Relion® 670 series
Protección de generador REG670PreconfiguradoGuía del producto
Contenido
1. Características.....................................................3
2. Aplicación.............................................................5
3. Funciones disponibles..........................................8
4. Funcionalidad.....................................................11
5. Descripción del "hardware"...............................26
6. Diagramas de conexión......................................28
7. Datos técnicos...................................................35
8. Pedidos..............................................................84
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Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
2 ABB
1. Características
• Tres alternativas de configuracióndisponibles para protección degenerador y de generador-transformador– listas para usar
• Para generadores y transformadores encentrales hidráulicas, de acumulación porbombeo, gas, ciclo combinado, vapor,nucleares y de cogeneración
• Protección y supervisión de generador ytransformador integradas en un IED
• Protección diferencial de generador con:
▪ Frenado por porcentaje diferencial
▪ Discriminador de falta interna/externa (basado en secuencianegativa de fases)
▪ Puede ocuparse de la compensaciónde CC completa en corriente de falla
▪ Amplia gama de frecuencias defuncionamiento
▪ Hasta cuatro entradas estabilizadas
• Protección diferencial de transformadorcon:
▪ Frenado por porcentaje diferencial
▪ Frenado por forma de onda y porsegundo armónico para conexión deltransformador
▪ Frenado por quinto armónico parasobreexcitación
▪ Alta sensibilidad para faltas entreespiras
▪ Hasta seis entradas estabilizadas
• Protección de falta a tierra restringidapara todos los devanados a tierradirectos o de baja impedancia
▪ Funcionamiento extremadamenterápido
▪ Alta sensibilidad
▪ Basada en alta y baja impedancia
• Protección de deslizamiento de polos
▪ Detección de deslizamientos enredes eléctricas de 0.2 a 8 Hz
▪ Disparo tras un número establecidode deslizamientos
• Pérdida de excitación/subexcitación
▪ Medición de secuencia positiva
▪ Dos zonas de alarma y disparo
▪ Elemento direccional para frenadode zona
• Protección de potencia direccional
▪ Protección de potencia inversa, haciadelante baja, activa, reactiva
▪ Compensación de ángulo de fase
▪ Dos etapas (alarma/desconexión)
• 100% falta a tierra en el estátor
▪ 95% en medición de frecuenciafundamental
▪ 100% en medición de 3er armónico ycaracterística de frenado
▪ Con precisión para todas lascondiciones de carga
• Protección de respaldo de mínimaimpedancia
▪ Protección de distancia de plenoesquema con característica "mho".
▪ Máxima intensidad con control/frenado por tensión
• Función de cortocircuito de altavelocidad instantánea con sobrealcancetransitorio bajo
• Protección de sobreintensidaddireccional con cuatro etapas
▪ Cada etapa puede tener retardo detiempo inverso o definitivo
▪ Cada etapa puede ser direccional ono direccional
• Protección multipropósito
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
Revisión: A
ABB 3
▪ Secuencia de fase negativa (retardode tiempo inverso o definitivo)
▪ Protección de falla a tierra del rotor
• Protección de falla a tierra direccionalcon cuatro etapas
▪ Cada etapa puede tener retardo detiempo inverso o definitivo
▪ Cada etapa puede ser direccional ono direccional
▪ Cada etapa puede bloquearse en elsegundo componente armónico
• Funciones adicionales de "software"elegibles, como fallo de interruptor,protección de máxima excitación,protección de sobrecarga térmica,protección de tensión y frecuencia, y desupervisión
• Amplia gama de frecuencia parafuncionamiento (5Hz - 95Hz)
• Módulos de comunicación de datosintegrados para bus de estación IEC61850-8-1
• Módulos de comunicación de datos parabus de estación IEC 60870-5-103, TCP/IPo EIA-485 DNP 3.0, LON y SPA
• Registrador de eventos y perturbacionesintegrado para hasta 40 señalesanalógicas y 96 binarias
• Medición de corriente, tensión, potenciay energía con alta precisión
• Función de cálculo de energía y gestiónde la demanda
▪ Las salidas de la función demedición (MMXU) se pueden utilizarpara calcular la energía. Los valoresactivos y reactivos se calculan en ladirección de importación yexportación respectivamente. Losvalores se pueden leer o generarcomo pulsos. Los valores depotencia de máxima demandatambién se calculan con esta función.
• Sincronización horaria medianteprotocolo de bus de estación o utilizando
módulos de sincronización horaria GPS oIRIG-B adicionales
• Precisión de mediciones analógicas hastapor debajo de 0.5% para potencia y0.25% para corriente y tensión, y concalibración en el sitio para optimizar laprecisión total
• Versátil interfaz persona-máquina local• Amplia autosupervisión con registrador
de eventos internos• Seis grupos independientes de
parámetros de configuración completosprotegidos por contraseña
• Potente herramienta de software para PCpara configuración, ajuste y evaluaciónde perturbaciones
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2. Aplicación
El IED REG 670 se utiliza para protección,control y supervisión de generadores ybloques de generador-transformador desdeunidades relativamente pequeñas hasta lasunidades de generación más grandes. El IEDtiene una extensa biblioteca de funciones,que cubre con los requisitos de la mayoría delas aplicaciones de generadores. El grannúmero de entradas analógicas disponibles,junto con la gran biblioteca funcional,permite la integración de muchas funcionesen un IED. En aplicaciones típicas, dosunidades pueden proporcionar funcionalidadtotal, incluso proporcionando un alto gradode redundancia. REG 670 también puedeutilizarse para protección y control dereactancias shunt.
La biblioteca funcional de protección incluyeprotección diferencial para generador,bloque, transformador auxiliar y el bloque degenerador completo. Se incluye protección defalla a tierra del estator, tanto proteccióntradicional 95% como protección 100% de
falla a tierra del estator basada en el 3er
armónico. La protección 100% utiliza unacceso a la tensión diferencial que aportagran sensibilidad y un alto grado deseguridad. Los algoritmos de protección paradeslizamiento de polos, subexcitación, falla atierra del rotor, corriente de secuencianegativa, etc., que ya han demostrado sueficacia, se incluyen en el IED.
La protección diferencial del generador en elIED REG 670 está adaptada para funcionarcorrectamente en aplicaciones de generadoren las que se han considerado factores comoconstantes de tiempo CC largas y requisito detiempo de desconexión corto.
Ya que muchas de las funciones deprotección pueden utilizarse como instanciasmúltiples, hay posibilidades de proteger másde un objeto en un IED. Es posible tenerprotección para un transformador depotencia auxiliar integrado en el mismo IEDteniendo las protecciones principales para elgenerador. De este modo, el conceptopermite soluciones muy rentables.
El IED REG 670 también permite valiosasposibilidades de supervisión, ya que muchosde los valores del proceso se puedentransferir a una HMI del operador.
La gran flexibilidad de aplicación hace queeste producto sea una elección excelentetanto para instalaciones nuevas como para larenovación de centrales eléctricas existentes.
La comunicación de datos en serie se realizamediante conexiones ópticas para asegurar lainmunidad contra perturbaciones.
La gran flexibilidad de aplicación hace queeste producto sea una elección excelentetanto para instalaciones nuevas como para larenovación de instalaciones existentes.
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ABB 5
GI
U
OC4 PTOC
51/67 3I>
CV GAPC
64R Re<
ROV2 PTOV
59N UN>
STEF PHIZ
59THD U3d/N
GEN PDIF
87G 3Id/I
SA PTUF
81 f<
SA PTOF
81 f>
SDD RFUF
60FL
OEX PVPH
24 U/f>
UV2 PTUV
27 3U<
OV2 PTOV
59 3U>
CV MMXU
Meter.
Option
SDE PSDE
32N P0->
REG 670*1.1 – A20
Gen Diff + Back-up 12AI
ZMH PDIS
21 Z<
LEX PDIS
40 F <
GUP PDUP
37 P<
GOP PDOP
32 P
CV GAPC
46 I2>
CV GAPC
51/27 U</I>
ROV2 PTOV
59N UN>
CC RBRF
50BF 3I> BF
TR PTTR
49 Ith
PSP PPAM
78 Ucos
SES RSYN
25
CV GAPC
51V I>/U
PH PIOC
50 3I>>
CV GAPC
50AE U/I>
CC RPLD
52PD PD
OC4 PTOC
51/67 3I>
Otras functiones disponibles a partir de la función biblioteca
+ RXTTE4
Hay que notar que el uso de la función puede necesitar una entrada diferente!
en07000049.vsd
CC RDIF
87CT I2d/I
Función de la 87G/GEN PDIF
T2W PDIF
87T 3Id/I
HZ PDIF
87 IdN
IEC07000049 V1 ES
Figura 1.Aplicación de protección de generador típica con protección diferencial y de respaldode generador, que incluye transformadores de 12 entradas analógicas con tamañode media caja de 19".
