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Serie 670 Relion®

Protección de barra REB670 2.1 IECGuía del producto

Contenido

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

2. Funciones disponibles.................................................. 12

3. Protección diferencial................................................... 23

4. Selección de zonas...................................................... 24

5. Protección de corriente................................................ 27

6. Protección de tensión...................................................29

7. Protección de frecuencia..............................................29

8. Protección multifunción................................................ 30

9. Supervisión del sistema secundario..............................30

10. Control........................................................................ 30

11. Lógica......................................................................... 32

12. Monitorización.............................................................34

13. Medición..................................................................... 36

14. Interfaz hombre-máquina............................................ 37

15. Funciones básicas del IED...........................................37

16. Comunicación de estaciones ......................................37

17. Comunicación remota................................................. 38

18. Descripción del hardware............................................38

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

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

21. Pedidos de IED personalizados................................... 93

22. Pedidos de IED preconfigurados............................... 101

23. Pedido de accesorios................................................105

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1MRK 505 340-BES AProtección de barra REB670 2.1 IEC Versión del producto: 2.1

2 ABB

1. AplicaciónEl IED se ha diseñado para la protección diferencial selectiva,fiable y rápida de barras, conexiones en T y esquinas en malla.Puede utilizarse para la protección de estaciones con una o dosbarras, con barra de transferencia o sin ella, con dosinterruptores o interruptor y medio. El IED se puede aplicar parala protección de instalaciones de media (MV), alta (HV) y muyalta tensión (EHV), con una frecuencia del sistema de potenciade 50 Hz o 60 Hz. Puede detectar todos los tipos de faltasinternas de fase a fase y de fase a tierra en sistemas depotencia rígidamente conectados a tierra o conectados a tierraa través de una baja impedancia, así como todas las faltasmultifásicas internas en sistemas de potencia aislados oconectados a tierra a través de una alta impedancia.

El pedido de entradas TT dentro del IED de protección de barrapermitirá la integración de funcionalidad relacionada con latensión, como liberación por subtensión, sobretensiónresidual, funciones de potencia, medición y registro de latensión durante las faltas. Sin embargo, hay que prestaratención al hecho de que la inclusión de entradas VT reducirá elnúmero de entradas de TC disponibles (24 entradas analógicasen total son el límite del producto). Por consiguiente, cuando sepidan entradas VT el IED de protección de barra será aplicablea barras con un menor número de bahías. En la práctica, elnúmero de entradas de TC disponibles limitará el tamaño de laestación que se puede proteger.

El IED tiene requisitos muy bajos para los transformadores decorriente principales (es decir, los TC) y no requieretransformadores de corriente de interposición. En todas lasaplicaciones, pueden incluirse y combinarse TC principales concorriente nominal secundaria de 1 A y 5 A dentro de la mismazona de protección. Normalmente, pueden utilizarse TC conuna diferencia de relación máxima de 10:1 dentro de unamisma zona de protección diferencial. El ajuste de diferentesrelaciones para los TC principales se realiza de forma numéricamediante ajustes de parámetros.

La función numérica de protección diferencial de bajaimpedancia se ha diseñado para una protección rápida yselectiva para faltas dentro de la zona protegida. Todas lasentradas de los TC conectadas están provistas de unacaracterística de frenado. El valor mínimo de activación para lacorriente diferencial se ajusta con el propósito de proporcionar

una sensibilidad adecuada para todas las faltas internas. Elajuste de activación para la corriente de falta debe ser inferior al80% de la corriente de falta más baja que puede producirse enlas barras protegidas. Si la corriente de falta mínima essuficientemente alta, el valor establecido debe ser mayor que lacorriente de carga máxima. Este ajuste se realiza directamenteen amperios primarios. La pendiente de funcionamiento para lacaracterística de operación diferencial se fija al 53% en elalgoritmo.

El tiempo de disparo rápido (el tiempo de disparo más corto esde 5 ms) de la función de protección diferencial de bajaimpedancia resulta especialmente ventajoso para redeseléctricas con niveles altos de faltas o donde se requiere undespeje rápido de las faltas para la estabilidad del sistema depotencia.

Todas las entradas de TC incorporan una característica defrenado. El funcionamiento se basa en el principio probado deestabilización de restricción porcentual RADSS, con unafunción de estabilización adicional para estabilizar durante unasaturación elevada de TC. La estabilidad para faltas externas segarantiza si un TC no está saturado durante al menos dosmilisegundos durante cada ciclo del sistema de potencia.

El algoritmo avanzado de detección de TC abierto detecta demanera instantánea los circuitos secundarios de los TCabiertos y evita una operación de la protección diferencial sinnecesidad de una zona de comprobación adicional.

Las zonas de protección diferencial del IED incluyen un nivel deoperación sensible. Este nivel de operación sensible se hadiseñado para disponer de capacidad para detectar las faltasinternas a tierra de barra en sistemas de potencia conectados atierra de baja impedancia (es decir, sistemas de potencia en losque la corriente de falta a tierra se limita a cierto nivel,típicamente entre 300 A y 2000 A primarios, mediante unreactor o una resistencia en el punto neutro). De maneraalternativa, este nivel sensible puede utilizarse cuando serequiere alta sensibilidad desde la protección diferencial debarra (es decir, energización de la barra a través de una línealarga).

La característica de operación general de la función diferencialen el IED se muestra en la figura 1.

1MRK 505 340-BES AProtección de barra REB670 2.1 IEC Versión del producto: 2.1 Fecha de emisión: Julio de 2016

Revisión: A

ABB 3

Características deoperación dela protección diferencial

Area de operación

Nivel de operación diferencial

I d [A

mpe

rios

prim

ario

s]

Iin [Amperios primarios]

s=0.53

I d=I in

Protección diferencial sensible

=IEC06000142=1=es=Original.vsd

Nivel de operación sensible Boqueo Iin Sensible

IEC06000142 V1 ES

Figura 1. Característica de operación del IED

La característica de zona de comprobación general integrada,independiente de cualquier posición del seccionador, seencuentra disponible. Puede utilizarse en estaciones con dosbarras para garantizar la estabilidad de la protección diferencialde barra en caso de indicación de estado completamenteerróneo del seccionador de barra en cualquiera de las bahíasde línea.

La selección flexible y dinámica de zona, basada en software,permite una adaptación fácil y rápida a las disposiciones desubestaciones más comunes, como estaciones de una barracon o sin barra de transferencia, con dos barras con o sin barrade transferencia, con interruptor y medio, con dos barras y dosinterruptores, con barras en anillo, etc. La selección dinámicade zona, basada en software, asegura:

• Vinculación dinámica de las corrientes medidas de los TCa la zona de protección diferencial adecuada, según lorequiera la topología de la subestación.

• Una unificación eficaz de dos zonas diferenciales cuandoasí lo requiera la topología de la subestación (es decir, latransferencia de carga)

• La operación selectiva de la protección diferencial debarra asegura que únicamente se produzca el disparo delos interruptores conectados a la zona defectuosa.

• Ordenación correcta de las órdenes de disparo derespaldo, de las protecciones de fallo de interruptorincorporadas o externas a todos los interruptoresadyacentes.

• Fácil incorporación de las bahías de seccionamiento/acoplamiento de barras (es decir, interruptores de enlace),

con uno o dos juegos de TC, en el esquema deprotección.

• Supervisión del estado del seccionador y del interruptor.

La lógica avanzada de Selección de zonas, junto con lasprotecciones opcionales de zona muerta y de fallo deinterruptor, asegura el tiempo de disparo más corto posible y laselección de faltas dentro del punto ciego o la zona extremaentre el TC y el interruptor de la bahía. Por lo tanto, el IED ofrecela mejor cobertura posible para estas faltas en bahías de línea yde seccionamiento/acoplamiento de barras.

La función opcional de protección de fallo de interruptor, unapara cada entrada de TC en el IED, ofrece una seguraprotección de respaldo local para los interruptores en laestación.

Las protecciones opcionales de sobreintensidad no direccionalde cuatro etapas, una para cada entrada de TC en el IED,proporcionan una funcionalidad de respaldo remota para lasestaciones del extremo remoto y las líneas conectadas.

Las funciones de protección de tensión y frecuenciadisponibles opcionalmente permiten incluir el criterio deliberación de tensión para la protección de barra o integrar laprotección de sobretensión y subtensión independiente para labarra en el IED de protección de barra.

Las funciones de protección de sobreintensidad, sobrecargatérmica y bancos de condensadores disponiblesopcionalmente abren la posibilidad a integrar la protección dereactores shunt y bancos de condensadores shunt en el IED deprotección de barra.


4 ABB

Lo normal es tener un solo IED de protección de barras porbarra. Sin embargo, algunas aplicaciones emplean dos IED deprotección de barras independientes por zona de protección.El IED se adapta a ambas soluciones.

Con un solo IED monofásico con transformadores auxiliares decorriente de suma externos puede obtenerse una sencillaprotección diferencial de barra para faltas multifásicas y atierra.

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

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

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

El control opcional de aparatos para un máximo de 30 objetospuede proporcionar una función para trazar un diagrama unifilar(SLD) de la estación en la HMI local.

Descripción de los paquetes preconfiguradosHay cinco variantes preconfiguradas de REB670. Se describenen la siguiente tabla:

Tabla 1. Paquetes preconfigurados de REB670

12 AI máx. 3*tarjetasE/S 1/2 rack de 19"

24 AI máx.11*tarjetas E/S rackcompleto de 19"

Trifásico, 4 bahías,protección de BFP yOC opcional de 2zonas

Utilizado para zonasfijas de pequeñasdimensiones comoprotección T, esquinaen malla, esquema H,barra en anillo, etc.REB670–A20

No corresponde

Trifásico, 8 bahías,protección de BFP yOC opcional de 2zonas

No corresponde Utilizado parasubestaciones/zonascon hasta 8 entradasde TC.REB670–A31

Monofásico, 12bahías, protección deBFP y OC opcional de2 zonas (se requierentres IED)

Utilizado parasubestación conhasta 12 entradas deTC. Solo tres tarjetasde E/S disponiblesSin posibilidades deextensión a 24entradas de TCBuena solución paraestaciones con zonasfijas (es decir,estación coninterruptor y medio).REB670–B20

Utilizado parasubestación conhasta 12 entradas deTC. Posibilidad deampliar a 24 entradasde TC. Se puedenutilizar LDCMopcionales paracompartir ESbinarias.REB670–B21

Monofásico, 24bahías, protección deBFP y OC opcional de2 zonas (se requierentres IED)

No corresponde Utilizado parasubestación conhasta 24 entradas deTC. Se pueden utilizarLDCM opcionalespara compartir ESbinarias.REB670–B31

Configuraciones ACT disponibles para REB670preconfiguradoHay tres configuraciones disponibles para el IED REB670preconfigurado. Las tres configuraciones incluyen lassiguientes características:

• completamente configurado para la cantidad total debahías disponibles en cada variante de REB670;

• funcionalidad para poner fuera de servicio cualquier bahíaa través de la HMI local o de manera externa a través deuna entrada binaria;

• funcionalidad para bloquear cualquiera de las dos zonas através de la HMI local o de manera externa a través de unaentrada binaria;


ABB 5

• funcionalidad para bloquear todos los disparos de bahía através de la HMI local o de manera externa a través de unaentrada binaria, pero dejando en servicio todas las demásfunciones (es decir, zonas BBP, BFP y OCP segúncorresponda);

• funcionalidad para iniciar de manera externa el registradorde perturbaciones incorporado;

• funcionalidad para conectar señal externa de disparo derespaldo por fallo del interruptor desde cada bahía

• funcionalidad para conectar señal externa de disparo debahía

Configuración X01Esta configuración incluye solo protección de barras paradisposiciones de estaciones simples (es decir, estaciones conun interruptor y medio, dos interruptores o un solo interruptor).Además, se puede utilizar para estaciones con dos barras y uninterruptor, en las que la réplica del seccionador se realizausando solo el contacto auxiliar b de cada seccionador ointerruptor. Como consecuencia, no se encuentra disponible lasupervisión del seccionador/interruptor. También es posibleadaptar esta configuración con la herramienta de matriz deseñales para utilizarla como sustitución directa de terminalesRED521. Esta configuración está disponible para las cincoversiones de REB670 (es decir, A20, A31, B20, B21 y B31).Hay que tener en cuenta que las funciones opcionales deprotección de fallo de interruptor CCRBRF, protección de zonamuerta y protección de sobreintensidad PH4SPTOC se puedenpedir junto con esta configuración, pero no estaránpreconfiguradas. Por lo tanto, estas funciones opcionalesdeben ser configuradas por el usuario final.

Configuración X02Esta configuración incluye solo protección de barras paraestaciones con dos barras y un interruptor, en las que laselección de zonas se realiza utilizando los contactos auxiliaresa y b de cada seccionador o interruptor. Por lo tanto, seencuentra disponible la supervisión completa del seccionador/interruptor. Esta configuración solo está disponible para tresversiones de REB670 (es decir, A31, B21 y B31). Hay que teneren cuenta que las funciones opcionales de protección de fallode interruptor CCRBRF, protección de zona muerta yprotección de sobreintensidad PH4SPTOC se pueden pedirjunto con esta configuración, pero no estarán preconfiguradas.Por lo tanto, estas funciones opcionales deben serconfiguradas por el usuario final.

Configuración X03Esta configuración incluye BBP con protección de fallo deinterruptor CCRBRF, protección de zona muerta y protecciónde sobreintensidad PH4SPTOC para estaciones con dosbarras y un interruptor, en las que la selección de zonas serealiza utilizando los contactos auxiliares a y b de cadaseccionador o interruptor. Por lo tanto, se encuentra disponiblela supervisión completa del seccionador/interruptor. Estaconfiguración solo está disponible para tres versiones deREB670 (es decir, A31, B21 y B31).

Para utilizar la configuración X03, hay que pedir las funcionesopcionales de fallo de interruptor y sobreintensidad.

Ejemplos de aplicación de REB670A continuación se ofrecen ejemplos de disposiciones típicas deestación que pueden protegerse con REB670:

xx06000009.vsdIEC06000009 V1 ES

Figura 2. Ejemplo de conexión en T

BI1 BI1 BI1 BI1

QA1 QA1 QA1 QA1

ZA

xx06000087.vsdIEC06000087 V1 ES

Figura 3. Ejemplo de una sección de una barra con seis bahías delínea


6 ABB

Tabla 2. Soluciones típicas para la disposición de barra simple

Versión de IED preconfigurado REB670 Cantidad de líneas por barra Cantidad de IED REB670 necesarios para elesquema

BBP trifásica, 2 zonas, 4 bahías (A20) 4 1


BBP monofásica, 2 zonas, 12 bahías (B20) 12 3



BI1 BI1 BI1 BI1 BI1 BI1 BI1

QA1 QA1 QA1 QA1 QA1 QA1 QA1

QB1ZA ZB

IEC11000238-1-en.vsdIEC11000238 V1 ES

Figura 4. Ejemplo de dos secciones de barras conectadas mediante un seccionador

Tabla 3. Soluciones típicas para estaciones con dos secciones de barra conectadas mediante un seccionador

Versión de IED preconfigurado REB670 Cantidad total de líneas en ambas seccionesde barras

Cantidad de IED REB670 necesarios para elesquema






BI1

QA1

QB1 QB7

BI1

QB7QB1

QA1

BI1

QB7QB1

QA1

BI1

QB7QB1

QA1

BI1

QB7QB1

QA1

ZA

ZB

BI1

QB7QB1

QA1

xx06000013.vsdIEC06000013 V1 ES

Figura 5. Ejemplo de estación de barra simple con barra de transferencia


ABB 7

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2BI1

QA1

BI1

QB1 QB2

QA1

ZA

ZB

IEC11000239-1-en.vsdIEC11000239 V1 ES

Figura 6. Ejemplo de estación de barra doble e interruptor simple

Tabla 4. Soluciones típicas para estaciones de un interruptor y doble barra

Versión de IED preconfigurado REB670 Cantidad de líneas en la estación (sin contar labahía de acoplamiento de barras)


BBP trifásica, 2 zonas, 4 bahías (A20) 3*) 1


BBP monofásica, 2 zonas, 12 bahías (B20) N/D N/D

BBP monofásica, 2 zonas, 12 bahías (B21) 11*) 3


*) con una sola entrada de TC de la bahía de acoplamiento de barras

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB20QB2 QB7QB1

QA1 QA1 QA1 QA1 QA1

ZAZB

xx06000015.vsdIEC06000015 V1 ES

Figura 7. Ejemplo de estación de barra doble e interruptor simple con barra de transferencia


8 ABB

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2BI1

QA1

BI1 QA1

BI1 QA1

BI1

QB1 QB2

QA1

BI1

QA1

ZA1

ZB1

ZA2

ZB2

xx06000016.vsdIEC06000016 V1 ES

Figura 8. Ejemplo de estación de un interruptor y doble barra con dos interruptores de seccionamiento de barras y dos de acoplamiento debarras (disposición de estaciones GIS típicas)

Tabla 5. Posibles soluciones para una estación GIS típica

Versión de IED preconfigurado REB670 Cantidad de líneas en cada lado de laestación (sin contar las bahías deseccionamiento y de acoplamiento de barras)


BBP trifásica, 2 zonas, 4 bahías (A20) N/D N/D


BBP monofásica, 2 zonas, 12 bahías (B20) N/D N/D



*) con una sola entrada de TC de la bahía de acoplamiento de barras

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

ZA

ZB

IEC11000240-1-en.vsdIEC11000240 V1 ES

Figura 9. Ejemplo de estación de interruptor y medio


ABB 9

Tabla 6. Soluciones típicas para estaciones de interruptor y medio cuando no se requiere protección de fallo para el interruptor medio

Versión de IED preconfigurado REB670 Cantidad de diámetros en la estación Cantidad de IED REB670 necesarios para elesquema

BBP trifásica, 2 zonas, 4 bahías (A20) 2/4 1/2


BBP monofásica, 2 zonas, 12 bahías (B20) 6/12 3/6



QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2

ZA

ZB

xx06000018.vsdIEC06000018 V1 ES

Figura 10. Ejemplo de estación de barra doble e interruptor doble

Tabla 7. Soluciones típicas para la disposición de barras con dos interruptores

Versión de IED preconfigurado REB670 Cantidad de líneas por estación Cantidad de IED REB670 necesarios para elesquema







10 ABB

QB32

QB12BI1

QA3BI3

BI8

QA4

BI4

QA2

BI2

BI5

BI6BI7

QB5QB8

QB6QB7

QB31

QB11

QB42 QB22

QB21QB41

QA1ZA1 ZA2

ZB1 ZB2

xx06000019.vsdIEC06000019 V1 ES

Figura 11. Ejemplo de estación de barra en anillo o en malla

Recuerde que el REB670 personalizado se entrega sin ninguna configuración. Por tanto, la ingeniería completa del IED debe serrealizada por el cliente o su integrador de sistemas. Con el fin de garantizar el funcionamiento correcto de la protección de barra,se recomienda estrictamente comenzar siempre los trabajos de ingeniería desde el proyecto de PCM600 del REB670preconfigurado que sea más similar a la aplicación actual. A continuación, deberán realizarse las modificaciones necesarias paraadaptar la configuración del IED personalizado al diseño de la estación actual. El proyecto de PCM600 de los IED REB670preconfigurados está disponible en el DVD de paquetes de conectividad.


