggiori informazioni si prega di consultare la tabella delle caratteristiche di funzionamento

Tabella 37. Protezione da guasto a terra basata sull'ammettenza (EFPADM)


Precisione operativa1) Alla frequenza f = fn

±1,0% o ±0,01 mS(Nel range di 0,5...100 mS)

Tempo di avvio2) Minimo Normale Massimo

56 ms 60 ms 64 ms

Tempo di ripristino 40 ms

Precisione del tempo di manovra ±1,0% del valore impostato o ±20 ms

Soppressione delle armoniche -50 dB a f = n x fn, dove n = 2, 3, 4, 5,…

1) Uo = 1,0 × Un2) Include il ritardo del contatto di uscita del segnale. Risultati basati sulla distribuzione statistica di 1000 misure.


54 ABB

Tabella 38. Impostazioni principali della protezione da guasto a terra basata sull'ammettenza (EFPADM)


Valore tensione iniziale EFPADM 0,01...2,00 × Un 0.01

Modalità direzionale EFPADM 1 = non direzionale2 = avanti3 = indietro

Modalità manovra EFPADM 1 = Yo2 = Go3 = Bo4 = Yo, Go5 = Yo, Bo6 = Go, Bo7 = Yo, Go, Bo

Ritardo di manovra EFPADM 60...200000 ms 10

Raggio cerchio EFPADM 0,05...500,00 mS 0.01

Conduttanza cerchio EFPADM -500,00...500,00 mS 0.01

Suscettanza cerchio EFPADM -500,00...500,00 mS 0.01

Conduttanza avanti EFPADM -500,00...500,00 mS 0.01

Conduttanza indietro EFPADM -500,00...500,00 mS 0.01

Ang. inclinazione conduttanza EFPADM -30...30° 1

Suscettanza in avanti EFPADM -500,00...500,00 mS 0.01

Suscettanza indietro EFPADM -500,00...500,00 mS 0.01

Ang. inclinazione suscettanza EFPADM -30...30° 1

Tabella 39. Protezione da guasto a terra basata su un principio wattmetrico (WPWDE)



Corrente e tensione:±1,5% del valore impostato o ±0,002 x InEnergia:±3% del valore impostato o ±0,002 x Pn

Tempo di avvio 1)2) Normale 63 ms




Precisione del tempo di manovra con curva a tempo inverso (IDMT) ±5,0% del valore impostato o ±20 ms

Soppressione delle armoniche -50 dB a f = n × fn, dove n = 2,3,4,5,…

1) Io variabile durante la prova. Uo = 1.0 × Un = tensione fase-terra durante il guasto a terra in rete compensata o non messa a terra. Valore di potenza residua a monte del guasto = 0,0 pu, fn =

50 Hz, risultati basati sulla distribuzione statistica di 1000 misure.2) Include il ritardo del contatto di uscita del segnale


ABB 55

Tabella 40. Impostazioni principali della protezione da guasto a terra basata su un principio wattmetrico (WPWDE)

Parametro Funzione Valore (range) Fase

Modalità direzionale WPWDE 2 = avanti3 = indietro

Valore corrente iniziale WPWDE 0,010...5,000 × In 0.001

Valore tensione iniziale WPWDE 0,010...1,000 × Un 0.001

Valore potenza iniziale WPWDE 0,003...1,000 × Pn 0.001

Potenza di riferimento WPWDE 0,050...1,000 × Pn 0.001

Angolo caratteristico WPWDE -179...180° 1

Moltiplicatore temporale WPWDE 0.05...2.00 0.01

Tipo di curva di manovra WPWDE Tempo indipendente o inversoTipo di curva: 5, 15, 20

Ritardo di manovra WPWDE 60...200000 ms 10

Corrente di manovra min. WPWDE 0,010...1,000 × In 0.001

Tensione di manovra min. WPWDE 0,01...1,00 × Un 0.01

Tabella 41. Protezione da guasto a terra transitorio / intermittente (INTRPTEF)


Precisione operativa (criteri Uo con protezione transitoria) In funzione della frequenza della corrente misurata: fn ±2 Hz

±1,5% del valore impostato o ±0,002 × U


Soppressione delle armoniche DFT: -50 dB a f = n × fn, dove n = 2, 3, 4, 5

Tabella 42. Impostazioni principali della protezione da guasto a terra transitorio / intermittente (INTRPTEF)


Modalità direzionale INTRPTEF 1= non direzionale2= avanti3= indietro

-

Ritardo di manovra INTRPTEF 40...1200000 ms 10

Valore tensione iniziale (valoretensione iniziale per guasto a terratransitorio)

INTRPTEF 0,01...0,50 x Un 0.01

Modalità manovra INTRPTEF 1= guasto a terra intermittente2= guasto a terra transitorio

-

Limite contatore di creste (requisitominimo per contatore di cresteprima di avvio in modalità guasto aterra)

INTRPTEF 2...20 -

Corrente di manovra min. INTRPTEF 0,01...1,00 × In 0.01


56 ABB

Tabella 43. Protezione da guasto a terra basata su armoniche (HAEFPTOC)



±5% del valore impostato o ±0,004 × In

Tempo di avvio 1)2) Normale 77 ms




Precisione del tempo di manovra con curva a tempo inverso (IDMT) 3) ±5,0% del valore impostato o ±20 ms

Soppressione delle armoniche -50 dB a f = fn

-3 dB a f = 13 × fn

1) Corrente alla frequenza fondamentale = 1,0 × In. Corrente armonica a monte del guasto = 0,0 × In, corrente di guasto a contenuto armonico 2,0 × Valore di avvio. Risultati basati sulla

distribuzione statistica di 1000 misure.2) Include il ritardo del contatto di uscita del segnale3) Massimo valore di avvio = 2,5 × In, Valore di avvio moltiplicato nel range di 2...20

Tabella 44. Impostazioni principali della protezione da guasto a terra basata su armoniche (HAEFPTOC)


Valore di avvio HAEFPTOC 0,05...5,00 × In 0.01

Moltiplicatore temporale HAEFPTOC 0.05...15.00 0.01

Ritardo di manovra HAEFPTOC 100...200000 ms 10

Tempo minimo di manovra HAEFPTOC 100...200000 ms 10

Tipo di curva di manovra HAEFPTOC Tempo indipendente o inversoTipo di curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

Tabella 45. Protezione di massima corrente con sequenza di fase inversa (NSPTOC)



±1,5% del valore impostato o ±0,002 × In


Iguasto = 2 × valore di avvioimpostatoIguasto = 10 × valore di avvioimpostato

23 ms15 ms

26 ms18 ms

28 ms20 ms







1) Corrente con sequenza di fase inversa a monte del guasto = 0,0, fn = 50 Hz; risultati basati sulla distribuzione statistica di 1000 misure

2) Include il ritardo del contatto di uscita del segnale3) Massimo valore di avvio = 2,5 × In, valore di avvio moltiplicato nel range di 1,5...20


ABB 57

Tabella 46. Impostazioni principali della protezione di massima corrente con sequenza inversa (NSPTOC)


Valore di avvio NSPTOC 0,01...5,00 × In 0.01

Moltiplicatore temporale NSPTOC 0.05...15.00 0.01

Ritardo di manovra NSPTOC 40...200000 ms 10

Tipo di curva di manovra1) NSPTOC Tempo indipendente o inversoTipo di curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19


Tabella 47. Protezione da squilibrio di fase (PDNSPTOC)



±2% del valore impostato

Tempo di avvio <70 ms






Tabella 48. Principali impostazioni della protezione da squilibrio di fase (PDNSPTOC)


Valore di avvio (impostazione delrapporto di corrente I2/I1)