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
6 ABB
en07000050.vsd
GI
U
CV GAPC64R Re<
ROV2 PTOV59N UN>
GEN PDIF87G 3Id/I
SA PTUF81 f<
SA PTOF81 f>
SDD RFUF60FL
OEX PVPH24 U/f>
UV2 PTUV27 3U<
OV2 PTOV59 3U>
CV MMXUMeter.
Option
SDE PSDE32N P0->
REG 670*1.1 – B30
Gen Diff + Back-up 24AI
ZMH PDIS21 Z<
LEX PDIS40 F <
GUP PDUP37 P<
GOP PDOP32 P ß
CCS RDIF87CT I2d/I
CV GAPC51/27 U</I>
ROV2 PTOV59N UN>
OC4 PTOC51/67 3I>
CC RBRF50BF 3I> BF
CV GAPC46 I2>
TR PTTR49 Ith
PSP PPAM78 Ucos
SES RSYN25
CV GAPC51V I>/U
PH PIOC50 3I>>
CV GAPC50AE U/I>
CC RPLD52PD PD
OC4 PTOC51/67 3I>
+ RXTTE4
STEF PHIZ59THD U3d/N
T2W PDIF87T 3Id/I
REF PDIF87N IdN/I
Auxiliary Bus
EF4 PTOC51N/67N IN->
OC4 PTOC51/67 3I>
OC4 PTOC51/67 3I>
CC RBRF50BF 3I> BF
EF4 PTOC51N/67N IN->
OC4 PTOC51/67 3I>
Main Protection
Back-up Protection
ROV2 PTOV59N UN>
T3W PDIF87T 3Id/I
CT S
Otras functiones disponibles a partir de la función biblioteca
IEC07000050 V1 ES
Figura 2.Aplicación de protección de generador mejorada con protección diferencial y derespaldo de generador, que incluye transformadores de 24 entradas analógicas contamaño de caja completa de 19". Se pueden activar la protección de deslizamiento depolos opcional y la protección diferencial global.
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ABB 7
en07000051.vsd
GI
U
CV GAPC64R Re<
ROV2 PTOV59N UN>
STEF PHIZ59THD U3d/N
TR PTTR49 Ith
SA PTUF81 f<
CV MMXU
Meter.
EF4 PTOC51N/67N IN->
REF PDIF87N IdN/I
OV2 PTOV59 3U>
T3W PDIF87T 3Id/I
REG 670*1.1 – C30
T2W PDIF87T 3Id/I
ROV2 PTOV59N UN>
Protección del transformador de bloquey y del generador 24AI
CV GAPC46 I2>
OC4 PTOC51/67 3I>
TR PTTR49 Ith
CC RBRF50BF 3I> BF
CT S
SDD RFUF
60FL
SDD RFUF
60FL
ZMH PDIS21 Z<
LEX PDIS40 F <
GUP PDUP37 P<
GOP PDOP32 P ß
PSP PPAM78 Ucos
Option
SA PTOF81 f>
OEX PVPH24 U/f>
UV2 PTUV27 3U<
OV2 PTOV59 3U>
SDE PSDE32N P0->
CV GAPC51/27 U</I>
SES RSYN25
CV GAPC51V I>/U
PH PIOC50 3I>>
CC RPLD52PD PD
OC4 PTOC51/67 3I>
Otras functiones disponibles a partir de la función biblioteca
CV GAPC50AE U/I>
CCS RDIF87CT I2d/I
OC4 PTOC51/67 3I>
OC4 PTOC51/67 3I>
CC RBRF50BF 3I> BF
GEN PDIF87G 3Id/I+ RXTTE4
IEC07000051 V1 ES
Figura 3.Protección de bloqueo que incluye protección de generador y de generador-transformador con transformadores de 24 entradas analógicas y rack completo de19". La aplicación está preparada para cubrir disposiciones hídricas y de turbinasde gas.
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3. Funciones disponibles
ANSI Descripción de funciones Gen Diff +Respaldo 12AI(A20)
Gen Diff +Respaldo 24AI(B30)
Protección detransformador debloque y gen (C30)
Básico Opción(Canti-dad /diseñodeopción)
Básico Opción(Canti-dad /diseñodeopción)
Básico Opción(Canti-dad /diseñodeopción)
Protección diferencial
87T Protección diferencial de transformador, dosdevanados (PDIF)
- 1/A11 - 1/A13 1 -
87T Protección diferencial de transformador, tresdevanados (PDIF)
- - - 1/A13 1 -
87 Protección diferencial de alta impedancia monofásica(PDIF)
- 3/A02 3 - 6 -
87G Protección diferencial de generador (PDIF) 1 - 2 - 2 -
87N Protección de falla a tierra restringida, bajaimpedancia (PDIF)
- - - 1/A01 1 -
Protección de impedancia
21 Protección de distancia de esquema completo,característica mho (PDIS)
3 - 3 - 3 -
21 Elemento de impedancia direccional paracaracterística mho (RDIR)
1 - 1 - 1 -
78 Protección de deslizamiento de polo (PPAM) - 1/B21 - 1/B21 - 1/B21
40 Pérdida de excitación (PDIS) 1 - 2 - 2 -
Protección de corriente
50 Protección de sobreintensidad de fase instantánea(PIOC)
1 - 2 - 2 -
51/67 Protección de sobreintensidad de fase de cuatroetapas (PTOC)
4 - 4 - 4 -
50N Protección de sobreintensidad residual instantánea(PIOC)
1 - 2 - 2 -
51N/67N
Protección de sobreintensidad residual de cuatroetapas (PTOC)
1 - 5 - 5 -
67N Protección direccional sensible de sobreintensidadresidual y de potencia (PSDE)
- 1/C16 - 1/C16 - 1/C16
49 Protección de sobrecarga térmica, dos constantes detiempo (PTTR)
1 - 2 - 3 -
50BF Protección de fallo de interruptor (RBRF) 2 - 4 - 4 -
52PD Protección de discordancia de polo (RPLD) 2 - 2 - 2 -
32U Protección de mínima potencia direccional (PDUP) 2 - 4 - 4 -
32O Protección de máxima potencia direccional (PDOP) 2 - 4 - 4 -
Protección de tensión
27 Protección de subtensión de dos etapas (PTUV) 2 - 2 - 2 -
59 Protección de sobretensión de dos etapas (PTOV) 2 - 2 - 2 -
59N Protección de sobretensión residual de dos etapas(PTOV)
3 - 3 - 3 -
24 Protección de sobreexcitación (PVPH) 1 - 1 - 2 -
60 Protección diferencial de tensión (PTOV) 2 - 2 - 2 -
59THD 100% estator e/f 3er armónico (PHIZ) - 1/D21 1 - 1 -
Protección de frecuencia
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ANSI Descripción de funciones Gen Diff +Respaldo 12AI(A20)
Gen Diff +Respaldo 24AI(B30)
Protección detransformador debloque y gen (C30)
Básico Opción(Canti-dad /diseñodeopción)
Básico Opción(Canti-dad /diseñodeopción)
Básico Opción(Canti-dad /diseñodeopción)
81 Protección de subfrecuencia (PTUF) 3 - 6 - 6 -
81 Protección de sobrefrecuencia (PTOF) 3 - 6 - 6 -
81 Protección de tasa de cambio de la frecuencia (PFRC) 1 - 3 - 3 -
Protección multipropósito
Protección general de corriente y tensión (GAPC) 12 - 12 - 12 -
Supervisión sistema secundario
Supervisión de circuito de corriente (RDIF) 4 - 5 - 5 -
Supervisión de fallo de fusible (RFUF) 2 - 3 - 3 -
Control
25 Comprobación de sincronismo, comprobación deenergización y sincronización (RSYN)
1 - 2 - 2 -
Control de aparatos para hasta 6 bahías, máx. 30aparatos, incl. enclavamiento (APC30)
- 1/H09 - 1/H09 - 1/H09
Lógica
94 Lógica de disparo (PTRC) 2 - 4 - 4 -
Lógica de matriz de disparo (GGIO) 12 - 12 - 12 -
Monitorización
Medidas (MMXU) 6/10/6 - 6/10/6 - 6/10/6 -
Contador de eventos (GGIO) 5 - 5 - 5 -
Informe de perturbaciones (RDRE) 1 - 1 - 1 -
Funciones E/S de comunicación directa del IEC61850(GGIO)
16 16 16
Medida
Lógica de contador de pulsos (GGIO) 16 - 16 - 16 -
Función de cálculo de energía y manejo de lademanda (MMTR)
6 - 6 - 6 -
Comunicación estación
Comunicación IEC61850-8-1 *) 1 - 1 - 1 -
Protocolo de comunicación LON *) 1 - 1 - 1 -
Protocolo de comunicación SPA *) 1 - 1 - 1 -
Protocolo de comunicación IEC60870-5-103 *) 1 - 1 - 1 -
Protocolo de comunicación DNP3.0 para TCP/IP yEIA-485
*) Para utilizarlo, se debe pedir un puerto de hardware opcional adecuado.
