Protección de generador REG670 2.1 IEC Guía del producto · dispone de protecciones principales para el generador. Por lo tanto, el concepto facilita la implementación de soluciones

Serie 670 Relion®

Protección de generador REG670 2.1 IECGuía del producto

Contenido

1. Aplicación.......................................................................3

2. Funciones disponibles.................................................... 7

3. Protección diferencial................................................... 17

4. Protección de impedancia............................................ 19

5. Protección de corriente................................................ 22

6. Protección de tensión...................................................25

7. Protección de frecuencia..............................................27

8. Protección multifunción................................................ 27

9. Supervisión del sistema secundario..............................28

10. Control........................................................................ 29

11. Lógica......................................................................... 31

12. Monitorización.............................................................33

13. Medición..................................................................... 35

14. Interfaz hombre-máquina............................................ 36

15. Funciones básicas del IED...........................................36

16. Comunicación de estaciones ......................................36

17. Comunicación remota................................................. 37

18. Descripción del hardware............................................37

19. Diagramas de conexión...............................................41

20. Datos técnicos............................................................ 42

21. Pedidos de IED personalizados................................. 116

22. Pedidos de IED preconfigurados............................... 126

23. Pedido de accesorios................................................131

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1MRK 502 068-BES BProtección de generador REG670 2.1 IEC Versión del producto: 2.1

2 ABB

1. AplicaciónEl REG670 se utiliza para protección, control y monitorizaciónde generadores y bloques de generador-transformador, desdeunidades relativamente pequeñas hasta las unidades degeneración más grandes. El IED tiene una biblioteca defunciones completa, que cubre los requisitos de la mayoría delas aplicaciones de generadores. El gran número de entradasanalógicas disponibles, junto con la gran biblioteca funcional,permite la integración de muchas funciones en un IED. Enaplicaciones comunes, dos unidades de IED puedenproporcionar una funcionalidad total, y brindar incluso un altogrado de redundancia. El REG670 también se puede utilizarpara protección y control de reactores shunt.

Se incluye la protección de falta a tierra del estator, tantotradicional del 95% como de inyección del 100% y basada en eltercer armónico. Cuando se utiliza la protección basada eninyección, el 100% del devanado del estator de la máquina,incluido el punto estrella, se encuentra protegido bajo todos losmodos de funcionamiento. La protección de falta a tierra delestator 100% basada en el tercer armónico utiliza el principiode tensión diferencial del tercer armónico. La protección defalta a tierra del estator 100% basada en inyección puedefuncionar incluso con la máquina en reposo. El IED incluyealgoritmos para la protección de deslizamiento de polos,subexcitación, falta a tierra del rotor, corriente de secuencianegativa, etc. que ya han demostrado su eficacia.

La protección diferencial de generador del REG670 se haadaptado para que opere correctamente en aplicaciones degenerador, en las que se han tenido en cuenta factores comolas largas constantes de tiempo para el componente de CC y elrequisito de tiempo de disparo corto.

Existe la posibilidad de proteger más de un objeto en un IED, yaque muchas de las funciones de protección pueden utilizarsecomo varias instancias. La protección para un transformadorde potencia auxiliar puede integrarse en el mismo IED quedispone de protecciones principales para el generador. Por lotanto, el concepto facilita la implementación de soluciones muyrentables.

El REG670 también permite valiosas posibilidades desupervisión, ya que muchos de los valores del proceso puedentransferirse a una HMI del operador.

La gran flexibilidad de aplicación convierte a este producto enuna elección excelente tanto para instalaciones nuevas comopara la renovación de centrales eléctricas existentes.

Forzar entradas y salidas binarias ofrece una alternativaadecuada para realizar pruebas del cableado en subestacionesy de la lógica de configuración en los IED. Básicamente, estoimplica que pueden forzarse valores arbitrarios en todas lasentradas y salidas binarias en los módulos de E/S del IED(BOM, BIM, IOM y SOM).

Gestión central de cuentas es una infraestructura deautentificación que ofrece una solución segura para forzar elcontrol de acceso a los IED y a otros sistemas en unasubestación. Esto permite incorporar la gestión de cuentas deusuario, roles y certificados, y la distribución de los mismos, enun procedimiento completamente transparente para el usuario.

La asignación flexible de nombres de producto permite que elcliente utilice un modelo 61850 del IED independiente delproveedor del IED. Se mostrará este modelo de cliente en todala comunicación IEC 61850, aunque el resto de aspectos delIED permanecerán sin cambios (por ejemplo, nombres en laHMI local y nombres en las herramientas). Esto ofrece unaexcelente flexibilidad para adaptar el IED al sistema de losclientes y a la solución estándar.

La comunicación mediante conexiones ópticas garantiza lainmunidad contra perturbaciones.

El uso del REG670 con algoritmo patentado (o cualquier otroproducto de la serie 670) permite realizar el seguimiento de lafrecuencia del sistema de potencia en un rango bastanteamplio, de 9 Hz a 95 Hz (para un sistema de potencia de 50 Hz).Para esto, se recomienda conectar la señal de tensión trifásicade los terminales del generador al IED. Así, el IED puedeadaptar el algoritmo de filtración para medir los fasores detodas las señales de corriente y tensión conectadas al IED demanera adecuada. Esta característica es fundamental paralograr el funcionamiento adecuado de la protección durante losprocedimientos de arranque y parada del generador.

El REG670 puede utilizarse en aplicaciones con el bus deprocesos IEC 61850-9-2LE, con un máximo de seis unidadescombinadas (MU) según la funcionalidad adicional incluida en elIED.

1MRK 502 068-BES BProtección de generador REG670 2.1 IEC Versión del producto: 2.1 Fecha de emisión: Julio de 2016

Revisión: B

ABB 3

Descripción de la configuración A20

SA PTUF

81U f<

SA PTUF

81 f<SA PTOF

81O f>

SA PTOF

81 f>UV2 PTUV

27 2(3U<)

OV2 PTOV

59 2(3U>)

VN MMXU

MET UN

V MSQI

MET Usqi

CC RBRF

50BF 3I>BF

FUF SPVC

U>/I<

GOP PDOP

32 P>

GUP PDUP

37 P<

GS PTTR

49 S θ>

NS2 PTOC

46 I2>

C MMXU

MET I

GEN PDIF

87G 3Id/I>

ZGV PDIS

21 Z<CV GAPC

64R Re<

CV GAPC

2(i>/U<)

LEX PDIS

40 Φ <

DRP RDRE

DFR/SER DR

OEX PVPH

24 U/f>

ETP MMTR

MET W/Varh

CV MMXN

MET P/Q

+RXTTE

4

REG670 A20 – Protección de respaldo + diferencial del generador 12AI (7I + 5U)

YY

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

AEG PVOC

50AE U/I>

SMP PTRC

94 1→0ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

V MMXU

MET U

GEN_QA1

GEN_TRM_VT

GEN_TRM_CT

ROT_INJ_VT

ROT_INJ_CT

GEN_SP_CT

GEN_SP_VT

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

SES RSYN

25 SC/VC

CCS SPVC

87 INd/I

S SIML

71

ROTI PHIZ

64R R<

OOS PPAM

78 Ucos

HZ PDIF

87 Id>

SDE PSDE

67N IN>

T2W PDIF

87T 3Id/I>

STEF PHIZ

59THD U3d/N

EF4 PTOC

51N_67N 4(IN>)

SA PFRC

81 df/dt<>

Otras funciones disponibles en la biblioteca de funciones

Funciones opcionales

STTI PHIZ

64S R<

NS4 PTOC

46I2 4(I2>)

PSP PPAM

78 Ucos

CC PDSC

52PD PD

PH PIOC

50 3I>>

EF PIOC

50N IN>>

VDC PTOV

60 Ud>

Q CBAY

3 Control

S SIMG

63

GR PTTR

49R θ>

TCM YLTC

84 ↑↓

VD SPVC

60 Ud>

FTA QFVR

81A f<>

VR PVOC

51V 2(I>/U<)

Q CRSV

3 Control

S CILO

3 Control

S CSWI

3 Control

S SCBR

Control

S XSWI

3 Control

S XCBR

3 Control

ZMH PDIS

21 Z<

TR PTTR

49 θ>

ZDM RDIR

21D Z<_>

0163_=IEC11000068=5=es=Original.vsdIEC11000068 V5 ES

Figura 1. Aplicación de protección de generador típica con protección diferencial y de respaldo de generador, que incluye transformadores de12 entradas analógicas en media caja de 19".


4 ABB

Descripción de la configuración B30

Bus auxiliar

YTransformador elevador de la

unidad

Tra

nsfo

rmad

or a

uxili

ar

Tra

nsfo

rmad

or

de e

xcita

ción

CC RBRF

50BF 3I>BF

EF4 PTOC

51N_67N 4(IN>)

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

SA PTUF

81U f<

SA PTUF

81 f<SA PTOF

81O f>

SA PTOF

81 f>UV2 PTUV

27 2(3U<)

OV2 PTOV

59 2(3U>)

V MSQI

MET Usqi

V MMXU

MET U

CC RBRF

50BF 3I>BF

FUF SPVC

U>/I<

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

GOP PDOP

32 P>

GUP PDUP

37 P<

GS PTTR

49S θ>

C MMXU

MET I

GEN PDIF

87G 3Id/I>

ZGV PDIS

21 Z<CV GAPC

64R Re<

CV GAPC

2(I>/U<)

REG670 B30 – Protección de respaldo + diferencial del generador 24AI (9I+3U, 9I+3U)

LEX PDIS

40 Φ <

DRP RDRE

DFR/SER DR

OEX PVPH

24 U/f>

ETP MMTR

MET W/Varh

CV MMXN

MET P/Q

+RXTTE4

AEG PVOC

50AE U/I>

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

VN MMXU

MET UN

STEF PHIZ

59THD U3d/N

SMP PTRC

94 1→0

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

GEN_QA1

AUX_QA1

HV_QA1

HV_CT

LV_VT_3U0

GEN_TRM_VT

GEN_TRM_CT

GEN_SP_CT

GEN_SP_VT

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

ROT_INJ_VT

ROT_INJ_CT

AUX_CT

EXC_CT

HV_NCT

Y

Y Y

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MMXU

MET I

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

NS2 PTOC

46 I2>

C MSQI

MET Isqi

0165_=IEC11000071=5=es=Original.vsd

SES RSYN

25 SC/VC

CCS SPVC

87 INd/I

STTI PHIZ

64S R<

OOS PPAM

78 Ucos

T3W PDIF

87T 3Id/I>

REF PDIF

87N IdN/I

T2W PDIF

87T 3Id/I>

ROTI PHIZ

64R R<

HZ PDIF

87 Id>

SA PFRC

81 df/dt<>

Funciones opcionales

SDE PSDE

67N IN>

NS4 PTOC

46I2 4(I2>)

PSP PPAM

78 Ucos

CC PDSC

52PD PD

PH PIOC

50 3I>>

EF PIOC

50N IN>>

VDC PTOV

60 Ud>

Q CBAY

3 Control

S SIMG

63

S SIML

71

GR PTTR

49R θ>

TCM YLTC

84 ↑↓

VD SPVC

60 Ud>

FTA QFVR

81A f<>

VR PVOC

51V 2(I>/U<)

Q CRSV

3 Control

S CILO

3 Control

S CSWI

3 Control

S XSWI

3 Control

S XCBR

3 Control

ZMH PDIS

21 Z<

TR PTTR

49 θ>

ZDM RDIR

21D Z<_>

S SCBR

Control


IEC11000071 V5 ES

Figura 2. Aplicación de protección de generador mejorada con protección diferencial y de respaldo de generador, que incluye 24 entradasanalógicas en caja de tamaño completo de 19". Se puede añadir protección de deslizamiento de polos opcional, protección de falta atierra del estator 100% y protección diferencial.


ABB 5

Descripción de la configuración C30

Bus auxiliar

YTransformador elevador de la

unidad

Tra

nsfo

rmad

or a

uxili

ar

CC RBRF

50BF 3I>BF

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

SA PTUF

81U f<

SA PTUF

81 f<SA PTOF

81O f>

SA PTOF

81 f>UV2 PTUV

27 2(3U<)

OV2 PTOV

59 2(3U>)

V MMXU

MET U

VN MMXU

MET UN

V MSQI

MET Usqi

CC RBRF

50BF I>BF

FUF SPVC

U>/I<

ROV2 PTOV

59G UN>

GOP PDOP

32 P>

GUP PDUP

37 P<

NS2 PTOC

46 I2>

C MMXU

MET I

GEN PDIF

87G 3Id/I>

ZGV PDIS

21 Z<CV GAPC

64R Re<

CV GAPC

2(I>/U<)

YY

TR PTTR

49 θ>

OV2 PTOV

59 2(3U>)

CV MMXN

MET P/Q

LEX PDIS

40 Φ <

ETP MMTR

MET W/Varh

CV MMXN

MET P/Q

Transformador depuesta a tierra

OEX PVPH

24 U/f>

DRP RDRE

DFR/SER DR

+RXTTE

4

AEG PVOC

50AE U/I>

T2W PDIF

87T 3Id/I>

REG670 C30 – Protección de transformador de bloque y generador 24AI (9I+3U, 6I+6U)

51N_67N

EF4 PTOC

4(IN>)

STEF PHIZ

59THD U3d/N

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

SMP PTRC

94 1→0

HV_QA1

AUX_QA1

GEN_QA1

HV_VT

HV_CT

LV_VT_3U0

AUX_CT

GEN_TRM_VT

GEN_TRM_CT

ROT_INJ_CT

ROT_INJ_VT

GEN_SP_CT

GEN_SP_VT

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

Y

Y Y

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

HV_NCT

G

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

V MMXU

MET U

V MSQI

MET Usqi

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

T3W PDIF

87T 3Id/I>

FUF SPVC

U>/I<

REF PDIF

87N IdN/I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

GR PTTR

49S θ>

SES RSYN

25 SC/VC

CCS SPVC

87 INd/I

STTI PHIZ

64S R<

OOS PPAM

78 Ucos

ROTI PHIZ

64R R<

HZ PDIF

87 Id>

SA PFRC

81 df/dt<>


SDE PSDE

67N IN>

NS4 PTOC

46I2 4(I2>)

PSP PPAM

78 Ucos

CC PDSC

52PD PD

PH PIOC

50 3I>>

EF PIOC

50N IN>>

VDC PTOV

60 Ud>

TCM YLTC

84 ↑↓

S SIMG

63

S SIML

71

GR PTTR

49R θ>

Q CBAY

3 Control

Q CRSV

3 Control

S CILO

3 Control

S CSWI

3 Control

S SCBR

Control

S XSWI

3 Control

S XCBR

3 Control

VD SPVC

60 Ud>

FTA QFVR

81A f<>

VR PVOC

51V 2(I>/U<)

ZMH PDIS

21 Z<

ZDM RDIR

21D Z<_>

0167_=IEC11000072=5=es=Original.vsd

IEC11000072 V5 ES

Figura 3. Protección de unidad, que incluye protección de generador y de generador-transformador, con 24 entradas analógicas en bastidor detamaño completo de 19". Se puede añadir protección de deslizamiento de polos y protección de falta a tierra del estator 100%.


6 ABB

2. Funciones disponibles

Principales funciones de protección

Tabla 1. Ejemplo de cantidades

2 = número de instancias básicas0-3 = cantidades opcionales3-A03 = función opcional incluida en los paquetes A03 (consultar los detalles del pedido)

IEC 61850 ANSI Descripción de función Generador

REG670(personalizado)

RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

Protección diferencial

T2WPDIF 87T Protección diferencial de transformador, dos devanados 0-2 1-A31 1-A33 1

T3WPDIF 87T Protección diferencial de transformador, tres devanados 0-2 1-A33 1

HZPDIF 87 Protección diferencial monofásica de alta impedancia 0-6 3-A02 3 6

GENPDIF 87G Protección diferencial de generador 0-2 1 2 2

REFPDIF 87N Protección de falta a tierra restringida de bajaimpedancia

0-3 1-A01 1

Protección de impedancia

ZMHPDIS 21 Protección de distancia de esquema completo,característica mho

0-4 3 3 3

ZDMRDIR 21D Elemento de impedancia direccional para característicamho

0-2 1 1 1

ZMFPDIS 21 Protección de distancia de alta velocidad 0-1

ZMFCPDIS 21 Protección de distancia de alta velocidad para líneascompensadas en serie

0-1

PSPPPAM 78 Protección de deslizamiento de polos y pérdida desincronismo

0-1 1-B21 1-B21 1-B21

OOSPPAM 78 Protección de pérdida de sincronismo 0-1

LEXPDIS 40 Pérdida de excitación 0-2 1 2 2

ROTIPHIZ 64R Protección sensible de faltas a tierra del rotor, basada eninyección

0-1 1-B31 1-B31 1-B31

STTIPHIZ 64S Protección de falta a tierra del estator 100%, basada eninyección

0-1 1-B32 1-B32 1-B32

ZGVPDIS 21 Protección de subimpedancia para generadores ytransformadores

0-1 1 1 1


ABB 7

Funciones de protección de respaldo



RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

Protección de corriente

PHPIOC 50 Protección de sobreintensidad instantánea de fase 0-4 1 2 2

OC4PTOC 51_671) Protección de sobreintensidad de fase de cuatroetapas

0-6 4 4 4

EFPIOC 50N Protección de sobreintensidad residual instantánea 0-2 1 2 2

EF4PTOC 51N67N2)

Protección de sobreintensidad residual de cuatroetapas

0-6 1 5 5

NS4PTOC 46I2 Protección de sobreintensidad de secuencia de fasenegativa direccional de cuatro etapas

0-2 1-C41 2-C42 2-C42

SDEPSDE 67N Protección de sobreintensidad y potencia residuales,direccionales y sensibles

0-2 1-C16 1-C16 1-C16

TRPTTR 49 Protección de sobrecarga térmica, dos constantes detiempo

0-3 1 2 3

CCRBRF 50BF Protección de fallo de interruptor 0-4 2 4 4

CCPDSC 52PD Protección de discordancia de polos 0-4 2 2 2

GUPPDUP 37 Protección de mínima potencia direccional 0-4 2 4 4

GOPPDOP 32 Protección de sobrepotencia direccional 0-4 2 4 4

NS2PTOC 46I2 Protección de sobreintensidad de tiempo de secuencianegativa para máquinas

0-2 1 1 1

AEGPVOC 50AE Protección de energización accidental para generadorsíncrono

0-2 1 1 1

VRPVOC 51V Protección de sobreintensidad con restricción detensión

0-3 3-C36 3-C36 3-C36

GSPTTR 49S Protección de sobrecarga del estator 0-1 1-C37 1-C37 1-C37

GRPTTR 49R Protección de sobrecarga del rotor 0-1 1-C38 1-C38 1-C38

Protección de tensión

UV2PTUV 27 Protección de subtensión de dos etapas 0-2 2 2 2

OV2PTOV 59 Protección de sobretensión de dos etapas 0-2 2 2 2

ROV2PTOV 59N Protección de sobretensión residual de dos etapas 0-3 3 3 3

OEXPVPH 24 Protección de sobreexcitación 0-2 1 1 2

VDCPTOV 60 Protección diferencial de tensión 0-2 2 2 2

STEFPHIZ 59THD Protección de falta a tierra del estator 100% basada enel tercer armónico

0-1 1-D21 1 1

Protección de frecuencia

SAPTUF 81 Protección de subfrecuencia 0-6 3 6 6

SAPTOF 81 Protección de sobrefrecuencia 0-6 3 6 6


8 ABB



RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

SAPFRC 81 Protección de derivada de la frecuencia 0-3 1 3 3

FTAQFVR 81A Protección de acumulación de tiempo de frecuencia 0-12 12-E03 12-E03 12-E03

Protección multifunción

CVGAPC Protección general de corriente y tensión 1-12 6 6 6

Cálculo general

SMAIHPAC Filtro multipropósito 0-6

1) 67 requiere tensión2) 67N requiere tensión


ABB 9

Funciones de control y monitorización


REG670

RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

Control

SESRSYN 25 Comprobación de sincronismo, comprobación de energización ysincronización

0-2 1 2 2

APC30 3 Control de aparatos para hasta 6 bahías, máx. 30 aparatos (6interruptores) incluyendo enclavamiento

0-1 1-H09 1-H09 1-H09

QCBAY Control de aparatos 1+5/APC30 1+5/APC30

1+5/APC3

0

1+5/APC30

LOCREM Manejo de posiciones del conmutador LR 1+5/APC30 1+5/APC30

1+5/APC3

0

1+5/APC30

LOCREMCTRL Control del PSTO en la LHMI 1+5/APC30 1+5/APC30

1+5/APC3

0

1+5/APC30

TCMYLTC 84 Control y supervisión del cambiador de tomas, 6 entradas binarias 0-4 1-A31 2-A33 2

TCLYLTC 84 Control y supervisión del cambiador de tomas, 32 entradas binarias 0-4

SLGAPC Conmutador giratorio lógico para selección de funciones ypresentación en la LHMI

15 15 15 15

VSGAPC Miniconmutador selector 20 20 20 20

DPGAPC Función de comunicación genérica para indicación de doble punto 16 16 16 16

SPC8GAPC Control genérico de 8 señales de un único punto 5 5 5 5

AUTOBITS Bits de automatización, función de mando para DNP3.0 3 3 3 3

SINGLECMD Orden simple, 16 señales 4 4 4 4

I103CMD Órdenes de funciones para IEC 60870-5-103 1 1 1 1

I103GENCMD Órdenes de funciones genéricas para IEC 60870-5-103 50 50 50 50

I103POSCMD Órdenes de IED con posición y selección para IEC 60870-5-103 50 50 50 50

I103POSCMDV Órdenes directas del IED con posición para IEC 60870-5-103 10 10 10 10

I103IEDCMD Órdenes de IED para IEC 60870-5-103 1 1 1 1

I103USRCMD Órdenes de funciones definidas por el usuario para IEC60870-5-103

1 1 1 1

Supervisión delsistema secundario

CCSSPVC 87 Supervisión del circuito de corriente 0-5 4 5 5

FUFSPVC Supervisión de fallo de fusible 0-3 2 3 3

VDSPVC 60 Supervisión de fallo de fusible basada en la diferencia de tensión 0-3 1-G03 1-G03 1-G03

Lógica

SMPPTRC 94 Lógica de disparo 12 12 12 12

TMAGAPC Lógica de matriz de disparo 12 12 12 12


10 ABB


REG670

RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

ALMCALH Lógica para alarma de grupo 5 5 5 5

WRNCALH Lógica para advertencia de grupo 5 5 5 5

INDCALH Lógica para indicación de grupo 5 5 5 5

AND, GATE, INV,LLD, OR,PULSETIMER,RSMEMORY,SRMEMORY,TIMERSET, XOR

Bloques lógicos básicos configurables (consulte la Tabla 2) 40-280 40-280 40-280

40-280

ANDQT,INDCOMBSPQT,INDEXTSPQT,INVALIDQT,INVERTERQT,ORQT,PULSETIMERQT,RSMEMORYQT,SRMEMORYQT,TIMERSETQT,XORQT

Bloques lógicos configurables Q/T (consulte la tabla 3) 0-1

AND, GATE, INV,LLD, OR,PULSETIMER,SLGAPC,SRMEMORY,TIMERSET,VSGAPC, XOR

Paquete de lógica extensible (consulte la tabla 4) 0-1

FXDSIGN Bloque funcional de señales fijas 1 1 1 1

B16I Conversión de booleanos de 16 bits a enteros 18 18 18 18

BTIGAPC Conversión de booleanos de 16 bits a enteros con representaciónde nodo lógico

16 16 16 16

IB16 Conversión de enteros a booleanos de 16 bits 18 18 18 18

ITBGAPC Conversión de enteros a booleanos de 16 bits con representaciónde nodo lógico

16 16 16 16

TIGAPC Retardo en el temporizador con integración de señal de entrada 30 30 30 30

TEIGAPC Integrador de tiempo transcurrido con transgresión de límites ysupervisión de desbordamiento

12 12 12 12

INTCOMP Comparador para entradas de enteros 12 12 12 12

REALCOMP Comparador para entradas de números reales 12 12 12 12

Monitorización

CVMMXN,VMMXU, CMSQI,VMSQI, VNMMXU

Mediciones 6 6 6 6

CMMXU Mediciones 10 10 10 10


ABB 11


REG670

RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

AISVBAS Bloque funcional para la presentación de los valores de servicio delas entradas analógicas secundarias

1 1 1 1

EVENT Función de eventos 20 20 20 20

DRPRDRE,A1RADR-A4RADR,B1RBDR-B8RBDR

Informe de perturbaciones 1 1 1 1

SPGAPC Función de comunicación genérica para indicación de un solo punto 64 64 64 64

SP16GAPC Función de comunicación genérica para indicación de un solopunto, 16 entradas

16 16 16 16

MVGAPC Función de comunicación genérica para valor medido 24 24 24 24

BINSTATREP Informe de estado de señales lógicas 3 3 3 3

RANGE_XP Bloque de expansión del valor medido 66 66 66 66

SSIMG 63 Supervisión de medio gaseoso 21 21 21 21

SSIML 71 Supervisión de medio líquido 3 3 3 3

SSCBR Monitorización de interruptor 0-12 6-M15 12-M12

12-M12

I103MEAS Mensurandos para IEC 60870-5-103 1 1 1 1

I103MEASUSR Señales definidas por el usuario para mensurados de IEC60870-5-103

3 3 3 3

I103AR Estado de la función de reenganche automático para IEC60870-5-103

1 1 1 1

I103EF Estado de la función de falta a tierra para IEC 60870-5-103 1 1 1 1

I103FLTPROT Estado de la función de protección de faltas para IEC 60870-5-103 1 1 1 1

I103IED Estado de IED para IEC 60870-5-103 1 1 1 1

I103SUPERV Estado de supervisión para IEC 60870-5-103 1 1 1 1

I103USRDEF Estado para señales definidas por el usuario para IEC 60870-5-103 20 20 20 20

L4UFCNT Contador de eventos con supervisión de límites 30 30 30 30

TEILGAPC Medidor de horas de funcionamiento 9 9 9 9

Medición

PCFCNT Lógica de contador de pulsos 16 16 16 16

ETPMMTR Función de cálculo de energía y administración de la demanda 6 6 6 6


12 ABB

Tabla 2. Número total de instancias para bloques lógicos básicos configurables

Bloque lógico básico configurable Número total de instancias

AND 280

GATE 40

INV 420

LLD 40

OR 280

PULSETIMER 40

RSMEMORY 40

SRMEMORY 40

TIMERSET 60

XOR 40

Tabla 3. Número total de instancias para bloques lógicos configurables Q/T

Bloques lógicos configurables Q/T Número total de instancias

ANDQT 120

INDCOMBSPQT 20

INDEXTSPQT 20

INVALIDQT 22

INVERTERQT 120

ORQT 120

PULSETIMERQT 40

RSMEMORYQT 40

SRMEMORYQT 40

TIMERSETQT 40

XORQT 40

Tabla 4. Número total de instancias para paquetes de lógica extensible

Bloque lógico configurable extensible Número total de instancias

AND 180

GATE 49

INV 180

LLD 49

OR 180

PULSETIMER 59

SLGAPC 74

SRMEMORY 110

TIMERSET 49

VSGAPC 130

XOR 49


ABB 13

Comunicación


REG670

(personalizado)

RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

Comunicación de estaciones

LONSPA, SPA Protocolo de comunicación SPA 1 1 1 1

ADE Protocolo de comunicación LON 1 1 1 1

HORZCOMM Variables de red a través de LON 1 1 1 1

PROTOCOL Selección de operación entre SPA e IEC 60870-5-103 paraSLM

1 1 1 1

RS485PROT Selección de operación para RS485 1 1 1 1

RS485GEN RS485 1 1 1 1

DNPGEN Protocolo general de comunicación DNP3.0 1 1 1 1

DNPGENTCP Protocolo TCP general de comunicación DNP3.0 1 1 1 1

CHSERRS485 DNP3.0 para el protocolo de comunicación EIA-485 1 1 1 1

CH1TCP, CH2TCP,CH3TCP, CH4TCP

DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP 1 1 1 1

CHSEROPT DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP yEIA-485

1 1 1 1

MST1TCP,MST2TCP,MST3TCP,MST4TCP

DNP3.0 para el protocolo de comunicación serie 1 1 1 1

DNPFREC Registros de faltas DNP3.0 para el protocolo decomunicación TCP/IP y EIA-485

1 1 1 1

IEC 61850-8-1 Función de ajuste de parámetros para IEC 61850 1 1 1 1

GOOSEINTLKRCV Comunicación horizontal a través de GOOSE para elenclavamiento

59 59 59 59

GOOSEBINRCV Recepción binaria por GOOSE 16 16 16 16

GOOSEDPRCV Bloque funcional GOOSE para recibir un valor de dospuntos

64 64 64 64

GOOSEINTRCV Bloque funcional GOOSE para recepción de un valorentero

32 32 32 32

GOOSEMVRCV Bloque funcional GOOSE para recepción de un valor demagnitud de medición

60 60 60 60

GOOSESPRCV Bloque funcional GOOSE para recepción de un valor de unpunto

64 64 64 64

MULTICMDRCV,MULTICMDSND

Transmisión y órdenes múltiples 60/10 60/10 60/10 60/10

FRONT, LANABI,LANAB, LANCDI,LANCD

Configuración Ethernet de los enlaces 1 1 1 1

GATEWAY Configuración Ethernet del enlace uno 1 1 1 1


14 ABB


REG670

(personalizado)

RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

OPTICAL103 Comunicación serie óptica IEC 60870-5-103 1 1 1 1

RS485103 Comunicación serie IEC 60870-5-103 para RS485 1 1 1 1

AGSAL Componente de aplicación de seguridad genérica 1 1 1 1

LD0LLN0 IEC 61850 LD0 LLN0 1 1 1 1

SYSLLN0 IEC 61850 SYS LLN0 1 1 1 1

LPHD Información del dispositivo físico 1 1 1 1

PCMACCS Protocolo de configuración de IED 1 1 1 1

SECALARM Componente para asignación de eventos de seguridad aprotocolos tales como DNP3 y IEC103

1 1 1 1

FSTACCSFSTACCSNA

Acceso a Field Service Tool a través del protocolo SPAmediante comunicación Ethernet

1 1 1 1

ACTIVLOG Parámetros de registro de actividad 1 1 1 1

ALTRK Seguimiento del servicio 1 1 1 1

SINGLELCCH Estado del enlace del puerto ethernet individual 1 1 1 1

PRPSTATUS Estado del enlace del puerto ethernet dual 1 1 1 1

Comunicación por bus de procesos IEC 61850-9-2 1)

PRP Protocolo de redundancia en paralelo IEC 62439-3 0-1 1-P03 1-P03 1-P03

Comunicación remota

Transmisión/recepción de transferencia de señalesbinarias

6/36 6/36 6/36 6/36

Transmisión de datos analógicos desde el LDCM 1 1 1 1

Estado de recepción binaria desde el LDCM remoto 6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3

1) Solo incluido para productos 9-2LE


ABB 15

Funciones básicas del IED

Tabla 5. Funciones básicas del IED

IEC 61850 o nombre defunción

Descripción

INTERRSIGSELFSUPEVLST Autosupervisión con lista de eventos internos

TIMESYNCHGEN Módulo de sincronización horaria

BININPUT, SYNCHCAN,SYNCHGPS,SYNCHCMPPS,SYNCHLON,SYNCHPPH,SYNCHPPS, SNTP,SYNCHSPA

Sincronización horaria

TIMEZONE Sincronización horaria

DSTBEGIN,DSTENABLE, DSTEND

Módulo de sincronización horaria GPS

IRIG-B Sincronización horaria

SETGRPS Número de grupos de ajustes

ACTVGRP Grupos de ajustes de parámetros

TESTMODE Funcionalidad de modo de prueba

CHNGLCK Función de bloqueo de cambios

SMBI Matriz de señales para entradas binarias

SMBO Matriz de señales para salidas binarias

SMMI Matriz de señales para entradas mA

SMAI1 - SMAI12 Matriz de señales para entradas analógicas

ATHSTAT Estado de autorizaciones

ATHCHCK Comprobación de autorización

AUTHMAN Administración de autorizaciones

FTPACCS Acceso a FTP con contraseña

SPACOMMMAP Asignación de comunicación SPA

SPATD Fecha y hora a través del protocolo SPA

DOSFRNT Denegación de servicio, control de velocidad de cuadros para puerto frontal

DOSLANAB Denegación de servicio, control de velocidad secuencial para puerto AB de OEM

DOSLANCD Denegación de servicio, control de velocidad secuencial para puerto CD de OEM

DOSSCKT Denegación de servicio, control de flujo de terminal

GBASVAL Valores básicos generales para ajustes

PRIMVAL Valores primarios del sistema

ALTMS Supervisión de dispositivo maestro de tiempo

ALTIM Gestión de tiempo

MSTSER DNP3.0 para el protocolo de comunicación serie

PRODINF Información del producto

RUNTIME Componente del tiempo de ejecución del IED


16 ABB

Tabla 5. Funciones básicas del IED, continuación


Descripción

CAMCONFIG Configuración de la gestión central de cuentas

CAMSTATUS Estado de la gestión central de cuentas

TOOLINF Componente de información de herramientas

SAFEFILECOPY Función de copia segura de archivos

Tabla 6. Funciones de la HMI local


ANSI Descripción

LHMICTRL Señales de la HMI local

LANGUAGE Idioma de la interfaz hombre-máquina local

SCREEN Comportamiento de la pantalla de la interfaz hombre-máquina local

FNKEYTY1–FNKEYTY5FNKEYMD1–FNKEYMD5

Función de ajuste de parámetros para la HMI en PCM600

LEDGEN Parte de indicación general de LED para LHMI

OPENCLOSE_LED Los LED de la LHMI para las teclas para abrir y cerrar

GRP1_LED1–GRP1_LED15GRP2_LED1–GRP2_LED15GRP3_LED1–GRP3_LED15

Parte básica del módulo de indicación CP HW LED

3. Protección diferencial

Protección diferencial de generadores GENPDIFUn cortocircuito entre las fases de los devanados del estátorcausa, por lo general, corrientes de falta muy grandes. Elcortocircuito conlleva un riesgo de daños en el aislamiento, losdevanados y el núcleo de hierro del estátor. Las altas corrientesde cortocircuito causan grandes fuerzas que pueden dañarincluso otros componentes de la central eléctrica, como laturbina y el eje generador-turbina.