ABB 11

2. Funciones disponibles

Principales funciones de protección

Tabla 8. Ejemplo de cantidades

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

IEC 61850 ANSI Descripción de función Barra

REB670(personalizado)

RE

B67

0 (A

20)

RE

B67

0 (A

31)

RE

B67

0 (B

20)

RE

B67

0 (B

21)

RE

B67

0 (B

31)

Protección diferencial

BUTPTRC,BCZTPDIF,BZNTPDIF,BZITGGIO,BUTSM4

87B Protección diferencial de barra, 2 zonas,trifásica/4 bahías

1

BUTPTRC,BCZTPDIF,BZNTPDIF,BZITGGIO,BUTSM8

87B Protección diferencial de barra, 2 zonas,trifásica/8 bahías

1 1

BUSPTRC,BCZSPDIF,BZNSPDIF,BZISGGIO,BUSSM12

87B Protección diferencial de barra, 2 zonas,monofásica/12 bahías

1 1

BUSPTRC,BCZSPDIF,BZNSPDIF,BZISGGIO,BUSSM24

87B Protección diferencial de barra, 2 zonas,monofásica/24 bahías

1 1

BDCGAPC Estado del objeto de conmutación primariapara la selección de zona de protección debarra

96 20 40 60 60 96


12 ABB

Funciones de protección de respaldo


REB670(personalizado)

RE

B67

0 (A

20)

RE

B67

0 (A

31)

RE

B67

0 (B

20)

RE

B67

0 (B

21)

RE

B67

0 (B

31)

Protección de corriente

OC4PTOC 51_671) Protección de sobreintensidad de fase decuatro etapas

0-8 4-C06 8-C07

PH4SPTOC 51 Protección de sobreintensidadmonofásica de cuatro etapas

0-24 12-C08

12-C08

24-C09

EF4PTOC 51N67N2)

Protección de sobreintensidad residual decuatro etapas

0-8

NS4PTOC 46I2 Protección de sobreintensidad desecuencia de fase negativa direccional decuatro etapas

0-8

TRPTTR 49 Protección de sobrecarga térmica, dosconstantes de tiempo

0-2

CCRBRF 50BF Protección de fallo de interruptor 0-8 4-C10 8-C11

CCSRBRF 50BF Protección de fallo de interruptor, versiónmonofásica

0-24 12-C12

12-C12

24-C13

GUPPDUP 37 Protección de mínima potenciadireccional

0-4

GOPPDOP 32 Protección de sobrepotencia direccional 0-4

CBPGAPC Protección de bancos de condensadores 0-2

Protección de tensión

UV2PTUV 27 Protección de subtensión de dos etapas 0-2

OV2PTOV 59 Protección de sobretensión de dos etapas 0-2

ROV2PTOV 59N Protección de sobretensión residual dedos etapas

0-2

VDCPTOV 60 Protección diferencial de tensión 0-2

LOVPTUV 27 Comprobación de pérdida de tensión 0-2

Protección de frecuencia

SAPTUF 81 Protección de subfrecuencia 0-6

SAPTOF 81 Protección de sobrefrecuencia 0-6

SAPFRC 81 Protección de derivada de la frecuencia 0-6

Protección multifunción

CVGAPC Protección general de corriente y tensión 0-6

1) 67 requiere tensión2) 67N requiere tensión


ABB 13

Funciones de control y monitorización

IEC 61850 ANSI Descripción defunción

Barra

REB670

RE

B67

0 (A

20)

RE

B67

0 (A

31)

RE

B67

0 (B

20)

RE

B67

0 (B

21)

RE

B67

0 (B

31)

Control

SESRSYN 25 Comprobación desincronismo,comprobación deenergización ysincronización

0-3

SMBRREC 79 Reengancheautomático

0-2 2-H05 2-H05

2-H05 2-H05 2-H05

APC30 3 Control de aparatospara hasta 6 bahías,máx. 30 aparatos (6interruptores)incluyendoenclavamiento

0-1

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

LOCREM Manejo deposiciones delconmutador LR

1+5/APC30 1 1 1 1 1

LOCREMCTRL Control del PSTO enla LHMI

1+5/APC30 1 1 1 1 1

SLGAPC Conmutadorgiratorio lógico paraselección defunciones ypresentación en laLHMI

15 15 15 15 15 15

VSGAPC Miniconmutadorselector

20 20 20 20 20 20

DPGAPC Función decomunicacióngenérica paraindicación de doblepunto

16 16 16 16 16 16

SPC8GAPC Control genérico de 8señales de un únicopunto

5 5 5 5 5 5

AUTOBITS Bits deautomatización,función de mandopara DNP3.0

3 3 3 3 3 3

SINGLECMD Orden simple, 16señales

4 4 4 4 4 4

I103CMD Órdenes defunciones para IEC60870-5-103

1 1 1 1 1 1


14 ABB


Barra

REB670

RE

B67

0 (A

20)

RE

B67

0 (A

31)

RE

B67

0 (B

20)

RE

B67

0 (B

21)

RE

B67

0 (B

31)

I103GENCMD Órdenes defunciones genéricaspara IEC60870-5-103

50 50 50 50 50 50

I103POSCMD Órdenes de IED conposición y selecciónpara IEC60870-5-103

50 50 50 50 50 50

I103POSCMDV Órdenes directas delIED con posiciónpara IEC60870-5-103

10 10 10 10 10

I103IEDCMD Órdenes de IED paraIEC 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103USRCMD Órdenes defunciones definidaspor el usuario paraIEC 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

Supervisión delsistema secundario

FUFSPVC Supervisión de fallode fusible

0-2

VDSPVC 60 Supervisión de fallode fusible basada enla diferencia detensión

0-2

Lógica

TMAGAPC Lógica de matriz dedisparo

12

ALMCALH Lógica para alarmade grupo

5

WRNCALH Lógica paraadvertencia de grupo

5

INDCALH Lógica paraindicación de grupo

5

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

Bloques lógicosbásicosconfigurables(consulte la Tabla 9)

40-420 40-280

40-280

40-280 40-280 40-280


ABB 15


Barra

REB670

RE

B67

0 (A

20)

RE

B67

0 (A

31)

RE

B67

0 (B

20)

RE

B67

0 (B

21)

RE

B67

0 (B

31)

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

Bloques lógicosconfigurables Q/T(consulte la tabla 10)

0-1

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

Paquete de lógicaextensible (consultela tabla 11)

0-1

FXDSIGN Bloque funcional deseñales fijas

1 1 1 1 1 1

B16I Conversión debooleanos de 16 bitsa enteros

18 18 18 18 18 18

BTIGAPC Conversión debooleanos de 16 bitsa enteros conrepresentación denodo lógico

16 16 16 16 16 16

IB16 Conversión deenteros a booleanosde 16 bits

18 18 18 18 18 18

ITBGAPC Conversión deenteros a booleanosde 16 bits conrepresentación denodo lógico

16 16 16 16 16 16

TEIGAPC Integrador de tiempotranscurrido contransgresión delímites y supervisiónde desbordamiento

12 12 12 12 12 12

INTCOMP Comparador paraentradas de enteros

12 12 12 12 12

REALCOMP Comparador paraentradas de númerosreales

12 12 12 12 12

Monitorización


16 ABB


Barra

REB670

RE

B67

0 (A

20)

RE

B67

0 (A

31)

RE

B67

0 (B

20)

RE

B67

0 (B

21)

RE

B67

0 (B

31)

CVMMXN,VMMXU, CMSQI,VMSQI, VNMMXU

Mediciones 6 6 6 6 6 6

CMMXU Mediciones 10 10 10 10 10 10

AISVBAS Bloque funcionalpara la presentaciónde los valores deservicio de lasentradas analógicassecundarias

1 1 1 1 1 1

EVENT Función de eventos 20 20 20 20 20 20

DRPRDRE,A1RADR-A4RADR,B1RBDR-B22RBDR

Informe deperturbaciones

1 1 1 1 1 1

SPGAPC Función decomunicacióngenérica paraindicación de un solopunto

64 64 64 64 64 64

SP16GAPC Función decomunicacióngenérica paraindicación de un solopunto, 16 entradas

16 16 16 16 16 16

MVGAPC Función decomunicacióngenérica para valormedido

24 24 24 24 24 24

BINSTATREP Informe de estado deseñales lógicas

3 3 3 3 3 3

RANGE_XP Bloque de expansióndel valor medido

28 28 28 28 28 28

SSIMG 63 Supervisión demedio gaseoso

21

SSIML 71 Supervisión demedio líquido

3 3 3 3 3 3

SSCBR Monitorización deinterruptor

3 12-M12

24-M14

12-M12 12-M12

24-M14

I103MEAS Mensurandos paraIEC 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103MEASUSR Señales definidaspor el usuario paramensurados de IEC60870-5-103

3 3 3 3 3 3


ABB 17


Barra

REB670

RE

B67

0 (A

20)

RE

B67

0 (A

31)

RE

B67

0 (B

20)

RE

B67

0 (B

21)

RE

B67

0 (B

31)

I103AR Estado de la funciónde reengancheautomático para IEC60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103EF Estado de la funciónde falta a tierra paraIEC 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103FLTPROT Estado de la funciónde protección defaltas para IEC60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103IED Estado de IED paraIEC 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103SUPERV Estado desupervisión para IEC60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103USRDEF Estado para señalesdefinidas por elusuario para IEC60870-5-103

20 20 20 20 20 20

L4UFCNT Contador de eventoscon supervisión delímites

30 30 30 30 30 30

TEILGAPC Medidor de horas defuncionamiento

9 9 9 9 9

Medición

PCFCNT Lógica de contadorde pulsos

16

ETPMMTR Función de cálculode energía yadministración de lademanda

6


18 ABB

Tabla 9. Número total de instancias para bloques lógicos básicos configurables

Bloque lógico básico configurable Número total de instancias

AND 328

GATE 64

INV 468

LLD 40

OR 481

PULSETIMER 40

RSMEMORY 40

SRMEMORY 40

TIMERSET 84

XOR 40

Tabla 10. Número total de instancias para bloques lógicos configurables Q/T

Bloques lógicos configurables Q/T Número total de instancias

ANDQT 120

INDCOMBSPQT 20

INDEXTSPQT 20

INVALIDQT 22

INVERTERQT 120

ORQT 120

PULSETIMERQT 40

RSMEMORYQT 40

SRMEMORYQT 40

TIMERSETQT 40

XORQT 40

Tabla 11. Número total de instancias para paquetes de lógica extensible

Bloque lógico configurable extensible Número total de instancias

AND 180

GATE 49

INV 180

LLD 49

OR 180

PULSETIMER 59

SLGAPC 74

SRMEMORY 110

TIMERSET 49

VSGAPC 130

XOR 49


ABB 19

Comunicación


REB670

(personalizado)

RE

B67

0 (A

20)

RE

B67

0 (A

31)

RE

B67

0 (B

20)

RE

B67

0 (B

21)

RE

B67

0 (B

31)

Comunicación de estaciones

LONSPA, SPA Protocolo de comunicación SPA 1 1 1 1 1 1

ADE Protocolo de comunicación LON 1 1 1 1 1 1

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

PROTOCOL Selección de operación entre SPA e IEC60870-5-103 para SLM

1 1 1 1 1 1

RS485PROT Selección de operación para RS485 1 1 1 1 1 1

RS485GEN RS485 1 1 1 1 1 1

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

DNPGENTCP Protocolo TCP general de comunicaciónDNP3.0

1 1 1 1 1 1

CHSERRS485 DNP3.0 para el protocolo de comunicaciónEIA-485

1 1 1 1 1 1

CH1TCP, CH2TCP,CH3TCP, CH4TCP

DNP3.0 para el protocolo de comunicaciónTCP/IP

1 1 1 1 1 1

CHSEROPT DNP3.0 para el protocolo de comunicaciónTCP/IP y EIA-485

1 1 1 1 1 1

MST1TCP,MST2TCP,MST3TCP,MST4TCP

DNP3.0 para el protocolo de comunicaciónserie

1 1 1 1 1 1

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

1 1 1 1 1 1

IEC 61850-8-1 Función de ajuste de parámetros para IEC61850

1 1 1 1 1 1

GOOSEINTLKRCV Comunicación horizontal a través de GOOSEpara el enclavamiento

59 59 59 59 59 59

GOOSEBINRCV Recepción binaria por GOOSE 16 16 16 16 16 16

GOOSEDPRCV Bloque funcional GOOSE para recibir un valorde dos puntos

64 64 64 64 64 64

GOOSEINTRCV Bloque funcional GOOSE para recepción deun valor entero

32 32 32 32 32 32

GOOSEMVRCV Bloque funcional GOOSE para recepción deun valor de magnitud de medición

60 60 60 60 60 60

GOOSESPRCV Bloque funcional GOOSE para recepción deun valor de un punto

64 64 64 64 64 64

MULTICMDRCV,MULTICMDSND

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


20 ABB


REB670

(personalizado)

RE

B67

0 (A

20)

RE

B67

0 (A

31)

RE

B67

0 (B

20)

RE

B67

0 (B

21)

RE

B67

0 (B

31)

FRONT, LANABI,LANAB, LANCDI,LANCD

Configuración Ethernet de los enlaces 1 1 1 1 1 1

GATEWAY Configuración Ethernet del enlace uno 1 1 1 1 1 1

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

RS485103 Comunicación serie IEC 60870-5-103 paraRS485

1 1 1 1 1 1

AGSAL Componente de aplicación de seguridadgenérica

1 1 1 1 1 1

LD0LLN0 IEC 61850 LD0 LLN0 1 1 1 1 1 1

SYSLLN0 IEC 61850 SYS LLN0 1 1 1 1 1 1

LPHD Información del dispositivo físico 1 1 1 1 1 1

PCMACCS Protocolo de configuración de IED 1 1 1 1 1 1

SECALARM Componente para asignación de eventos deseguridad a protocolos tales como DNP3 yIEC103

1 1 1 1 1 1

FSTACCSFSTACCSNA

Acceso a Field Service Tool a través delprotocolo SPA mediante comunicaciónEthernet

1 1 1 1 1 1

ACTIVLOG Parámetros de registro de actividad 1 1 1 1 1 1

ALTRK Seguimiento del servicio 1 1 1 1 1 1

SINGLELCCH Estado del enlace del puerto ethernetindividual

1 1 1 1 1 1

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

Comunicación por bus de procesos IEC61850-9-2 1)

PRP Protocolo de redundancia en paralelo IEC62439-3

0-1 1-P03 1-P03 1-P03 1-P03 1-P03

Comunicación remota

Transmisión/recepción de transferencia deseñales binarias

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

Transmisión de datos analógicos desde elLDCM

1 1 1 1 1 1

Estado de recepción binaria desde el LDCMremoto

6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3

1) Solo incluido para productos 9-2LE


ABB 21

Funciones básicas del IED

Tabla 12. Funciones básicas del IED

IEC 61850 o nombre defunción

Descripción

INTERRSIGSELFSUPEVLST Autosupervisión con lista de eventos internos

TIMESYNCHGEN Módulo de sincronización horaria

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

Sincronización horaria

TIMEZONE Sincronización horaria

DSTBEGIN,DSTENABLE, DSTEND

Módulo de sincronización horaria GPS

IRIG-B Sincronización horaria

SETGRPS Número de grupos de ajustes

ACTVGRP Grupos de ajustes de parámetros

TESTMODE Funcionalidad de modo de prueba

CHNGLCK Función de bloqueo de cambios

SMBI Matriz de señales para entradas binarias

SMBO Matriz de señales para salidas binarias

SMMI Matriz de señales para entradas mA

SMAI1 - SMAI12 Matriz de señales para entradas analógicas

ATHSTAT Estado de autorizaciones

ATHCHCK Comprobación de autorización

AUTHMAN Administración de autorizaciones

FTPACCS Acceso a FTP con contraseña

SPACOMMMAP Asignación de comunicación SPA

SPATD Fecha y hora a través del protocolo SPA

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

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

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

DOSSCKT Denegación de servicio, control de flujo de terminal

GBASVAL Valores básicos generales para ajustes

PRIMVAL Valores primarios del sistema

ALTMS Supervisión de dispositivo maestro de tiempo

ALTIM Gestión de tiempo

MSTSER DNP3.0 para el protocolo de comunicación serie

PRODINF Información del producto

RUNTIME Componente del tiempo de ejecución del IED


22 ABB

Tabla 12. Funciones básicas del IED, continuación


Descripción

CAMCONFIG Configuración de la gestión central de cuentas

CAMSTATUS Estado de la gestión central de cuentas

TOOLINF Componente de información de herramientas

SAFEFILECOPY Función de copia segura de archivos

Tabla 13. Funciones de la HMI local


ANSI Descripción

LHMICTRL Señales de la HMI local

LANGUAGE Idioma de la interfaz hombre-máquina local

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

FNKEYTY1–FNKEYTY5FNKEYMD1–FNKEYMD5

Función de ajuste de parámetros para la HMI en PCM600

LEDGEN Parte de indicación general de LED para LHMI

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

GRP1_LED1–GRP1_LED15GRP2_LED1–GRP2_LED15GRP3_LED1–GRP3_LED15

Parte básica del módulo de indicación CP HW LED

3. Protección diferencialLa función consta de algoritmo de protección diferencial,algoritmo de protección diferencial sensible, algoritmo de zonade comprobación, algoritmo de TI abierto y dos algoritmos desupervisión.

Protección diferencial de barraEsta función de protección está indicada para el disparo rápidoy selectivo de faltas dentro de la zona protegida. Para cadaentrada de corriente, la relación de los TC se puede definirdesde la HMI frontal o a través de la herramienta de ajuste deparámetros PCM600. De este modo la adaptación a diferentesrelaciones de los TC se consigue de la manera más simple. Elvalor mínimo de activación para la corriente diferencial se ajustaentonces con el fin de proporcionar una sensibilidad adecuadapara todas las faltas internas. Este ajuste se realizadirectamente en amperios primarios. Para aplicaciones deprotección de barra, el valor típico de ajuste de la mínimacorriente diferencial de operación es del 50% al 150% del TCmás grande. Los ajustes se pueden modificar desde la HMIfrontal o a través de la herramienta de ajuste de parámetros,PCM600.

Todas las entradas de corriente están provistas indirectamentede una característica de frenado. El funcionamiento se basa enel principio RADSS de estabilización de frenado por porcentajediferencial, que ya ha demostrado su eficacia, con uncaracterística extra de frenado para una saturaración muyfuerte del TC. Se garantiza la estabilidad para faltas externas siun TC no se satura durante al menos dos milisegundos durantecada ciclo de la red eléctrica. También es posible añadircriterios externos de disparo mediante señales binarias.

La orden de disparo de la protección diferencial, que incluyeprotección diferencial sensible y órdenes de disparo derespaldo por fallo de interruptor, puede ajustarse parareposición automática o como bloqueado. En el segundo casose necesita la reposición manual para restablecer los contactosde salida de disparo de la bahía individual.

Nivel diferencial sensibleLas zonas de protección diferencial del REB670 incluyen unnivel de operación sensible. Este nivel de operación sensible seha diseñado para poder detectar faltas a tierra internas de barraen sistemas de conexión a tierra de baja impedancia (es decir,sistemas de puesta a tierra en que la corriente de falta a tierra


ABB 23

está limitada a un determinado nivel, típicamente entre 300 A y2000 A primarios, mediante un reactor o una resistencia en elpunto neutro). Para mayor seguridad, la protección diferencialsensible debe activarse externamente mediante una señalbinaria (por ejemplo, desde el relé externo de sobretensión delTT en triángulo abierto o desde el relé externo desobreintensidad de punto neutro del transformador depotencia). Por último, también es posible establecer un retardode tiempo antes de que se dé la señal de disparo desde laprotección diferencial sensible. Este nivel sensible, de maneraalternativa, se puede utilizar en aplicaciones especiales cuandose requiera alta sensibilidad desde la protección diferencial debarra (es decir, energización de la barra inactiva a través de unalínea larga).

El funcionamiento y la característica de operación de laprotección diferencial sensible se pueden ajustarindependientemente de la característica de operación de laprotección diferencial principal. Sin embargo, el nivel diferencialsensible se bloquea en cuanto la corriente entrante totalexcede el nivel preestablecido o cuando la corriente diferencialsupera la corriente de activación mínima definida para laprotección diferencial habitual. Por lo tanto, mediante losajustes adecuados se puede asegurar el bloqueo de este nivelsensible para todas las faltas multifase externas, lo cual puedeprovocar la saturación del TC. La característica de operaciónde la característica diferencial sensible se observa en la figura1.

Zona de comprobaciónPara la protección de barra en estaciones con dos barras,cuando se necesita selección dinámica de zonas, a veces serequiere incluir la zona diferencial global (es decir, la zona decomprobación). Así, la zona de comprobación globalincorporada está disponible en el IED. Puesto que la mediciónde corriente de la zona de comprobación incorporada nodepende del estado del seccionador, esta característicaasegura la estabilidad de la protección diferencial de barraincluso con una indicación de estado completamente erróneodesde los seccionadores. Hay que tener en cuenta que la zonade comprobación global solo supervisa el funcionamiento usualde la protección diferencial. Las órdenes de disparo externas,las órdenes de disparo de respaldo por fallo de interruptor y elfuncionamiento de la protección diferencial sensible no sonsupervisados por la zona de comprobación global.