PDNSPTOC 10...100% 1

Ritardo di manovra PDNSPTOC 100...30000 ms 1

Corrente di fase min. PDNSPTOC 0,05...0,30 × In 0.01

Tabella 49. Protezione di massima tensione residua (ROVPTOV)



±1,5% del valore impostato o ±0,002 × Un


Uguasto = 2 × valore di avvioimpostato

48 ms 51 ms 54 ms






1) Tensione residua a monte del guasto = 0,0 × Un, fn = 50 Hz, tensione residua con frequenza nominale iniettata da angolo di fase casuale; risultati basati sulla distribuzione statistica di 1000

misure2) Include il ritardo del contatto di uscita del segnale


58 ABB

Tabella 50. Impostazioni principali della protezione di massima tensione residua (ROVPTOV)


Valore di avvio ROVPTOV 0,010...1,000 × Un 0.001

Ritardo di manovra ROVPTOV 40...300000 ms 1

Tabella 51. Protezione di minima tensione trifase (PHPTUV)


Precisione operativa In funzione della frequenza della tensione misurata: fn ±2 Hz



Uguasto = 0,9 x valore di avvioimpostato

62 ms 66 ms 70 ms


Rapporto di ripristino In funzione dell'isteresi relativa impostata





1) Valore di avvio = 1,0 × Un, tensione a monte del guasto = 1,1 × Un, fn = 50 Hz, minima tensione fase-fase con frequenza nominale iniettata da angolo di fase casuale; risultati basati sulla

distribuzione statistica di 1000 misure2) Include il ritardo del contatto di uscita del segnale3) Minimo valore di avvio = 0,50, valore di avvio moltiplicato nel range di 0,90...0,20

Tabella 52. Impostazioni principali della protezione di minima tensione trifase (PHPTUV)


Valore di avvio PHPTUV 0,05...1,20 × Un 0.01

Moltiplicatore temporale PHPTUV 0.05...15.00 0.01

Ritardo di manovra PHPTUV 60...300000 ms 10

Tipo di curva di manovra1) PHPTUV Tempo indipendente o inversoTipo di curva: 5, 15, 21, 22, 23



ABB 59

Tabella 53. Protezione di massima tensione trifase (PHPTOV)





Uguasto = 1,1 x valore di avvioimpostato

23 ms 27 ms 31 ms







1) Valore di avvio = 1,0 × Un, tensione a monte del guasto = 0,9 × Un, fn = 50 Hz, massima tensione fase-fase con frequenza nominale iniettata da angolo di fase casuale; risultati basati sulla

distribuzione statistica di 1000 misure2) Include il ritardo del contatto di uscita del segnale3) Massimo valore di avvio = 1,20 × Un, valore di avvio moltiplicato nel range di 1,10... 2,00

Tabella 54. Impostazioni principali della protezione di massima tensione trifase (PHPTOV)


Valore di avvio PHPTOV 0,05...1,60 × Un 0.01

Moltiplicatore temporale PHPTOV 0.05...15.00 0.01

Ritardo di manovra PHPTOV 40...300000 ms 10

Tipo di curva di manovra1) PHPTOV Tempo indipendente o inversoTipo di curva: 5, 15, 17, 18, 19, 20


Tabella 55. Protezione di minima tensione con sequenza positiva (PSPTUV)





Uguasto = 0,99 x valore di avvioimpostatoUguasto = 0,9 x valore di avvioimpostato

52 ms44 ms

55 ms47 ms

58 ms50 ms






1) Valore di avvio = 1,0 × Un, tensione di sequenza positiva a monte del guasto = 1,1 × Un, fn = 50 Hz, minima tensione di sequenza positiva con frequenza nominale iniettata da angolo di fase

casuale; risultati basati sulla distribuzione statistica di 1000 misure2) Include il ritardo del contatto di uscita del segnale


60 ABB

Tabella 56. Impostazioni principali della protezione di minima tensione con sequenza positiva (PSPTUV)


Valore di avvio PSPTUV 0,010...1,200 × Un 0.001

Ritardo di manovra PSPTUV 40...120000 ms 10

Valore del blocco tensione PSPTUV 0,01...1,0 × Un 0.01

Tabella 57. Protezione di massima tensione con sequenza inversa (NSPTOV)



±1,5% del valore impostato o ±0,002 x Un


Uguasto = 1,1 x valore di avvioimpostatoUguasto = 2,0 x valore di avvioimpostato

33 ms24 ms

35 ms26 ms

37 ms28 ms






1) Tensione con sequenza inversa a monte del guasto = 0.0 × Un, fn = 50 Hz, massima tensione con sequenza inversa con frequenza nominale iniettata da angolo di fase casuale; risultati basati

sulla distribuzione statistica di 1000 misure2) Include il ritardo del contatto di uscita del segnale

Tabella 58. Impostazioni principali della protezione di massima tensione con sequenza inversa (NSPTOV)


Valore di avvio NSPTOV 0,010...1,000 × Un 0.001

Ritardo di manovra NSPTOV 40...120000 ms 1

Tabella 59. Protezione di frequenza (FRPFRQ)


Precisione operativa f>/f< ±5 mHz

df/dt ±50 mHz/s (nel range |df/dt| <5 Hz/s)±2,0% del valore impostato (nel range 5 Hz/s < |df/dt| < 15 Hz/s)

Tempo di avvio f>/f< <80 ms

df/dt <120 ms

Tempo di ripristino <150 ms



ABB 61

Tabella 60. Impostazioni principali della protezione di frequenza (FRPFRQ)


Modalità manovra FRPFRQ 1 = Freq<2 = Freq>3 = df/dt4 = Freq< + df/dt5 = Freq> + df/dt6 = Freq< O df/dt7 = Freq< O df/dt

Valore di avvio freq.> FRPFRQ 0,9000...1,2000 × fn 0.0001

Valore di avvio freq.< FRPFRQ 0,8000...1,1000 × fn 0.0001

Valore di avvio df/dt FRPFRQ -0,200...0,200 × fn/s 0.005

Tm freq. manovra FRPFRQ 80...200000 ms 10

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

Tabella 61. Protezione termica trifase per linee, cavi e trasformatori di distribuzione (T1PTTR)



Misura della corrente: ±1,5% del valore impostato o ±0,002 x In (a correntinel range di 0,01...4,00 × In)

Precisione del tempo di manovra1) ±2,0% del valore teorico o ±0,50 s

1) Corrente di sovraccarico > 1,2 x temperatura del livello di manovra


62 ABB

Tabella 62. Impostazioni principali della protezione termica trifase per linee, cavi e trasformatori di distribuzione (T1PTTR)


Temperatura ambiente impostata(temperatura ambiente usataquando AmbSens è su Off)

T1PTTR -50...100°C 1

Moltiplicatore di corrente(moltiplicatore di corrente quandola funzione è usata per lineeparallele)

T1PTTR 1...5 1

Riferimento corrente T1PTTR 0,05...4,00 × In 0.01

Aumento della temperatura(aumento della temperatura finalerispetto alla temperatura ambiente)

T1PTTR 0,0...200,0°C 0.1

Costante temporale (costantetemporale della linea in secondi)

T1PTTR 60...60000 s 1

Temperatura massima (livello ditemperatura di manovra)

T1PTTR 20,0...200,0°C 0.1

Valore di allarme (livellotemperatura per avvio (allarme))

T1PTTR 20,0...150,0°C 0.1

Temperatura per richiusura(temperatura per ripristino dellarichiusura del blocco in seguito amanovra)

T1PTTR 20,0...150,0°C 0.1

Temperatura iniziale (aumentodella temperatura rispetto allatemperatura ambiente all'avvio)

T1PTTR -50,0...100,0°C 0.1

Tabella 63. Protezione da guasto a terra ristretta ad elevata impedenza (HREFPDIF)



