Protección de generador REG670 Configuración abierta · PDF fileteniendo las protecciones principales para el generador. De este modo, el concepto permite soluciones muy rentables

Relion® 670 series

Protección de generador REG670Configuración abiertaGuía del producto

Contenido

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

2. Funciones.............................................................4

3. Aplicación.............................................................7

4. Funcionalidad.....................................................16

5. Descripción del "hardware"...............................31

6. Diagramas de conexión......................................33

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

8. Pedidos..............................................................91

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Marcas

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Protección de generador REG670 1MRK 502 017-BES AConfiguración abiertaVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011

2 ABB

1. Características

• Para generadores y transformadores encentrales hidráulicas, de acumulación porbombeo, gas, ciclo combinado, vapor,nucleares y de cogeneración

• Protección y supervisión de generador ytransformador integradas en un IED

• Protección diferencial de generador con:

▪ Frenado por porcentaje diferencial

▪ Discriminador de falta interna/externa (basado en secuencianegativa de fases)

▪ Puede ocuparse de la compensaciónde CC completa en corriente de falla

▪ Amplia gama de frecuencias defuncionamiento

▪ Hasta cuatro entradas estabilizadas

• Protección diferencial de transformadorcon:

▪ Frenado por porcentaje diferencial

▪ Frenado por forma de onda y porsegundo armónico para conexión deltransformador

▪ Frenado por quinto armónico parasobreexcitación

▪ Alta sensibilidad para faltas entreespiras

▪ Hasta seis entradas estabilizadas

• Protección de falta a tierra restringidapara todos los devanados a tierradirectos o de baja impedancia

▪ Funcionamiento extremadamenterápido

▪ Alta sensibilidad

▪ Basada en alta y baja impedancia

• Protección de deslizamiento de polos

▪ Detección de deslizamientos enredes eléctricas de 0.2 a 8 Hz

▪ Discriminación entre la dirección degeneración y de motorización delángulo de fase del rótor

▪ Disparo tras un número establecidode deslizamientos

▪ Disparo dentro de un ángulo derótor establecido

• Pérdida de excitación/subexcitación

▪ Medición de secuencia positiva

▪ Dos zonas de alarma y disparo

▪ Elemento direccional para frenadode zona

• Protección de potencia direccional

▪ Protección de potencia inversa, haciadelante baja, activa, reactiva

▪ Compensación de ángulo de fase

▪ Dos etapas (alarma/desconexión)

• 100% falta a tierra en el estátor

▪ 95% en medición de frecuenciafundamental

▪ 100% en medición de 3er armónico ycaracterística de frenado

▪ Con precisión para todas lascondiciones de carga

• Protección de respaldo de mínimaimpedancia

▪ Protección de distancia de plenoesquema con característica "mho".

▪ Máxima intensidad con control/frenado por tensión

• Función de cortocircuito de altavelocidad instantánea con sobrealcancetransitorio bajo

• Protección de sobreintensidaddireccional con cuatro etapas


Revisión: A

ABB 3

▪ Cada etapa puede tener retardo detiempo inverso o definitivo

▪ Cada etapa puede ser direccional ono direccional

• Protección multipropósito

▪ Secuencia de fase negativa (retardode tiempo inverso o definitivo)

▪ Protección de falla a tierra del rotor

▪ Protección de energizaciónaccidental/máquina inactiva

• Protección de falla a tierra direccionalcon cuatro etapas

▪ Cada etapa puede tener retardo detiempo inverso o definitivo

▪ Cada etapa puede ser direccional ono direccional

▪ Cada etapa puede bloquearse en elsegundo componente armónico

• Funciones adicionales de "software"elegibles, como fallo de interruptor,protección de máxima excitación,protección de sobrecarga térmica,protección de tensión y frecuencia, y desupervisión

• Amplia gama de frecuencia parafuncionamiento (5Hz - 95Hz)

• Módulos de comunicación de datosintegrados para bus de estación IEC61850-8-1

• Módulos de comunicación de datos parabus de estación IEC 60870-5-103, TCP/IPo EIA-485 DNP 3.0, LON y SPA

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

• Medición de corriente, tensión, potenciay energía con alta precisión

• Función de cálculo de energía y gestiónde la demanda

▪ Las salidas de la función demedición (MMXU) se pueden utilizarpara calcular la energía. Los valoresactivos y reactivos se calculan en ladirección de importación yexportación respectivamente. Los

valores se pueden leer o generarcomo pulsos. Los valores depotencia de máxima demandatambién se calculan con esta función.

• Sincronización horaria medianteprotocolo de bus de estación o utilizandomódulos de sincronización horaria GPS oIRIG-B adicionales

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

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

de eventos internos• Seis grupos independientes de

parámetros de configuración completosprotegidos por contraseña

• Potente herramienta de software para PCpara configuración, ajuste y evaluaciónde perturbaciones

2. Funciones

• Protección diferencial

▪ Protección diferencial de generador(PDIF, 87G)

▪ Protección diferencial detransformador, dos devanados(PDIF, 87T)

▪ Protección diferencial detransformador, tres devanados(PDIF, 87T)

▪ Protección de falla a tierrarestringida (PDIF, 87N)

▪ Protección diferencial de altaimpedancia (PDIF, 87X)

• Protección de impedancia


4 ABB

▪ Zonas de protección de distancia,"mho" (PDIS, 21)

▪ Protección de deslizamiento depolos (PPAM, 78)

▪ Pérdida de excitación (PDIS, 40)

• Protección de corriente

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

▪ Protección, de cuatro etapas, demáxima intensidad (POCM, 51/67)

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

▪ Protección, de cuatro etapas, demáxima intensidad residual (PEFM,51N/67N)

▪ Protección, sensible, direccional, demáxima intensidad residual y depotencia (PSDE)

▪ Protección de sobrecarga térmica,dos constantes de tiempo (PTTR, 49)

▪ Protección de fallo de interruptor(RBRF, 50BF)

▪ Protección de discordancia de polos(RPLD, 52PD)

▪ Protección, direccional, de minimapotencia (PDUP, 37)

▪ Protección, direccional, de máximapotencia PDOP, 32)

• Protección de tensión

▪ Protección, de dos etapas, demínima tensión (PUVM, 27)

▪ Protección, de dos etapas, demáxima tensión (POVM, 59)

▪ Protección, de dos etapas, demáxima tensión residual (POVM,59N)

▪ Protección de máxima excitación(PVPH, 24)

▪ Protección diferencial de tensión(PTOV, 60)

▪ 100% de falta a tierra en estátor,mediante 3er armónico (PHIZ,59THD)

• Protección de frecuencia

▪ Protección de mínima frecuencia(PTUF, 81)

▪ Protección de máxima frecuencia(PTOF, 81)

▪ Protección de la variación de lafrecuencia respecto al tiempo (PFRC,81)

• Protección multipropósito

▪ Protección general de corriente ytensión (GAPC)

• Supervisión sistema secundario

▪ Supervisión del circuito de corriente(RDIF)

▪ Supervisión de fallo de fusible (RFUF)

• Control

▪ Sincronización, comprobación desincronismo y comprobación deenergización (RSYN, 25)

▪ Control de aparatos para hasta 6bahías, máx. 30 aparatos (6CB) incl.enclavamiento (APC30)

• Lógica

▪ Lógica de disparo (PTRC, 94)

▪ Lógica de matriz de disparo

▪ Bloques lógicos configurables

▪ Bloque funcional de señales fijas

• Monitorización

▪ Medidas (MMXU)

▪ Supervisión de señales de entradasen mA (MVGGIO)

▪ Contador de eventos (GGIO)

▪ Función de eventos

▪ Informe de perturbaciones (RDRE)

• Medida

▪ Medida de energía (MMTR)

▪ Lógica del contador de pulsos (GGIO)

• Comunicación subestación


ABB 5

▪ Comunicación IEC61850-8-1

▪ Protocolo de comunicación LON

▪ Protocolo de comunicación SPA

▪ Protocolo de comunicación IEC60870-5-103

▪ Comunicación horizontal a través deGOOSE

▪ Comunicación DNP3.0

▪ Orden simple, 16 señales

▪ Orden múltiple, 16 señales cada uno

▪ Configuración de enlaces Ethernet

• Comunicación remota

▪ Transferencia de señal binaria

• Funciones básicas del IED

▪ Autosupervisión con lista de eventosinternos

▪ Sincronización horaria (TIME)

▪ Grupos de configuración deparámetros

▪ Funcionalidad de modo de ensayo(TEST)

▪ Función bloqueo de cambios

▪ Identificadores del IED

▪ Frecuencia del sistema asignada

• "Hardware"

▪ Módulo de alimentación (PSM)

▪ Módulo de entradas binarias (BIM)

▪ Módulo de salidas binarias (BOM)

▪ Módulo de salidas binarias estáticas(SOM)

▪ Módulo de entradas/salidas binarias(IOM)

▪ Módulo de entradas en mA (MIM)

▪ Módulo de entrada de transformador

▪ Módulo Ethernet óptico (OEM)

▪ Módulo SPA/LON/IEC (SLM)

▪ Módulo de comunicación serieDNP3.0 (RS485)

▪ Módulo de comunicación de datosde línea (LDCM)

▪ Módulo de sincronización horariaGPS (GSM)

▪ Módulo de sincronización horariaIRIG-B (IRIG-B)

• Accesorios

▪ Antena GPS, incluido "kit" de montaje

▪ Convertidor de interfaz externa deC37.94 a G703 y G703.E1respectivamente

▪ Unidad de resistencia de altaimpedancia

▪ Módulo de dispositivo de pruebaRTXP24

▪ Conmutador de encendido/apagado

▪ Módulo de inyección para rótor E/FRXTTE4

▪ Puente de Winston para rótor E/FYWX111


6 ABB

3. Aplicación

El IED REG 670 se utiliza para protección,control y supervisión de generadores ybloques de generador-transformador desdeunidades relativamente pequeñas hasta lasunidades de generación más grandes. El IEDtiene una extensa biblioteca de funciones,que cubre con los requisitos de la mayoría delas aplicaciones de generadores. El grannúmero de entradas analógicas disponibles,junto con la gran biblioteca funcional,permite la integración de muchas funcionesen un IED. En aplicaciones típicas, dosunidades pueden proporcionar funcionalidadtotal, incluso proporcionando un alto gradode redundancia. REG 670 también puedeutilizarse para protección y control dereactancias shunt.

La biblioteca funcional de protección incluyeprotección diferencial para generador,bloque, transformador auxiliar y el bloque degenerador completo. Se incluye protección defalla a tierra del estator, tanto proteccióntradicional 95% como protección 100% de

falla a tierra del estator basada en el 3er

armónico. La protección 100% utiliza unacceso a la tensión diferencial que aportagran sensibilidad y un alto grado deseguridad. Los algoritmos de protección paradeslizamiento de polos, subexcitación, falla atierra del rotor, corriente de secuencianegativa, etc., que ya han demostrado sueficacia, se incluyen en el IED.

La protección diferencial del generador en elIED REG 670 está adaptada para funcionarcorrectamente en aplicaciones de generadoren las que se han considerado factores comoconstantes de tiempo CC largas y requisito detiempo de desconexión corto.

Ya que muchas de las funciones deprotección pueden utilizarse como instanciasmúltiples, hay posibilidades de proteger másde un objeto en un IED. Es posible tenerprotección para un transformador depotencia auxiliar integrado en el mismo IEDteniendo las protecciones principales para elgenerador. De este modo, el conceptopermite soluciones muy rentables.

El IED REG 670 también permite valiosasposibilidades de supervisión, ya que muchosde los valores del proceso se puedentransferir a una HMI del operador.

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

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

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


ABB 7

GI

U

OC4 PTOC

51/67 3I> BF

CV GAPC

64R Re<

ROV2 PTOV

59N UN>

STEF PHIZ

59THD U3d/N

GEN PDIF

87G 3Id/I

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81 f>

SDD RFUF

60FL

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

CV MMXU

Meter.

Option

SDE PSDE

32N P0->

REG 670*1.1 – A20

Gen Diff + Back-up 12AI

ZMH PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 F <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P ß

CV GAPC

46 I2>

CV GAPC

51/27 U

ROV2 PTOV

59N UN>

CC RBRF

50BF 3I>BF

TR PTTR

49 Ith

PSP PPAM

78 Ucos

SES RSYN

25

CV GAPC

51V I>/U

PH PIOC

50 3I>>

CV GAPC

50AE U/I>

CC RPLD

52PD PD

OC4 PTOC

51/67 3I>

Otra funciónes disponibles a partir de la functión biblioteca

+ RXTTE4

Hay que notar que el uso de la función puede necesitar una entrada diferente!

en07000052.vsd

CCS RDIF

87CT I2d/I

IEC07000052 V1 ES

Figura 1.Protección de generador con diferencial de generador como protección principal


8 ABB

GI

U

CCS RDIF

87CT I2d/I

CV GAPC

64R Re<

ROV2 PTOV

59N UN>

STEF PHIZ

59THD U3d/N

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81 f>

SDD RFUF

60FL

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

CV MMXU

Meter.

Option

REG 670*1.1 – A20


ZMH PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 F <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P ß

CCS RDIF

87CT I2d/I

ROV2 PTOV

59N UN>

OC4 PTOC

51/67 3I>

CC RBRF

50BF 3I> BF

CV GAPC

46 I2>

TR PTTR

49 Ith

PSP PPAM

78 Ucos

T2W PDIF

87T 3Id/I

CV GAPC

51/27 U

SES RSYN

25

CV GAPC

51V I>/U

PH PIOC

50 3I>>

CC RPLD

52PD PD

OC4 PTOC

51/67 3I>

Otras funciones disponibles a partir de la función biblioteca

Hayque notar que de la función puede necesitar una entrada diferente!

+ RXTTE4

SDE PSDE

32N P0->

CV GAPC

50AE U/I>

en07000053.vsdIEC07000053 V1 ES

Figura 2.Protección de generador con diferencial de transformador como protecciónprincipal, detección de TI abierto incluida en la función


ABB 9

GI

UCV GAPC

64R Re<

ROV2 PTOV

59N UN>

STEF PHIZ

59THD U3d/N

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81 f>

SDD RFUF

60FL

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

CV MMXU

Meter.