La zona de comprobación global tiene un algoritmo simple defuncionamiento de la corriente, que asegura una operación enla zona de comprobación para todas las faltas internas,independientemente de la distribución de la corriente de falta.Para lograrlo, la corriente saliente de la zona de comprobaciónglobal se utiliza como cantidad de frenado. Si es necesario, elfuncionamiento de la zona de comprobación se puede activarde manera externa mediante una señal binaria.

Detección de TC abiertoEl innovador algoritmo de medición proporciona estabilidadpara los circuitos secundarios de los TC abiertos o en

cortocircuito, lo que significa que no se requiere una zona decomprobación aparte. El nivel de arranque para la detección deTC abierto, por lo general, se puede ajustar para detectar lacondición de circuito abierto del TC más pequeño. Estacaracterística incorporada permite ajustar el terminal deprotección muy sensible, incluso a un valor más bajo que elmáximo valor primario del TC en la estación. Al detectarproblemas en los circuitos secundarios del TC, la proteccióndiferencial se puede bloquear de manera instantánea y se emiteuna alarma. De manera alternativa, la protección diferencial sepuede desensibilizar automáticamente para asegurar laestabilidad de la protección diferencial de barra en unacondición de carga normal. Cuando se han encontradoproblemas en circuitos secundarios del TC y se han corregidolos errores asociados, se debe realizar una reposición manualdel IED. Esto se puede hacer de manera local desde la HMI o demanera remota a través de una entrada binaria o un enlace decomunicación.

Sin embargo, hay que tener en cuenta que esta característicasolo se puede utilizar parcialmente cuando se usa el principiode suma.

Supervisión de protección diferencialSe encuentra disponible la monitorización doble del estado dela protección diferencial. La primera característica demonitorización funciona después de un retardo ajustable,cuando la corriente diferencial es mayor que el nivel ajustablepor el usuario. Esta característica se puede utilizar, porejemplo, para diseñar la lógica de reposición automática para lacaracterística de detección de TC abierto descritaanteriormente. La segunda característica de monitorizaciónfunciona de manera inmediata cuando la corriente que pasapor la barra es mayor que el nivel ajustable por el usuario.Ambas características de monitorización son segregadas porfases y emiten señales binarias, que se pueden utilizar paraactivar el registrador de perturbaciones o para alarmas.

4. Selección de zonasNormalmente los circuitos secundarios de los TI, de cada bahíade la subestación, están conectados a la protección de barras.La función de "software" integrada denominada "Selección dezona" proporciona un control simple pero eficaz de los TCconectados al IED de protección de barras, para lograr unesquema de protección diferencial totalmente operativo paraaplicaciones de varias zonas, tanto en en barras pequeñascomo en grandes.

La función consta de un algoritmo de supervisión de estado delseccionador/interruptor específico, un algoritmo de control deconexión del TC específico de bahía y un algoritmo deinterconexión de zona.

Monitorización del estado del seccionadorPara estaciones con disposición primaria compleja (es decir,estaciones con dos barras y un interruptor, con o sin barra detransferencia), la información sobre la posición del seccionador


24 ABB

de barra en cada bahía es crucial para la protección de barra.Las posiciones de estos seccionadores determinan quéentrada de TC (es decir, qué bahía) se conecta a qué zona de laprotección diferencial. Para algunas características másavanzadas, como la protección de zona muerta o punto ciego,el estado real del interruptor en algunas bahías o en todastambién puede ser una información vital para la protección debarra. El bloque funcional del seccionador se utiliza para ver elestado de dos contactos auxiliares del dispositivo primario,evaluarlos y enviar la posición del contacto primario deldispositivo al resto de la lógica de selección de zona.

Para tales aplicaciones, por lo general, se conectan al IED doscontactos auxiliares (es decir, contactos auxiliaresnormalmente abierto y normalmente cerrado) de cada objetode conmutación primario relevante. Así se determina el estadode cada objeto de conmutación primario. Se encuentradisponible el bloque funcional específico para cada objeto deconmutación primario, a fin de determinar el estado de loscontactos primarios del objeto. Mediante un ajuste deparámetros, el usuario final puede seleccionar uno de los dosesquemas lógicos siguientes para cada objeto primario porseparado:

• Si no abierto, entonces cerrado (es decir, como enesquemas RADSS).

• Abierto o cerrado solo si se indica claramente mediante elestado del contacto auxiliar (es decir, como en esquemasINX).

En la tabla 14 se ofrece una rápida visión general de ambosesquemas.

Observe que el primer esquema solo requiere un contactoauxiliar normalmente cerrado de corte rápido (es decir,contacto b) para el funcionamiento correcto. El control deltiempo del contacto auxiliar normalmente abierto no es crítico,ya que solo se utiliza para la supervisión del estado del objetoprimario. El segundo esquema requiere, además, un contactoauxiliar normalmente abierto de cierre adelantado, con ajustede tiempo adecuado (es decir, contacto a de cierre adelantado)para el funcionamiento correcto.

Independientemente del esquema que se utilice, estádisponible la alarma retardada de supervisión del estado delinterruptor/seccionador (es decir, estado del contacto auxiliar00 o bien 11). El usuario final puede configurar libremente elcomportamiento de las dos zonas de protección integradas,cuando aparece la alarma del seccionador.

También es posible, mediante un ajuste de parámetros,invalidar el estado del objeto primario como permanentementeabierto o permanentemente cerrado. Esta característica puedeser útil durante la comprobación, instalación y puesta enservicio del esquema de protección de barra. Al mismo tiempo,se emite una alarma aparte para indicar que se ha sobrescrito elestado real del objeto mediante un parámetro de ajuste.

Tenga en cuenta que también es posible utilizar solo contactosauxiliares normalmente cerrados para la lógica de selección dezona. En ese caso, no se utilizan los bloques funcionales delconmutador.

Tabla 14. Tratamiento del estado del contacto auxiliar del objeto primario

Equipo primario Estado en la protección de barra Característica de alarma

Estado decontactoauxiliarnormalmenteabierto(es decir,contacto“cerrado” o“a”)

Estado decontactoauxiliarnormalmentecerrado(es decir,contacto“abierto” o“b”)

si“Esquema 1RADSS”estáseleccionado

si“Esquema 2INX”estáseleccionado

Alarma trasretardoajustable

Información visible en la HMI local

abierto abierto cerrado Última posiciónguardada

sí intermedio_00

abierto

cerrado abierto abierto no abierto

cerrado

abierto cerrado cerrado no cerrado

cerrado cerrado cerrado cerrado sí EstadoErroneo_11


ABB 25

BahíaCada entrada del TC está asignada a un bloque funcional debahía específico. Este bloque funcional se utiliza paraproporcionar al usuario una interfaz completa para todas lasseñales desde esta bahía y hacia ella. También se utiliza parainfluir en la corriente medida de la bahía.

Mediante el ajuste del parámetro CTConnection es posibleconectar o desconectar la entrada del TC al bloque funcionalde bahía. Una vez que la entrada del TC está conectada albloque funcional de bahía, la entrada de corriente asociada sepuede incluir o excluir de las dos funciones diferencialesdisponibles internamente en el software. Esto se puede hacermediante el ajuste de un parámetro para las disposiciones deestaciones simples (es decir, estaciones de un interruptor ymedio) o a través de un esquema lógico específico (es decir,estaciones con dos barras). Para cada bahía, el usuario finaldebe seleccionar una de las cinco alternativas siguientes:

• Conectar de manera permanente la corriente de estabahía a la zona A (es decir, ZA).

• Conectar de manera permanente la corriente de estabahía a la zona B (es decir, ZB).

• Conectar de manera permanente la corriente de estabahía a la zona A y la corriente invertida de la bahía a ZB(es decir, ZA y ZB).

• Conectar la corriente de esta bahía a ZA o ZB, según elestado lógico de las dos señales binarias de entradadisponibles en este bloque funcional de bahía. Estas dosseñales de entrada incluyen la corriente medida en la zonarespectiva cuando su valor lógico es uno (es decir,CntrlIncludes). Esta opción se utiliza, junto con losbloques funcionales de conmutador anteriormentedescritos, para proporcionar una lógica completa deselección de zona.

• Conecte la corriente de bahía a ZA o ZB, según el estadológico de las dos señales binarias de entrada disponiblesen este bloque funcional de bahía. Estas dos señalesincluyen la corriente medida en la zona respectiva cuandosu valor lógico es cero (es decir, CntrlExcludes). Por logeneral, esta opción se utiliza cuando solamente loscontactos auxiliares normalmente cerrados delseccionador de barra están disponibles para la lógica deselección de zona.

Al mismo tiempo, también se encuentra disponible unacaracterística adicional para la desconexión instantánea oretardada, o incluso la inversión de la corriente de la bahíaconectada, a través de señales lógicas separadas. Estacaracterística se proporciona para facilitar la desconexión delTC de seccionamiento o de acoplamiento de barras, parainterruptores de enlace con un TC en uno solo de sus lados.Esto asegura el despeje rápido y correcto de las faltas entre elTC y el interruptor en esas bahías. Esta misma característicatambién se puede utilizar por separado en cualquier bahía delínea, para optimizar el rendimiento de la protección diferencialde barra cuando el interruptor está abierto. Por ende, se

encuentra disponible la protección de zona muerta para faltasentre el interruptor y el TC. Sin embargo, para utilizar estacaracterística, los contactos auxiliares del interruptor y la ordende cierre deben estar conectados a las entradas binarias delIED. Por lo tanto, el IED ofrece la mejor cobertura posible paraestas faltas especiales entre el TC y el interruptor en bahías delínea y de seccionamiento o de acoplamiento de barras.

Dentro del bloque funcional de bahía, mediante un ajuste deparámetros, se decide el comportamiento de la bahía durantela interconexión de zonas (es decir, transferencia de carga).Para cada bahía por separado, se puede seleccionar una de lastres opciones siguientes:

• La corriente de bahía se saca de ambas zonas durante lainterconexión de zona (utilizada para bahías deacoplamiento de barras)

• La corriente de bahía se introduce de forma incondicionalen ambas zonas durante la interconexión de zona(utilizada en aplicaciones especiales)

• La corriente de bahía se conecta a ambas zonas durantela interconexión de zona si la bahía se conectópreviamente a una de las dos zonas (normalmenteutilizada para bahías de línea)

La tercera opción asegura que la línea, que está fuera deservicio, no se conecte a ninguna de las dos zonas durante lainterconexión de zona.

Dentro del bloque funcional de bahía, mediante un ajuste deparámetros, se decide si la bahía se debe conectar o no a lazona de comprobación. De este modo, el usuario final tiene uncontrol simple de las bahías, que se deben conectar a la zonade comprobación global.

Mediante una lógica de configuración adecuada, es posibledejar cualquier bahía (es decir, entrada del TC) fuera deservicio. Esto se puede hacer desde la HMI local o de maneraexterna a través de una señal binaria. En ese caso, sedesactivan todas las funciones de medición de corriente interna(es decir, protección diferencial, protección diferencialsensible, zona de comprobación, protección de fallo deinterruptor y protección de sobreintensidad). Al mismo tiempo,se puede inhibir cualquier orden de disparo a este interruptorde bahía.

Mediante dos señales de entrada binaria específicas esposible:

• Desconectar solo el interruptor de bahía (paradesconexión de protección de OC integrada)

• Desconectar la zona diferencial completa a la que estáconectada esta bahía (para comando de desconexión derespaldo desde protección de fallo de interruptor de bahíaintegrada o externa)

Por último, se encuentra disponible una salida binaria dedisparo específica, desde el bloque funcional de bahía, paraproporcionar una señal común de disparo al interruptor de la


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bahía desde la protección diferencial de barra, la protección defallo de interruptor, la protección de sobreintensidad derespaldo, etc.

De este modo, la interfaz del usuario es lo más simple posible yel trabajo de ingeniería del IED es bastante sencillo.

Interconexión de zonas (transferencia de carga)Cuando esta característica está activada, las dos zonasintegradas de la protección diferencial se unifican en una zonadiferencial global común. Esta característica se requiere en lasestaciones con dos barras cuando ambos seccionadores se

cierran al mismo tiempo en cualquiera de las bahías de línea (esdecir, transferencia de carga). Como se ha explicado en lasección anterior, “Bahía”, cada entrada de TC se comporta delmodo preestablecido para asegurar un equilibrio adecuado dela corriente durante esta condición especial. Esta característicase puede iniciar de manera automática (cuando la lógica deselección de zona determina que ambos seccionadores secierran al mismo tiempo en una bahía de línea) o de maneraexterna, a través de una señal binaria específica. Si estacaracterística está activada durante más tiempo que el valorpreestablecido, se emite la señal de alarma.

5. Protección de corriente

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

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

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

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

Esta función se puede utilizar como protección de bahía derespaldo (por ejemplo, para transformadores, reactores,condensadores shunt e interruptores de enlace). Unaaplicación especial consiste en utilizar esta protección desobreintensidad de fase para detectar cortocircuitos entre elinterruptor de línea y el TC de línea en una bahía de líneacuando el interruptor está abierto. Esta funcionalidad recibe elnombre de protección de falta en el extremo. En tal caso, sepuede prevenir una operación innecesaria de la proteccióndiferencial de barra y se puede enviar solo una señal de disparode sobreintensidad rápida al extremo remoto de la línea. Parautilizar esta funcionalidad, el estado del interruptor y la orden decierre del interruptor deben conectarse al IED. Una de lasetapas de sobreintensidad puede ajustarse y configurarse paraque actúe como protección de falta en el extremo en el IED.

La función sirve normalmente como protección de falta en elextremo para despejar faltas entre el transformador decorriente y el interruptor.

Protección de sobreintensidad monofásica de cuatro etapasPH4SPTOCLa protección de sobreintensidad no direccional monofásica decuatro etapas (PH4SPTOC) tiene un retardo de tiempo inversoo definido independiente para cada etapa.

Se encuentran disponibles todas las características de retardoIEC y ANSI junto con una característica de tiempo opcionaldefinida por el usuario.

La función se utiliza normalmente como protección de falta enel extremo para despejar faltas entre transformador deintensidad e interruptor.

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

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

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

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

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

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

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

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


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

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

La función direccional es la tensión polarizada.

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

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

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

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

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

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

Se presenta el tiempo estimado de disparo antes de laoperación.

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

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

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

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

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

Protección de fallo de interruptor, versión monofásicaCCSRBRFLa función de protección de fallo de interruptor, versiónmonofásica (CCSRBRF) asegura el disparo de respaldo rápidode los interruptores adyacentes.

Como criterio de comprobación, se utiliza una función decomprobación de la corriente con un tiempo de reposiciónextremadamente corto para obtener una alta seguridad contrauna operación innecesaria.

CCSRBRF se puede programar para proporcionar el redisparodel propio interruptor a fin de evitar el disparo innecesario deinterruptores adyacentes por un arranque incorrecto debido aerrores durante pruebas.

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

• detección de flujo de potencia activa invertida• detección de flujo de potencia reactiva alta

Cada función tiene dos etapas con retardo de tiempo definido.

Protección de bancos de condensadores (CBPGAPC)Los bancos de condensadores shunt (SCB) se utilizan en unsistema de potencia para proporcionar compensación depotencia reactiva y corrección del factor de potencia. Tambiénse utilizan como partes integrantes de Compensadoresestáticos de VAr (SVC) o instalaciones de filtros armónicos. Lafunción de protección de bancos de condensadores(CBPGAPC) se ha diseñado específicamente para ofrecerfunciones de protección y supervisión para SCB.


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6. Protección de tensión

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

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

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

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

La función de protección de sobretensión de dos etapas(OV2PTOV) puede utilizarse para detectar los extremos de líneaabiertos, y por lo general funciona en combinación con unafunción de sobrepotencia reactiva direccional para supervisarla tensión del sistema. Cuando esta función realiza un disparo,emite una alarma, conecta los reactores o desconecta lasbaterías de condensadores.

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

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

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

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

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

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

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

Comprobación de pérdida de tensión LOVPTUVLa comprobación de pérdida de tensión LOVPTUV resulta útilen las redes con una función de restauración automática delsistema. LOVPTUV envía una orden de disparo de tres polos alinterruptor, cuando todas las tensiones trifásicas caen pordebajo del valor ajustado durante un tiempo superior alajustado y el interruptor permanece cerrado.

El funcionamiento de LOVPTUV se supervisa mediante lasupervisión de fallo de fusible FUFSPVC.

7. Protección de frecuencia

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

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

SAPTUF incluye bloqueo por subtensión.

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

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

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

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

SAPTOF incluye un bloqueo por subtensión.

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


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

SAPFRC incluye un bloqueo de subtensión. La operación sebasa en la medición de la tensión de secuencia positiva yrequiere dos tensiones de fase a fase o tres tensiones de fase aneutro para conectarse. Para obtener información sobre cómoconectar las entradas analógicas, consulte Manual deaplicación/Aplicación del IED/Entradas analógicas/Directricespara ajustes.

8. Protección multifunción

Protección general de corriente y tensión CVGAPCLa protección general de corriente y tensión (CVGAPC) sepuede utilizar como protección de tensión y/o corriente desecuencia cero o negativa para detectar condicionesasimétricas, como faltas asimétricas o de fase abierta.

9. Supervisión del sistema secundario

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

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

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

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

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

Puede agregarse un criterio basado en mediciones de corrienteen triángulo y de tensión en triángulo a la función de supervisiónde fallo de fusible para detectar un fallo de fusible trifásico; en

términos prácticos, esto se asocia más con la conmutación deltransformador de tensión durante las maniobras en la estación.

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

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

la lógica de alimentación débil.

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

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

10. Control

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

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

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

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

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

Reenganche automático SMBRRECLa función de reenganche automático SMBRREC proporcionaun reenganche automático de alta velocidad y/o con retardo de


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tiempo para aplicaciones de interruptor simple o múltiplesinterruptores.

Se pueden incluir hasta cinco intentos de reenganche trifásicopor ajuste de parámetro. El primer intento puede ser de una,dos y/o tres fases para faltas monofásicas o faltas en mas deuna fase, respectivamente.

Las funciones de reenganche automático múltiple seproporcionan para disposiciones de interruptores múltiples. Uncircuito de prioridad permite que un interruptor se cierreprimero, mientras que el segundo sólo se cerrará si la falta estransitoria.

Cada función de reenganche automático se configura para quecoopere con la función de comprobación de sincronismo.

La función de reenganche automático proporciona unreenganche automático tripolar de alta velocidad y/oretardado. El reenganche automático puede utilizarse para larestauración de una barra con un retardo. Se puedenproporcionar dos reenganches automáticos (SMBRREC), unopara cada barra.

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

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

fiabilidad.• Función de selección para evitar el funcionamiento

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

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

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

La seguridad estándar implica que solo se evalúa la orden y nose supervisa la posición resultante. La seguridad mejoradaimplica que la orden se evalúa con supervisión adicional delvalor de estado del objeto de control. La secuencia de órdenes

con seguridad mejorada siempre se termina mediante unaprimitiva del servicio CommandTermination y una AddCauseque indica si la orden se ha realizado correctamente o bien hahabido algún problema.

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

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

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

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

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

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

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

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


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provienen de la HMI local o de un conmutador físico externoconectado a través de entradas binarias.

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

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

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

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

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

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

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

11. Lógica

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Todos los IED incluyen un bloque funcional FXDSIGN.

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

Principales características de TEIGAPC

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

• Supervisión de las condiciones de transgresión de límitesy desbordamiento.

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

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

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

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

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

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

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

La función o puede recibir valores remotos a través de IEC61850 cuando el pulsador R/L (remoto/local) de la HMI frontal


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indica que el modo de control para el operador está en posiciónR (remoto, es decir, el LED junto a R está encendido), y la señalcorrespondiente está conectada al bloque funcional PSTOITBGAPC de entrada. La entrada BLOCK congelará la salida enel último valor recibido y bloqueará los nuevos valores enterosque se reciban y conviertan a salidas codificadas binarias.

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

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

12. Monitorización

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

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

• los valores analógicos medidos de las unidadescombinadas

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

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

La tensión y la potencia solo pueden medirse cuando lasentradas de VT al REB670 están disponibles.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Indicaciones DRPRDREObtener información rápida, concisa y fiable sobre lasperturbaciones en el sistema primario o secundario esimportante para conocer, por ejemplo, las señales binarias que


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han cambiado de estado durante una perturbación. Lainformación se utiliza en una perspectiva a corto plazo paraobtener información a través de la HMI local de manera directa.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El registrador de perturbaciones adquiere muestras de datosde las señales analógicas y binarias seleccionadas, conectadascon la función de informe de perturbaciones (máximo 40señales analógicas y 352 señales binarias). Las señalesbinarias disponibles son las mismas señales que se utilizanpara la función del registrador de eventos.