Para limitar los daños relacionados con los cortocircuitos de losdevanados del estátor, el despeje de faltas debe ser lo másrápido posible (instantáneo). Si el bloque de generador estáconectado a la red eléctrica próximo a otros bloques degeneración, la eliminación rápida de las faltas es fundamentalpara mantener la estabilidad transitoria de los generadores enbuen estado.

Por lo general, la corriente de falta de cortocircuito es muygrande, es decir, es considerablemente más grande que lacorriente nominal del generador. Existe el riesgo de que seproduzca un cortocircuito entre las fases próximo al punto

neutro del generador, lo que causa una corriente de faltarelativamente pequeña. La corriente de falta también puede serlimitada debido a una baja excitación del generador. Por lotanto, se requiere que la detección de cortocircuitos de fase afase del generador sea relativamente sensible para detectarpequeñas corrientes de falta.

También es de gran importancia que la protección diferencialdel generador no se dispare para faltas externas, cuandocirculen corrientes de falta grandes desde el generador.

Para combinar un despeje rápido de faltas, así comosensibilidad y selectividad, la protección diferencial degeneradores es, por lo general, la mejor elección paracortocircuitos entre fases en el generador.

La protección diferencial del generador GENPDIF también estáindicada para la protección de reactores shunt o barraspequeñas.

Protección diferencial de transformador T2WPDIF/T3WPDIFLa protección diferencial de transformador incluye adaptacióninterna de las relaciones de los TC, compensación del grupo


ABB 17

vectorial y eliminación ajustable de las corrientes de secuenciacero.

La función puede incluir hasta seis juegos trifásicos de entradasde corriente si el hardware disponible lo permite. Todas lasentradas de corriente cuentan con características derestricción de la polarización en porcentaje, por lo que el IEDpuede utilizarse para transformadores de dos o tres devanadosen disposiciones de estaciones con varios interruptores.

Aplicaciones de dos devanados

xx05000048.vsd

IEC05000048 V1 ES

transformador depotencia de dosdevanados

xx05000049.vsd

IEC05000049 V1 ES

transformador depotencia de dosdevanados condevanado terciario detriángulo noconectado

xx05000050.vsd

IEC05000050 V1 ES

transformador depotencia de dosdevanados con dosinterruptores y dosjuegos de TC en unlado

xx05000051.vsd

IEC05000051 V1 ES

transformador depotencia de dosdevanados con dosinterruptores y dosjuegos de TC enambos lados

Aplicaciones de tres devanados

xx05000052.vsd

IEC05000052 V1 ES

transformador depotencia de tresdevanados con lostres devanadosconectados

xx05000053.vsd

IEC05000053 V1 ES

transformador depotencia de tresdevanados con dosinterruptores y dosjuegos de TC en unlado

xx05000057.vsd

IEC05000057 V1 ES

Autotransformadorcon dos interruptoresy dos juegos de TC endos de los tres lados

Figura 4. Disposición de los grupos de TCpara la protección diferencial


18 ABB

Las características de ajuste cubren la aplicación de laprotección diferencial para todos los tipos de transformadoresde potencia y autotransformadores con o sin cambiador detomas en carga, así como reactores shunt o líneas locales de laestación. Se incluye una función de estabilización adaptativapara corrientes de falta pasantes importantes.Al introducir laposición del cambiador de tomas en carga, la activación de laprotección diferencial se puede ajustar a una sensibilidadóptima que cubra las faltas internas de bajo nivel.

Se incluye estabilización para corrientes de magnetización ysobrexcitación respectivamente; también puede incluirsebloqueo cruzado. También se incluye una estabilizaciónadaptable para restablecimiento del sistema por saturación deTC y corrientes de magnetización durante las faltas externas.Se incluye una protección de corriente diferencial no restringidade ajuste alto para disparos de muy alta velocidad porcorrientes altas por faltas internas.

Se incluye una característica de protección diferencial sensible,basada en la teoría del componente de corriente de secuencianegativa. Este elemento ofrece la mejor cobertura posible delas faltas entre espiras de los devanados de lostransformadores de potencia.

Protección diferencial monofásica de alta impedancia HZPDIFLas funciones de protección diferencial monofásica de altaimpedancia HZPDIF pueden utilizarse cuando los núcleos deTC involucrados tienen la misma relación de espiras ycaracterísticas de magnetización similares. Utiliza una suma decorriente secundaria de TC externa por cableado. En realidad,todos los circuitos secundarios de TC que participan en elesquema diferencial están conectados en paralelo. También serequieren una resistencia en serie externa y una resistenciadependiente de la tensión, ambas montadas externamente alIED.

La unidad de resistencia externa debe pedirse bajo accesoriosdel IED en la Guía de producto.

HZPDIF puede utilizarse para proteger devanados del estatordel generador, líneas en T o barras, reactores, motores,autotransformadores, bancos de condensadores, etc. Uno deestos bloques de función se utiliza para la protección de falta atierra de alta impedancia restringida. Tres de estos bloques defunción se utilizan para formar protección diferencial trifásicasegregada por fase. Puede haber varias instancias de bloquesde función (por ejemplo, seis) disponibles en un solo IED.

Protección de falta a tierra restringida, baja impedanciaREFPDIFLa función de protección restringida de falta a tierra de bajaimpedancia REFPDIF puede utilizarse en todos los devanadosdirectamente o conectados a tierra de baja impedancia. Lafunción REFPDIF proporciona alta sensibilidad y un disparo dealta velocidad, ya que protege cada devanadoindependientemente y, por lo tanto, no requiere estabilizaciónpara las corrientes de magnetización.

La función REFPDIF es una función de porcentaje polarizadacon un criterio adicional de comparación direccional decorriente de secuencia cero. Esto proporciona una excelentesensibilidad y estabilidad durante las faltas externas.

REFPDIF también puede utilizarse para la protección deautotransformadores. En la configuración más complicada semiden cinco corrientes, como se muestra en la figura 5.

Aplicación más típica

YNdx

dCB

CT

CT

CB Y

IED

CB CB

CB CB

Autotransformador

Aplicación más complicada - autotransformador

CT CT

CT CT

=IEC05000058-2=1=es=Original.vsd

IEC05000058-2 V1 ES

Figura 5. Ejemplos de aplicaciones de REFPDIF

4. Protección de impedancia

Medición de distancia de esquema completo, característicamho ZMHPDISLa protección de distancia de línea mho numérica representauna protección de esquema completo de hasta cuatro zonaspara detección de respaldo de faltas a tierra y cortocircuitos.

La técnica de esquema completo ofrece protección derespaldo para las líneas eléctricas con alta sensibilidad y bajorequisito en comunicaciones con el extremo remoto.

Las zonas cuentan con medidas y ajustes totalmenteindependientes, que proporcionan una alta flexibilidad paratodo tipo de líneas.

La lógica de temporizador de zona seleccionable integradatambién se proporciona en la función.

La función puede utilizarse como protección de respaldo desubimpedancia en transformadores y generadores.

Elemento de impedancia direccional para característica MhoZDMRDIRLos elementos de impedancia de fase a tierra se puedensupervisar de forma opcional mediante una función direccionalno selectiva de fase (no selectiva de fase, ya que se basa encomponentes simétricas).

Protección de distancia de alta velocidad, cuadrilateral y mhoZMFPDISLa protección de distancia de alta velocidad (ZMFPDIS)proporciona un tiempo operativo de subciclo, hasta casi mediociclo. Su concepto de protección de esquema completo de seis


ABB 19

zonas resulta completamente adecuado en aplicaciones conreenganche automático monofásico.

La designación flexible de cada zona de medición permiteoperar en modo de característica caudrilateral o mho. Inclusopuede decidirse independientemente para los bucles de fase atierra o fase a fase. Las seis zonas pueden funcionar de maneraindependiente o su inicio puede vincularse (por zona) a travésdel selector de fase o la primera zona de inicio. De esta formapueden obtenerse tiempos de operación rápidos para faltasevolutivas.

La operación de selección de fases se basa principalmente encriterios de cambio de corriente (es decir, en cantidades decambio); no obstante, también existe un criterio de selecciónde fases que se aplica en paralelo y que basa su operación enfasores de tensión y corriente. Asimismo, el elementodireccional proporciona una decisión direccional rápida ycorrecta durante condiciones de operación difíciles, incluidasfaltas trifásicas cercanas, faltas simultáneas y faltas con soloentrada de secuencia cero. Un algoritmo de compensación decarga adaptativa, que evita el sobrealcance de las zonas dedistancia en el extremo de exportación de carga durante lasfaltas de fase a tierra en líneas eléctricas con carga muy alta,mejora la selectividad de la función. También reduce elsubalcance en el extremo de importación.

Zonas de distancia cuadrilaterales con distancia de altavelocidad para redes compensadas en serie ZMFCPDISLa protección de distancia de alta velocidad (ZMFCPDIS)proporciona un tiempo operativo de subciclo, hasta casi mediociclo. Su concepto de protección de esquema completo de seiszonas resulta completamente adecuado en aplicaciones conreenganche automático monofásico.

La protección de distancia de alta velocidad ZMFCPDIS esbásicamente la misma función que ZMFPDIS aunqueproporciona mayor flexibilidad en ajustes de zona paraadaptarse a aplicaciones más complejas, como líneascompensadas en serie. En el funcionamiento de redescompensadas en serie, los parámetros de la función direccionalse alteran para gestionar la inversión de tensión.

La designación flexible de cada zona de medición permiteoperar en modo de característica caudrilateral o mho. Inclusopuede decidirse independientemente para los bucles de fase atierra o fase a fase. Las seis zonas pueden funcionar de maneraindependiente o su inicio puede vincularse (por zona) a travésdel selector de fase o la primera zona de inicio. De esta formapueden obtenerse tiempos de operación rápidos para faltasevolutivas.

La operación de selección de fases se basa principalmente encriterios de cambio de corriente (es decir, en cantidades decambio); no obstante, también existe un criterio de selecciónde fases que se aplica en paralelo y que basa su operación enfasores de tensión y corriente. Asimismo, el elementodireccional proporciona una decisión direccional rápida y

correcta bajo condiciones de operación difíciles, incluidasfaltas trifásicas cercanas, faltas simultáneas y faltas con soloentrada de secuencia cero.

Un algoritmo de compensación de carga adaptativa, que evitael sobrealcance de las zonas de distancia en el extremo deexportación de carga durante las faltas de fase a tierra en líneaseléctricas con carga muy alta, mejora la selectividad de lafunción. También reduce el subalcance en el extremo deimportación.

Protección de deslizamiento de polos PSPPPAMLa situación de deslizamiento de polos de un generador puedecausarse por distintas razones.

Puede producirse un cortocircuito en la red de potenciaexterna, cerca del generador. Si el tiempo de eliminación defalta es demasiado largo, el generador se acelerará tanto queno se podrá mantener el sincronismo.

Se producen oscilaciones no amortiguadas en el sistema depotencia, donde los grupos de generadores en distintasubicaciones oscilan unos contra otros. Cuando la conexiónentre los generadores es demasiado débil, la magnitud de lasoscilaciones aumenta hasta que se pierde la estabilidadangular.

El funcionamiento de un generador con deslizamiento de polosconlleva riesgo de daños en generador, eje y turbina.

• En cada deslizamiento de polos habrá un impactoimportante de torsión en el eje generador-turbina.

• En el funcionamiento asíncrono, habrá inducción decorrientes en partes del generador que normalmente nollevan corriente, lo que da lugar a un incremento delcalentamiento. Como consecuencia, se pueden ocasionardaños al aislamiento y al hierro del estator/rotor.

La función de protección de deslizamiento de polos(PSPPPAM) detecta las condiciones de deslizamiento de polosy desconecta el generador lo antes posible, cuando el lugar dela impedancia medida está dentro del bloque del generador-transformador. Cuando el centro del deslizamiento de polosestá afuera, en la red de potencia, la primera acción debería serdividir la red en dos partes, después de la acción de laprotección de línea. Cuando esto falla, debería desconectarseel generador PSPPPAM en la zona 2, para evitar más daños enel generador, eje y turbina.

Protección de pérdida de sincronismo OOSPPAMLa función de protección de pérdida de sincronismoOOSPPAM del IED puede usarse tanto para protegergeneradores como para aplicaciones de protección de líneas.

El objetivo principal de la función OOSPPAM es detectar yevaluar las instancias de deslizamiento de polos dentro delsistema de potencia, y llevar a cabo las acciones necesarias.


20 ABB

La función OOSPPAM detecta las condiciones dedeslizamiento de polos y genera un disparo del generador conla mayor prontitud, después del primer deslizamiento de poloscuando el centro de la oscilación se encuentra en la zona 1, quegeneralmente incluye el generador y el transformador elevadorde potencia. Cuando el centro de la oscilación se encuentramás alejado en el sistema de potencia, en la zona 2,normalmente se permite más de un deslizamiento de polosantes de desconectar la unidad de generador-transformador.Hay disponible un ajuste de parámetro para tener en cuenta eltiempo de apertura del interruptor. Si existen varios relés depérdida de sincronismo en el sistema eléctrico, entonces el queencuentra el centro de oscilación en la zona 1 debe funcionarprimero.

Hay disponibles dos canales de corriente I3P1 e I3P2 en lafunción OOSPPAM para permitir la conexión directa de dosgrupos de corrientes trifásicas; puede que ello sea necesariopara los generadores muy potentes, con devanados de estatordivididos en dos grupos por fase, cuando cada grupo estáequipado con transformadores de corriente. La función deprotección realiza una suma sencilla de las corrientes de losdos canales I3P1 e I3P2.

Pérdida de excitación LEXPDISExisten límites para el funcionamiento en subexcitación de unamáquina síncrona. Una reducción de la corriente de excitacióndebilita el acoplamiento entre el rotor y el estator. La máquinapodría perder el sincronismo y empezar a funcionar como unamáquina de inducción. En este caso, aumenta el consumo deenergía reactiva. Incluso si la máquina no pierde sincronismo,no es admisible trabajar en este estado durante mucho tiempo.La reducción de la excitación aumenta la generación de caloren la región extrema de la máquina síncrona. El calentamientolocal puede dañar el aislamiento del devanado del estator eincluso el núcleo de hierro.

Para evitar daños en el generador, es necesario dispararlocuando se pierde la excitación.

Protección sensible de faltas a tierra del rotor, basada eninyección ROTIPHIZLa protección sensible de faltas a tierra del rotor (ROTIPHIZ) seutiliza para detectar faltas a tierra en los devanados del rotor delos generadores. ROTIPHIZ es aplicable a todo tipo degeneradores síncronos.

Para implementar el concepto anterior, se requiere una caja deinyección separada. La caja de inyección genera una señal detensión de onda cuadrada a una cierta frecuenciapredeterminada que se introduce en el devanado del rotor.

La magnitud de la señal de tensión inyectada y la corrienteinyectada resultante se mide a través de un shunt resistivosituado dentro de la caja de inyección. Estos dos valoresmedidos se transmiten al IED. A partir de estas dos cantidadesmedidas, el IED de protección determina la resistencia a tierradel devanado del rotor. El valor de resistencia se compara

entonces con los niveles de resistencia de disparo y alarma conlos predefinidos.

La función de protección puede detectar faltas de tierra en todoel devanado del rotor y conexiones asociadas.

Requiere una unidad de inyección REX060 y una unidad decondensador de acoplamiento REX061 para su correctofuncionamiento.

Protección de falta a tierra del estator 100%, basada eninyección STTIPHIZLa protección de falta a tierra del estator 100% STTIPHIZ seutiliza para detectar faltas de tierra en los devanados del estatorde generadores y motores. STTIPHIZ es aplicable ageneradores conectados al sistema de potencia a través de untransformador de unidad en una conexión en bloque. Una señalindependiente con una frecuencia determinada diferente de lafrecuencia nominal del generador se inyecta en el circuito delestator. La respuesta de esta señal inyectada se utiliza paradetectar faltas de tierra del estator.

Para implementar el concepto anterior, se requiere una caja deinyección separada. La caja de inyección genera una señal detensión de onda cuadrada que, por ejemplo, puedeintroducirse en el devanado secundario del transformador detierra o transformador de tensión del punto neutro delgenerador. Esta señal se propaga a través de estetransformador por el circuito del estator.

La magnitud de la señal de tensión inyectada se mide en el ladosecundario del transformador de tensión del punto neutro otransformador de puesta a tierra. Además, la corrienteinyectada resultante se mide a través de un shunt resistivosituado dentro de la caja de inyección. Estos dos valoresmedidos se transmiten al IED. A partir de estas dos cantidadesmedidas, el IED determina la resistencia a tierra del devanadodel estator. El valor de resistencia se compara entonces con losniveles de resistencia de disparo y alarma con los predefinidos.

La función de protección no solo puede detectar una falta atierra en el punto estrella del generador, sino también a lo largode los devanados del estator y en los terminales del generador,incluidos los componentes conectados tales comotransformadores de tensión, interruptores, transformador deexcitación, etc. El principio de medición utilizado no se veinfluenciado por el modo de funcionamiento del generador y esplenamente funcional incluso con el generador parado. Todavíase requiere tener una protección de falta a tierra estándar del95% del estator, basada en la tensión de desplazamiento defrecuencia fundamental de punto neutro, que funciona enparalelo a la función de protección de falta a tierra del 100% delestator.

Requiere una unidad de inyección REX060 y una unidad decondensador de shunt opcional REX062 para su correctofuncionamiento.


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Protección de subimpedancia para generadores ytransformadores ZGVPDISLa protección de subimpedancia es una protección deimpedancia de esquema completo de tres zonas que utilizacaracterísticas mho desplazadas para la detección de faltas enel generador, generador-transformador y en el sistema detransmisión. Las tres zonas tienen bucles de medida y ajustestotalmente independientes. La funcionalidad también incluyeuna función de bloqueo por subtensión para garantizar laemisión de un disparo aunque el transformador de corriente sesature y, además, la función de delimitación de carga basadaen secuencia positiva para la segunda y tercera zona deimpedancia. Se ofrece compensación integrada para laconexión del grupo vectorial del transformador elevador.

5. Protección de corriente

Protección de sobreintensidad instantánea de fases PHPIOCLa función de sobreintensidad trifásica instantánea presenta unsobrealcance transitorio bajo y un tiempo de disparo corto parapermitir el uso como función de protección de cortocircuito deajuste alto.

Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapasOC4PTOCLa función de protección de sobreintensidad trifásica de cuatroetapas OC4PTOCpresenta un retardo de tiempo inverso odefinido independiente para las etapas 1 a 4 por separado.

Se encuentran disponibles todas las características de tiempoinverso IEC y ANSI, junto con una característica de tiempoopcional definida por el usuario.

La función direccional necesita una tensión, ya que es latensión polarizada con memoria. La función se puede ajustarpara que sea direccional o no direccional de formaindependiente para cada una de las etapas.

El nivel de bloqueo por segundo armónico puede establecersepara la función y utilizarse para bloquear individualmente cadaetapa.

Protección de sobreintensidad residual instantánea EFPIOCLa protección de sobreintensidad residual instantánea EFPIOCpresenta un sobrealcance transitorio bajo y tiempos de disparocortos para permitir la protección instantánea de faltas a tierra,con el alcance limitado a menos que el típico ochenta porciento de la línea en condiciones de impedancia de fuentemínima. El EFPIOC permite medir la corriente residual desde lasentradas de corriente trifásica y puede configurarse para medirla corriente de una entrada de corriente independiente.

Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas,dirección de secuencia cero y secuencia negativa EF4PTOCLa función de sobreintensidad residual de cuatro etapasEF4PTOC presenta un retardo inverso o definido independientepara cada etapa.

Se encuentran disponibles todas características de retardo IECy ANSI, junto con una característica opcional definida por elusuario.

EF4PTOC puede ajustarse como direccional o no direccionalde forma independiente para cada una de las etapas.

IDir, UPol y IPol pueden seleccionarse independientementecomo secuencia cero o secuencia negativa.

Puede ajustarse un bloqueo por segundo armónico de formaindividual para cada etapa.

EF4PTOC puede utilizarse como protección principal parafaltas de fase a tierra.

EF4PTOC también puede utilizarse para proporcionar unrespaldo del sistema, por ejemplo, en caso de que laprotección primaria esté fuera de servicio debido a un fallo decomunicación o en el circuito del transformador de tensión.

La operación direccional puede combinarse con la lógica decomunicación correspondiente en un esquema deteleprotección permisivo o de bloqueo. También se encuentrandisponibles las funcionalidades de inversión de corriente y deextremo con alimentación débil.

La corriente residual puede calcularse sumando las corrientestrifásicas o tomando la entrada de TC neutro

Protección de sobreintensidad de secuencia negativa decuatro etapas NS4PTOCLa protección de sobreintensidad de secuencia negativa decuatro etapas (NS4PTOC) tiene un retardo de tiempo inverso odefinido independiente para cada etapa.

Todas las características de retardo IEC y ANSI se encuentrandisponibles, junto con una característica opcional definida porel usuario.

La función direccional es la tensión polarizada.

NS4PTOC se puede ajustar como direccional o no direccionalde forma independiente para cada una de las etapas.

NS4PTOC se puede utilizar como protección principal parafaltas asimétricas; faltas de cortocircuitos de fase a fase, decortocircuitos de fase a fase a tierra y de fase a tierra.

NS4PTOC también se puede utilizar para proporcionar unrespaldo del sistema, por ejemplo, en caso de que laprotección primaria esté fuera de servicio debido a un fallo decomunicación o del circuito del transformador de tensión.


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La operación direccional se puede combinar con la lógica decomunicación correspondiente en un esquema deteleprotección permisivo o de bloqueo. Se puede utilizar lamisma lógica que para la corriente de secuencia cerodireccional. También se encuentran disponibles lasfuncionalidades de inversión de corriente y de extremo conalimentación débil.

Protección de sobreintensidad residual, direccional y sensibley protección de potencia SDEPSDEEn redes aisladas o en redes con alta impedancia de conexión atierra, la corriente de faltas a tierra es considerablemente máspequeña que las corrientes de cortocircuito. Además, lamagnitud de la corriente de falta es casi independiente de laubicación de la falta en la red. La protección puedeseleccionarse para utilizar la corriente residual o el componentede potencia residual 3U0·3I0·cos j, para la cantidad operativacon capacidad de cortocircuito mantenido. También existe unaetapa no direccional 3I0 y una etapa de disparo desobretensión 3U0.

No se requiere ninguna entrada de corriente sensibleespecífica. SDEPSDE se puede definir en un nivel tan bajocomo el 0,25% de IBase.

Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempoTRPTTRSi un transformador de potencia alcanza temperaturas muyaltas se puede dañar. El aislamiento dentro del transformadorexperimentará un envejecimiento forzado. Comoconsecuencia, aumenta el riesgo de faltas internas de fase afase o de fase a tierra.

La protección de sobrecarga térmica calcula el contenido decalor interno del transformador (temperatura) de formacontinua. Este cálculo se realiza utilizando un modelo térmicodel transformador con dos constantes de tiempo, que estábasado en la medición de corriente.

Existen dos niveles de alarma. Esto permite que las medidascorrectivas se tomen antes de alcanzar temperaturaspeligrosas. Si la temperatura sigue aumentando hasta el valorde disparo, la protección inicia la desconexión deltransformador protegido.

Se presenta el tiempo estimado de disparo antes de laoperación.

Protección de fallo de interruptor CCRBRFLa protección de fallo de interruptor (CCRBRF) garantiza undisparo de respaldo rápido de los interruptores adyacentes encaso de que el propio interruptor no pueda abrirse. CCRBRFpuede basarse en corriente, en contactos o en unacombinación adaptativa de estas dos condiciones.

Como criterio de comprobación, se utiliza una función decomprobación de corriente con un tiempo de reposiciónextremadamente corto para obtener una alta seguridad contraoperaciones accidentales.

Pueden utilizarse criterios de comprobación en el caso de quela corriente de falta a través del interruptor sea pequeña.

El inicio de CCRBRF puede realizarse de manera monofásica otrifásica para permitir el uso con aplicaciones de disparomonofásico. Para la versión trifásica de CCRBRF , el criterio decorriente únicamente puede establecerse en operación si dosde las cuatro, por ejemplo, dos fases o una fase más lacorriente residual se inician. Esto proporciona mayor seguridada la orden de disparo de respaldo.

La función CCRBRF puede programarse para que proporcioneun redisparo monofásico o trifásico de su propio interruptor,para evitar el disparo innecesario de interruptores adyacentesen un inicio incorrecto debido a errores durante lacomprobación.

Protección de discordancia de polos CCPDSCLa existencia de una fase abierta puede causar corrientes desecuencia negativa y de secuencia cero, lo que supone unesfuerzo térmico para las máquinas giratorias y puede causaruna operación no deseada de las funciones de corriente desecuencia cero o de secuencia negativa.

Por lo general, se dispara el propio interruptor para corregir talsituación. Si la situación persiste los interruptores adyacentesse deben disparar para eliminar la situación de cargaasimétrica.

La función de protección de discordancia de polos CCPDSCfunciona gracias a la información de los contactos auxiliares delinterruptor para las tres fases, más criterios adicionales de lascorrientes de fase asimétricas, en caso de ser necesarios.

Protección de máxima/mínima potencia direccionalGOPPDOP/GUPPDUPLa protección de máxima/mínima potencia direccionalGOPPDOP/GUPPDUP se puede utilizar siempre que senecesite una protección o sistema de alarma para la potenciaalta/baja activa, reactiva o aparente. Las funciones también sepueden utilizar para comprobar la dirección del flujo depotencia activa o reactiva en la red eléctrica. Existennumerosas aplicaciones en las que se requiere estafuncionalidad. Algunas de ellas son:

• protección de potencia inversa de generadores• protección de potencia hacia delante baja de generador• detección de generador sobreexcitado/subexcitado• detección de flujo de potencia activa invertida• detección de flujo de potencia reactiva alta• carga excesiva de línea/cable con potencia activa o

reactiva• protección de potencia inversa de generadores

Cada función tiene dos etapas con retardo de tiempo definido.

Mediante el uso de entradas opcionales de TC de clase demedición, es posible conseguir una precisión de 0,5% para lasaplicaciones de turbina de vapor.


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Protección de sobreintensidad de tiempo con restricción detensión VRPVOCLa función de protección de sobreintensidad de tiemporestringida por tensión (VRPVOC) puede utilizarse comoprotección de respaldo para generadores frente acortocircuitos.

La característica de protección de sobreintensidad presenta unnivel de corriente ajustable que puede utilizarse comocaracterística de tiempo definido o como característica detiempo inverso. Además, se le puede controlar/restringir por latensión.

La función también incluye una etapa de subtensión concaracterística de tiempo definido para proporcionar lafuncionalidad de protección de sobreintensidad conmantenimiento de subtensión.

Protección de sobreintensidad de tiempo de secuencianegativa para máquinas NS2PTOCLa protección de sobreintensidad de tiempo de secuencianegativa para máquinas NS2PTOC está diseñadaprincipalmente para proteger generadores frente al posiblerecalentamiento del rotor, provocado por la corriente desecuencia negativa en la corriente del estator.

En un generador, las corrientes de secuencia negativa puedenocurrir, entre otras causas, por:

• cargas desequilibradas,• faltas de línea a línea,• faltas de línea a tierra• conductores rotos y• averías en uno o más polos de un interruptor o un

seccionador.

NS2PTOC también se puede utilizar como protección derespaldo, es decir, para proteger el generador en caso de quelas protecciones de línea o los interruptores no despejen lasfaltas desequilibradas del sistema.

Para brindar una protección efectiva al generador contracondiciones externas desequilibradas, NS2PTOC es capaz demedir la corriente de secuencia negativa directamente.NS2PTOC también cuenta con una característica de retardoque coincide con la característica de calentamiento del

generador 2

2I t K= como se define en la norma IEEE C50.13.

donde:

I2 es la corriente de secuencia negativaexpresada por unidad de la corrientenominal del generador

t es el tiempo de operación en segundos

K es una constante que depende del tamañoy diseño de los generadores

NS2PTOC presenta un amplio rango de ajustes para K y tiene lasensibilidad y capacidad para detectar corrientes de secuencianegativa y emitir órdenes de disparo hasta la capacidadconstante del generador.

Con el fin de reflejar las características de calentamiento delgenerador, es posible ajustar un parámetro de tiempo dereposición.

Está disponible una salida con retardo de tiempo definidoseparada como característica de alarma para advertir aloperador sobre una posible situación de peligro.

Protección de energización accidental para generadoressíncronos AEGPVOCLa energización inadvertida o accidental de generadores off-line ha sido un tema bastante frecuente, ya sea por errores deoperación, descargas disruptivas del interruptor, malfuncionamiento del circuito de control, o por una combinaciónde estas causas. Un generador que se energiza de manerainadvertida funciona como un motor de inducción,consumiendo mucha corriente del sistema. La protección desobreintensidad con supervisión de tensión se utiliza paradetectar el generador que se energiza inadvertidamente.

La protección contra energización accidental de generadoressíncronos (AEGGAPC) toma la entrada de corriente de fasemáxima y las entradas de tensión máxima de fase a fase dellado del terminal. AEGPVOC se habilita cuando la tensión delterminal cae por debajo del nivel de tensión especificado parael tiempo preestablecido.

Protección de sobrecarga del estator GSPTTRLa función de sobrecarga del generador, GSPTTR se utilizapara proteger el devanado del estator frente a una temperaturaexcesiva como resultado de casos de sobreintensidad. Lacaracterística operativa de la función se ha diseñado deacuerdo con la norma americana IEEE-C50.13.

Si los componentes internos del generador superan el límite detemperatura para el cual se han diseñado, pueden producirsedaños. Los daños en el aislamiento del generador pueden ir deuna reducción de su vida útil hasta un fallo completo, en funciónde la gravedad y la duración del pico de temperatura. Unexceso de temperatura también puede provocar dañosmecánicos debido a la expansión térmica. Dado que latemperatura aumenta con la corriente, es lógico aplicarelementos de sobreintensidad con características de tiempoinverso.

Para su funcionamiento la función o bien mide la corriente RMSreal del devanado del estator o bien la suma esperada de loscomponentes de secuencia positiva y negativa en el devanadodel estator.

La función se ha diseñado para que funcione en sistemas de50/60 Hz.


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Protección de sobrecarga del rotor GRPTTRLa función de sobrecarga del generador, GRPTTR se utilizapara proteger el devanado del rotor frente a una temperaturaexcesiva como resultado de casos de sobreintensidad. Lacaracterística operativa de la función se ha diseñado deacuerdo con la norma americana IEEE-C50.13.

Si los componentes internos del generador superan el límite detemperatura para el cual se han diseñado, pueden producirsedaños. Los daños en el aislamiento del generador pueden ir deuna reducción de su vida útil hasta un fallo completo, en funciónde la gravedad y la duración del pico de temperatura. Unexceso de temperatura también puede provocar dañosmecánicos debido a la expansión térmica. Los componentesdel rotor, como las barras y los anillos finales, son vulnerables aestos daños. Dado que la temperatura aumenta con lacorriente, es lógico aplicar elementos de sobreintensidad concaracterísticas de tiempo inverso.

Para su funcionamiento la función o bien mide la corriente RMSreal del transformador de excitación o bien calcula la corrienteCC en el devanado del rotor. La corriente CC en el devanadodel rotor se puede calcular a partir de las corrientes CAmedidas en el lado de alta tensión (HV) o en el lado de bajatensión (LV) del transformador de excitación. Para el lado de HVdeben darse los valores de medición del transformador deexcitación. El uso de la corriente CC es la medición por defecto(es decir, recomendada) para generadores con sistema deexcitación estático. Cuando se utiliza corriente CC, la funciónpuede proporcionar una alarma de ondulación de corriente CC,debido a un posible problema con el equipo de excitaciónestático. La corriente CC del rotor también se puede enviar alsistema de supervisión de la planta a través del canal decomunicación o visualizar en la HMI integrada del IED.

La función también puede detectar la condición desubintensidad en el devanado del rotor, que indica o bien unacondición de subexcitación o bien una pérdida de excitacióndel generador.

La función se ha diseñado para que funcione en sistemas de50/60 Hz.

6. Protección de tensión

Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUVEl sistema de potencia puede presentar subtensión durantefaltas o condiciones anómalas. La función de protección desubtensión de dos etapas (UV2PTUV) puede utilizarse paraabrir interruptores para prepararse para la restauración delsistema en el caso de apagones eléctricos o como respaldocon retardo de tiempo prolongado para la protección primaria.

UV2PTUV tiene dos etapas de tensión, cada una con retardode tiempo inverso o definido.

UV2PTUV presenta una relación de reposición alta parapermitir unos ajustes próximos a la tensión nominal delsistema.

Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOVEn el sistema de potencia, se producen tensiones altas durantecondiciones anormales, como pérdida repentina de potencia,fallos de regulación del cambiador de tomas y extremos delínea abiertos en líneas largas.

OV2PTOV tiene dos etapas de tensión, cada una con retardoinverso o definido.

UVOV2PTOV presenta una relación de reposición alta parapermitir unos ajustes próximos a la tensión nominal delsistema.

Protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOVEl sistema de potencia puede experimentar tensionesresiduales durante faltas a tierra.

La función de protección de sobretensión residual de dosetapas ROV2PTOV calcula la tensión residual de lostransformadores de entrada de tensión trifásica o la midedesde un solo transformador de entrada de tensión alimentadodesde un transformador de tensión conectado en triánguloabierto o de punto neutro.

ROV2PTOV incluye dos etapas de tensión, cada una conretardo de tiempo inverso o definido.

El retardo de reposición garantiza una operación por faltas atierra intermitentes.

Protección de sobreexcitación OEXPVPHCuando el núcleo laminado de un transformador o generadorde potencia está sujeto a una densidad de flujo magnético másallá de sus límites de diseño, el flujo de fuga entra encomponentes no laminados que no están diseñados para llevarflujo. Esto puede dar lugar a corrientes parásitas. Estascorrientes parásitas pueden causar un calentamiento excesivoy daños graves al aislamiento y a las partes adyacentes en untiempo relativamente corto. La función tiene curvas deoperación inversas ajustables y etapas de alarmaindependientes.

Protección diferencial de tensión VDCPTOVSe dispone de una función de monitorización diferencial detensión. Esta compara las tensiones de dos juegos trifásicos detransformadores de tensión y tiene una etapa de alarmasensible y una etapa de disparo.