Comunicación remota
Transferencia de señal binaria 6 - 6 - 6 -
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10 ABB
4. Funcionalidad
Protección diferencial
Protección diferencial de generador (PDIF,87G)
Un cortocircuito entre las fases de losdevanados del estátor causa normalmentecorrientes de falta muy grandes. Elcortocircuito lleva consigo de daños en elaislamiento, devanados y núcleo del estator.Las grandes corrientes de cortocircuitocausan grandes esfuerzos electromagnéticosque pueden dañar otros componentes de lacentral eléctrica, como la turbina y el ejegenerador-turbina.
Para limitar los daños relacionados con loscortocircuitos de los devanados del estátor, laeliminación de la falta debe ser lo más rápidaposible (instantánea). Si el bloque delgenerador está conectado a la red eléctricacerca de otros bloques de generador, laeliminación rápida de la falta es esencial paramantener la estabilidad transitoria de losgeneradores sanos.
Normalmente la corriente de falta decortocircuito res muy grande; es decir,consuiderablemente más grande que lacorriente nominal del generador. Existe elriesgo de que se produzca un cortocircuitoentre fases próximo al punto neutro delgenerador, causando una corriente de faltarelativamente pequeña. La corriente de faltaproporcionada por el generador tambiénpuede estar limitada debido a la bajaexcitación del generador. Por lo tanto, serequiere que la detección de cortocircuitos defase a fase del generador sea relativamentesensible para detectar pequeñas corrientes defalta.
También es de gran importancia que laprotección de cortocircuito del generador nose desconecte por faltas externas, cuando elgenerador poporcione una corriente de faltagrande.
Para combinar eliminación rápida de falta,sensibilidad y selectividad, la protección
diferencial de corriente del generador sueleser la mejor elección para cortocircuitos delgenerador fase a fase.
La protección diferencial del generadortambién es muy adecuada para proporcionareliminación de falta rápida, sensible yselectiva, cuando se usa para rectancias enderivación y barras pequeñas.
Protección diferencial de transformador(PDIF, 87T)
La función diferencial REx 670 paratransformadores de dos devanados y tresdevanados dispone de compensación degrupo vectorial y concordancia de relacióndel TI interno, cuando la eliminación decorriente de secuencia cero requerida serealiza internamente en el software.
La función puede disponer de hasta seisjuegos trifásicos de entradas de corriente.Todas las entradas de corriente cuentan confunciones de limitación de la polarización enporcentaje, por lo que el REx 670 se puedeutilizar para transformadores de dos o tresdevanados en disposiciones de estaciones deinterruptor múltiple.
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 11
Aplicaciones de 2 devanados
xx05000048.vsd
IEC05000048 V1 ES
Transformadorde potencia de 2devanados
xx05000049.vsd
IEC05000049 V1 ES
Transformadorde potencia de 2devanados condevanadoterciario detriángulo noconectado
xx05000050.vsd
IEC05000050 V1 ES
Transformadorde potencia de 2devanados con 2interruptoresautomáticos enun lado
xx05000051.vsd
IEC05000051 V1 ES
Transformadorde potencia de 2devanados con 2interruptoresautomáticos ydos juegos de TIen ambos lados
Aplicaciones de 3 devanados
xx05000052.vsd
IEC05000052 V1 ES
Transformadorde potencia de 3devanados contodos losdevanadosconectados
xx05000053.vsd
IEC05000053 V1 ES
Transformadorde potencia de 3devanados con 2interruptoresautomáticos ydos juegos de TIen un lado
xx05000057.vsd
IEC05000057 V1 ES
Autotransformador con 2interruptoresautomáticos ydos juegos de TIen 2 de los 3lados
Figura 4.Disposición de los grupos deTI para proteccióndiferencial y demásprotecciones
Las características de ajuste cubren lasaplicaciones de la protección diferencial detodos los tipos de transformadores depotencia y transformadores automáticos cono sin cambiador de tomas en carga así comola reactancia shunt o un alimentador local dela estación. Se incluye una función deestabilización de adaptación para fallasexistentes importantes. Al introducir laposición del cambiador de tomas, el activadorde protección diferencial se puede ajustar enuna sensibilidad óptima que cubra fallasinternas con un nivel bajo de falla.
Se incluye estabilización para extracorrientesde conexión y para condiciones desobreexcitación respectivamente. Se incluyetambién estabilización de adaptación parasaturación del TI y extracorriente deconexión de restablecimiento del sistemapara fallas externas. Se incluye protección decorriente diferencial ilimitada de ajuste alto yrápido para desconexiones de alta velocidada corrientes de fallas internas altas.
La innovadora función de proteccióndiferencial sensible, basada en la teoría decomponentes simétricos, ofrece la mejor
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
12 ABB
cobertura posible para fallas entre espiras dedevanados de transformadores de potencia.
Protección diferencial de alta impedancia(PDIF, 87)
La protección diferencial de alta impedanciapuede utilizarse cuando los núcleos del TIinvolucrados tienenl a misma relación detransformación y características similares demagnetización. Utiliza una suma externa de lacorriente de fases y neutra, una resistencia enserie y una resistencia dependiente de latensión externa al relé.
Protección de falla a tierra restringida(PDIF, 87N)
La función puede utilizarse en todos losdevanados conectados a tierra directamente ode baja impedancia. La función restringida defalta a tierra puede proporcionar mayorsensibilidad (hasta un 5%) y mayor velocidad,ya que mide de manera individual en cadadevanado y de este modo no necesitaestabilización armónica.
La función de baja impedancia es una funciónde porcentaje de tensión diferencialpolarizada, con criterios de comparacióndireccional de corriente de secuencia cero.Esto proporciona una excelente sensibilidad yestabilidad para las faltas existentes. Lafunción permite utilizar distintas relacionesde los TI y distintas características demagnetización, en los núcleos de fase yneutro; y mezclarla con otras funciones e IEDde protección en los mismos núcleos.
Protección de distancia
Medición de distancia de esquemacompleto, característica Mho (PDIS 21)
La protección de distancia de línea mhonumérica es una protección de esquemacompleto de tres zonas para detección derespaldo de fallas de cortocircuito y fallas atierra. Las tres zonas cuentan con medicionesy ajustes totalmente independientes, lo queproporciona una alta flexibilidad para todotipo de líneas.
La moderna solución técnica ofrece untiempo de funcionamiento rápido reducido a¾ ciclos.
La función puede utilizarse como protecciónde respaldo de subimpedancia paratransformadores y generadores.
Impedancia direccional "mho" (RDIR)
Los elementos de impedancia de fase a tierrase pueden supervisar de forma opcionalmediante una función direccional no selectivade fase (no selectiva de fase, ya que se basaen componentes simétricas).
Protección de deslizamiento de polos(PPAM, 78)
La situación de deslizamiento de polos de ungenerador puede causarse por distintasrazones.
Puede producirse un cortocircuito en la redde potencia externa, cerca del generador. Siel tiempo de eliminación de falla esdemasiado largo, el generador se acelerarátanto que no se podrá mantener elsincronismo.
Se producen oscilaciones no amortiguadas enla red eléctrica, donde los grupos degenerador en distintas ubicaciones oscilanunos contra otros. Si la conexión entre losgeneradores es demasiado débil, la magnitudde las oscilaciones aumentará hasta que sepierda la estabilidad angular.
El funcionamiento de un generador condeslizamiento de polos conlleva riesgo dedaños en generador, eje y turbina.
• En cada deslizamiento de polos habrá unimpacto importante de torsión en el ejegenerador-turbina.
• En el funcionamiento asíncrono, habráinducción de corrientes en partes delgenerador que normalmente no llevancorriente, lo que da lugar a unincremento del calentamiento. Comoconsecuencia, se pueden ocasionardaños al aislamiento y al hierro delestator/rotor.
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 13
La función de protección de deslizamiento depolos detecta las condiciones dedeslizamiento de polos y desconecta elgenerador lo antes posible si el lugargeométrico de la impedancia medida estádentro del bloque generador-transformador.Si el centro del deslizamiento de polos estáfuera en la red de potencia, la primera accióndebería ser dividir la red en dos partes,después de la acción de protección de lalínea. Si esto falla, debería funcionar laprotección de deslizamiento de polos delgenerador en la zona 2, para evitar másdaños en el generador, el eje y la turbina.