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

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

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

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

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

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

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


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alto-alto. Las señales de salida se pueden utilizar comocondiciones en la lógica configurable o para fines de alarmas.

Supervisión de medio gaseoso SSIMGLa supervisión de medio gaseoso SSIMG se utiliza para lamonitorización del estado de los interruptores. La informaciónbinaria basada en la presión de gas del interruptor se utilizacomo señales de entrada para la función. Además, la funciónemite alarmas según la información recibida.

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

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

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

Se incluye la indicación de desbordamiento para cada contadorascendente.

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

Características principales de TEILGAPC:

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

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

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

• Retención de cualquier valor acumulado guardado alreiniciar

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

13. Medición

Lógica del contador de pulsos PCFCNTLa función de lógica del contador de pulsos (PCGGIO) cuentalos pulsos binarios generados de forma externa; por ejemplo,los pulsos que proceden de un medidor de energía externo,para el cálculo de los valores de consumo de energía. Lospulsos son capturados por el módulo de entradas binarias yluego leídos por la función PCFCNT. Se dispone de un valor deservicio en escala en el bus de estación. Se debe solicitar elmódulo de entradas binarias especial con característicasmejoradas de recuento de pulsos para lograr estafuncionalidad.

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

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

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


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14. Interfaz hombre-máquina

HMI local

IEC13000239-2-en.vsd

IEC13000239 V2 ES

Figura 12. Interfaz hombre-máquina local

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

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

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

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

La LHMI se utiliza para ajustar, monitorizar y controlar.

15. Funciones básicas del IED

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

16. Comunicación de estaciones

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

Protocolos de comunicación disponibles:

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

Un IED puede combinar varios protocolos.

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

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

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

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

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


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

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

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

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

17. Comunicación remota

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

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

Para REB670, la indicación de la posición del aparato principalpuede intercambiarse entre los IED monofásicos.

Módulo de comunicación de datos de línea, LDCM de cortoalcanceEl módulo de comunicación de datos de línea (LDCM) permitela comunicación entre IED situados a distancias <110 km/68millas o desde el IED hasta el convertidor de óptico a eléctricocon la interfaz G.703 o G.703E1, situados a distancias de <3km/1,9 millas. El módulo LDCM envía y recibe los datos, hacia ydesde otro módulo LDCM. Se utiliza el formato estándar IEEE/ANSI C37.94.

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

18. Descripción del hardware

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

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

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

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

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

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


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

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

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

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

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

Ejemplos de aplicaciones:

• Protección diferencial de línea• Transferencia de señales binarias

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

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

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

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

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

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

Pueden solicitarse conectores alternativos de compresión oanillo.

Disposición y dimensionesDimensiones

CB

D

E

A

IEC08000163-2-en.vsd

IEC08000163 V2 EN

Figura 13. Caja con cubierta posterior


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xx08000165.vsd

JG

F

K

H

IEC08000165 V1 EN

Figura 14. Caja con cubierta posterior y kit de montaje en rack de19”

IEC06000182-2-en.vsdIEC06000182 V2 EN

Figura 15. Un IED tamaño 1/2 x 19” adyacente con RHGS6.

Tamaño decaja (mm)/(pulgadas)

A B C D E F G H J K

6U, 1/2 x 19” 265,9/10,47

223,7/8,81

242,1/9,53

255,8/10,07

205,7/8,10

190,5/7,50

203,7/8,02

- 228,6/9,00

-

6U, 3/4 x 19” 265,9/10,47

336,0/13,23

242,1/9,53

255,8/10,07

318,0/12,52

190,5/7,50

316,0/12,4

- 228,6/9,00

-

6U, 1/1 x 19” 265,9/10,47

448,3/17,65

242,1/9,53

255,8/10,07

430,3/16,86

190,5/7,50

428,3/16,86

465,1/18,31

228,6/9,00

482,6/19,00

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

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

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

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

• Kit de montaje mural

Consulte en el pedido las distintas alternativas de montajedisponibles.


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19. Diagramas de conexión

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

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

Diagramas de conexión para productos personalizados

Diagrama de conexión, serie 670 2.1 1MRK002801-AF

Diagramas de conexión para productos configurados

Diagrama de conexión, REB670 2.1, A201MRK002803-EH

Diagrama de conexión, REB670 2.1, A31X011MRK002803-EK

Diagrama de conexión, REB670 2.1, A31X021MRK002803-EL

Diagrama de conexión, REB670 2.1, A31X031MRK002803-EM

Diagrama de conexión, REB670 2.1, B20 1MRK002803-EA

Diagrama de conexión, REB670 2.1, B21X011MRK002803-EB

Diagrama de conexión, REB670 2.1, B21X021MRK002803-EC

Diagrama de conexión, REB670 2.1, B21X031MRK002803-ED

Diagrama de conexión, REB670 2.1, B31X011MRK002803-EE

Diagrama de conexión, REB670 2.1, B31X021MRK002803-EF

Diagrama de conexión, REB670 2.1, B31X031MRK002803-EG

Diagramas de conexión para productos personalizados

Diagrama de conexión, serie 670 2.1 1MRK002802-AF

Diagramas de conexión para productos configurados

Diagrama de conexión, REB670 2.1, A31A 1MRK002804-EK


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http://www.abb.com/substationautomation

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

http://search.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK002804-EK&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

20. Datos técnicos

General

Definiciones

Valor dereferencia

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

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

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

Cantidades de energización, valores nominales y límitesEntradas analógicas

Tabla 15. TRM: cantidades de energización, valores nominales y límites para los módulos de transformador de protección

Cantidad Valor nominal Rango nominal

Corriente Ir = 1 o 5 A (0,2-40) × Ir

Rango de operación (0-100) x Ir

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

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

Tensión CA Ur = 110 V 0,5-288 V

Rango de operación (0–340) V

Sobrecarga permitida 420 V cont.450 V 10 s

Carga < 20 mVA a 110 V

Frecuencia fr = 50/60 Hz ± 5%

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

Tabla 16. Módulo de entradas mA, MIM

Cantidad: Valor nominal: Rango nominal:

Resistencia de entrada Ren = 194 Ohm -

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

-

Consumo de potenciacada tarjeta mAcada entrada mA

£ 2 W£ 0,1 W

-


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Tabla 17. OEM: módulo Ethernet óptico

Cantidad Valor nominal

Número de canales 1 o 2

Estándar IEEE 802.3u 100BASE-FX

Tipo de fibra Fibra multimodo 62,5/125 mm

Longitud de onda 1300 nm

Conector óptico Tipo ST

Velocidad de comunicación Fast Ethernet 100 Mbit/s

Tensión CC auxiliar

Tabla 18. Módulo de alimentación auxiliar, PSM


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

EL ± 20%EL ± 20%

Consumo de potencia 50 W típicamente -

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

Entradas y salidas binarias

Tabla 19. BIM: módulo de entradas binarias


Entradas binarias 16 -

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

RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%

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

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

-

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

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

Filtro de rebote Ajustable 1-20 ms

Pueden activarse un máximo de 176 canalesde entrada binarios simultáneamente con

los factores de influencia dentro del rangonominal.


ABB 43

Tabla 20. Módulo de entradas binarias con capacidades mejoradas de recuento de pulsos, BIM




RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%

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

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

-

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

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





Tabla 21. IOM: módulo de entradas/salidas binarias




RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%

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

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

-

Frecuencia de entrada del contador 10 pulsos/s máx.






44 ABB

Tabla 22. Datos de contacto del módulo de entradas/salidas binarias, IOM (normativa de referencia: IEC 61810-2)

Función o cantidad Relés de desconexión y deseñal

Relés de señal rápida (reléreed en paralelo)

Salidas binarias 10 2

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

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

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

8 A10 A12 A

8 A10 A12 A

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

30 A10 A

0,4 A0,4 A

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

30 A10 A

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

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

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

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

Carga máxima capacitiva - 10 nF


ABB 45

Tabla 23. IOM con MOV e IOM 220/250 V, 110 mA - datos de contacto (norma de referencia: IEC 61810-2)

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

Salidas binarias IOM: 10 IOM: 2

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

Tensión de prueba de un contactoabierto, 1 min.

250 V rms 250 V rms

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

8 A10 A12 A

8 A10 A12 A

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

30 A10 A

0,4 A0,4 A

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

30 A10 A

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

Capacidad de apertura para CA,cos j>0.4

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

Capacidad de apertura para CCcon L/R < 40 ms

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

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

Carga máxima capacitiva - 10 nF

Tabla 24. SOM: Módulo de salidas estáticas (normativa de referencia: IEC 61810-2): Salidas binarias estáticas

Función de cantidad Salidas de disparo binarias estáticas

Tensión nominal 48-60 VCC 110-250 VCC

Número de salidas 6 6

Impedancia en estado abierto ~300 kΩ ~810 kΩ

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

Capacidad de paso de corriente:

Continuo 5 A 5 A

1,0 s 10 A 10 A

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

0,2 s 30 A 30 A

1,0 s 10 A 10 A

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

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

220 V / 0,2 A

250 V / 0,15 A

Tiempo de operación <1 ms <1 ms


46 ABB

Tabla 25. Datos del módulo de salidas estáticas SOM (normativa de referencia: IEC 61810-2): Salidas de relé electromecánico

Función de cantidad Relés de desconexión y de señal

Tensión máxima del sistema 250 V CA/CC

Número de salidas 6

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

Capacidad de paso de corriente:

Continuo 8 A

1,0 s 10 A

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

0,2 s 30 A

1,0 s 10 A

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

110 V / 0,4 A

125 V / 0,35 A

220 V / 0,2 A

250 V / 0,15 A

Tabla 26. Datos de contactos del módulo de salida binaria, BOM (normativa de referencia: IEC 61810-2)

Función o cantidad Relés de disparo y de señal

Salidas binarias 24

Tensión máxima del sistema 250 V CA, CC

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

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

8 A10 A12 A

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

30 A10 A

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

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

Factores de influencia

Tabla 27. Influencia de temperatura y humedad

Parámetro Valor de referencia Rango nominal Influencia

Temperatura ambiente, valor deoperación

+20 °C -10 °C a +55 °C 0,02% / °C

Humedad relativaRango de operación

10%-90%0%-95%

10%-90% -

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


ABB 47

Tabla 28. Influencia de la tensión de alimentación de CC auxiliar en la funcionalidad durante el funcionamiento

Dependencia de Valor dereferencia

Dentro del rangonominal

Influencia

Rizado, en tensión CC auxiliarRango de operación

máx. 2%Rectificado deonda completa

15% de EL 0,01% / %

Dependencia de tensión auxiliar, valor deoperación

± 20% de EL 0,01% / %

Tensión CC auxiliar interrumpida

24-60 V CC ± 20% 90-250 V CC ±20%

Intervalo deinterrupción0-50 ms

Sin reposición

0–∞ s Reacción correcta al cortar la alimentación

Tiempo de reinicio < 300 s

Tabla 29. Influencia de frecuencia (normativa de referencia: IEC 60255–1)

Dependencia de Dentro del rango nominal Influencia

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

±1,0% / Hz

Dependencia de frecuencia para protección diferencial fr ± 2,5 Hz para 50 Hzfr ±3,0 Hz para 60 Hz

± 2,0% / Hz

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

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

2o, 3er y 5o armónico de fr ± 6,0%


48 ABB

Ensayos tipo según las normativas

Tabla 30. Compatibilidad electromagnética

Prueba Valores de pruebas tipo Normativa de referencia

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

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

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

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

IEEE/ANSI C37.90.1

Descarga electrostáticaAplicación directaAplicación indirecta

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

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

Descarga electrostáticaAplicación directaAplicación indirecta

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

IEEE/ANSI C37.90.1

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

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

IEC 60255-26, Zona A

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

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

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

IEC 61000-4-8, clase V

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

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

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

IEC 60255-26

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

IEEE/ANSI C37.90.2

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

Emisión radiada 30-5000 MHz IEC 60255-26

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

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

Tabla 31. Aislamiento


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

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

Resistencia de aislamiento >100 MW a 500 VCC


ABB 49

Tabla 32. Pruebas ambientales

Prueba Valor de pruebas tipo Normativa de referencia

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

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

Prueba de funcionamiento con calorseco

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

Prueba de almacenamiento con calorseco

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

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

Ensayo de calor húmedo, régimenpermanente

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

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

IEC 60068-2-30

Tabla 33. Conformidad con CE

Prueba De conformidad con

Inmunidad EN 60255-26

Emisividad EN 60255-26

Directiva de baja tensión EN 60255-27

Tabla 34. Pruebas mecánicas


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

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

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

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

Prueba de golpes Clase I IEC 60255-21-2

Prueba sísmica Clase II IEC 60255-21-3


50 ABB

Protección diferencial

Tabla 35. Protección diferencial de barra

Función Rango o valor Precisión

Característica de operación S=0.53 fijado ± 2,0% de Ir para I ≤ Ir± 2,0% de I para I > Ir

Relación de reposición > 95% -

Nivel de operación de corrientediferencial

(10-99999) A ± 2,0% de Ir para I ≤ Ir± 2,0% de I para I > Ir

Nivel de operación diferencialsensible

(10-99999) A ± 2,0% de Ir para I ≤ Ir± 2,0% de I para I < Ir

Nivel de operación de zona decomprobación

(10-99999) A ± 2,0% de Ir para I ≤ Ir± 2,0% de I para I > Ir

Pendiente de zona decomprobación

(0.0-0.9) -

Tiempo de operación en 0 a 2 x Id Mín. = 10 msMáx. = 20 ms

-

Tiempo de reposición en 2 a 0 x Id Mín. = 10 msMáx. = 20 ms

-

Tiempo de operación en 0 a 10 xId

Mín. = 5 msMáx. = 15 ms

-

Tiempo de reposición en 10 a 0 xId


-

Tiempo de impulso crítico 8 ms normalmente de 0 a 2 x Id -

Retardo de tiempo independientepara alarma para transferencia decarga demasiado larga

(0.00-6000.00) s ± 0,2% o ± 20 ms, lo que sea mayor

Retardo de tiempo independientepara nivel de alarma de corrientediferencial en 0 a 2 x IdAlarm


Retardo de tiempo independientepara alarma de apertura lenta deun CT en 2 a 0 x OCTLev

(1,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 25 ms, lo que sea mayor

Retardo de tiempo independientepara forzar la corriente a cero através de una señal binaria


Retardo de tiempo independientepara caída de disparo diferencialen 2 a 0 x IdLev


Retardo de tiempo independientepara función diferencial sensibleen 0 a 2 x IdSens


Retardo de tiempo independientepara invertir la corriente a travésde señal binaria



ABB 51

Protección de corriente

Tabla 36. Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas OC4PTOC

Función Rango de ajuste Precisión

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

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

Corriente mínima de operación,etapa 1 - 4

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

Ángulo característico del relé(RCA)

(40,0-65,0) grados ± 2,0 grados

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

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

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

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

Tiempo mínimo de operación paracurvas inversas, etapa 1 - 4

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

Características de tiempo inverso,consulte la tabla 135, la tabla 136 yla tabla 137

16 tipos de curvas Consultar la tabla 135, la tabla 136 y latabla 137

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

Mín. = 15 ms -

Máx. = 30 ms

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

Mín. = 15 ms -

Máx. = 30 ms



-



-

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

Tiempo de margen de pulsos 15 ms típicamente -


52 ABB

Tabla 37. Protección de sobreintensidad monofásica de cuatro etapas PH4SPTOC


Corriente de operación, etapa 1 -4


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

Bloqueo por segundo armónico (5-100)% de la magnitudfundamental

± 2,0% de Ir



Tiempo mínimo de operaciónpara curvas inversas, etapa 1 - 4


Características de tiempoinverso, consulte la tabla 135, latabla 136 y la tabla 137

16 tipos de curvas Consulte la tabla 135, la tabla 136 y la tabla 137

Tiempo de operación, inicio en 0 a2 x Iset


-

Tiempo de reposición, inicio en 2a 0 x Iset


-

Tiempo de operación, inicio en 0 a10 x Iset


-

Tiempo de reposición, inicio en 10a 0 x Iset


-




ABB 53

Tabla 38. Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas EF4PTOC datos técnicos


Corriente de operación, etapa 1 -4


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


(-180 a 180) grados ± 2,0 grados

Corriente de operación paraliberación direccional

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


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




16 tipos de curvas Consulte la tabla 135, la tabla 136y la tabla 137

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

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

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

Parte real de la fuente Z utilizadapara la polarización de corriente

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

Parte imaginaria de la fuente Zutilizada para la polarización decorriente

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



-



-



-



-




54 ABB

Tabla 39. Protección de sobreintensidad de secuencia negativa de cuatro etapas NS4PTOC


Corriente de operación, etapa 1- 4

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

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

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





16 tipos de curvas Consultar la tabla 135, la tabla 136y la tabla 137

Corriente mínima de operación,etapa 1-4

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


(-180 a 180) grados ± 2,0 grados

Corriente de operación paraliberación direccional

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

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

Mínima corriente depolarización

(2-100)% de IBase ± 1,0% de Ir

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

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

Parte imaginaria de laimpedancia de fuente desecuencia negativa utilizadapara la polarización de corriente

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



-



-



-



-



Sobrealcance transitorio < 10% en τ = 100 ms -


ABB 55

Tabla 40. Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo TRPTTR


Corriente base 1 y 2 (30-250)% de IBase ± 1,0% de Ir

Tiempo de operación:

2 2

2 2p

ref

I It ln

I It

æ ö-ç ÷= ×ç ÷-è ø

EQUATION1356 V2 ES (Ecuación 1)

I = corriente real medidaIp = corriente de carga antes de lasobrecargaIref = corriente de carga dereferencia

Ip = corriente de carga antes de lasobrecargaConstante de tiempo τ =(0,10-500,00) minutos

± 5,0% o ± 200 ms, lo que sea mayor

Nivel de alarma 1 y 2 (50-99)% del valor de operaciónde contenido de calor

± 2,0% del disparo de contenido de calor

Corriente de operación (50-250)% de IBase ± 1,0% de Ir

Temperatura del nivel dereposición

(10-95)% del valor de disparo decontenido de calor

± 2,0% del disparo de contenido de calor

Tabla 41. Protección de fallo de interruptor CCRBRF


Corriente de fase de operación (5-200)% de lBase ± 1,0% de Ir en I £ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Relación de reposición, corriente de fase > 95% -

Corriente residual de operación (2-200)% de lBase ± 1,0% de Ir en I £ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Relación de reposición, corriente residual > 95% -

Nivel de corriente de fase para el bloqueo de la función de contacto (5-200)% de lBase ± 1,0% de Ir en I £ Ir± 1,0% de I en I > Ir


Tiempo de operación para la detección de corriente 20 ms típicamente -

Tiempo de reposición para la detección de corriente 25 ms máximo -

Retardo de tiempo para redisparo en 0 a 2 x Iset (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 30 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo para disparo de respaldo en 0 a 2 x Iset (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 30 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo para disparo de respaldo en inicio multifásicoen 0 a 2 x Iset


Retardo de tiempo adicional para segundo disparo de respaldo en0 a 2 x Iset


Retardo de tiempo para la alarma de interruptor defectuoso (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 30 ms, lo que seamayor


56 ABB

Tabla 42. Protección de fallo de interruptor, versión monofásica CCSRBRF


Corriente de fase de operación (5-200)% de lBase ± 1,0% de Ir en I £ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Relación de reposición, corriente de fase > 95% -

Nivel de corriente de fase para el bloqueo de la función de contacto (5-200)% de lBase ± 1,0% de Ir en I £ Ir± 1,0% de I en I > Ir


Tiempo de operación para la detección de corriente 20 ms típicamente -

Tiempo de reposición para la detección de corriente 25 ms máximo -

Retardo de tiempo para redisparo en 0 a 2 x Iset (0.000-60.000) s ± 0,2% o ± 30 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo para disparo de respaldo en 0 a 2 x Iset (0.000-60.000) s ± 0,2% o ± 30 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo adicional para segundo disparo de respaldo en0 a 2 x Iset