Protección del estator al 95% y al 100% por falta a tierrabasada en el tercer armónico STEFPHIZLa falta a tierra del estátor es un tipo de falta con un índice defalta relativamente alto. Por lo general, los sistemas degenerador tienen una puesta a tierra de alta impedancia, esdecir, una puesta a tierra a través de una resistencia en elneutro. Esta resistencia se suele dimensionar para que


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proporcione una corriente de falta a tierra en el rango de 3 a 15A en el caso de una falta a tierra rígida en el terminal de altatensión del generador. Las corrientes de falta a tierrarelativamente pequeñas producen mucho menos esfuerzotérmico y mecánico en el generador que los cortocircuitos quese producen entre conductores de dos fases. De cualquiermodo, las faltas a tierra en el generador se deben detectar y elgenerador se debe disparar, aunque se pueda permitir untiempo de falta mayor en comparación con los cortocircuitosinternos.

En el funcionamiento normal sin fallos en la unidad degeneración, la tensión del punto neutro está próxima a cero yno hay flujo de corriente de secuencia cero en el generador.Cuando aparece una falta de fase a tierra, la tensión del puntoneutro aumenta y hay un flujo de corriente a través de laresistencia del punto neutro.

Para detectar una falta a tierra en los devanados de una unidadde generación, se puede utilizar una protección desobretensión del punto neutro, una protección desobreintensidad del punto neutro, una protección desobretensión de secuencia cero o una protección diferencial

residual. Estas protecciones son sencillas y han funcionadobien durante muchos años. Sin embargo, estos esquemassimples protegen como máximo sólo el 95% del devanado delestator. Dejan el 5% próximo al extremo del neutro sinprotección. En condiciones desfavorables, la zona ciega sepuede extender hasta un 20% desde el extremo del neutro.

La protección del estator al 95% contra faltas a tierra mide elcomponente de tensión de frecuencia fundamental en el puntoestrella del generador y funciona cuando la tensión defrecuencia fundamental excede el valor preestablecido.Aplicando este principio, se puede proteger aproximadamenteel 95% del devanado del estator. Para proteger el último 5% deldevanado del estator próximo al extremo del neutro, se puedemedir la tensión del tercer armónico. En la protección delestator al 100% por faltas a tierra basada en el tercer armónicose puede aplicar el principio diferencial de tensión del tercerarmónico, el principio de subtensión del tercer armónico delpunto neutro o el principio de sobretensión del tercer armónicodel lado del terminal. De todas maneras, se recomienda utilizarel principio diferencial. La combinación de estos dos principiosde medición proporciona cobertura para la protección deldevanado completo del estator frente a faltas a tierra.

x E3

Rf

TCB 2(1-x) E3

over- voltage protection 10% – 100%

Differential0% – 30%

RN

NCB 1

uTuN

x E3

Rf Transformador

TCB 2(1-x) E3

x

5% - 100% protección de sobretensión de la frecuencia fundamental en el punto neutro

Diferencial del tercer armónico

0% - 30%

Interruptor 1 puede no existir

1 o 100 %

RN

NNCB 1

devanado del estátor

uTuN 1 - x1 - xMuestras de la tensión del punto neutro desde el que se filtran las

tensiones fundamental y

del tercer armónico

Muestras de la tensión del

terminal desde el que se filtra la

tensión del tercer armónico

=IEC10000202=1=es=Original.vsd

IEC10000202 V1 ES

Figura 6. Principios de protección para la función STEFPHIZ


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7. Protección de frecuencia

Protección de subfrecuencia SAPTUFLa subfrecuencia se produce como resultado de la ausencia degeneración en la red.

La protección de subfrecuencia SAPTUF mide la frecuenciacon gran exactitud y se utiliza para sistemas de deslastre decarga, esquemas de acciones correctivas, arranque deturbinas de gas, etc. Se proporcionan retardos de tiempodefinido separados para operación y restauración.

SAPTUF incluye bloqueo por subtensión.

La operación se basa en la medición de la tensión de secuenciapositiva y requiere dos tensiones de fase a fase o tres tensionesde fase a neutro para conectarse. Para obtener informaciónsobre cómo conectar las entradas analógicas, consulte Manualde aplicación/Aplicación del IED/Entradas analógicas/Directrices para ajustes

Protección de sobrefrecuencia SAPTOFLa función de protección de sobrefrecuencia SAPTOF puedeaplicarse en todas las situaciones en las que se necesite contarcon una detección fiable de la frecuencia fundamental alta delsistema eléctrico.

La sobrefrecuencia ocurre debido a caídas repentinas de lacarga o faltas de shunt en la red eléctrica. Cerca de la centraleléctrica, problemas con la regulación del generador tambiénpueden causar sobrefrecuencia.

SAPTOF mide la frecuencia con gran exactitud y se utilizaespecialmente para deslastre de generación y esquemas demedidas correctivas. También se utiliza como una etapa defrecuencia de inicio de restauración de la carga. Seproporciona un retardo de tiempo definido para operación.

SAPTOF incluye un bloqueo por subtensión.

La operación se basa en la medición de la tensión de secuenciapositiva y requiere dos tensiones de fase a fase o tres tensionesde fase a neutro para conectarse. Para obtener informaciónsobre cómo conectar las entradas analógicas, consulte Manualde aplicación/Aplicación del IED/Entradas analógicas/Directrices para ajustes

Protección de derivada de la frecuencia SAPFRCLa función de protección de derivada de la frecuencia SAPFRCproporciona una indicación anticipada de una perturbaciónprincipal en el sistema. SAPFRC mide la frecuencia con granexactitud y puede utilizarse para deslastre de generación,deslastre de carga y esquemas de medidas correctivas.SAPFRC puede diferenciar entre cambio de frecuencia positivoy negativo. Se proporciona un retardo de tiempo definido paraoperación.

SAPFRC incluye un bloqueo de subtensión. La operación sebasa en la medición de la tensión de secuencia positiva yrequiere dos tensiones de fase a fase o tres tensiones de fase a

neutro para conectarse. Para obtener información sobre cómoconectar las entradas analógicas, consulte Manual deaplicación/Aplicación del IED/Entradas analógicas/Directricespara ajustes.

Protección de acumulación de tiempo de frecuencia FTAQFVRLa protección de acumulación de tiempo de frecuenciaFTAQFVR se basa en los contadores de tiempo y frecuencia delsistema medidos. FTAQFVR para la protección del generadorproporciona la salida START para un límite de frecuenciaajustable concreto, cuando la frecuencia del sistema cae enese límite de la banda de frecuencia ajustable y la tensión desecuencia positiva dentro del límite de la banda de tensiónajustable. La señal START activa el temporizador de eventosindividual, que es el tiempo continuo transcurrido dentro de labanda de frecuencia determinada, y el temporizador deacumulación, que es el tiempo acumulado transcurrido dentrode la banda de frecuencia determinada. Una vez que lostemporizadores alcanzan su límite, se activa una señal dealarma o disparo para proteger la turbina frente a unfuncionamiento de frecuencia anormal. Esta función se bloqueadurante el arranque y la parada del generador mediante lamonitorización de la posición del interruptor y el valor umbral decorriente. La función también se bloquea cuando la magnitudde tensión de secuencia positiva del sistema se desvía del límitede la banda de tensión determinado, que se puede activarmediante el ajuste EnaVoltCheck.

Es posible crear funcionalidad con más de un límite de bandade frecuencia mediante el uso de varias instancias de lafunción. Ello se consigue mediante una configuraciónadecuada basada en la especificación del fabricante de laturbina.

8. Protección multifunción

Protección general de corriente y tensión CVGAPCEl módulo de protección se recomienda como protección derespaldo general con muchas áreas de aplicación posibles porsus características flexibles de medición y facilidades deajustes.

La característica de protección de sobreintensidad integradatiene dos niveles de corriente ajustables. Ambos puedenutilizarse con característica de tiempo definido o inverso. Lasetapas de protección de sobreintensidad pueden hacersedireccionales con una cantidad de polarización de tensión quese puede seleccionar. Además, pueden tener control/restricción por tensión y/o corriente. La característica derestricción por 2º armónico también está disponible. Con unatensión de polarización demasiado baja, la característica desobreintensidad se puede bloquear, se puede hacer nodireccional o se le puede pedir que utilice memoria de tensiónsegún los ajustes de los parámetros.


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Además, dentro de cada función hay disponibles dos etapas desobretensión y dos de subtensión, cada una de ellas concaracterística de tiempo definido o inverso.

La función general es adecuada para aplicaciones consoluciones de subimpedancia y sobreintensidad con control detensión. También se puede utilizar para aplicaciones deprotección de transformador en las que, generalmente, serequieren componentes de secuencia positiva, negativa o cerode las cantidades de corriente y tensión.

Además, las aplicaciones en generadores, como pérdida delcampo, energización inadvertida, sobrecarga de estator orotor, descarga disruptiva del interruptor y detección de faseabierta, son solo algunas de las disposiciones de protecciónposibles con estas funciones.

Protección de sobreintensidad de tiempo con restricción detensión VRPVOCLa función de protección de sobreintensidad de tiemporestringida por tensión (VRPVOC) puede utilizarse comoprotección de respaldo para generadores frente acortocircuitos.

La característica de protección de sobreintensidad presenta unnivel de corriente ajustable que puede utilizarse comocaracterística de tiempo definido o como característica detiempo inverso. Además, se le puede controlar/restringir por latensión.

La función también incluye una etapa de subtensión concaracterística de tiempo definido para proporcionar lafuncionalidad de protección de sobreintensidad conmantenimiento de subtensión.

Protección de falta a tierra del rotor utilizando CVGAPCEl devanado de campo, incluido el devanado del rotor y elequipo de excitación no giratorio, siempre está aislado de laspartes metálicas del rotor. La resistencia de aislamiento es altasi el rotor se refrigera con aire o con hidrógeno. La resistenciade aislamiento es mucho más baja si el devanado del rotor serefrigera con agua. Esto es válido incluso cuando el aislamientoestá intacto. Un fallo en el aislamiento del circuito de campodará lugar a una ruta de conducción del devanado de campo atierra. Esto significa que el fallo causa una falta a tierra decampo.

El circuito de campo de un generador sincrónico normalmenteno está puesto a tierra. Por lo tanto, una sola falta a tierra en eldevanado de campo causará solo una corriente de faltapequeña. De este modo, la falta a tierra no produce ningúndaño al generador. Además, no afectará de ningún modo alfuncionamiento de una unidad de generación. Sin embargo, laexistencia de una sola falta a tierra aumenta el esfuerzoeléctrico en otros puntos en el circuito de campo. Estossignifica que el riesgo de una segunda falta a tierra en otropunto del devanado de campo aumenta considerablemente.

Una segunda falta a tierra causará un cortocircuito de campocon graves consecuencias.

La protección de falta a tierra del rotor se basa en la inyecciónde una tensión de CA en el circuito de campo aislado. Encondiciones en que no haya faltas, no habrá flujo de corrienteasociado a esta tensión inyectada. Si se produce una falta atierra del rotor, esta condición será detectada por la protecciónde faltas a tierra del rotor. En función de la filosofía delpropietario del generador, este estado operativo generará unaalarma y/o el generador se disparará. Una unidad de inyecciónRXTTE4 y una resistencia de protección opcional en la placason necesarias para un correcto funcionamiento de laprotección de faltas a tierra del rotor.

9. Supervisión del sistema secundario

Supervisión del circuito de corriente CCSSPVCLos núcleos de los transformadores de corriente abiertos o encortocircuito pueden provocar una operación no deseada demuchas funciones de protección, como las funciones decorriente diferencial, de corriente de falta a tierra y de corrientede secuencia negativa.

La supervisión del circuito de corriente (CCSSPVC) compara lacorriente residual de un juego trifásico de núcleos de untransformador de corriente con la corriente de punto neutro enuna entrada separada tomada de otro juego de núcleos deltransformador de corriente.

La detección de una diferencia indica una falta en el circuito yse utiliza como alarma o para bloquear funciones de protecciónque pueden generar un disparo accidental.

Supervisión de fallo de fusible FUFSPVCEl objetivo de la función de supervisión de fallo de fusibleFUFSPVC es bloquear las funciones de medición de tensiónante fallos en los circuitos secundarios entre el transformadorde tensión y el IED, para evitar operaciones accidentales que,de otro modo, puedan ocurrir.

La función de supervisión de fallo de fusible incluye,básicamente, tres métodos de detección diferentes: detecciónbasada en la secuencia negativa y la secuencia cero, detecciónadicional de cambio de tensión y cambio de intensidad.

Se recomienda el algoritmo de detección de secuencianegativa para los IED que se utilizan en redes de neutro aisladoo de conexión a tierra de alta impedancia. Se basa en lascantidades de secuencia negativa.

Se recomienda la detección de secuencia cero para los IED quese utilizan en redes de neutro rígido a tierra o de conexión atierra de baja impedancia. Se basa en las cantidades demedición de secuencia cero.


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La selección de diferentes modos de funcionamiento puederealizarse mediante un parámetro de ajuste para considerar laconexión a tierra concreta de la red.

Puede agregarse un criterio basado en mediciones de corrienteen triángulo y de tensión en triángulo a la función de supervisiónde fallo de fusible para detectar un fallo de fusible trifásico; entérminos prácticos, esto se asocia más con la conmutación deltransformador de tensión durante las maniobras en la estación.

Supervisión de fallo de fusible VDSPVCLas diferentes funciones de protección dentro del IED deprotección funcionan en base a la tensión medida en el puntodel relé. Algunos ejemplos de funciones de protección son:

• Función de protección de distancia.• Función de subtensión.• Función de energización y comprobación de tensión para

la lógica de alimentación débil.

Estas funciones pueden operar accidentalmente si se produceuna falta en los circuitos secundarios entre los transformadoresde medida de tensión y el IED. VDSPVC puede evitar unaoperación accidental.

VDSPVC se ha diseñado para detectar faltas de fusibles o faltasen el circuito de medida de tensión, a partir de la comparaciónen todas las fases de las tensiones del circuito principal y lospiloto fusionados. La salida de bloqueo de VDSPVC se puedeconfigurar para bloquear funciones que deban bloquearse encaso de faltas en el circuito de tensión.

Filtro multipropósito SMAIHPACEl bloque funcional de filtro multipropósito, SMAIHPAC, estádispuesto como un filtro trifásico. Tiene prácticamente lamisma interfaz de usuario (por ejemplo, entradas y salidas) queel bloque funcional de preprocesamiento estándar SMAI. Sinembargo, la principal diferencia es que puede utilizarse paraextraer cualquier componente de frecuencia de la señal deentrada. Por lo tanto, por ejemplo, puede utilizarse para crearuna protección de resonancia subsíncrona para el generadorsíncrono.

10. Control

Comprobación de sincronismo, comprobación deenergización y sincronización SESRSYNLa función de sincronización permite cerrar las redesasíncronas en el momento adecuado, incluido el tiempo decierre del interruptor, para mejorar la estabilidad de la red.

La función de comprobación de sincronismo, comprobación deenergización y sincronización SESRSYN comprueba que lastensiones en ambos lados del interruptor estén en sincronismoo con al menos un lado muerto para asegurar que el cierrepueda realizarse de forma segura.

La función SESRSYN incluye un esquema de selección detensiones incorporado para disposiciones de dos barras einterruptor y medio o disposiciones de barra en anillo.

La función permite comprobar el cierre manual y el reengancheautomático, así como establecer diferentes ajustes.

Se proporciona una función de sincronización para lossistemas que funcionan de manera asíncrona. La finalidadprincipal de la función de sincronización es proporcionar uncierre controlado de los interruptores al establecer la conexiónentre dos sistemas asíncronos. La función de sincronizaciónevalúa la diferencia de tensión, la diferencia de ángulo de fase,la frecuencia de deslizamiento y la derivada de la frecuenciaantes de emitir un cierre controlado del interruptor. El tiempo decierre del interruptor es un ajuste de parámetro.

Sin embargo, esta función no puede utilizarse para sincronizarautomáticamente un generador a la red.

Control de aparatos APCLas funciones del control de aparatos permiten controlar ysupervisar interruptores, seccionadores y seccionadores depuesta a tierra dentro de una bahía. Se proporciona permisopara operar después de la evaluación de las condiciones deotras funciones, como por ejemplo enclavamiento,comprobación de sincronismo, selección de posición deloperador y bloqueos internos o externos.

Características del control de aparatos:• Principio de selección-ejecución para proporcionar alta

fiabilidad.• Función de selección para evitar el funcionamiento

simultáneo• Selección y supervisión de la posición del operador.• Supervisión de órdenes.• Bloqueo/desbloqueo del funcionamiento.• Bloqueo/desbloqueo de la actualización de indicaciones de

posición.• Sustitución de indicaciones de posición y calidad• Cancelación de funciones de enclavamiento.• Cancelación de la comprobación de sincronismo• Contador de operaciones.• Eliminación de la posición media

Pueden utilizarse dos tipos de modelos de órdenes:• Directo con seguridad estándar.• SBO (seleccione antes de operar) con seguridad mejorada.

La seguridad estándar implica que solo se evalúa la orden y nose supervisa la posición resultante. La seguridad mejoradaimplica que la orden se evalúa con supervisión adicional delvalor de estado del objeto de control. La secuencia de órdenescon seguridad mejorada siempre se termina mediante unaprimitiva del servicio CommandTermination y una AddCauseque indica si la orden se ha realizado correctamente o bien hahabido algún problema.


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La operación de control se puede llevar a cabo desde la HMIlocal con control de autorización, si se define de ese modo.

EnclavamientoLa función de enclavamiento bloquea la posibilidad de utilizardispositivos de conmutación primaria, por ejemplo cuando unseccionador está con carga, para evitar daños materiales ylesiones físicas accidentales.

Cada función de control de aparatos tiene módulos deenclavamiento incluidos para distintas disposiciones deaparamenta, donde cada función se ocupa del enclavamientode una bahía. La función de enclavamiento se distribuye a cadaIED y no depende de ninguna función central. Para elenclavamiento en toda la estación, los IED se comunicanmediante el bus interbahía de todo el sistema (IEC 61850-8-1) outilizando entradas/salidas binarias cableadas. Lascondiciones de enclavamiento dependen de la configuracióndel circuito y el estado de posición del aparato en un momentodado.

Para una implementación sencilla y segura de la función deenclavamiento, el IED se suministra con módulos deenclavamiento dotados de software estándar ya probado y quedisponen de lógica para las condiciones de enclavamiento. Lascondiciones de enclavamiento se pueden alterar para cumplircon los requisitos específicos del cliente añadiendo lógicaconfigurable por medio de la herramienta de configuracióngráfica.

Controlador de seccionadores SCSWIEl controlador de seccionadores (SCSWI) inicia y supervisatodas las funciones para seleccionar y utilizar adecuadamentelos aparatos de conmutación primarios. El controlador deseccionadores puede manejar y operar un dispositivo trifásicoo hasta tres dispositivos monofásicos.

Interruptor SXCBREl objetivo de la función de Interruptor (SXCBR) es proporcionarel estado real de las posiciones y llevar a cabo las operacionesde control, es decir, enviar todas las órdenes a los aparatosprimarios en forma de interruptores a través de tarjetas desalida binarias y supervisar la actuación de conmutación y laposición.

Seccionador SXSWIEl objetivo de la función de Seccionador (SXSWI) esproporcionar el estado real de las posiciones y llevar a cabo lasoperaciones de control, es decir, enviar todas las órdenes a losaparatos primarios en forma de seccionadores oseccionadores de puesta a tierra a través de tarjetas de salidabinarias y supervisar la actuación de conmutación y la posición.

Función de reserva QCRSVEl objetivo de la función de reserva es principalmente transferirinformación de enclavamiento entre los IED de manera segura yevitar el accionamiento doble en una bahía, en una parte delpatio de maniobras o en la subestación completa.

Entrada de reserva RESINLa función de entrada de reserva (RESIN) recibe la informaciónde reserva de otras bahías. La cantidad de instancias es igual ala cantidad de bahías incluidas (se encuentran disponibleshasta 60 instancias).

Control de bahías QCBAYLa función de control de bahías QCBAY se utiliza junto con lafunción de remoto local y la función de control remoto localpara controlar la selección de la ubicación del operador encada bahía. QCBAY también proporciona funciones debloqueo que se pueden distribuir a distintos aparatos dentro dela bahía.

Local o remoto LOCREM/Control local o remotoLOCREMCTRLLas señales de la HMI local o de un conmutador local/remotoexterno se conectan a través de los bloques funcionalesLOCREM y LOCREMCTRL al bloque funcional de control debahías QCBAY. El parámetro ControlMode del bloque funcionalLOCREM se ajusta para elegir si las señales de conmutaciónprovienen de la HMI local o de un conmutador físico externoconectado a través de entradas binarias.

Lectura de posición del cambiador de toma TCMYLTC yTCLYLTCLa posición del cambiador de toma en carga se puedesupervisar en línea. Ello puede realizarse utilizando señales deentrada binarias codificadas BCD o bien a través de una señalde entrada mA. El transformador o la función de proteccióndiferencial de bloque pueden utilizar la posición de toma parapermitir un ajuste de activación más sensible. Ello a su vez haráque la protección diferencial sea más sensible a faltas internasde bajo nivel, como pueden ser faltas entre las espiras de losdevanados.

Conmutador giratorio lógico para selección de funciones ypresentación LHMI, SLGAPCLa función de conmutador giratorio lógico para selección defunciones y presentación LHMI SLGAPC (o bloque funcional deconmutador selector) se utiliza para obtener una funcionalidadmejorada del conmutador selector similar a la que proporcionaun conmutador selector de hardware. Las compañíaseléctricas utilizan mucho los conmutadores selectores dehardware para tener distintas funciones que operan con valorespreestablecidos. Sin embargo, los conmutadores de hardwarerequieren mantenimiento constante, brindan poca fiabilidad delsistema y requieren un mayor volumen de compras. La funciónde conmutador selector pone fin a todos estos problemas.

Miniconmutador selector VSGAPCEl bloque funcional de miniconmutador selector VSGAPC esuna función multipropósito que se utiliza en diversasaplicaciones como conmutador de uso general.

VSGAPC se puede controlar desde el menú o desde un símboloen el diagrama unifilar (SLD), en la HMI local.


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Función de comunicación genérica para indicación de doblepunto DPGAPCEl bloque funcional de la función de comunicación genéricapara indicación de doble punto DPGAPC se utiliza para enviarindicaciones dobles a otros sistemas, equipos o funciones de lasubestación a través del IEC 61850-8-1 u otros protocolos decomunicación. Se utiliza especialmente en las lógicas deenclavamiento de toda la estación.

Control genérico de un solo punto de 8 señales SPC8GAPCEl bloque funcional de control genérico de un solo punto deocho señales SPC8GAPC es un conjunto de ocho órdenes deun solo punto, diseñadas para transmitir órdenes desdeREMOTE (SCADA) a las partes de la configuración lógica queno necesitan una amplia funcionalidad de recepción deórdenes (por ejemplo, SCSWI). De este modo, se puedenenviar órdenes simples directamente a las salidas del IED, sinconfirmación. Se supone que la confirmación (estado) delresultado de las órdenes se obtiene por otros medios, comoentradas binarias y bloques funcionales SPGAPC. Las órdenespueden ser por pulsos o continuas con un tiempo de pulsoajustable.

Bits de automatización, función de mando para DNP3.0AUTOBITSLa función de bits de automatización según DNP3 (AUTOBITS)se utiliza dentro del PCM600 para entrar en la configuración delas órdenes provenientes del protocolo DNP3. La funciónAUTOBITS cumple el mismo papel que las funcionesGOOSEBINRCV (para IEC 61850) y MULTICMDRCV (paraLON).

Orden simple, 16 señalesLos IED pueden recibir órdenes tanto de un sistema deautomatización de subestaciones como desde la HMI local. Elbloque funcional de órdenes tiene salidas que se puedenutilizar, por ejemplo, para controlar aparatos de alta tensión opara otra funcionalidad definida por el usuario.

11. Lógica

Lógica de disparo SMPPTRCSe proporciona siempre un bloque funcional para el disparo deprotección como elemento básico para cada interruptorinvolucrado en el disparo de una falta. Este proporciona unaprolongación de pulso ajustable para asegurar un pulso dedisparo de longitud suficiente, así como toda la funcionalidadnecesaria para una cooperación correcta con las funciones dereenganche automático.

El bloque funcional de disparo también incluye funcionalidad debloqueo ajustable para bloqueo de interruptor y faltasevolutivas.

Lógica de matriz de disparo TMAGAPCLa función de lógica de matriz de disparo TMAGAPC permitedirigir señales de disparo y otras señales lógicas de salida adistintos contactos de salida en el IED.

La función de lógica de matriz de disparo tiene 3 señales desalida y estas salidas se pueden conectar a las salidas dedisparo físicas en función de las necesidades específicas de laaplicación para salida de pulso ajustable o salida continua.

Función de lógica de alarma de grupo ALMCALHLa función de lógica de alarma de grupo ALMCALH permiteencaminar varias señales de alarma hacia una indicacióncomún, LED y/o contacto, en el IED.

Función de lógica de advertencia de grupo WRNCALHLa función de lógica de advertencia de grupo WRNCALHpermite encaminar varias señales de advertencia hacia unaindicación común, LED y/o contacto, en el IED.

Función de lógica de indicación de grupo INDCALHLa función de lógica de indicación de grupo INDCALH permiteencaminar varias señales de indicación hacia una indicacióncomún, LED y/o contacto, en el IED.

Bloques lógicos básicos configurablesLos bloques lógicos básicos configurables no propagan lamarca de hora y calidad de las señales (no incluyen un sufijo QTal final del nombre de función). El usuario dispone en todomomento de diversos de bloques lógicos y temporizadorescomo base para adaptar la configuración a las necesidadesespecíficas de la aplicación. La siguiente lista muestra unresumen de los bloques funcionales y sus características.

Estos bloques lógicos también se incluyen en un paquete delógica extensible con el mismo número de instancias.

• Bloque funcional AND. Cada bloque tiene cuatro entradas ydos salidas y una está invertida.

• Bloque funcional GATE, que permite decidir si una señalpuede pasar o no desde la entrada a la salida.

• Bloque funcional INVERTER, que invierte una señal deentrada a la salida.

• Bloque funcional LLD. Retardo de bucle que permite retrasarla señal de salida un ciclo de ejecución.

• Bloque funcional OR. Cada bloque incluye hasta seisentradas y dos salidas, y una está invertida

• Bloque funcional PULSETIMER , que puede utilizarse, porejemplo, para extensiones de pulsos o delimitación deoperación de salidas, tiempo de pulso ajustable.

• Bloque funcional RSMEMORY, biestable que puede reponero activar una salida desde dos entradas respectivamente.Cada bloque tiene dos salidas y una está invertida. El ajuste


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de memoria controla si, después de una interrupción de laalimentación, el biestable realiza una reposición o vuelve alestado anterior a la interrupción de la alimentación. RESETtiene prioridad.

• Bloque funcional SRMEMORY, biestable que puede activar oreponer una salida desde dos entradas respectivamente.Cada bloque tiene dos salidas y una está invertida. El ajustede memoria controla si, después de una interrupción de laalimentación, el biestable realiza una reposición o vuelve alestado anterior a la interrupción de la alimentación. LaentradaSET tiene prioridad.

• La función TIMERSET incluye salidas retardadas deactivación y desconexión relacionadas con la señal deentrada. El temporizador tiene un retardo de tiempoajustable.

• Bloque funcional XOR. Cada bloque tiene dos salidas y unaestá invertida.

Paquete de lógica extensibleEl paquete de bloque de lógica extensible incluye lógica dematriz de disparo adicional y bloques de lógica configurables.

Conmutador giratorio lógico para selección de funciones ypresentación LHMI, SLGAPCLa función de conmutador giratorio lógico para selección defunciones y presentación LHMI SLGAPC (o bloque funcional deconmutador selector) se utiliza para obtener una funcionalidadmejorada del conmutador selector similar a la que proporcionaun conmutador selector de hardware. Las compañíaseléctricas utilizan mucho los conmutadores selectores dehardware para tener distintas funciones que operan con valorespreestablecidos. Sin embargo, los conmutadores de hardwarerequieren mantenimiento constante, brindan poca fiabilidad delsistema y requieren un mayor volumen de compras. La funciónde conmutador selector pone fin a todos estos problemas.

Miniconmutador selector VSGAPCEl bloque funcional de miniconmutador selector VSGAPC esuna función multipropósito que se utiliza en diversasaplicaciones como conmutador de uso general.

VSGAPC se puede controlar desde el menú o desde un símboloen el diagrama unifilar (SLD), en la HMI local.

Bloque funcional de señales fijasLa función de señales fijas FXDSIGN genera nueve señalespreestablecidas (fijas) que pueden utilizarse en la configuraciónde un IED, tanto para forzar las entradas no utilizadas en losotros bloques funcionales a un determinado nivel/valor, comopara crear una lógica determinada. Están disponibles los tiposde señales booleana, entera, coma flotante o cadena.

Todos los IED incluyen un bloque funcional FXDSIGN.

Retardo en el temporizador con integración de señal deentrada TIGAPCLa función de integrador TIGAPC integra los impulsos deentrada y compara el tiempo integrado con un retardo detiempo ajustable para operar. Además, el retardo de tiempopara restablecer la salida es ajustable en esta función.

Integrador de tiempo transcurrido con transgresión de límitesy supervisión de desbordamiento (TEIGAPC)La función de Integrador de tiempo transcurrido TEIGAPC esuna función que acumula el tiempo transcurrido cuando unaseñal binaria determinada ha sido alta.

Principales características de TEIGAPC

• Aplicable a integración de tiempo larga (≤ 999 999,9segundos).

• Supervisión de las condiciones de transgresión de límitesy desbordamiento.

• Posibilidad de definir una advertencia o alarma con laresolución de 10 milisegundos.

• Retención del valor de integración.• Posibilidades para el bloqueo y la reposición.• Notificación del tiempo integrado.

Conversión de booleanos de 16 bits a enteros B16ILa función de conversión de booleanos de 16 bits a enterosB16I se utiliza para transformar un juego de 16 señales (lógicas)binarias en un entero.

Conversión de booleanos de 16 bits a enteros conrepresentación de nodo lógico BTIGAPCLa función de conversión de booleanos de 16 bits a enteros conrepresentación de nodo lógico BTIGAPC permite transformarun conjunto de 16 señales (lógicas) binarias en un entero. Laentrada BLOCK congela la salida en el último valor.

BTIGAPC puede recibir valores remotos a través de IEC 61850según la entrada de posición del operador (PSTO).

Conversión de enteros a booleanos de 16 bits IB16La función de conversión de enteros a booleanos de 16 bitsIB16se utiliza para transformar un entero en un conjunto de 16señales (lógicas) binarias.

Conversión de enteros a booleanos de 16 bits conrepresentación de nodo lógico ITBGAPCLa conversión de enteros a booleanos de 16 bits con función derepresentación de nodo lógico ITBGAPC se utiliza paratransformar un entero que se transmite a través del IEC 61850 yes recibido por la función en señales de salida codificadas(lógicas) binarias de 16 bits.

La función o puede recibir valores remotos a través de IEC61850 cuando el pulsador R/L (remoto/local) de la HMI frontalindica que el modo de control para el operador está en posiciónR (remoto, es decir, el LED junto a R está encendido), y la señalcorrespondiente está conectada al bloque funcional PSTO


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ITBGAPC de entrada. La entrada BLOCK congelará la salida enel último valor recibido y bloqueará los nuevos valores enterosque se reciban y conviertan a salidas codificadas binarias.

Comparador para entradas de enteros INTCOMPLa función ofrece la posibilidad de monitorizar el nivel devalores enteros en el sistema entre sí o con respecto a un valorfijo. Esta función aritmética básica puede utilizarse paraaplicaciones de monitorización, supervisión, enclavamiento yotras lógicas.

Comparador para entradas de números reales INTCOMPLa función ofrece la posibilidad de monitorizar el nivel deseñales de valores reales en el sistema entre sí o con respecto aun valor fijo. Esta función aritmética básica puede utilizarsepara aplicaciones de monitorización, supervisión,enclavamiento y otras lógicas.

12. Monitorización

Mediciones CVMMXN, CMMXU, VNMMXU, VMMXU, CMSQI,VMSQILas funciones de medición se utilizan para obtener informaciónen línea del IED. Estos valores de servicio permiten mostrarinformación en línea en la HMI local y en el sistema deautomatización de subestaciones acerca de:

• las tensiones; corrientes; frecuencia; potencia activa,reactiva y aparente; y del factor de potencia medidos

• los valores analógicos medidos de las unidadescombinadas

• fasores primarios• las corrientes y tensiones de secuencias positiva, negativa

y cero• mA, corrientes de entrada• contador de pulsos

Supervisión de señales de entrada mAEl objetivo principal de la función es medir y procesar señalesde diferentes transductores de medida. Muchos dispositivosusados en el control de procesos representan variosparámetros como, por ejemplo, frecuencia, temperatura ytensión de batería CC como valores de corriente bajos,normalmente en el margen 4-20 mA o 0-20 mA.

Los límites de alarma se pueden ajustar y usar comoiniciadores, por ejemplo, para generar señales de disparo oalarma.

La función requiere que el IED esté equipado con el módulo deentrada mA.

Informe de perturbaciones DRPRDRELas funciones de informe de perturbaciones permiten obtenerdatos completos y fiables sobre las perturbaciones en elsistema primario y/o secundario junto con un registro decontinuo de las incidencias.

El informe de perturbaciones DRPRDRE, que siempre seincluye en el IED, obtiene datos de muestra de todas lasseñales binarias y de entrada analógicas seleccionadas queestán conectadas al bloque funcional, con un máximo de 40señales analógicas y 96 señales binarias.

La funcionalidad de informes de perturbaciones incluye variasfunciones bajo un mismo nombre:

• Lista de eventos• Indicaciones• Registrador de eventos• Registrador de valores de disparo• Registrador de perturbaciones

La función de informe de perturbaciones se caracteriza por unagran flexibilidad en cuanto a la configuración, condiciones deinicio, tiempos de registro y gran capacidad dealmacenamiento.

Una perturbación puede definirse como la activación de unaentrada en los bloques funcionales AnRADR o BnRBDR, queestán ajustados para activar el registrador de perturbaciones.En el registro se incluyen todas las señales conectadas, desdeinicio del tiempo previo a la falta hasta el final del tiempoposterior a ella.

Todos los registros del informe de perturbaciones se guardanen el IED en formato Comtrade estándar, como un archivo delector HDR, un archivo de configuración CFG y un archivo dedatos DAT. Lo mismo sucede con todos los eventos, que sevan guardando continuamente en un búfer de anillo. La HMIlocal se utiliza para obtener información sobre los registros. Losarchivos de informe de perturbaciones se pueden cargar en elPCM600, para analizarlos en más detalle con la herramienta deadministración de perturbaciones.