Pérdida de excitación (PDIS, 40)
Existen límites para la subexcitación de unamáquina sincrónica. Una reducción de lacorriente de excitación debilita elacoplamiento entre el rotor y la red externade energía eléctrica. La máquina podríaperder el sincronismo y empezar a funcionarcomo una máquina de inducción. En estecaso aumentaría el consumo reactivo. Inclusosi la máquina no pierde sincronismo, no esadmisible trabajar en este estado durantemucho tiempo. La subexcitación aumenta lageneración de calor en la región extrema dela máquina sincrónica. El calentamiento localpuede dañar el aislamiento del devanado delestator e incluso el núcleo de hierro.
Para evitar daños al generador, se debedesconectar en caso de subexcitación.
Protección de corriente
Protección instantánea de máximaintensidad de fase (PIOC, 50)
La función instantánea, trifásica, de máximaintensidad tiene un. sobrealcance transitoriobajo y un tiempo de disparo corto parapermitir el uso como función de protecciónde cortocircuito de ajuste alto, con el alcancelimitado a menos del ocho por ciento típicodel transformador , con impedancia de fuentemínima.
Protección de sobreintensidad de fase decuatro etapas (POCM, 51/67)
La función de máxima intensidad de fase, decuatro etapas, tiene un retardo inverso odefinido independiente para cada etapa.
Se encuentran disponibles todas lascaracterísticas de retardo IEC y ANSI juntocon una característica de tiempo opcionaldefinida por el usuario.
La función se puede ajustar para que seadireccional o no direccional de formaindependiente para cada una de las etapas.
Protección, instantánea, de máximaintensidad residual (PIOC, 50N)
La función de máxima intensidad de entradaindividual tiene un bajo sobrealcancetransitorio y un corto tiempo de disparo, parapermitir su uso como protección instantáneade falta a tierra, con el alcance limitado amenos del típico ochenta por ciento de lalínea, con impedancia de fuente mínima. Lafunción puede configurarse para medir laintensidad residual de las entradas decorriente de tres fases o la intensidad de unaentrada de corriente separada.
Protección de sobreintensidad residual decuatro etapas (PTOC, 51N/67N)
La función sobreintensidad residual deentrada individual de cuatro etapas tiene unretardo inverso o definitivo independientepara cada etapa por separado.
Se encuentran disponibles todas lascaracterísticas de retardo IEC y ANSI juntocon una característica opcional definida porel usuario.
Se puede configurar un bloqueo del segundoarmónico de forma individual para cada etapa.
La función puede utilizarse como protecciónprincipal para fallas de fase a tierra.
La función puede utilizarse para proporcionarun respaldo del sistema, por ejemplo, en casode que la protección primaria esté fuera deservicio debido a un fallo de comunicación odel circuito del transformador de tensión.
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El funcionamiento direccional se puedecombinar junto con los bloques decomunicación correspondientes en unesquema de teleprotección permisivo o debloqueo. También está disponible lafuncionalidad de inversión de corriente y deextremo con alimentación débil.
La función puede configurarse para medir laintensidad residual de las entradas decorriente de tres fases o la intensidad de unaentrada de corriente separada.
Protección, direccional, sensible, demáxima intensidad residual y de potencia(PSDE, 67N)
En redes aisladas o en redes con altaimpedancia de puesta a tierra, la corriente defalta a tierra es considerablemente máspequeña que las corrientes de cortocircuito.Además la magnitud de la corriente de faltaes casi independiente de la ubicación deaquélla en la red. La protección puedeseleccionarse para utilizar la componente decorriente residual o la de potendcia residual3U0·3I0·cos j como margnitud defuncionamiento. También hay disponible unaetapa no direccional 3l0 y una etapa disparopor máxima tensión 3Io.
Protección de sobrecarga térmica, dosconstantes de tiempo (PTTR, 49)
Si la temperatura de un transformador/generador de potencia alcanza valoresdemasiado altos, el equipo podría dañarse. Elaislamiento dentro del transformador/generador sufrirá un envejecimiento forzado.Como consecuencia de esto, aumentará elriesgo de fallas internas fase a fase o fase atierra. La alta temperatura empeorará lacalidad del aceite del transformador/generador.
La protección de sobrecarga térmica estima elcontenido de calor interno del transformador/generador (temperatura) de forma continua.Esta estimación se realiza utilizando unmodelo térmico del transformador/generadorcon dos constantes de tiempo, que se basa enmedición de corriente.
Hay disponibles dos niveles de advertencia.Esto permite actuar en la red eléctrica antesde que se alcancen temperaturas peligrosas.Si la temperatura sigue aumentando hasta elvalor de desconexión, la protección inicia ladesconexión del transformador/generadorprotegido.
Protección de fallo de interruptor (RBRF,50BF)
La función contra fallos de los interruptoresautomáticos garantiza la desconexión rápidade respaldo de los interruptores adyacentes.El funcionamiento de la protección de fallode interruptor puede basarse en la corriente,en el contacto o en una combinaciónadaptativa de estos dos principios.
Como criterio de comprobación se utiliza unafunción de comprobación de la corriente conun tiempo de reposición extremadamentecorto para obtener una alta seguridad contraoperaciones innecesarias.
La protección de fallo de interruptor puedeiniciarse en una o tres fases para permitir eluso con aplicaciones de desconexión de unafase. Para la protección de fallo deinterruptor en versión trifásica, el criterio decorriente puede ajustarse para funcionar sólosi se inician dos de las cuatro, por ejemplo,dos fases o una fase más la corriente residual.Esto da mayor seguridad al comando dedisparo de respaldo.
La función puede programarse paraproporcionar un redisparo monofásico otrifásico del propio interruptor para evitar ladesconexión innecesaria de interruptoresadyacentes en un inicio incorrecto debido afallos durante la comprobación.
Protección de discordancia de polos(RPLD, 52PD)
Los interruptores automáticos de un polopueden terminar con los distintos polos endistintas posiciones (abierto-cerrado) debidoa fallos eléctricos o mecánicos. Esto puedecausar corrientes negativas y de secuenciacero, lo que supone un esfuerzo térmico paralas máquinas giratorias y puede causar un
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funcionamiento no deseado de funciones decorriente de secuencia cero o secuencianegativa.
Normalmente, el propio interruptor sedesconecta para corregir las posiciones. Si lasituación lo permite el extremo remotopueden interdesconectarse para eliminar lasituación de carga asimétrica.
La función de discordancia de polos funcionabasándose en información de contactosauxiliares del interruptor automático para lastres fases, con criterios adicionales decorriente de fase asimétrica en caso necesario.
Protección de máxima/mínima potenciadireccional (PDOP, 32) y (PDUP, 37)
Estas dos funciones pueden utilizarse dondese requiera una protección de potencia alta/baja activa, reactiva o aparente, o alarma. Deforma alternativa, se pueden utilizar paracomprobar la dirección del flujo de potenciaactiva o reactiva en la red eléctrica. Existennumerosas aplicaciones en las que serequiere esta funcionalidad. Algunas de ellasson:
• detección de flujo de potencia activainvertida
• detección de flujo de potencia reactiva alta
Cada función tiene dos etapas con retardodefinitivo. También se pueden ajustar lostiempos de reposición para cada etapa.
Protección de tensión
Protección, de dos etapas, de mínimatensión (PTUV, 27)
En la red de energía eléctrica puede habermínima tensión durante fallas o condicionesanormales. La función puede utilizarse paraabrir interruptores automáticos paraprepararse para la restauración del sistema encaso de fallo de tensión o como respaldoretardado de larga duración para protecciónprimaria.
La función tiene dos etapas de tensión, cadauna con retardo inverso o definitivo.
Protección, de dos etapas, de máximatensión (PTOV, 59)
En la red eléctrica se producensobretensiones durante condicionesanormales, como pérdida repentina depotencia, fallos de regulación del cambiadorde toma o extremos de línea abiertos enlíneas largas.
La función puede utilizarse como detector deextremos de línea abiertos, normalmentecombinada con la función de máximapotencia reactiva direccional, o comosupervisión de la tensión de la red,proporcionando normalmente sólo unaalarma o activando bobinas de inductancia odesactivando baterías de condensadores paracontrolar la tensión.
La función tiene dos etapas de tensión, cadauna con retardo inverso o definitivo.
La función de máxima tensión tiene una tasade reposición extremadamente alta parapermitir la configuración próxima a la tensiónde servicio del sistema.
Protección, de dos etapas, de máximatensión residual (PTOV, 59N)
La tensión residual aparece en la red deenergía eléctrica durante fallas a tierra.