(0.000-60.000) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo para la alarma de interruptor defectuoso (0.000-60.000) s ± 0,2% o ± 30 ms, lo que seamayor

Tabla 43. Protección de subpotencia direccional GUPPDUP


Nivel de potenciapara Etapa 1 y Etapa 2

(0,0-500,0)% de SBase ± 1,0% de Sr en S ≤ Sr± 1,0% de S en S > Srdonde

1.732r r rS U I= × ×

Ángulo característicopara Etapa 1 y Etapa 2

(-180,0-180,0) grados ± 2,0 grados

Retardo de tiempo independiente para operarpara la Etapa 1 y Etapa 2 en 2 a 0,5 x Sr yk=0.000


Tabla 44. Protección de sobrepotencia direccional GOPPDOP


Nivel de potenciapara Etapa 1 y Etapa 2

(0,0-500,0)% de SBase

± 1,0% de Sr en S ≤ Sr± 1,0% de S en S > Sr

Ángulo característicopara Etapa 1 y Etapa 2

(-180,0-180,0) grados ± 2,0 grados

Tiempo de operación, inicio en 0,5 a 2 x Sr y k =0,000

Mín. = 10 ms

Máx. = 25 ms

Tiempo de reposición, inicio en 2 a 0,5 x Sr y k =0,000

Mín. = 35 ms

Máx. = 55 ms

Retardo de tiempo independiente para operarpara la Etapa 1 y Etapa 2 en 0,5 a 2 x Sr yk=0.000



ABB 57

Tabla 45. Protección de bancos de condensadores CBPGAPC


Valor de operación, sobreintensidad (10-900)% de lBase ± 2,0% de Ir en I ≤ Ir± 2,0% de I en I > Ir

Relación de reposición, sobreintensidad > 95% a (100-900)% de IBase -

Tiempo de inicio, sobreintensidad, en 0,5 a 2 x Iset Mín. = 5 msMáx. = 20 ms

-

Tiempo de reposición, sobreintensidad, en 2 x Iset a 0,5 Mín. = 25 msMáx. = 40 ms

-

Tiempo crítico de pulsos, inicio de protección de sobreintensidad 2 ms típicamente en 0,5 a 2 x Iset1 ms típicamente en 0,5 a 10 x Iset

-

Tiempo de margen de pulsos, inicio de protección de sobreintensidad 10 ms típicamente

Valor de operación, subintensidad (5-100)% de IBase ± 2,0% de Ir

Relación de reposición, subintensidad < 105% a (30-100)% de IBase -

Valor de operación, función de inhibición de reconexión (4-1000)% de IBase ± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Valor de operación, función de sobrecarga de energía reactiva (10-900)% ± 1,0% de Sr en S ≤ Sr± 1,0% de S en S > Sr

Valor de operación, función de protección de tensión para sobrecargaarmónica (tiempo definido)

(10-500)% ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Valor de operación, función de protección de tensión para sobrecargaarmónica (tiempo inverso)

(80-200)% ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Característica de tiempo inverso Conforme a IEC 60871-1 (2005) e IEEE/ANSI C37.99 (2000)

± 20% o ± 200 ms, lo quesea mayor

Retardo de tiempo máximo de disparo, sobrecarga armónica IDMT (0,05-6000,00) s ± 20% o ± 200 ms, lo quesea mayor

Retardo de tiempo mínimo de disparo, sobrecarga armónica IDMT (0,05-60,00) s ± 20% o ± 200 ms, lo quesea mayor

Retardo de tiempo independiente, sobreintensidad en 0 a 2 x Iset (0,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 30 ms, lo quesea mayor

Retardo de tiempo independiente, subintensidad en 2 x Iset a 0 (0,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 60 ms, lo quesea mayor

Retardo de tiempo independiente, función de sobrecarga de energíareactiva en 0 a 2 x QOL>

(1,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 100 ms, lo quesea mayor

Retardo de tiempo independiente, sobrecarga armónica en 0 a 2 x HOL> (0,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo quesea mayor


58 ABB

Protección de tensión

Tabla 46. Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV


Tensión de operación, etapa baja y alta (1,0-100,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Histéresis absoluta (0,0-50,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Nivel de bloqueo interno, etapa 1 y etapa 2 (1-50)% de UBase ± 0,5% de Ur

Características de tiempo inverso para etapa 1 y etapa 2, consultela tabla 139

- Consulte la tabla 139

Retardo de tiempo definido, etapa 1 en 1,2 a 0 x Uset (0,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 40 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo definido, etapa 2 en 1,2 a 0 x Uset (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 40 ms, lo que seamayor

Tiempo mínimo de operación, características inversas (0,000-60,000) s ± 0,5% o ± 40 ms, lo que seamayor

Tiempo de operación, inicio en 2 a 0 x Uset Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Tiempo de reposición, inicio en 0 a 2 x Uset Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Tiempo de operación, inicio en 1,2 a 0 x Uset Mín. = 5 msMáx. = 25 ms

-

Tiempo de reposición, inicio en 0 a 1,2 x Uset Mín. = 15 msMáx. = 35 ms

-

Tiempo crítico de pulsos 5 ms típicamente en 1,2 a 0 x Uset -



ABB 59

Tabla 47. Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV


Tensión de operación , etapa 1 y 2 (1,0-200,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Histéresis absoluta (0,0-50,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Características de tiempo inverso para etapas 1 y 2, consultela tabla 138

- Consulte la tabla 138

Retardo de tiempo definido, etapa baja (etapa 1) en 0 a 1,2 xUset

(0,00-6000,00) s ±0,2% o ±45 ms, lo que sea mayor

Retardo de tiempo definido, etapa alta (etapa 2) en 0 a 1,2 xUset


Tiempo mínimo de operación, características inversas (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 45 ms, lo que sea mayor


-


-

Tiempo de operación, inicio en 0 a 1,2 x Uset Mín. = 20 msMáx. = 35 ms

-

Tiempo de reposición, inicio en 1,2 a 0 x Uset Mín. = 5 msMáx. = 25 ms

-

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


Tabla 48. Protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV


Tensión de operación, etapa 1 y etapa 2 (1,0-200,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Histéresis absoluta (0,0-50,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Características de tiempo inverso para etapa baja y alta,consulte la tabla ""

- Consulte la tabla ""

Retardo de tiempo definido, etapa baja (etapa 1) en 0 a 1,2 x Uset (0,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 45 ms, lo que sea mayor

Retardo de tiempo definido, etapa alta (etapa 2) en 0 a 1,2 x Uset (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 45 ms, lo que sea mayor

Tiempo mínimo de operación (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 45 ms, lo que sea mayor


-


-

Tiempo de operación, inicio en 0 a 1,2 x Uset Mín. = 20 msMáx. = 35 ms

-

Tiempo de reposición, inicio en 1,2 a 0 x Uset Mín. = 5 msMáx. = 25 ms

-

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



60 ABB

Tabla 49. Protección diferencial de tensión VDCPTOV


Diferencia de tensión para alarmay disparo

(2,0-100,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Nivel de subtensión (1,0-100,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Retardo de tiempo independientepara alarma de diferencial detensión en 0,8 a 1,2 x UDAlarm


Retardo de tiempo independientepara disparo de diferencial detensión en 0,8 a 1,2 x UDTrip


Retardo de tiempo independientepara reposición de diferencial detensión en 1,2 a 0,8 x UDTrip


Tabla 50. Comprobación de pérdida de tensión LOVPTUV


Tensión de operación (1-100)% de UBase ± 0,5% de Ur

Temporizador de pulsos aldesconectar las tres fases


Retardo de tiempo para laactivación de las funcionesdespués de la restauración


Retardo de tiempo de operaciónal desconectar las tres fases


Retardo de tiempo de bloqueocuando todas las tensionestrifásicas no son bajas



ABB 61

Protección de frecuencia

Tabla 51. Protección de subfrecuencia SAPTUF


Valor de operación, función de inicio, en tensióntrifásica simétrica

(35,00-75,00) Hz ± 2,0 mHz

Tiempo de operación , función de inicio en fset + 0,02Hz a fset - 0,02 Hz fn = 50 Hz

Mín. = 80 ms

-Máx. = 95 ms

fn = 60 HzMín. = 65 ms

Máx. = 80 ms

Tiempo de reposición, inicio en fset - 0,02 Hz a fset+ 0,02 Hz

Mín. = 15 msMáx. = 30 ms -

Tiempo de operación , función de tiempo definido enfset + 0,02 Hz a fset - 0,02 Hz


Tiempo de reposición, función de tiempo definido enfset - 0,02 Hz a fset + 0,02 Hz


Retardo dependiente de la tensión Ajustes:UNom=(50-150)% de UbaseUMin=(50-150)% de UbaseExponente=0,0-5,0tMax=(0,010–60,000)stMin=(0,010–60,000) s

± 1,0% o ± 120 ms, lo que sea mayor

( )ExponentU UMin

t tMax tMin tMinUNom UMin

-= × - +

-é ùê úë û

EQUATION1182 V1 ES (Ecuación 2)

U=Umeasured

Tabla 52. Protección de sobrefrecuencia SAPTOF


Valor de operación, función de inicio en tensión trifásica simétrica (35,00-90,00) Hz ± 2,0 mHz

Tiempo de operación , función de inicio en fset -0,02 Hz a fset +0,02 Hz fn = 50 Hz Mín. = 80 msMáx. = 95 ms

-

fn = 60 Hz Mín. = 65 msMáx. = 80 ms

Tiempo de reposición, inicio en fset +0,02 Hz a fset -0,02 Hz Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Tiempo de operación , función de tiempo definido en fset -0,02 Hz a fset+0,02 Hz

(0,000-60,000) s ± 0,2% ± 100 ms loque sea mayor

Tiempo de reposición, función de tiempo definido en fset +0,02 Hz a fset-0,02 Hz

(0,000-60,000) s ± 0,2% ± 120 ms, loque sea mayor


62 ABB

Tabla 53. Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC


Valor de operación, función de inicio (-10,00-10,00) Hz/s ± 10,0 mHz/s

Valor de operación, restaura/activa la frecuencia (45,00-65,00) Hz ± 2,0 mHz

Retardo de tiempo de restauración definido (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 100 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo definido para disparo de gradiente de frecuencia (0,200-60,000) s ± 0,2% o ± 120 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo de reposición definido (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 250 ms, lo que seamayor


ABB 63

Protección multifunción

Tabla 54. Protección general de corriente y tensión CVGAPC


Entrada de corriente de medición phase1, phase2, phase3, PosSeq, -NegSeq, -3*ZeroSeq, MaxPh, MinPh,UnbalancePh, phase1-phase2, phase2-phase3, phase3-phase1, MaxPh-Ph,MinPh-Ph, UnbalancePh-Ph

-

Entrada de tensión de medición phase1, phase2, phase3, PosSeq, -NegSeq, -3*ZeroSeq, MaxPh, MinPh,UnbalancePh, phase1-phase2, phase2-phase3, phase3-phase1, MaxPh-Ph,MinPh-Ph, UnbalancePh-Ph

-

Sobreintensidad de inicio, etapa 1 - 2 (2-5000)% de IBase ± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Subintensidad de inicio, etapa 1 - 2 (2-150)% de IBase ± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Retardo de tiempo independiente, sobreintensidad en 0 a 2 x Iset,etapa 1 - 2


Retardo de tiempo independiente, subintensidad en 2 a 0 x Iset,etapa 1 - 2


Sobreintensidad (no direccional):

Tiempo de inicio en 0 a 2 x Iset Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Tiempo de reposición en 2 a 0 x Iset Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-


-


-

Subintensidad:


-


-

Sobreintensidad:

Características de tiempo inverso, consulte la tabla 135, la tabla136 y la tabla 137

16 tipos de curvas Consulte la tabla 135, la tabla 136y la tabla 137

Sobreintensidad:

Tiempo mínimo de operación para curvas inversas, etapa 1 - 2 (0,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo que seamayor

Nivel de tensión en el que la memoria de tensión toma el relevo (0,0-5,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Sobretensión de inicio, etapa 1 - 2 (2,0-200,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Subtensión de inicio, etapa 1 - 2 (2,0-150,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur


64 ABB

Tabla 54. Protección general de corriente y tensión CVGAPC , continuación


Retardo de tiempo independiente, sobretensión en 0,8 a 1,2 x Uset,etapa 1 - 2


Retardo de tiempo independiente, subtensión en 1,2 a 0,8 x Uset,etapa 1 - 2


Sobretensión:

Tiempo de inicio en 0,8 a 1,2 x Uset Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Tiempo de reposición en 1,2 a 0,8 x Uset Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Subtensión:

Tiempo de inicio en 1,2 a 0,8 x Uset Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Tiempo de reposición en 1,2 a 0,8 x Uset Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Sobretensión:

Características de tiempo inverso, consulte la tabla 138 4 tipos de curvas Consulte la tabla 138

Subtensión:

Características de tiempo inverso, consulte la tabla 139 3 tipos de curvas Consulte la tabla 139

Límite alto y bajo de tensión, operación dependiente de la tensión,etapa 1 - 2

(1,0-200,0)% de UBase ± 1,0% de Ur en U ≤ Ur± 1,0% de U en U > Ur

Función direccional Ajustable: NonDir, hacia delante y haciaatrás

-

Ángulo característico del relé (-180 a +180) grados ± 2,0 grados

Ángulo de operación del relé (1 a 90) grados ± 2,0 grados

Relación de reposición, sobreintensidad > 95% -

Relación de reposición, subintensidad < 105% -

Relación de reposición, sobretensión > 95% -

Relación de reposición, subtensión < 105% -

Sobreintensidad:



Subintensidad:



Sobretensión:

Tiempo crítico de pulsos 10 ms típicamente en 0,8 a 1,2 x Uset -


Subtensión:

Tiempo crítico de pulsos 10 ms típicamente en 1,2 a 0,8 x Uset -



ABB 65

Tabla 55. Protección de falta a tierra del rotor basada en la protección general de corriente y tensión (CVGAPC) y RXTTE4

Función Rango o valor

Para máquinas con:

• tensión nominal de campo dehasta

350 V CC

• excitador estático con tensiónnominal de suministro de hasta

700 V 50/60 Hz

Tensión de alimentación 120 ó230 V

50/60 Hz

Valor de operación de resistenciade falta a tierra

Aprox. 1–20 kΩ

Influencia de armónicos en latensión de campo CC

Influencia insignificante de 50 V,150 Hz o 50 V, 300 Hz

Capacitancia de fuga permitida 1–5) μF

Resistencia de puesta a tierra deleje permitida

Máximo 200 Ω

Resistencia protectora 220 Ω, 100 W, placa(la altura es de 160 mm (6,2pulgadas) y la anchura de 135mm (5,31 pulgadas))


66 ABB

Supervisión del sistema secundario

Tabla 56. Supervisión de fallo de fusible FUFSPVC


Tensión de operación, secuencia cero (1-100)% de UBase ± 0,5% de Ur

Corriente de operación, secuencia cero (1-100)% de IBase ± 0,5% de Ir

Tensión de operación, secuencia negativa (1-100)% de UBase ± 0,5% de Ur

Corriente de operación, secuencia negativa (1-100)% de IBase ± 0,5% de Ir

Nivel de cambio de tensión de operación (1-100)% de UBase ± 10,0% de Ur

Nivel de cambio de corriente de operación (1-100)% de IBase ± 10,0% de Ir

Tensión de fase de operación (1-100)% de UBase ± 0,5% de Ur

Corriente de fase de operación (1-100)% de IBase ± 0,5% de Ir

Tensión de operación de línea muerta defase

(1-100)% de UBase ± 0,5% de Ur

Corriente de operación de línea muerta defase

(1-100)% de IBase ± 0,5% de Ir

Tiempo de operación, inicio, monofásico, en1 a 0 x Ur


-

Tiempo de reposición, inicio, monofásico, en0 a 1 x Ur


-

Tabla 57. Supervisión de fallo de fusible VDSPVC


Valor de operación, bloqueo defallo del fusible principal

(10,0-80,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Relación de reposición < 110%

Tiempo de operación, bloqueo defallo del fusible principal en 1 a 0 xUr

Mín. = 5 ms –

Máx. = 15 ms

Tiempo de reposición, bloqueo defallo del fusible principal en 0 a 1 xUr

Mín. = 15 ms –

Máx. = 30 ms

Valor de operación, alarma parafallo del fusible piloto

(10,0-80,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Relación de reposición < 110% –

Tiempo de operación, alarmapara fallo del fusible piloto en 1 a 0x Ur

Mín. = 5 ms –

Máx. = 15 ms

Tiempo de reposición, alarmapara fallo del fusible piloto en 0 a 1x Ur

Mín. = 15 ms –

Máx. = 30 ms


ABB 67

Control

Tabla 58. Sincronización, comprobación de sincronismo y comprobación de energización SESRSYN


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

Límite superior de tensión para sincronización y comprobación desincronismo

(50,0-120,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Relación de reposición, comprobación de sincronismo > 95% -

Límite de diferencia de frecuencia entre barra y línea para comprobación desincronismo

(0,003-1,000) Hz ± 2,5 mHz

Límite de diferencia de ángulo de fase entre barra y línea paracomprobación de sincronismo

(5,0-90,0) grados ± 2,0 grados

Límite de diferencia de tensión entre barra y línea para sincronización ycomprobación de sincronismo

(0,02-0,5) p.u. ± 0,5% de Ur

Salida de retardo de tiempo para comprobación de sincronismo cuando ladiferencia de ángulo entre la barra y la línea salta de “PhaseDiff” + 2 gradosa “PhaseDiff” - 2 grados


Límite mínimo de diferencia de frecuencia para sincronización (0,003-0,250) Hz ± 2,5 mHz

Límite máximo de diferencia de frecuencia para sincronización (0,050-0,500) Hz ± 2,5 mHz

Duración del pulso de cierre del interruptor (0,050-60,000) s ± 0,2% o ± 15 ms, lo que seamayor

tMaxSynch, que restablece la función de sincronización si no se harealizado ningún cierre antes del tiempo ajustado


Tiempo mínimo de aceptación de las condiciones de sincronización (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo que seamayor

Límite alto de tensión para comprobación de energización (50,0-120,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Relación de reposición, límite alto de tensión > 95% -

Límite bajo de tensión para comprobación de energización (10,0-80,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Relación de reposición, límite bajo de tensión < 105% -

Tensión máxima para energización (50,0-180,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur± 0,5% de U en U > Ur

Retardo de tiempo para comprobación de energización cuando la tensiónsalta de un 0 a un 90% de Urated


Tiempo de operación para función de comprobación de sincronismocuando la diferencia de ángulo entre la barra y la línea salta de “PhaseDiff”+ 2 grados a “PhaseDiff” - 2 grados


–

Tiempo de operación para función de energización cuando la tensión saltade un 0 a un 90% de Urated


–


68 ABB

Tabla 59. Reenganche automático SMBRREC


Cantidad de intentos de reenganche automático 1 - 5 -

Tiempo de apertura del reenganche automático:intento 1 - t1 1Phintento 1 - t1 2Phintento 1 - t1 3PhHSintento 1 - t1 3Ph

(0,000-120,000) s

± 0,2% o ± 35 ms, lo quesea mayor

intento 2 - t2 3Phintento 3 - t3 3Phintento 4 - t4 3Phintento 5 - t5 3Ph


Tiempo de apertura del reenganche automático extendido: (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo quesea mayor

Tiempo mínimo que el interruptor debe permanecer cerrado antes de que AR estépreparado para el ciclo de reenganche automático


Duración máxima del pulso de operación (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 15 ms, lo quesea mayor

Tiempo de recuperación (0,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 15 ms, lo quesea mayor

Longitud del pulso de cierre del interruptor (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 15 ms, lo quesea mayor

Espera de desbloqueo maestro (0,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 15 ms, lo quesea mayor

Tiempo de reposición de la inhibición (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 45 ms, lo quesea mayor

Tiempo máximo de espera para sincronismo del reenganche automático (0,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 45 ms, lo quesea mayor

Tiempo de comprobación del interruptor antes del fallo (0,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 45 ms, lo quesea mayor

Tiempo de espera después de la orden de cierre, antes de proceder al siguiente intento (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 45 ms, lo quesea mayor