Lista de eventos DRPRDREUn registro continuo de eventos resulta útil para la supervisióndel sistema desde una perspectiva general y es uncomplemento de las funciones específicas del registrador deperturbaciones.

La lista de eventos registra todas las señales de entradasbinarias conectadas a la función de registrador deperturbaciones. La lista puede contener hasta 1000 eventoscon indicador de cronología almacenados en un búfer de anillo.

Indicaciones DRPRDREObtener información rápida, concisa y fiable sobre lasperturbaciones en el sistema primario o secundario esimportante para conocer, por ejemplo, las señales binarias quehan cambiado de estado durante una perturbación. Lainformación se utiliza en una perspectiva a corto plazo paraobtener información a través de la HMI local de manera directa.

Hay tres LED en la HMI local (verde, amarillo y rojo), quecomunican el estado del IED y de la función de registrador deperturbaciones (activada).


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La función de lista de indicaciones muestra todas las señalesde entrada binarias seleccionadas que están conectadas a lafunción de registrador de perturbaciones y que han cambiadode estado durante una perturbación.

Registrador de eventos DRPRDREEs fundamental contar con información rápida, completa yfiable sobre las perturbaciones en el sistema primario osecundario, por ejemplo, eventos con indicador de cronologíaregistrados durante las perturbaciones. Esta información seutiliza para diferentes fines a corto plazo (por ejemplo, medidascorrectivas) y a largo plazo (por ejemplo, análisis funcional).

El registrador de eventos registra todas las señales de entradabinarias seleccionadas que están conectadas a la función deregistrador de perturbaciones. Cada registro puede contenerhasta 150 eventos con indicador de cronología.

La información del registrador de eventos se puede utilizarlocalmente en el IED para las perturbaciones.

La información de registro de eventos es una parte integradadel registro de perturbaciones (archivo Comtrade).

Registrador de valores de disparo DRPRDRELa información sobre los valores previos a la falta y de falta de lacorriente y la tensión son imprescindibles para la evaluación dela perturbación.

El registrador de valores de disparo calcula los valores de todaslas señales de entrada analógicas seleccionadas que estánconectadas a la función de registrador de perturbaciones. Elresultado es la magnitud y el ángulo de fase, antes y durante lafalta, para cada señal analógica de entrada.

La información del registrador de valor de disparo se puedeutilizar para las perturbaciones localmente en el IED.

La información del registrador de valor de disparo es una parteintegrada del registro de perturbaciones (archivo Comtrade).

Registrador de perturbaciones DRPRDRELa función del registrador de perturbaciones proporcionainformación rápida, completa y fiable sobre las perturbacionesen el sistema de potencia. Facilita la comprensión delcomportamiento del sistema y de los equipos primarios ysecundarios asociados, durante una perturbación y despuésde ella. La información registrada se utiliza para diferentes finesen una perspectiva a corto plazo (por ejemplo medidascorrectivas) y en una perspectiva a largo plazo (por ejemploanálisis funcional).

El registrador de perturbaciones adquiere muestras de datosde las señales analógicas y binarias seleccionadas, conectadascon la función de informe de perturbaciones (máximo 40señales analógicas y 128 señales binarias). Las señalesbinarias disponibles son las mismas señales que se utilizanpara la función del registrador de eventos.

La función se caracteriza por una gran flexibilidad y no dependede la operación de funciones de protección. Puede registrarperturbaciones no detectadas por funciones de protección. Enel archivo de perturbaciones es posible guardar diez segundosde datos previos al instante del disparo.

La información del registrador de perturbaciones sobre unmáximo de 100 perturbaciones se guarda en el IED y se usa laHMI local para ver la lista de registros.

Bloque funcional EventosAl utilizar un sistema de automatización de subestaciones concomunicación LON o SPA, los eventos con su indicador decronología (time tag) se pueden enviar en los cambios o deforma cíclica desde el IED al nivel de estación. Estos eventos secrean desde cualquier señal disponible en el IED, que estéconectada a la función de eventos (EVENT). El bloque funcionalEventos se utiliza para comunicaciones LON y SPA.

Los valores analógicos y de indicación doble también setransfieren a través de la función Eventos.

Función de comunicación genérica para indicación de un solopunto SPGAPCLa función de comunicación genérica para indicación de unsolo punto SPGAPC se utiliza para enviar una sola señal lógicaa otros sistemas o equipos de la subestación.

Función de comunicación genérica para valor medidoMVGAPCLa función de comunicación genérica para valor medidoMVGAPC se utiliza para enviar el valor instantáneo de unasalida analógica a otros sistemas o equipos de la subestación.También se puede utilizar dentro del mismo IED paraproporcionar un aspecto RANGE a un valor analógico y permitirla supervisión de la medición de dicho valor.

Bloque de expansión del valor medido RANGE_XPLas funciones de medición de corriente y tensión (CVMMXN,CMMXU, VMMXU y VNMMXU), las funciones de medición de lasecuencia de corriente y tensión (CMSQI y VMSQI) y lasfunciones de E/S de comunicaciones genéricas de IEC 61850(MVGAPC) cuentan con una función de supervisión demedición. Todos los valores medidos se pueden supervisar concuatro límites ajustables: límite bajo-bajo, límite bajo, límite altoy límite alto-alto. Se ha introducido el bloque de expansión delvalor medido (RANGE_XP) para poder traducir la señal desalida de tipo entero de las funciones de medición a 5 señalesbinarias: por debajo del límite bajo-bajo, por debajo del límitebajo, normal , por encima del límite alto, o por encima del límitealto-alto. Las señales de salida se pueden utilizar comocondiciones en la lógica configurable o para fines de alarmas.

Supervisión de medio gaseoso SSIMGLa supervisión de medio gaseoso SSIMG se utiliza para lamonitorización del estado de los interruptores. La informaciónbinaria basada en la presión de gas del interruptor se utiliza


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como señales de entrada para la función. Además, la funciónemite alarmas según la información recibida.

Supervisión de medio líquido SSIMLLa supervisión de medio líquido SSIML se utiliza para lamonitorización del estado de los interruptores. La informaciónbinaria basada en el nivel de aceite del interruptor se utilizacomo señales de entrada para la función. Además, la funciónemite alarmas según la información recibida.

Monitorización de interruptor SSCBRLa función de monitorización de interruptor SSCBR se utilizapara monitorizar diferentes parámetros del estado delinterruptor. Cuando la cantidad de operaciones ha alcanzadoun valor predefinido, el interruptor requiere mantenimiento.Para lograr un funcionamiento adecuado del interruptor, resultafundamental monitorizar su funcionamiento, la indicación decarga de los resortes o el desgaste del interruptor, el tiempo dedesplazamiento, la cantidad de ciclos de operación y calcular laenergía acumulada durante periodos de arco.

Contador de eventos con supervisión de límites L4UFCNTEl contador de límite 30 L4UFCNT proporciona un contadorajustable con cuatro límites independientes que cuentan elnúmero de flancos positivos y/o negativos de la señal deentrada con respecto a los valores de límite ajustados. La salidade cada límite se activa cuando el valor contado alcanza eselímite.

Se incluye la indicación de desbordamiento para cada contadorascendente.

Medidor de horas de funcionamiento (TEILGAPC)La función de medidor de horas de funcionamiento (TEILGAPC)acumula el tiempo transcurrido en el que una señal binariaproporcionada ha sido alta.

Características principales de TEILGAPC:

• Aplicable a una acumulación de tiempo muy prolongada (≤99999,9 horas)

• Supervisión de las condiciones de transgresión de límitesy vuelta a cero/desbordamiento.

• Posibilidad de definir una advertencia y alarma con unaresolución de 0,1 horas

• Retención de cualquier valor acumulado guardado alreiniciar

• Posibilidades para bloqueo y reposición• Posibilidad para suma manual del tiempo acumulado• Notificación del tiempo acumulado

13. Medición

Lógica del contador de pulsos PCFCNTLa función de lógica del contador de pulsos (PCGGIO) cuentalos pulsos binarios generados de forma externa; por ejemplo,los pulsos que proceden de un medidor de energía externo,

para el cálculo de los valores de consumo de energía. Lospulsos son capturados por el módulo de entradas binarias yluego leídos por la función PCFCNT. Se dispone de un valor deservicio en escala en el bus de estación. Se debe solicitar elmódulo de entradas binarias especial con característicasmejoradas de recuento de pulsos para lograr estafuncionalidad.

Función de cálculo de energía y administración de la demanda(ETPMMTR)El bloque funcional de mediciones (CVMMXN) se puede utilizarpara medir valores de potencia tanto activos como reactivos.La función de cálculo de energía y administración de lademanda (ETPMMTR) utiliza la potencia activa y reactivamedida como entrada y calcula los pulsos acumulados deenergía activa y reactiva, en dirección hacia delante y haciaatrás. Los valores de energía se pueden leer o generar comopulsos. Los valores de potencia de máxima demanda tambiénse calculan con esta función. Esta función incluye sujeción apunto cero para eliminar el ruido de la señal de entrada. Comosalida de esta función podemos encontrar: cálculos de energíaperiódicos, integración de valores energéticos, cálculo depulsos energéticos, señales de alarma por incumplimiento delímites de los valores de energía y máxima demanda depotencia.

Los valores de energía activa y energía reactiva se calculan apartir de los valores de potencia de entrada mediante suintegración en un tiempo seleccionado tEnergy. La integraciónde los valores de energía activa y reactiva se producirá tanto endirección hacia delante como hacia atrás. Estos valores deenergía están disponibles como señales de salida y tambiéncomo salidas de pulsos. La integración de los valores deenergía se puede controlar mediante entradas (STARTACC ySTOPACC) y el ajuste EnaAcc, y se puede restablecer a losvalores iniciales con la entrada RSTACC .

La demanda máxima de potencia activa y reactiva se calculapara el intervalo de tiempo establecido tEnergy y estos valoresse actualizan cada minuto a través de canales de salida. Losvalores de demanda de potencia máxima activa y reactiva secalculan tanto para dirección hacia adelante como hacia atrás yestos valores se pueden restablecer con RSTDMD .


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14. Interfaz hombre-máquina

HMI local

IEC13000239-2-en.vsd

IEC13000239 V2 ES

Figura 7. Interfaz hombre-máquina local

La LHMI del IED incluye los siguientes elementos:• Pantalla gráfica capaz de mostrar un diagrama unifilar

definido por el usuario y proporcionar una interfaz para elcontrol de la aparamenta.

• Botones de navegación y cinco botones de órdenesdefinidos por el usuario para accesos directos al árbol de laHMI u órdenes sencillas.

• 15 LED tricolores definidos por el usuario.• Puerto de comunicación para el PCM600.

La LHMI se utiliza para ajustar, monitorizar y controlar.

15. Funciones básicas del IED

Sincronización horariaLa función de sincronización horaria permite seleccionar unafuente común de hora absoluta para sincronizar el IED cuandoeste forma parte de un sistema de protección . Esto permitecomparar datos de eventos y perturbaciones entre todos losIED de un sistema de automatización de estaciones y entresubestaciones.

16. Comunicación de estaciones

Protocolos de comunicaciónCada IED está provisto de una interfaz de comunicación que lepermite conectarse a uno o varios sistemas de nivel desubestación, ya sea en el bus de Automatización deSubestación (SA) o en el bus de Supervisión de Subestación(SM).

Protocolos de comunicación disponibles:

• Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1• Protocolo de comunicación IEC 61850-9-2LE• Protocolo de comunicación LON• Protocolo de comunicación SPA o IEC 60870-5-103• Protocolo de comunicación DNP3.0

Un IED puede combinar varios protocolos.

Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1Un ajuste en PCM600 permite elegir entre IEC 61850 Ed.1 o Ed.2. El IED incluye un puerto Ethernet óptico posterior simple odoble (según el pedido) para la comunicación por bus deestación IEC 61850-8-1. La comunicación IEC 61850-8-1también puede realizarse desde el puerto Ethernet eléctricodelantero.El protocolo IEC 61850-8-1 permite que dispositivoseléctricos inteligentes (IED) de distintos fabricantesintercambien información y simplifica el diseño del sistema. Seadmite la comunicación de IED a IED mediante comunicacióncliente-servidor y GOOSE a través de MMS. La carga delarchivo de registro de perturbaciones (COMTRADE) se puederealizar a través de MMS o FTP.

Protocolo de comunicación IEC 61850-9-2LESe proporciona la norma de comunicación de puertos Ethernetópticos únicos IEC 61850-9-2LE para barra de procesos. IEC61850-9-2LE permite que transformadores de instrumentos noconvencionales (NCIT) con unidades combinadas (MU) ounidades combinadas autónomas intercambien informacióncon el IED y simplifica la ingeniería SA.

Protocolo de comunicación LONLas subestaciones existentes con bus de subestación LON, deABB, pueden ampliarse con el uso de la interfaz LON óptica.Esto permite la funcionalidad completa del SA, incluyendomensajería punto a punto y cooperación entre IED.

Protocolo de comunicación SPASe proporciona un puerto simple de vidrio o de plástico para elprotocolo SPA de ABB. Esto permite extensiones de sistemasde automatización de subestaciones simples, pero su usoprincipal es para sistemas de monitorización de subestacionesSMS.

Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103Para la norma IEC 60870-5-103 se proporciona un únicopuerto de vidrio o plástico. Permite el diseño de sistemassimples de automatización de subestaciones que incluyen


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equipos de diferentes fabricantes. Permite la carga de archivosde perturbaciones.

Protocolo de comunicación DNP3.0Para la comunicación DNP3.0 hay disponible un puerto RS485eléctrico y un puerto Ethernet óptico. Para la comunicación conRTU, puertas de enlace o sistemas HMI se proporcionacomunicación DNP3.0 nivel 2 con eventos no solicitados,sincronización de tiempo e informe de perturbaciones.

Transmisión y órdenes múltiplesCuando se utilizan IED en sistemas de automatización desubestaciones con protocolos de comunicación LON, SPA oIEC 60870-5-103, los bloques funcionales de eventos yórdenes múltiples sirven como interfaz de comunicación para lacomunicación vertical con la estación HMI y la pasarela y comointerfaz horizontal para la comunicación punto a punto (solosobre LON).

Protocolo de redundancia en paralelo IEC 62439-3A realizar un pedido de IED, puede elegirse la opción decomunicación de bus de estación redundante conforme a IEC62439-3 edición 1 e IEC 62439-3 edición 2. La comunicaciónde bus de estación redundante conforme a IEC 62439-3 utilizaambos puertos AB y CD del módulo OEM.

17. Comunicación remota

Transferencia de señales analógicas y binarias al extremoremotoSe pueden intercambiar tres señales analógicas y ocho binariasentre dos IED. Esta funcionalidad se utiliza principalmente parala protección diferencial de línea. Sin embargo, también puedeutilizarse en otros productos. Un IED se puede comunicar conhasta 4 IED remotos.

Transferencia de señales binarias al extremo remoto, 192señalesDos IED pueden intercambiar hasta 192 señales binarias, si elcanal de comunicación únicamente transmite señales binarias.Por ejemplo, esta funcionalidad puede enviar información comoel estado de la aparamenta de conexión primaria o señales deinterdisparo al IED remoto. Un IED puede comunicarse conhasta 4 IED remotos.

Módulo de comunicación de datos de línea, LDCM de corto ymedio alcanceEl módulo de comunicación de datos de línea (LDCM) permitela comunicación entre IED situados a distancias <60 km/37millas o desde el IED hasta el convertidor de óptico a eléctricocon la interfaz G.703 o G.703E1, situados a distancias de <3km/1,9 millas. El módulo LDCM envía y recibe los datos, hacia ydesde otro módulo LDCM. Se utiliza el formato estándar IEEE/ANSI C37.94.

Esta característica se puede utilizar, por ejemplo, en centraleseléctricas para intercambiar hasta 192 señales binarias (por

ejemplo, disparo, señalización, alarmas) entre el generador y laestación de HV de las centrales eléctricas

Módulo de comunicación galvánica de datos de línea X.21 X.21-LDCMTambién hay disponible un módulo con convertidor X.21galvánico integrado que puede conectarse, por ejemplo, amódems para cables piloto.

18. Descripción del hardware

Módulos de hardwareMódulo de alimentación auxiliar PSMEl módulo de fuente de alimentación se utiliza paraproporcionar las tensiones internas correctas y un aislamientocompleto entre el IED y el sistema de batería. Existe una salidade alarma de fallo interno.

Módulo de entradas binarias BIMEl módulo de entradas binarias tiene 16 entradas aisladasópticamente y está disponible en dos versiones, una estándar yuna con capacidades mejoradas de recuento de pulsos en lasentradas para utilizarse con la función contador de pulsos. Lasentradas binarias se pueden programar libremente y puedenutilizarse para la entrada de señales lógicas en cualquierfunción. También se pueden incluir en las funciones registro deperturbaciones y registro de eventos. Esto permite una ampliamonitorización y evaluación del funcionamiento del IED y detodos los circuitos eléctricos asociados.

Módulo de salidas binarias BOMEl módulo de salidas binarias tiene 24 relés de salidaindependientes y se utiliza para salidas de disparo o paracualquier señalización.

Módulo de salidas binarias estáticas SOMEl módulo de salida binaria estática tiene seis salidas estáticasrápidas y seis relés biestables de salida para utilizar enaplicaciones que requieran alta velocidad.

Módulo de entradas/salidas binarias IOMEl módulo de entradas/salidas binarias se utiliza cuando senecesitan solo unos pocos canales de entrada y salida. Losdiez canales de salida estándar se utilizan para salidas dedisparo o para cualquier señalización. Los dos canales desalida de señal de alta velocidad se utilizan para aplicaciones enlas que es esencial un tiempo de operación corto. Ochoentradas binarias aisladas ópticamente ofrecen la informaciónrequerida de entradas binarias.

Módulo de entradas de mA MIMEl módulo de entradas de miliamperios se utiliza como interfazpara las señales de los transductores en el rango de -20 a +20mA, por ejemplo, las de los transductores de posición de losOLTC, los transductores de temperatura o los de presión. Elmódulo tiene seis canales independientes, separadosgalvánicamente.


ABB 37

Módulo Ethernet óptico OEMEl módulo Fast Ethernet óptico permite realizarcomunicaciones de datos de sincrofasor a través de protocolosIEEE C37.118 y/o IEEE 1344, , de forma rápida y sininterferencias. También conecta un IED a los buses decomunicación (como el bus de estación) que utilizan elprotocolo IEC 61850-8-1 (A, B). El módulo incluye uno o dospuertos ópticos con conectores ST.

El módulo de comunicación LON y en serie SLM admiteSPA/IEC 60870-5-103, LON y DNP 3.0.El módulo de comunicación LON y en serie (SLM) se utiliza paralas comunicaciones SPA, IEC 60870-5-103, DNP3 y LON. Estemódulo tiene dos puertos de comunicación óptica paraplástico/plástico, plástico/vidrio o vidrio/vidrio. Un puerto seutiliza para la comunicación en serie (SPA, IEC 60870-5-103 ypuerto DNP3) y el otro puerto es específico para lacomunicación LON.

Módulo de comunicación de datos de línea LDCMCada módulo tiene un puerto óptico, uno por cada extremoremoto con el que se comunica el IED.

Se dispone de tarjetas alternativas para intervalo largo (1550nm modo simple), intervalo medio (1310 nm modo simple) eintervalo corto (850 nm modo múltiple).

Módulo de comunicación galvánica de datos de línea X.21 X.21-LDCMEl módulo de comunicación galvánica de datos de línea X.21 seutiliza para la conexión al equipo de telecomunicación, porejemplo, líneas de teléfono contratadas. Este módulo admite lacomunicación de datos entre los IED a 64 kbit/s.

Ejemplos de aplicaciones:

• Protección diferencial de línea• Transferencia de señales binarias

Módulo de comunicación galvánica en serie RS485El módulo de comunicación galvánica RS485 se utiliza para lacomunicación DNP3.0. e IEC 60870-5-103. Este módulo tieneun puerto de comunicación RS485. RS485 es unacomunicación en serie equilibrada que se puede utilizar enconexiones de 2 o 4 hilos. La conexión de dos hilos utiliza lamisma señal para RX y TX y es una comunicación multipunto sinmaestro ni esclavo específicos. Sin embargo, esta varianterequiere un control de la salida. La conexión de 4 hilos tieneseñales separadas para RX y es una comunicación multipuntocon un maestro específico, y el resto son esclavos. No serequiere ningún control especial en este caso.

Módulo de sincronización horaria GPS GTMEste módulo incluye el receptor de GPS que se utiliza para lasincronización horaria. El GPS tiene un contacto SMA para laconexión con una antena. También incluye una salida deconector ST PPS óptico.

Módulo de sincronización horaria IRIG-BEl módulo de sincronización horaria IRIG-B se utiliza para unasincronización horaria precisa del IED desde un reloj de laestación.

Se utiliza la entrada de pulsos por segundo (PPS) para lasincronización cuando se utiliza el protocolo IEC 61850-9-2LE.

Conexión eléctrica (BNC) y óptica (ST) para compatibilidad conIRIG-B 0XX y 12X.

Módulo de entrada de transformadores TRMEl módulo de entrada de los transformadores se utiliza paraseparar galvánicamente y adaptar las corrientes y tensionessecundarias generadas por los transformadores de medición.El módulo tiene doce entradas en diferentes combinaciones deentradas de tensión y corriente. Hay disponibles entradas deTC de clase de protección o clase de medición.

Pueden solicitarse conectores alternativos de compresión oanillo.

Unidad de resistencia de alta impedanciaLa unidad de resistencia de alta impedancia, con resistenciaspara ajuste del valor de activación y una resistenciadependiente de la tensión, está disponible en unidadmonofásica y en unidad trifásica. Ambas van montadas en unaplaca de aparato 1/1 de 19 pulgadas con terminales de tipo decompresión.

Disposición y dimensionesDimensiones

CB

D

E

A

IEC08000163-2-en.vsd

IEC08000163 V2 EN

Figura 8. Caja con cubierta posterior


38 ABB

xx08000165.vsd

JG

F

K

H

IEC08000165 V1 EN

Figura 9. Caja con cubierta posterior y kit de montaje en rack de 19”

IEC06000182-2-en.vsdIEC06000182 V2 EN

Figura 10. Un IED tamaño 1/2 x 19” adyacente con RHGS6.

Tamaño decaja (mm)/(pulgadas)

A B C D E F G H J K

6U, 1/2 x 19” 265,9/10,47

223,7/8,81

242,1/9,53

255,8/10,07

205,7/8,10

190,5/7,50

203,7/8,02

- 228,6/9,00

-

6U, 3/4 x 19” 265,9/10,47

336,0/13,23

242,1/9,53

255,8/10,07

318,0/12,52

190,5/7,50

316,0/12,4

- 228,6/9,00

-

6U, 1/1 x 19” 265,9/10,47

448,3/17,65

242,1/9,53

255,8/10,07

430,3/16,86

190,5/7,50

428,3/16,86

465,1/18,31

228,6/9,00

482,6/19,00

Las dimensiones H y K están definidas por el kit de montaje en rack de 19”.

Alternativas de montaje• Kit de montaje en rack 19"• Kit de montaje empotrado con dimensiones de corte:

– Tamaño de caja de 1/2 (altura) 254,3 mm/10,01”(ancho) 210,1 mm/8,27”

– Tamaño de caja de 1/1 (altura) 254,3 mm/10,01”(ancho) 434,7 mm/17,11”

• Kit de montaje mural

Consulte en el pedido las distintas alternativas de montajedisponibles.

Hardware de equipo de inyecciónUnidad de inyección REX060La unidad de inyección REX060 se utiliza para inyectar señalesde tensión y corriente a los circuitos del generador o del estatory el rotor del motor. REX060 genera dos señales de ondacuadrada con diferentes frecuencias para la inyección en los

circuitos del estator y el rotor, respectivamente. La respuestade la tensión y las corrientes inyectadas es medida entoncespor la unidad REX060 y amplificada hasta un nivel adecuadopara las entradas de tensión analógicas del IED.


ABB 39

Módulo de inyección del estator SIMEl módulo SIM va instalado en la caja REX060. El módulo SIMgenera una señal de tensión de onda cuadrada para lainyección en el circuito del estator a través de VT/NGT delpunto neutro. El módulo SIM mide la tensión y la corriente apartir de la señal inyectada y el IED calcula consecutivamente laimpedancia del estator a tierra. Si la impedancia calculada esinferior al valor preestablecido se activa una salida de ALARMAy/o DISPARO.

Módulo de inyección del rotor RIMEl módulo RIM va instalado en la caja REX060. El módulo RIMgenera una señal de tensión de onda cuadrada para lainyección en el circuito del rotor a través de una unidad decondensador REX061 para aislamiento. El módulo RIM mide latensión y la corriente a partir de la señal inyectada y el IEDcalcula consecutivamente la impedancia del rotor a tierra. Si laimpedancia calculada es inferior al valor preestablecido seactiva una salida de ALARMA y/o DISPARO.

Unidad de condensador de acoplamiento REX061REX061 aísla el circuito de inyección de la tensión de excitacióndel rotor.

El punto de puesta a tierra de la unidad del condensador deacoplamiento REX061 y el cepillo de puesta a tierra del eje delrotor deben estar correctamente interconectados.

Unidad de resistencia de shunt REX062REX062 se utiliza habitualmente cuando la inyección se realizaa través de un transformador de puesta a tierra.

Equipo de inyección COMBIFLEXRXTTE4 y una resistencia protectora opcional se utilizan parainyectar la tensión de CA de frecuencia fundamental en elcircuito del rotor.


40 ABB

19. Diagramas de conexión

Diagramas de conexiónLos diagramas de conexión se entregan en el DVD de paquetesde conectividad del IED como parte del suministro delproducto.

Las versiones más recientes de los diagramas de conexiónpueden descargarse desdehttp://www.abb.com/substationautomation.

Diagramas de conexión para productos personalizados

Diagrama de conexión, serie 670 2.1 1MRK002801-AF

Diagramas de conexión para productos configurados

Diagrama de conexión, REG670 2.1, A20 1MRK002803-KA

Diagrama de conexión, REG670 2.1, B30 1MRK002803-KB

Diagrama de conexión, REG670 2.1, C30 1MRK002803-KC

Diagramas de conexión para productos personalizados

Diagrama de conexión, serie 670 2.1 1MRK002802-AF

Diagramas de conexión para equipos de inyección

Diagrama de conexión, unidad de inyección REX0601MRK002501-BA

Diagrama de conexión, protección del generador REG670 conunidad de inyección REX060 1MRK002504-BA

Diagrama de conexión, unidad de inyección REX060 y unidadde condensador de acoplamiento REX061 1MRK002504-CA

Diagrama de conexión, unidad de inyección REX060 y unidadde condensador de shunt opcional REX062 1MRK002504-CA

Diagrama de conexión, unidad de condensador deacoplamiento REX061 1MRK002551-BA

Diagrama de conexión, unidad de condensador de shuntopcional REX062 1MRK002556-BA


ABB 41

http://www.abb.com/substationautomation

http://search.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK002801-AF&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

http://search.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK002803-KA&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

http://search.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK002803-KB&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

http://search.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK002803-KC&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

http://search.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK002802-AF&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

HTTP://SEARCH-EXT.ABB.COM/LIBRARY/DOWNLOAD.ASPX?DOCUMENTID=1MRK002501-BA&LANGUAGECODE=EN&DOCUMENTPARTID=&ACTION=LAUNCH


HTTP://SEARCH-EXT.ABB.COM/LIBRARY/DOWNLOAD.ASPX?DOCUMENTID=1MRK002504-CA&LANGUAGECODE=EN&DOCUMENTPARTID=&ACTION=LAUNCH

HTTP://SEARCH-EXT.ABB.COM/LIBRARY/DOWNLOAD.ASPX?DOCUMENTID=1MRK002504-DA&LANGUAGECODE=EN&DOCUMENTPARTID=&ACTION=LAUNCH



20. Datos técnicos

General

Definiciones

Valor dereferencia

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

Rango nominal El rango de valores de una cantidad influyente (factor) dentro del cual, bajo condiciones específicas, el equipo cumple con losrequisitos especificados

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

Cantidades de energización, valores nominales y límitesEntradas analógicas

Tabla 7. TRM: cantidades de energización, valores nominales y límites para los módulos de transformador de protección

Cantidad Valor nominal Rango nominal

Corriente Ir = 1 o 5 A (0,2-40) × Ir

Rango de operación (0-100) x Ir

Sobrecarga permitida 4 × Ir cont.100 × Ir durante 1 s *)

Carga < 150 mVA en Ir = 5 A< 20 mVA en Ir = 1 A

Tensión CA Ur = 110 V 0,5-288 V

Rango de operación (0–340) V

Sobrecarga permitida 420 V cont.450 V 10 s

Carga < 20 mVA a 110 V

Frecuencia fr = 50/60 Hz ± 5%

*) máx. 350 A durante 1 s cuando se incluye el interruptor de prueba COMBITEST.


42 ABB

Tabla 8. TRM: cantidades de energización, valores nominales y límites para los módulos de transformador de medición


Corriente Ir = 1 o 5 A (0-1,8) × Iren Ir = 1 A(0-1,6) × Iren Ir = 5 A

Sobrecarga permitida 1,1 × Ir cont.1,8 × Ir durante 30 min en Ir = 1 A1,6 × Ir durante 30 min en Ir = 5 A

Carga < 350 mVA en Ir = 5 A< 200 mVA en Ir = 1 A

Tensión CA Ur = 110 V 0,5-288 V

Rango de operación (0–340) V

Sobrecarga permitida 420 V cont.450 V 10 s

Carga < 20 mVA a 110 V

Frecuencia fr = 50/60 Hz ± 5%

Tabla 9. Módulo de entradas mA, MIM

Cantidad: Valor nominal: Rango nominal:

Resistencia de entrada Ren = 194 Ohm -

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

-

Consumo de potenciacada tarjeta mAcada entrada mA

£ 2 W£ 0,1 W

-

Tabla 10. OEM: módulo Ethernet óptico

Cantidad Valor nominal

Número de canales 1 o 2

Estándar IEEE 802.3u 100BASE-FX

Tipo de fibra Fibra multimodo 62,5/125 mm

Longitud de onda 1300 nm

Conector óptico Tipo ST

Velocidad de comunicación Fast Ethernet 100 Mbit/s

Tensión CC auxiliar

Tabla 11. Módulo de alimentación auxiliar, PSM


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

EL ± 20%EL ± 20%

Consumo de potencia 50 W típicamente -

Potencia CC auxiliar de conexión < 10 A durante 0,1 s -


ABB 43

Entradas y salidas binarias

Tabla 12. BIM: módulo de entradas binarias


Entradas binarias 16 -

Tensión CC, RL 24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V

RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%

Consumo de potencia24/30 V, 50 mA48/60 V, 50mA110/125 V, 50 mA220/250 V, 50 mA220/250 V, 110mA

máx. 0,05 W/entradamáx. 0,1 W/entradamáx. 0,2 W/entradamáx. 0,4 W/entradamáx. 0,5 W/entrada

-

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

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

Filtro de rebote Ajustable 1-20 ms

Pueden activarse un máximo de 176 canalesde entrada binarios simultáneamente con

los factores de influencia dentro del rangonominal.

Tabla 13. Módulo de entradas binarias con capacidades mejoradas de recuento de pulsos, BIM




RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%

Consumo de potencia24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V

máx. 0,05 W/entradamáx. 0,1 W/entradamáx. 0,2 W/entradamáx. 0,4 W/entrada

-

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

Frecuencia de entrada del contador equilibrada 40 pulsos/s máx. -






44 ABB

Tabla 14. IOM: módulo de entradas/salidas binarias




RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%

Consumo de potencia24/30 V, 50 mA48/60 V, 50 mA110/125 V, 50 mA220/250 V, 50 mA220/250 V, 110 mA

máx. 0,05 W/entradamáx. 0,1 W/entradamáx. 0,2 W/entradamáx. 0,4 W/entradamáx. 0,5 W/entrada

-

Frecuencia de entrada del contador 10 pulsos/s máx.





Tabla 15. Datos de contacto del módulo de entradas/salidas binarias, IOM (normativa de referencia: IEC 61810-2)

Función o cantidad Relés de desconexión y deseñal

Relés de señal rápida (reléreed en paralelo)

Salidas binarias 10 2

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

Tensión de prueba de un contacto abierto, 1 min. 1000 V rms 800 V CC

Capacidad de paso de corrientePor relé, continuoPor relé, 1 sPor pin del conector de proceso, continua

8 A10 A12 A

8 A10 A12 A

Capacidad de cierre con carga inductiva con L/R>10 ms 0,2 s1,0 s

30 A10 A

0,4 A0,4 A

Capacidad de cierre con carga resistiva 0,2 s1,0 s

30 A10 A

220-250 V/0,4 A110-125 V/0,4 A48-60 V/0,2 A24-30 V/0,1 A

Capacidad de apertura para CA, cos φ > 0,4 250 V/8,0 A 250 V/8,0 A

Capacidad de apertura para CC con L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0,4 A125 V/0,35 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A

48 V/1 A110 V/0,4 A125 V/0,35 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A

Carga máxima capacitiva - 10 nF


ABB 45

Tabla 16. IOM con MOV e IOM 220/250 V, 110 mA - datos de contacto (norma de referencia: IEC 61810-2)

Función o cantidad Relés de disparo y de señal Relés de señal rápida (relé reed en paralelo)

Salidas binarias IOM: 10 IOM: 2

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

Tensión de prueba de un contactoabierto, 1 min.