Option

REG 670*1.1 – A20

Dif. Gen + Back up 12AI

ZMH PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 F <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P ß

CCS RDIF

87CT I2d/I

ROV2 PTOV

59N UN>

CV GAPC

46 I2>

TR PTTR

49 Ith

PSP PPAM

78 Ucos

T2W PDIF

87T 3Id/I

CV GAPC

51/27 U

SES RSYN

25

CV GAPC

51V I>/U

PH PIOC

50 3I>>

CC RPLD

52PD PD

OC4 PTOC

51/67 3I>


Hay que notar que el uso de la función puede necesitar una entrada diferente

+ RXTTE4

CCS RDIF

87CT I2d/I

OC4 PTOC

51/67 3I>

CC RBRF

50BF 3I> BF

SDE PSDE

32N P0->

EF4 PTOC

51N/67N IN->

CV GAPC

50AE U/I>

en07000054.vsdIEC07000054 V1 ES

Figura 3.Generador y generador-transformador en la misma zona de protección


10 ABB

GI

U

CV GAPC

64R Re<

ROV2 PTOV

59N UN>

STEF PHIZ

59THD U3d/N

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81 f>

SDD RFUF

60FL

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

CV MMXU

Meter.

Option

REG 670*1.1 – A20


ZMH PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 F <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P ß

CCS RDIF

87CT I2d/I

ROV2 PTOV

59N UN>

OC4 PTOC

51/67 3I>

CC RBRF

50BF 3I> BF

CV GAPC

46 I2>

TR PTTR

49 Ith

PSP PPAM

78 Ucos

CV GAPC

51/27 U

SES RSYN

25

CV GAPC

51V I>/U

PH PIOC

50 3I>>

CC RPLD

52PD PD

OC4 PTOC

51/67 3I>


Hay que notar que de la función puede necesitar una entrada diferente!

+ RXTTE4

SDE PSDE

32N P0->

HZ PDIF

87 IdN

CV GAPC

50AE U/I>

en07000055.vsdIEC07000055 V1 ES

Figura 4.Protección de generador basada en principio de alta impedancia


ABB 11

GI

U

CCS RDIF

87CT I2d/I

CV GAPC

64R Re<

ROV2 PTOV

59N UN>

GEN PDIF

87G 3Id/I

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81 f>

SDD RFUF

60FL

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

CV MMXU

Meter.

Option

SDE PSDE

32N P0->

REG 670*1.1 – B30


ZMH PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 F <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P ß

CCS RDIF

87CT I2d/I

CV GAPC

51/27 U

ROV2 PTOV

59N UN>

OC4 PTOC

51/67 3I>

CC RBRF

50BF 3I> BF

CV GAPC

46 I2>

TR PTTR

49 Ith

PSP PPAM

78 Ucos

SES RSYN

25

CV GAPC

51V I>/U

PH PIOC

50 3I>>

CV GAPC

50AE U/I>

CC RPLD

52PD PD

OC4 PTOC

51/67 3I>

Otras fonciones disponibles a partir de la función bibliotheca

+ RXTTE4

Hay que notar que el uso de la función puede necesitar una entrada diferente !

STEF PHIZ

59THD U3d/N

T2W PDIF

87T 3Id/I

T3W PDIF

87T 3Id/I

REF PDIF

87N IdN/I

en07000056.vsdIEC07000056 V1 ES

Figura 5.Protección de generador con protección de respaldo


12 ABB

en07000057.vsd

GI

U

CV GAPC64R Re<

ROV2 PTOV59N UN>

GEN PDIF87G 3Id/I

SA PTUF81 f<

SA PTOF81 f>

SDD RFUF60FL

OEX PVPH24 U/f>

UV2 PTUV27 3U<

OV2 PTOV59 3U>

CV MMXUMeter.

Option

SDE PSDE32N P0->

REG 670*1.1 – B30

Dif. Gen + back up 24AI

ZMH PDIS21 Z<

LEX PDIS40 F <

GUP PDUP37 P<

GOP PDOP32 P ß

CCS RDIF87CT I2d/I

CV GAPC51/27 U

ROV2 PTOV59N UN>

OC4 PTOC51/67 3I>

CC RBRF50BF 3I> BF

CV GAPC46 I2>

TR PTTR49 Ith

PSP PPAM78 Ucos

SES RSYN25

CV GAPC51V I>/U

PH PIOC50 3I>>

CV GAPC50AE U/I>

CC RPLD52PD PD

OC4 PTOC51/67 3I>

+ RXTTE4

STEF PHIZ59THD U3d/N

T2W PDIF87T 3Id/I

REF PDIF87N IdN/I

T3W PDIF87T 3Id/I

EF4 PTOC51N/67N IN->

EF4 PTOC51N/67N IN->

OC4 PTOC51/67 3I>

CC RBRF50BF 3I> BF

OC4 PTOC51/67 3I>

OC4 PTOC51/67 3I>

Protección principal

Protección de back upROV2 PTOV59N UN>

CT S

Bus auxiliar



IEC07000057 V1 ES

Figura 6.Protección de generador y protección diferencial global opcional con 5 entradas deTI estabilizadas


ABB 13

en07000058.vsd

GI

U

CV GAPC

64R Re<

ROV2 PTOV

59N UN>

STEF PHIZ

59THD U3d/N

TR PTTR

49 Ith

SA PTUF

81 f<

CV MMXU

Meter.

EF4 PTOC

51N/67N IN->

REF PDIF

87N IdN/I

OV2 PTOV

59 3U>

T3W PDIF

87T 3Id/I

REG 670*1.1 – C30

T2W PDIF

87T 3Id/I

ROV2 PTOV

59N UN>

Protección del transformador de bloque y del generador 24AI

CV GAPC

46 I2>

OC4 PTOC

51/67 3I>

TR PTTR

49 Ith

CC RBRF

50BF 3I> BF

CT S

SDD RFUF

60FL

SDD RFUF

60FL

ZMH PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 F <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P ß

PSP PPAM

78 Ucos

Option

SA PTOF

81 f>

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

SDE PSDE

32N P0->

CV GAPC

51/27 U

SES RSYN

25

CV GAPC

51V I>/U

PH PIOC

50 3I>>

CC RPLD

52PD PD

OC4 PTOC

51/67 3I>

CV GAPC

50AE U/I>

CCS RDIF

87CT I2d/I

+ RXTTE4GEN PDIF

87G 3Id/I

OC4 PTOC

51/67 3I>

CC RBRF

50BF 3I> BF

OC4 PTOC

51/67 3I>


Hay que notar que el uso de la función puede necesitar una entrada diferente !

IEC07000058 V1 ES

Figura 7.Protección de generador y de generador-transformador en un IED. La configuraciónpermite la duplicación completa de las funciones de protección, incluida laprotección diferencial global.


14 ABB

GI

U

CCS RDIF

87CT I2d/I

CCS RDIF

87CT I2d/I

CV GAPC

64R Re<

ROV2 PTOV

59N UN>

STEF PHIZ

59THD U3d/N

GEN PDIF

87G 3Id/I

TR PTTR

49 Ith

SA PTUF

81 f<

CV MMXU

Meter.

EF4 PTOC

51N/67N IN->

CCS RDIF

87CT I2d/I

REF PDIF

87N IdN/I

OV2 PTOV

59 3U>

T3W PDIF

87T 3Id/I

REG 670*1.1 – C30

T2W PDIF

87T 3Id/I

ROV2 PTOV

59N UN>

CCS RDIF

87CT I2d/I

CV GAPC

46 I2>

OC4 PTOC

51/67 3I>

TR PTTR

49 Ith

CC RBRF

50BF 3I> BF

SDD RFUF

60FL

SDD RFUF

60FL

ZMH PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 F <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P ß

PSP PPAM

78 Ucos

Option

SA PTOF

81 f>

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

CV GAPC

50AE U/I>

SDE PSDE

32N P0->

CV GAPC

51/27 U

SES RSYN

25

CV GAPC

51V I>/U

PH PIOC

50 3I>>

CC RPLD

52PD PD

OC4 PTOC

51/67 3I>

en07000059.vsd

Protección del transformador de bloque y del generador 24AI



IEC07000059 V1 ES

Figura 8.Protección de generador y de generador-transformador en un IED. La configuraciónpermite la duplicación completa de las funciones de protección, incluida laprotección diferencial global.


ABB 15

4. Funcionalidad

Protección diferencial

Protección diferencial de generador (PDIF,87G)

Un cortocircuito entre las fases de losdevanados del estátor causa normalmentecorrientes de falta muy grandes. Elcortocircuito lleva consigo de daños en elaislamiento, devanados y núcleo del estator.Las grandes corrientes de cortocircuitocausan grandes esfuerzos electromagnéticosque pueden dañar otros componentes de lacentral eléctrica, como la turbina y el ejegenerador-turbina.

Para limitar los daños relacionados con loscortocircuitos de los devanados del estátor, laeliminación de la falta debe ser lo más rápidaposible (instantánea). Si el bloque delgenerador está conectado a la red eléctricacerca de otros bloques de generador, laeliminación rápida de la falta es esencial paramantener la estabilidad transitoria de losgeneradores sanos.

Normalmente la corriente de falta decortocircuito res muy grande; es decir,consuiderablemente más grande que lacorriente nominal del generador. Existe elriesgo de que se produzca un cortocircuitoentre fases próximo al punto neutro delgenerador, causando una corriente de faltarelativamente pequeña. La corriente de faltaproporcionada por el generador tambiénpuede estar limitada debido a la bajaexcitación del generador. Por lo tanto, serequiere que la detección de cortocircuitos defase a fase del generador sea relativamentesensible para detectar pequeñas corrientes defalta.

También es de gran importancia que laprotección de cortocircuito del generador nose desconecte por faltas externas, cuando elgenerador poporcione una corriente de faltagrande.

Para combinar eliminación rápida de falta,sensibilidad y selectividad, la proteccióndiferencial de corriente del generador sueleser la mejor elección para cortocircuitos delgenerador fase a fase.

La protección diferencial del generadortambién es muy adecuada para proporcionareliminación de falta rápida, sensible yselectiva, cuando se usa para rectancias enderivación y barras pequeñas.

Protección diferencial de transformador(PDIF, 87T)

La función diferencial REx 670 paratransformadores de dos devanados y tresdevanados dispone de compensación degrupo vectorial y concordancia de relacióndel TI interno, cuando la eliminación decorriente de secuencia cero requerida serealiza internamente en el software.

La función puede disponer de hasta seisjuegos trifásicos de entradas de corriente.Todas las entradas de corriente cuentan confunciones de limitación de la polarización enporcentaje, por lo que el REx 670 se puedeutilizar para transformadores de dos o tresdevanados en disposiciones de estaciones deinterruptor múltiple.


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Aplicaciones de 2 devanados

xx05000048.vsd

IEC05000048 V1 ES

Transformadorde potencia de 2devanados

xx05000049.vsd

IEC05000049 V1 ES

Transformadorde potencia de 2devanados condevanadoterciario detriángulo noconectado

xx05000050.vsd

IEC05000050 V1 ES

Transformadorde potencia de 2devanados con 2interruptoresautomáticos enun lado

xx05000051.vsd

IEC05000051 V1 ES

Transformadorde potencia de 2devanados con 2interruptoresautomáticos ydos juegos de TIen ambos lados

Aplicaciones de 3 devanados

xx05000052.vsd

IEC05000052 V1 ES

Transformadorde potencia de 3devanados contodos losdevanadosconectados

xx05000053.vsd

IEC05000053 V1 ES

Transformadorde potencia de 3devanados con 2interruptoresautomáticos ydos juegos de TIen un lado

xx05000057.vsd

IEC05000057 V1 ES

Autotransformador con 2interruptoresautomáticos ydos juegos de TIen 2 de los 3lados

Figura 9.Disposición de los grupos deTI para proteccióndiferencial y demásprotecciones

Las características de ajuste cubren lasaplicaciones de la protección diferencial detodos los tipos de transformadores depotencia y transformadores automáticos cono sin cambiador de tomas en carga así comola reactancia shunt o un alimentador local dela estación. Se incluye una función deestabilización de adaptación para fallasexistentes importantes. Al introducir laposición del cambiador de tomas, el activadorde protección diferencial se puede ajustar enuna sensibilidad óptima que cubra fallasinternas con un nivel bajo de falla.

Se incluye estabilización para extracorrientesde conexión y para condiciones desobreexcitación respectivamente. Se incluyetambién estabilización de adaptación parasaturación del TI y extracorriente deconexión de restablecimiento del sistemapara fallas externas. Se incluye protección decorriente diferencial ilimitada de ajuste alto yrápido para desconexiones de alta velocidada corrientes de fallas internas altas.

La innovadora función de proteccióndiferencial sensible, basada en la teoría decomponentes simétricos, ofrece la mejor


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cobertura posible para fallas entre espiras dedevanados de transformadores de potencia.

Protección diferencial de alta impedancia(PDIF, 87)

La protección diferencial de alta impedanciapuede utilizarse cuando los núcleos del TIinvolucrados tienenl a misma relación detransformación y características similares demagnetización. Utiliza una suma externa de lacorriente de fases y neutra, una resistencia enserie y una resistencia dependiente de latensión externa al relé.

Protección de falla a tierra restringida(PDIF, 87N)

La función puede utilizarse en todos losdevanados conectados a tierra directamente ode baja impedancia. La función restringida defalta a tierra puede proporcionar mayorsensibilidad (hasta un 5%) y mayor velocidad,ya que mide de manera individual en cadadevanado y de este modo no necesitaestabilización armónica.

La función de baja impedancia es una funciónde porcentaje de tensión diferencialpolarizada, con criterios de comparacióndireccional de corriente de secuencia cero.Esto proporciona una excelente sensibilidad yestabilidad para las faltas existentes. Lafunción permite utilizar distintas relacionesde los TI y distintas características demagnetización, en los núcleos de fase yneutro; y mezclarla con otras funciones e IEDde protección en los mismos núcleos.

Protección de distancia

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

La protección de distancia de línea mhonumérica es una protección de esquemacompleto de tres zonas para detección derespaldo de fallas de cortocircuito y fallas atierra. Las tres zonas cuentan con medicionesy ajustes totalmente independientes, lo queproporciona una alta flexibilidad para todotipo de líneas.

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

La función puede utilizarse como protecciónde respaldo de subimpedancia paratransformadores y generadores.

Impedancia direccional "mho" (RDIR)

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

Protección de deslizamiento de polos(PPAM, 78)

La situación de deslizamiento de polos de ungenerador puede causarse por distintasrazones.

Puede producirse un cortocircuito en la redde potencia externa, cerca del generador. Siel tiempo de eliminación de falla esdemasiado largo, el generador se acelerarátanto que no se podrá mantener elsincronismo.

Se producen oscilaciones no amortiguadas enla red eléctrica, donde los grupos degenerador en distintas ubicaciones oscilanunos contra otros. Si la conexión entre losgeneradores es demasiado débil, la magnitudde las oscilaciones aumentará hasta que sepierda la estabilidad angular.