ABB 69

Lógica

Tabla 60. Número de instancias TMAGAPC

Función Cantidad con tiempo de ciclo

3 ms 8 ms 100 ms

TMAGAPC 6 6 -

Tabla 61. Número de instancias ALMCALH


3 ms 8 ms 100 ms

ALMCALH - - 5

Tabla 62. Número de instancias WRNCALH


3 ms 8 ms 100 ms

WRNCALH - - 5

Tabla 63. Número de instancias INDCALH


3 ms 8 ms 100 ms

INDCALH - 5 -

Tabla 64. Número de instancias AND

Bloque lógico Cantidad con tiempo de ciclo

3 ms 8 ms 100 ms

AND 108 60 160

Tabla 65. Número de instancias GATE


3 ms 8 ms 100 ms

GATE 34 10 20

Tabla 66. Número de instancias INV


3 ms 8 ms 100 ms

INV 114 114 240

Tabla 67. Número de instancias LLD


3 ms 8 ms 100 ms

LLD 10 10 20


70 ABB

Tabla 68. Número de instancias OR


3 ms 8 ms 100 ms

OR 213 108 160

Tabla 69. Número de instancias PULSETIMER

Bloque lógico Cantidad con tiempo de ciclo Rango o valor Precisión

3 ms 8 ms 100 ms

PULSETIMER 10 10 20 (0,000-90000,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Tabla 70. Número de instancias RSMEMORY


3 ms 8 ms 100 ms

RSMEMORY 10 10 20

Tabla 71. Número de instancias SRMEMORY


3 ms 8 ms 100 ms

SRMEMORY 10 10 20

Tabla 72. Número de instancias TIMERSET


3 ms 8 ms 100 ms

TIMERSET 15 39 30 (0,000-90000,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Tabla 73. Número de instancias XOR


3 ms 8 ms 100 ms

XOR 10 10 20

Tabla 74. Número de instancias ANDQT


3 ms 8 ms 100 ms

ANDQT - 20 100

Tabla 75. Número de instancias INDCOMBSPQT


3 ms 8 ms 100 ms

INDCOMBSPQT - 10 10


ABB 71

Tabla 76. Número de instancias INDEXTSPQT


3 ms 8 ms 100 ms

INDEXTSPQT - 10 10

Tabla 77. Número de instancias INVALIDQT


3 ms 8 ms 100 ms

INVALIDQT - 6 6

Tabla 78. Número de instancias INVERTERQT


3 ms 8 ms 100 ms

INVERTERQT - 20 100

Tabla 79. Número de instancias ORQT


3 ms 8 ms 100 ms

ORQT - 20 100

Tabla 80. Número de instancias PULSETIMERQT


3 ms 8 ms 100 ms

PULSETIMERQT - 10 30 (0,000-90000,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Tabla 81. Número de instancias RSMEMORYQT


3 ms 8 ms 100 ms

RSMEMORYQT - 10 30

Tabla 82. Número de instancias SRMEMORYQT


3 ms 8 ms 100 ms

SRMEMORYQT - 10 30

Tabla 83. Número de instancias TIMERSETQT


3 ms 8 ms 100 ms

TIMERSETQT - 10 30 (0,000-90000,000) s ± 0,5% ± 10 ms


72 ABB

Tabla 84. Número de instancias XORQT


3 ms 8 ms 100 ms

XORQT - 10 30

Tabla 85. Número de instancias en el paquete de lógica extensible


3 ms 8 ms 100 ms

AND 40 40 100

GATE - - 49

INV 40 40 100

LLD - - 49

OR 40 40 100

PULSETIMER 5 5 49

SLGAPC 10 10 54

SRMEMORY - - 110

TIMERSET - - 49

VSGAPC 10 10 110

XOR - - 49

Tabla 86. Número de instancias B16I


3 ms 8 ms 100 ms

B16I 6 4 8

Tabla 87. Número de instancias BTIGAPC


3 ms 8 ms 100 ms

BTIGAPC 4 4 8

Tabla 88. Número de instancias IB16


3 ms 8 ms 100 ms

IB16 6 4 8

Tabla 89. Número de instancias ITBGAPC


3 ms 8 ms 100 ms

ITBGAPC 4 4 8


ABB 73

Tabla 90. Integrador de tiempo transcurrido con transgresión de límites y supervisión de desbordamiento TEIGAPC

Función Tiempo de ciclo (ms) Rango o valor Precisión

Integración de tiempo transcurrido 3 0 ~ 999999,9 s ± 0,2% o ± 20 ms, lo que sea mayor

8 0 ~ 999999,9 s ± 0,2% o ± 100 ms, lo que sea mayor

100 0 ~ 999999,9 s ± 0,2% o ± 250 ms, lo que sea mayor

Tabla 91. Número de instancias TEIGAPC


3 ms 8 ms 100 ms

TEIGAPC 4 4 4

Tabla 92. Medidor de horas de funcionamiento TEILGAPC


Límite de tiempo para supervisión de alarmas,tAlarm

(0 - 99999,9) horas ± 0,1% del valor ajustado

Límite de tiempo para supervisión deadvertencias, tWarning

(0 - 99999,9) horas ± 0,1% del valor ajustado

Límite de tiempo para supervisión dedesbordamiento

Fijado en 99999,9 horas ± 0,1%


74 ABB

Monitorización

Tabla 93. Mediciones CVMMXN


Frecuencia (0,95-1,05) x fr ± 2,0 mHz

Tensión (10 a 300) V ± 0,3% de U en U≤ 50 V± 0,2% de U en U> 50 V

Corriente (0,1-4,0) x Ir ± 0,8% de I en 0,1 x Ir< I < 0,2 x Ir± 0,5% de I en 0,2 x Ir< I < 0,5 x Ir± 0,2% de I en 0,5 x Ir< I < 4,0 x Ir

Potencia activa, P (10 a 300) V(0,1-4,0) x Ir

± 0,5% de Sr en S ≤0,5 x Sr

± 0,5% de S en S > 0,5 x Sr

(100 a 220) V(0,5-2,0) x Ircos φ< 0,7

± 0,2% de P

Potencia reactiva, Q (10 a 300) V(0,1-4,0) x Ir

± 0,5% de Sr en S ≤0,5 x Sr

± 0,5% de S en S > 0,5 x Sr

(100 a 220) V(0,5-2,0) x Ircos φ> 0,7

±0,2% de Q

Potencia aparente, S (10 a 300) V(0,1-4,0) x Ir

± 0,5% de Sr en S ≤0,5 x Sr

± 0,5% de S en S >0,5 x Sr

(100 a 220) V(0,5-2,0) x Ir

± 0,2% de S

Factor de potencia, cos (φ) (10 a 300) V(0,1-4,0) x Ir

<0,02

(100 a 220) V(0,5-2,0) x Ir

<0,01

Tabla 94. Medición de corriente de fase CMMXU


Corriente con carga simétrica (0,1-4,0) × Ir ± 0,3% de Ir en I ≤ 0,5 × Ir± 0,3% de I en I > 0,5 × Ir

Ángulo de fase con cargasimétrica

(0,1-4,0) × Ir ± 1,0 grados en 0,1 × Ir < I ≤ 0,5 × Ir± 0,5 grados en 0,5 × Ir < I ≤ 4,0 × Ir

Tabla 95. Medición de tensión trifásica VMMXU


Tensión (10 a 300) V ± 0,5% de U en U ≤ 50 V± 0,2% de U en U > 50 V

Ángulo de fase (10 a 300) V ± 0,5 grados en U ≤ 50 V± 0,2 grados en U > 50 V


ABB 75

Tabla 96. Medición de la tensión fase a neutro VNMMXU


Tensión (5 a 175) V ± 0,5% de U en U ≤ 50 V± 0,2% de U en U > 50 V


Tabla 97. Medición del componente de secuencia de corriente CMSQI


Secuencia positiva de corriente,I1 ajustes trifásicos

(0,1-4,0) × Ir ± 0,3% de Ir en I ≤ 0,5 × Ir± 0,3% de I en I > 0,5 × Ir

Secuencia cero de corriente, 3I0ajustes trifásicos


Secuencia negativa de corriente,I2 ajustes trifásicos


Ángulo de fase (0,1-4,0) × Ir ± 1,0 grados en 0,1 × Ir < I ≤ 0,5 × Ir± 0,5 grados en 0,5 × Ir < I ≤ 4,0 × Ir

Tabla 98. Medición de la secuencia de tensión VMSQI


Secuencia positiva de tensión, U1 (10 a 300) V ± 0,5% de U en U ≤ 50 V± 0,2% de U en U > 50 V

Secuencia cero de tensión, 3U0 (10 a 300) V ± 0,5% de U en U ≤ 50 V± 0,2% de U en U > 50 V

Secuencia negativa de tensión,U2

(10 a 300) V ± 0,5% de U en U ≤ 50 V± 0,2% de U en U > 50 V


Tabla 99. Supervisión de señales de entrada mA


Función de medida mA ± 5, ± 10, ± 20 mA0-5, 0-10, 0-20, 4-20 mA

± 0,1% del valor ajustado ± 0,005 mA

Corriente máxima deltransductor a la entrada

(-20,00 a +20,00) mA

Corriente mínima deltransductor a la entrada

(-20,00 a +20,00) mA

Nivel de alarma para la entrada (-20,00 a +20,00) mA

Nivel de advertencia para laentrada

(-20,00 a +20,00) mA

Histéresis de alarma para laentrada

(0,0-20.0) mA


76 ABB

Tabla 100. Contador de límites L4UFCNT


Valor de contador 0-65535 -

Máx. velocidad de conteo 30 impulsos/s (50% de ciclo decarga)

-

Tabla 101. Informe de perturbaciones DRPRDRE


Tiempo previo a la falta (0,05-9,90) s -

Tiempo posterior a la falta (0,1-10,0) s -

Tiempo de límite (0,5-10,0) s -

Número máximo de registros 100, primero en entrar, primeroen salir

-

Resolución de cronología absoluta 1 ms Consulte la tabla 131

Número máximo de entradas analógicas 30 + 10 (externas + derivadasinternamente)

-

Número máximo de entradas binarias 96 -

Número máximo de fasores en el registrador de valor de desconexión por registro 30 -

Número máximo de indicaciones en un informe de perturbaciones 96 -

Número máximo de incidencias en el registro de incidencias por cada registro 150 -

Número máximo de incidencias en la lista de incidencias 1000, primero en entrar, primeroen salir

-

Tiempo total máximo de registro (tiempo de registro de 3,4 s y número máximo decanales, valor típico)

340 segundos (100 registros) a50 Hz, 280 segundos (80registros) a 60 Hz

-

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

-

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


ABB 77

Tabla 102. Función de monitorización del gas de aislamiento SSIMG


Nivel de alarma por presión 1,00-100,00 ± 10,0% del valor ajustado

Nivel de bloqueo por presión 1,00-100,00 ± 10,0% del valor ajustado

Nivel de alarma por temperatura -40,00-200,00 ± 2,5% del valor ajustado

Nivel de bloqueo por temperatura -40,00-200,00 ± 2,5% del valor ajustado

Retardo de tiempo para la alarma por presión (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 250 ms, lo que sea mayor

Retardo de reposición para la alarma porpresión


Retardo de tiempo para el bloqueo por presión (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 250 ms, lo que sea mayor

Retardo de tiempo para la alarma portemperatura


Retardo de reposición para la alarma portemperatura


Retardo de tiempo para el bloqueo portemperatura


Tabla 103. Función de monitorización del líquido de aislamiento SSIML


Nivel de alarma por aceite 1,00-100,00 ± 10,0% del valor ajustado

Nivel de bloqueo por aceite 1,00-100,00 ± 10,0% del valor ajustado

Nivel de alarma por temperatura -40,00-200,00 ± 2,5% del valor ajustado

Nivel de bloqueo por temperatura -40,00-200,00 ± 2,5% del valor ajustado

Retardo de tiempo para la alarma por aceite (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 250 ms, lo que sea mayor

Retardo de reposición para la alarma por aceite (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 250 ms, lo que sea mayor

Retardo de tiempo para el bloqueo por aceite (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 250 ms, lo que sea mayor

Retardo de tiempo para la alarma portemperatura


Retardo de reposición para la alarma portemperatura


Retardo de tiempo para el bloqueo portemperatura



78 ABB

Tabla 104. Monitorización del interruptor SSCBR


Nivel de alarma para el tiempo dedesplazamiento de apertura y cierre

(0 – 200) ms ± 3 ms

Nivel de alarma para la cantidad deoperaciones

(0 – 9999) -

Retardo de tiempo independiente para laalarma de tiempo de carga de resorte

(0,00 – 60,00) s ± 0,2% o ± 30 ms, lo que sea mayor

Retardo de tiempo independiente para laalarma por presión de gas


Retardo de tiempo independiente para elbloqueo por presión de gas


Tiempo de desplazamiento de los contactos delinterruptor, apertura y cierre

± 3 ms

Vida útil restante del interruptor ± 2 operaciones

Energía acumulada ± 1,0% o ± 0,5 ms, lo que sea mayor

Tabla 105. Lista de eventos

Función Valor

Capacidad de búfer Número máximo de eventos en la lista 1000

Resolución 1 ms

Precisión Depende de la sincronización horaria

Tabla 106. Indicaciones

Función Valor

Capacidad de búfer Número máximo de indicaciones presentadas para perturbación simple 96

Número máximo de perturbaciones registradas 100

Tabla 107. Registrador de eventos

Función Valor

Capacidad de búfer Número máximo de eventos en el informe de perturbaciones 150

Número máximo de informes de perturbaciones 100

Resolución 1 ms

Precisión En función de lasincronizaciónhoraria

Tabla 108. Registrador de valores de disparo

Función Valor

Capacidad de búfer

Número máximo de entradas analógicas 30



ABB 79

Tabla 109. Registrador de perturbaciones

Función Valor

Capacidad de búfer Número máximo de entradas analógicas 40

Número máximo de entradas binarias 96


Tiempo total máximo de registro (tiempo de registro de 3,4 s y número máximode canales, valor típico)

340 segundos (100 registros) a 50 Hz280 segundos (80 registros) a 60 Hz

Tabla 110. Contador de límites L4UFCNT


Valor de contador 0-65535 -

Máx. velocidad de conteo 30 impulsos/s (50% de ciclo decarga)

-


80 ABB

Medición

Tabla 111. Lógica del contador de pulsos PCFCNT


Frecuencia de entrada Véase Módulo de entrada binaria (BIM) -

Tiempo de ciclo paracomunicación del valor delcontador

(1-3600) s -

Tabla 112. Medición de energía ETPMMTR


Medición de energía Exportación/Importación kWh,Exportación/Importación kvarh

Entrada de MMXU. Ningún error extra con carga estable


ABB 81

Comunicación de estaciones

Tabla 113. Protocolos de comunicación

Función Valor

Protocolo IEC 61850-8-1

Velocidad de comunicación para los IED 100BASE-FX


Velocidad de comunicación para los IED 9600 o 19200 Bd

Protocolo DNP3.0

Velocidad de comunicación para los IED 300–19200 Bd

Protocolo TCP/IP, Ethernet

Velocidad de comunicación para los IED 100 Mbit/s

Tabla 114. Protocolo de comunicación IEC 61850-9-2

Función Valor


Velocidad de comunicación para los IED 100BASE-FX

Tabla 115. Protocolo de comunicación LON

Función Valor

Protocolo LON

Velocidad de comunicación 1.25 Mbit/s

Tabla 116. Protocolo de comunicación SPA

Función Valor

Protocolo SPA

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

Número de esclavo 1 a 899

Tabla 117. Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103

Función Valor


Velocidad de comunicación 9600, 19200 Bd

Tabla 118. Puerto SLM – LON

Cantidad Rango o valor

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

Fibra, balance óptico Fibra de vidrio: 11 dB (1000 m/3000 pies normalmente *)Fibra de material plástico: 7 dB (10 m/35 pies normalmente *)

Diámetro de fibra Fibra de vidrio: 62,5/125 mmFibra de material plástico: 1 mm

*) según el cálculo del balance óptico


82 ABB

Tabla 119. SLM: puerto SPA/IEC 60870-5-103/DNP3


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

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

Diámetro de fibra Fibra de vidrio: 62,5/125 mmFibra de material plástico: 1 mm

*) según el cálculo del balance óptico

Tabla 120. Módulo de comunicación galvánica de datos de línea X.21 (X.21-LDCM)


Conector, X.21 Macho de 15 polos micro D-sub, paso de 1,27 mm (0,050")

Conector, selección de tierra Terminal de tornillo de 2 polos

Estándar CCITT X21

Velocidad de comunicación 64 kbit/s

Aislamiento 1 kV

Longitud máxima de cable 100 m

Tabla 121. Módulo de comunicación RS485 galvánico


Velocidad de comunicación 2400 -19200 baudios

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

Tabla 122. Protocolo de redundancia en paralelo IEC 62439-3 edición 1 y edición 2

Función Valor

Velocidad de comunicación 100 Base-FX


ABB 83

Comunicación remota

Tabla 123. Módulo de comunicación de datos de línea

Característica Rango o valor

Tipo de LDCM Corto alcance(SR)

Medio alcance (MR) Largo alcance (LR)

Tipo de fibra Multimodo deíndice gradual62,5/125 µm

Monomodo 9/125 µm Monomodo 9/125 µm

Longitud de onda de emisión picoNominalMáximoMínimo

820 nm865 nm792 nm

1310 nm1330 nm1290 nm

1550 nm1580 nm1520 nm

Balance ópticoMultimodo de índice gradual 62,5/125 mm, Multimodo de índice gradual 50/125 mm

13 dB (distanciamás común deaproximadamente3 km/2 millas *)9 dB (distanciamás común deaproximadamente2 km/1 milla *)

22 dB (distancia máscomún de 80 km/50millas *)

26 dB (distancia más común de110 km/68 millas *)

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

Protocolo C37.94 Implementación deC37.94 **)

Implementación de C37.94 **)

Transmisión de datos Síncrona Síncrona Síncrona

Velocidad de transmisión / Velocidad de datos 2 Mb/s / 64 kbit/s 2 Mb/s / 64 kbit/s 2 Mb/s / 64 kbit/s

Fuente del reloj Interna o derivadade la señalrecibida

Interna o derivada dela señal recibida

Interna o derivada de la señalrecibida

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


84 ABB

HardwareIED

Tabla 124. Caja

Material Chapa de acero

Placa frontal Perfil de lámina de acero con abertura para HMI

Tratamiento de lasuperficie

Acero prechapado con aluzinc

Acabado Gris claro (RAL 7035)

Tabla 125. Nivel de protección frente a agua y polvo según IEC 60529

Frontal IP40 (IP54 con junta de estanquidad)

Laterales, parte de arribay de abajo

IP20

Parte posterior IP20 con tipo de compresión de tornilloIP10 con terminales de tipo anillo

Tabla 126. Peso

Tamaño de caja Peso

6U, 1/2 x 19” £ 10 kg/22 lb

6U, 3/4 x 19” £ 15 kg/33 lb

6U, 1/1 x 19” £ 18 kg/40 lb

Seguridad eléctrica

Tabla 127. Seguridad eléctrica de acuerdo con IEC 60255-27

Clase de equipo I (conexión a tierra de protección)

Categoría desobretensión

III

Grado de contaminación 2 (normalmente solo ocurre contaminación no conductiva aunque, ocasionalmente, puede esperarse conductividadtemporal provocada por la condensación)

Sistema de conexión

Tabla 128. Conectores del circuito del TC y TT

Tipo de conector Tensión y corriente asignadas Sección de conductor máxima

Tipo de compresión de tornillo 250 V CA, 20 A 4 mm2 (AWG12)2 x 2,5 mm2 (2 x AWG14)

Bloques terminales adecuados para terminales de tipo anillo 250 V CA, 20 A 4 mm2 (AWG12)

Tabla 129. Alimentación auxiliar y conectores de E/S binarios

Tipo de conector Tensión nominal Sección de conductor máxima

Tipo de compresión de tornillo 250 V CA 2,5 mm2 (AWG14)2 × 1 mm2 (2 x AWG18)

Bloques terminales adecuados para terminales de tipo anillo 300 V CA 3 mm2 (AWG14)


ABB 85

Las limitaciones de espacio requieren unaranura libre entre dos tarjetas de E/Sadyacentes cuando se realice el pedido delterminal de tipo anillo para conexiones de E/

S binarias. Para obtener detalles, consulte lainformación específica.