±1,5% del valore impostato o ±0,002 x In


Iguasto = 2,0 x valore di manovraimpostatoIguasto = 10,0 x valore di manovraimpostato

16 ms11 ms

21 ms13 ms

23 ms14 ms





1) Corrente a monte del guasto = 0,0, fn = 50 Hz; risultati basati sulla distribuzione statistica di 1000 misure

2) Include il ritardo del contatto di uscita del segnale


ABB 63

Tabella 64. Impostazioni principali della protezione ristretta da guasto a terra ad elevata impedenza (HREFPDIF)


Valore di manovra HREFPDIF 1,0...50,0% 0.1

Tempo minimo di manovra HREFPDIF 40...300000 ms 1

Funzionamento HREFPDIF OffOn

-

Tabella 65. Protezione differenziale ad elevata impedenza (HIxPDIF)





Iguasto = 2,0 x valore di avvioimpostato

12 ms 16 ms 24 ms

Iguasto = 10 x valore di avvioimpostato

10 ms 12 ms 14 ms





1) Modalità di misura = default (in funzione della soglia), corrente a monte del guasto = 0,0 x In, fn = 50 Hz, corrente di guasto con frequenza nominale iniettata da angolo di fase casuale; risultati

basati sulla distribuzione statistica di 1000 misure2) Include il ritardo del contatto di uscita del segnale

Tabella 66. Impostazioni principali della protezione differenziale ad elevata impedenza (HIxPDIF)


Valore di manovra HIAPDIFHIBPDIFHICPDIF

1,0...200,0 %In 1

Tempo minimo di manovra HIAPDIFHIBPDIFHICPDIF

20...300000 ms 10

Tabella 67. Protezione da guasti dell'interruttore (CCBRBRF)



±1,5% del valore impostato o ±0,002 × In


Tempo di ripristino1) Normale 40 ms


1) La durata dell'impulso di intervento definisce la lunghezza minima dell'impulso


64 ABB

Tabella 68. Impostazioni principali della protezione da guasti all'interruttore (CCBRBRF)


Valore di corrente (corrente di fasedi manovra)

CCBRBRF 0,05...1,00 × In 0.05

Valore di corrente res. (correnteresidua di manovra)

CCBRBRF 0,05...1,00 × In 0.05

Modalità guasti interruttore(modalità di funzionamento dimanovra)

CCBRBRF 1 = corrente2 = stato interruttore3= entrambi

-

Modalità sgancio guastointerruttore

CCBRBRF 1 = off2 = senza controllo3 = controllo corrente

-

Tempo di nuovo sgancio CCBRBRF 0...60000 ms 10

Ritardo guasto interruttore CCBRBRF 0...60000 ms 10

Ritardo errore interruttore CCBRBRF 0...60000 ms 10

Tabella 69. Rilevamento di corrente di spunto trifase (INRPHAR)


Precisione operativa Alla frequenza f = fn

Misura della corrente:±1,5% del valore impostato o ±0,002 × InMisura del rapporto I2f/I1f:±5,0% del valore impostato

Tempo di ripristino +35 ms / -0 ms


Precisione del tempo di manovra +35 ms / -0 ms

Tabella 70. Impostazioni principali del rilevamento della corrente di spunto trifase (INRPHAR)


Valore iniziale (rapporto fra 2° e 1°armonica che crea restrizione)

INRPHAR 5...100% 1

Ritardo di manovra INRPHAR 20...60000 ms 1

Tabella 71. Commutazione su guasto (CBPSOF)



Tabella 72. Impostazioni principali della commutazione su guasto (CBPSOF)


Tempo ripristino SOTF CBPSOF 0...60000 ms 1


ABB 65

Tabella 73. Protezione contro gli archi elettrici (ARCSARC)


Precisione operativa ±3% del valore impostato o ±0,01 × In

Tempo di manovra Minimo Normale Massimo

Modalità manovra = "Luce+corrente"1)2)

9 ms3)

4 ms4)12 ms 3)

6 ms4)15 ms 3)

9 ms4)

Modalità manovra = "Solo luce"2) 9 ms3)

4 ms4)10 ms3)

6 ms4)12 ms3)

7 ms4)



1) Valore di avvio di fase = 1,0 × In, corrente a monte del guasto = 2,0 × valore impostato Valore di avvio di fase, fn = 50 Hz, guasto con frequenza nominale, risultati basati sulla distribuzione

statistica di 200 misure2) Include il ritardo del contatto di uscita heavy-duty3) Uscita potenza normale4) Uscita ad alta velocità

Tabella 74. Impostazioni principali della protezione contro gli archi elettrici (ARCSARC)


Valore di avvio di fase (corrente difase di manovra)

ARCSARC 0,50...40,00 x In 0.01

Valore di avvio di terra (correnteresidua di manovra)

ARCSARC 0,05...8,00 x In 0.01

Modalità manovra ARCSARC 1= luce+corrente2= solo luce3= ingresso binario controllato

Tabella 75. Protezione multifunzione (MAPGAPC)


Precisione operativa ±1,0% del valore impostato o ±20 ms

Tabella 76. Impostazioni principali della protezione multifunzione (MAPGAPC)


Valore di avvio MAPGAPC -10000.0...10000.0 0.1

Ritardo di manovra MAPGAPC 0...200000 ms 100

Modalità manovra MAPGAPC SuperioreInferiore

-


66 ABB

Tabella 77. Localizzatore guasti (SCEFRFLO)


Precisione di misura Alla frequenza f = fn

Impedenza:±2,5% o ±0,25 Ω

Distanza:±2,5% o ±0,16 km/0,1 miglia

XC0F_CALC:±2,5% o ±50 Ω

IFLT_PER_ILD:±5% o ±0,05

Tabella 78. Impostazioni principali del localizzatore guasti (SCEFRFLO)


Carico di fase Z Max SCEFRFLO 1,0...10000,00 Ω 0,1

Perdita fase SCEFRFLO 20...1000000 Ω 1

Reatt. capacitiva fase SCEFRFLO 10...1000000 Ω 1

Sezione A linea R1 SCEFRFLO 0,000...1000,000 Ω/pu 0,001

Sezione A linea X1 SCEFRFLO 0,000...1000,000 Ω/pu 0.001

Sezione A linea R0 SCEFRFLO 0,000...1000,000 Ω/pu 0.001

Sezione A linea X0 SCEFRFLO 0,000...1000,000 Ω/pu 0,001

Sezione A linea Len SCEFRFLO 0,000...1000,000 pu 0,001

Tabella 79. Impostazioni principali del rilevamento guasti ad alta impedenza (PHIZ)


Livello di sicurezza PHIZ 1...10 1

Tipo di sistema PHIZ 1=messo a terra2=non messo a terra

Tabella 80. Protezione di massima potenza direzionale/potenza inversa (DOPPDPR)


Precisione operativa 1)

In funzione della frequenza della corrente e della tensione misurata:f = fn ±2 Hz

Precisione di misura della potenza ±3% del valore impostato o ±0,002 ×SnAngolo di fase: ±2°

Tempo di avvio2)3) Normale 45 ms




Soppressione delle armoniche -50 dB a f = n × fn, dove n = 2, 3, 4, 5,…

1) modalità di misura = “Seq. Pos.” (default)2) U = Un, fn = 50 Hz, risultati basati sulla distribuzione statistica di 1000 misure



ABB 67

Tabella 81. Impostazioni principali della protezione di massima potenza direzionale/potenza inversa (DOPPDPR)