El funcionamiento de un generador condeslizamiento de polos conlleva riesgo dedaños en generador, eje y turbina.

• En cada deslizamiento de polos habrá unimpacto importante de torsión en el ejegenerador-turbina.

• En el funcionamiento asíncrono, habráinducción de corrientes en partes delgenerador que normalmente no llevancorriente, lo que da lugar a unincremento del calentamiento. Comoconsecuencia, se pueden ocasionardaños al aislamiento y al hierro delestator/rotor.


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La función de protección de deslizamiento depolos detecta las condiciones dedeslizamiento de polos y desconecta elgenerador lo antes posible si el lugargeométrico de la impedancia medida estádentro del bloque generador-transformador.Si el centro del deslizamiento de polos estáfuera en la red de potencia, la primera accióndebería ser dividir la red en dos partes,después de la acción de protección de lalínea. Si esto falla, debería funcionar laprotección de deslizamiento de polos delgenerador en la zona 2, para evitar másdaños en el generador, el eje y la turbina.

Pérdida de excitación (PDIS, 40)

Existen límites para la subexcitación de unamáquina sincrónica. Una reducción de lacorriente de excitación debilita elacoplamiento entre el rotor y la red externade energía eléctrica. La máquina podríaperder el sincronismo y empezar a funcionarcomo una máquina de inducción. En estecaso aumentaría el consumo reactivo. Inclusosi la máquina no pierde sincronismo, no esadmisible trabajar en este estado durantemucho tiempo. La subexcitación aumenta lageneración de calor en la región extrema dela máquina sincrónica. El calentamiento localpuede dañar el aislamiento del devanado delestator e incluso el núcleo de hierro.

Para evitar daños al generador, se debedesconectar en caso de subexcitación.

Protección de corriente

Protección instantánea de máximaintensidad de fase (PIOC, 50)

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

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

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

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

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

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

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

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

La función sobreintensidad residual deentrada individual de cuatro etapas tiene unretardo inverso o definitivo independientepara cada etapa por separado.

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

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

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

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


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

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

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

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

Protección de sobrecarga térmica, dosconstantes de tiempo (PTTR, 49)

Si la temperatura de un transformador/generador de potencia alcanza valoresdemasiado altos, el equipo podría dañarse. Elaislamiento dentro del transformador/generador sufrirá un envejecimiento forzado.Como consecuencia de esto, aumentará elriesgo de fallas internas fase a fase o fase atierra. La alta temperatura empeorará lacalidad del aceite del transformador/generador.

La protección de sobrecarga térmica estima elcontenido de calor interno del transformador/generador (temperatura) de forma continua.Esta estimación se realiza utilizando unmodelo térmico del transformador/generadorcon dos constantes de tiempo, que se basa enmedición de corriente.

Hay disponibles dos niveles de advertencia.Esto permite actuar en la red eléctrica antesde que se alcancen temperaturas peligrosas.Si la temperatura sigue aumentando hasta elvalor de desconexión, la protección inicia ladesconexión del transformador/generadorprotegido.

Protección de fallo de interruptor (RBRF,50BF)

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

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

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

La función puede programarse paraproporcionar un redisparo monofásico otrifásico del propio interruptor para evitar ladesconexión innecesaria de interruptoresadyacentes en un inicio incorrecto debido afallos durante la comprobación.

Protección de discordancia de polos(RPLD, 52PD)

Los interruptores automáticos de un polopueden terminar con los distintos polos endistintas posiciones (abierto-cerrado) debidoa fallos eléctricos o mecánicos. Esto puedecausar corrientes negativas y de secuenciacero, lo que supone un esfuerzo térmico paralas máquinas giratorias y puede causar un


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funcionamiento no deseado de funciones decorriente de secuencia cero o secuencianegativa.

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

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

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

Estas dos funciones pueden utilizarse dondese requiera una protección de potencia alta/baja activa, reactiva o aparente, o alarma. Deforma alternativa, se pueden utilizar paracomprobar la dirección del flujo de potenciaactiva o reactiva en la red eléctrica. Existennumerosas aplicaciones en las que serequiere esta funcionalidad. Algunas de ellasson:

• protección de potencia inversa degenerador

• protección de potencia hacia delante bajade generador

• detección de generador sobreexcitado/subexcitado

• detección de flujo de potencia activainvertida

• detección de flujo de potencia reactiva alta• carga excesiva de línea/cable con

potencia activa o reactiva

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

Protección de tensión

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

En la red de energía eléctrica puede habermínima tensión durante fallas o condicionesanormales. La función puede utilizarse paraabrir interruptores automáticos para

prepararse para la restauración del sistema encaso de fallo de tensión o como respaldoretardado de larga duración para protecciónprimaria.

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

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

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

La función puede utilizarse como detector deextremos de línea abiertos, normalmentecombinada con la función de máximapotencia reactiva direccional, o comosupervisión de la tensión de la red,proporcionando normalmente sólo unaalarma o activando bobinas de inductancia odesactivando baterías de condensadores paracontrolar la tensión.


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

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

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

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



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Protección de máxima excitación(PVPH, 24)

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

Protección diferencial de tensión (PTOV,60)

Hay disponible una función de supervisióndiferencial de tensión. Ésta compara lastensiones de dos juegos trifásicos detransformadores de tensión y tiene una etapade alarma sensible y una etapa de disparo. Sepuede utilizar para supervisar la tensión dedos grupos de fusibles o dos fusibles paratransformadores de tensión distintos comouna función de supervisión de fusibles/MCB.

El 95% y 100% culpa del estator tierra deprotección basado en el 3 ° armónico

La falla a tierra del estator es un tipo de fallacon un índice de falla relativamente alto. Lossistemas de generador normalmente tienenpuesta a tierra de alta impedancia, es decir,puesta a tierra a través de resistor de puntoneutro. Este resistor normalmente estádimensionado para dar una corriente de fallaa tierra en el margen 5 – 15 A en caso defalla a tierra continua directamente en elterminal de alta tensión del generador. Lascorrientes de falla a tierra relativamentepequeñas producen mucho menos esfuerzotérmico y mecánico en el generador, encomparación con los cortocircuitos. Decualquier modo, las fallas a tierra en elgenerador deben detectarse y el generadordebe desconectarse, aunque se puedapermitir un tiempo de falla mayor comparadocon los cortocircuitos.

En el funcionamiento normal sin fallas de launidad de generación, la tensión de puntoneutro está próxima a cero y no hay flujo decorriente de secuencia cero en el generador.Cuando aparece una falla de fase a tierra, latensión de punto neutro aumenta y hay unflujo de corriente a través de la resistencia depunto neutro.

Para detectar una falla a tierra en losdevanados de una unidad de generación sepuede utilizar un relé de sobretensión depunto neutro, un relé de sobreintensidad depunto neutro, un relé de sobretensión desecuencia cero o una protección diferencialresidual. Estos esquemas de protección sonsencillos y han funcionado bien durantemuchos años. Sin embargo, estos esquemassimples protegen como máximo sólo el 95%del devanado del estator. Dejan sinprotección el 5% del extremo neutro. Encondiciones desfavorables, la zona ciega sepuede extender al 20% del neutro.

El 95% de la falla a tierra del estatornormalmente mide el componente de tensiónde frecuencia fundamental en el punto neutrodel generador y funciona cuando excede elvalor preestablecido. Utilizando estaprotección principal de falla a tierra se puedeproteger aproximadamente el 95% deldevanado del estator. Para proteger el último5% del devanado del estator próximo alextremo neutro se puede ejecutar la mediciónde tensión del tercer armónico. En REG 670se puede proporcionar el principiodiferencial de tercer armónico o principio desubtensión de tercer armónico de puntoneutro. La combinación de estos dosprincipios de medición proporcionacobertura para el devanado completo delestator frente a fallas a tierra.

Falla a tierra del rotor (GAPC, 64R)

El devanado de campo, incluido el devanadodel rotor y el equipo de excitación nogiratorio, siempre está aislado de las partesmetálicas del rotor. La resistencia deaislamiento es alta si el rotor se refrigera conaire o con hidrógeno. La resistencia deaislamiento es mucho más baja si el


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devanado del rotor se refrigera con agua.Esto es válido incluso cuando el aislamientoestá intacto. Un fallo en el aislamiento delcircuito de campo dará lugar a una ruta deconducción del devanado de campo a tierra.Esto significa que el fallo causa una falla atierra de campo.

El circuito de campo de un generadorsincrónico normalmente no está puesto atierra. Por lo tanto, una sola falla a tierra enel devanado de campo causará sólo unacorriente de falla pequeña. De este modo, lafalla a tierra no produce ningún daño algenerador. Además, no afectará de ningúnmodo al funcionamiento de una unidad degeneración. Sin embargo, la existencia de unasola falla a tierra aumenta el esfuerzoeléctrico en otros puntos en el circuito decampo. Estos significa que el riesgo de unasegunda falla a tierra en otro punto deldevanado de campo aumentaconsiderablemente. Una segunda falla a tierracausará un cortocircuito de campo con gravesconsecuencias.

La protección de falla a tierra del rotor sebasa en la inyección de una tensión CA alcircuito de campo aislado. Si no hay fallas, nohabrá flujo de corriente asociado a estatensión inyectada. Si se produce una falla atierra del rotor, esta condición será detectadapor la protección de falla a tierra del rotor.Dependiendo de la filosofía del propietariodel generador, este estado operativo seindicará mediante alarma y/o el generador sedesconectará.

Protección de frecuencia

Protección de mínima frecuencia (PTUF,81)

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

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

La función dispone de un bloqueo pormínima tensión. El funcionamiento se puede

basar en medición de tensión monofásica,fase a fase o de secuencia positiva.

Protección de de máxima frecuencia(PTOF, 81)

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

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

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

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

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

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

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

Cada etapa puede diferenciar entre cambiode frecuencia positivo o negativo.

Protección multipropósito

Protección general de corriente y tensión(GAPC)

El módulo de protección se recomienda comoprotección de respaldo general con muchasáreas de aplicación posibles por suscaracterísticas flexibles de medición yconfiguración.

La característica de protección desobreintensidad integrada tiene dos nivelesde corriente ajustables. Ambos pueden


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utilizarse con característica de tiempodefinitivo o inverso. Las etapas de protecciónde sobreintensidad pueden hacersedireccionales con una cantidad depolarización de tensión que se puedeseleccionar. Además, pueden tener control/restricción de tensión y/o corriente. Lacaracterística de restricción del 2º armónicotambién está disponible. Con una tensión depolarización demasiado baja, la característicade sobreintensidad se puede bloquear, sepuede hacer no direccional o se le puedepedir que utilice memoria de tensión segúnuna configuración de parámetros.

Además, dentro de cada función haydisponibles dos etapas de sobretensión y dosde subtensión, cada una de ellas concaracterística de tiempo definitivo o inverso.

La función general es adecuada paraaplicaciones con subimpedancia y solucionesde sobreintensidad con control de tensión. Lafunción general también puede utilizarse paraaplicaciones de protección de generador-transformador en las que se requierennormalmente componentes positivos,negativos o de secuencia cero de magnitudesde corriente y tensión.

Además, las aplicaciones de generador comopérdida de campo, alimentación inadvertida,sobrecarga de estator o rotor, contorneo delinterruptor automático y detección de faseabierta, son sólo algunas de las disposicionesde protección posibles con estas funciones.

La supervisión del sistemasecundario

Supervisión de circuito de corriente (RDIF)

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

Se debe recordar que un bloqueo de lasfunciones de protección en un circuito TIabierto existente hará que la situación

permanezca y que tensiones extremadamentealtas afecten al circuito secundario.

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

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

Supervisión de fallo de fusible (RFUF)

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

Existen tres métodos para detectar fallos defusible.

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

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

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


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Control

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

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

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

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

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

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

Contol de apartos APC

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

puesto de operador y bloqueos externos ointernos.

Conmutador giratorio lógico paraselección de funciónes y presentaciónLHMI (SLGGIO)

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

Miniconmutador selector (VSGGIO)

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

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

Control genérico de 8 señales simples(SPC8GGIO)

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


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medios, como entradas binarias y bloquesfuncionales SPGGIO.

Lógica

Lógica de disparo (PTRC, 94)

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

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

Lógica de matriz de disparo (GGIO)

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

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

Bloques lógicos configurables

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

Bloque funcional de señales fijas

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

Supervisión

Medidas (MMXU)

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

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

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

polarización,• contadores de eventos• valores medidos y otra información de

los distintos parámetros para lasfunciones incluidas,

• valores lógicos de todas las entradas ysalidas binarias e

• información general del IED.

Supervisión de señales de entradas en mA(MVGGIO)

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

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

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

Contador de eventos (GGIO)

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

Informe de perturbaciones (RDRE)

Las funciones de información deperturbaciones son las que permiten obtener


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datos completos y fidedignos de lasperturbaciones en el sistema primario y/osecundario junto con un registro continuo deeventos.

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

Los informes de perturbaciones incluyenvarias funciones bajo un mismo nombre:

• Lista de eventos (EL)• Indicaciones(IND)• Registrador de eventos (ER)• Registrador de valores de disparo (TVR)• Registrador de perturbaciones (DR)

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

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

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

Lista de eventos Secuencia de eventos(RDRE)

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

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

Indicaciones (RDRE)

Para obtener información rápida, concisa yfiable sobre las perturbaciones en el sistemaprimario y/o secundario, es importante saber,por ejemplo, las señales binarias que hancambiado de estado durante la perturbación.La información se utiliza en una perspectivacorta para obtener información mediante laLHMI de una forma directa.

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

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

Registrador de eventos (RDRE)

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

El registrador de eventos registra todas lasseñales de entradas binarias, de entrada,seleccionadas, conectadas a la función deinformación de perturbaciones. Cada registro


ABB 27

puede contener hasta 150 eventos decronología absoluta.

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

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

Registrador de valores de disparo (RDRE)

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

El registrador de valor de disparo calcula losvalores de todas las señales de entrada,analógicas, seleccionadas, conectadas a lafunción de información de perturbaciones. Elresultado es la magnitud y el ángulo de fase,antes y durante la falta, para cada señal deentrada analógica.

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

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

Registrador de perturbaciones (RDRE)

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

El registrador de perturbaciones adquieremuestras de datos de todas las señalesseleccionadas de entrada, analógicas ybinarias, seleccionadas, conectadas a lafunción de información de perturbaciones(máximo 40 señales analógicas y 96 señalesbinarias). Las señales binarias son las mismas

señales que están disponibles en la funciónde registro de eventos.