250 V rms 250 V rms

Capacidad de paso de corrientePor relé, continuoPor relé, 1 sPor pin del conector de proceso,continua

8 A10 A12 A

8 A10 A12 A

Capacidad de cierre con cargainductiva con L/R>10 ms0,2 s1,0 s

30 A10 A

0,4 A0,4 A

Capacidad de cierre con cargaresistiva 0,2 s1,0 s

30 A10 A

220-250 V/0,4 A110-125 V/0,4 A48-60 V/0,2 A24-30 V/0,1 A

Capacidad de apertura para CA,cos j>0.4

250 V/8,0 A 250 V/8,0 A

Capacidad de apertura para CCcon L/R < 40 ms

48 V/1 A110 V/0,4 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A

48 V/1 A110 V/0,4 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A

Carga máxima capacitiva - 10 nF

Tabla 17. SOM: Módulo de salidas estáticas (normativa de referencia: IEC 61810-2): Salidas binarias estáticas

Función de cantidad Salidas de disparo binarias estáticas

Tensión nominal 48-60 VCC 110-250 VCC

Número de salidas 6 6

Impedancia en estado abierto ~300 kΩ ~810 kΩ

Tensión de prueba de un contacto abierto, 1 min. Sin separación galvánica Sin separación galvánica

Capacidad de paso de corriente:

Continuo 5 A 5 A

1,0 s 10 A 10 A

Capacidad de cierre con carga capacitiva con unacapacitancia máxima de 0,2 μF:

0,2 s 30 A 30 A

1,0 s 10 A 10 A

Capacidad de apertura para CC con L/R ≤ 40 ms 48 V / 1 A 110 V / 0,4 A

60 V / 0,75 A 125 V / 0,35 A

220 V / 0,2 A

250 V / 0,15 A

Tiempo de operación <1 ms <1 ms


46 ABB

Tabla 18. Datos del módulo de salidas estáticas SOM (normativa de referencia: IEC 61810-2): Salidas de relé electromecánico

Función de cantidad Relés de desconexión y de señal

Tensión máxima del sistema 250 V CA/CC

Número de salidas 6

Tensión de prueba de un contacto abierto, 1 min. 1000 V rms

Capacidad de paso de corriente:

Continuo 8 A

1,0 s 10 A

Capacidad de cierre con carga capacitiva con una capacitancia máximade 0,2 μF:

0,2 s 30 A

1,0 s 10 A

Capacidad de apertura para CC con L/R ≤ 40 ms 48 V / 1 A

110 V / 0,4 A

125 V / 0,35 A

220 V / 0,2 A

250 V / 0,15 A

Tabla 19. Datos de contactos del módulo de salida binaria, BOM (normativa de referencia: IEC 61810-2)

Función o cantidad Relés de disparo y de señal

Salidas binarias 24

Tensión máxima del sistema 250 V CA, CC

Tensión de prueba de un contacto abierto, 1 min. 1000 V rms

Capacidad de paso de corrientePor relé, continuoPor relé, 1 sPor pin del conector de proceso, continua

8 A10 A12 A

Capacidad de cierre con carga inductiva con L/R>10 ms0,2 s1,0 s

30 A10 A

Capacidad de apertura para CA, cos j>0.4 250 V/8,0 A

Capacidad de apertura para CC con L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0,4 A125 V/0,35 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A

Factores de influencia

Tabla 20. Influencia de temperatura y humedad

Parámetro Valor de referencia Rango nominal Influencia

Temperatura ambiente, valor deoperación

+20 °C -10 °C a +55 °C 0,02% / °C

Humedad relativaRango de operación

10%-90%0%-95%

10%-90% -

Temperatura de almacenamiento - -40 °C a +70 °C -


ABB 47

Tabla 21. Influencia de la tensión de alimentación de CC auxiliar en la funcionalidad durante el funcionamiento

Dependencia de Valor dereferencia

Dentro del rangonominal

Influencia

Rizado, en tensión CC auxiliarRango de operación

máx. 2%Rectificado deonda completa

15% de EL 0,01% / %

Dependencia de tensión auxiliar, valor deoperación

± 20% de EL 0,01% / %

Tensión CC auxiliar interrumpida

24-60 V CC ± 20% 90-250 V CC ±20%

Intervalo deinterrupción0-50 ms

Sin reposición

0–∞ s Reacción correcta al cortar la alimentación

Tiempo de reinicio < 300 s

Tabla 22. Influencia de frecuencia (normativa de referencia: IEC 60255–1)

Dependencia de Dentro del rango nominal Influencia

Dependencia de frecuencia, valor de operación fr ± 2,5 Hz para 50 Hzfr ± 3,0 Hz para 60 Hz

±1,0% / Hz

Dependencia de frecuencia para el valor de operación de la protecciónde distancia

fr ± 2,5 Hz para 50 Hzfr ± 3,0 Hz para 60 Hz

± 2,0% / Hz

Dependencia de frecuencia armónica (20% contenido) 2o, 3er y 5o armónico de fr ± 2,0%

Dependencia de frecuencia armónica para la protección diferencial dealta impedancia (10% contenido)

segundo, tercer y 5o armónico de fr ± 5,0%

Dependencia de frecuencia armónica para la protección diferencial dealta impedancia (10% contenido)

2o, tercero y 5o armónico de fr ± 10,0%

Dependencia de frecuencia armónica para protección desobreintensidad

2o, 3er y 5o armónico de fr ± 3,0% / Hz


48 ABB

Ensayos tipo según las normativas

Tabla 23. Compatibilidad electromagnética

Prueba Valores de pruebas tipo Normativa de referencia

Perturbaciones de ráfagas a 1 MHz 2,5 kV IEC 60255-26

Prueba de inmunidad de onda oscilante amortiguada lenta a 100 kHz 2,5 kV IEC 61000-4-18, clase III

Prueba de inmunidad de onda oscilatoria, 100 kHz 2-4 kV IEC 61000-4-12, Clase IV

Prueba de capacidad de tolerancia a sobretensiones 2,5 kV, oscilatoria4,0 kV, transitoria rápida

IEEE/ANSI C37.90.1

Descarga electrostáticaAplicación directaAplicación indirecta

Descarga de aire de 15 kVDescarga de contacto de 8 kVDescarga de contacto de 8 kV

IEC 60255-26 IEC 61000-4-2, clase IV



IEEE/ANSI C37.90.1

Perturbación transitoria rápida 4 kV IEC 60255-26, Zona A

Prueba de inmunidad de sobretensiones 2-4 kV, 1,2/50 msalta energía

IEC 60255-26, Zona A

Prueba de inmunidad de frecuencia industrial 150-300 V, 50 Hz IEC 60255-26, Zona A

Prueba de inmunidad realizada en el modo común 15 Hz-150 kHz IEC 61000-4-16, clase IV

Prueba de campo magnético de frecuencia industrial 1000 A/m, 3 s100 A/m, cont.

IEC 61000-4-8, clase V

Prueba de inmunidad de campo magnético de pulso 1000 A/m IEC 61000-4-9, clase V

Prueba de campo magnético oscilatorio amortiguado 100 A/m IEC 61000-4-10, clase V

Perturbación electromagnética de campos radiados 20 V/m, 80-1000 MHz 1,4-2,7 GHz

IEC 60255-26

Perturbación electromagnética de campos radiados 20 V/m80-1000 MHz

IEEE/ANSI C37.90.2

Perturbación conducida de campo electromagnético 10 V, 0,15-80 MHz IEC 60255-26

Emisión radiada 30-5000 MHz IEC 60255-26

Emisión radiada 30-5000 MHz IEEE/ANSI C63.4, FCC

Emisión conducida 0,15-30 MHz IEC 60255-26

Tabla 24. Aislamiento


Prueba dieléctrica 2,0 kV CA, 1 min. IEC 60255-27ANSI C37.90

Prueba de tensión de pulso 5 kV, 1,2/50 ms, 0,5 J

Resistencia de aislamiento >100 MW a 500 VCC


ABB 49

Tabla 25. Pruebas ambientales

Prueba Valor de pruebas tipo Normativa de referencia

Prueba de funcionamiento en frío Prueba Ad durante 16 h a -25 °C IEC 60068-2-1

Prueba de almacenamiento en frío Prueba Ab durante 16 h a -40 °C IEC 60068-2-1

Prueba de funcionamiento con calorseco

Prueba Bd durante 16 h a +70 °C IEC 60068-2-2

Prueba de almacenamiento con calorseco

Prueba Bb durante 16 h a +85 °C IEC 60068-2-2

Prueba de cambio de temperatura Prueba Nb durante 5 ciclos a -25 °C hasta +70°C IEC 60068-2-14

Ensayo de calor húmedo, régimenpermanente

Prueba Ca durante 10 días a +40 °C y humedad del 93% IEC 60068-2-78

Prueba de calor húmedo, cíclica Ensayo Db de 6 ciclos a +25 hasta +55 °C y humedad del 93 al 95% (1 ciclo= 24 horas)

IEC 60068-2-30

Tabla 26. Conformidad con CE

Prueba De conformidad con

Inmunidad EN 60255-26

Emisividad EN 60255-26

Directiva de baja tensión EN 60255-27

Tabla 27. Pruebas mecánicas


Prueba de respuesta de vibración Clase II IEC 60255-21-1

Prueba de resistencia a la vibración Clase I IEC 60255-21-1

Prueba de respuesta a choques Clase I IEC 60255-21-2

Prueba de resistencia a choques Clase I IEC 60255-21-2

Prueba de golpes Clase I IEC 60255-21-2

Prueba sísmica Clase II IEC 60255-21-3


50 ABB

Equipo de inyección

Tabla 28. Pruebas de compatibilidad electromagnética


Perturbaciones de ráfagas a 1 MHz 2,5 kV IEC 60255-26

Prueba de inmunidad de onda oscilante amortiguada lenta a 100 kHz 2,5 kV IEC 61000-4-18, clase III

Prueba de capacidad de tolerancia a sobretensiones 2,5 kV, oscilatoria4,0 kV, transitoria rápida

IEEE/ANSI C37.90.1



IEC 60255-26 IEC 61000-4-2, clase IV



IEEE/ANSI C37.90.3

Prueba de perturbación transitoria rápida 4 kV IEC 60255-26, Zona A

Prueba de inmunidad de sobretensiones 1-2 kV y 2-4 kV, 1,2/50 µsAlta energía

IEC 60255-26, Zona A

Prueba de inmunidad de frecuencia industrial 150-300 V, 50 Hz IEC 60255-26, Zona A

Prueba de campo magnético de frecuencia industrial 1000 A/m, 3 s100 A/m, cont.

IEC 61000-4-8

Prueba de perturbación radiada del campo electromagnético 20 V/m, 80-1000 MHz1,4-2,7 GHz

IEC 60255-26

Prueba de perturbación radiada del campo electromagnético 20 V/m, 80-1000 MHz IEEE/ANSI C37.90.2

Prueba de perturbación conducida del campo electromagnético 10 V, 0,15-80 MHz IEC 60255-26

Bajadas de tensión e interrupciones cortas Bajadas:40%/200 ms70%/500 msInterrupciones:0-50 ms: Sin reposición0… ∞ s: Reacción correcta alcortar la alimentación

IEC 60255-26

Emisión radiada 30-1000 MHz IEC 60255-26

Emisión conducida 0,15-30 MHz IEC 60255-26

Tabla 29. Pruebas de aislamiento, REX060, REX062 y REG670


Prueba dieléctrica 2,0 kV CA, 1 min IEC 60255-27

Prueba de tensión de impulso 5,0 kV, 1,2/50 µs, 0,5 J IEC 60255-27

Resistencia de aislamiento > 100 MΩ a 500 V CC IEC 60255-27


ABB 51

Tabla 30. Pruebas de aislamiento, REX061


Prueba dieléctrica 7,48 kV CC, 1 min(conexiones al rotor) 2,8 kV CC, 1 min

IEEE 421.3 IEC 60255-27

Prueba de tensión de impulso 12,0 kV, 1,2/50 µs, 0,5 J(conexiones al rotor) 5,0 kV, 1,2/50 µs, 0,5 J

IEC 60664-1 IEC 60255-27

Resistencia de aislamiento > 100 MΩ a 500 V CC IEC 60255-27

Tabla 31. Pruebas mecánicas

Prueba Normativa de referencia Requisitos

Prueba de respuesta de vibración IEC 60255-21-1 Clase 2

Prueba de resistencia a la vibraciónREG670 y REX060REX061 y REX062

IEC 60255-21-1 Clase 1Clase 2

Prueba de respuesta a choquesREG670 y REX060REX061 y REX062


Prueba de resistencia a choquesREG670 y REX060REX061 y REX062


Prueba de golpesREG670 y REX060REX061 y REX062


Prueba sísmicaREG670 y REX060REX061 y REX062

IEC 60255-21-3 Clase 2Clase 2 extendida

Tabla 32. Pruebas ambientales

Prueba Valor de pruebas tipo Normativa de referencia

Prueba de fríofuncionamientoalmacenamiento

16 h a –25 °C16 h a –40°C

IEC 60068-2-1

Prueba de calor secofuncionamientoalmacenamiento

16 h a +70°C16 h a +85°C

IEC 60068-2-2

Prueba de calor húmedoestado permanente cíclicas

240 h a +40 ºChumedad 93%6 ciclos a +25 hasta +55 ºChumedad 93-95%

IEC 60068-2-78 IEC 60068-2-30


52 ABB

Tabla 33. Influencia de la tensión de alimentación de CC auxiliar

Prueba Valores de pruebas tipo Influencia

Dependencia de tensión auxiliar, valor deoperación

± 20% de EL 0,01%/%

Ondulación en la tensión de la CC auxiliar, valorde operación

15% de EL 0,01%/%

Tabla 34. Influencia de temperatura

Prueba Valores de pruebas tipo Influencia

Temperatura ambiente, valor de operación -25 °C a +55 °C 0,02%/°C

Temperatura de almacenamiento -40 °C a +85 °C -

Tabla 35. Grado de protección

Descripción Valores

REX060FrontalMontado en caja, frontalParte posterior, laterales, parte de arriba y de abajo y terminales deconexión

IP40IP54IP20

REX061 y REX062Parte superiorParte frontal, posterior, laterales e inferior

IP41IP20


ABB 53

Protección diferencial

Tabla 36. Protección diferencial de generador GENPDIF

Función Rango o valor Precisión

Límite de corriente diferencial no restringido (1-50) p.u. de IBase ± 1,0% del valor ajustado

Relación de reposición > 95% -

Activación mínima (0,05–1,00) p.u. deIBase

± 1,0% de Ir

Nivel de corriente de secuencia negativa (0,02-0,20) p.u. deIBase

± 1,0% de Ir

Tiempo de operación en 0 a 2 x IdMinfunción restringida

Mín. = 25 msMáx. = 35 ms

-

Tiempo de reposición en 2 a 0 x IdMinfunción restringida


-

Tiempo de operación en 0 a 5 x IdUnrefunción no restringida


-

Tiempo de reposición en 5 a 0 x IdUnrefunción no restringida


-

Tiempo crítico de pulsos, función norestringida

2 ms típicamente en 0 a5 x IdUnre

-

Función no restringida de tiempo de margende pulsos

10 ms típicamente -

Tiempo de operación en 0 a 5 x IMinNegSeqFunción no restringida de secuencia negativa


-

Tiempo de reposición en 5 a 0 x IMinNegSeqFunción no restringida de secuencia negativa


-


54 ABB

Tabla 37. Protección diferencial de transformador T2WPDIF, T3WPDIF


Característica de operación Adaptable ± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir


Límite de corriente diferencial norestringido

(100-5000)% deIBase en devanado dealta tensión

± 1,0% del valor ajustado

Activación mínima (5-60)% de IBase ±1,0% de Ir

Bloqueo por segundo armónico (5,0-100,0)% de la corriente diferencialfundamental

± 1,0% de IrNota: magnitud fundamental = 100% de Ir

Bloqueo por quinto armónico (5,0-100,0)% de la corriente diferencialfundamental

± 5,0% de IrNota: magnitud fundamental = 100% de Ir

Tipo de conexión de cada uno de losdevanados

Y o D -

Desplazamiento de fase entre devanadode alta tensión, W1 y cada uno de losdevanados, W2 y W3. Notación de hora

0-11 -

Tiempo de operación en 0 a 2 x Id,función restringida


Tiempo de reposición en 2 a 0 x Id,función restringida


Tiempo de operación en 0 a 5 x Id,función no restringida


Tiempo de reposición en 5 a 0 x Id,función no restringida


Tiempo crítico de pulsos 2 ms típicamente en 0 a 5 x Id -

Tabla 38. Protección de falta a tierra restringida, baja impedancia REFPDIF


Característica de operación Adaptable ± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir


Activación mínima, IdMin (4,0-100,0)% de IBase ± 1,0% de Ir

Característica direccional 180 grados fijos o ± 60 a ± 90grados

± 2,0 grados

Tiempo de operación, disparo en0 a 10 x IdMin


-

Tiempo de reposición, disparo en10 a 0 x IdMin


-

Bloqueo por segundo armónico 60,0% de fundamental (ajusteoculto)

± 1,0% de Ir


ABB 55

Tabla 39. Protección diferencial monofásica de alta impedancia HZPDIF


Tensión de operación (10-900) VI=U/R

± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Relación de reposición > 95% a (30-900) V -

Potencia máxima continua U>Trip2/SeriesResistor ≤200 W -

Tiempo de operación en 0 a 10 x Ud Mín. = 5 msMáx. = 15 ms

Tiempo de reposición en 10 a 0 x Ud Mín. = 75 msMáx. = 95 ms

Tiempo crítico de pulsos 2 ms típicamente en 0 a 10 x Ud -

Tiempo de operación en 0 a 2 x Ud Mín. = 25 msMáx. = 35 ms

Tiempo de reposición en 2 a 0 x Ud Mín. = 50 msMáx. = 70 ms

Tiempo crítico de pulsos 15 ms típicamente en 0 a 2 x Ud -


56 ABB

Protección de impedancia

Tabla 40. Protección de distancia de esquema completo, característica Mho ZMHPDIS


Cantidad de zonas, fase a tierra Máximo 4 con selección dedirección

-

Corriente mínima de operación (10-30)% de IBase -

Impedancia de secuenciapositiva, bucle de fase a tierra

(0,005-3000,000) W/fase Precisión estática de ± 2,0%Condiciones:Rango de tensión: (0,1-1,1) x UrRango de corriente: (0,5-30) x IrÁngulo: 85 grados

Ángulo de impedancia desecuencia positiva, bucle de fasea tierra

(10-90) grados

Alcance hacia atrás, bucle de fasea tierra (magnitud)

(0,005-3000,000) Ω/fase

Magnitud del factor decompensación de retorno a tierraKN

(0,00-3,00)

Ángulo del factor decompensación a tierra KN

(-180-180) grados

Sobrealcance dinámico <5% a 85 grados medido conCVT y 0,5<SIR<30

-

Retardo de tiempo definido deoperación de fase a fase y de fasea tierra

(0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 60 ms, lo que sea mayor

Tiempo de operación 22 ms típicamente IEC 60255-121

Relación de reposición 105% típicamente -

Tiempo de reposición en 0,5 a 1,5x Zreach


-


ABB 57

Tabla 41. Protección de distancia de alta velocidad ZMFPDIS, ZMFCPDIS


Cantidad de zonas 3 direccionesseleccionables, 3direcciones fijas

-

Corriente mínima de operación,fase-fase y fase-tierra

(5-6000)% de IBase ± 1,0% de Ir

Alcance de reactancia desecuencia positiva, bucle de faseatierra y de fase a fase

(0,01-3000.00)ohmios/fase

± 2,0% de precisión estática± 2,0 grados de precisión angular estáticaCondiciones:Rango de tensión: (0,1-1,1) x UrRango de corriente: (0,5-30) x IrÁngulo: a 0 grados y 85 grados

Alcance de resistencia desecuencia positiva, bucle de fasea tierra y de fase a fase

(0,00-1000,00)ohmios/fase

Alcance de reactancia desecuencia cero

(0,01-9000,00)ohmios/f

Alcance resistivo de secuenciacero

(0,00-3000,00)ohmios/f

Alcance de resistencia a fallos, defase a tierra y de fase a fase

(0,01-9000,00)ohmios/l

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

Retardo de tiempo definido paradisparo, funcionamiento de fase atierra y de fase a fase



Tiempo de reposición en 0,1 a 2 xZreach


-



58 ABB

Tabla 42. Zonas de distancia cuadrilaterales con distancia de alta velocidad para redes compensadas en serie ZMFCPDIS

Función Margen o valor Precisión

Cantidad de zonas 3 direccionesseleccionables, 3direcciones fijas

-

Corriente mínima de operación,fase-fase y fase-tierra

(5-6000)% de IBase ± 1,0% de In

Alcance de reactancia desecuencia positiva, bucle fase-tierra y fase-fase

(30-3000) Ω/fase

" +- 2,0% de precisión estática +- 2,0 grados de precisión angular estáticaCondiciones: Margen de tensión: (0,1-1,1) x Ur Margen de corriente: (0,5-30) x IrÁngulo: a 0 grados y 85 grados"

Alcance de resistencia desecuencia positiva, bucle fase-tierra y fase-fase

(30-3000) Ω/fase

Alcance de reactancia desecuencia cero

(100,00-9000,00) Ω/f

Alcance resistivo de secuenciacero

(15,00-3000,00) Ω/f

Alcance de resistencia a fallos,fase-tierra y fase-fase

(1,00-9000,00) Ω/l

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

Retardo de tiempo definido paradisparo, funcionamiento fase-tierra y fase-fase

(0,000-60,000) s± 0,2% o ± 35 ms, lo que sea mayor


Tiempo de reposición en 0,1 a 2 xZreach

Mín. = 20 ms-

Máx. = 35 ms


Tabla 43. Protección de deslizamiento de polos PSPPPAM


Alcance de impedancia (0,00 - 1000,00)% de Zbase ± 2,0% de Ur/Ir

Contadores de disparo de zona 1y zona 2

(1 - 20) -

Tabla 44. Protección de pérdida de sincronismo OOSPPAM


Alcance de impedancia (0,00 - 1000,00)% de Zbase ± 2,0% de Ur/(√3 ⋅ Ir)

Ángulo de inicio del rotor (90,0-130,0) grados ± 5,0 grados

Ángulo de disparo del rotor (15,0-90,0) grados ± 5,0 grados

Contadores de disparo de zona 1y zona 2

(1 - 20) -


ABB 59

Tabla 45. Pérdida de excitación LEXPDIS


Desplazamiento X del puntosuperior de Mho para la Zona 1 yla Zona 2

(-1000,00-1000,00)% de ZBase ± 5,0% de Ur/Ir

Diámetro del círculo Mho para laZona 1 y la Zona 2

(0,0–3000,00)% de ZBase ± 5,0% de Ur/Ir

Retardo de tiempo independientepara la Zona 1 cuando laimpedancia salta desde el exteriordel círculo definido hasta el centrodel círculo definido


Retardo de tiempo independientepara la Zona 2 cuando laimpedancia salta desde el exteriordel círculo definido hasta el centrodel círculo definido


Tiempo de operación, inicio,cuando la impedancia salta desdeel exterior del círculo definidohasta el centro del círculo definido


-

Tabla 46. ROTIPHIZ datos técnicos


Sensibilidad de resistencia de faltas Se puede alcanzar en la condiciónde operación de estadopermanente de la máquina

500 kΩ

Típicamente 20-50 kΩ

Frecuencia de inyección (75,000-250,000) Hz ± 0,1 Hz

Límite de disparo de la resistencia de faltas (100-100000)Ω 5% de 1 kΩ en Rf ≤ 1 kΩ5% del valor ajustado en 1 kΩ < Rf ≤ 20 kΩ10% del valor ajustado en Rf > 20 kΩ

Límite de alarma de la resistencia de faltas (100-1000000)Ω 5% de 1 kΩ en Rf ≤ 1 kΩ5% de 10 kΩ en 1 kΩ < Rf ≤ 20 kΩ10% del valor ajustado en 20 kΩ < Rf ≤ 200 kΩ

Tiempo de operación, arranque con Rf ~ 0 Ω ylongitud de filtro = 1 s

1,00 s típicamente -

Tiempo de operación, disparo con Rf ~ 0 Ω ylongitud de filtro = 1 s


Retardo de tiempo de alarma con Rf ~ 0 Ω ylongitud de filtro = 1 s

(0,00-600,00) s ± 0,2% o ± 2,00 s, lo que sea mayor


60 ABB

Tabla 47. Datos técnicos STTIPHIZ


Sensibilidad de resistencia de faltas Se puede alcanzar en la condiciónde operación de estadopermanente de la máquina

50 kΩ

Típicamente 10 kΩ

Frecuencia de inyección (50,000-250,000) Hz ± 0,1 Hz

Tensión de inyección 240 V

Límite de disparo de la resistencia de faltas (100-10000)Ω ±5% de 1 kΩ en Rf ≤ 1 kΩ±10% del valor ajustado en Rf > 1 kΩ

Límite de alarma de la resistencia de faltas (100-100000)Ω ±5% de 1 kΩ en Rf ≤ 1 kΩ±10% de 10 kΩ en 1 kΩ < Rf ≤ 10 kΩ±50% del valor ajustado en Rf > 10 kΩ

Tiempo de operación , arranque con Rf ~ 0 Ω ylongitud de filtro = 1 s


Tiempo de operación , disparo en Rf ~ 0 Ω ylongitud de filtro = 1 s


Retardo de tiempo de alarma en Rf ~ 0 Ω ylongitud de filtro = 1 s

(0,00-600,00) s ± 0,2% o ± 2,00 s, lo que sea mayor

Tabla 48. Protección de subimpedancia para generadores y transformadoresZGVPDIS Datos técnicos


Cantidad de zonas 3 -

Alcance hacia delante(3,0-200,0)% de Zrdonde Zr=UBase/√3∗IBase

± 5,0% de la impedancia ajustadaCondiciones:Rango de tensión: (0,1-1,1) x UrRango de corriente: (0,5-30) x Ir

Alcance hacia atrás(3,0-200,0)% de Zrdonde Zr=UBase/√3∗IBase

± 5,0% de la impedancia ajustadaCondiciones:Rango de tensión: (0,1-1,1) x UrRango de corriente: (0,5-30) x Ir

Ángulo de impedancia (5-90) grados -


Tiempo de inicio en 1,2 a 0,8 x impedanciaajustada

Mín. = 15 ms-

Máx. = 35 ms

Retardo de tiempo independiente para operaren 1,2 a 0,8 x impedancia ajustada (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 40 ms, lo que sea mayor


ABB 61

Protección de corriente

Tabla 49. Protección de sobreintensidad instantánea de fases PHPIOC


Corriente de operación (5-2500)% de lBase ± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Relación de reposición > 95% a (50-2500)% de IBase -

Tiempo de operación en 0 a 2 xIset


-

Tiempo de reposición en 2 a 0 xIset


-

Tiempo crítico de pulsos 10 ms típicamente en 0 a 2 x Iset -



-



-


Sobrealcance dinámico < 5% en t = 100 ms -


62 ABB

Tabla 50. Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas OC4PTOC

Función Rango de ajuste Precisión

Corriente de operación, etapa 1 - 4 (5-2500)% de lBase ± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Relación de reposición > 95% a (50-2500)% de lBase -

Corriente mínima de operación,etapa 1 - 4

(1-10000)% de lBase ± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Ángulo característico del relé(RCA)

(40,0-65,0) grados ± 2,0 grados

Ángulo de operación del relé (ROA) (40,0-89,0) grados ± 2,0 grados

Bloqueo por segundo armónico (5-100)% de la magnitud fundamental ± 2,0% de Ir

Retardo de tiempo independienteen 0 a 2 x Iset, etapa 1 - 4

(0,000-60,000) s ± 0,2 % o ± 35 ms, lo que sea mayor

Tiempo mínimo de operación paracurvas inversas, etapa 1 - 4

(0,000-60,000) s ± 0,2 % o ± 35 ms, lo que sea mayor

Características de tiempo inverso,consulte la tabla 164, la tabla 165 yla tabla 166

16 tipos de curvas Consultar la tabla 164, la tabla 165 y latabla 166

Tiempo de operación, inicio nodireccional en 0 a 2 x Iset

Mín. = 15 ms -

Máx. = 30 ms

Tiempo de reposición, inicio nodireccional en 2 a 0 x Iset

Mín. = 15 ms -

Máx. = 30 ms



-



-


Tiempo de margen de pulsos 15 ms típicamente -


ABB 63

Tabla 51. Protección de sobreintensidad residual instantánea EFPIOC


Corriente de operación (5-2500)% de lBase ± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir


Tiempo de operación en 0 a 2 x Iset Mín. = 15 msMáx. = 25 ms

-

Tiempo de reposición en 2 a 0 x Iset Mín. = 15 msMáx. = 25 ms

-




-



-


Sobrealcance dinámico < 5% en t = 100 ms -


64 ABB

Tabla 52. Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas EF4PTOC datos técnicos


Corriente de operación, etapa 1 -4

(1-2500)% de lBase ± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir



(-180 a 180) grados ± 2,0 grados

Corriente de operación paraliberación direccional

(1-100)% de lBase Para RCA ±60 grados:± 2,5% de Ir en I ≤ Ir± 2,5% de I en I > Ir

Retardo de tiempo independienteen 0 a 2 x Iset, etapa 1 - 4

(0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo que seamayor

Tiempo mínimo de operaciónpara curvas inversas, etapa 1 - 4


Características de tiempoinverso, consulte la tabla 164, latabla 165 y la tabla 166

16 tipos de curvas Consulte la tabla 164, la tabla 165y la tabla 166

Bloqueo por segundo armónico (5-100)% de la magnitud fundamental ± 2,0% de Ir

Mínima tensión de polarización (1-100)% de UBase ± 0,5% de Ur

Mínima corriente de polarización (2-100)% de IBase ± 1,0% de Ir

Parte real de la fuente Z utilizadapara la polarización de corriente

(0,50-1000,00) W/fase -

Parte imaginaria de la fuente Zutilizada para la polarización decorriente

(0,50-3000,00) W/fase -



-



-



-



-




ABB 65

Tabla 53. Protección de sobreintensidad de secuencia negativa de cuatro etapas NS4PTOC


Corriente de operación, etapa 1- 4

(1-2500)% de lBase ± 1,0% de Ir en I £ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Relación de reposición > 95% a (10-2500)% de IBase -

Retardo de tiempoindependiente en 0 a 2 x Iset,etapa 1 - 4


Tiempo mínimo de operaciónpara curvas inversas, etapa 1 - 4


Características de tiempoinverso, consulte la tabla 164, latabla 165 y la tabla 166

16 tipos de curvas Consultar la tabla 164, la tabla 165y la tabla 166

Corriente mínima de operación,etapa 1-4

(1,00-10000,00)% de IBase ± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir



Corriente de operación paraliberación direccional

(1-100)% de IBase Para RCA ±60 grados:± 2,5% de Ir en I ≤ Ir± 2,5% de I en I > Ir

Mínima tensión de polarización (1-100)% de UBase ± 0,5% de Ur

Mínima corriente depolarización

(2-100)% de IBase ± 1,0% de Ir

Parte real de la impedancia defuente de secuencia negativautilizada para la polarización decorriente

(0,50-1000,00) W/fase -

Parte imaginaria de laimpedancia de fuente desecuencia negativa utilizadapara la polarización de corriente

(0,50-3000,00) W/fase -



-



-



-



-



Sobrealcance transitorio < 10% en τ = 100 ms -


66 ABB

Tabla 54. Protección de sobreintensidad y potencia residual, direccional y sensible SDEPSDE


Nivel de operación parasobreintensidad residualdireccional 3l0·cosj

(0,25-200,00)% de lBase ± 1,0% de Ir en I £ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Nivel de operación parapotencia residual direccional3l0·3U0 ·cosj

(0,25-200,00)% de SBase ± 1,0% de Sr en S £ Sr± 1,0% de S en S > Sr

Nivel de operación parasobreintensidad residual 3l0 yj

(0,25-200,00)% de lBase ± 1,0% de Ir en £ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Nivel de operación parasobreintensidad no direccional


Nivel de operación parasobretensión no direccional

(1,00-200,00)% de UBase ± 0,5% de Ur en U £ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Corriente de liberaciónresidual para todos los modosdireccionales


Tensión de liberación residualpara todos los modosdireccionales

(1,00-300,00)% de UBase ± 0,5% de Ur en U £ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Tiempo de operación parasobreintensidad residual nodireccional en 0 a 2 x Iset

Mín. = 40 ms

Máx. = 65 ms

Tiempo de reposición parasobreintensidad residual nodireccional en 2 a 0 x Iset

Mín. = 40 ms

Máx. = 65 ms

Tiempo de operación parasobreintensidad residualdireccional en 0 a 2 x Iset

Mín. = 110 ms

Máx. = 160 ms

Tiempo de reposición parasobreintensidad residualdireccional en 2 a 0 x Iset

Mín. = 20 ms

Máx. = 60 ms

Retardo de tiempoindependiente parasobreintensidad residual nodireccional en 0,8 a 1,2 x Uset


Retardo de tiempoindependiente parasobreintensidad residual nodireccional en 0 a 2 x Iset


Retardo de tiempoindependiente parasobreintensidad residualdireccional en 0 a 2 x Iset



ABB 67

Tabla 54. Protección de sobreintensidad y potencia residual, direccional y sensible SDEPSDE, continuación


Características inversas,consulte la tabla "", la tabla "" yla tabla ""

16 tipos de curvas Consulte la tabla "", la tabla "" y latabla ""

Ángulo característico del relé(RCADir)


Ángulo de operación del relé(ROADir)

(0 a 90) grados ± 2,0 grados

Tabla 55. Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo TRPTTR


Corriente base 1 y 2 (30-250)% de IBase ± 1,0% de Ir

Tiempo de operación:

2 2

2 2p

ref

I It ln

I It

æ ö-ç ÷= ×ç ÷-è ø

EQUATION1356 V2 ES (Ecuación 1)

I = corriente real medidaIp = corriente de carga antes de lasobrecargaIref = corriente de carga dereferencia

Ip = corriente de carga antes de lasobrecargaConstante de tiempo τ =(0,10-500,00) minutos

± 5,0% o ± 200 ms, lo que sea mayor

Nivel de alarma 1 y 2 (50-99)% del valor de operaciónde contenido de calor

± 2,0% del disparo de contenido de calor

Corriente de operación (50-250)% de IBase ± 1,0% de Ir

Temperatura del nivel dereposición

(10-95)% del valor de disparo decontenido de calor

± 2,0% del disparo de contenido de calor


68 ABB

Tabla 56. Protección de fallo de interruptor CCRBRF


Corriente de fase de operación (5-200)% de lBase ± 1,0% de Ir en I £ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Relación de reposición, corriente de fase > 95% -

Corriente residual de operación (2-200)% de lBase ± 1,0% de Ir en I £ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Relación de reposición, corriente residual > 95% -

Nivel de corriente de fase para el bloqueo de la función de contacto (5-200)% de lBase ± 1,0% de Ir en I £ Ir± 1,0% de I en I > Ir


Tiempo de operación para la detección de corriente 20 ms típicamente -

Tiempo de reposición para la detección de corriente 25 ms máximo -

Retardo de tiempo para redisparo en 0 a 2 x Iset (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 30 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo para disparo de respaldo en 0 a 2 x Iset (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 30 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo para disparo de respaldo en inicio multifásicoen 0 a 2 x Iset


Retardo de tiempo adicional para segundo disparo de respaldo en0 a 2 x Iset


Retardo de tiempo para la alarma de interruptor defectuoso (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 30 ms, lo que seamayor

Tabla 57. Protección de discordancia de polos CCPDSC


Corriente de operación (0-100)% de IBase ± 1,0% de Ir

Retardo de tiempoindependiente entre la condiciónde disparo y la señal de disparo


Tabla 58. Protección de subpotencia direccional GUPPDUP


Nivel de potenciapara Etapa 1 y Etapa 2

(0,0-500,0)% de SBase ± 1,0% de Sr en S ≤ Sr± 1,0% de S en S > Srdonde

1.732r r rS U I= × ×

Ángulo característicopara Etapa 1 y Etapa 2

(-180,0-180,0) grados ± 2,0 grados

Retardo de tiempo independiente para operarpara la Etapa 1 y Etapa 2 en 2 a 0,5 x Sr yk=0.000



ABB 69

Tabla 59. Protección de sobrepotencia direccional GOPPDOP


Nivel de potenciapara Etapa 1 y Etapa 2

(0,0-500,0)% de SBase Cuando se utilizan entradas de transformadorde medición, es posible obtener la siguienteprecisión con los ajustes bajos de activaciónque resultan típicos de una aplicación deprotección de potencia inversa:

± 1,0% de Sr en S ≤ Sr± 1,0% de S en S > SrValor de inicio P = 0,5% de SrPrecisión de activación de ± 0,20% de Sr*)Valor de inicio P = 0,2% de SrPrecisión de activación de ± 0,15% de Sr*)

donde 1.732r r rS U I= × ×

Ángulo característicopara Etapa 1 y Etapa 2

(-180,0-180,0) grados ± 2,0 grados

Tiempo de operación, inicio en 0,5 a 2 x Sr y k =0,000

Mín. = 10 ms

Máx. = 25 ms

Tiempo de reposición, inicio en 2 a 0,5 x Sr y k =0,000

Mín. = 35 ms

Máx. = 55 ms

Retardo de tiempo independiente para operarpara la Etapa 1 y Etapa 2 en 0,5 a 2 x Sr yk=0.000


*) Para conseguir esta precisión para la protección de potencia inversa, también se recomienda utilizar los ajustes k = 0,990 y Mode = PosSeq. Estosajustes ayudan a minimizar el error global de medición, lo que garantiza la mejor precisión para esta aplicación.