Modalità direzionale DOPPDPR 1= non direzionale2= avanti3= indietro

-

Valore di avvio DOPPDPR 0,01...2,00 × Sn 0,01

Angolo di potenza DOPPDPR -90...90° 1

Ritardo di manovra DOPPDPR 40...300000 10

Tabella 82. Protezione da guasto a terra basata sull'ammettenza in multifrequenza (MFADPSDE)


Precisione operativa In funzione della frequenza della tensione misurata:fn ±2 Hz


Tempo di avvio1) Normale 35 ms



1) Include il ritardo del contatto di uscita del segnale; risultati basati sulla distribuzione statistica di 1000 misure

Tabella 83. Impostazioni principali della protezione da guasto a terra basata sull'ammettenza in multifrequenza (MFADPSDE)


Modalità direzionale MFADPSDE 2= avanti3= indietro

-

Valore tensione iniziale MFADPSDE 0,01...1,00 × Un 0,01

Ritardo di manovra MFADPSDE 60...1200000 10

Quantità operativa MFADPSDE 1=Adattativo2=Ampiezza

-

Modalità di manovra MFADPSDE 1= guasto a terra intermittente3= guasto a terra generale4= guasto a terra di allarme

-

Corrente di manovra min. MFADPSDE 0,005...5,000 × In 0.001

Limite contatore creste MFADPSDE 2...20 1


68 ABB

Tabella 84. Caratteristiche di funzionamento

Parametro Valore (range)

Tipo di curva di funzionamento 1 = ANSI Est. inv.2 = ANSI Molto inv.3 = ANSI Norm. inv.4 = ANSI Mod. inv.5 = ANSI Tempo indip. Tempo6 = L.T.E. inv.7 = L.T.V. inv.8 = L.T. inv.9 = IEC Norm. inv.10 = IEC Molto inv.11 = IEC inv.12 = IEC Est. inv.13 = IEC S.T. inv.14 = IEC L.T. inv.15 = IEC Tempo indip. Tempo17 = Programmabile18 = Tipo RI19 = Tipo RD

Tipo di curva di funzionamento (prot. tensione) 5 = ANSI Tempo indip. Tempo15 = IEC Tempo indip. Tempo17 = Curva inv. A18 = Curva inv. B19 = Curva inv. C20 = Programmabile21 = Curva inv. A22 = Curva inv. B23 = Programmabile


ABB 69

Funzioni di interconnessione

Tabella 85. Protezione di minima tensione della potenza reattiva direzionale (DQPTUV)


Precisione operativa In funzione della frequenza della corrente e della tensione misurata:fn ±2 HzRange di potenza reattiva |PF| <0,71

Energia:±3,0% o ±0,002 × QnTensione:±1,5% del valore impostato o ±0,002 × Un





Soppressione delle armoniche DFT: -50 dB a f = n × fn, dove = 2, 3, 4, 5,…

1) Valore di avvio = 0,05 × Sn, potenza reattiva a monte del guasto = 0,8 × Valore di avvio, potenza reattiva superiore di 2 volte; risultati basati sulla distribuzione statistica di 1000 misure


Tabella 86. Impostazioni principali della protezione di minima tensione della potenza reattiva direzionale (DQPTUV)


Valore tensione iniziale DQPTUV 0,20...1,20 × Un 0,01

Ritardo di manovra DQPTUV 100...300000 ms 10

Potenza reattiva min. DQPTUV 0,01...0,50 × Sn 0,01

Corrente Seq. Pos. Min. DQPTUV 0,02...0,20 × In 0,01

Riduzione settore pot. DQPTUV 0...10° 1

Tabella 87. Protezione ride-through a bassa tensione (LVRTPTUV)





Tempo di ripristino Basato sul valore massimo dell'impostazione del Tempo di recuperosetting


Soppressione delle armoniche DFT: -50 dB a f = n × fn, dove = 2, 3, 4, 5,…

1) Testato per Numero di fasi di avvio = 1 di 3; risultati basati sulla distribuzione statistica di 1000 misure2) Include il ritardo del contatto di uscita del segnale


70 ABB

Tabella 88. Impostazioni principali della protezione ride-through a bassa tensione (LVRTPTUV)


Valore tensione iniziale LVRTPTUV 0,05...1,20 × Un 0,01

Num. di fasi di avvio LVRTPTUV 4=Esattamente 1 di 35=Esattamente 2 di 36=Esattamente 3 di 3

-

Selezione tensione LVRTPTUV 1=Fase-terra massima2=Fase-terra minima3=Fase-fase massima4=Fase-fase minima5=Seq. positiva

-

Coordinate attive LVRTPTUV 1...10 1

Livello di tensione 1 LVRTPTUV 0,00...1,20 ms 0,01










Tempo di recupero 1 LVRTPTUV 0...300000 ms 1










Tabella 89. Protezione contro lo spostamento del vettore di tensione (VVSPPAM)



±1°

Tempo di manovra1)2) Normale 53 ms

1) fn = 50 Hz; risultati basati sulla distribuzione statistica di 1000 misure



ABB 71

Tabella 90. Impostazioni principali della protezione contro lo spostamento del vettore di tensione (VVSPPAM)


Valore di avvio VVSPPAM 2,0...30,0° 0,1

Supervisione fase VVSPPAM 7=Fase A + B + C8=Sequenza pos.

-

Valore di Bulk Mas. Tens. VVSPPAM 0,40...1,50 × Un 0,01

Valore di Bulk Min. Tens. VVSPPAM 0,15...1,00 × Un 0,01


72 ABB

Funzioni di qualità dell’energia

Tabella 91. Variazione di tensione (PHQVVR)


Precisione operativa ±1,5% del valore impostato o ±0,2% della tensione di riferimento

Rapporto di ripristino Tipicamente 0,96 (aumento), 1,04 (caduta, interruzione)

Tabella 92. Squilibrio di tensione (VSQVUB)


Precisione operativa ±1,5% del valore impostato o ±0,002 × Un



ABB 73

Funzioni di controllo

Tabella 93. Richiusura automatica (DARREC)



Tabella 94. Controllo del sincronismo e dell'alimentazione (SECRSYN)



Tensione:±3,0% del valore impostato o ±0,01 × UnFrequenza:±10 mHzAngolo di fase:±3°





74 ABB

Tabella 95. Impostazioni principali del controllo del sincronismo e dell'alimentazione (SECRSYN)


Modalità in tensione/non intensione

SECRSYN -1 = Off1 = Entrambi non in tensione2 = L in tensione, B non in tensione3 = L non in tensione, B in tensione4 = Bus non in tensione, Lindifferente5 = L non in tensione, busindifferente6 = Uno in tensione, non intensione7 = Non entrambi in tensione

Differenza tensione SECRSYN 0,01...0,50 x Un 0.01

Differenza frequenza SECRSYN 0,001...0,100 × fn 0.001

Differenza di angolo SECRSYN 5...90° 1

Modalità controllo sincronismo SECRSYN 1 = Off2 = Sincrono3 = Asincrono

Modalità controllo SECRSYN 1 = Continuo2 = Comando

Valore linea non in tensione SECRSYN 0,1...0,8 x Un 0.1

Valore linea in tensione SECRSYN 0,2...1,0 x Un 0.1

Impulso chiusura SECRSYN 200...60000 ms 10

Tensione max. alimentazione SECRSYN 0,50...1,15 x Un 0.01

Spostamento fase SECRSYN -180...180° 1

Tempo minimo sinc. SECRSYN 0...60000 ms 10

Tempo massimo sinc. SECRSYN 100...6000000 ms 10

Tempo di alimentazione SECRSYN 100...60000 ms 10

Durata chiusura interruttore SECRSYN 40...250 ms 10


ABB 75

Funzioni di supervisione e monitoraggio dello stato

Tabella 96. Monitoraggio dello stato dell'interruttore (SSCBR)