La función puede configurarse para calcularla tensión residual desde los transformadoresde entrada de tensión de tres fases o desdeun transformador de entrada de tensión deuna fase alimentado desde un transformadorde tensión de punto neutro o de triánguloabierto.
La función tiene dos etapas de tensión, cadauna con retardo inverso o definitivo.
Protección de máxima excitación(PVPH, 24)
Cuando el núcleo laminado de untransformador de potencia o generador estásujeto a una densidad de flujo magnético pordebajo de sus límites de diseño, el flujo dedispersión fluirá en los componentes nolaminados no diseñados para llevar flujo ycausará corrientes parásitas al flujo. Las
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corrientes parásitas pueden causar uncalentamiento excesivo y daños graves alaislamiento y a las partes adyacentes en untiempo relativamente corto. La función tienecurva de funcionamiento inverso ajustable yetapa de alarma independiente.
Protección diferencial de tensión (PTOV,60)
Hay disponible una función de supervisióndiferencial de tensión. Ésta compara lastensiones de dos juegos trifásicos detransformadores de tensión y tiene una etapade alarma sensible y una etapa de disparo. Sepuede utilizar para supervisar la tensión dedos grupos de fusibles o dos fusibles paratransformadores de tensión distintos comouna función de supervisión de fusibles/MCB.
El 95% y 100% culpa del estator tierra deprotección basado en el 3 ° armónico
La falla a tierra del estator es un tipo de fallacon un índice de falla relativamente alto. Lossistemas de generador normalmente tienenpuesta a tierra de alta impedancia, es decir,puesta a tierra a través de resistor de puntoneutro. Este resistor normalmente estádimensionado para dar una corriente de fallaa tierra en el margen 5 – 15 A en caso defalla a tierra continua directamente en elterminal de alta tensión del generador. Lascorrientes de falla a tierra relativamentepequeñas producen mucho menos esfuerzotérmico y mecánico en el generador, encomparación con los cortocircuitos. Decualquier modo, las fallas a tierra en elgenerador deben detectarse y el generadordebe desconectarse, aunque se puedapermitir un tiempo de falla mayor comparadocon los cortocircuitos.
En el funcionamiento normal sin fallas de launidad de generación, la tensión de puntoneutro está próxima a cero y no hay flujo decorriente de secuencia cero en el generador.Cuando aparece una falla de fase a tierra, latensión de punto neutro aumenta y hay unflujo de corriente a través de la resistencia depunto neutro.
Para detectar una falla a tierra en losdevanados de una unidad de generación sepuede utilizar un relé de sobretensión depunto neutro, un relé de sobreintensidad depunto neutro, un relé de sobretensión desecuencia cero o una protección diferencialresidual. Estos esquemas de protección sonsencillos y han funcionado bien durantemuchos años. Sin embargo, estos esquemassimples protegen como máximo sólo el 95%del devanado del estator. Dejan sinprotección el 5% del extremo neutro. Encondiciones desfavorables, la zona ciega sepuede extender al 20% del neutro.
El 95% de la falla a tierra del estatornormalmente mide el componente de tensiónde frecuencia fundamental en el punto neutrodel generador y funciona cuando excede elvalor preestablecido. Utilizando estaprotección principal de falla a tierra se puedeproteger aproximadamente el 95% deldevanado del estator. Para proteger el último5% del devanado del estator próximo alextremo neutro se puede ejecutar la mediciónde tensión del tercer armónico. En REG 670se puede proporcionar el principiodiferencial de tercer armónico o principio desubtensión de tercer armónico de puntoneutro. La combinación de estos dosprincipios de medición proporcionacobertura para el devanado completo delestator frente a fallas a tierra.
Falla a tierra del rotor (GAPC, 64R)
El devanado de campo, incluido el devanadodel rotor y el equipo de excitación nogiratorio, siempre está aislado de las partesmetálicas del rotor. La resistencia deaislamiento es alta si el rotor se refrigera conaire o con hidrógeno. La resistencia deaislamiento es mucho más baja si eldevanado del rotor se refrigera con agua.Esto es válido incluso cuando el aislamientoestá intacto. Un fallo en el aislamiento delcircuito de campo dará lugar a una ruta deconducción del devanado de campo a tierra.Esto significa que el fallo causa una falla atierra de campo.
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El circuito de campo de un generadorsincrónico normalmente no está puesto atierra. Por lo tanto, una sola falla a tierra enel devanado de campo causará sólo unacorriente de falla pequeña. De este modo, lafalla a tierra no produce ningún daño algenerador. Además, no afectará de ningúnmodo al funcionamiento de una unidad degeneración. Sin embargo, la existencia de unasola falla a tierra aumenta el esfuerzoeléctrico en otros puntos en el circuito decampo. Estos significa que el riesgo de unasegunda falla a tierra en otro punto deldevanado de campo aumentaconsiderablemente. Una segunda falla a tierracausará un cortocircuito de campo con gravesconsecuencias.
La protección de falla a tierra del rotor sebasa en la inyección de una tensión CA alcircuito de campo aislado. Si no hay fallas, nohabrá flujo de corriente asociado a estatensión inyectada. Si se produce una falla atierra del rotor, esta condición será detectadapor la protección de falla a tierra del rotor.Dependiendo de la filosofía del propietariodel generador, este estado operativo seindicará mediante alarma y/o el generador sedesconectará.
Protección de frecuencia
Protección de mínima frecuencia (PTUF,81)
La subfrecuencia ocurre como resultado defalta de generación en la red.
La función se puede utilizar para sistemas derechazo de carga, esquemas de medidascorrectivas, arranque de turbinas de gas, etc.
La función dispone de un bloqueo pormínima tensión. El funcionamiento se puedebasar en medición de tensión monofásica,fase a fase o de secuencia positiva.
Protección de de máxima frecuencia(PTOF, 81)
La sobrefrecuencia tiene lugar en caso decaídas repentinas de la carga o faltas paraleloen la red eléctrica. En algunos casos, los
problemas del regulador de generacióntambién pueden provocar sobrefrecuencia.
La función puede utilizarse para rechazo degeneración, esquemas de medidascorrectivas, etc. También se puede utilizarcomo una etapa de frecuencia subnominal deinicio de restauración de cargas.
La función dispone de un bloqueo pormínima tensión. El funcionamiento se puedebasar en medición de tensión monofásica,fase a fase o de secuencia positiva.
Protección de la variación de la frecuenciarespecto al tiempo (PFRC, 81)
La función tasa de cambio de la frecuenciaproporciona una indicación anticipada de unaperturbación principal en el sistema.
La función se puede utilizar para rechazo degeneración, rechazo de carga, esquemas demedidas correctivas, etc.
La función dispone de un bloqueo pormínima tensión. El funcionamiento se puedebasar en medición de tensión monofásica,fase a fase o de secuencia positiva.
Cada etapa puede diferenciar entre cambiode frecuencia positivo o negativo.
Protección multipropósito
Protección general de corriente y tensión(GAPC)
El módulo de protección se recomienda comoprotección de respaldo general con muchasáreas de aplicación posibles por suscaracterísticas flexibles de medición yconfiguración.
La característica de protección desobreintensidad integrada tiene dos nivelesde corriente ajustables. Ambos puedenutilizarse con característica de tiempodefinitivo o inverso. Las etapas de protecciónde sobreintensidad pueden hacersedireccionales con una cantidad depolarización de tensión que se puedeseleccionar. Además, pueden tener control/restricción de tensión y/o corriente. Lacaracterística de restricción del 2º armónico
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también está disponible. Con una tensión depolarización demasiado baja, la característicade sobreintensidad se puede bloquear, sepuede hacer no direccional o se le puedepedir que utilice memoria de tensión segúnuna configuración de parámetros.
Además, dentro de cada función haydisponibles dos etapas de sobretensión y dosde subtensión, cada una de ellas concaracterística de tiempo definitivo o inverso.
La función general es adecuada paraaplicaciones con subimpedancia y solucionesde sobreintensidad con control de tensión. Lafunción general también puede utilizarse paraaplicaciones de protección de generador-transformador en las que se requierennormalmente componentes positivos,negativos o de secuencia cero de magnitudesde corriente y tensión.
La supervisión del sistemasecundario
Supervisión de circuito de corriente (RDIF)
Los núcleos de transformadores de corrienteabiertos o en cortocircuito pueden provocarun funcionamiento no deseado de muchasfunciones de protección, como funciones decorriente diferencial, de falla a tierra y decorriente de secuencia negativa.
Se debe recordar que un bloqueo de lasfunciones de protección en un circuito TIabierto existente hará que la situaciónpermanezca y que tensiones extremadamentealtas afecten al circuito secundario.