70 ABB

Tabla 60. Protección de sobreintensidad de tiempo de secuencia negativa para máquinas NS2PTOC


Corriente de operación, etapa 1 - 2 (3-500)% de IBase ± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir


Tiempo de operación, inicio en 0 a 2 xIset


-

Tiempo de reposición, inicio en 2 a 0 xIset


-

Tiempo de operación, inicio en 0 a 10x Iset


-

Tiempo de reposición, inicio en 10 a 0x Iset


-

Características de tiempo Definido o inverso -

Característica de tiempo inverso,etapa 1 - 2

22I t K=

K= 1,0-99,0 ± 2,0% o ± 40 ms, lo que seamayor

Tiempo de reposición, característicainversa, etapa 1 - 2

22I t K=

Reponer multiplicador = 0,01-20,00 ± 5,0% o ± 40 ms, lo que seamayor

Tiempo mínimo de operación para lacaracterística de tiempo inverso,etapa 1 -2


Retardo máximo de disparo en 0,5 a 2x Iset, etapa 1 - 2


Retardo de tiempo independiente en0,5 a 2 x Iset, etapa 1 - 2


Retardo de tiempo independiente paraalarma en 0,5 a 2 x Iset



ABB 71

Tabla 61. Protección de energización accidental para generadores síncronos AEGPVOC


Valor de operación, sobreintensidad (5-900)% de IBase ± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Relación de reposición, sobreintensidad > 95% en (20-900)% de IBase -

Sobrealcance transitorio, función de sobreintensidad <10% en τ = 100 ms -

Tiempo crítico de pulsos, sobreintensidad 10 ms típicamente en 0 a 2 x Iset -

Tiempo de margen de pulsos, sobreintensidad 15 ms típicamente -

Valor de operación, subtensión (2-150)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Tiempo crítico de pulsos, subtensión 10 ms típicamente en 2 a 0 x Uset -

Tiempo de margen de pulsos, subtensión 15 ms típicamente -

Valor de operación, sobretensión (2-200)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Retardo de tiempo definido, sobreintensidad, en 0 a 2 x Iset (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo definido, sobreintensidad, en 1,2 x Uset a 0,8 x Uset (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo definido, sobretensión, en 0,8 x Uset a 1,2 x Uset (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo que seamayor

Tabla 62. Protección de sobrecarga del estátor del generador GSPTTR


Nivel de inicio de corriente paraprotección de sobrecarga

(105,0-900,0)% de IBase ± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Relación de reposición > 95%

Tiempo de inicio en 0 a 2 x Iset Mín. = 50 ms

Máx. = 170 ms

Característica de tiempo térmica De conformidad conNorma IEEE C50.13–2005


Tiempo mínimo de operaciónpara característica térmica


Tiempo máximo de operaciónpara característica térmica



72 ABB

Tabla 63. Protección de sobrecarga del rotor del generador GRPTTR


Nivel de arranque desobreintensidad para protecciónde sobrecarga

(105,0-900,0)% de IBase ± 1,0% de Ir a I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Relación de reposición,sobreintensidad

> 95% —

Tiempo de arranque,sobreintensidad en 0 a 2 x Iset

Mín. = 50 ms —

Máx. = 170 ms

Característica de tiempo térmico De conformidad conNorma IEEE C50.13–2005


Tiempo mínimo de operaciónpara característica térmica


Tiempo máximo de operaciónpara característica térmica


Nivel de arranque desubintensidad

(5,0-500,0)% de IBase ± 1,0% de Ir a I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Tiempo de arranque,subintensidad en 2 a 0 x Iset

Mín. = 15 ms —

Máx. = 30 ms

Retardo de tiempo independientepara función de subintensidad en2 a 0 x Iset



ABB 73

Protección de tensión

Tabla 64. Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV


Tensión de operación, etapa baja y alta (1,0-100,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Histéresis absoluta (0,0-50,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Nivel de bloqueo interno, etapa 1 y etapa 2 (1-50)% de UBase ± 0,5% de Ur

Características de tiempo inverso para etapa 1 y etapa 2, consultela tabla 168

- Consulte la tabla 168

Retardo de tiempo definido, etapa 1 en 1,2 a 0 x Uset (0,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 40 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo definido, etapa 2 en 1,2 a 0 x Uset (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 40 ms, lo que seamayor

Tiempo mínimo de operación, características inversas (0,000-60,000) s ± 0,5% o ± 40 ms, lo que seamayor

Tiempo de operación, inicio en 2 a 0 x Uset Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Tiempo de reposición, inicio en 0 a 2 x Uset Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Tiempo de operación, inicio en 1,2 a 0 x Uset Mín. = 5 msMáx. = 25 ms

-

Tiempo de reposición, inicio en 0 a 1,2 x Uset Mín. = 15 msMáx. = 35 ms

-

Tiempo crítico de pulsos 5 ms típicamente en 1,2 a 0 x Uset -



74 ABB

Tabla 65. Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV


Tensión de operación , etapa 1 y 2 (1,0-200,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Histéresis absoluta (0,0-50,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Características de tiempo inverso para etapas 1 y 2, consultela tabla 167


Retardo de tiempo definido, etapa baja (etapa 1) en 0 a 1,2 xUset

(0,00-6000,00) s ±0,2% o ±45 ms, lo que sea mayor

Retardo de tiempo definido, etapa alta (etapa 2) en 0 a 1,2 xUset


Tiempo mínimo de operación, características inversas (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 45 ms, lo que sea mayor


-


-

Tiempo de operación, inicio en 0 a 1,2 x Uset Mín. = 20 msMáx. = 35 ms

-

Tiempo de reposición, inicio en 1,2 a 0 x Uset Mín. = 5 msMáx. = 25 ms

-

Tiempo crítico de pulsos 10 ms típicamente en 0 a 2 x Uset -


Tabla 66. Protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV


Tensión de operación, etapa 1 y etapa 2 (1,0-200,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Histéresis absoluta (0,0-50,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Características de tiempo inverso para etapa baja y alta,consulte la tabla 169


Retardo de tiempo definido, etapa baja (etapa 1) en 0 a 1,2 x Uset (0,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 45 ms, lo que sea mayor

Retardo de tiempo definido, etapa alta (etapa 2) en 0 a 1,2 x Uset (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 45 ms, lo que sea mayor

Tiempo mínimo de operación (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 45 ms, lo que sea mayor


-


-

Tiempo de operación, inicio en 0 a 1,2 x Uset Mín. = 20 msMáx. = 35 ms

-

Tiempo de reposición, inicio en 1,2 a 0 x Uset Mín. = 5 msMáx. = 25 ms

-

Tiempo crítico de pulsos 10 ms típicamente en 0 a 2 x Uset -



ABB 75

Tabla 67. Protección de sobreexcitación OEXPVPH


Valor de operación, inicio (100–180)% de (UBaserated) ± 0,5% de U

Valor de operación, alarma (50-120)% del nivel de inicio ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Valor de operación, nivel alto (100-200)% de (UBaserated) ± 0,5% de U

Tipo de curva IEEE o definida por el usuario

2

(0.18 ):

( 1)k

IEEE tM

×=

-


donde M = (E/f)/(Ur/fr)


Retardo de tiempo mínimo parafunción inversa


Retardo de tiempo máximo parafunción inversa


Retardo de tiempo de alarma (0,00-9000,00) ± 1,0% o ± 45 ms, lo que sea mayor

Tabla 68. Protección diferencial de tensión VDCPTOV


Diferencia de tensión para alarmay disparo

(2,0-100,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Nivel de subtensión (1,0-100,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Retardo de tiempo independientepara alarma de diferencial detensión en 0,8 a 1,2 x UDAlarm


Retardo de tiempo independientepara disparo de diferencial detensión en 0,8 a 1,2 x UDTrip


Retardo de tiempo independientepara reposición de diferencial detensión en 1,2 a 0,8 x UDTrip



76 ABB

Tabla 69. Protección de falta a tierra del estator 100% basada en el tercer armónico STEFPHIZ


Nivel de frecuencia fundamentalUN (95% EF estator)

(1,0-50,0)% de UBase ± 0,25% de Ur

Nivel diferencial del tercerarmónico

(0,5-10,0)% de UBase ± 0,25% de Ur

Nivel de bloqueo diferencial deltercer armónico

(0,1-10,0)% de UBase ± 0,25% de Ur

Retardo de tiempo independientepara operar para protecciónfundamental UN > en 0 a 1,2 xUNFund>


Retardo de tiempoindependientes para operar paraprotección basada en el tercerarmónico en 0 a 5 x UN3rdH<


Característica del filtro:FundamentalTercer armónico

Rechazo del tercer armónico por1-40Rechazo del armónicofundamental por 1-40

-


ABB 77

Protección de frecuencia

Tabla 70. Protección de subfrecuencia SAPTUF


Valor de operación, función de inicio, en tensióntrifásica simétrica

(35,00-75,00) Hz ± 2,0 mHz

Tiempo de operación , función de inicio en fset + 0,02Hz a fset - 0,02 Hz fn = 50 Hz

Mín. = 80 ms

-Máx. = 95 ms

fn = 60 HzMín. = 65 ms

Máx. = 80 ms

Tiempo de reposición, inicio en fset - 0,02 Hz a fset+ 0,02 Hz

Mín. = 15 msMáx. = 30 ms -

Tiempo de operación , función de tiempo definido enfset + 0,02 Hz a fset - 0,02 Hz


Tiempo de reposición, función de tiempo definido enfset - 0,02 Hz a fset + 0,02 Hz


Retardo dependiente de la tensión Ajustes:UNom=(50-150)% de UbaseUMin=(50-150)% de UbaseExponente=0,0-5,0tMax=(0,010–60,000)stMin=(0,010–60,000) s


( )ExponentU UMin

t tMax tMin tMinUNom UMin

-= × - +

-é ùê úë û


U=Umeasured

Tabla 71. Protección de sobrefrecuencia SAPTOF


Valor de operación, función de inicio en tensión trifásica simétrica (35,00-90,00) Hz ± 2,0 mHz

Tiempo de operación , función de inicio en fset -0,02 Hz a fset +0,02 Hz fn = 50 Hz Mín. = 80 msMáx. = 95 ms

-

fn = 60 Hz Mín. = 65 msMáx. = 80 ms

Tiempo de reposición, inicio en fset +0,02 Hz a fset -0,02 Hz Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Tiempo de operación , función de tiempo definido en fset -0,02 Hz a fset+0,02 Hz

(0,000-60,000) s ± 0,2% ± 100 ms loque sea mayor

Tiempo de reposición, función de tiempo definido en fset +0,02 Hz a fset-0,02 Hz

(0,000-60,000) s ± 0,2% ± 120 ms, loque sea mayor


78 ABB

Tabla 72. Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC


Valor de operación, función de inicio (-10,00-10,00) Hz/s ± 10,0 mHz/s

Valor de operación, restaura/activa la frecuencia (45,00-65,00) Hz ± 2,0 mHz

Retardo de tiempo de restauración definido (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 100 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo definido para disparo de gradiente de frecuencia (0,200-60,000) s ± 0,2% o ± 120 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo de reposición definido (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 250 ms, lo que seamayor

Tabla 73. Protección de acumulación de frecuencia FTAQFVR


Valor de operación, nivel de límite de frecuenciaalto en tensión trifásica simétrica

(35,00-90,00) Hz ± 2,0 mHz

Valor de operación, nivel de límite de frecuenciabajo en tensión trifásica simétrica

(30,00-85,00) Hz ± 2,0 mHz

Valor de operación, límite alto y bajo de tensiónpara comprobación de límite de banda detensión

(0,0-200,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Valor de operación, nivel de inicio de corriente (5,0-100,0)% de IBase ± 1,0% de Ir o 0,01 A en I≤Ir

Retardo de tiempo independiente para el límitede tiempo continuo en fset+0,02 Hz a fset-0,02Hz


Retardo de tiempo independiente para el límitede tiempo de acumulación en fset+0,02 Hz afset-0,02 Hz



ABB 79

Protección multifunción

Tabla 74. Protección general de corriente y tensión CVGAPC


Entrada de corriente de medición phase1, phase2, phase3, PosSeq, -NegSeq, -3*ZeroSeq, MaxPh, MinPh,UnbalancePh, phase1-phase2, phase2-phase3, phase3-phase1, MaxPh-Ph,MinPh-Ph, UnbalancePh-Ph

-

Entrada de tensión de medición phase1, phase2, phase3, PosSeq, -NegSeq, -3*ZeroSeq, MaxPh, MinPh,UnbalancePh, phase1-phase2, phase2-phase3, phase3-phase1, MaxPh-Ph,MinPh-Ph, UnbalancePh-Ph

-

Sobreintensidad de inicio, etapa 1 - 2 (2-5000)% de IBase ± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Subintensidad de inicio, etapa 1 - 2 (2-150)% de IBase ± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Retardo de tiempo independiente, sobreintensidad en 0 a 2 x Iset,etapa 1 - 2


Retardo de tiempo independiente, subintensidad en 2 a 0 x Iset,etapa 1 - 2


Sobreintensidad (no direccional):

Tiempo de inicio en 0 a 2 x Iset Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-


-


-


-

Subintensidad:


-


-

Sobreintensidad:

Características de tiempo inverso, consulte la tabla 164, la tabla165 y la tabla 166

16 tipos de curvas Consulte la tabla 164, la tabla 165y la tabla 166

Sobreintensidad:

Tiempo mínimo de operación para curvas inversas, etapa 1 - 2 (0,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo que seamayor

Nivel de tensión en el que la memoria de tensión toma el relevo (0,0-5,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Sobretensión de inicio, etapa 1 - 2 (2,0-200,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Subtensión de inicio, etapa 1 - 2 (2,0-150,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur


80 ABB

Tabla 74. Protección general de corriente y tensión CVGAPC , continuación


Retardo de tiempo independiente, sobretensión en 0,8 a 1,2 x Uset,etapa 1 - 2


Retardo de tiempo independiente, subtensión en 1,2 a 0,8 x Uset,etapa 1 - 2


Sobretensión:

Tiempo de inicio en 0,8 a 1,2 x Uset Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Tiempo de reposición en 1,2 a 0,8 x Uset Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Subtensión:

Tiempo de inicio en 1,2 a 0,8 x Uset Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Tiempo de reposición en 1,2 a 0,8 x Uset Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Sobretensión:

Características de tiempo inverso, consulte la tabla 167 4 tipos de curvas Consulte la tabla 167

Subtensión:

Características de tiempo inverso, consulte la tabla 168 3 tipos de curvas Consulte la tabla 168

Límite alto y bajo de tensión, operación dependiente de la tensión,etapa 1 - 2


Función direccional Ajustable: NonDir, hacia delante y haciaatrás

-

Ángulo característico del relé (-180 a +180) grados ± 2,0 grados

Ángulo de operación del relé (1 a 90) grados ± 2,0 grados

Relación de reposición, sobreintensidad > 95% -

Relación de reposición, subintensidad < 105% -

Relación de reposición, sobretensión > 95% -

Relación de reposición, subtensión < 105% -

Sobreintensidad:



Subintensidad:



Sobretensión:

Tiempo crítico de pulsos 10 ms típicamente en 0,8 a 1,2 x Uset -


Subtensión:

Tiempo crítico de pulsos 10 ms típicamente en 1,2 a 0,8 x Uset -



ABB 81

Tabla 75. Protección de falta a tierra del rotor basada en la protección general de corriente y tensión (CVGAPC) y RXTTE4

Función Rango o valor

Para máquinas con:

• tensión nominal de campo dehasta

350 V CC

• excitador estático con tensiónnominal de suministro de hasta

700 V 50/60 Hz

Tensión de alimentación 120 ó230 V

50/60 Hz

Valor de operación de resistenciade falta a tierra

Aprox. 1–20 kΩ

Influencia de armónicos en latensión de campo CC

Influencia insignificante de 50 V,150 Hz o 50 V, 300 Hz

Capacitancia de fuga permitida 1–5) μF

Resistencia de puesta a tierra deleje permitida

Máximo 200 Ω

Resistencia protectora 220 Ω, 100 W, placa(la altura es de 160 mm (6,2pulgadas) y la anchura de 135mm (5,31 pulgadas))


82 ABB

Tabla 76. Protección de sobreintensidad de tiempo restringida por tensión VRPVOC


Sobreintensidad de inicio (2,0-5000,0)% de IBase ± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Relación de reposición, sobreintensidad > 95% -

Tiempo de operación, sobreintensidad de inicio en 0 a 2 x Iset Mín. = 15 ms -

Máx. = 30 ms

Tiempo de reposición, sobreintensidad de inicio en 2 a 0 x Iset Mín. = 15 ms -

Máx. = 30 ms

Tiempo de operación, sobreintensidad de inicio en 0 a 10 x Iset Mín. = 5 msMáx. = 20 ms

-

Tiempo de reposición, sobreintensidad de inicio en 10 a 0 x Iset Mín. = 20 msMáx. = 35 ms

-

Retardo de tiempo independiente para operación en 0 a 2 x Iset (0,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo que seamayor

Características de tiempo inverso,consulte las tablas 164 y 165

13 tipos de curvas Consulte las tablas 164 y 165

Tiempo mínimo de operación para las características de tiempoinverso

(0,00 - 60,00) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo que seamayor

Límite de alta tensión, operación dependiente de la tensión (30,0-100,0)% de UBase ± 1,0% de Ur

Subtensión de inicio (2,0-100,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Relación de reposición, subtensión < 105% -

Tiempo de operación, subintensidad de inicio en 2 a 0 x Uset Mín. = 15 ms -

Máx. = 30 ms

Tiempo de reposición, subintensidad de inicio en 0 a 2 x Uset Mín. = 15 ms -

Máx. = 30 ms

Retardo de tiempo independiente para operación, subtensión en 2a 0 x Uset


Bloqueo por tensión baja interna (0,0-5,0)% de UBase ± 0,25% de Ur

Sobreintensidad:Tiempo crítico de pulsosTiempo de margen de pulsos

10 ms típicamente en 0 a 2 x Iset15 ms típicamente

-

Subtensión:Tiempo crítico de pulsosTiempo de margen de pulsos

10 ms típicamente en 2 a 0 x Uset15 ms típicamente

-


ABB 83

Supervisión del sistema secundario

Tabla 77. Supervisión del circuito de corriente CCSSPVC


Corriente de operación (10-200)% de IBase ± 10,0% de Ir en I ≤ Ir± 10,0% de I en I > Ir

Relación de reposición, Corrientede operación

> 90%

Corriente de bloqueo (20-500)% de IBase ± 5,0% de Ir en I ≤ Ir± 5,0% de I en I > Ir

Relación de reposición, Corrientede bloqueo

> 90% a (50-500)% de IBase

Tabla 78. Supervisión de fallo de fusible FUFSPVC


Tensión de operación, secuencia cero (1-100)% de UBase ± 0,5% de Ur

Corriente de operación, secuencia cero (1-100)% de IBase ± 0,5% de Ir

Tensión de operación, secuencia negativa (1-100)% de UBase ± 0,5% de Ur

Corriente de operación, secuencia negativa (1-100)% de IBase ± 0,5% de Ir

Nivel de cambio de tensión de operación (1-100)% de UBase ± 10,0% de Ur

Nivel de cambio de corriente de operación (1-100)% de IBase ± 10,0% de Ir

Tensión de fase de operación (1-100)% de UBase ± 0,5% de Ur

Corriente de fase de operación (1-100)% de IBase ± 0,5% de Ir

Tensión de operación de línea muerta defase

(1-100)% de UBase ± 0,5% de Ur

Corriente de operación de línea muerta defase

(1-100)% de IBase ± 0,5% de Ir

Tiempo de operación, inicio, monofásico, en1 a 0 x Ur


-

Tiempo de reposición, inicio, monofásico, en0 a 1 x Ur


-


84 ABB

Tabla 79. Supervisión de fallo de fusible VDSPVC


Valor de operación, bloqueo defallo del fusible principal

(10,0-80,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Relación de reposición < 110%

Tiempo de operación, bloqueo defallo del fusible principal en 1 a 0 xUr

Mín. = 5 ms –

Máx. = 15 ms

Tiempo de reposición, bloqueo defallo del fusible principal en 0 a 1 xUr

Mín. = 15 ms –

Máx. = 30 ms

Valor de operación, alarma parafallo del fusible piloto

(10,0-80,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Relación de reposición < 110% –

Tiempo de operación, alarmapara fallo del fusible piloto en 1 a 0x Ur

Mín. = 5 ms –

Máx. = 15 ms

Tiempo de reposición, alarmapara fallo del fusible piloto en 0 a 1x Ur

Mín. = 15 ms –

Máx. = 30 ms


ABB 85

Control

Tabla 80. Sincronización, comprobación de sincronismo y comprobación de energización SESRSYN


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

Límite superior de tensión para sincronización y comprobación desincronismo


Relación de reposición, comprobación de sincronismo > 95% -

Límite de diferencia de frecuencia entre barra y línea para comprobación desincronismo

(0,003-1,000) Hz ± 2,5 mHz

Límite de diferencia de ángulo de fase entre barra y línea paracomprobación de sincronismo

(5,0-90,0) grados ± 2,0 grados

Límite de diferencia de tensión entre barra y línea para sincronización ycomprobación de sincronismo

(0,02-0,5) p.u. ± 0,5% de Ur

Salida de retardo de tiempo para comprobación de sincronismo cuando ladiferencia de ángulo entre la barra y la línea salta de “PhaseDiff” + 2 gradosa “PhaseDiff” - 2 grados


Límite mínimo de diferencia de frecuencia para sincronización (0,003-0,250) Hz ± 2,5 mHz

Límite máximo de diferencia de frecuencia para sincronización (0,050-0,500) Hz ± 2,5 mHz

Duración del pulso de cierre del interruptor (0,050-60,000) s ± 0,2% o ± 15 ms, lo que seamayor

tMaxSynch, que restablece la función de sincronización si no se harealizado ningún cierre antes del tiempo ajustado


Tiempo mínimo de aceptación de las condiciones de sincronización (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo que seamayor

Límite alto de tensión para comprobación de energización (50,0-120,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Relación de reposición, límite alto de tensión > 95% -

Límite bajo de tensión para comprobación de energización (10,0-80,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Relación de reposición, límite bajo de tensión < 105% -

Tensión máxima para energización (50,0-180,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Retardo de tiempo para comprobación de energización cuando la tensiónsalta de un 0 a un 90% de Urated


Tiempo de operación para función de comprobación de sincronismocuando la diferencia de ángulo entre la barra y la línea salta de “PhaseDiff”+ 2 grados a “PhaseDiff” - 2 grados


–

Tiempo de operación para función de energización cuando la tensión saltade un 0 a un 90% de Urated


–


86 ABB

Tabla 81. Control de tensión TCMYLTC y TLCYLTC


Reactancia del transformador (0,1-200,0) Ω, primaria -

Retardo de tiempo para la orden de bajar cuando se activa el modo debajada rápida

(1,0-100,0) s -

Tensión establecida en el control de tensión (85,0-120,0)% de UBase ± 0,25 % de Ur

Banda muerta externa de tensión (0,2-9,0)% de UBase -

Banda muerta interna de tensión (0,1-9,0)% de UBase -

Límite superior de la tensión de barra (80-180)% de UBase ± 0,5% de Ur

Límite inferior de la tensión de barra (70-120)% de UBase ± 0,5% de Ur

Nivel de bloqueo por subtensión (50-120)% de UBase ± 0,5% de Ur

Retardo de tiempo (largo) para órdenes de control automático (3-1000) s ± 0,2% o ± 600 ms, lo quesea mayor

Retardo de tiempo (corto) para órdenes de control automático (1-1000) s ± 0,2% o ± 600 ms, lo quesea mayor

Tiempo mínimo de operación en modo inverso (3-120) s ± 0,2% o ± 600 ms, lo quesea mayor

Resistencia de línea (0,00-150,00) Ω, primaria -

Reactancia de línea (-150,00-150,00) Ω, primaria -

Constantes de ajuste de la tensión de carga (-20,0-20,0)% de UBase -

Corrección automática de la tensión de carga (-20,0-20,0)% de UBase -

Tiempo de duración para la señal de bloqueo de acción inversa (30-6000) s ± 0,2% o ± 600 ms, lo quesea mayor

Límite de corriente del bloqueo de acción inversa (0-100)% de I1Base -

Nivel de bloqueo por sobreintensidad (5-250)% de I1Base ± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Nivel para el número de órdenes de subir/bajar durante una hora (0-30) operaciones/hora -

Nivel para el número de órdenes de subir/bajar durante 24 horas (0-100) operaciones/día -

Ventana de tiempo para alarma de inestabilidad (1-120) minutos -

Alarma de detección de inestabilidad, máx. operaciones/ventana (3-30) operaciones/ventana -

Nivel de alarma de potencia activa hacia delante y atrás al (10-200)% de Sry (85-120)% de UBase

(-9999,99-9999,99) MW ± 1,0% de Sr

Nivel de alarma de potencia reactiva hacia delante y atrás al (10-200)% deSr y (85-120)% de UBase

(-9999,99-9999,99) MVAr ± 1,0% de Sr

Retardo de tiempo para alarmas de supervisión de potencia (1-6000) s ± 0,2% o ± 600 ms, lo quesea mayor

Posición de toma para la tensión mínima y máxima (1-63) -

mA para la posición de toma para la tensión mínima y máxima (0,000-25.000) mA -

Tipo de conversión de código BIN, BCD, GRAY, SINGLE, mA -


ABB 87

Tabla 81. Control de tensión TCMYLTC y TLCYLTC , continuación


Tiempo después del cambio de posición antes de la aceptación del valor (1-60) s ± 0,2% o ± 200 ms, lo quesea mayor

Tiempo de espera de la constante del cambiador de tomas (1-120) s ± 0,2% o ± 200 ms, lo quesea mayor

Duración del pulso de salida de la orden de subida/bajada (0,5-10,0) s ± 0,2% o ± 200 ms, lo quesea mayor


88 ABB

Lógica

Tabla 82. Lógica de disparo, salida trifásica común SMPPTRC


Acción de disparos 3 fases, 1/3 fases, 1/2/3 fases -

Longitud mínima del pulso dedisparo


Retardo del disparo tripolar (0,020-0,500) s ± 0,2% o ± 15 ms, lo que sea mayor

Retardo de falta evolutiva (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 15 ms, lo que sea mayor

Tabla 83. Número de instancias SMPPTRC

Función Cantidad con tiempo de ciclo

3 ms 8 ms 100 ms

SMPPTRC 12 - -

Tabla 84. Número de instancias TMAGAPC


3 ms 8 ms 100 ms

TMAGAPC 6 6 -

Tabla 85. Número de instancias ALMCALH


3 ms 8 ms 100 ms

ALMCALH - - 5

Tabla 86. Número de instancias WRNCALH


3 ms 8 ms 100 ms

WRNCALH - - 5

Tabla 87. Número de instancias INDCALH


3 ms 8 ms 100 ms

INDCALH - 5 -

Tabla 88. Número de instancias AND

Bloque lógico Cantidad con tiempo de ciclo

3 ms 8 ms 100 ms

AND 60 60 160


ABB 89

Tabla 89. Número de instancias GATE


3 ms 8 ms 100 ms

GATE 10 10 20

Tabla 90. Número de instancias INV


3 ms 8 ms 100 ms

INV 90 90 240

Tabla 91. Número de instancias LLD


3 ms 8 ms 100 ms

LLD 10 10 20

Tabla 92. Número de instancias OR


3 ms 8 ms 100 ms

OR 60 60 160

Tabla 93. Número de instancias PULSETIMER

Bloque lógico Cantidad con tiempo de ciclo Rango o valor Precisión

3 ms 8 ms 100 ms

PULSETIMER 10 10 20 (0,000-90000,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Tabla 94. Número de instancias RSMEMORY


3 ms 8 ms 100 ms

RSMEMORY 10 10 20

Tabla 95. Número de instancias SRMEMORY


3 ms 8 ms 100 ms

SRMEMORY 10 10 20

Tabla 96. Número de instancias TIMERSET


3 ms 8 ms 100 ms

TIMERSET 15 15 30 (0,000-90000,000) s ± 0,5% ± 10 ms


90 ABB

Tabla 97. Número de instancias XOR


3 ms 8 ms 100 ms

XOR 10 10 20

Tabla 98. Número de instancias ANDQT


3 ms 8 ms 100 ms

ANDQT - 20 100

Tabla 99. Número de instancias INDCOMBSPQT


3 ms 8 ms 100 ms

INDCOMBSPQT - 10 10

Tabla 100. Número de instancias INDEXTSPQT


3 ms 8 ms 100 ms

INDEXTSPQT - 10 10

Tabla 101. Número de instancias INVALIDQT


3 ms 8 ms 100 ms

INVALIDQT - 6 6

Tabla 102. Número de instancias INVERTERQT


3 ms 8 ms 100 ms

INVERTERQT - 20 100

Tabla 103. Número de instancias ORQT


3 ms 8 ms 100 ms

ORQT - 20 100

Tabla 104. Número de instancias PULSETIMERQT


3 ms 8 ms 100 ms

PULSETIMERQT - 10 30 (0,000-90000,000) s ± 0,5% ± 10 ms


ABB 91

Tabla 105. Número de instancias RSMEMORYQT


3 ms 8 ms 100 ms

RSMEMORYQT - 10 30

Tabla 106. Número de instancias SRMEMORYQT


3 ms 8 ms 100 ms

SRMEMORYQT - 10 30

Tabla 107. Número de instancias TIMERSETQT


3 ms 8 ms 100 ms

TIMERSETQT - 10 30 (0,000-90000,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Tabla 108. Número de instancias XORQT


3 ms 8 ms 100 ms

XORQT - 10 30

Tabla 109. Número de instancias en el paquete de lógica extensible


3 ms 8 ms 100 ms

AND 40 40 100

GATE - - 49

INV 40 40 100

LLD - - 49

OR 40 40 100

PULSETIMER 5 5 49

SLGAPC 10 10 54

SRMEMORY - - 110

TIMERSET - - 49

VSGAPC 10 10 110

XOR - - 49

Tabla 110. Número de instancias B16I


3 ms 8 ms 100 ms

B16I 6 4 8


92 ABB

Tabla 111. Número de instancias BTIGAPC


3 ms 8 ms 100 ms

BTIGAPC 4 4 8

Tabla 112. Número de instancias IB16


3 ms 8 ms 100 ms

IB16 6 4 8

Tabla 113. Número de instancias ITBGAPC


3 ms 8 ms 100 ms

ITBGAPC 4 4 8

Tabla 114. IntegradorTIGAPC

Función Tiempo deciclo (ms)

Rango devalor

Precisión

Integración detiempo continuoactivo 3

0-999999,99s

± 0,2% o ± 20 ms, loque sea mayor

Integración detiempo continuoactivo

8 0-999999,99s

± 0,2% o ± 50 ms, loque sea mayor

Tabla 114. IntegradorTIGAPC , continuación

Función Tiempo deciclo (ms)

Rango devalor

Precisión

Integración detiempo continuoactivo

100 0-999999,99s

± 0,2% o ± 250 ms,lo que sea mayor

Tabla 115. Número de instancias TIGAPC


3 ms 8 ms 100 ms

TIGAPC - 30 -

Tabla 116. Integrador de tiempo transcurrido con transgresión de límites y supervisión de desbordamiento TEIGAPC

Función Tiempo de ciclo (ms) Rango o valor Precisión

Integración de tiempo transcurrido 3 0 ~ 999999,9 s ± 0,2% o ± 20 ms, lo que sea mayor

8 0 ~ 999999,9 s ± 0,2% o ± 100 ms, lo que sea mayor

100 0 ~ 999999,9 s ± 0,2% o ± 250 ms, lo que sea mayor

Tabla 117. Número de instancias TEIGAPC


3 ms 8 ms 100 ms

TEIGAPC 4 4 4


ABB 93

Tabla 118. Medidor de horas de funcionamiento TEILGAPC


Límite de tiempo para supervisión de alarmas,tAlarm

(0 - 99999,9) horas ± 0,1% del valor ajustado

Límite de tiempo para supervisión deadvertencias, tWarning

(0 - 99999,9) horas ± 0,1% del valor ajustado

Límite de tiempo para supervisión dedesbordamiento

Fijado en 99999,9 horas ± 0,1%


94 ABB

Monitorización

Tabla 119. Mediciones CVMMXN


Frecuencia (0,95-1,05) x fr ± 2,0 mHz

Tensión (10 a 300) V ± 0,3% de U en U≤ 50 V± 0,2% de U en U> 50 V

Corriente (0,1-4,0) x Ir ± 0,8% de I en 0,1 x Ir< I < 0,2 x Ir± 0,5% de I en 0,2 x Ir< I < 0,5 x Ir± 0,2% de I en 0,5 x Ir< I < 4,0 x Ir