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

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

Función de eventos (EV)

Al utilizar un sistema de automatización desubestaciones con comunicación LON o SPA,los eventos de cronología absoluta se puedenenviar en cambios o de forma cíclica desde elIED hasta el nivel de estación. Estos eventosse crean desde cualquier señal disponible enel IED, conectada al bloque de la fiunción deeventos. El bloque de la función de eventosse utiliza para comunicación LON y SPA.

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

Bloque de expansión de valor medido

Las funciones MMXU (SVR, CP y VP), MSQI(CSQ y VSQ) y MVGGIO (MV) disponen defuncionalidad de supervisión de medida.Todos los valores medidos se puedensupervisar con cuatro límites ajustables: límitebajo-bajo, límite bajo, límite alto y límite alto-alto. El bloque de expansión de valor medido(XP) se ha introducido para poder traducir laseñal de salida de tipo entero de funcionesde medida a 5 señales binarias: por debajodel límite bajo-bajo, por debajo del límitebajo, normal, por encima del límite alto-alto opor encima del límite alto. Las señales desalida se pueden utilizar como condicionesen la lógica configurable.


28 ABB

Medición

Lógica del contador de pulsos (GGIO)

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

Medida de energía y gestión de demandas(MMTR)

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

Las funciones básicas del IED

Sincronización horaria

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

Interfaz persona-máquina

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

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

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

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

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

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

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

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

• Un puerto de comunicación RJ45 aislado

IEC05000055-LITEN V1 ES

Figura 10.HMI gráfica pequeña


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IEC07000083 V1 ES

Figura 11.Ejemplo de HMI gráfica mediana

Comunicación de la estación

Información general

Cada IED está provisto de una interfaz decomunicación que le permite conectarse auno o varios sistemas de nivel desubestación, ya sea en el "bus" deAutomatización de Subestación (SA) o en el"bus" de Supervisión de Subestación (SM).

Están disponibles los siguientes protocolos decomunicación:

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

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

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

Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1

Se proporcionan puertos Ethernet ópticosúnicos o dobles para la nueva norma decomunicación de subestaciones IEC61850-8-1para el "bus" de estación. IEC61850-8-1permite que dispositivos inteligentes (IED) de

distintos proveedores intercambieninformación, y simplifica la ingeniería SA. Lacomunicación punto a punto según GOOSEforma parte de la norma. Permite la lecturade archivos de perturbaciones.

Comunicación en serie, LON

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

Protocolo de comunicación SPA

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

Protocolo de comunicación IEC60870-5-103

Se proporciona un puerto simple de vidrio ode plástico para el estándar IEC60870-5-103.Esto permite el diseño de sistemas deautomatización de subestaciones simples,incluyendo equipos de distintos proveedores.Permite la lectura de archivos deperturbaciones.

Protocolo de comunicación DNP3.0

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

Mando simple, 16 señales

Los IED pueden recibir órdenes tanto de unsistema de automatización de subestacionescomo de la interfaz, local, persona-máquina,LHMI. El bloque funcional de órdenes tienesalidas que pueden utilizarse, por ejemplo,


30 ABB

para controlar aparatos de alta tensión o paraotra funcionalidad definida por el usuario.

Comando múltiple y transmisión

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

La comunicación a remoto

Transferencia de señales analógicas ybinarias al extremo remoto

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

Transferencia de señales binarias alextremo remoto, 192 señales

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

Módulo de comunicación de datos delínea, intervalo corto y largo (LDCM)

El módulo de comunicación de datos de línea(LDCM) se utiliza para la comunicación entrelos IED situados a distancias <90 km o desdeel IED al convertidor de óptico a eléctricocon interfaz G.703 o G.703E1 situados a unadistancia <3 km. El módulo LDCM envía yrecibe los datos, hacia y desde otro móduloLDCM. Se utiliza el formato estándar IEEE/ANSI C37.94.

5. Descripción del"hardware"

Módulos de "hardware"

Módulo de alimentación (PSM)

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

Módulo de entradsa binarias (BIM)

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

Módulos de salidas binarias (BOM)

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

Módulo de salidas binarias estáticas (SOM)

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

Módulo de entradas/salidas binarias (IOM)

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


ABB 31

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

Módulo de entradas en mA (MIM)

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

Módulo Ethernet óptico (OEM)

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

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

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

Módulo de comunicación de datos de línea(LDCM)

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

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

Módulo de comunicación serie RS485galvánico

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

Módulo de sincronización horaria con GPS(GSM)

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

Módulo de sincronización de tiempo IRIG-B

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

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

Módulo transformadores de entrada (TRM)

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

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

Unidad de resistencia de alta impedancia

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

Disposición y dimensiones

Dimensiones


32 ABB

xx05000003.vsd

CB

E

F

A

D

IEC05000003 V1 ES

Figura 12.Caja 1/2 x 19” con cubierta posterior

xx05000004.vsd

IEC05000004 V1 ES

Figura 13.Montaje adyacente

Tamaño de caja A B C D E F

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

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

(mm)

Alternativas de montaje

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

• Kit de montaje en rack de 19”• Kit de montaje mural

Consulte en el pedido las distintasalternativas de montaje disponibles.


ABB 33

6. Diagramas de conexión

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

IEC1MRK002801-AB02-BG V1 ES

Módulo Posiciones posteriores

PSM X11

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

BIM, BOM, SOM, IOM oGSM

X51, X52

SLM X301:A, B, C, D

IRIG-B 1) X302

OEM X311:A, B, C, D

RS485 o LDCM 2) 3) X312

LDCM 2) X313

TRM X401

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


34 ABB

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

IEC08000474 BG V1 EN

Module Rear Positions

PSM X11

BIM, BOM, SOM,IOM o MIM

X31 y X32 etc. a X161 y X162

BIM, BOM, SOM,IOM, MIM o GSM

X161, X162

SLM X301:A, B, C, D

IRIG-B o LDCM 1) 2) X302

LDCM 2) X303

OEM X311:A, B, C, D

RS485 o LDCM 2) 3) X312

LDCM 2) X313

TRM X401

1) Instalación de IRIG-B, si se incluye en posiciónP30:22) Secuencia de instalación de LDCM: P31:2, P31:3,P30:2 y P30:33) Instalación de RS485, si se incluye en posiciónP31:2¡Nota!Se pueden incluir 2-4 LDCM dependiendo de ladisponibilidad de los módulos IRIG-B y RS485respectivamente.


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

IEC08000475 BG V1 EN

Módulo Posiciones posteriores

PSM X11

BIM, BOM,SOM, IOM o MIM

X31 y X32 etc. a X131 y X132

BIM, BOM,SOM, IOM, MIMo GSM

X131, X132

SLM X301:A, B, C, D

IRIG-B o LDCM1,2)

X302

LDCM 2) X303

OEM X311:A, B, C, D

RS485 o LDCM2) 3)

X312

LDCM 2) X313

LDCM 2) X322

LDCM 2) X323

TRM 1 X401

TRM 2 X411

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


36 ABB


Figura 14.Módulo de transformadores deentrada (TRM)


ABB 37

Designación de entrada TI/TT según la figura 14

Confi

gura

ción d

e co

rrie

nte

/ten

sión

Confi

gura

ción

(50/

60 H

z)

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

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

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

9I+3U,1A

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

9I+3U,5A

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

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

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

7I+5U,1A

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

7I+5U,5A

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

6I, 5A+1I, 1A+5U

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

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

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

6I+6U,1A

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

6I+6U,5A

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

3I, 5A+3I, 1A+6U

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

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

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

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


38 ABB


Figura 15.Módulo de entrada binaria (BIM).Los contactos de entrada con elnombre XA corresponden a lasposiciones X31, X41, etc. de laparte posterior y los contactos deentrada con el nombre XB a lasposiciones X32, X42, etc. de laparte posterior..


Figura 16.Módulo de entrada mA (MIM)


ABB 39

Véaseopción

Opción


Figura 17.Interfaces de comunicación (OEM, LDCM, SLM y HMI)

Notas para la figura 17

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

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

3) Puerto de comunicación posterior RS485, bloque de terminales

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

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

6) Puerto de comunicación posterior IEC 61850, conector ST

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

8) Puerto de comunicación frontal Ethernet, conector RJ45

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

10) Puerto de comunicación posterior, bloque de terminales


40 ABB

La tierra de

protección

debe conectarse

Ready

Fail

INTERNAL FAIL


Figura 18.Módulo de alimentación (PSM)


Figura 19.Módulo de sincronizaciónhoraria GPS (GSM)


Figura 20.Módulo de salida binaria (BOM). Los contactos de salida con el nombre XAcorresponden a las posiciones X31, X41, etc. de la parte posterior y los contactosde salida con el nombre XB a las posiciones X32, X42, etc. de la parte posterior.


ABB 41


Figura 21.Módulo de salida estática (SOM)

Contactos de

lengüeta (tipo "reed"),

de baja capacidad de cierre.

*)


Figura 22.Módulo de entrada/salida binaria (IOM). Los contactos de entrada con el nombreXA corresponden a las posiciones X31, X41, etc. de la parte posterior y los contactosde salida con el nombre XB a las posiciones X32, X42, etc. de la parte posterior.


42 ABB

7. Datos técnicos

General

Definiciones

Valor dereferencia

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

Rangonominal

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

Rangooperativo

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

Magnitudes de energización,valores asignados y límites

Entradas analógicas

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

Cantidad Valor asignado Margen nominal

Corriente Ir = 1 ó 5 A (0.2-40) × Ir

Rango de funcionamiento (0-100) x Ir

Sobrecarga permisiva 4 × Ir cont.

100 × Ir para 1 s *)

Carga < 150 mVA a Ir = 5 A

< 20 mVA a Ir = 1 A

Tensión CA Ur = 110 V 0.5–288 V

Rango de funcionamiento (0–340) V

Sobrecarga permisiva 420 V cont.450 V 10 s

Carga < 20 mVA a 110 V

Frecuencia fr = 50/60 Hz ± 5%

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


ABB 43

Tabla 5. Módulo de entrada mA, MIM

Cantidad: Valor asignado: Rango nominal:

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

-

Resistencia de entrada Ren = 194 Ohm -

Consumo de potenciacada tarjeta mAcada entrada mA

£ 4 W£ 0.1 W

-

Tabla 6. Módulo Ethernet óptico, OEM

Cantidad Valor asignado

Número de canales 1 ó 2

Estándar IEEE 802.3u 100BASE-FX

Tipo de fibra fibra multimodo de 62.5/125 mm

Longitud de onda 1300 nm

Conector óptico Tipo ST

Velocidad de comunicación Ethernet rápido 100 MB

Tensión CC auxiliar

Tabla 7. Módulo de alimentación, PSM


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

EL ± 20%EL ± 20%

Consumo de potencia 50 W normalmente -

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


44 ABB

Entradas y salidas binarias

Tabla 8. Módulo de entrada binaria, BIM


Entradas binarias 16 -

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

RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%

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

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

-

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

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

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




RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%



-

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

Frecuencia de entrada de contadorequilibrada

40 pulsos/s máx. -

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


ABB 45

Tabla 10. Módulo de entrada/salida binaria, IOM




RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%



-

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

Función o cantidad Relés de de disparo yseñalización

Relés de señal rápida(relé paralelo deláminas magnéticas)

Salidas binarias 10 2

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

Tensión de ensayo en el contactoabierto, 1 min

1000 V rms 800 V CC

Capacidad de transporte de corrienteContinua1 s

8 A10 A

8 A10 A

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

30 A10 A

0.4 A0.4 A

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

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

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

Carga capacitiva máxima - 10 nF


46 ABB

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

Función o cantidad Relés de disparo yseñalización

Salidas binarias estáticas 6

Salidas de relé electromecánico 6

Tensión máxima del sistema 250 V CA, CC

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


8 A10 A

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

20 A10 A

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

20 A10 A

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


Tiempo de funcionamiento, salidas estáticas <1 ms


ABB 47

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

Función o cantidad Relés de disparo yseñalización

Salidas binarias 24

Tensión máxima del sistema 250 V CA, CC

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


8 A10 A

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

30 A10 A

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


Factores de influencia

Tabla 14. Influencia de temperatura y humedad

Parámetro Valor de referencia Rango nominal Influencia

Temperaturaambiente, valor defuncionamiento

+20 °C -10 °C a +55 °C 0.02% /°C

Humedad relativaRango defuncionamiento

10%-90%0%-95%

10%-90% -

Temperatura dealmacenamiento

-40 °C a +70 °C - -


48 ABB

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

Dependencia en Valor dereferencia

Dentro delmargennominal

Influencia

Rizado, en tensión CC auxiliarRango de funcionamiento

máx. 2%Rectificado deonda completa

12% de EL 0.01% /%

Dependencia de tensiónauxiliar, valor defuncionamiento

± 20% de EL 0.01% /%

Tensión CC auxiliarinterrumpida

24-60 V CC ±20%90-250 V CC ±20%

Intervalo deinterrupción0–50 ms

Sin reposición

0–∞ s Comportamientocorrecto con potenciareducida

Tiempo dereposición

<180 s

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

Dependencia en Dentro del margen nominal Influencia

Dependencia de frecuencia,valor de funcionamiento

fr ± 2.5 Hz para 50 Hz

fr ± 3.0 Hz para 60 Hz

± 1.0% / Hz

Dependencia de frecuenciaarmónica (20% contenido)

2º, 3º y 5º armónico de fr ± 1.0%


ABB 49

Ensayos de tipo según la normativa

Tabla 17. Compatibilidad electromagnética

Ensayo Valores de ensayo detipo

Normativa de referencia

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

Ensayo de inmunidad de ondas enanillo

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

Ensayo de capacidad de resistenciaa sobretensiones

2.5 kV, oscilante4.0 kV, transitoriarápida

ANSI/IEEE C37.90.1

Descarga electrostáticaAplicación directaAplicación indirecta

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

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

Descarga electrostáticaAplicación directaAplicación indirecta

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

ANSI/IEEE C37.90.1

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

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

IEC 60255-22-5

Ensayo de inmunidad de frecuenciaindustrial

150-300 V,50 Hz

IEC 60255-22-7, Clase A

Ensayo de campo magnético defrecuencia industrial

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

Ensayo de campo magnético deoscilación amortiguada

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

Perturbación radiada de campoelectromagnético

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


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


35 V/m26-1000 MHz

IEEE/ANSI C37.90.2


50 ABB

Tabla 17. Compatibilidad electromagnética, continuó



Perturbación conducida de campoelectromagnético

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

Emisión radiada 30-1000 MHz IEC 60255-25

Emisión conducida 0.15-30 MHz IEC 60255-25

Tabla 18. Aislamiento



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

Ensayo de tensión deimpulso

5 kV, 1.2/50 ms, 0.5 J

Resistencia de aislamiento >100 MW a 500 VDC

Tabla 19. Ensayos ambientales

Ensayo Valor de ensayo de tipo Normativa de referencia

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

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

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

Ensayo de calor húmedo,régimen permanente

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

IEC 60068-2-78

Ensayo de calor húmedo,cíclico

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

IEC 60068-2-30

Tabla 20. Conformidad con CE

Ensayo De conformidad con

Inmunidad EN 50263

Emisividad EN 50263

Directiva de baja tensión EN 50178


ABB 51

Tabla 21. Ensayos mecánicos



Vibración Clase I IEC 60255-21-1

Choques y golpes Clase I IEC 60255-21-2

Sísmico Clase I IEC 60255-21-3


Tabla 22. Protección diferencial de generador (PDIF, 87G)