86 ABB

Funciones básicas del IED

Tabla 130. Autosupervisión con lista de eventos internos

Datos Valor

Modo de registro Continuo, con control de eventos

Tamaño de la lista 40 eventos, primero en entrar, primero en salir

Tabla 131. Sincronización horaria, indicación de cronología

Función Valor

Resolución de cronología absoluta, eventos y valores de medición muestreados 1 ms

Error de la indicación de cronología con sincronización una vez/min (sincronización de pulsos por minuto), eventosy valores de medición muestreados

± 1,0 ms típicamente

Error de la indicación de cronología con sincronización SNTP, valores de medición muestreados ± 1,0 ms típicamente

Tabla 132. Módulo de sincronización horaria GPS (GTM)


Receptor – ±1μs UTC relativo

Tiempo para referencia de tiempo fiable con antena ennueva posición o tras pérdida de potencia de más de 1mes

<30 minutos –

Tiempo para referencia de tiempo fiable tras pérdida depotencia de más de 48 horas

<15 minutos –

Tiempo para referencia de tiempo fiable tras pérdida depotencia de menos de 48 horas

<5 minutos –

Tabla 133. GPS: antena y cable

Función Valor

Máx. atenuación del cable de antena 26 db @ 1.6 GHz

Impedancia del cable de antena 50 ohmios

Protección contra rayos Debe proporcionarse externamente

Conector del cable de antena SMA en el extremo receptorTNC en el extremo antena

Precisión +/-1μs


ABB 87

Tabla 134. IRIG-B

Cantidad Valor nominal

Número de canales IRIG-B 1

Número de canales ópticos 1

Conector eléctrico:

Conector eléctrico IRIG-B BNC

Modulado por ancho de pulsos 5 Vpp

Modulado por amplitud– bajo nivel– alto nivel

1-3 Vpp3 x bajo nivel, máx. 9 Vpp

Formatos admitidos IRIG-B 00x, IRIG-B 12x

Precisión +/-10 μs para IRIG-B 00x y +/-100 μs para IRIG-B 12x

Impedancia de entrada 100 k ohmios

Conector óptico:

Conector óptico IRIG-B Tipo ST

Tipo de fibra Fibra multimodo 62,5/125 μm

Formatos admitidos IRIG-B 00x

Precisión +/- 1μs


88 ABB

Característica inversa

Tabla 135. Características de tiempo inverso ANSI


Característica de operación:

( )1PAt B k tDef

I

æ öç ÷= + × +ç ÷ç - ÷è ø

EQUATION1249-SMALL V2 ES

Característica de reposición:

( )2 1= ×

-

trt kI


I = Imeasured/Iset

0,10 ≤ k ≤ 3,001,5 x Iset ≤ I ≤ 20 x Iset

ANSI/IEEE C37.112,± 2,0% o ± 40 ms, lo quesea mayor

ANSI Extremadamente inversa A=28,2, B=0,1217, P=2,0 , tr=29,1

ANSI Muy inversa A=19,61, B=0,491, P=2,0 , tr=21,6

ANSI Inversa normal A=0,0086, B=0,0185, P=0,02, tr=0,46

ANSI Moderadamente inversa A=0,0515, B=0,1140, P=0,02, tr=4,85

ANSI Extremadamente inversa de tiempolargo

A=64,07, B=0,250, P=2,0, tr=30

ANSI Muy inversa de tiempo largo A=28,55, B=0,712, P=2,0, tr=13,46

ANSI Inversa de tiempo largo A=0,086, B=0,185, P=0,02, tr=4,6


ABB 89

Tabla 136. Características de tiempo IEC inversas


Característica de operación:

( )1= ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At k

I


I = Imeasured/Iset

0,10 ≤ k ≤ 3,001,5 x Iset ≤ I ≤ 20 x Iset

IEC 60255-151, ± 2,0%o ± 40 ms, lo que seamayor

IEC Inversa normal A=0,14, P=0,02

IEC Muy inversa A=13,5, P=1,0

IEC Inversa A=0,14, P=0,02

IEC Extremadamente inversa A=80,0, P=2,0

IEC Inversa de tiempo corto A=0,05, P=0,04

IEC Inversa de tiempo largo A=120, P=1,0

Característica programableCaracterística de operación:

( )= + ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At B k

I C


Característica de reposición:

( )= ×

-PR

TRt k

I CR


I = Imeasured/Iset

k = (0,05-999) en pasos de 0,01A=(0,005-200,000) en pasos de 0,001B=(0,00-20,00) en pasos de 0,01C=(0,1-10,0) en pasos de 0,1P=(0,005-3,000) en pasos de 0,001TR=(0,005-100,000) en pasos de 0,001CR=(0,1-10,0) en pasos de 0,1PR=(0,005-3,000) en pasos de 0,001

Tabla 137. Características de tiempo inverso tipo RI y RD


Característica de tiempo inverso tipo RI

1

0.2360.339

= ×

-

t k

IEQUATION1137-SMALL V1 ES

I = Imeasured/Iset

0,10 ≤ k ≤ 3,001,5 x Iset ≤ I ≤ 20 x Iset

IEC 60255-151, ± 2,0%o ± 40 ms, lo que seamayor

Característica inversa logarítmica tipo RD

5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø

tI

Ink


I = Imeasured/Iset


90 ABB

Tabla 138. Características de tiempo inverso para la protección de sobretensión


Curva de tipo A:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = UsetU = Umeasured

k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01 ± 5,0% o ± 45 ms, lo quesea mayor

Curva de tipo B:

2.0

480

32 0.5

=⋅

− >⋅ −

0.035+

>

tk

U U

UEQUATION1437-SMALL V2 EN

k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01

Curva de tipo C:

3.0

480

32 0.5

=⋅

⋅ −− >

0.035+

>

tk

U U

UEQUATION1438-SMALL V2 EN

k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01

Curva programable:

×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01A = (0.005-200.000) en etapas de 0.001B = (0.50-100.00) en etapas de 0.01C = (0.0-1.0) en etapas de 0.1D = (0.000-60.000) en etapas de 0.001P = (0.000-3.000) en etapas de 0.001


ABB 91

Tabla 139. Características de tiempo inverso para la protección de subtensión


Curva de tipo A:

=< -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = UsetU = Umeasured

k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01 ± 5,0% o ± 45 ms, lo quesea mayor

Curva de tipo B:

2.0

4800.055

32 0.5

×= +

< -× -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U



k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01

Curva programable:

×= +

< -× -

<

é ùê úê úê úæ öê úç ÷ë è ø û

P

k At D

U UB C

U



k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01A = (0.005-200.000) en etapas de 0.001B = (0.50-100.00) en etapas de 0.01C = (0.0-1.0) en etapas de 0.1D = (0.000-60.000) en etapas de 0.001P = (0.000-3.000) en etapas de 0.001


92 ABB

21. Pedidos de IED personalizados

Tabla 140. Directrices generales

DirectricesLea las instrucciones con atención y téngalas presentes para evitar inconvenientes durante la gestión del pedido.Consulte la tabla de funciones disponibles para conocer las funciones de aplicación incluidas.PCM600 se puede utilizar para efectuar cambios o incorporaciones a la configuración preconfigurada suministrada de fábrica.

Tabla 141. Ejemplo de código de pedido

Para obtener el código de pedido completo, combine los códigos de las tablas de selección, como se muestra en el siguiente ejemplo.Hay que rellenar la cantidad seleccionada de cada tabla; si no es posible ninguna selección el código es 0Ejemplo de un código completo: REB670*2.1-F00X00 - A01010000000000 - B000000000000000000000000 - C0824088000282400440200000 - D22202020 - E6660 -F6 - S0 - G022 - H13021110000 - K00000000 - L0011 - M80 - P01 - B1X0 - AC - MB - B - A3X0 - D1D1ARGN1N1XXXXXXX - AAFXXX - AX

Definición del producto - Protección diferencial -REB670* 2.1 - X00 - A 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -

Protección de impedancia -B 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -

Protección de corriente -C 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -

Protección de tensión - Protección de frecuencia - Protecciónmultifunción

- Cálculo general -

D 0 0 0 - E 0 - F - S 0 -

Supervisión del sistemasecundario

- Control -

G 0 0 - H 0 0 0 0 0 0 0 0 -

Esquemas de comunicación - Lógica - Monitorización

- Comunicación de estaciones -

K 0 0 0 0 0 0 0 0 - L - M 0 - P 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -

Idioma - Caja ymontaje

- Conexiónyalimentación

- HMI - Entradaanalógica

- Entrada/salida binaria -

B1 - - - - - -

Comunicación serie del extremo remoto - Unidad de comunicación serie para comunicación de estaciones -

Tabla 142. Definición del producto

REB670* 2.1 X00

Tabla 143. Códigos de pedido de definición del producto

Producto REB670*Versión del software 2.1Alternativas de configuraciónProtección de barra REB670 F00Selección: Configuración de la ACTNo se ha descargado ninguna configuración de la ACT X00

Tabla 144. Protección diferencial

Posición

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

A 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


ABB 93

Tabla 145. Funciones diferenciales

Función Identificación de lafunción

N.º de pedido Posición

Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Protección diferencial de barra, 2 zonas, trifásica/8 bahías BBP3PH8B 1MRK005904-AC 2 0-1 Nota: Solose debepedir unaproteccióndiferencialde barras.

Protección diferencial de barra, 2 zonas, monofásica/24 bahías BBP1PH24B 1MRK005904-BC 4 0-1

Tabla 146. Protección de impedancia

Posición

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

B 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Tabla 147. Protección de corriente

Posición

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

C 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Tabla 148. Funciones de corriente



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas OC4PTOC 1MRK005910-BB 2 0-8 Nota: Solose puedeseleccionar un PTOC

Protección de sobreintensidad monofásica de cuatro etapas PH4SPTOC 1MRK005910-CA 3 00-24

Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas EF4PTOC 1MRK005910-EC 5 0-8 Protección de sobreintensidad de secuencia de fase negativadireccional de cuatro etapas

NS4PTOC 1MRK005910-FB 6 0-8

Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo TRPTTR 1MRK005910-HB 10 0-2 Protección de fallo de interruptor CCRBRF 1MRK005910-LA 11 0-8 Nota: Solo

se puedeseleccionar un BRF

Protección de fallo de interruptor, versión monofásica CCSRBRF 1MRK005910-MA 12 00-24

Protección de mínima potencia direccional GUPPDUP 1MRK005910-RA 15 0-4 Protección de sobrepotencia direccional GOPPDOP 1MRK005910-TA 16 0-4 Protección de bancos de condensadores CBPGAPC 1MRK005910-UA 18 0-2

Tabla 149. Protección de tensión

Posición 1 2 3 4 5 6 7 8

D 0 0 0

Tabla 150. Funciones de tensión



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV 1MRK005912-AA 1 0-2 Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV 1MRK005912-BA 2 0-2 Protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV 1MRK005912-CC 3 0-2 Protección diferencial de tensión VDCPTOV 1MRK005912-EA 5 0-2 Comprobación de pérdida de tensión LOVPTUV 1MRK005912-GA 7 0-2

Tabla 151. Protección de frecuencia

Posición 1 2 3 4

E 00


94 ABB

Tabla 152. Funciones de frecuencia


N.º de pedido posición

Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Protección de subfrecuencia SAPTUF 1MRK005914-AA 1 0-6 Protección de sobrefrecuencia SAPTOF 1MRK005914-BA 2 0-6 Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC 1MRK005914-CA 3 0-6

Tabla 153. Protección multifunción

Posición 1

F

Tabla 154. Funciones multipropósito



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Protección general de corriente y tensión CVGAPC 1MRK005915-AA 1 0-6

Tabla 155. Cálculo general

Posición 1

S 0

Tabla 156. Supervisión del sistema secundario

Posición 1 2 3

G 0

Tabla 157. Funciones de supervisión del sistema secundario



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Supervisión de fallo de fusible FUFSPVC 1MRK005916-BA 2 0-2 Supervisión de fallo de fusible basada en la diferencia de tensión VDRFUF 1MRK005916-CA 3 0-2

Tabla 158. Control

Posición 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

H 0 0 0 0 0 0 0 0

Tabla 159. Funciones de control



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Comprobación de sincronismo, comprobación de energización ysincronización

SESRSYN 1MRK005917-XA 2 0-3

Reenganche automático SMBRREC 1MRK005917-XB 4 0-2 Control de aparatos para hasta 6 bahías, máx. 30 aparatos (6interruptores) incl. enclavamiento

APC30 1MRK005917-CY 7 0-1

Tabla 160. Esquemas de comunicación

Posición 1 2 3 4 5 6 7 8

K 0 0 0 0 0 0 0 0

Tabla 161. Lógica

Posición 1 2

L


ABB 95

Tabla 162. Funciones de lógica



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Bloques lógicos configurables Q/T 1MRK005922-MX 1 0-1 Paquete de lógica extensible 1MRK005922-AY 2 0-1

Tabla 163. Monitorización

Posición 1 2

M 0

Tabla 164. Funciones de monitorización



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Monitorización de la condición del interruptor SSCBR 1MRK005924-HA 1 00-24

Tabla 165. Comunicación de estaciones

Posición

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

P 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Tabla 166. Funciones de comunicación de estación



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Protocolo de redundancia en paralelo IEC 62439-3 PRP 1MRK002924-YB 2 0-1 Nota:RequierenOEM de 2canales

Tabla 167. Selección de idioma

Primer idioma de diálogo del usuario de la HMI local Selección Notas y normas

Idioma de la HMI, inglés IEC B1 Idioma adicional de la HMI Ningún idioma adicional de la HMI X0 Idioma de la HMI, inglés de EE.UU. A12 Seleccionado

Tabla 168. Selección de caja

Caja Selección Notas y normas

Caja de 1/2 x 19" A Caja de rack 3/4 x 19" 1 ranura TRM B Caja de 3/4 x 19" 2 ranuras TRM C Caja de 1/1 x 19" 1 ranura TRM D Caja de 1/1 x 19" 2 ranuras TRM E Seleccionado


96 ABB

Tabla 169. Selección de montaje

Detalles de montaje con grado de protección IP40 desde la parte frontal Selección Notas y normas

Sin kit de montaje incluido X Kit de montaje en rack de 19" para caja de 1/2 x 19" de 2xRHGS6 o RHGS12 A Kit de montaje en rack de 19" para caja de 3/4 x 19" o 3xRGHS6 B Kit de montaje en rack de 19" para caja de 1/1 x 19" C Kit de montaje mural D Nota: No se recomienda el

montaje mural con módulos decomunicación con conexión defibra (SLM, OEM, LDCM)

Kit de montaje empotrado E Kit de montaje empotrado + junta de montaje IP54 F Seleccionado

Tabla 170. Tipo de conexión para el módulo de alimentación

Selección Notas y normas

Terminales de compresión M Terminales de anillo N Fuente de alimentación auxiliar Módulo de fuente de alimentación 24-60 V CC A Módulo de fuente de alimentación 90-250 V CC B Seleccionado

Tabla 171. Tipo de conexión para los módulos de entradas/salidas


Terminales de compresión P Terminales de anillo R Seleccionado

Tabla 172. Selección de interfaz hombre-máquina

Interfaz de hardware hombre-máquina Selección Notas y normas

Pantalla gráfica de tamaño mediano, símbolos de teclado IEC B Pantalla gráfica de tamaño mediano, símbolos de teclado ANSI C Seleccionado

Tabla 173. Selección de sistema analógico

Sistema analógico Selección Notas y normas

Terminales de compresión A Nota: Solo el mismo tipo de TRM(compresión o anillo) en el mismoterminal. Terminales de anillo B

Primer TRM, 12I, 1A, 50/60 Hz 1 Primer TRM, 12I, 5A, 50/60 Hz 2 Primer TRM, 9I+3U 1A, 100/220 V, 50/60 Hz 3 Primer TRM, 9I+3U 5A, 100/220 V, 50/60 Hz 4 Primer TRM, 6I+6U 1A, 100/220 V, 50/60 Hz 6 Primer TRM, 6I+6U 5A, 100/220 V, 50/60 Hz 7 No se incluye segundo TRM X0 Terminales de compresión A Terminales de anillo B Segundo TRM, 12I, 1A, 50/60 Hz 1 Segundo TRM, 12I, 5A, 50/60 Hz 2 Segundo TRM, 9I+3U 1A, 100/220 V, 50/60 Hz 3 Segundo TRM, 9I+3U 5A, 100/220 V, 50/60 Hz 4 Segundo TRM, 6I+6U 1A, 100/220 V, 50/60 Hz 6 Segundo TRM, 6I+6U 5A, 100/220 V, 50/60 Hz 7 Seleccionado


ABB 97

Tabla 174. Cantidad máxima de módulos E/S

Nota: En los pedidos de módulos E/S, tenga en cuenta las cantidades máximas que aparecen en la tabla siguiente

Tamaños de caja BIM IOM BOM/SOM

MIM Máximo en la caja

1/1 x 19”, un (1) TRM 14 6 4 4 14 tarjetas, incluyendo una combinación de cuatro tarjetas de tipo BOM, SOM y MIM

1/1 x 19”, dos (2) TRM 11 6 4 4 11 tarjetas, incluyendo una combinación de cuatro tarjetas de tipo BOM, SOM y MIM

3/4 x 19”, un (1) TRM 8 6 4 4 8 tarjetas, incluyendo una combinación de cuatro tarjetas de tipo BOM, SOM y una MIMcomo máximo

3/4 x 19”, dos (2) TRM 5 5 4 4 5 tarjetas, incluyendo una combinación de cuatro tarjetas de tipo BOM, SOM y una MIMcomo máximo

1/2 x 19”, un (1) TRM 3 3 3 1 3 tarjetas


98 ABB

Tabla 175. Selección de módulo de entradas/salidas binarias

Módulos de entradas/salidas binarias


Posición de las ranuras(vista posterior) X3

1

X41

X51

X61

X71

X81

X91

X101

X111

X121

X131

X141

X151

X161 Atención: Máx. 3 posiciones en

rack 1/2, 8 en rack 3/4 con 1 TRM,5 en rack 3/4 con 2 TRM, 11 enrack 1/1 con 2 TRM y 14 en rack1/1 con 1 TRM

Caja de 1/2 con 1 TRM █ █ █ Caja de 3/4 con 1 TRM █ █ █ █ █ █ █ █ Caja de 3/4 con 2 TRM █ █ █ █ █ Caja de 1/1 con 1 TRM █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ Caja de 1/1 con 2 TRM █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ Sin placa en la ranura X X X X X X X X X X X X X X Módulo de salida binaria,

24 relés de salida (BOM)A A A A A A A A A A A A A A

BIM 16 entradas,RL24-30 V CC, 50 mA

B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1


C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1


D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1


E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1

BIM 16 entradas,220-250 V CC, 120 mA

E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2

BIMp 16 entradas,RL24-30 V CC, 30 mA,para recuento de pulsos

F F F F F F F F F F F F F F


G G G G G G G G G G G G G G


H H H H H H H H H H H H H H

BIM 16 entradas,RL220-250 V CC, 30 mA,para recuento de pulsos

K K K K K K K K K K K K K K

IOM 8 entradas, 10+2salidas, RL24-30 V CC,50 mA

L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1

IOM 8 entradas, 10+2salidas, RL48-60 V CC,50 mA

M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1

IOM 8 entradas, 10+2salidas, RL110-125 VCC, 50 mA

N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1

IOM 8 entradas, 10+2salidas, RL220-250 VCC, 50 mA

P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1

IOM 8 entradas, 10+2relés de salida, 220-250V CC, 110 mA

P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2

IOM con MOV 8entradas, 10-2 salidas,24-30 V CC, 30 mA

U U U U U U U U U U U U U U


V V V V V V V V V V V V V V


W W W W W W W W W W W W W W


Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y

Módulo MIM de entradamA, 6 canales

R R R R R R R R R R R R R R


ABB 99

Tabla 175. Selección de módulo de entradas/salidas binarias, continuaciónMódulos de entradas/salidas binarias


Módulo de salidasestáticas SOM, 12salidas, 48-60 V CC

T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 Nota: SOM no debe colocarse enla posición más próxima a NUM;caja de 1/2 ranura P5, caja de 3/41 ranura TRM P10, caja de 3/4 2ranuras TRM P7, caja de 1/1 1ranura TRM P16, caja de 1/1 2ranuras TRM P13

Módulo de salidasestáticas SOM, 12salidas, 110-250 V CC

T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2

Seleccionado.