La función de supervisión del circuito decorriente compara la corriente residual de unjuego trifásico de núcleos de transformadoresde intensidad con la corriente de puntoneutro en una entrada separada tomada deotro juego de núcleos en el transformador deintensidad.
La detección de una diferencia indica unafalla en el circuito y se usa como alarma opara bloquear funciones de protección quedarían lugar a una desconexión no deseada.
Supervisión de fallo de fusible (RFUF)
Los fallos en los circuitos secundarios deltransformador de tensión pueden causar unfuncionamiento no deseado de protección dedistancia, protección de mínima tensión,protección de tensión de punto neutro,función de energización (comprobación desincronismo) etc. La función de supervisiónde fallo de fusible evita tales funcionamientosno deseados.
Existen tres métodos para detectar fallos defusible.
El método basado en detección de tensión desecuencia cero sin ninguna corriente desecuencia cero. Es un principio útil en unsistema directamente a tierra y puededetectar fallos de fusible de una o dos fases.
El método basado en detección de tensión desecuencia negativa sin ninguna corriente desecuencia negativa. Es un principio útil en unsistema no directamente a tierra y puededetectar fallos de fusible de una o dos fases.
El método basado en detección de du/dt-di/dt, donde un cambio de la tensión secompara con un cambio de la corriente. Sólolos cambios de tensión significan una falladel transformador de tensión. Este principiopuede detectar fallos de fusible de una, dos otres fases.
Control
Sincronización, comprobación desincronismo comprobación de sincronismoy comprobación de energización (RSYN, 25)
La función de sincronización permite cerrarredes asíncronas en el momento adecuado,incluyendo el tiempo de cierre delinterruptor. Así, los sistemas puedenreconectarse tras un reenganche automático ocierre manual, lo que mejora la estabilidad dela red.
La función comprobación de sincronismocomprueba que las tensiones en ambos ladosdel interruptor automático están ensincronismo, o con al menos un lado inactivo
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para asegurar que el cierre se puede realizarde forma segura.
La función incluye un esquema de selecciónde tensión integrado para disposiciones condos juegos de barras y un interruptor ymedio o de barra en anillo.
El cierre manual y el reenganche automáticose pueden comprobar mediante la función ypueden tener distintas configuraciones.
Se proporciona una función de sincronizaciónpara los sistemas en funcionamientoasíncrono. El objetivo principal de la funciónde sincronización es proporcionar un cierrecontrolado de los interruptores automáticoscuando se van a conectar dos sistemasasíncronos. Esto se utiliza para lasfrecuencias de deslizamiento mayores que lasde la comprobación de sincronismo ymenores que un nivel máximo establecidopara la función de sincronización.
Contol de apartos APC
El control de aparatos es una función para elcontrol y la supervisión de interruptoresautomáticos, seccionadores y conmutadoresde puesta a tierra dentro de una bahía. Se dapermiso para el funcionamiento tras laevaluación de las condiciones desde otrasfunciones como enclavamiento,comprobación de sincronismo, selección depuesto de operador y bloqueos externos ointernos.
Conmutador giratorio lógico paraselección de funciónes y presentaciónLHMI (SLGGIO)
El bloque funcional SLGGIO (o bloquefuncional conmutador selector) se utilizadentro de la herramienta CAP para obteneruna funcionalidad de conmutador selectorsimilar a la proporcionada por unconmutador selector de "hardware". Losconmutadores selectores de "hardware"suelen utilizarse en utilidades para tenerdistintas funciones operando con valorespreestablecidos. Sin embargo, losconmutadores de "hardware" requierenmantenimiento regular, son origen de una
menor fiabilidad del sistema y de un mayorvolumen de compras. Los conmutadoresselectores virtuales eliminan todos estosproblemas.
Miniconmutador selector (VSGGIO)
El bloque funcional VSGGIO (o bloquefuncional de conmutador versátil) es unafunción polivalente utilizada dentro de laherramienta CAP para una variedad deaplicaciones, como conmutador de usogeneral.
El conmutador puede controlarse desde elmenú o desde un símbolo en el SLD de laLHMI.
Control genérico de 8 señales simples(SPC8GGIO)
El bloque funcional SC es un conjunto de 8ordenes simples diseñados de un solo puntodiseñados para recibir ordenes desde partesREMOTAS (SCADA) o LOCALES (HMI) en laspartes de la configuración lógica que nonecesitan bloques funcionales complicadosque tengan la capacidad de recibir ordenes(por ejemplo SCSWI). De este modo, sepueden enviar ordenes simples directamentea las salidas de IED sin confirmación. Sesupone que la confirmación (estado) delresultado de las ordenes se obtiene por otrosmedios, como entradas binarias y bloquesfuncionales SPGGIO.
Lógica
Lógica de disparo (PTRC, 94)
Se proporciona un bloque funcional para eldisparo de protección para cada interruptorautomático involucrado en la desconexión dela falla. Éste proporciona prolongación delpulso para asegurar un pulso de disparo delongitud suficiente, así como toda lafuncionalidad necesaria para una cooperacióncorrecta con funciones de reenganche.
El bloque funcional de disparo incluyefuncionalidad para fallas evolutivas ydesconexión de interruptores.
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Lógica de matriz de disparo (GGIO)
En el IED se incluyen doce bloques lógicosde matriz de disparo. Los bloques funcionalesse utilizan en la configuración del IED paraenviar señales de disparo u otras señales desalida lógicas a los distintos relés de salida.
La matriz y las salidas físicas se visualizaránen la utilidad de ingeniería PCM 600. Estopermitirá al usuario adaptar las señales a lassalidas de disparo físicas según lasnecesidades específicas de la aplicación.
Bloques lógicos configurables
El usuario dispone de un número de bloqueslógicos y temporizadores para adaptar laconfiguración a las necesidades específicas dela aplicación.
Bloque funcional de señales fijas
El bloque funcional de señales fijas genera unnúmero de señales preestablecidas (fijas) quepueden utilizarse en la configuración de unIED, tanto para forzar las entradas noutilizadas en los otros bloques funcionales aun determinado nivel/valor, como para crearuna cierta lógica.
Supervisión
Medidas (MMXU)
La función valor de servicio se utiliza paraobtener información en línea del IED. Estosvalores de servicio permiten mostrarinformación en línea en la HMI local y en elsistema de automatización de subestacionesacerca de:
• tensiones medidas, corrientes,frecuencia, potencia activa, reactiva yaparente y factor de potencia,
• fasores primario y secundario,• corrientes diferenciales, corrientes de
polarización,• contadores de eventos
• valores medidos y otra información delos distintos parámetros para lasfunciones incluidas,
• valores lógicos de todas las entradas ysalidas binarias e
• información general del IED.
Supervisión de señales de entradas en mA(MVGGIO)
El objetivo principal de la función es medir yprocesar señales de diferentes transductoresde medida. Muchos dispositivos usados en elcontrol de procesos representan variosparámetros como, por ejemplo, frecuencia,temperatura y tensión de batería CC comovalores de corriente bajos, normalmente en elmargen 4-20 mA o 0-20 mA.
Los límites de alarma se pueden ajustar yusar como iniciadores, por ejemplo, paragenerar señales de desconexión o alarma.
La función requiere que el IED esté equipadocon el módulo de entrada mA.
Contador de eventos (GGIO)
Esta función consta de seis contadores que seutilizan para almacenar el número de vecesque se activa cada entrada de contador.
Informe de perturbaciones (RDRE)
Las funciones de información deperturbaciones son las que permiten obtenerdatos completos y fidedignos de lasperturbaciones en el sistema primario y/osecundario junto con un registro continuo deeventos.
El informe de perturbaciones, que se incluyesiempre en el IED, captura una muestra delos datos de todas las entradas analógicas yseñales binarias seleccionadas que esténcconectadas al bloque funcional; es decir, deun máximo de 40 señales analógicas y 96señales binarias.
Los informes de perturbaciones incluyenvarias funciones bajo un mismo nombre:
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• Lista de eventos (EL)• Indicaciones(IND)• Registrador de eventos (ER)• Registrador de valores de disparo (TVR)• Registrador de perturbaciones (DR)
Estas funciones se caracterizan por una granflexibilidad en cuanto a la configuración,condiciones de arranque, tiempos de registroy gran capacidad de almacenamiento.
Una perturbación se puede definir como laactivación de una entrada, en los bloquesfuncionales DRAx o DRBy, que estáconfigurada para iniciar el registrador deperturbaciones. En el registro se incluirántodas las señales, desde el inicio del períodoprevio a la falta hasta el final del períodoposterior a la misma.