Función Margen o valor Precisión

Índice de reposición > 95% -

Límite de corriente diferencial norestringida

(1-50)pu de Ibase ± 2.0% del valor definido

Función de sensibilidad básica (0.05–1.00)pu deIbase

± 2.0% de Ir

Nivel de corriente de secuencianegativa

(0.02–0.2)pu deIbase

± 1.0% de Ir

Tiempo de funcionamiento,función restringida

25 msnormalmente de 0a 2 x nivel definido

-

Tiempo de reposición, funciónrestringida


-

Tiempo de funcionamiento,función no restringida


-

Tiempo de reposición, función norestringida


-

Tiempo de funcionamiento,función no restringida desecuencia negativa


-

Tiempo de impulso crítico,función no restringida

2 ms normalmentede 0 a 5 x niveldefinido

-


52 ABB

Tabla 23. Protección diferencial de transformador T2WPDIF, T3WPDIF


Característica de funcionamiento Adaptable ± 2.0% de Ir oara I < Ir± 2.0% de Ir para I > Ir


Límite de corriente diferencial norestringida

(100-5000)% deIbase en devanadode alta tensión

± 2.0% del valor definido

Función de sensibilidad básica (10-60)% de Ibase ± 2.0% de Ir

Bloqueo del segundo armónico (5.0-100.0)% decomponentefundamental

± 2.0% de Ir

Bloqueo del quinto armónico (5.0-100.0)% decomponentefundamental

± 5.0% de Ir

Tipo de conexión para cadadevanado

Y-estrella o D-triángulo

-

Desplazamiento de fase entredevanado de alta tensión, W1 ycada uno de los devanados, w2 yw3. Notación de hora

0–11 -

Tiempo de funcionamiento,función restringida

25 msnormalmente de 0a 2 x Id

-

Tiempo de reposición, funciónrestringida

20 normalmentede 2 2 a 0 x Id

-

Tiempo de funcionamiento,función no restringida


-

Tiempo de reposición, función norestringida


-

Tiempo de impulso crítico 2 ms normalmentede 0 a 5 x Id

-


ABB 53

Tabla 24. Protección de falla a tierra restringida, baja impedancia REFPDIF


Característica defuncionamiento

Adaptable ± 2.0% de Irr para I < Irbase

± 2.0% de I para I > Irbase

Índice de reposición >95% -

Función de sensibilidadbásica

(4.0-100.0)% de Ibase ± 2.0% de Ir

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

± 2.0 grados

Tiempo defuncionamiento

20 ms normalmente de 0a 10 x Id

-

Tiempo de reposición 25 ms normalmente de 10a 0 x Id

-

Bloqueo del segundoarmónico

(5.0-100.0)% decomponente fundamental

± 2.0% de Ir

Tabla 25. Protección diferencial de alta impedancia (PDIF, 87)


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

± 1.0% de U para U > Ur

Índice de reposición >95% -

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

-

Tiempo de funcionamiento 10 ms normalmente de 0 a 10 xUd

-

Tiempo de reposición 90 ms normalmente de 10 a 0 xUd

-

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

-


54 ABB

Protección de impedancia

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


Número de zonas condirecciones elegibles

3 con direcciónseleccionable

-

Corriente defuncionamiento mínima

(10–30)% de IBase

Impedancia de secuenciapositiva, lazo de fase atierra

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

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

Ángulo de impedancia desecuencia positiva, lazode fase a tierra

(10–90) grados

Alcance inverso, lazo defase a tierra (Magnitud)

(0.005–3000.000) Ω/fase

Alcance de impedanciapara elementos de fase afase

(0.005–3000.000) Ω/fase

Ángulo para impedanciade secuencia positiva,elementos de fase a fase

(10–90) grados

Alcance inverso de lazode fase a fase

(0.005–3000.000) Ω/fase

Magnitud del factor decompensación de retornoa tierra KN

(0.00–3.00)

Ángulo para factor decompensación a tierra KN

(-180–180) grados

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

-

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


15 ms normalmente(con salidas estáticas)

-

Índice de reposición 105% normalmente -

Tiempo de reposición 30 ms normalmente -


ABB 55

Tabla 27. Protección de deslizamiento de polos (PPAM, 78)

Función Margen y valor Precisión

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

Ángulo característico (72.00–90.00) grados ± 5.0 grados

Ángulos de inicio ydesconexión

(0.0–180.0) grados ± 5.0 grados

Contadores dedesconexión de zona 1 yzona 2

(1-20) -

Tabla 28. Pérdida de excitación (PDIS, 40)


Compensación X depunto superior Mho

(–1000.00–1000.00)% deZbase

± 2.0% de Ur/Ir

Diámetro de círculo Mho (0.00–3000.00)% de Zbase ± 2.0% de Ur/Ir

Temporizadores (0.00–6000.00) s ± 0.5% ± 10 ms


56 ABB


Tabla 29. Protección de sobreintensidad de fase instantánea PHPIOC


Corriente defuncionamiento

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



25 ms normalmente de 0 a 2 x Iset -

Tiempo de reposición 25 ms normalmente de 2 a 0 xIdefinido

-

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

-


10 ms normalmente de 0 a 10 xIdefinido

-

Tiempo de reposición 35 ms normalmente de 10 a 0 xIdefinido

-


-

Sobrealcance dinámico < 5% a t = 100 ms -


ABB 57

Tabla 30. Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas OC4PTOC

Función Margen de ajuste Precisión


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


Corriente defuncionamiento mínima

(1-100)% de lbase ± 1.0% de Ir

Ángulo característico delrelé (RCA)

(-70.0– -50.0) grados ± 2.0 grados

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

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

Bloqueo del segundoarmónico

(5–100)% de componentefundamental

± 2.0% de Ir

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

Tiempo defuncionamiento mínimo

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Características inversas,véase tabla 84 y tabla 85

19 tipos de curva Véase tabla 84 y tabla 85

Tiempo defuncionamiento, funciónde inicio


Tiempo de reposición,función de inicio



-

Tiempo de margen deimpulso

15 ms normalmente -


58 ABB

Tabla 31. Protección de sobreintensidad residual instantánea EFPIOC



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




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


-



-

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


-

Sobrealcance dinámico < 5% a t = 100 ms -


ABB 59

Tabla 32. Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas EF4PTOC





Corriente defuncionamiento paracomparación direccional

(1–100)% de lbase ± 1.0% de Ir




Funcionamiento derestricción del segundoarmónico

(5–100)% de componentefundamental

± 2.0% de Ir

Ángulo característico delrelé

(-180 a 180) grados ± 2.0 grados

Tensión de polarizaciónmínima

(1–100)% de Ubase ± 0.5% de Ur

Corriente de polarizaciónmínima

(1-30)% de IBase ±0.25% de Ir

RNS, XNS (0.50–3000.00) W/fase -






-


15 ms normalmente -


60 ABB

Tabla 33. Protección direccional sensible de sobreintensidad residual y de potenciaSDEPSDE


Nivel de funcionamientopara sobreintensidadresidual direccional de3I0 cosj

(0.25-200.00)% de lbase

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

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

Nivel de funcionamientopara potencia residualdireccional de 3I03U0cosj

(0.25-200.00)% de Sbase

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

± 1.0% de Sr a S £ Sr

± 1.0% de S a S > Sr

± 10% del valor definido

Nivel de funcionamientopara sobreintensidadresidual de 3I0 y j

(0.25-200.00)% de Ibase


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

Nivel de funcionamientopara sobreintensidad nodireccional

(1.00-400.00)% de Ibase

Con ajuste bajo:(10-50) mA

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

Nivel de funcionamientopara sobretensiónresidual no direccional

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

± 0.5% de U a U > Ur

Corriente de liberaciónresidual para todos losmodos direccionales

(0.25-200.00)% de Ibase


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

Tensión de liberaciónresidual para todos losmodos direccionales

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

± 0.5% de U a > Ur





Ángulo característico delrelé RCA

(-179 a 180) grados ± 2.0 grados


ABB 61

Tabla 33. Protección direccional sensible de sobreintensidad residual y de potenciaSDEPSDE, continuó


Ángulo de apertura delrelé ROA

(0-90) grados ± 2.0 grados

Tiempo defuncionamiento,sobreintensidad residualno direccional

60 ms normalmente de 0 a 2 ·Iset -

Tiempo de reposición,sobreintensidad residualno direccional

60 ms normalmente a 2 de 0 ·Iset -





Tabla 34. Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo TRPTTR


Corriente de base 1 y 2 (30–250)% de Ibase ± 1.0% de Ir

Tiempo defuncionamiento:

2 2

2 2ln p

b

I It

I It

æ ö-ç ÷= ×ç ÷-è ø

EQUATION1356 V1 ES (Ecuación 1)

I = Imedido

Ip = corriente de carga

antes de la sobrecarga

Constante de tiempo τ =(1–500) minutos

IEC 60255–8, clase 5 + 200 ms

Nivel de alarma 1 y 2 (50–99)% del valor dedesconexión decontenido de calor

± 2.0% de desconexión decontenido de calor


(50–250)% de Ibase ± 1.0% de Ir

Temperatura de nivel dereposición

(10–95)% de desconexiónde contenido de calor

± 2.0% de desconexión decontenido de calor


62 ABB

Tabla 35. Protección de fallo de interruptor CCRBRF


Corriente de fase defuncionamiento


Índice de reposición,corriente de fase

> 95% -

Corriente residual defuncionamiento


Índice de reposición,corriente residual

> 95% -

Nivel de corriente de fasepara bloqueo de la funciónde contacto




Tiempo de funcionamientopara la detección de corriente

10 ms normalmente -

Tiempo de reposición para ladetección de corriente

15 ms máximo -

Tabla 36. Protección de discordancia de polo CCRPLD



(0–100)% de Ibase ± 1.0% de Ir

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

Tabla 37. Protección de mínima potencia GUPPDUP


Nivel de potencia (0.0–500.0)% de Sbase


(2.0-10)% de Sbase

± 1.0% de Sr a S < Sr

± 1.0% de S a S > Sr

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

Ángulo característico (-180.0–180.0) grados 2 grados



ABB 63

Tabla 38. Protección de máxima potencia direccional GOPPDOP


Nivel de potencia (0.0–500.0)% de Sbase


(2.0-10)% de Sbase

± 1.0% de Sr a S < Sr

± 1.0% de S a S > Sr

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

Ángulo característico (-180.0–180.0) grados 2 grados



Tabla 39. Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV


Tensión de funcionamiento,etapa baja y alta

(1–100)% de Ubase ± 1.0% de Ur

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

Nivel de bloqueo interno,etapa baja y alta

(1–100)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Características de tiempoinverso para etapa baja yalta, véase tabla 86

- Véase tabla 86

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

Tiempo de funcionamientomínimo, característicasinversas

(0.000–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tiempo de funcionamiento,función de inicio

25 ms normalmente de 2 a 0 xUset

-


25 ms normalmente de 0 a 2 xUdefinido

-

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

-


15 ms normalmente -


64 ABB

Tabla 40. Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV



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

± 1.0% de U at U > Ur

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

± 1.0% de U a U > Ur


- Véase tabla 87

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

Tiempo de funcionamientomínimo, característicasinversas

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms



-



-


-


15 ms normalmente -


ABB 65

Tabla 41. Protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV



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

± 1.0% de U a U > Ur

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

± 1.0% de U a U > Ur


- Véase tabla 88

Configuración de tiempodefinitivo

(0.000–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tiempo de funcionamientomínimo

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms


25 ms normalmente de 0 a 2 xUset

-



-


-


15 ms normalmente -


66 ABB

Tabla 42. Protección de sobreexcitación OEXPVPH


Valor de funcionamiento,inicio

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

Valor de funcionamiento,alarma

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

± 1.0% de U a U > Ur

Valor de funcionamiento,nivel alto

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

Tipo de curva IEEE o definida por el cliente

2

(0.18 ):

( 1)k

IEEE tM

×=

-EQUATION1319 V1 ES (Ecuación 2)

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

Clase 5 + 40 ms

Retardo mínimo parafunción inversa

(0.000–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Retardo máximo parafunción inversa

(0.00–9000.00) s ± 0.5% ± 10 ms

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

Tabla 43. Protección diferencial de tensión (PTOV)


Diferencia de tensiónpara alarma y desconexión

(0.0–100.0) % de Ubase ± 0.5 % de Ur

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

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


ABB 67

Tabla 44. Protección 100% de falla a tierra del estator (PHIZ, 59THD)


Nivel de frecuenciafundamental UN (95% EFestator)

(1.0–50.0)% de Ubase ± 0.5% de Ur

Nivel diferencial deltercer armónico

(0.5–10.0)% de Ubase ± 0.5% de Ur

Nivel de bloqueodiferencial del tercerarmónico

(0.1–10.0)% de Ubase ± 0.5% de Ur

Temporizadores (0.020–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Característica de filtro:FundamentalTercer armónico

Rechazo tercer armónicoen 1–40Rechazo armónicofundamental en 1–40

-

Tabla 45. Protección de falla a tierra del rotor (PHIZ, 59THD) basada en proteccióngeneral de corriente y tensión (GAPC) y (RXTTE4)


Máxima tensión decampo permitida

1200 V CC -

Tensión de alimentación120 ó 230 V

50/60 Hz -

Valor de funcionamientode resistencia de falla atierra

Aprox. 1–20 kΩ -

Influencia de armónicosen la tensión de campo CC

Influencia insignificantede 50 V, 150 Hz o 50 V,300 Hz

-

Capacitancia de fugapermitida

(1–5) μF

Resistencia de puesta atierra del eje permitida

Máximo 200 Ω -

Resistencia protectora 220 Ω, 100 W, placa 135x 160 mm

-


68 ABB


Tabla 46. Protección de subfrecuencia SAPTUF


Valor de funcionamiento, función deinicio

(35.00-75.00) Hz ± 2.0 mHz

Tiempo de funcionamiento, función deinicio

100 ms normalmente -

Tiempo de reposición, función de inicio 100 ms normalmente -

Tiempo de funcionamiento, función detiempo definitivo

(0.000-60.000)s ± 0.5% + 10 ms

Tiempo de reposición, función detiempo definitivo

(0.000-60.000)s ± 0.5% + 10 ms

Retardo dependiente de tensión

( )ExponentU UMin

t tMax tMin tMinUNom UMin

-= × - +

-é ùê úë û

EQUATION1182 V1 ES (Ecuación 3)