Precisione di misura della corrente ±1,5% o ±0,002 x In(a correnti nel range di 0,1…10 x In)±5,0%(a correnti nel range di 10…40 x In)


Misura tempo di corsa +10 ms / -0 ms

Tabella 97. Supervisione del circuito di corrente (CCSPVC)


Tempo di manovra1) <30 ms

1) Incluso il ritardo del contatto di uscita

Tabella 98. Impostazioni principali della supervisione del circuito di corrente (CCSPVC)


Valore di avvio CCSPVC 0,05...0,20 × In 0.01

Corrente di manovra massima CCSPVC 1,00...5,00 × In 0.01

Tabella 99. Supervisione del trasformatore di corrente per schema di protezione ad elevata impedenza (HZCCxSPVC)








Tabella 100. Impostazioni principali della supervisione TA per schema di protezione ad elevata impedenza (HZCxSPVC)


valore di avvio HZCASPVCHZCBSPVCHZCCSPVC

1,0...100,0%In 0.1

Ritardo allarme HZCASPVCHZCBSPVCHZCCSPVC

100...300000 ms 10

Modalità uscita allarme HZCASPVCHZCBSPVCHZCCSPVC

1=Non a ritenuta3=Blocco


76 ABB

Tabella 101. Supervisione dei guasti ai fusibili (SEQSPVC)


Tempo di manovra1) Funzione NPS Uguasto = 1,1 x liv. tensione seq.inversa impostato

<33 ms

Uguasto = 5,0 x liv. tensione seq.inversa impostato

<18 ms

Funzione delta ΔU = 1,1 x velocità variazionetensione impostata

<30 ms

ΔU = 2,0 x velocità variazionetensione impostata

<24 ms

1) Include il ritardo del contatto di uscita del segnale, fn = 50 Hz, tensione di guasto con frequenza nominale iniettata da angolo di fase casuale; risultati basati sulla distribuzione statistica di 1000

misure

Tabella 102. Contatore del tempo d'esercizio per macchine e dispositivi (MDSOPT)

Descrizione Valore

Precisione di misura del tempo d'esercizio del motore1) ±0.5%

1) Della lettura, per un relè stand-alone, senza sincronizzazione temporale.


ABB 77

Funzioni di misura

Tabella 103. Misura della corrente trifase (CMMXU)



±0,5% o ±0,002 × In(a correnti nel range di 0,01…4,00 x In)

Soppressione delle armoniche DFT: -50 dB a f = n x fn, dove n = 2, 3, 4, 5,…RMS: nessuna soppressione

Tabella 104. Misura della corrente di sequenza (CSMSQI)


Precisione operativa In funzione della frequenza della corrente misurata: f/fn = ±2 Hz

±1,0% o ±0,002 × Ina correnti nel range di 0,01…4,00 × In


Tabella 105. Misura della corrente residua (RESCMMXU)



±0,5% o ±0,002 × Ina correnti nel range di 0,01…4,00 × In


Tabella 106. Misura della tensione trifase (VMMXU)


Precisione operativa In funzione della frequenza della tensione misurata: fn ±2 HzA tensioni nel range 0,01…1,15 × Un

±0,5% o ±0,002 × Un


Tabella 107. Misura della tensione residua (RESVMMXU)



±0,5% o ±0,002 × Un



78 ABB

Tabella 108. Misura della tensione di sequenza (VSMSQI)


Precisione operativa In funzione della frequenza della tensione misurata: fn ±2 HzA tensioni nel range 0,01…1,15 × Un

±1,0% o ±0,002 × Un


Tabella 109. Misura della potenza e dell’energia trifase (PEMMXU)


Precisione operativa A tutte le tre correnti nel range 0,10…1,20 × InA tutte le tre tensioni nel range 0,50…1,15 × UnAlla frequenza fn ±1 Hz

±1,5% per potenza apparente S±1,5% per potenza attiva P ed energia attiva1)

±1,5% per potenza reattiva Q ed energia reattiva2)

±0,015 per fattore di potenza


1) |PF| >0,5 pari a |cosφ| >0,52) |PF| <0,86 pari a |sinφ| >0,5

Tabella 110. Misura della frequenza (FMMXU)


Precisione operativa ±10 mHz(nel range di misura 35...75 Hz)


ABB 79

Altre funzioni

Tabella 111. Blocco di funzione del timer impulso (PTGAPC)



Tabella 112. Ritardo off (8 pz.) (TOFPAGC)



Tabella 113. Ritardo on (8 pz.) (TONGAPC)




80 ABB

22. Display localeIl relè è disponibile con due display opzionali, uno grande e unopiccolo. Il display grande è adatto per installazioni del relè cheprevedono un frequente utilizzo dell'interfaccia utente sulfrontalino e che richiedono uno schema unifilare. Il displaypiccolo è idoneo per sottostazioni controllate in remoto, in cuisolo occasionalmente si accede al relè in locale tramitel'interfaccia utente sul frontalino.

Entrambi i display LCD offrono una funzionalità dell'interfacciautente con navigazione e visualizzazione dei menu. Tuttavia, ildisplay grande offre una maggiore utilizzabilità del frontalino,ovvero una minore necessità di sfogliare i menu e una migliorepanoramica delle informazioni. Inoltre, il display grande includeuno schema unifilare (SLD) configurabile dall'utente conindicazione della posizione degli apparecchi primari associati.In funzione della configurazione standard prescelta, il relèvisualizza i rispettivi valori di misura correlati,indipendentemente dallo schema unifilare di default. Per

accedere alla videata SLD è possibile utilizzare anchel'interfaccia utente basata sul browser web. Lo schema unifilaredi default può essere modificato secondo i requisiti dell'utenteutilizzando l'editor del display grafico nel PCM600. L'utentepuò creare fino a 10 pagine SLD.

Il display locale include un pulsante (L/R) per l'azionamentolocale/remoto del relè. Se il relè è in modalità locale, può essereazionato esclusivamente utilizzando l'interfaccia utente sulfrontalino locale. Viceversa, in modalità remota il relè puòeseguire comandi che sono stati inviati da una postazioneremota. Il relè supporta la scelta in remoto della modalità locale/remota tramite un ingresso binario. Questa caratteristicafacilita, ad esempio, l'uso di uno switch esterno presso lasottostazione per garantire che tutti i relè siano in modalitàlocale durante gli interventi di manutenzione e non sianoammesse manovre in remoto degli interruttori dal centro dicontrollo della rete.

IECA070904 V3 IT

Figura 24. Display piccolo

IECA070901 V3 IT

Figura 25. Display grande

Tabella 114. Display piccolo

Dimensione carattere1) Righe nella videata Caratteri per riga

Piccola, spaziatura singola (6x12 pixel) 5 20

Grande, larghezza variabile (13x14 pixel) 3 8 o più

1) In funzione della lingua selezionata

Tabella 115. Display grande

Dimensione carattere1) Righe nella videata Caratteri per riga

Piccola, spaziatura singola (6x12 pixel) 10 20

Grande, larghezza variabile (13x14 pixel) 7 8 o più

1) In funzione della lingua selezionata


ABB 81

23. Metodi di montaggioMediante gli accessori di montaggio adeguati, l'alloggiamentostandard per i relè di serie 615 può essere montato a incasso,semi-incasso o a parete. Gli alloggiamenti dei relè montati aincasso e a parete possono essere montati anche in posizioneinclinata (25°) utilizzando speciali accessori.

I relè possono inoltre essere montati in uno scompartostandard per strumentazione da 19” mediante pannelli dimontaggio da 19” disponibili con aperture per uno o due relè.Inalternativa, il relè può essere montato in scomparti perstrumentazione da 19” utilizzando 4U telai per apparecchiatureCombiflex.