Potencia activa, P (10 a 300) V(0,1-4,0) x Ir

± 0,5% de Sr en S ≤0,5 x Sr

± 0,5% de S en S > 0,5 x Sr

(100 a 220) V(0,5-2,0) x Ircos φ< 0,7

± 0,2% de P

Potencia reactiva, Q (10 a 300) V(0,1-4,0) x Ir

± 0,5% de Sr en S ≤0,5 x Sr

± 0,5% de S en S > 0,5 x Sr

(100 a 220) V(0,5-2,0) x Ircos φ> 0,7

±0,2% de Q

Potencia aparente, S (10 a 300) V(0,1-4,0) x Ir

± 0,5% de Sr en S ≤0,5 x Sr

± 0,5% de S en S >0,5 x Sr

(100 a 220) V(0,5-2,0) x Ir

± 0,2% de S

Factor de potencia, cos (φ) (10 a 300) V(0,1-4,0) x Ir

<0,02

(100 a 220) V(0,5-2,0) x Ir

<0,01

Tabla 120. Medición de corriente de fase CMMXU


Corriente con carga simétrica (0,1-4,0) × Ir ± 0,3% de Ir en I ≤ 0,5 × Ir± 0,3% de I en I > 0,5 × Ir

Ángulo de fase con cargasimétrica

(0,1-4,0) × Ir ± 1,0 grados en 0,1 × Ir < I ≤ 0,5 × Ir± 0,5 grados en 0,5 × Ir < I ≤ 4,0 × Ir

Tabla 121. Medición de tensión trifásica VMMXU


Tensión (10 a 300) V ± 0,5% de U en U ≤ 50 V± 0,2% de U en U > 50 V

Ángulo de fase (10 a 300) V ± 0,5 grados en U ≤ 50 V± 0,2 grados en U > 50 V


ABB 95

Tabla 122. Medición de la tensión fase a neutro VNMMXU


Tensión (5 a 175) V ± 0,5% de U en U ≤ 50 V± 0,2% de U en U > 50 V


Tabla 123. Medición del componente de secuencia de corriente CMSQI


Secuencia positiva de corriente,I1 ajustes trifásicos

(0,1-4,0) × Ir ± 0,3% de Ir en I ≤ 0,5 × Ir± 0,3% de I en I > 0,5 × Ir

Secuencia cero de corriente, 3I0ajustes trifásicos


Secuencia negativa de corriente,I2 ajustes trifásicos


Ángulo de fase (0,1-4,0) × Ir ± 1,0 grados en 0,1 × Ir < I ≤ 0,5 × Ir± 0,5 grados en 0,5 × Ir < I ≤ 4,0 × Ir

Tabla 124. Medición de la secuencia de tensión VMSQI


Secuencia positiva de tensión, U1 (10 a 300) V ± 0,5% de U en U ≤ 50 V± 0,2% de U en U > 50 V

Secuencia cero de tensión, 3U0 (10 a 300) V ± 0,5% de U en U ≤ 50 V± 0,2% de U en U > 50 V

Secuencia negativa de tensión,U2

(10 a 300) V ± 0,5% de U en U ≤ 50 V± 0,2% de U en U > 50 V


Tabla 125. Supervisión de señales de entrada mA


Función de medida mA ± 5, ± 10, ± 20 mA0-5, 0-10, 0-20, 4-20 mA

± 0,1% del valor ajustado ± 0,005 mA

Corriente máxima deltransductor a la entrada

(-20,00 a +20,00) mA

Corriente mínima deltransductor a la entrada

(-20,00 a +20,00) mA

Nivel de alarma para la entrada (-20,00 a +20,00) mA

Nivel de advertencia para laentrada

(-20,00 a +20,00) mA

Histéresis de alarma para laentrada

(0,0-20.0) mA


96 ABB

Tabla 126. Contador de límites L4UFCNT


Valor de contador 0-65535 -

Máx. velocidad de conteo 30 impulsos/s (50% de ciclo decarga)

-

Tabla 127. Informe de perturbaciones DRPRDRE


Tiempo previo a la falta (0,05-9,90) s -

Tiempo posterior a la falta (0,1-10,0) s -

Tiempo de límite (0,5-10,0) s -

Número máximo de registros 100, primero en entrar, primeroen salir

-

Resolución de cronología absoluta 1 ms Consulte la tabla 160

Número máximo de entradas analógicas 30 + 10 (externas + derivadasinternamente)

-

Número máximo de entradas binarias 96 -

Número máximo de fasores en el registrador de valor de desconexión por registro 30 -

Número máximo de indicaciones en un informe de perturbaciones 96 -

Número máximo de incidencias en el registro de incidencias por cada registro 150 -

Número máximo de incidencias en la lista de incidencias 1000, primero en entrar, primeroen salir

-

Tiempo total máximo de registro (tiempo de registro de 3,4 s y número máximo decanales, valor típico)

340 segundos (100 registros) a50 Hz, 280 segundos (80registros) a 60 Hz

-

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

-

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


ABB 97

Tabla 128. Función de monitorización del gas de aislamiento SSIMG


Nivel de alarma por presión 1,00-100,00 ± 10,0% del valor ajustado

Nivel de bloqueo por presión 1,00-100,00 ± 10,0% del valor ajustado

Nivel de alarma por temperatura -40,00-200,00 ± 2,5% del valor ajustado

Nivel de bloqueo por temperatura -40,00-200,00 ± 2,5% del valor ajustado

Retardo de tiempo para la alarma por presión (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 250 ms, lo que sea mayor

Retardo de reposición para la alarma porpresión


Retardo de tiempo para el bloqueo por presión (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 250 ms, lo que sea mayor

Retardo de tiempo para la alarma portemperatura


Retardo de reposición para la alarma portemperatura


Retardo de tiempo para el bloqueo portemperatura


Tabla 129. Función de monitorización del líquido de aislamiento SSIML


Nivel de alarma por aceite 1,00-100,00 ± 10,0% del valor ajustado

Nivel de bloqueo por aceite 1,00-100,00 ± 10,0% del valor ajustado

Nivel de alarma por temperatura -40,00-200,00 ± 2,5% del valor ajustado

Nivel de bloqueo por temperatura -40,00-200,00 ± 2,5% del valor ajustado

Retardo de tiempo para la alarma por aceite (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 250 ms, lo que sea mayor

Retardo de reposición para la alarma por aceite (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 250 ms, lo que sea mayor

Retardo de tiempo para el bloqueo por aceite (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 250 ms, lo que sea mayor

Retardo de tiempo para la alarma portemperatura


Retardo de reposición para la alarma portemperatura


Retardo de tiempo para el bloqueo portemperatura



98 ABB

Tabla 130. Monitorización del interruptor SSCBR


Nivel de alarma para el tiempo dedesplazamiento de apertura y cierre

(0 – 200) ms ± 3 ms

Nivel de alarma para la cantidad deoperaciones

(0 – 9999) -

Retardo de tiempo independiente para laalarma de tiempo de carga de resorte

(0,00 – 60,00) s ± 0,2% o ± 30 ms, lo que sea mayor

Retardo de tiempo independiente para laalarma por presión de gas


Retardo de tiempo independiente para elbloqueo por presión de gas


Tiempo de desplazamiento de los contactos delinterruptor, apertura y cierre

± 3 ms

Vida útil restante del interruptor ± 2 operaciones

Energía acumulada ± 1,0% o ± 0,5 ms, lo que sea mayor

Tabla 131. Lista de eventos

Función Valor

Capacidad de búfer Número máximo de eventos en la lista 1000

Resolución 1 ms

Precisión Depende de la sincronización horaria

Tabla 132. Indicaciones

Función Valor

Capacidad de búfer Número máximo de indicaciones presentadas para perturbación simple 96

Número máximo de perturbaciones registradas 100

Tabla 133. Registrador de eventos

Función Valor

Capacidad de búfer Número máximo de eventos en el informe de perturbaciones 150

Número máximo de informes de perturbaciones 100

Resolución 1 ms

Precisión En función de lasincronizaciónhoraria

Tabla 134. Registrador de valores de disparo

Función Valor

Capacidad de búfer

Número máximo de entradas analógicas 30



ABB 99

Tabla 135. Registrador de perturbaciones

Función Valor

Capacidad de búfer Número máximo de entradas analógicas 40

Número máximo de entradas binarias 96


Tiempo total máximo de registro (tiempo de registro de 3,4 s y número máximode canales, valor típico)

340 segundos (100 registros) a 50 Hz280 segundos (80 registros) a 60 Hz

Tabla 136. Contador de límites L4UFCNT


Valor de contador 0-65535 -

Máx. velocidad de conteo 30 impulsos/s (50% de ciclo decarga)

-


100 ABB

Medición

Tabla 137. Lógica del contador de pulsos PCFCNT

Función Rango de ajuste Precisión

Frecuencia de entrada Véase Módulo de entrada binaria (BIM) -

Tiempo de ciclo paracomunicación del valor delcontador

(1-3600) s -

Tabla 138. Medición de energía ETPMMTR


Medición de energía Exportación/Importación kWh,Exportación/Importación kvarh

Entrada de MMXU. Ningún error extra con carga estable


ABB 101

Comunicación de estaciones

Tabla 139. Protocolos de comunicación

Función Valor

Protocolo IEC 61850-8-1

Velocidad de comunicación para los IED 100BASE-FX


Velocidad de comunicación para los IED 9600 o 19200 Bd

Protocolo DNP3.0

Velocidad de comunicación para los IED 300–19200 Bd

Protocolo TCP/IP, Ethernet

Velocidad de comunicación para los IED 100 Mbit/s

Tabla 140. Protocolo de comunicación IEC 61850-9-2

Función Valor


Velocidad de comunicación para los IED 100BASE-FX

Tabla 141. Protocolo de comunicación LON

Función Valor

Protocolo LON

Velocidad de comunicación 1.25 Mbit/s

Tabla 142. Protocolo de comunicación SPA

Función Valor

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

Número de esclavo 1 a 899

Tabla 143. Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103

Función Valor


Velocidad de comunicación 9600, 19200 Bd

Tabla 144. Puerto SLM – LON

Cantidad Rango o valor

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

Fibra, balance óptico Fibra de vidrio: 11 dB (1000 m/3000 pies normalmente *)Fibra de material plástico: 7 dB (10 m/35 pies normalmente *)

Diámetro de fibra Fibra de vidrio: 62,5/125 mmFibra de material plástico: 1 mm

*) según el cálculo del balance óptico


102 ABB

Tabla 145. SLM: puerto SPA/IEC 60870-5-103/DNP3


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

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

Diámetro de fibra Fibra de vidrio: 62,5/125 mmFibra de material plástico: 1 mm

*) según el cálculo del balance óptico

Tabla 146. Módulo de comunicación galvánica de datos de línea X.21 (X.21-LDCM)


Conector, X.21 Macho de 15 polos micro D-sub, paso de 1,27 mm (0,050")

Conector, selección de tierra Terminal de tornillo de 2 polos

Estándar CCITT X21

Velocidad de comunicación 64 kbit/s

Aislamiento 1 kV

Longitud máxima de cable 100 m

Tabla 147. Módulo de comunicación RS485 galvánico


Velocidad de comunicación 2400 -19200 baudios

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

Tabla 148. Protocolo de redundancia en paralelo IEC 62439-3 edición 1 y edición 2

Función Valor

Velocidad de comunicación 100 Base-FX


ABB 103

Comunicación remota

Tabla 149. Módulo de comunicación de datos de línea

Característica Rango o valor

Tipo de LDCM Corto alcance(SR)

Medio alcance (MR) Largo alcance (LR)

Tipo de fibra Multimodo deíndice gradual62,5/125 µm

Monomodo 9/125 µm Monomodo 9/125 µm

Longitud de onda de emisión picoNominalMáximoMínimo

820 nm865 nm792 nm

1310 nm1330 nm1290 nm

1550 nm1580 nm1520 nm

Balance ópticoMultimodo de índice gradual 62,5/125 mm, Multimodo de índice gradual 50/125 mm

13 dB (distanciamás común deaproximadamente3 km/2 millas *)9 dB (distanciamás común deaproximadamente2 km/1 milla *)

22 dB (distancia máscomún de 80 km/50millas *)

26 dB (distancia más común de110 km/68 millas *)

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

Protocolo C37.94 Implementación deC37.94 **)

Implementación de C37.94 **)

Transmisión de datos Síncrona Síncrona Síncrona

Velocidad de transmisión / Velocidad de datos 2 Mb/s / 64 kbit/s 2 Mb/s / 64 kbit/s 2 Mb/s / 64 kbit/s

Fuente del reloj Interna o derivadade la señalrecibida

Interna o derivada dela señal recibida

Interna o derivada de la señalrecibida

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


104 ABB

HardwareIED

Tabla 150. Caja

Material Chapa de acero

Placa frontal Perfil de lámina de acero con abertura para HMI

Tratamiento de lasuperficie

Acero prechapado con aluzinc

Acabado Gris claro (RAL 7035)

Tabla 151. Nivel de protección frente a agua y polvo según IEC 60529

Frontal IP40 (IP54 con junta de estanquidad)

Laterales, parte de arribay de abajo

IP20

Parte posterior IP20 con tipo de compresión de tornilloIP10 con terminales de tipo anillo

Tabla 152. Peso

Tamaño de caja Peso

6U, 1/2 x 19” £ 10 kg/22 lb

6U, 3/4 x 19” £ 15 kg/33 lb

6U, 1/1 x 19” £ 18 kg/40 lb

Seguridad eléctrica

Tabla 153. Seguridad eléctrica de acuerdo con IEC 60255-27

Clase de equipo I (conexión a tierra de protección)

Categoría desobretensión

III

Grado de contaminación 2 (normalmente solo ocurre contaminación no conductiva aunque, ocasionalmente, puede esperarse conductividadtemporal provocada por la condensación)

Sistema de conexión

Tabla 154. Conectores del circuito del TC y TT

Tipo de conector Tensión y corriente asignadas Sección de conductor máxima

Tipo de compresión de tornillo 250 V CA, 20 A 4 mm2 (AWG12)2 x 2,5 mm2 (2 x AWG14)

Bloques terminales adecuados para terminales de tipo anillo 250 V CA, 20 A 4 mm2 (AWG12)

Tabla 155. Alimentación auxiliar y conectores de E/S binarios

Tipo de conector Tensión nominal Sección de conductor máxima

Tipo de compresión de tornillo 250 V CA 2,5 mm2 (AWG14)2 × 1 mm2 (2 x AWG18)

Bloques terminales adecuados para terminales de tipo anillo 300 V CA 3 mm2 (AWG14)


ABB 105

Las limitaciones de espacio requieren unaranura libre entre dos tarjetas de E/Sadyacentes cuando se realice el pedido delterminal de tipo anillo para conexiones de E/

S binarias. Para obtener detalles, consulte lainformación específica.


106 ABB

Hardware de equipo de inyección

Tabla 156. Unidad de inyección REX060

Especificaciones Valores

Tamaño de caja 6U, 1/2 19”; 223,7 x 245 x 267 mm (An x P x Al)

Peso 8,0 kg

Carga, entradas binarias BI 220 V: carga de 0,4 WBI 110 V: carga de 0,2 WBI 48 V: carga de 0,1 W

Carga, inyección del RIM < 10 VA en perturbación externa de 100 V

Carga, inyección del SIM < 10 VA en tensión de falta a tierra de 12 V0 VA en > 10% de la tensión máxima de falta a tierra

Carga, inyección del SIM con REX062 < 1 VA en tensión de falta a tierra de 24 V

Carga, SIM del transformador de medición < 60 mVA en 24 V; 87 Hz

Carga, RIM del transformador de medición < 60 mVA en 50 V; 113 Hz

Categoría de instalación III

Grado de contaminación 2

Tabla 157. Unidad de condensador de acoplamiento REX061

Función Rango o valores Precisión

Para máquinas con:

• tensión nominal de campo de hasta 800 V CC -

• excitador estático con tensión nominalde suministro de hasta

1600 V 50/60 Hz -


Tamaño de caja 218 x 150 x 243 mm (An x P x Al)

Peso 4,8 kg

Montaje 6 tornillos x 5 mm (3 abajo y 3 arriba)

Tensión de inyección nominal del rotor 250 V

Carga, sistema de excitación estático X1:1 a X1:7 < 0,5 VA en perturbación externa de 100 V

Carga, sistema de excitación estático X1:1 o X1:7 a 0 V < 1,0 VA en perturbación externa de 100 V

Carga, sistema de excitación sin escobillas X1:1 y X1:7 a 0 V < 1,5 VA en perturbación externa de 100 V




ABB 107

Tabla 158. Unidad de resistencia de shunt REX062


Tamaño de caja 218 x 150 x 243 mm (An x P x Al)

Peso 4,5 kg

Montaje 6 tornillos x 5 mm (3 abajo y 3 arriba)

Tensión de inyección nominal del estator 240 V

Tensión nominal del estator 240 V

Carga, inyección X1:2 y X1:4 < 25 VA en tensión de falta a tierra de 12 V< 100 VA en tensión de falta a tierra de 24 V




108 ABB

Funciones básicas del IED

Tabla 159. Autosupervisión con lista de eventos internos

Datos Valor

Modo de registro Continuo, con control de eventos

Tamaño de la lista 40 eventos, primero en entrar, primero en salir

Tabla 160. Sincronización horaria, indicación de cronología

Función Valor

Resolución de cronología absoluta, eventos y valores de medición muestreados 1 ms

Error de la indicación de cronología con sincronización una vez/min (sincronización de pulsos por minuto), eventosy valores de medición muestreados

± 1,0 ms típicamente

Error de la indicación de cronología con sincronización SNTP, valores de medición muestreados ± 1,0 ms típicamente

Tabla 161. Módulo de sincronización horaria GPS (GTM)


Receptor – ±1μs UTC relativo

Tiempo para referencia de tiempo fiable con antena ennueva posición o tras pérdida de potencia de más de 1mes

<30 minutos –

Tiempo para referencia de tiempo fiable tras pérdida depotencia de más de 48 horas

<15 minutos –

Tiempo para referencia de tiempo fiable tras pérdida depotencia de menos de 48 horas

<5 minutos –

Tabla 162. GPS: antena y cable

Función Valor

Máx. atenuación del cable de antena 26 db @ 1.6 GHz

Impedancia del cable de antena 50 ohmios

Protección contra rayos Debe proporcionarse externamente

Conector del cable de antena SMA en el extremo receptorTNC en el extremo antena

Precisión +/-1μs


ABB 109

Tabla 163. IRIG-B

Cantidad Valor nominal

Número de canales IRIG-B 1

Número de canales ópticos 1

Conector eléctrico:

Conector eléctrico IRIG-B BNC

Modulado por ancho de pulsos 5 Vpp

Modulado por amplitud– bajo nivel– alto nivel

1-3 Vpp3 x bajo nivel, máx. 9 Vpp

Formatos admitidos IRIG-B 00x, IRIG-B 12x

Precisión +/-10 μs para IRIG-B 00x y +/-100 μs para IRIG-B 12x

Impedancia de entrada 100 k ohmios

Conector óptico:

Conector óptico IRIG-B Tipo ST

Tipo de fibra Fibra multimodo 62,5/125 μm

Formatos admitidos IRIG-B 00x

Precisión +/- 1μs


110 ABB

Característica inversa

Tabla 164. Características de tiempo inverso ANSI


Característica de operación:

( )1PAt B k tDef

I

æ öç ÷= + × +ç ÷ç - ÷è ø

EQUATION1249-SMALL V2 ES

Característica de reposición:

( )2 1= ×

-

trt kI


I = Imeasured/Iset

0,10 ≤ k ≤ 3,001,5 x Iset ≤ I ≤ 20 x Iset

ANSI/IEEE C37.112,± 2,0% o ± 40 ms, lo quesea mayor

ANSI Extremadamente inversa A=28,2, B=0,1217, P=2,0 , tr=29,1

ANSI Muy inversa A=19,61, B=0,491, P=2,0 , tr=21,6

ANSI Inversa normal A=0,0086, B=0,0185, P=0,02, tr=0,46

ANSI Moderadamente inversa A=0,0515, B=0,1140, P=0,02, tr=4,85

ANSI Extremadamente inversa de tiempolargo

A=64,07, B=0,250, P=2,0, tr=30

ANSI Muy inversa de tiempo largo A=28,55, B=0,712, P=2,0, tr=13,46

ANSI Inversa de tiempo largo A=0,086, B=0,185, P=0,02, tr=4,6


ABB 111

Tabla 165. Características de tiempo IEC inversas


Característica de operación:

( )1= ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At k

I


I = Imeasured/Iset

0,10 ≤ k ≤ 3,001,5 x Iset ≤ I ≤ 20 x Iset

IEC 60255-151, ± 2,0%o ± 40 ms, lo que seamayor

IEC Inversa normal A=0,14, P=0,02

IEC Muy inversa A=13,5, P=1,0

IEC Inversa A=0,14, P=0,02

IEC Extremadamente inversa A=80,0, P=2,0

IEC Inversa de tiempo corto A=0,05, P=0,04

IEC Inversa de tiempo largo A=120, P=1,0

Característica programableCaracterística de operación:

( )= + ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At B k

I C


Característica de reposición:

( )= ×

-PR

TRt k

I CR


I = Imeasured/Iset

k = (0,05-999) en pasos de 0,01A=(0,005-200,000) en pasos de 0,001B=(0,00-20,00) en pasos de 0,01C=(0,1-10,0) en pasos de 0,1P=(0,005-3,000) en pasos de 0,001TR=(0,005-100,000) en pasos de 0,001CR=(0,1-10,0) en pasos de 0,1PR=(0,005-3,000) en pasos de 0,001

Tabla 166. Características de tiempo inverso tipo RI y RD


Característica de tiempo inverso tipo RI

1

0.2360.339

= ×

-

t k

IEQUATION1137-SMALL V1 ES

I = Imeasured/Iset

0,10 ≤ k ≤ 3,001,5 x Iset ≤ I ≤ 20 x Iset

IEC 60255-151, ± 2,0%o ± 40 ms, lo que seamayor

Característica inversa logarítmica tipo RD

5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø

tI

Ink


I = Imeasured/Iset


112 ABB

Tabla 167. Características de tiempo inverso para la protección de sobretensión


Curva de tipo A:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = UsetU = Umeasured

k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01 ± 5,0% o ± 45 ms, lo quesea mayor

Curva de tipo B:

2.0

480

32 0.5

=⋅

− >⋅ −

0.035+

>

tk

U U

UEQUATION1437-SMALL V2 EN

k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01

Curva de tipo C:

3.0

480

32 0.5

=⋅

⋅ −− >

0.035+

>

tk

U U

UEQUATION1438-SMALL V2 EN

k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01

Curva programable:

×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01A = (0.005-200.000) en etapas de 0.001B = (0.50-100.00) en etapas de 0.01C = (0.0-1.0) en etapas de 0.1D = (0.000-60.000) en etapas de 0.001P = (0.000-3.000) en etapas de 0.001


ABB 113

Tabla 168. Características de tiempo inverso para la protección de subtensión


Curva de tipo A:

=< -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = UsetU = Umeasured

k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01 ± 5,0% o ± 45 ms, lo quesea mayor

Curva de tipo B:

2.0

4800.055

32 0.5

×= +

< -× -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U



k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01

Curva programable:

×= +

< -× -

<

é ùê úê úê úæ öê úç ÷ë è ø û

P

k At D

U UB C

U



k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01A = (0.005-200.000) en etapas de 0.001B = (0.50-100.00) en etapas de 0.01C = (0.0-1.0) en etapas de 0.1D = (0.000-60.000) en etapas de 0.001P = (0.000-3.000) en etapas de 0.001


114 ABB

Tabla 169. Características de tiempo inverso para la protección de sobretensión residual


Curva de tipo A:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = UsetU = Umeasured

k = (0,05-1,10) en etapasde 0,01


Curva de tipo B:

2.0

480

32 0.5

=⋅

− >⋅ −

0.035+

>

tk

U U

U

EQUATION1437-SMALL V2 EN

k = (0,05-1,10) en etapasde 0,01

Curva de tipo C:

3.0

480

32 0.5

=⋅

⋅ −− >

0.035+

>

tk

U U

U

EQUATION1438-SMALL V2 EN

k = (0,05-1,10) en etapasde 0,01

Curva programable:

×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


k = (0,05-1,10) en etapasde 0,01A = (0.005-200.000) enetapas de 0.001B = (0.50-100.00) enetapas de 0.01C = (0.0-1.0) en etapas de0.1D = (0.000-60.000) enetapas de 0.001P = (0.000-3.000) enetapas de 0.001


ABB 115

21. Pedidos de IED personalizados

Tabla 170. Directrices generales

DirectricesLea las instrucciones con atención y téngalas presentes para evitar inconvenientes durante la gestión del pedido.Consulte la tabla de funciones disponibles para conocer las funciones de aplicación incluidas.PCM600 se puede utilizar para efectuar cambios o incorporaciones a la configuración preconfigurada suministrada de fábrica.

Tabla 171. Ejemplo de código de pedido

Para obtener el código de pedido completo, combine los códigos de las tablas de selección, como se muestra en el siguiente ejemplo.Hay que rellenar la cantidad seleccionada de cada tabla; si no es posible ninguna selección el código es 0Ejemplo de un código completo: REG670*2.1-F00X00 - A00002262300000 - B0000040200000000011020111 - C4600262200340004440022311 - D22322100 - E66312- F9 - S6 - G532 - H12000010044 - K00000000 - L11 - M120 - P01 - B1X0 - AC - MB - B - A3X0 - D1D1ARGN1N1XXXXXXX -AAFXXX - AX

Definición del producto - Protección diferencial -REG670* 2.1 - X00 - A 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -

Protección de impedancia -B 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -

Protección de corriente -C 00 0 0 00 0 0 0 -

Protección de tensión - Protección de frecuencia - Protecciónmultifunción

- Cálculo general -

D 0 0 - E - F - S -

Supervisión del sistemasecundario

- Control -

G - H 0 0 0 0 0 0 0 -

Esquemas de comunicación - Lógica - Monitorización

- Comunicación de estaciones -

K 0 0 0 0 0 0 0 0 - L - M 0 - P 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -

Idioma

- Caja ymontaje

- Conexión yalimentación

- HMI

- Entradaanalógica

- Entrada/salida binaria -

B1

- - - - - -

Comunicación serie del extremo remoto - Unidad de comunicación serie para comunicación de estaciones -

Tabla 172. Definición del producto

REG670* 2.1 X00

Tabla 173. Códigos de pedido de definición del producto

Producto REG670*Versión del software 2.1Alternativas de configuraciónProtección de generador REG670 F00Protección de generador REG670 61850-9-2LE N00Selección: Configuración de la ACTNo se ha descargado ninguna configuración de la ACT X00


116 ABB

Tabla 174. Protección diferencial

Posición

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

A 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Tabla 175. Funciones diferenciales

Función Identificación de lafunción

N.º de pedido Posición

Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Protección diferencial de transformador, dos devanados T2WPDIF 1MRK005904-FB 5 0-2 Protección diferencial de transformador, tres devanados T3WPDIF 1MRK005904-GA 6 0-2 Protección diferencial monofásica de alta impedancia HZPDIF 1MRK005904-HA 7 0-6 Protección diferencial de generador GENPDIF 1MRK005904-KA 8 0-2 Protección de falta a tierra restringida de baja impedancia REFPDIF 1MRK005904-LC 9 0-3

Tabla 176. Protección de impedancia

Posición

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

B 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Tabla 177. Funciones de impedancia

Nota: Solo puede seleccionarse 1 alternativa



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Alternativa 3Protección de distancia de esquema completo, característica mho ZMHPDIS 1MRK005907-FA 6 0-4 Elemento de impedancia direccional para característica mho ZDMRDIR 1MRK005907-HA 8 0-2 Alternativa 5Protección de distancia de alta velocidad, característica cuadrilateral ymho

ZMFPDIS 1MRK005907-SB 14 0-1

Alternativa 6Protección de distancia de alta velocidad para líneas compensadas enserie, característica cuadrilateral y mho

ZMFCPDIS 1MRK005907-RB 15 0-1

Opciones adicionales con cualquier alternativaProtección contra pérdida de sincronismo/Deslizamiento de polos PSPPPAM 1MRK005908-CB 19 0-1 Protección de pérdida de sincronismo OOSPPAM 1MRK005908-GA 20 0-1 Pérdida de excitación LEXPDIS 1MRK005908-BA 21 0-2 Protección sensible de faltas a tierra del rotor, basada en inyección ROTIPHIZ 1MRK005908-EA 23 0-1 Protección de falta a tierra del estator 100%, basada en inyección STTIPHIZ 1MRK005908-FA 24 0-1 Protección de subimpedancia para generadores y transformadores ZGVPDIS 1MRK005907-TA 25 0-1

Tabla 178. Protección de corriente

Posición

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

C 00 0 0 00 0 0 0


ABB 117

Tabla 179. Funciones de corriente



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Protección de sobreintensidad instantánea de fase PHPIOC 1MRK005910-AC 1 0-4 Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas OC4PTOC 1MRK005910-BB 2 0-6 Protección de sobreintensidad residual instantánea EFPIOC 1MRK005910-DC 4 0-2 Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas EF4PTOC 1MRK005910-EC 5 0-6 Protección de sobreintensidad de secuencia de fase negativadireccional de cuatro etapas

NS4PTOC 1MRK005910-FB 6 0-2

Protección de sobreintensidad y potencia residuales direccionales ysensibles

SDEPSDE 1MRK005910-GA 7 0-2

Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo TRPTTR 1MRK005910-HB 10 0-3 Protección de fallo de interruptor CCRBRF 1MRK005910-LA 11 0-4 Protección de discordancia de polos CCPDSC 1MRK005910-PA 14 0-4 Protección de mínima potencia direccional GUPPDUP 1MRK005910-RA 15 0-4 Protección de sobrepotencia direccional GOPPDOP 1MRK005910-TA 16 0-4 Protección de sobreintensidad de tiempo de secuencia negativa paramáquinas

NS2PTOC 1MRK005910-VA 19 0-2

Protección de energización accidental para generador síncrono AEGPVOC 1MRK005910-WA 20 0-2 Protección de sobreintensidad con restricción de tensión VRPVOC 1MRK005910-XA 21 0-3 Protección de sobrecarga del estator GSPTTR 1MRK005910-ZB 22 0-1 Protección de sobrecarga del rotor GRPTTR 1MRK005910-YB 23 0-1

Tabla 180. Protección de tensión

Posición 1 2 3 4 5 6 7 8

D 0 0

Tabla 181. Funciones de tensión



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV 1MRK005912-AA 1 0-2 Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV 1MRK005912-BA 2 0-2 Protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV 1MRK005912-CC 3 0-3 Protección de sobreexcitación OEXPVPH 1MRK005912-DA 4 0-2 Protección diferencial de tensión VDCPTOV 1MRK005912-EA 5 0-2 Protección de falta a tierra del estator 100% basada en el tercerarmónico

STEFPHIZ 1MRK005912-FB 6 0-1

Tabla 182. Protección de frecuencia

Posición 1 2 3 4

E

Tabla 183. Funciones de frecuencia


N.º de pedido posición

Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Protección de subfrecuencia SAPTUF 1MRK005914-AA 1 0-6 Protección de sobrefrecuencia SAPTOF 1MRK005914-BA 2 0-6 Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC 1MRK005914-CA 3 0-3 Protección de acumulación de tiempo de frecuencia FTAQFVR 1MRK005914-DB 4 00-12

Tabla 184. Protección multifunción

Posición 1

F


118 ABB

Tabla 185. Funciones multipropósito



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Protección general de corriente y tensión CVGAPC 1MRK005915-AA 1 0-9

Tabla 186. Cálculo general

Posición 1

S

Tabla 187. Funciones de cálculo general



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Filtro de seguimiento de frecuencia SMAIHPAC 1MRK005915-KA 1 0-6

Tabla 188. Supervisión del sistema secundario

Posición 1 2 3

G

Tabla 189. Funciones de supervisión del sistema secundario



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Supervisión del circuito de corriente CCSSPVC 1MRK005916-AA 1 0-5 Supervisión de fallo de fusible FUFSPVC 1MRK005916-BA 2 0-3 Supervisión de fallo de fusible basada en la diferencia de tensión VDSPVC 1MRK005916-CA 3 0-2

Tabla 190. Control

Posición 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

H 0 0 0 0 0 0 0

Tabla 191. Funciones de control



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Comprobación de sincronismo, comprobación de energización ysincronización

SESRSYN 1MRK005917-XA 2 0-2

Control de aparatos para hasta 6 bahías, máx. 30 aparatos (6interruptores) incl. enclavamiento

APC30 1MRK005917-CY 7 0-1

Control y supervisión del cambiador de tomas, 6 entradas binarias TCMYLTC 1MRK005917-DB 10 0-4 Control y supervisión del cambiador de tomas, 32 entradas binarias TCLYLTC 1MRK005917-EA 11 0-4

Tabla 192. Esquemas de comunicación

Posición 1 2 3 4 5 6 7 8

K 0 0 0 0 0 0 0 0

Tabla 193. Lógica

Posición 1 2

L

Tabla 194. Funciones de lógica



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Bloques lógicos configurables Q/T 1MRK005922-MX 1 0-1 Paquete de lógica extensible 1MRK005922-AY 2 0-1


ABB 119

Tabla 195. Monitorización

Posición 1 2

M 0

Tabla 196. Funciones de monitorización



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Monitorización de la condición del interruptor SSCBR 1MRK005924-HA 1 00-12

Tabla 197. Comunicación de estaciones

Posición

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

P 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Tabla 198. Funciones de comunicación de estación


N.º de pedido Posición Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas y normas

Comunicación por bus de procesos IEC 61850-9-2 1MRK005930-TA 1 0 si seseleccionaF00, 6 si seseleccionaN00

Nota: REG670 cant.personalizada = 0,REG670 61850-9-2cant. = 6

Protocolo de redundancia en paralelo IEC 62439-3 PRP 1MRK002924-YB 2 0-1 Nota: No válido en elproducto REG67061850-9-2LENota: Requiere OEM de2 canales