U=Umedido

Ajustes:UNom=(50-150)% deUbase

UMín=(50-150)% de Ubase

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

Clase 5 + 200 ms

Tabla 47. Protección de sobrefrecuencia SAPTOF


Valor de funcionamiento, funciónde inicio

(35.00-75.00) Hz ± 2.0 mHz

Tiempo de funcionamiento, funciónde inicio


Tiempo de reposición, función deinicio


Tiempo de funcionamiento, funciónde tiempo definitivo

(0.000-60.000)s ± 0.5% + 10 ms

Tiempo de reposición, función detiempo definitivo

(0.000-60.000)s ± 0.5% + 10 ms


ABB 69

Tabla 48. Protección de tasa de cambio de la frecuencia SAPFRC


Valor de funcionamiento, funciónde inicio

(-10.00-10.00) Hz/s ± 10.0 mHz/s

Valor de funcionamiento, nivel debloqueo interno

(0-100)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Tiempo de funcionamiento, funciónde inicio



70 ABB


Tabla 49. Protección general de corriente y tensión (GAPC)


Medida de entrada decorriente

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

-

Corriente de base (1 - 99999) A -

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

-

Tensión de base (0.05 - 2000.00) kV -

Sobreintensidad de inicio,etapas 1 y 2

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

Subintensidad de inicio,etapas 1 y 2

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

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

Tiempo de funcionamiento,sobreintensidad de inicio


-

Tiempo de reposición,sobreintensidad de inicio


-

Tiempo de funcionamiento,subintensidad de inicio


-

Tiempo de reposición,subintensidad de inicio


-

Véase tabla 84 y tabla 85 Intervalos para característicadefinida por el cliente nº 17:k: 0.05 - 999.00A: 0.0000 - 999.0000B: 0.0000 - 99.0000C: 0.0000 - 1.0000P: 0.0001 - 10.0000PR: 0.005 - 3.000TR: 0.005 - 600.000CR: 0.1 - 10.0

Véase tabla 84 y tabla 85


ABB 71

Tabla 49. Protección general de corriente y tensión (GAPC), continuó


Nivel de tensión para el quela memoria de tensión tomael control

(0.0 - 5.0)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Sobretensión de inicio,etapas 1 y 2

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

± 1.0% de U para U>Ur

Subtensión de inicio, etapas1 y 2



Tiempo de funcionamiento,sobretensión de inicio


-

Tiempo de reposición,sobretensión de inicio


-

Tiempo de funcionamiento,subtensión de inicio


-

Tiempo de reposición,subtensión de inicio


-

Límite de tensión superior einferior, funcionamientodependiente de la tensión



Función direccional Ajustable: NonDir, hacia delantey hacia atrás

-

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

Ángulo de funcionamientodel relé

(1 a 90) grados ± 2.0 grados

Índice de reposición,sobreintensidad

> 95% -

Índice de reposición,subintensidad

< 105% -

Índice de reposición,sobretensión

> 95% -

Índice de reposición,subtensión

< 105% -

Sobreintensidad:


-


72 ABB

Tabla 49. Protección general de corriente y tensión (GAPC), continuó



15 ms normalmente -

Subintensidad:


-


15 ms normalmente -

Sobretensión:


-


15 ms normalmente -

Subtensión:


-


15 ms normalmente -

La supervisión del sistema secundario

Tabla 50. Supervisión del circuito de corriente CCSRDIF



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

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


ABB 73

Tabla 51. Supervisión de fallo de fusible SDDRFUF


Tensión de funcionamiento,secuencia cero

(1-100)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Corriente de funcionamiento,secuencia cero

(1–100)% de Ibase ± 1.0% de Ir

Tensión de funcionamiento,secuencia negativa

(1–100)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Corriente de funcionamiento,secuencia negativa

(1–100)% de Ibase ± 1.0% de Ir

Nivel de variación de tensión defuncionamiento

(1–100)% de Ubase ± 5.0% de Ur

Nivel de variación de corriente defuncionamiento

(1–100)% de Ibase ± 5.0% de Ir


74 ABB

Control

Tabla 52. Sincronización, comprobación de sincronismo y comprobación deenergización SESRSYN


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

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

Límite superior de tensión paracomprobación de sincronismo

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

± 1.0% de U a U >Ur

Índice de reposición, comprobaciónde sincronismo

> 95% -

Límite de diferencia de frecuenciaentre barras y línea

(0.003-1.000) Hz ± 2.0 mHz

Límite de diferencia de ángulo defase entre barras y línea

(5.0-90.0) grados ± 2.0 grados

Límite de diferencia de tensiónentre barras y línea

(2.0-50.0)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Salida de retardo paracomprobación de sincronismo

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Límite superior de tensión paracomprobación de energización

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

± 1.0% de U a U >Ur

Índice de reposición, límitesuperior de tensión

> 95% -

Límite inferior de tensión paracomprobación de energización

(10.0-80.0)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Índice de reposición, límite inferiorde tensión

< 105% -

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

± 1.0% de U a U >Ur

Retardo para comprobación deenergización

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tiempo de funcionamiento parafunción de comprobación desincronismo


Tiempo de funcionamiento parafunción de energización

80 ms normalmente -


ABB 75

Lógica

Tabla 53. Lógica de disparo SMPPTRC


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

-

Longitud de pulso dedisparo mínima

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms


Tabla 54. Bloques lógicos configurables

Bloque delógica

Cantidad con velocidad deactualización

Margen o valor Precisión

rápida media normal

LogicAND 60 60 160 - -

LogicOR 60 60 160 - -

LogicXOR 10 10 20 - -

LogicInverter 30 30 80 - -

LogicSRMemory 10 10 20 - -

LogicGate 10 10 20 - -

LogicTimer 10 10 20 (0.000–90000.000)s

± 0.5% ± 10 ms

LogicPulseTimer 10 10 20 (0.000–90000.000)s

± 0.5% ± 10 ms

LogicTimerSet 10 10 20 (0.000–90000.000)s

± 0.5% ± 10 ms

LogicLoopDelay 10 10 20 (0.000–90000.000)s

± 0.5% ± 10 ms


76 ABB

Supervisión

Tabla 55. Medidas CVMMXN


Frecuencia (0.95-1.05) × fr ± 2.0 mHz

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

± 0.5% de U a U > Ur

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

Potencia activa, P 0.1 x Ur Sr

Potencia reactiva, Q 0.1 x Ur Sr

Potencia aparente, S 0.1 x Ur Sr

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

0.2 x Ir< I < 4.0 x Ir

± 0.02

Tabla 56. Supervisión de señales de entrada mA (MVGGIO)


Función de mediciónmA

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

± 0.1 % del valor definido ± 0.005 mA

Corriente máxima deltransductor a la entrada

(-20.00 a +20.00) mA

Corriente mínima deltransductor a la entrada

(-20.00 a +20.00) mA

Nivel de alarma paraentrada

(-20.00 a +20.00) mA

Nivel de advertenciapara entrada

(-20.00 a +20.00) mA

Histéresis de alarmapara entrada

(0.0-20.0) mA

Tabla 57. Contador de eventos CNTGGIO


Valor del contador 0-10000 -

Máx. velocidad de recuento 10 pulsos/s -


ABB 77

Tabla 58. Informe de perturbaciones DRPRDRE


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

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

Tiempo límite (0.5–6.0) s -

Número máximo de registros 100 -

Resolución de cronología absoluta 1 ms Véase tabla 80

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

-

Número máximo de entradas binarias 96 -

Número máximo de fasores en elregistrador de valor de desconexión porregistro

30 -

Número máximo de indicaciones en uninforme de perturbaciones

96 -

Número máximo de eventos en el registrode eventos por cada registro

150 -

Número máximo de eventos en la lista deeventos

1000, primero en entrar,primero en salir

-

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

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

-

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

-

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

Tabla 59. Lista de eventos

Función Valor

Capacidad dememoria intermedia

Número máximo de eventos en lalista

1000

Resolución 1 ms

Precisión Depende de la sincronizaciónde tiempo


78 ABB

Tabla 60. Indicaciones

Función Valor


Número máximo de indicacionespresentadas por perturbación

96

Número máximo de perturbacionesregistradas

100

Tabla 61. Registrador de eventos

Función Valor


Número máximo de eventos en el informe deperturbaciones

150

Número máximo de informes de perturbaciones 100

Resolución 1 ms

Precisión Depende de lasincronizaciónde tiempo

Tabla 62. Registrador de valor de disparo

Función Valor


Número máximo de entradas analógicas 30

Número máximo de informes de perturbaciones 100

Tabla 63. Registrador de perturbaciones

Función Valor

Capacidad dememoriaintermedia

Número máximo de entradas analógicas 40

Número máximo de entradas binarias 96

Número máximo de informes deperturbaciones

100

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

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


ABB 79

Medición

Tabla 64. Lógica de contador de pulsos PCGGIO

Función Margen de ajuste Precisión

Frecuencia de entrada Véase Módulo de entrada binaria(BIM)

-

Tiempo de ciclo parainforme de valor delcontador

(0–3600) s -

Tabla 65. Medición de energía ETPMMTR


Medición de energía Exportación/ImportaciónkWh, Exportación/Importación kvarh

Entrada de MMXU. Ningún errorextra en carga fija

Comunicación de la estación

Tabla 66. Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1

Función Valor

Protocolo IEC 61850-8-1

Velocidad de comunicación para los IED 100BASE-FX

Tabla 67. Protocolo de comunicación LON

Función Valor

Protocolo LON

Velocidad de comunicación 1.25 Mbit/s

Tabla 68. Protocolo de comunicación SPA

Función Valor

Protocolo SPA

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

Número de esclavo 1 a 899


80 ABB

Tabla 69. Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103

Función Valor

Protocolo IEC 60870-5-103

Velocidad de comunicación 9600, 19200 Bd

Tabla 70. Puerto SLM – LON

Cantidad Margen o valor

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

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

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

*) según el cálculo del balance óptico

Tabla 71. Puerto SLM – SPA/IEC 60870-5-103


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

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

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

*) según el cálculo del balance óptico

Tabla 72. Módulo de comunicación RS485 galvánico


Velocidad de comunicación 2400–19200 baudios

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

Comunicación de remoto


ABB 81

Tabla 73. Módulos de comunicación de datos de línea (LDCM)

Características Margen o valor

Tipo de LDCM Margen corto(SR)

Margen medio(MR)

Margen largo (LR)

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

Monomodo8/125 mm

Monomodo 8/125 mm

Longitud de onda 820 nm 1310 nm 1550 nm

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

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

20 dB (distanciatípica 80 km *)

26 dB (distancia típica120 km *)

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

Protocolo C37.94 C37.94implementación**)

C37.94 implementación **)

Transmisión de datos Sincrónica Sincrónica Sincrónica

Velocidad de transmisión /Tasa de datos

2 Mb/s / 64kbit/s

2 Mb/s / 64 kbit/s

2 Mb/s / 64 kbit/s

Fuente de reloj Interno oderivado de laseñal recibida

Interno oderivado de laseñal recibida

Interno o derivado de laseñal recibida

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

Hardware


82 ABB

IED

Tabla 74. Caja

Material Lámina de acero

Placa frontal Perfil de lámina de acero con corte para HMI

Tratamiento de lasuperficie

Acero prechapado con aluzinc

Acabado Gris claro (RAL 7035)

Tabla 75. Nivel de protección frente a agua y polvo según IEC 60529

Frontal IP40 (IP54 con cinta de estanquidad)

Parte posterior,lados, parte dearriba y de abajo

IP20

Tabla 76. Peso

Tamaño de la caja Peso

6U, 1/2 x 19” £ 10 kg

6U, 1/1 x 19” £ 18 kg

Sistema de conexión

Tabla 77. Conectores de circuito de TI y TT circuit connectors

Tipo de conector Tensión y corrienteasignadas

Sección de conductormáxima

Bloques de terminales de tipoacoplamiento directo

250 V CA, 20 A 4 mm2

Bloques de terminales adecuadospara terminales en anillo

250 V CA, 20 A 4 mm2

Tabla 78. Sistema de conexión de E/S binaria

Tipo de conector Tensión asignada Sección de conductormáxima

Tipo de compresión de tornillo 250 V CA 2.5 mm2

2 × 1 mm2

Bloques de terminales adecuadospara terminales en anillo

300 V CA 3 mm2


ABB 83

Las funciones básicas del IED

Tabla 79. Autosupervisión con lista de eventos internos

Datos Valor

Modo de registro Continuo, con control de eventos

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

Tabla 80. Sincronización horaria, cronología absoluta

Función Valor

Resolución de cronología absoluta, eventos y muestras de valoresde medición

1 ms

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

± 1.0 ms normalmente

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

± 1.0 ms normalmente

Tabla 81. Módulo de sincronización horaria GPS (GSM)


Receptor – ±1µs UTC relativo

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

<30 minutos –

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

<15 minutos –

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

<5 minutos –

Tabla 82. GPS: antena y cable

Función Valor

Máx. atenuación cable de antena 26 db @ 1.6 GHz

Impedancia cable de antena 50 ohmios

Protección contra rayos Debe proporcionarse externamente

Conector cable de antena SMA en extremo receptorTNC en extremo antena


84 ABB

Tabla 83. IRIG-B

Cantidad Valor asignado

Número de canales IRIG-B 1

Número de canales PPS 1

Conector eléctrico IRIG-B BNC

Conector óptico PPS Tipo ST

Tipo de fibra Fibra multimodo de 62.5/125 μm

Característica inversa

Tabla 84. Características de tiempo inverso ANSI


Característica defuncionamiento:

( )1= + ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At B k

I

EQUATION1249-SMALL V1 ES (Ecuación 4)

Característica de reposición:

( )2 1= ×

-

trt kI


I = Imedido/Idefinido

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

-

ANSI Extremadamente inversanº 1

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

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

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

ANSI Moderadamente inversa nº4

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

ANSI Extremadamente inversade tiempo largo nº 6

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

ANSI Muy inversa de tiempolargo nº 7

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

ANSI Inversa de tiempo largo nº8

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


ABB 85

Tabla 85. Características de tiempo inverso IEC


Característica defuncionamiento:

( )1= ×

-


P

At k

I



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

Retardo para reposición, tiempoinverso IEC

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

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

IEC Muy inversa nº 10 A=13.5, P=1.0

IEC Inversa nº 11 A=0.14, P=0.02

IEC Extremadamente inversa nº12

A=80.0, P=2.0

IEC Inversa de tiempo corto nº13

A=0.05, P=0.04

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


86 ABB

Tabla 85. Características de tiempo inverso IEC, continuó


Característica definida por elusuario nº 17Característica defuncionamiento:

( )= + ×

-


P

At B k

I C


Característica de reposición:

( )= ×

-PR

TRt k

I CR



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

IEC 60255, clase 5+ 40 ms

Característica inversa RI nº 18

1

0.2360.339

= ×

-

t k

I



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

Característica inversalogarítmica nº 19

5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø

tI

Ink



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


ABB 87

Tabla 86. Características de tiempo inverso para protección de subtensión de dos etapas(PUVM, 27)


Curva de tipo A:

=< -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = Udefinido

U = UVmedido

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

Clase 5 +40 ms

Curva de tipo B:

2.0

4800.055

32 0.5

×= +

< -× -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = Udefinido

U = Umedido

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

Curva programable:

×= +

< -× -

<

é ùê úê úê úæ öê úç ÷ë è ø û

P

k At D

U UB C

U


U< = Udefinido

U = Umedido

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


88 ABB

Tabla 87. Características de tiempo inverso para protección de sobretensión de dosetapas (POVM, 59)


Curva de tipo A:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = Udefinido

U = Umedido

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

Clase 5 +40 ms

Curva de tipo B:

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


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

Curva de tipo C:

3.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


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

Curva programable:

×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


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


ABB 89

Tabla 88. Características de tiempo inverso para protección de sobretensión residual dedos etapas (POVM, 59N)


Curva de tipo A:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = Udefinido

U = Umedido

k = (0.05-1.10) enetapas de 0.01

Clase 5 +40 ms

Curva de tipo B:

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0.05-1.10) enetapas de 0.01

Curva de tipo C:

3.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0.05-1.10) enetapas de 0.01

Curva programable:

×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


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


90 ABB

8. Pedidos

Instrucciones

Lea con atención las instrucciones y téngalas presentes para evitar incidencias en la gestión del pedido. Tenga encuenta que ciertas funciones sólo se pueden pedir junto con otras funciones y que algunas funciones requierenselecciones de hardware específicas.

Hardware básico y funciones

Plataforma y funcionalidad básica

Plataforma básica de IED 670 y funciones comunes alojadas en caja seleccionada

Manuales en CD

Operator’s manual (Manual del operador) (inglés)

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

Technical reference manual (Manual de referencia técnica) (inglés)

Application manual (Manual de aplicación) (inglés)

Getting started guide (Guía de introducción) (inglés)


ABB 91

Funciones básicas del IED

Autosupervisión con lista de eventos internos

Error de tiempo y de sincronización


Grupos de configuración de parámetros

Funcionalidad de modo de ensayo

Función de bloqueo de cambios

Identificadores IED

Información de producto

Misc Base common

Compensación del tiempo de ejecución del IED

Frecuencia del sistema asignada

Matriz de señales para entradas binarias

Matriz de señales para salidas binarias

Matriz de señales para entradas mA

Matriz de señales para entradas analógicas

Bloque de suma 3 fases

Función de configuración de parámetros para HMI en PCM 600

Señales de HMI local

Estado de autorización

Comprobación de autorización

Acceso a FTP con contraseña

Correspondencia de comunicación SPA


Pérdida de excitación (PDIS, 40)


Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo (PTTR, 49)

Protección de discordancia de polo (RPLD, 52PD)

Protección de máxima potencia direccional (PDUP, 37)

Protección de máxima potencia direccional (PDOP, 32)


Protección de subtensión de dos etapas (PTUV, 27)

Protección de sobretensión de dos etapas (PTOV, 59)

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

Protección de sobreexcitación (PVPH, 24)


92 ABB


Protección de subfrecuencia (PTUF, 81)

Protección de sobrefrecuencia (PTOF, 81)

Protección de tasa de cambio de la frecuencia (PFRC, 81)

Supervisión del sistema secundario

Supervisión de fallo de fusible (RFUF)

Control

Conmutador giratorio lógico para selección de función y presentación LHMI (SLGGIO)

Miniconmutador selector (VSGGIO)

Funciones E/S de comunicación directa del IEC 618850 (DPGGIO)

8 señales de control genérico de un solo punto

Lógica

Lógica de disparo (PTRC, 94)

Lógica de matriz de disparo (GGIO)

Bloques lógicos configurables

Bloque funcional de señales fijas

Conversión de booleanos de 16 bits a enteros con representación de nodo lógico

Conversión de enteros a booleanos de 16 bits con representación de nodo lógico

Monitorización

Medidas (MMXU, MSQI)

Bloque funcional para presentación de valores de servicio de las entradas analógicas

Contador de eventos

Función de eventos

Informe de perturbaciones(RDRE)

Funciones E/S de comunicación directa del IEC 61850 (SPGGIO, SP16GGIO, MVGGIO)

Informe de estado de señal lógica

Bloque de ampliación de valor medido

Medida

Lógica de contador de pulsos (GGIO)

Medición de energía y gestión de demandas (MMTR)


ABB 93

Comunicación de estación

Protocolo de comunicación SPA

Protocolo de comunicación LON

Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103

Selección de funcionamiento entre SPA e IEC 60870-5-103 para SLM

Protocolo de comunicación DNP3.0 para TCP/IP

Protocolo de comunicación DNP3.0 para EIA-485

Función de configuración de parámetros para IEC 61850

Comunicación horizontal a través de GOOSE para enclavamiento

Recepción binaria GOOSE

Comando simple, 16 señales

AutomationBits, función de mando para DNP3.0

Comando múltiple y transmisión

Configuración de enlaces Ethernet

Comunicación remota

Transferencia de la señal binaria al extremo remoto, 32 señales

Transferencia de la señal binaria al extremo remoto, 8 señales

Transmisión de datos analógicos desde LDCM

Recepción de datos analógicos desde LDCM remoto

Recepción de estado binario desde LDCM remoto, 8 señales

Recepción de estado binario desde LDCM remoto, 32 señales

Especificación del producto

REG 670 Cantidad: 1MRK 002 826-AA

Predeterminado:

El IED se suministra con la configuración cargada preconfigurada. Utilice la herramienta de configuración yprogramación (PCM 600) para crear o modificar la configuración. La misma herramienta también puede utilizarsepara la adaptación de una configuración de ejemplo incluida.

Opcional:

Configuración específica del cliente A petición

Tipo de conexión para módulos de alimentación y módulos de E/S

Regla: Se debe pedir el mismo tipo de conexión para módulos de alimentación y módulos de E/S

Terminales de conexión de compresión estándar 1MRK 002 960-AA

Terminales en anillo 1MRK 002 960-BA


94 ABB

Módulo de alimentación

Regla: Se debe especificar un módulo de alimentación

Módulo de alimentación (PSM) 24-60 VDC 1MRK 002 239-AB

90-250 VDC 1MRK 002 239-BB

Funciones opcionales


Regla: Una de protección diferencial debe ser ordenada

Protección diferencial de transformador, dos devanados

Cant:

1 2 1MRK 002 901-AB

Protección diferencial de transformador, tres devanados

Cant:

1 2 1MRK 002 901-CB

1Ph Protección diferencial de alta impedancia monofásica(PDIF, 87)

Cant:

1 2 3 4 5 6 1MRK 002 901-HA

Protección diferencial de generador (PDIF, 87G)

Cant:

1 2 1MRK 002 901-PA

Protección de falla a tierra restringida, baja impedancia(PDIF, 87N)

Cant:

1 2 3 1MRK 002 901-EA


Alternativa 3: Regla: Se deben pedir todas las funcionesdentro de la alternativaProtección de distancia de esquema completo,característica mho (PDIS, 21)

Cant:

1 2 3 1MRK 002 925-EA

Elemento de impedancia direccional para característicamho (RDIR)

Cant: 1MRK 002 924-PA

Protección de deslizamiento de polo (PPAM, 78) Cant: 1MRK 002 925-LA

Regla: Se incluye una Pérdida de excitación básica(PDIS, 40)

Cant:

2 1MRK 002 925-MA


ABB 95


Protección de sobreintensidad de fase instantánea(PIOC, 50)

Cant:

1 2 3 4 1MRK 002 906-AB

Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas(PTOC, 51/67)

Cant:

1 2 3 4 5 6 1MRK 002 906-BB

Protección de sobreintensidad residual instantánea(PIOC, 50N)

Cant:

1 2

1MRK 002 906-CB

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

Cant:

1 2 3 4 5 6 1MRK 002 906-DB

Protección direccional sensible de sobreintensidadresidual y de potencia (PSDE, 67N))

Cant:

1 2 1MRK 002 907-DA

Regla: Se incluye una Protección de sobrecarga térmica,dos constantes de tiempo básica (PTTR, 49)

Cant:

2 3 1MRK 002 906-NA

Protección de fallo de interruptor (RBRF, 50BF) Cant

1 2 3 4 1MRK 002 906-RB

Regla: Se incluye una Protección de discordancia depolo básica (RPLD, 52PD)

Cant:

2 3 4 1MRK 002 907-AB

Regla: Se incluye una Protección de mínima potenciadireccional básica (PDUP, 37)

Cant:

2 3 4 1MRK 002 902-FA

Regla: Se incluye una Protección de máxima potenciadireccional básica (PDOP, 32)

Cant:

2 3 4 1MRK 002 902-GA


Regla: Se incluye una Protección de subtensión de dos etapasbásica (PVUM, 27)

Cant:

2 1MRK 002 908-AB

Regla: Se incluye una Protección de sobretensión de dos etapasbásica (POVM, 59)

Cant:

2 1MRK 002 908-DB

Regla: Se incluye una Protección de sobretensión residual de dosetapas básica (POVM, 59N)

Cant:

2 3 1MRK 002 908-GB

Regla: Se incluye una Protección de sobreexcitación básica (PVPH,24)

Cant:

2 1MRK 002 908-MB

Protección diferencial de tensión (PTOV, 60) Cant:

1 2 1MRK 002 924-TA

100% estator E/F 3er armónico (PHIZ, 59THD) Cant: 1MRK 002 908-TA


96 ABB


Regla: Se incluyen tres como Protección desubfrecuenciabásica (PTUF, 81)

Cant:

4 5 6 1MRK 002 908-NB

Regla: Se incluyen tres como Protección desobrefrecuencia básica (PTOF, 81)

Cant:

4 5 6

1MRK 002 908-R

Regla: Se incluye una como Protección de tasa decambio de la frecuencia básica (PFRC, 81)

Cant:

2 3 1MRK 002 908-SA


Protección general de corriente y tensión (GAPC) Cant:

1 2 3 4 5 6

7 8 9 10 11 12

1MRK 002 902-AA

Supervisión del sistema secundario

Supervisión del circuito de corriente (RDIF) Cant:

1 2 3 4 5 1MRK 002 914-AA

Regla: Se incluye unaSupervisión de fallo de fusible (RFUF)

Cant:

2 3 1MRK 002 914-GB

Control

Comprobación de sincronismo, comprobación deenergización y sincronización (RSYN, 25)

Cant:

1 2 1MRK 002 916-AB

Control de aparatos para hasta 6 bahías, máx. 30aparatos (6CB) incl. enclavamiento

1MRK 002 916-RC

Lógica

Regla: Se incluye una comoLógica Tripping básica (PTRC 94)

Cant:

2 3 4 5 6 1MRK 002 917-AA

Primer idioma para HMI

Regla: Se debe pedir uno

Idioma para la HMI, inglés IEC 1MRK 002 930-AA

Idioma para la HMI, inglés ANSI 1MRK 002 930-BA


ABB 97

Idiomas adicionales para HMI

Regla: Se puede seleccionar una alternativa como máximo

Idioma para HMI, alemán 1MRK 002 920-AA

Idioma para HMI, ruso 1MRK 002 920-BA

Idioma para HMI, francés 1MRK 002 920-CA

Idioma para HMI, español 1MRK 002 920-DA

Idioma para HMI, italiano 1MRK 002 920-EA

Idioma para HMI, polaco 1MRK 002 920-GA

Idioma para HMI, húngaro 1MRK 002 920-FA

Idioma para HMI, checo 1MRK 002 920-HA

Idioma para HMI, sueco 1MRK 002 920-KA

"Hardware" opcional

Interfaz persona-máquina

Regla: Se debe pedir una

Tamaño pequeño – sólo texto, símbolos IEC, 1/2 19” 1MRK 000 008-HB

Tamaño pequeño – texto, símbolos IEC, 1/1 19” 1MRK 000 008-KB

Tamaño medio – visualización gráfica, símbolos IEC, 1/2 19” 1MRK 000 008-LB

Tamaño medio – visualización gráfica, símbolos IEC, 1/1 19” 1MRK 000 008-MB

Tamaño medio – visualización gráfica, símbolos ANSI, 1/2 19” 1MRK 000 008-LC

Tamaño medio – visualización gráfica, símbolos ANSI, 1/1 19” 1MRK 000 008-MC


98 ABB

Sistema analógico

Regla: Se debe pedir un módulo de entrada de transformadorNota: Se debe pedir el mismo tipo de terminales de conexión para ambos TRM

Módulo de entrada de transformador, terminalesde conexión de compresión

12I, 1A, 50/60 Hz

Cant:

1 2 1MRK 002 247-CG


12I, 5A, 50/60 Hz

Cant:

1 2 1MRK 002 247-CH


9I+3U, 1A, 50/60 Hz

Cant:

1 2 1MRK 002 247-BG


9I+3U, 5A, 50/60 Hz

Cant:

1 2 1MRK 002 247-BH


5I, 1A+4I, 5A+3U,50/60 Hz

Cant:

1 2 1MRK 002 247-BK


7I+5U, 1A, 50/60 Hz

Cant:

1 2 1MRK 002 247-AP


7I+5U, 5A, 50/60 Hz

Cant:

1 2 1MRK 002 247-AR


6I, 5A+1I, 1A+5U,50/60 Hz

Cant:

1 2 1MRK 002 247-AU


3I, 5A+4I, 1A+5U,50/60 Hz

Cant:

1 2 1MRK 002 247-AV


6I+6U, 1A, 50/60 Hz

Cant:

1 2 1MRK 002 247-AG


6I+6U, 5A, 50/60 Hz

Cant:

1 2 1MRK 002 247-AH


3I, 5A+3I, 1A+6U,50/60 Hz

Cant:

1 2 1MRK 002 247-AE


6I, 1A, 50/60 Hz

Cant:

1 1MRK 002 247-DG


6I, 5A, 50/60 Hz

Cant:

1 1MRK 002 247-DH

Módulo de entrada de transformador, terminalesen anillo

12I, 1A, 50/60 Hz

Cant:

1 2 1MRK 002 247-CC


12I, 5A, 50/60 Hz

Cant:

1 2 1MRK 002 247-CD


ABB 99


9I+3U, 1A, 50/60 Hz

Cant:

1 2 1MRK 002 247-BC


9I+3U, 5A, 50/60 Hz Cant:

1 2 1MRK 002 247-BD


5I, 1A+4I, 5A+3U,50/60 Hz

Cant:

1 2 1MRK 002 247-BF


7I+5U, 1A, 50/60 Hz

Cant: 1 2 1MRK 002 247-AS


7I+5U, 5A, 50/60 Hz Cant:

1 2 1MRK 002 247-AT


6I, 5A+1I, 1A+5U,50/60 Hz

Cant:

1 2 1MRK 002 247-AX


3I, 5A+4I, 1A+5U,50/60 Hz

Cant:

1 2 1MRK 002 247-AY


6I+6U, 1A, 50/60 Hz

Cant:

1 2 1MRK 002 247-AC


6I+6U, 5A, 50/60 Hz

Cant:

1 2 1MRK 002 247-AD


3I, 5A+3I, 1A+6U,50/60 Hz

Qty:

1 2 1MRK 002 247-AF


6I, 1A, 50/60 Hz

Cant:

1 1MRK 002 247-DC


6I, 5A, 50/60 Hz

Cant:

1 1MRK 002 247-DD

Nota: Con cada módulo de entrada de transformador se suministra un módulo de conversión digital analógico consincronización horaria.