Per le consuete procedure di prova, gli alloggiamenti dei relèpossono essere provvisti di interruttori di prova tipo RTXP 18,affiancabili agli alloggiamenti dei relè stessi.

Tecniche di montaggio:

• Montaggio a incasso• Montaggio semi-incasso• Montaggio semi-incasso con inclinazione di 25°• Montaggio su rack• Montaggio a parete• Montaggio ad un telaio per apparecchiature da 19"• Montaggio con un interruttore di prova RTXP 18 ad un

rack da 19"

Apertura nel pannello per montaggio a incasso:• Altezza: 161,5±1 mm• Larghezza: 165,5±1 mm

48

177

160

177

153

164

IECA070900 V4 IT

Figura 26. Montaggio a incasso

98

177

160

186

103

IECA070903 V4 IT

Figura 27. Montaggio semi-incasso23

0

107

25°

133

190

IECA070902 V4 IT

Figura 28. Montaggio a semi-incasso coninclinazione di 25º

24. Alloggiamento del relè e unità estraibilePer motivi di sicurezza, gli alloggiamenti dei relè di misura dellacorrente sono provvisti di contatti automatici per lacortocircuitazione dei circuiti secondari del TA quando un'unitàestraibile del relè viene rimossa dal suo alloggiamento.L'alloggiamento del relè è provvisto inoltre di un sistema dicodifica meccanica che impedisce l'inserimento di relè dimisura dalla corrente in un alloggiamento per relè di misura

della tensione e viceversa: in altre parole, gli alloggiamenti deirelè sono assegnati ad un determinato tipo di unità plug-in.

25. Dati per la scelta e l'ordinazioneUtilizzare la libreria ABB per accedere alle informazioni per lascelta e l'ordinazione e per generare il numero d'ordine.


82 ABB

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

26. Dati per l’ordinazione di accessori

Tabella 116. Cavi

Articolo Numero d’ordine

Cavo per sensori ottici per la protezione contro gli archi elettrici 1,5 m 1MRS120534-1.5



Tabella 117. Accessori di montaggio

Articolo Numero d’ordine

Kit di montaggio semi-incassato 1MRS050696

Kit di montaggio a parete 1MRS050697

Kit di montaggio semi-incassato inclinato 1MRS050831

Kit di montaggio su rack da 19” con apertura per un relè 1MRS050694

Kit di montaggio su rack da 19” con apertura per due relè 1MRS050695

Staffa di montaggio per un relè con interruttore di prova RTXP in 4U Combiflex (RHGT 19” variante C) 2RCA022642P0001

Staffa di montaggio per un relè in 4U Combiflex (RHGT 19” variante C) 2RCA022643P0001

Kit di montaggio su rack da 19” per un relè e un interruttore di prova RTXP18 (l'interruttore di prova non è inclusonella fornitura)

2RCA021952A0003

Kit di montaggio su rack da 19” per un relè e un interruttore di prova RTXP24 (l'interruttore di prova non è inclusonella fornitura)

2RCA022561A0003

Kit di sostituzione per un relè Strömberg serie SP_J40 (apertura nel centro della piastra d'installazione) 2RCA027871A0001

Kit di sostituzione per un relè Strömberg serie SP_J40 (apertura sulla sinistra o sulla destra della piastrad'installazione)

2RCA027874A0001

Kit di sostituzione per due relè Strömberg serie SP_J3 2RCA027880A0001

Kit di sostituzione su rack da 19” per relè Strömberg serie SP_J3/J6 (una sola apertura) 2RCA027894A0001

Kit di sostituzione su rack da 19” per relè Strömberg serie SP_J3/J6 (due aperture) 2RCA027897A0001

Kit di sostituzione per un relè Strömberg serie SP_J6 2RCA027881A0001

Kit di sostituzione per tre relè serie BBC S_ 2RCA027882A0001

Kit di sostituzione per un relè serie SPA 300 2RCA027885A0001


ABB 83

27. StrumentiIl relè è fornito come un'unità preconfigurata.Le impostazioni didefault dei parametri possono essere modificate dall'interfacciautente sul frontalino, dall'interfaccia utente basata sul browserweb (WebHMI) oppure utilizzando il software PCM600 incombinazione con il pacchetto di connettività specifico del relè.

II software per il controllo e la protezione del relè PCM600 offreestese funzioni di configurazione del relè, quali laconfigurazione dei segnali del relè, la configurazionedell'applicazione, la configurazione del display grafico inclusaquella dello schema unifilare e la configurazione dellacomunicazione IEC 61850 inclusa quella della comunicazioneGOOSE orizzontale.

Se si utilizza l'interfaccia utente basata sul browser web, èpossibile accedere al relè di protezione sia in locale che inremoto utilizzando un browser web (Internet Explorer). Per

motivi di sicurezza, l'interfaccia utente basata sul browser webè disabilitata per default, ma può essere abilitata attraverso ilfrontalino del relè. La funzionalità Web HMI può essere limitataall'accesso in sola lettura.

Il pacchetto di connettività del relè è una raccolta diinformazioni software e specifiche dei relè stessi, che consenteil collegamento dei prodotti e degli strumenti del sistema el’interazione con il relè di protezione. I pacchetti di connettivitàriducono il rischio di errori di integrazione nel sistema,minimizzando i tempi di configurazione e di impostazione deldispositivo. Inoltre, i pacchetti di connettività per i relè diprotezione di questa serie includono uno strumento diaggiornamento flessibile per aggiungere un'ulteriore lingua aldisplay locale del relè. Lo strumento di aggiornamento si attivautilizzando il PCM600 e permette di attuare moltepliciaggiornamenti della lingua aggiunta, offrendo quindi strumentiflessibili per possibili aggiornamenti futuri della lingua.

Tabella 118. Strumenti

Strumenti di impostazione e configurazione Versione

PCM600 2.6 (Roll-up 20150626) o superiore

Interfaccia utente basata su web browser IE 8.0, IE 9.0, IE 10.0 o IE 11.0

Pacchetto di connettività REF615 5.1 o superiore


84 ABB

Tabella 119. Funzioni supportate

Funzione Display Web PCM600

Impostazione dei parametri del relè ● ●

Salvataggio delle impostazioni dei parametri nel relè ● ●

Monitoraggio dei segnali ● ●

Gestione dell'oscilloperturbografo ● ●

Visualizzazione dei LED di allarme ● ●

Gestione del controllo di accesso ● ●

Configurazioni dei segnali del relè (matrice di segnali) - ●

Configurazione della comunicazione Modbus® (gestione dellacomunicazione) - ●

Configurazione della comunicazione DNP3 (gestione dellacomunicazione) - ●

Configurazione della comunicazione IEC 60870-5-103 (gestione dellacomunicazione) - ●

Salvataggio delle impostazioni dei parametri del relè nel tool - ●

Analisi delle registrazioni dell'oscilloperturbografo - ●

Esportazione/importazione dei parametri XRIO - ●

Configurazione del display grafico - ●

Configurazione dell'applicazione - ●

Configurazione della comunicazione IEC 61850, GOOSE(configurazione della comunicazione) - ●

Visualizzazione dei diagrammi fasoriali ● -

Visualizzazione degli eventi ● ●

Salvataggio dei dati d'evento sul PC dell'utente ● ●

Monitoraggio online - ●● = Supportato

28. Sicurezza informaticaIl relè supporta un sistema di autenticazione degli utenti basatosu vari livelli. Può memorizzare 2048 registrazioni di operazionidell'utente in una memoria non volatile. La memoria non volatileè un tipo di memoria che non richiede il backup della batteria,né la regolare sostituzione dei componenti per mantenere i dati

memorizzati. FTP e il display web utilizzano la codifica TLS conlunghezza minima della chiave di 128 bit come protezione deidati di transito. In questo caso, i protocolli di comunicazioneutilizzati sono FTPS e HTTPS. Tutte le porte di comunicazioneposteriori e i protocolli opzionali possono essere disattivati inbase all'allestimento del sistema desiderato.