Tabla 199. Selección de idioma

Primer idioma de diálogo del usuario de la HMI local Selección Notas y normas

Idioma de la HMI, inglés IEC B1 Idioma adicional de la HMI Ningún idioma adicional de la HMI X0 Idioma de la HMI, inglés de EE.UU. A12 Seleccionado

Tabla 200. Selección de caja

Caja Selección Notas y normas

Caja de 1/2 x 19" A Caja de 3/4 x 19" 1 ranura TRM B Caja de 3/4 x 19" 2 ranuras TRM C Caja de 1/1 x 19" 1 ranura TRM D Caja de 1/1 x 19" 2 ranuras TRM E Seleccionado

Tabla 201. Selección de montaje

Detalles de montaje con grado de protección IP40 desde la parte frontal Selección Notas y normas

Sin kit de montaje incluido X Kit de montaje en rack de 19" para caja de 1/2 x 19" de 2xRHGS6 o RHGS12 A Kit de montaje en rack de 19" para caja de 3/4 x 19" o 3xRGHS6 B Kit de montaje en rack de 19" para caja de 1/1 x 19" C Kit de montaje mural D Nota: No se recomienda el

montaje mural con módulos decomunicación con conexión defibra (SLM, OEM, LDCM)

Kit de montaje empotrado E Kit de montaje empotrado + junta de montaje IP54 F Seleccionado


120 ABB

Tabla 202. Tipo de conexión para el módulo de alimentación

Selección Notas y normas

Terminales de compresión M Terminales de anillo N Fuente de alimentación auxiliar Módulo de fuente de alimentación 24-60 V CC A Módulo de fuente de alimentación 90-250 V CC B Seleccionado

Tabla 203. Tipo de conexión para los módulos de entradas/salidas


Terminales de compresión P Terminales de anillo R Seleccionado

Tabla 204. Selección de interfaz hombre-máquina

Interfaz de hardware hombre-máquina Selección Notas y normas

Pantalla gráfica de tamaño mediano, símbolos de teclado IEC B Pantalla gráfica de tamaño mediano, símbolos de teclado ANSI C Seleccionado


ABB 121

Tabla 205. Selección de sistema analógico

Sistema analógico Selección Notas y normas

No se incluye primer TRM X0 Nota: Solo válido en REG670–N00 Terminales de compresión A Nota: Solo el mismo tipo de TRM

(compresión o anillo) en el mismoterminal. Terminales de anillo B

Primer TRM, 12I, 1A, 50/60 Hz 1 Primer TRM, 12I, 5A, 50/60 Hz 2 Primer TRM, 9I+3U 1A, 100/220 V, 50/60 Hz 3 Primer TRM, 9I+3U 5A, 100/220 V, 50/60 Hz 4 Primer TRM, 5I, 1A+4I, 5A+3U, 100/220 V, 50/60 Hz 5 Primer TRM, 6I+6U 1A, 100/220 V, 50/60 Hz 6 Primer TRM, 6I+6U 5A, 100/220 V, 50/60 Hz 7 Primer TRM 6I, 1A, 50/60 Hz 8 Cant. máxima = 1 Primer TRM 6I, 5A, 50/60 Hz 9 Cant. máxima = 1 Primer TRM 7I+5U 1A, 100/220 V, 50/60 Hz 12 Primer TRM 7I+5U 5A, 100/220 V, 50/60 Hz 13 Primer TRM, 6I, 5A+1I, 1A+5U, 110/220 V, 50/60 Hz 14 Primer TRM, 3I, 5A+4I, 1A+5U, 110/220 V, 50/60 Hz 15 Primer TRM, 3I, 5A+3I, 1A+6U, 110/220 V, 50/60 Hz 16 Primer TRM, 3IM, 1A+4IP, 1A+5U, 110/220 V, 50/60 Hz 17 Primer TRM, 3IM, 5A+4IP, 5A+5U, 110/220 V, 50/60 Hz 18 Primer TRM 10I+2U, 1A, 110/220 V, 50/60 Hz 19 Primer TRM 10I+2U, 5A, 110/220 V, 50/60 Hz 20 No se incluye segundo TRM X0 Terminales de compresión A Terminales de anillo B Segundo TRM, 12I, 1A, 50/60 Hz 1 Segundo TRM, 12I, 5A, 50/60 Hz 2 Segundo TRM, 9I+3U 1A, 100/220 V, 50/60 Hz 3 Segundo TRM, 9I+3U 5A, 100/220 V, 50/60 Hz 4 Segundo TRM, 5I, 1A+4I, 5A+3U, 100/220 V, 50/60 Hz 5 Segundo TRM, 6I+6U 1A, 100/220 V, 50/60 Hz 6 Segundo TRM, 6I+6U 5A, 100/220 V, 50/60 Hz 7 Segundo TRM, 6I 1A, 50/60Hz 8 Cant. máxima = 1 Segundo TRM, 6I 5A, 50/60Hz 9 Cant. máxima = 1 Segundo TRM 7I+5U 1A, 100/220 V, 50/60 Hz 12 Segundo TRM 7I+5U 5A, 100/220 V, 50/60 Hz 13 Segundo TRM, 6I, 5A+1I, 1A+5U, 110/220 V, 50/60 Hz 14 Segundo TRM, 3I, 5A+4I, 1A+5U, 110/220 V, 50/60 Hz 15 Segundo TRM, 3I, 5A+3I, 1A+6U, 110/220 V, 50/60 Hz 16 Segundo TRM, 3IM, 1A+4IP, 1A+5U, 110/220 V, 50/60 Hz 17 Segundo TRM, 3IM, 5A+4IP, 5A+5U, 110/220 V, 50/60 Hz 18 Segundo TRM 10I+2U, 1A, 110/220 V, 50/60 Hz 19 Segundo TRM 10I+2U, 5A, 110/220 V, 50/60 Hz 20 Seleccionado


122 ABB

Tabla 206. Cantidad máxima de módulos E/S

Nota: En los pedidos de módulos E/S, tenga en cuenta las cantidades máximas que aparecen en la tabla siguiente

Tamaños de caja BIM IOM BOM/SOM

MIM Máximo en la caja

1/1 x 19”, un (1) TRM 14 6 4 4 14 tarjetas, incluyendo una combinación de cuatro tarjetas de tipo BOM, SOM y MIM

1/1 x 19”, dos (2) TRM 11 6 4 4 11 tarjetas, incluyendo una combinación de cuatro tarjetas de tipo BOM, SOM y MIM

3/4 x 19”, un (1) TRM 8 6 4 4 8 tarjetas, incluyendo una combinación de cuatro tarjetas de tipo BOM, SOM y una MIMcomo máximo

3/4 x 19”, dos (2) TRM 5 5 4 4 5 tarjetas, incluyendo una combinación de cuatro tarjetas de tipo BOM, SOM y una MIMcomo máximo

1/2 x 19”, un (1) TRM 3 3 3 1 3 tarjetas


ABB 123

Tabla 207. Selección de módulo de entradas/salidas binarias

Módulos de entradas/salidas binarias


Posición de las ranuras(vista posterior) X3

1

X41

X51

X61

X71

X81

X91

X101

X111

X121

X131

X141

X151

X161 Atención: Máx. 3 posiciones en

rack 1/2, 8 en rack 3/4 con 1 TRM,5 en rack 3/4 con 2 TRM, 11 enrack 1/1 con 2 TRM y 14 en rack1/1 con 1 TRM

Caja de 1/2 con 1 TRM Caja de 3/4 con 1 TRM Caja de 3/4 con 2 TRM Caja de 1/1 con 1 TRM Caja de 1/1 con 2 TRM Sin placa en la ranura X X X X X X X X X X X X X X Módulo de salida binaria,

24 relés de salida (BOM)A A A A A A A A A A A A A A

BIM 16 entradas,RL24-30 V CC, 50 mA

B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1


C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1


D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1


E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1

BIM 16 entradas,220-250 V CC, 120 mA

E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2

BIMp 16 entradas,RL24-30 V CC, 30 mA,para recuento de pulsos

F F F F F F F F F F F F F F


G G G G G G G G G G G G G G


H H H H H H H H H H H H H H

BIM 16 entradas,RL220-250 V CC, 30 mA,para recuento de pulsos

K K K K K K K K K K K K K K

IOM 8 entradas, 10+2salidas, RL24-30 V CC,50 mA

L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1

IOM 8 entradas, 10+2salidas, RL48-60 V CC,50 mA

M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1

IOM 8 entradas, 10+2salidas, RL110-125 VCC, 50 mA

N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1

IOM 8 entradas, 10+2salidas, RL220-250 VCC, 50 mA

P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1

IOM 8 entradas, 10+2relés de salida, 220-250V CC, 110 mA

P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2

IOM con MOV 8entradas, 10-2 salidas,24-30 V CC, 30 mA

U U U U U U U U U U U U U U


V V V V V V V V V V V V V V


W W W W W W W W W W W W W W


Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y

Módulo MIM de entradamA, 6 canales

R R R R R R R R R R R R R R


124 ABB

Tabla 207. Selección de módulo de entradas/salidas binarias, continuaciónMódulos de entradas/salidas binarias


Módulo de salidasestáticas SOM, 12salidas, 48-60 V CC

T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 Nota: SOM no debe ubicarse enlas siguientes posiciones: caja de1/2 ranura X51, caja de 3/4 1ranura TRM X101, caja de 3/4 2ranuras TRM X71, caja de 1/1 1ranura TRM X161, caja de 1/1 2ranuras TRM X131

Módulo de salidasestáticas SOM, 12salidas, 110-250 V CC

T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2

Seleccionado.

Tabla 208. Selección de comunicación serie del extremo remoto

Comunicación del extremo remoto, módulos de sincronización horaria y com. serieDNP


Posición de las ranuras (vista posterior)

X312

X313

X302

X303

X322

X323 Nota: El número máximo y tipo de

módulos LDCM compatiblesdependen de la cantidad demódulos (BIM, BOM, LDCM,OEM, GTM, SLM, RS485, IRIG-B)en el IED.

Ranuras disponibles en caja de 1/2, 3/4 y 1/1 con 1 TRM Nota: Máx. 2 LDCM en caja de 1/2 Ranuras disponibles en caja de 3/4 y 1/1 con 2 TRM No se incluye placa para comunicación remota X X X X X X LDCM óptico de corto alcance A A A A A A Nota: Se pueden seleccionar máx.

4 LDCM (del mismo tipo o distinto)en la configuración F00. Máx. 2LDCM en la configuración N00(9-2)Regla: Coloque siempre losmódulos LDCM en la misma placapara permitir la comunicaciónredundante; en P30:2 y P30:3,P31:2 y P31:3 o P32:2 y P32:3

Medio alcance óptico, LDCM 1310 nm B B B B B B Largo alcance óptico, LDCM 1550 nm C C C C C C Módulo de comunicación galvánica de datos de línea X21 E E E E E E

Módulo de sincronización horaria IRIG-B F F F F F F Módulo de comunicación galvánica RS485 G G G G G G Módulo de sincronización horaria GPS S S S S Seleccionado

Tabla 209. Unidad de comunicación serie para selección de comunicación de estaciones

Unidad de comunicación serie para comunicación de estaciones Selección Notas y normas


X301

X311

No se incluye placa para comunicación X X Interfaz de plástico serie SPA/LON/DNP/IEC 60870-5-103 A Interfaz de plástico/vidrio serie SPA/LON/DNP/IEC 60870-5-103 B Interfaz de vidrio serie SPA/LON/DNP/IEC 60870-5-103 C Módulo Ethernet óptico, 1 canal de vidrio D Módulo Ethernet óptico, 2 canales de vidrio E Seleccionado.


ABB 125

22. Pedidos de IED preconfigurados

DirectricesLea las instrucciones con atención y téngalas presentes para evitar inconvenientes durante la gestión del pedido.Consulte la tabla de funciones disponibles para conocer las funciones de aplicación incluidas.PCM600 se puede utilizar para efectuar cambios o incorporaciones a la configuración preconfigurada suministrada de fábrica.

Para obtener el código de pedido completo, combine los códigos de las tablas, como se muestra en el siguiente ejemplo.Referencia de ejemplo: REG670 *2.1-A30X00- A02H02-B1A3-AC-MB-B-A3X0-DAB1RGN1N1XXXXXXX-AXFXXX-AX. Utilizando el código de cada posición #1-13especificado como REG670*1-2 2-3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3-4 4-5-6-7 8-9-10 10 1010-11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11-12 12 12 12 12 12-13 13

# 1 - 2 - 3 - 4 - 5 6 - 7 - 8 - 9 -REG670* - - - - - . - -

10 - 11 - 12 - 13 - . -

Po

sici

ón

SOFTWARE #1 Notas y normas

Número de versión N.º de versión 2.1

Selección de posición #1.

Alternativas de configuración #2 Notas y normas

Diferencial de generador y de respaldo A20 Diferencial de generador y respaldo del generador/transformador B30 Diferencial de generador/transformador y de respaldo C30 Configuración de la ACT Configuración ABB estándar X00 Selección de posición #2.


126 ABB

Opciones de software #3 Notas y normas

Sin opción X00 No es necesario rellenar todos loscampos del impreso de pedido

Protección de falta a tierra restringida de bajaimpedancia

A01 Nota: A01 solo para B30

Protección diferencial de alta impedancia, 3 bloques A02 Nota: A02 solo para A20 Protección diferencial de transformador, 2 devanados A31 Nota: A31 solo para A20 Protección diferencial de transformador, 2 y 3

devanadosA33 Nota: A33 solo para B30

Protección de pérdida de sincronismo B22 Detección de faltas en el rotor por inyección B31 Detección de faltas en el estator por inyección B32 Protección de sobreintensidad y potencia residuales,

direccionales y sensibles C16

Protección de sobreintensidad con restricción detensión

C36

Protección de sobrecarga del rotor C38 Protección de sobreintensidad de secuencia de fase

negativa direccional de cuatro etapas, 1 bloqueC41 Nota: C41 solo para A20

Protección de sobreintensidad de secuencia de fasenegativa direccional de cuatro etapas, 2 bloques

C42 Nota: C42 solo para B30/C30

Protección de falta a tierra del estator 100% basada enel tercer armónico

D21 Nota: D21 solo para A20

Protección de acumulación de tiempo de frecuencia E03 Supervisión de fallo de fusible basada en la diferencia

de tensión G03

Control de aparatos, 30 objetos H09 Monitorización de la condición del interruptor, 6 CB M15 Nota: M12 solo para B30 y C30,

M15 solo para A20 Monitorización de la condición del interruptor, 12 CB M12 Protocolo de redundancia en paralelo IEC 62439-3 P03 Nota: P03 requiere OEM de 2

canales. Selección de posición #3

Primer idioma de diálogo del usuario de la HMI local #4 Notas y normas

Idioma de la HMI, inglés IEC B1 Idioma adicional de diálogo del usuario de la HMI local Ningún idioma adicional de la HMI X0 Idioma de la HMI, inglés de EE.UU. A12 Selección de posición #4.

Caja #5 Notas y normas

Caja de 1/2 x 19" A Nota: Solo para A20 Caja de 3/4 x 19" 2 ranuras TRM C Nota: Solo para B30 y C30 Caja de 1/1 x 19" 2 ranuras TRM E Nota: Solo para B30 y C30 Selección de posición #5.

Detalles de montaje con grado de protección IP40 desde la parte frontal #6 Notas y normas

Sin kit de montaje incluido X Kit de montaje en rack de 19" para caja de 1/2 x 19" de 2xRHGS6 o RHGS12 A Nota: Solo para A20 Kit de montaje en rack de 19" para caja de 1/1 x 19" C Nota: Solo para B30 y C30 Kit de montaje mural D Nota: No se recomienda el

montaje mural con módulos decomunicación con conexión defibra (SLM, OEM, LDCM)

Kit de montaje empotrado E Kit de montaje empotrado + junta de montaje IP54 F Selección de posición #6.


ABB 127

Tipo de conexión para los módulos de alimentación #7 Notas y normas

Terminales de compresión M Terminales de anillo N Fuente de alimentación auxiliar 24-60 V CC A 90-250 V CC B Selección de posición #7.

Tipo de conexión para los módulos de entradas/salidas y de comunicación #8 Notas y normas

Terminales de compresión P Selección de posición #8.

Interfaz de hardware hombre-máquina #9 Notas y normas

Pantalla gráfica de tamaño mediano, símbolos de teclado IEC B Pantalla gráfica de tamaño mediano, símbolos de teclado ANSI C Selección de posición #9.

Sistema de entradas analógicas #10 Notas y normas

Terminales de compresión A Terminales de anillo B Primer TRM, 9I+3U 1A, 110/220 V 3 Nota: Solo para B30/C30 Primer TRM, 9I+3U 5A, 110/220 V 4 Nota: Solo para B30/C30 Primer TRM, 5I, 1A+4I, 5A+3U, 110/220 V 5 Nota: Solo para B30/C30 Primer TRM, 7I+5U 1A, 110/220 V 12 Nota: Solo para A20 Primer TRM, 7I+5U 5A, 110/220 V 13 Nota: Solo para A20 Primer TRM, 6I, 5A+1I, 1A+5U, 50/60 Hz, 100/220V 14 Nota: Solo para A20 Primer TRM, 3I, 5A+4I, 1A+5U, 50/60 Hz, 100/220V 15 Nota: Solo para A20 No se incluye segundo TRM X0 Nota: B30/C30 debe incluir un

segundo TRM Terminales de compresión A Terminales de anillo B Segundo TRM, 9I+3U 1A, 110/220 V 3 Nota: Solo para B30 Segundo TRM, 9I+3U 5A, 110/220 V 4 Nota: Solo para B30 Segundo TRM, 5I, 1A+4I, 5A+3U, 110/220 V 5 Nota: Solo para B30 Segundo TRM, 6I+6U 1A, 100/220 V 6 Nota: Solo para C30 Segundo TRM, 6I+6U 5A, 100/220 V 7 Nota: Solo para C30 Selección de posición #10.


128 ABB

Módulo de entradas/salidas binarias, placas con sincronización dehora y mA.

#11 Notas y normas

Establezca que BIM, con corriente de magnetización de 50 mA, sea la opción principal. BIM con corriente de magnetización de 50 mA cumple normas adicionales.Como consecuencia de ello, la capacidad de tolerancia de EMC aumenta todavía más.BIM con corriente de magnetización de 30 mA sigue estando disponible.Para recuento de pulsos, por ejemplo medición de kWh, hay que utilizar BIM con capacidades mejoradas de recuento de pulsos.Nota: 1 BIM y 1 BOM incluidos.


X31

X41

X51

X61

X71

X81

X91

X101

X111

X121

X131 Nota: Máx. 3 posiciones en rack

1/2 y 11 en rack 1/1 con 2 TRMCaja de 1/2 con 1 TRM Nota: Solo para A20Caja de 1/1 con 2 TRM Nota: Solo para B30/C30 Sin placa en la ranura X X X X X X X X X X X Módulo de salida binaria, 24 relés de salida (BOM) A A A A A A A A A A Nota: Máximo 4 placas (BOM

+SOM+MIM). BIM 16 entradas, RL24-30 V CC, 50 mA B

1 B

1B1

B1

B1

B1

B1

B1

B1

B1

BIM 16 entradas, RL48-60 V CC, 50 mA C1

C1

C1

C1

C1

C1

C1

C1

C1

C1

BIM 16 entradas, RL110-125 V CC, 50 mA D1

D1

D1

D1

D1

D1

D1

D1

D1

D1

BIM 16 entradas, RL220-250 V CC, 50 mA E1

E1

E1

E1

E1

E1

E1

E1

E1

E1

BIM 16 entradas, 220-250 V CC, 120 mA E2

E2

E2

E2

E2

E2

E2

E2

E2

E2

BIMp 16 entradas, RL24-30 V CC, 30 mA, para recuento de pulsos F F F F F F F F F BIMp 16 entradas, RL48-60 V CC, 30 mA, para recuento de pulsos G G G G G G G G G BIMp 16 entradas, RL110-125 V CC, 30 mA, para recuento de pulsos H H H H H H H H H BIM 16 entradas, RL220-250 V CC, 30 mA, para recuento de pulsos K K K K K K K K K IOM 8 entradas, 10+2 salidas, RL24-30 V CC, 50 mA L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 IOM 8 entradas, 10+2 salidas, RL48-60 V CC, 50 mA M

1M1

M1

M1

M1

M1

M1

M1

M1

IOM 8 entradas, 10+2 salidas, RL110-125 V CC, 50 mA N1

N1

N1

N1

N1

N1

N1

N1

N1

IOM 8 entradas, 10+2 salidas, RL220-250 V CC, 50 mA P1

P1

P1

P1

P1

P1

P1

P1

P1

IOM 8 entradas, 10+2 relés de salida, 220-250 V CC, 110 mA P2

P2

P2

P2

P2

P2

P2

P2

P2

IOM con MOV 8 entradas, 10-2 salidas, 24-30 V CC, 30 mA U U U U U U U U U IOM con MOV 8 entradas, 10-2 salidas, 48-60 V CC, 30 mA V V V V V V V V V IOM con MOV 8 entradas, 10-2 salidas, 110-125 V CC, 30 mA W W W W W W W W W IOM con MOV 8 entradas, 10-2 salidas, 220-250 V CC, 30 mA Y Y Y Y Y Y Y Y Y Módulo MIM de entrada mA, 6 canales R R R R R R R R R Nota: MIM no en A20, máximo 1

tarjeta MIM en caja de 1/2. Módulo de salidas estáticas SOM, 12 salidas, 48-60 V CC T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 Nota: SOM no debe ubicarse en

las siguientes posiciones: caja de1/2 ranura X51, caja de 1/1 2ranuras TRM X131

Módulo de salidas estáticas SOM, 12 salidas, 110-250 V CC T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2

Selección de posición #11.


ABB 129

Comunicación del extremo remoto, módulos de sincronización horaria y com. serieDNP

#12 Notas y normas


X312

X313

X302

X303

X322

X323 Nota: El número máximo y tipo de

módulos LDCM compatiblesdependen de la cantidad demódulos (BIM, BOM, LDCM,OEM, GTM, SLM, RS485, IRIG-B)en el IED.

Ranuras disponibles en caja de 1/2 con 1 TRM Nota: Máx. 2 LDCM en caja de 1/2 Ranuras disponibles en caja de 1/1 con 2 TRM No se incluye placa para comunicación remota X X X X X X LDCM óptico de corto alcance A A A A A A Nota: Se pueden seleccionar máx.

2 LDCM (del mismo tipo o distinto)Regla: Coloque siempre losmódulos LDCM en la misma placapara permitir la comunicaciónredundante; en P30:2 y P30:3,P31:2 y P31:3 o P32:2 y P32:3

Medio alcance óptico, LDCM 1310 nm B B B B B B

Módulo de sincronización horaria IRIG-B F F F F F F Módulo de comunicación galvánica RS485 G G G G G G Módulo de sincronización horaria GPS S S S S Selección de posición #12.

Unidad de comunicación serie para comunicación de estaciones #13 Notas y normas


X301

X311

No se incluye placa para comunicación X X Módulo de comunicación LON y en serie (plástico) A Módulo de comunicación en serie (plástico) y LON (vidrio) B Módulo de comunicación en serie y LON (vidrio) C Módulo Ethernet óptico, 1 canal de vidrio D Módulo Ethernet óptico, 2 canales de vidrio E Selección de posición #13.


130 ABB

23. Pedido de accesorios

AccesoriosAntena GPS y detalles de montaje

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

Cable para antena, 20 m (aprox. 65 pies) Cantidad: 1MRK 001 665-AA

Cable para antena, 40 m (aprox. 131 pies) Cantidad: 1MRK 001 665-BA

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

Convertidor de interfaz externo de C37.94 a G703 Cantidad: 1 2 1MRK 002 245-AA

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

Dispositivo de pruebaEl sistema de pruebas COMBITEST diseñado para utilizarsecon los IED se describe en 1MRK 512 001-BEN y 1MRK001024-CA. Para obtener más información, consulte la páginaweb: www.abb.com/substationautomation.

Debido a la gran flexibilidad de nuestro producto y la ampliavariedad de aplicaciones posibles, el interruptor de pruebadebe seleccionarse para cada aplicación específica.

Seleccione el interruptor de prueba adecuado basándose en ladisposición de los contactos que se muestra en ladocumentación de referencia.

Sin embargo, nuestras propuestas de variantes adecuadasson:

Transformador de dos devanados con neutro interno encircuitos de intensidad. Pueden usarse dos unidades enaplicaciones para transformadores de tres devanados endisposición con uno o varios interruptores (número de pedidoRK926 315-BD)

Transformador de dos devanados con neutro externo encircuitos de intensidad. Pueden usarse dos unidades en

aplicaciones para transformadores de tres devanados endisposición con uno o varios interruptores (número de pedidoRK926 315-BH).

Transformador de tres devanados con neutro interno encircuitos de intensidad (número de pedido RK926 315-BX).

El contacto normalmente abierto "En modo ensayo" 29-30 enlos interruptores de prueba RTXP debería estar conectado a laentrada del bloque de función de ensayo para permitir laactivación de funciones individualmente durante el ensayo.

Los interruptores de pruebas del tipo RTXP 24 se piden porseparado. Para obtener referencias a los documentoscorrespondientes, consulte la sección Documentosrelacionados.

La caja RHGS 6 o la caja RHGS 12 con RTXP 24 montado y elconmutador de encendido/apagado para suministro de CC sepiden por separado. Para obtener referencias a losdocumentos correspondientes, consulte la secciónDocumentos relacionados.


ABB 131

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

Cubierta protectora

Cubierta protectora para parte posterior de RHGS6, 6U, 1/4 x 19” Cantidad: 1MRK 002 420-AE

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

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

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

Unidad de resistencia externa

Unidad monofásica de resistencia de alta impedancia, con resistencia y resistenciadependiente de la tensión para una tensión de operación de 20-100 V

Cantidad:

1 2 3 RK 795 101-MA

Unidad trifásica de resistencia de alta impedancia, con resistencia y resistenciadependiente de la tensión para una tensión de operación de 20-100 V

Cantidad: RK 795 101-MB

Unidad monofásica de resistencia de alta impedancia, con resistencia y resistenciadependiente de la tensión para una tensión de operación de 100-400V

Cantidad:

1 2 3 RK 795 101-CB

Unidad trifásica de resistencia de alta impedancia, con resistencia y resistenciadependiente de la tensión para una tensión de operación de 100-400V

Cantidad: RK 795 101-DC


132 ABB

Equipo de inyección

Regla: Si se pide equipo de inyección, en el IED se requiere protección sensible de faltas a tierra del rotor, basadaen inyección (opción B31) o protección de falta a tierra del estator 100% basada en inyección (opciónB32)ROTIPHIZ o STTIPHIZ.

Unidad de inyección, REX060 Cantidad: 1MRK 002 500-AA

La unidad de inyección REX060 requiere una conexión con un TT a través de la resistenciade conexión a tierra del punto neutro del generador. El TT debe ofrecer una potencia nominalde 100 VA y una tensión nominal del devanado secundario de hasta 120 V. Debe cumplir losrequisitos de IEC 61869-3:2011 sección 5.5.301 Valores de salida nominales, y los valoresestándar que se especifican de conformidad con el rango de carga II.

Caja

Caja para rack 1/2 x 19" Básico

Módulo de backplane (BPM) Básico

Interfaz hombre-máquina

HMI y módulo lógico (HLM) Básico

Módulos de inyecciónNota: Hay que seleccionar o bien RIM o bien SIM si se ha especificado REX060

Regla: Se requiere el módulo de inyección del estator (SIM) si se ha seleccionado/está activala protección de falta a tierra del estator 100% basada en inyección (opción B32)(STTIPHIZ)en REG670

Módulo de inyección del estator (SIM) 1MRK 002 544-AA

Si el generador está conectado a tierra a través de una resistencia primaria conectada entreel punto neutro del generador y tierra, se coloca un TT a través de la resistencia primaria. Acontinuación, se realiza la conexión del SIM con el lado secundario del TT. El TT debeofrecer una potencia nominal de 100 VA y una tensión nominal del devanado secundario dehasta 120 V. Debe cumplir los requisitos de IEC 61869-3:2011 sección 5.5.301 Valores desalida nominales, y los valores estándar que se especifican de conformidad con el rango decarga II.

Regla: Se requiere el módulo de inyección del rotor (RIM) si se ha seleccionado/está activala protección sensible de faltas a tierra del rotor, basada en inyección (opción B31)(ROTIPHIZ) en REG670

Módulo de inyección del rotor (RIM) 1MRK 002 544-BA

Módulo de alimentación

Regla: Se debe especificar un módulo de alimentación

Módulo de alimentación auxiliar (PSM) 24-60 V CC 1MRK 002 239-AB

90-250 V CC 1MRK 002 239-BB

Detalles de montaje con grado de protección IP40 desde la parte frontal

Kit de montaje en rack 19" 1MRK 002 420-BB

Kit de montaje en pared para terminal 1MRK 002 420-DA

Kit de montaje empotrado para terminal 1MRK 000 020-Y

Junta de montaje IP54 extra + Kit de montaje empotrado para terminal 1MRK 002 420-EA

Regla: REX061 requiere REX060 y que el módulo de inyección del rotor (RIM) se hayaseleccionado en REX060; asimismo, la protección sensible de faltas a tierra del rotor, basada eninyección (opción B31)(ROTIPHIZ), debe estar seleccionada/activa en REG670.

Unidad de condensador de acoplamiento, REX061 Cantidad: 1MRK 002 550-AA


ABB 133

Regla: REX062 requiere REX060 y que el módulo de inyección del estator (SIM) se hayaseleccionado en REX060; asimismo, la protección de faltas a tierra del estator 100%, basada eninyección (opción B32)(STTIPHIZ), debe estar seleccionada/activa en REG670.

Unidad de resistencia de shunt, REX062 Cantidad: 1MRK 002 555-AA

Combiflex

Interruptor de llave para ajustes

Interruptor de llave para bloqueo de ajustes a través de LCD-HMI Cantidad: 1MRK 000 611-A

Nota: Para conectar el interruptor de llave deben utilizarse cables Combiflex de 10 A en un extremo.

Kit de montaje Numero de pedido

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

Unidad de inyección para protección de falta a tierra del rotor (RXTTE 4)Nota: Requiere base de terminal COMBIFLEX adicional RX4, tomas de 10 A COMBIFLEX yaccesorios de montaje COMBIFLEX adecuados para un funcionamiento correcto

Cantidad: 1MRK 002 108-BA

Resistencia de protección en una placa Cantidad: RK795102-AD

Herramientas de configuración y monitorización

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

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

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

Manuales

Nota: En cada IED siempre se incluye un (1) CD de conexión del IED que contiene documentación para elusuario (en inglés: Operation manual, Technical manual, Installation manual, Commissioning manual,Application manual y Getting started guide), paquetes de conectividad y una plantilla de etiquetas LED.

Regla: Especifique la cantidad adicional de CD de conexión IED solicitados. Cantidad: 1MRK 002 290-AD


134 ABB

Documentación para el usuario

Regla: especificar la cantidad de manuales impresos solicitados

Manual de aplicaciones IEC Cantidad: 1MRK 502 065-UEN

ANSI Cantidad: 1MRK 502 051-UUS

Manual técnico IEC Cantidad: 1MRK 502 066-UEN


Manual de puesta en servicio IEC Cantidad: 1MRK 502 067-UEN


Manual del protocolo de comunicación, IEC 61850 Edición 1

IEC Cantidad: 1MRK 511 349-UEN

Manual del protocolo de comunicación, IEC 61850 Edición 2 IEC Cantidad: 1MRK 511 350-UEN

Manual del protocolo de comunicación, IEC 60870-5-103 IEC Cantidad: 1MRK 511 351-UEN

Manual del protocolo de comunicación, LON IEC Cantidad: 1MRK 511 352-UEN

Manual del protocolo de comunicación, SPA IEC Cantidad: 1MRK 511 353-UEN

Manual del protocolo de comunicación,DNP


Manual de lista de puntos, DNP ANSI Cantidad 1MRK 511 354-UUS

Manual de operador IEC Cantidad: 1MRK 500 123-UEN


Manual de instalación IEC Cantidad: 1MRK 514 024-UEN



ABB 135

Manual de ingeniería, serie 670 IEC Cantidad: 1MRK 511 355-UEN


Directriz de seguridad cibernética IEC Cantidad: 1MRK 511 356-UEN

Información de referencia

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

País: Usuario final:

Nombre de estación: Nivel de tensión: kV

Fabricante del generador: Potencia nominal: MVA

Tipo de medio principal: vapor , gas , hidro , bomba , nuclear , otro ______________________

Documentos relacionados

Documentos relacionados conREG670

Números de documento

Manual de aplicaciones IEC:1MRK 502 065-UENANSI:1MRK 502 065-UUS

Manual de puesta en servicio IEC:1MRK 502 067-UENANSI:1MRK 502 067-UUS

Guía del producto 1MRK 502 068-BES

Manual técnico IEC:1MRK 502 066-UENANSI:1MRK 502 066-UUS

Certificado de pruebas de tipo IEC:1MRK 502 068-TENANSI:1MRK 502 068-TUS

Manuales de la serie 670 Números de documento

Manual de operador IEC:1MRK 500 123-UENANSI:1MRK 500 123-UUS

Manual de ingeniería IEC:1MRK 511 355-UENANSI:1MRK 511 355-UUS

Manual de instalación IEC:1MRK 514 024-UENANSI:1MRK 514 024-UUS

Manual del protocolo decomunicación, DNP3

1MRK 511 348-UUS

Manual del protocolo decomunicación, IEC 60870-5-103

1MRK 511 351-UEN

Manual del protocolo decomunicación, IEC 61850 Edición1

1MRK 511 349-UEN

Manual del protocolo decomunicación, IEC 61850 Edición2

1MRK 511 350-UEN

Manual del protocolo decomunicación, LON

1MRK 511 352-UEN

Manual del protocolo decomunicación, SPA

1MRK 511 353-UEN

Manual de lista de puntos, DNP3 1MRK 511 354-UUS

Guía de accesorios IEC:1MRK 514 012-BENANSI:1MRK 514 012-BUS

Directriz de implementación deseguridad cibernética

1MRK 511 356-UEN

Componentes de instalación yconexión

1MRK 513 003-BEN

Sistema de prueba, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN


136 ABB

137

Contacto

Para obtener más información, póngase encontacto con:

ABB ABSubstation Automation ProductsSE-721 59 Västerås, SueciaTeléfono +46 (0) 21 32 50 00

www.abb.com/substationautomation

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Protección de generador REG670 2.1 IEC Guía del producto · dispone de protecciones principales para el generador. Por lo tanto, el concepto facilita la implementación de soluciones