Tamaño de caja

En los pedidos de módulos E/S, tenga en cuenta las cantidades máximas que aparecen en las tablas siguientes.

Nota: el orden estándar de la ubicación de módulos I / O es BIM-BOM-SOM-IOM-MIM-GSM de izquierda a derecha,visto desde la parte trasera de la IED, pero también puede ser libremente colocado. Sólo el GSM (módulo desincronización GPS en tiempo) tiene una designación ranura específica, dependiendo del tamaño del caso.

Nota: La cantidad máxima de módulos E/S depende del tipo de terminales de conexión.


100 ABB

Cantidad máxima de módulos E/S

Tamaños de caja BIM IOM BOM/SOM

MIM GSM Máximo en la caja

1/1 x 19”, un (1)TRM

14 6 4 4 1 14 (máx. 4 BOM+SOM+MIM)

1MRK 000 151-NC

1/1 x 19”, dos (2)TRM

11 6 4 4 1 11 (máx. 4 BOM+SOM+MIM)

1MRK 000 151-ND

1/2 x 19”, un (1)TRM

3 3 3 0 1 3 1MRK 000 151-NA

Cantidad máxima de módulos E/S con terminales en anillo, paralímites de módulo véase abajo

Tamaños de caja Máximo en la caja Posible colocación de módulos E/Sen anillo

1/1 x 19”, un (1) TRM 7 P3, P5, P7, P9, P11, P13, P15 Nota:Sin anillos en P15 si se pide GSM

1MRK 000 151-NC

1/1 x 19”, dos (2) TRM 5 P3, P5, P7, P9, P11 1MRK 000 151-ND

1/2 x 19”, un (1) TRM 1 P3 1MRK 000 151-NA


ABB 101

Módulos de entradas/salidas binarias

Módulo de entrada binaria (BIM) 16 entradas

RL 24-30 VDC Cant: 1 2 3 4 5 6

8 9 10 11 12 13

7

14

1MRK 000 508-DB

RL 48-60 VDC Cant: 1 2 3 4 5 6

8 9 10 11 12 13

7

14

1MRK 000 508-AB

RL 110-125 VDC Cant: 1 2 3 4 5 6

8 9 10 11 12 13

7

14

1MRK 000 508-BB

RL 220-250 VDC Cant: 1 2 3 4 5 6

8 9 10 11 12 13

7

14

1MRK 000 508-CB

Módulo de entrada binaria (BIMp) con capacidadesmejoradas de recuento de pulsos, 16 entradas

RL 24-30 VDC Cant: 1 2 3 4 5 6

8 9 10 11 12 13

7

14

1MRK 000 508-HA

RL 48-60 VDC Cant: 1 2 3 4 5 6

8 9 10 11 12 13

7

14

1MRK 000 508-EA

RL 110-125 VDC Cant: 1 2 3 4 5 6

8 9 10 11 12 13

7

14

1MRK 000 508-FA

RL 220-250 VDC Cant: 1 2 3 4 5 6

8 9 10 11 12 13

7

14

1MRK 000 508-GA


102 ABB

Módulo de salida binaria, 24 relés de salida (BOM) Cant: 1 2 3 4 1MRK 000 614-AB

Módulo de salida binaria estática (SOM) Cant: 1 2 3 4 1MRK 002 614-AA

Módulo de entrada/salida binaria (IOM) 8 entradas, 10 salidas, 2 salidas de alta velocidad

RL 24-30 VDC Cant: 1 2 3 4 5 6 1MRK 000 173-GB

RL 48-60 VDC Cant: 1 2 3 4 5 6 1MRK 000 173-AC

RL 110-125 VDC Cant: 1 2 3 4 5 6 1MRK 000 173-BC

RL 220-250 VDC Cant: 1 2 3 4 5 6 1MRK 000 173-CC

Módulo de entrada/salida binaria (IOM con MOV), 8 entradas, 10 salidas, 2 salidas de alta velocidad

RL 24-30 VDC Cant: 1 2 3 4 5 6 1MRK 000 173-GC

RL 48-60 VDC Cant: 1 2 3 4 5 6 1MRK 000 173-AD

RL 110-125 VDC Cant: 1 2 3 4 5 6 1MRK 000 173-BD

RL 220-250 VDC Cant: 1 2 3 4 5 6 1MRK 000 173-CD

Módulo de entrada mA 6 canales (MIM) Cant: 1 2 3 4 1MRK 000 284-AB

Puertos de comunicación de estación

Sólo se puede pedir uno de los módulos Ethernet óptico o SPA/LON/IEC-103respectivamente.

Módulo Ethernet óptico, 1 interfaz de vidrio 1MRK 002 266-AA

Módulo Ethernet óptico, 2 interfaces de vidrio 1MRK 002 266-BA

Módulo de serie SPA/IEC 60870-5-103 y LON (plástico) 1MRK 001 608-AA

Módulo de serie SPA/IEC 60870-5-103 (plástico) y LON (vidrio) 1MRK 001 608-BA

Módulo de serie SPA/IEC 60870-5-103 y LON (vidrio) 1MRK 001 608-CA

Módulo de comunicación RS485 galvánico para DNP 3.0 1MRK 002 309-AA


ABB 103

Comunicación serie con extremo remoto para C37.94

Regla: Se pueden pedir como máx. dos LDCM, sólo una LDCM en 1 / 2 x19 "

Módulo de comunicación de datos de línea óptico de margencorto(Multimodo 900 nm) (SR LDCM)

Cant:

1 2 1MRK 002 122-AB

Módulo de comunicación de datos de línea óptico de margenmedio(Monomodo 1310 nm) (MR LDCM)

Cant:

1 2 1MRK 002 311-AA


Regla: Sólo se puede pedir una sincronización horaria.

Módulo de sincronización horaria GPS 1MRK 002 282-AA

Módulo de sincronización horaria IRIG-B 1MRK 002 305-AA

Servicios de ingeniería

Kit de montaje en rack de 19” para 1/2 x IED 19” o 2 x RHGS6 o RHGS12 Cantidad: 1MRK 002 420-BB

Kit de montaje en rack de 19” para 1/1 x IED 19” Cantidad: 1MRK 002 420-CA

Regla: montaje en la pared no está recomendado para los módulos decomunicación con conexión de fibra; serie SPA / IEC 60870-5-103 ymódulo de comunicación LON (SLM), el módulo Ethernet óptico (OEM)y los datos de la línea del módulo de comunicación (LDCM).

Kit de montaje mural para todos los tamaños de IED Cantidad: 1MRK 002 420-DA

Kit de montaje empotrado para todos los tamaños de IED Cantidad: 1MRK 000 020-Y

Kit de montaje empotrado + junta IP54 (montada en fábrica). No sepuede pedir por separado, por lo que se debe especificar al pedir unIED.

Cantidad: 1MRK 002 420-EA

Accesorios


104 ABB

Antena GPS y detalles de montaje

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

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

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

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

Convertidor de interfaz externa de C37.94 a G703, incluidosaccesorios de montaje en rack 1U 19”

Cantidad: 1 2 1MRK 002 245-AA

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

Dispositivo de prueba

El sistema de prueba COMBITEST diseñadopara usarse con los productos IED 670 sedescribe en 1MRK 512 001-BEN y 1MRK001024-CA. Consulte la página web:www.abb.com/substationautomation y ABBProduct Guide > High Voltage Products >Protection and Control > Modular Relay >Test Equipment para obtener informaciónmás detallada. Si se trata de conmutadoresFT, consulte la página web:www.abb.com>ProductGuide>MediumVoltage Products>Protection and Control(Distribution) para obtener información másdetallada.

Debido a la gran flexibilidad de nuestroproducto y la amplia variedad de aplicacionesposibles, el dispositivo de prueba debeseleccionarse para cada aplicación específica.

Seleccione el dispositivo de prueba adecuadobasándose en las disposiciones de loscontactos que se muestran en ladocumentación de referencia.

Sin embargo, nuestra propuesta de variantesadecuadas es:

Transformador de dos devanados con neutrointerno en circuitos de corriente. Pueden

usarse dos piezas en aplicaciones paratransformadores de tres devanados endisposición de interruptor simple o múltiple(número de pedido RK926 215-BD)

Transformador de dos devanados con neutroexterno en circuitos de corriente. Puedenusarse dos piezas en aplicaciones paratransformadores de tres devanados endisposición de interruptor simple o múltiple(número de pedido RK926 215-BH).

Transformador de tres devanados con neutrointerno en circuitos de corriente (número depedido RK926 215-BX).

El contacto normalmente abierto "En modoensayo" 29-30 en los dispositivos de pruebaRTXP debería estar conectado a la entradadel bloque de función de ensayo parapermitir la activación de funcionesindividualmente durante el ensayo.

La caja RHGS 6 o la caja RHGS 12 con RTXP24 montado y conmutador de encendido/apagado para suministro de CC se piden porseparado. Consulte la sección"Documentación relacionada" para obtenerreferencias a los documentos correspondientes

La caja RHGS 6 o la caja RHGS 12 con RTXP24 montado y conmutador de encendido/apagado para suministro de CC se piden por


ABB 105

separado. Consulte la sección"Documentación relacionada"para obtener

referencias a los documentoscorrespondientes.

Cubierta protectora

Cubierta protectora para parte posterior de RHGS6, 6U, 1/4 x19”

Cantidad: 1MRK 002 420-AE

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

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

Unidad de resistencia externa para protección diferencial de alta impedancia

Unidad de resistencia de alta impedancia monofásica conresistencia y resistencia dependiente de la tensión 20-100V

Cantidad: 1 2 3 RK795101-MA

Unidad de resistencia de alta impedancia trifásica con resistenciay resistencia dependiente de la tensión 20-100V

Cantidad: RK795101-MB

Unidad de resistencia de alta impedancia monofásica conresistencia y resistencia dependiente de la tensión 100-400V

Cantidad: 1 2 3 RK795101-CB

Unidad de resistencia de alta impedancia trifásica con resistenciay resistencia dependiente de la tensión 100-400V

Cantidad: RK795101-DC

Combiflex

Conmutador de llave para desconexión definitiva de ajustes a travésde LCD-HMI

Cantidad: 1MRK 000 611-A

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

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

Unidades de interfaz externa para protección de falta a tierra del rótor

Unidad de inyección para protección de falla a tierra del rotor (RXTTE4)

Cantidad: 1MRK 002 108-BA

Resistencia protectora en la placa Cantidad: RK795102-AD

YWX111-11*100-110V/50Hz, Unidad auxiliar Cantidad: HESG215882R0001





106 ABB

Herramientas de configuración y monitorización

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

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

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

Administrador IED de protección y control PCM 600

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

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

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

PCM 600 ver. 1.5, Engineering, IED Manager + CAP 531 + CCT forIEC 61850-8-1 configuration of IED

Cantidad: 1MRK 003 395-CB

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

Manuales

Nota: En cada IED se incluye un (1) CD de conexión IED que contiene documentación para el usuario(Operator’s manual (Manual del operador), Technical reference manual (Manual de referencia técnica),Installation and commissioning manual (Manual de instalación y puesta en servicio), Applicationmanual (Manual de aplicación) y Getting started guide (Guía de introducción)), paquetes deconectividad y una plantilla de etiquetas LED.

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

Cantidad: 1MRK 002 290-AB


ABB 107

User documentation (Documentación para el usuario)

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

IEC Cantidad: 1MRK 502 014-UEN

US English Cantidad: 1MRK 502 014-UUS

Technical reference manual (Manual de referenciatécnica)



Installation and commissioning manual (Manual deinstalación y puesta en servicio)



Application manual (Manual de aplicación) IEC Cantidad: 1MRK 502 016-UEN


Engineering guide IED 670 products (Guía deingeniería, productos IED 670)

Cantidad: 1MRK 511 179-UEN

Información de referencia

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

País: Usuario final:

Nombre de estación: Nivel de tensión: kV

Documentación relacionada

Documentos relacionados con REG 670 Número deidentificación

Manual del operador 1MRK 502 014-UES

Manual de instalación y puesta en servicio 1MRK 502 015-UES

Manual de referencia técnica 1MRK 502 013-UEN

Manual de aplicación 1MRK 502 016-UEN

Guía de compra 1MRK 502 019-BES

Ejemplo de ajuste 1MRK 502 020-WEN


108 ABB

Componentes de instalación y conexión 1MRK 013 003-BEN

Sistema de prueba, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN

Accesorios para IED 670 1MRK 514 012-BEN

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

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

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

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

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

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

Guía de compra REG 216 1MRB520004-BEN

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


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Protección de generador REG670 Configuración abierta · PDF fileteniendo las protecciones principales para el generador. De este modo, el concepto permite soluciones muy rentables