ABB 85

29. Schema dei terminali

Ingresso sensoredi luminosità 1



OpzionaleIl relè è dotato di un meccanismo automatico dicorto circuito nel connettore del trasformatore dicorrente quando l'unità plug-in è staccataModulo X110/BIO usato in REF615 conf A

IECA070918 V6 IT

Figura 29. Schema dei terminali delle configurazioni standard A e B


86 ABB




OpzionaleIl relè è dotato di un meccanismo automatico dicorto circuito nel connettore del trasformatore dicorrente quando l'unità plug-in è staccataModulo X110/BIO usato in REF615 conf C

IECA070919 V6 IT

Figura 30. Schema dei terminali delle configurazioni standard C e D


ABB 87

Non in uso




OpzionaleIl relè è dotato di un meccanismo automatico dicorto circuito nel connettore del trasformatore dicorrente quando l'unità plug-in è staccata

GUID-FA7A5888-5288-4969-84D0-00354EAB3997 V4 IT

Figura 31. Schema dei terminali delle configurazioni standard E e F


88 ABB




Opzionale

GUID-88778A7A-2A9B-46BF-AC33-075626A03AC8 V1 IT

Figura 32. Schema dei terminali delle configurazioni standard G e L


ABB 89




OpzionaleIl relè è dotato di un meccanismo automatico dicorto circuito nel connettore del trasformatore dicorrente quando l'unità plug-in è staccata

GUID-F4CCBBC7-41DD-4E1C-99E8-69029EC6933C V1 IT

Figura 33. Schema dei terminali delle configurazioni standard H, J e N


90 ABB

REF615

X13Ingresso sensoredi luminosità 1

1)


1)


1)

1) Opzionale2) Il relè è dotato di un meccanismo automatico di corto circuito nel connettore del trasformatore di corrente quando l'unità plug-in è staccata3) Modulo BIO0005 (8BI+4BO) Modulo alternativo BIO0007 (8BI+3HSO)

16

17

1918

X100

67

89

10

111213

15

14

2

1

3

45

22

212324

SO2

TCS2

PO4

SO1

TCS1

PO3

PO2

PO1

IRF

+

-Uaux

20

X110

34

56

7

89

10BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 712

13

11

BI 112

X110

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

SO2

SO1

23SO4

24

2)

X120

1

23

45

67

89

1011

1213

14

Non in uso1/5A

N

Non in uso

IoB (per HREFPDIF1)

IL1

IL2

IL3

Io

1/5A

N1/5A

N1/5A

N1/5A

N1/5A

N1/5A

N

X13012

34

56

BI 4

BI 3

BI 2

BI 1

87

9101112

U12B (per SECRSYN1)

1314

U1

1516

U2

1718

U3

UoN

N

N

N

60 -

N

210V

60 -210V

60 -210V

60 -210V

60 -210V

3)

3)

GUID-A45849DB-919C-40DF-9B12-046614708F09 V1 IT

Figura 34. Schema dei terminali della configurazione standard K


ABB 91

30. CertificatiDNV GL ha rilasciato un certificato IEC 61850 Edizione 2 Livello

A1 per la serie Relion® 615. Numero di certificato: 7410570I-OPE/INC 15-1136.

DNV GL ha rilasciato un certificato IEC 61850 Edizione 1 Livello

A1 per la serie Relion® 615. Numero di certificato: 74105701-OPE/INC 15-1145.

Altri certificati sono disponibili nellarispettiva pagina del prodotto.

31. Report di ispezioneKEMA ha emesso un report di ispezione per il relè REF615,“Confronto fra le prestazioni cablate e GOOSE dei quadriUniGear con relè di protezione e controllo di linea del tipoREF615 e REF630 sulla base della norma IEC 62271-3”.Numero di report: 70972064-TDT 09-1398.

Nel riepilogo, il report di ispezione conclude, a prescindere daiconfronti delle prestazioni, che “sia il relè REF630 che il REF615rispondono alla classe di prestazione P1, tipo di messaggio 1A“Sgancio” per stalli di distribuzione (tempo di trasferimento <10msec) come definito nella norma IEC 61850-5”.

32. RiferimentiIl portale www.abb.com/substationautomation offreinformazioni sulla gamma di prodotti e servizi per l’automazionedella distribuzione.

Le informazioni più recenti sul relè di protezione e controlloREF615 sono riportate nella rispettiva del prodotto. Scorrere lapagina per trovare e scaricare la relativa documentazione.


92 ABB

http://new.abb.com/medium-voltage/distribution-automation/numerical-relays/feeder-protection-and-control/relion-for-medium-voltage/feeder-protection-and-control-ref615-iec

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

http://new.abb.com/medium-voltage/distribution-automation/numerical-relays/feeder-protection-and-control/relion-for-medium-voltage/feeder-protection-and-control-ref615-iec

33. Funzioni, codici e simboli

Tabella 120. Funzioni incluse nel relè

Funzione IEC 61850 IEC 60617 IEC-ANSI

Protezione

Protezione di massima corrente nondirezionale trifase, prima soglia

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

PHLPTOC2 3I> (2) 51P-1 (2)

Protezione di massima corrente nondirezionale trifase, seconda soglia

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

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

Protezione di massima corrente nondirezionale trifase, soglia istantanea

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

Protezione di massima corrente direzionaletrifase, prima soglia

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

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

Protezione di massima corrente trifasedirezionale, seconda soglia

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

Protezione da guasto a terra non direzionale,prima soglia

EFLPTOC1 Io> (1) 51N-1 (1)

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

Protezione da guasto a terra non direzionale,seconda soglia

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

Protezione da guasto a terra non direzionale,soglia istantanea

EFIPTOC1 Io>> (1) 50N/51N (1)

Protezione da guasto a terra direzionale, primasoglia

DEFLPDEF1 Io> -> (1) 67N-1 (1)

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

Protezione da guasto a terra direzionale,seconda soglia

DEFHPDEF1 Io>> -> (1) 67N-2 (1)

Protezione da guasto a terra basatasull'ammettenza

EFPADM1 Yo> -> (1) 21YN (1)

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

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

Protezione da guasto a terra basata su unprincipio wattmetrico

WPWDE1 Po> -> (1) 32N (1)

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

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

Protezione da guasto a terra transitorio/intermittente

INTRPTEF1 Io> -> IEF (1) 67NIEF (1)

Protezione da guasto a terra basata suarmoniche

HAEFPTOC1 Io>HA (1) 51NHA (1)

Protezione da guasto a terra (cross-country)non direzionale, utilizzando la Io calcolata

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

Protezione di massima corrente con sequenzainversa

NSPTOC1 I2> (1) 46 (1)

NSPTOC2 I2> (2) 46 (2)

Protezione da squilibrio di fase PDNSPTOC1 I2/I1> (1) 46PD (1)

Protezione di massima tensione residua ROVPTOV1 Uo> (1) 59G (1)

ROVPTOV2 Uo> (2) 59G (2)

ROVPTOV3 Uo> (3) 59G (3)


ABB 93

Tabella 120. Funzioni incluse nel relè, continua


Protezione di minima tensione trifase PHPTUV1 3U< (1) 27 (1)

PHPTUV2 3U< (2) 27 (2)

PHPTUV3 3U< (3) 27 (3)

Protezione di massima tensione trifase PHPTOV1 3U> (1) 59 (1)

PHPTOV2 3U> (2) 59 (2)

PHPTOV3 3U> (3) 59 (3)