Tabla 176. Selección de comunicación serie del extremo remoto

Comunicación del extremo remoto, módulos de sincronización horaria y com. serieDNP


Posición de las ranuras (vista posterior)

X312

X313

X302

X303

X322

X323 Nota: El número máximo y tipo de

módulos LDCM compatiblesdependen de la cantidad demódulos (BIM, BOM, LDCM,OEM, GTM, SLM, RS485, IRIG-B)en el IED.

Ranuras disponibles en caja de 1/2, 3/4 y 1/1 con 1 TRM █ █ █ █ Nota: Máx. 2 LDCM en caja de 1/2 Ranuras disponibles en caja de 3/4 y 1/1 con 2 TRM █ █ █ █ █ █ No se incluye placa para comunicación remota X X X X X X LDCM óptico de corto alcance A A A A A A Nota: Se pueden seleccionar máx.

2 LDCM (del mismo tipo o distinto)Regla: Coloque siempre losmódulos LDCM en la misma placapara permitir la comunicaciónredundante; en P30:2 y P30:3,P31:2 y P31:3 o P32:2 y P32:3

Medio alcance óptico, LDCM 1310 nm B B B B B B Largo alcance óptico, LDCM 1550 nm C C C C C C Módulo de comunicación galvánica de datos de línea X21 E E E E E E

Módulo de sincronización horaria IRIG-B F F F F F F Módulo de comunicación galvánica RS485 G G G G G G Módulo de sincronización horaria GPS S S S S Seleccionado

Tabla 177. Unidad de comunicación serie para selección de comunicación de estaciones

Unidad de comunicación serie para comunicación de estaciones Selección Notas y normas


X301

X311

No se incluye placa para comunicación X X Interfaz de plástico serie SPA/LON/DNP/IEC 60870-5-103 A Interfaz de plástico/vidrio serie SPA/LON/DNP/IEC 60870-5-103 B Interfaz de vidrio serie SPA/LON/DNP/IEC 60870-5-103 C Módulo Ethernet óptico, 1 canal de vidrio D Módulo Ethernet óptico, 2 canales de vidrio E Seleccionado.


100 ABB

22. Pedidos de IED preconfigurados

DirectricesLea las instrucciones con atención y téngalas presentes para evitar inconvenientes durante la gestión del pedido.Consulte la tabla de funciones disponibles para conocer las funciones de aplicación incluidas.PCM600 se puede utilizar para efectuar cambios o incorporaciones a la configuración preconfigurada suministrada de fábrica.

Para obtener el código de pedido completo, combine los códigos de las tablas, como se muestra en el siguiente ejemplo.Referencia de ejemplo: REB670 *2.1-A30X00- A02H02-B1A3-AC-MB-B-A3X0-DAB1RGN1N1XXXXXXX-AXFXXX-AX. Utilizando el código de cada posición #1-13especificado como REB70*1-2 2-3 3 3 3 3 3 3 3-4 4-5-6-7 8-9-10 10 10 10-11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11-12 12 12 12 12 12-13 13

# 1 - 2 - 3 - 4 - 5 6 - 7 - 8 - 9 -REB670* - - - - - . - -

10 - 11 - 12 - 13 - . -

Po

sici

ón

SOFTWARE #1 Notas y normas

Número de versión N.º de versión 2.1

Selección de posición #1.

Alternativas de configuración #2 Notas y normas

3 fases, 4 bahías A20 3 fases, 8 bahías A31 1 fase, 12 bahías, barra simple B20 1 fase, 12 bahías, barra doble B21 1 fases, 24 bahías B31 Configuración de la ACT Disposición de estación simple, 1 1/2 CB, 2 CB, 1 CB, contactos b, solo BBP X01 Barra doble, 1 CB, contactos a y b, solo BBP X02 Nota: Solo para A31, B21 y B31 Barra doble, 1 CB, contactos a y b, BBP, EnFP y OCP X03 Nota: Solo para A31, B21 y B31

Nota: Hay que pedir uno de cadade cada tipo, protección de fallo deinterruptor y protección desobreintensidad


Opciones de software #3 Notas y normas

Sin opción X00 No es necesario rellenar todos loscampos del impreso de pedido

Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas, 4 bahías C06 Nota: Solo para A20 Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas, 8 bahías C07 Nota: Solo para A31 Protección de sobreintensidad monofásica de cuatro etapas, 12 bahías C08 Nota: Solo para B20 y B21 Protección de sobreintensidad monofásica de cuatro etapas, 24 bahías C09 Nota: Solo para B31 Protección de fallo de interruptor, 4 bahías C10 Nota: Solo para A20 Protección de fallo de interruptor, 8 bahías C11 Nota: Solo para A31 Protección de fallo de interruptor, 12 bahías, monofásica C12 Nota: Solo para B20 y B21 Protección de fallo de interruptor, 24 bahías, monofásica C13 Nota: Solo para B31 Reenganche automático, 2 interruptores automáticos H05 Monitorización de la condición del interruptor, 12 CB M12 Nota: M12 solo para A20, B20 y

B21. M14 solo para A31 y B31. Monitorización de la condición del interruptor, 24 CB M14 Protocolo de redundancia en paralelo IEC 62439-3 P03 Nota: P03 requiere OEM de 2

canales. Selección de posición #3


ABB 101

Primer idioma de diálogo del usuario de la HMI local #4 Notas y normas

Idioma de la HMI, inglés IEC B1 Idioma adicional de diálogo del usuario de la HMI local Ningún idioma adicional de la HMI X0 Idioma de la HMI, inglés de EE.UU. A12 Selección de posición #4.

Caja #5 Notas y normas

Caja de 1/2 x 19" A Nota: Solo para A20/B20 Caja de 3/4 x 19" 1 TRM B Nota: Solo para A20/B20 Caja de 3/4 x 19" 2 TRM C Nota: Solo para A31/B21/B31 Caja de 1/1 x 19" 2 ranuras TRM E Nota: Solo para A31/B21/B31 Selección de posición #5.

Detalles de montaje con grado de protección IP40 desde la parte frontal #6 Notas y normas

Sin kit de montaje incluido X Kit de montaje en rack de 19" para caja de 1/2 x 19" de 2xRHGS6 o RHGS12 A Nota: Solo para A20/B20 Kit de montaje en rack de 19" para caja de 3/4 x 19" o 3xRGHS6 B Kit de montaje en rack de 19" para caja de 1/1 x 19" C Kit de montaje mural D Nota: No se recomienda el

montaje mural con módulos decomunicación con conexión defibra (SLM, OEM, LDCM)

Kit de montaje empotrado E Kit de montaje empotrado + junta de montaje IP54 F Selección de posición #6.

Tipo de conexión para el módulo de alimentación #7 Notas y normas

Terminales de compresión M Terminales de anillo N Fuente de alimentación auxiliar 24-60 V CC A 90-250 V CC B Selección de posición #7.

Tipo de conexión para los módulos de entradas/salidas y de comunicación #8 Notas y normas

Terminales de compresión P Selección de posición #8.

Interfaz de hardware hombre-máquina #9 Notas y normas

Pantalla gráfica de tamaño mediano, símbolos de teclado IEC B Pantalla gráfica de tamaño mediano, símbolos de teclado ANSI C Selección de posición #9.

Tipo de conexión de los módulos analógicos #10 Notas y normas

Terminales de compresión A Terminales de anillo B Sistema analógico Primer TRM, 12I, 1A 1 Primer TRM, 12I, 5A 2 No se incluye segundo TRM X0 Nota: A31/B31 debe incluir un

segundo TRM, opcional en B21 Terminales de compresión A Terminales de anillo B Segundo TRM, 12I, 1A 1 Segundo TRM, 12I, 5A 2 Selección de posición #10.


102 ABB

Módulo de entradas/salidas binarias, placas con sincronización dehora y mA.

#11 Notas y normas

Para recuento de pulsos, por ejemplo medición de kWh, hay que utilizar BIM con capacidades mejoradas de recuento de pulsos.Nota: 1 BIM y 1 BOM incluidos en A20, A31 y B20. 2 BIM y 1 BOM incluidos en B21 y B31.


X31

X41

X51

X61

X71

X81

X91

X101

X111

X121

X131 Nota: Máx. 3 posiciones

en rack 1/2, 8 en rack 3/4con 1 TRM, 5 en rack 3/4con 2 TRM y 11 en rack1/1 con 2 TRM

Caja de 1/2 con 1 TRM █ █ █ Nota: Solo para A20/B20. Solo se puedeseleccionar de laposición X31 a X51

Caja de 3/4 con 1 TRM █ █ █ █ █ █ █ █ Nota: Solo para A20/B20Caja de 3/4 con 2 TRM █ █ █ █ █ Nota: Solo para

A31/B21/B31Caja de 1/1 con 2 TRM █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ Nota: Solo para

A31/B21/B31 Sin placa en la ranura X X X X X X X X X Módulo de salida binaria, 24 relés de salida (BOM) A A A A A A A A A A Nota: Máximo 4 placas

BOM+SOM. X51 no enB21/B31

BIM 16 entradas, 24-30 V CC, 50 mA B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 BIM 16 entradas, 48-60 V CC, 50 mA C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 BIM 16 entradas, 110-125 V CC, 50 mA D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 BIM 16 entradas, 220-250 V CC, 50mA E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 BIM 16 entradas, 220-250 V CC, 120 mA E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 BIMp 16 entradas, 24-30 V CC, 30 mA, para recuento de pulsos F F F F F F F F F Nota: X51 no en B21/

B31. BIMp 16 entradas, 48-60 V CC, 30 mA, para recuento de pulsos G G G G G G G G G BIMp 16 entradas, 110-125 V CC, 30 mA, para recuento de pulsos H H H H H H H H H BIMp 16 entradas, 220-250 V CC, 30 mA, para recuento de pulsos K K K K K K K K K IOM 8 entradas, 10+2 relés de salida, 24-30 V CC, 50 mA L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 IOM 8 entradas, 10+2 relés de salida, 48-60 V CC, 50 mA M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 IOM 8 entradas, 10+2 relés de salida, 110-125 V CC, 50 mA N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 IOM 8 entradas, 10+2 relés de salida, 220-250 V CC, 50mA P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 IOM 8 entradas, 10+2 relés de salida, 220-250 V CC, 110 mA P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 IOM con MOV 8 entradas, 10 salidas, 2 de alta velocidad, 24-30 V

CC, 30 mA U U U U U U U U U

IOM con MOV 8 entradas, 10 salidas, 2 de alta velocidad, 48-60 VCC, 30 mA

V V V V V V V V V

IOM con MOV 8 entradas, 10 salidas, 2 de alta velocidad, 110-125V CC, 30 mA

W W W W W W W W W

IOM con MOV 8 entradas, 10 salidas, 2 de alta velocidad, 220-250V CC, 30 mA

Y Y Y Y Y Y Y Y Y

Módulo de salidas binarias estáticas SOM, 12 salidas; 6 relésestándar + 6 salidas estáticas, 48-60 V CC

T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 Nota: SOM no debecolocarse en la posiciónmás próxima a NUM;caja de 1/2 ranura P5,caja de 3/4 1 ranura TRMP10, caja de 3/4 2ranuras TRM P7, caja de1/1 1 ranura TRM P16,caja de 1/1 2 ranurasTRM P13X51 no en B21/B31.

Módulo de salidas binarias estáticas SOM, 12 salidas; 6 relésestándar + 6 salidas estáticas, 110-250 V CC

T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2



ABB 103

Comunicación del extremo remoto, módulos de sincronización horaria y com. serieDNP

#12 Notas y normas


X312

X313

X302

X303

X322

X323 Nota: El número máximo y tipo de

módulos LDCM compatiblesdependen de la cantidad demódulos (BIM, BOM, LDCM,OEM, GTM, SLM, RS485, IRIG-B)en el IED.

Ranuras disponibles en caja de 1/2 y 3/4 con 1 TRM █ █ █ █ Nota: Máx. 2 LDCM en caja de 1/2 Ranuras disponibles en caja de 3/4 y 1/1 con 2 TRM █ █ █ █ █ █ No se incluye placa para comunicación remota X X X X X X LDCM óptico de corto alcance A A A A A A Nota: Se pueden seleccionar máx.

2 LDCM.Regla: Coloque siempre losmódulos LDCM en la misma placapara permitir la comunicaciónredundante; en P30:2 y P30:3,P31:2 y P31:3 o P32:2 y P32:3

Módulo de sincronización horaria IRIG-B F F F F F F Módulo de comunicación galvánica RS485 G G G G G G Módulo de sincronización horaria GPS S S S S Selección de posición #12.

Unidad de comunicación serie para comunicación de estaciones #13 Notas y normas


X301

X311

No se incluye placa para comunicación X X Interfaz de plástico serie SPA/LON/DNP/IEC 60870-5-103 A Interfaz de plástico/vidrio serie SPA/LON/DNP/IEC 60870-5-103 B Interfaz de vidrio serie SPA/LON/DNP/IEC 60870-5-103 C Módulo Ethernet óptico, 1 canal de vidrio D Módulo Ethernet óptico, 2 canales de vidrio E Selección de posición #13.


104 ABB

23. Pedido de accesorios

AccesoriosUnidad de transformador de intensidad externa

Nota: Solo para REB670 B20, B21 y B31

Transformadores de suma SLCE 8–1 de 3 piezas en placa de aparatos (altura 2U), 1/1 A Cantidad: 1MRK 000 643-EA

Transformadores de suma SLCE 8–1 de 3 piezas en placa de aparatos (altura 2U), 5/1 A Cantidad: 1MRK 000 643-FA

Transformadores de suma SLCE 8–1 de 3 piezas en placa de aparatos (altura 2U), 2/1 A Cantidad: 1MRK 000 643-GA

Antena GPS y detalles de montaje

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

Cable para antena, 20 m (aprox. 65 pies) Cantidad: 1MRK 001 665-AA

Cable para antena, 40 m (aprox. 131 pies) Cantidad: 1MRK 001 665-BA

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

Convertidor de interfaz externo de C37.94 a G703 Cantidad: 1 2 1MRK 002 245-AA

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

Dispositivo de pruebaEl sistema de pruebas COMBITEST diseñado para utilizarsecon los IED se describe en 1MRK 512 001-BEN y 1MRK001024-CA. Para obtener más información, consulte la páginaweb: www.abb.com/substationautomation.

Debido a la gran flexibilidad de nuestro producto y la ampliavariedad de aplicaciones posibles, el interruptor de pruebadebe seleccionarse para cada aplicación específica.

Seleccione el interruptor de prueba adecuado basándose en ladisposición de los contactos que se muestra en ladocumentación de referencia.

Sin embargo, nuestras propuestas de variantes adecuadasson:

RK926 315-AV se suministra con una entrada trifásica de TCcon protección frente a cortocircuitos y dieciséis contactos de

bloqueo de salida de disparo. Ofrece una solución adecuadacuando se requiere conexión a tierra externa del TC para laversión trifásica y las versiones monofásicas. Se utiliza uninterruptor de este tipo por bahía. Esta disposición facilita lasmejores instalaciones de prueba para BBP y BFP integrado.

Los interruptores de pruebas del tipo RTXP 24 se piden porseparado. Para obtener referencias a los documentoscorrespondientes, consulte la sección Documentosrelacionados.

La caja RHGS 6 o la caja RHGS 12 con RTXP 24 montado y elconmutador de encendido/apagado para suministro de CC sepiden por separado. Para obtener referencias a losdocumentos correspondientes, consulte la secciónDocumentos relacionados.


ABB 105

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

Cubierta protectora

Cubierta protectora para parte posterior de RHGS6, 6U, 1/4 x 19” Cantidad: 1MRK 002 420-AE

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

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

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

Combiflex

Interruptor de llave para ajustes

Interruptor de llave para bloqueo de ajustes a través de LCD-HMI Cantidad: 1MRK 000 611-A

Nota: Para conectar el interruptor de llave deben utilizarse cables Combiflex de 10 A en un extremo.

Kit de montaje Numero de pedido

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

Herramientas de configuración y monitorización

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

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

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

Manuales

Nota: En cada IED siempre se incluye un (1) CD de conexión del IED que contiene documentación para elusuario (en inglés: Operation manual, Technical manual, Installation manual, Commissioning manual,Application manual y Getting started guide), paquetes de conectividad y una plantilla de etiquetas LED.

Regla: Especifique la cantidad adicional de CD de conexión IED solicitados. Cantidad: 1MRK 002 290-AD


106 ABB

Documentación para el usuario

Regla: especificar la cantidad de manuales impresos solicitados

Manual de aplicaciones IEC Cantidad: 1MRK 505 337-UEN

ANSI Cantidad: 1MRK 505 302-UUS

Manual técnico IEC Cantidad: 1MRK 505 338-UEN


Manual de puesta en servicio IEC Cantidad: 1MRK 505 339-UEN


Manual del protocolo de comunicación, IEC 61850 Edición 1

IEC Cantidad: 1MRK 511 349-UEN

Manual del protocolo de comunicación, IEC 61850 Edición 2 IEC Cantidad: 1MRK 511 350-UEN

Manual del protocolo de comunicación, IEC 60870-5-103 IEC Cantidad: 1MRK 511 351-UEN

Manual del protocolo de comunicación, LON IEC Cantidad: 1MRK 511 352-UEN

Manual del protocolo de comunicación, SPA IEC Cantidad: 1MRK 511 353-UEN

Manual del protocolo de comunicación,DNP


Manual de lista de puntos, DNP ANSI Cantidad 1MRK 511 354-UUS

Manual de operador IEC Cantidad: 1MRK 500 123-UEN


Manual de instalación IEC Cantidad: 1MRK 514 024-UEN



ABB 107

Manual de ingeniería, serie 670 IEC Cantidad: 1MRK 511 355-UEN


Directriz de seguridad cibernética IEC Cantidad: 1MRK 511 356-UEN

Información de referencia

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

País: Usuario final:

Nombre de estación: Nivel de tensión: kV

Documentos relacionados

Documentos relacionados conREB670

Números de documento

Manual de aplicaciones IEC:1MRK 505 337-UENANSI:1MRK 505 337-UUS

Manual de puesta en servicio IEC:1MRK 505 339-UENANSI:1MRK 505 339-UUS

Guía del producto 1MRK 505 340-BES

Manual técnico IEC:1MRK 505 338-UENANSI:1MRK 505 338-UUS

Certificado de pruebas de tipo IEC:1MRK 505 340-TENANSI:1MRK 505 340-TUS

Manuales de la serie 670 Números de documento

Manual de operador IEC:1MRK 500 123-UENANSI:1MRK 500 123-UUS

Manual de ingeniería IEC:1MRK 511 355-UENANSI:1MRK 511 355-UUS

Manual de instalación IEC:1MRK 514 024-UENANSI:1MRK 514 024-UUS

Manual del protocolo decomunicación, DNP3

1MRK 511 348-UUS

Manual del protocolo decomunicación, IEC 60870-5-103

1MRK 511 351-UEN

Manual del protocolo decomunicación, IEC 61850 Edición1

1MRK 511 349-UEN

Manual del protocolo decomunicación, IEC 61850 Edición2

1MRK 511 350-UEN

Manual del protocolo decomunicación, LON

1MRK 511 352-UEN

Manual del protocolo decomunicación, SPA

1MRK 511 353-UEN

Manual de lista de puntos, DNP3 1MRK 511 354-UUS

Guía de accesorios IEC:1MRK 514 012-BENANSI:1MRK 514 012-BUS

Directriz de implementación deseguridad cibernética

1MRK 511 356-UEN

Componentes de instalación yconexión

1MRK 513 003-BEN

Sistema de prueba, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN


108 ABB

Contacto

Para obtener más información, póngase encontacto con:

ABB ABSubstation Automation ProductsSE-721 59 Västerås, SueciaTeléfono +46 (0) 21 32 50 00

www.abb.com/substationautomation

Nota:Nos reservamos el derecho de introducir cambios técnicos omodificar los contenidos de este documento sin previo aviso.ABB AB no asume responsabilidad alguna por cualquierposible error u omisión de información en este documento.Nos reservamos todos los derechos en relación con estedocumento y el contenido y las ilustraciones que se incluyenen el documento. Se prohíbe cualquier reproducción,divulgación a terceros o utilización de su contenido, en sutotalidad o en parte, sin el consentimiento previo por escritode ABB AB.

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