Todos los registros del informe deperturbaciones se guardan en el IED enformato normalizado Comtrade. Lo mismosucede con todos los eventos, que se vanguardando continuamente en una memoriaintermedia. La interfaz persona-máquina local(LHMI) se utiliza para obtener información delos registros; pero también se pueden leer losarchivos de informes de perturbaciones desdeel PCM 600 (Administrador de IED deprotección y control) y realizar análisisadicionales con la herramienta de gestión deperturbaciones.
Lista de eventos Secuencia de eventos(RDRE)
Un registro continuo de eventos resulta útilpara la supervisión del sistema desde unaperspectiva general y es un complemento delas funciones del registrador deperturbaciones específicas.
La lista de eventos registra todas las señalesde entradas binarias conectadas con lafunción de informe de perturbaciones. Lalista puede contener hasta 1000 eventos decronología absoluta guardados en unamemoria intermedia.
Indicaciones (RDRE)
Para obtener información rápida, concisa yfiable sobre las perturbaciones en el sistemaprimario y/o secundario, es importante saber,por ejemplo, las señales binarias que hancambiado de estado durante la perturbación.La información se utiliza en una perspectivacorta para obtener información mediante laLHMI de una forma directa.
Hay tres LED en la LHMI (verde, amarillo yrojo),que muestran el estado del IED y lafunción de información de perturbaciones(activada).
La lista de indicaciones muestra todas lasseñales binarias, de entrada, seleccionadas,conectadas a la funcion de información deperturabaciones, que han cambiado de estadodurante una perturbación.
Registrador de eventos (RDRE)
Es fundamental contar con una informaciónrápida, completa y fiable sobre lasperturbaciones existentes en el sistemaprincipal o en el secundario (por ejemplo,eventos de cronología absoluta registradosdurante las perturbaciones). Esta informaciónse utiliza para distintos fines a corto plazo(por ejemplo, acciones correctivas) y a largoplazo (por ejemplo, análisis funcionales).
El registrador de eventos registra todas lasseñales de entradas binarias, de entrada,seleccionadas, conectadas a la función deinformación de perturbaciones. Cada registropuede contener hasta 150 eventos decronología absoluta.
La información del registrador de eventos sepuede utilizar localmente en el IED para lasperturbaciones.
La información de registro de eventos es unaparte integrada del registro de perturbaciones(archivo Comtrade).
Registrador de valores de disparo (RDRE)
La información sobre los valores previos a lafalta y durante la falta, de la corriente y la
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tensión, son imprescindibles para laevaluación de la perturbación.
El registrador de valor de disparo calcula losvalores de todas las señales de entrada,analógicas, seleccionadas, conectadas a lafunción de información de perturbaciones. Elresultado es la magnitud y el ángulo de fase,antes y durante la falta, para cada señal deentrada analógica.
La información del registrador de valor dedisparo se puede utilizar localmente en elIED para las perturbaciones.
La información del registrador de valores dedisparo es una parte intergrante del registrode perturbaciones (archivo Comtrade).
Registrador de perturbaciones (RDRE)
La función del registrador de perturbacionesproporciona una información rápida,completa y fiable sobre las perturbaciones enla red eléctrica. Facilita la comprensión delcomportamiento del sistema y de los equiposprimario y secundario asociados, durante ydespués de una perturbación. La informaciónregistrada se utiliza para diferentes fines enuna perspectiva corta (p. ej., accionescorrectivas) y en una perspectiva larga (p. ej.,análisis funcional).
El registrador de perturbaciones adquieremuestras de datos de todas las señalesseleccionadas de entrada, analógicas ybinarias, seleccionadas, conectadas a lafunción de información de perturbaciones(máximo 40 señales analógicas y 96 señalesbinarias). Las señales binarias son las mismasseñales que están disponibles en la funciónde registro de eventos.
La función se caracteriza por una granflexibilidad y no depende de la actuación delas funciones de protección. Puede registrarperturbaciones no detectadas por funcionesde protección.
La información del registrador deperturbaciones sobre las últimas 100perturbaciones se guarda en el IED y se usala interfaz local persona-máquina (LHMI)para ver la lista de registros.
Función de eventos (EV)
Al utilizar un sistema de automatización desubestaciones con comunicación LON o SPA,los eventos de cronología absoluta se puedenenviar en cambios o de forma cíclica desde elIED hasta el nivel de estación. Estos eventosse crean desde cualquier señal disponible enel IED, conectada al bloque de la fiunción deeventos. El bloque de la función de eventosse utiliza para comunicación LON y SPA.
Los valores analógicos y de doble indicacióntambién se transfieren a través del bloque deeventos.
Bloque de expansión de valor medido
Las funciones MMXU (SVR, CP y VP), MSQI(CSQ y VSQ) y MVGGIO (MV) disponen defuncionalidad de supervisión de medida.Todos los valores medidos se puedensupervisar con cuatro límites ajustables: límitebajo-bajo, límite bajo, límite alto y límite alto-alto. El bloque de expansión de valor medido(XP) se ha introducido para poder traducir laseñal de salida de tipo entero de funcionesde medida a 5 señales binarias: por debajodel límite bajo-bajo, por debajo del límitebajo, normal, por encima del límite alto-alto opor encima del límite alto. Las señales desalida se pueden utilizar como condicionesen la lógica configurable.
Medición
Lógica del contador de pulsos (GGIO)
La función lógica de contador de pulsoscuenta los pulsos binarios generados deforma externa, por ejemplo, los pulsos queproceden de un contador de energía externo,para el cálculo de los valores de consumo deenergía. Los pulsos son capturados por elmódulo de entradas binarias y leídos acontinuación, mediante la función derecuento de pulsos. Hay disponible un valorde servicio a escala mediante el "bus" desubestación. Debe pedirse el módulo especialde entradas binarias, con capacidad mejoradade recuento de pulsos, en orden a obteneresta funcionalidad.
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Medida de energía y gestión de demandas(MMTR)
Las salidas de la función de medida (MMXU)se pueden utilizar para calcular la energía.Los valores activos y reactivos se calculan enla dirección de importación y exportaciónrespectivamente. Los valores se pueden leer ogenerar como pulsos. Los valores de potenciade máxima demanda también se calculan conesta función.
Las funciones básicas del IED
Sincronización horaria
Utilice el selector de fuente de sincronizaciónhoraria para seleccionar una fuente común detiempo absoluto para el IED cuando éste seaparte de de protección. Esto hace posible lacomparación de eventos y datos deperturbaciones entre todos los IED en unsistema SA.
Interfaz persona-máquina
La interfaz persona-máquina local estádisponible en un modelo de tamaño pequeñoy uno de tamaño medio. La principaldiferencia entre los dos es el tamaño de laLCD. La LCD de tamaño pequeño puedemostrar siete líneas de texto y la LCD detamaño medio puede mostrar el diagramaunifilar con hasta 15 objetos en cada página.
Se pueden definir hasta 12 páginas de SLDdependiendo de la capacidad del producto.
La interfaz persona-máquina local estáequipada con una LCD que puede mostrar eldiagrama unifilar con hasta 15 objetos.
La interfaz persona-máquina local es simple yfácil de comprender; toda la placa frontal estádividida en zonas, cada una de ellas con unafuncionalidad bien definida:
• LED de indicación de estado• LED de indicación de alarma que consta
de 15 LED (6 rojos y 9 amarillos) conuna etiqueta que puede imprimir el
usuario. Todos los LED se puedenconfigurar con la herramienta PCM 600
• Pantalla de cristal líquido (LCD)• Teclado con botones para fines de
control y navegación, conmutador paraseleccionar entre control local y remoto,y reposición
• Un puerto de comunicación RJ45 aislado
IEC07000083 V1 ES
Figura 5.Ejemplo de HMI gráfica mediana
Comunicación de la estación
Información general
Cada IED está provisto de una interfaz decomunicación que le permite conectarse auno o varios sistemas de nivel desubestación, ya sea en el "bus" deAutomatización de Subestación (SA) o en el"bus" de Supervisión de Subestación (SM).
Están disponibles los siguientes protocolos decomunicación:
• Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1• Protocolo de comunicación LON• Protocolo de comunicación SPA o IEC
60870-5-103• Protocolo de comunicación DNP3.0
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
24 ABB
En teoría, se pueden combinar variosprotocolos en el mismo IED.
Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1
Se proporcionan puertos Ethernet ópticosúnicos o dobles para la nueva norma decomunicación de subestaciones IEC61850-8-1para el "bus" de estación. IEC61850-8-1permite que dispositivos inteligentes (IED) dedistintos proveedores intercambieninformación, y simplifica la ingeniería SA. Lacomunicación punto a punto según GOOSEforma parte de la norma. Permite la lecturade archivos de perturbaciones.