Protezione di minima tensione con sequenza difase positiva

PSPTUV1 U1< (1) 47U+ (1)

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

Protezione di massima tensione con sequenzainversa

NSPTOV1 U2> (1) 47O- (1)

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

Protezione di frequenza FRPFRQ1 f>/f<,df/dt (1) 81 (1)

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





Protezione termica trifase per linee, cavi etrasformatori di distribuzione

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

Protezione ristretta da guasto a terra ad elevataimpedenza

HREFPDIF1 dIoHi> (1) 87NH (1)

Protezione differenziale ad elevata impedenzaper fase A

HIAPDIF1 dHi_A>(1) 87A(1)

Protezione differenziale ad elevata impedenzaper fase B

HIBPDIF1 dHi_B>(1) 87B(1)

Protezione differenziale ad elevata impedenzaper fase C

HICPDIF1 dHi_C>(1) 87C(1)

Protezione da guasti all'interruttore CCBRBRF1 3I>/Io>BF (1) 51BF/51NBF (1)

Rilevamento di corrente di spunto trifase INRPHAR1 3I2f> (1) 68 (1)

Commutazione su guasto CBPSOF1 SOTF (1) SOTF (1)

Sgancio master TRPPTRC1 Sgancio master (1) 94/86 (1)

TRPPTRC2 Sgancio master (2) 94/86 (2)




Protezione contro gli archi elettrici ARCSARC1 ARC (1) 50L/50NL (1)

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

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


94 ABB



Protezione multifunzione MAPGAPC1 MAP (1) MAP (1)

MAPGAPC2 MAP (2) MAP (2)

















Localizzatore guasti SCEFRFLO1 FLOC (1) 21FL (1)

Rilevamento guasti ad elevata impedenza PHIZ1 HIF (1) HIZ (1)

Protezione di massima potenza direzionale/potenza inversa

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

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

Protezione da guasto a terra basatasull'ammettenza in multifrequenza

MFADPSDE1 Io> ->Y (1) 67YN (1)

Funzioni di interconnessione

Protezione di minima tensione della potenzareattiva direzionale

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

Protezione ride-through a bassa tensione LVRTPTUV1 U<RT (1) 27RT (1)

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

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

Protezione contro lo spostamento del vettore ditensione

VVSPPAM1 VS (1) 78V (1)

Qualità dell'energia

Distorsione totale di corrente CMHAI1 PQM3I (1) PQM3I (1)

Distorsione armonica totale di tensione VMHAI1 PQM3U (1) PQM3V (1)

Variazione di tensione PHQVVR1 PQMU (1) PQMV (1)

Squilibrio di tensione VSQVUB1 PQUUB (1) PQVUB (1)

Controllo

Controllo dell’interruttore CBXCBR1 I <-> O CB (1) I <-> O CB (1)


ABB 95



Controllo del sezionatore DCXSWI1 I <-> O DCC (1) I <-> O DCC (1)

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

Controllo del sezionatore di terra ESXSWI1 I <-> O ESC (1) I <-> O ESC (1)

Indicazione della posizione del sezionatore DCSXSWI1 I <-> O DC (1) I <-> O DC (1)

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

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

Indicazione dello stato del sezionatore di terra ESSXSWI1 I <-> O ES (1) I <-> O ES (1)

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

Richiusura automatica DARREC1 O -> I (1) 79 (1)

Controllo del sincronismo e dell'alimentazione SECRSYN1 SYNC (1) 25 (1)

Supervisione e monitoraggio dello stato

Monitoraggio dello stato dell’interruttore SSCBR1 CBCM (1) CBCM (1)

Supervisione del circuito di sgancio TCSSCBR1 TCS (1) TCM (1)

TCSSCBR2 TCS (2) TCM (2)

Supervisione del circuito di corrente CCSPVC1 MCS 3I (1) MCS 3I (1)

Supervisione del trasformatore di corrente perschema di protezione ad elevata impedenzaper fase A

HZCCASPVC1 MCS I_A(1) MCS I_A(1)

Supervisione del trasformatore di corrente perschema di protezione ad elevata impedenzaper fase B

HZCCBSPVC1 MCS I_B(1) MCS I_B(1)

Supervisione del trasformatore di corrente perschema di protezione ad elevata impedenzaper fase C

HZCCCSPVC1 MCS I_C(1) MCS I_C(1)

Supervisione dei guasti ai fusibili SEQSPVC1 FUSEF (1) 60 (1)

Contatore del tempo d'esercizio per macchinee dispositivi

MDSOPT1 OPTS (1) OPTM (1)

Misure

Oscilloperturbografo RDRE1 DR (1) DFR (1)

Registrazione del profilo di carico LDPRLRC1 LOADPROF (1) LOADPROF (1)

Registrazione di guasto FLTRFRC1 FAULTREC (1) FAULTREC (1)

Misura della corrente trifase CMMXU1 3I (1) 3I (1)

Misura della corrente di sequenza CSMSQI1 I1, I2, I0 (1) I1, I2, I0 (1)

Misura della corrente residua RESCMMXU1 Io (1) In (1)

RESCMMXU2 Io (2) In (2)

Misura della tensione trifase VMMXU1 3U (1) 3V (1)

VMMXU2 3U (2) 3V (2)

Misura della tensione residua RESVMMXU1 Uo (1) Vn (1)

Misura della tensione di sequenza VSMSQI1 U1, U2, U0 (1) V1, V2, V0 (1)

Misura della potenza e dell’energia trifase PEMMXU1 P, E (1) P, E (1)


96 ABB



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

Misura della frequenza FMMXU1 f (1) f (1)

Invio dei valori campionati a norma IEC61850-9-2 LE

SMVSENDER SMVSENDER SMVSENDER

Ricezione dei valori campionati a norma IEC61850-9-2 LE (ripartizione tensione)

SMVRCV SMVRCV SMVRCV

Altro

Timer impulso minimo (2 pz.) TPGAPC1 TP (1) TP (1)

TPGAPC2 TP (2) TP (2)



Timer impulso minimo (2 pz., precisione alsecondo)

TPSGAPC1 TPS (1) TPS (1)

Timer impulso minimo (2 pz., precisione alminuto)

TPMGAPC1 TPM (1) TPM (1)

Timer impulso (8 pz.) PTGAPC1 PT (1) PT (1)

PTGAPC2 PT (2) PT (2)

Ritardo off (8 pz.) TOFGAPC1 TOF (1) TOF (1)

TOFGAPC2 TOF (2) TOF (2)



Ritardo on (8 pz.) TONGAPC1 TON (1) TON (1)

TONGAPC2 TON (2) TON (2)



Ripristino impostazione (8 pz.) SRGAPC1 SR (1) SR (1)

SRGAPC2 SR (2) SR (2)



Spostamento (8 pz.) MVGAPC1 MV (1) MV (1)

MVGAPC2 MV (2) MV (2)

Punto di controllo generico (16 pz.) SPCGAPC1 SPC (1) SPC (1)

SPCGAPC2 SPC (2) SPC (2)

Scaling del valore analogico SCA4GAPC1 SCA4 (1) SCA4 (1)

SCA4GAPC2 SCA4 (2) SCA4 (2)



Spostamento del valore intero MVI4GAPC1 MVI4 (1) MVI4 (1)


ABB 97

34. Cronologia delle revisioni del documento

Revisione del documento/data Versione del prodotto Cronologia

A/04/01/2012 3.0 Traduzione dalla versione EN K

B/12/11/2013 4.0 FP1 Traduzione dalla versione EN M

C/10/04/2014 5.0 Traduzione dalla versione EN N

D/08/02/2016 5.0 FP1 Traduzione dalla versione EN R


98 ABB

Contatti

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