Comunicación en serie, LON
Las subestaciones existentes con "bus" desubestación, LON, de ABB, se puedenampliar con el uso de la interfaz LON óptica.Esto permite total funcionalidad del SA,incluyendo mensajería punto a punto ycooperación entre IED existentes de ABB y elnuevo IED 670.
Protocolo de comunicación SPA
Se proporciona un puerto simple de vidrio ode plástico para el protocolo SPA de ABB.Esto permite extensiones de sistemas deautomatización de subestaciones simples,pero su uso principal es para sistemas desupervisión de subestaciones SMS.
Protocolo de comunicación IEC60870-5-103
Se proporciona un puerto simple de vidrio ode plástico para el estándar IEC60870-5-103.Esto permite el diseño de sistemas deautomatización de subestaciones simples,incluyendo equipos de distintos proveedores.Permite la lectura de archivos deperturbaciones.
Protocolo de comunicación DNP3.0
Para la comunicación DNP3.0 hay disponibleun puerto RS485 eléctrico y un puertoEthernet óptico. Para la comunicación conRTU, pasarelas o sistemas HMI seproporciona comunicación DNP3.0 nivel 2
con eventos no solicitados, sincronización detiempo e informe de perturbaciones.
Mando simple, 16 señales
Los IED pueden recibir órdenes tanto de unsistema de automatización de subestacionescomo de la interfaz, local, persona-máquina,LHMI. El bloque funcional de órdenes tienesalidas que pueden utilizarse, por ejemplo,para controlar aparatos de alta tensión o paraotra funcionalidad definida por el usuario.
Comando múltiple y transmisión
Cuando se utilizan IED 670 en sistemas deautomatización de subestaciones conprotocolos de comunicación LON, SPA oIEC60870-5-103 se usan los bloquesfuncionales Evento y Comando múltiplecomo interfaz de comunicación paracomunicación vertical con HMI de estación ypasarela; y como interfaz para comunicaciónpunto a punto horizontal (sólo con LON).
La comunicación a remoto
Transferencia de señales analógicas ybinarias al extremo remoto
Se pueden intercambiar tres señalesanalógicas y ocho binarias entre dos IED.Esta funcionalidad se utiliza principalmentepara la protección diferencial de línea. Sinembargo, también puede utilizarse en otrosproductos. Un IED se puede comunicar conhasta 4 IED remotos.
Transferencia de señales binarias alextremo remoto, 192 señales
Si el canal de comunicación se utilizasolamente para la transferencia de señalesbinarias, se pueden intercambiar hasta 192señales binarias entre dos IED. Por ejemplo,esta funcionalidad puede utilizarse paraenviar información como estado de laaparamenta de conexión primaria o señalesde teledisparo al IED remoto. Un IED sepuede comunicar con hasta 4 IED remotos.
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 25
Módulo de comunicación de datos delínea, intervalo corto y largo (LDCM)
El módulo de comunicación de datos de línea(LDCM) se utiliza para la comunicación entrelos IED situados a distancias <90 km o desdeel IED al convertidor de óptico a eléctricocon interfaz G.703 o G.703E1 situados a unadistancia <3 km. El módulo LDCM envía yrecibe los datos, hacia y desde otro móduloLDCM. Se utiliza el formato estándar IEEE/ANSI C37.94.
5. Descripción del"hardware"
Módulos de "hardware"
Módulo de alimentación (PSM)
El módulo de alimentación se utiliza paraproporcionar las tensiones internasadecuadas y un aislamiento completo entre elterminal y el sistema de alimentación. Sepuede utilizar una salida de alarma de fallosinterna.
Módulo de entradsa binarias (BIM)
El módulo de entradas binarias tiene 16entradas aisladas ópticamente y estádisponible en dos versiones: unaconvencional; y una con capacidad mejoradade recuento de pulsos, en las entradas, parautilizarse con esta última función. Lasentradas binarias se pueden programarlibremente y utilzar como señales lógicas deentrada en cualquier función. También sepueden incluir en el registro deperturbaciones y en el registro de eventos.Esto permite una amplia supervisión yevaluación del funcionamiento del IED y detodos los circuitos eléctricos asociados.
Módulos de salidas binarias (BOM)
El módulo de salida binaria tiene 24 relés desalida independientes y se utiliza para la
salida de disparo o para cualquierseñalización.
Módulo de salidas binarias estáticas (SOM)
El módulo de salidas binarias estáticas tieneseis salidas estáticas rápidas; y seis relés desalida conmutada, para aplicaciones querequieran alta velocidad.
Módulo de entradas/salidas binarias (IOM)
El módulo de entradas/salidas binarias seutiliza cuando se necesitan sólo unos pocoscanales de entrada y salida. Los diez canalesde salida estándar se utilizan para salida dedisparo o para cualquier señalización. Losdos canales de salida de señal de altavelocidad se utilizan para aplicaciones en lasque es esencial un tiempo de funcionamientocorto. Ocho entradas binarias aisladasópticamente ofrecen la información requeridade entradas binarias.
Módulo de entradas en mA (MIM)
El módulo de entradas en mA se utiliza deinterfaz para las señales de los transductores,en el intervalo de -20 a +20 mA; por ejemplolas de los transductores de posición de losOLTC, de los de temperatura o de los depresión. El módulo tiene seis canalesindependientes, separados galvánicamente.
Módulo Ethernet óptico (OEM)
El módulo Ethernet, rápido, óptico, se utilizapara conectar un IED a los "buses" decomunicación (como el de subestación), queutilizan el protocolo IEC 61850-8-1. Elmódulo dispone de uno o dos puertosópticos con conectores ST.
Módulo de comunicación serie SPA/IEC60870-5-103 y LON (SLM)
El módulo de canal en serie óptico y canalLON se utiliza para conectar un IED a lacomunicación que utiliza SPA, LON oIEC60870–5–103. El módulo tiene dos puertosópticos para plástico/plástico, plástico/vidrioo vidrio/vidrio.
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
26 ABB
Módulo de comunicación de datos de línea(LDCM)
El módulo de comunicación de datos de línease utiliza para transferencia de señalesbinarias. Cada módulo tiene un puertoóptico, uno por cada extremo remoto con elque se comunica el IED.
Hay disponibles tarjetas alternativas paraintervalo medio (1310 nm monomodo) eintervalo corto (900 nm multimodo).
Módulo de comunicación serie RS485galvánico
El módulo galvánico de comunicación serieRS485 se utiliza como alternativa a lacomunicación DNP3.0.
Módulo de sincronización horaria con GPS(GSM)
Este módulo incluye el receptor de GPSutilizado para sincronización horaria. El GPStiene un contacto SMA para conexión a antena.
Módulo de sincronización de tiempo IRIG-B
El módulo de sincronización de tiempo IRIG-B se utiliza para una sincronización detiempo precisa del IED desde un reloj deestación.
Conexión eléctrica (BNC) y óptica (ST) paracompatibilidad con IRIG-B 0XX y 12X.
Módulo transformadores de entrada (TRM)
El módulo de entrada de transformador seutiliza para separar galvánicamente ytransformar las corrientes y tensionessecundarias generadas por lostransformadores de medida. El módulo tienedoce entradas, en distintas combinaciones deentradas de corriente y tensión.
Se pueden pedir conectores alternativos, detipo anillo o de tipo compresión.
Unidad de resistencia de alta impedancia
Se encuentran disponibles, dos unidades dealta impedancia, monofásica y trifásica, conresistencias para configuración del valor dedetección, así como con resistenciasdependientes de la tensión. Ambas se montanen placa de aparatos de 1/1 19 pulgadas conterminales de tipo compresión.
Disposición y dimensiones
Dimensiones
xx05000003.vsd
CB
E
F
A
D
IEC05000003 V1 ES
Figura 6.Caja 1/2 x 19” con cubierta posterior
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 27
xx05000004.vsd
IEC05000004 V1 ES
Figura 7.Montaje adyacente
Tamaño de caja A B C D E F
6U, 1/2 x 19” 265.9 223.7 201.1 242.1 252.9 205.7
6U, 1/1 x 19” 265.9 448.1 201.1 242.1 252.9 430.3
(mm)
Alternativas de montaje
Están disponibles las siguientes alternativasde montaje (protección IP40 desde la partefrontal):
• Kit de montaje en rack de 19”• Kit de montaje mural
Consulte en el pedido las distintasalternativas de montaje disponibles.
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
28 ABB
6. Diagramas de conexión
Tabla 1. Designaciones para caja 1/2 x 19” con 1 ranura TRM
IEC1MRK002801-AB02-BG V1 ES
Módulo Posiciones posteriores
PSM X11
BIM, BOM, SOM o IOM X31 y X32 etc. a X51 y X52
BIM, BOM, SOM, IOM oGSM
X51, X52
SLM X301:A, B, C, D
IRIG-B 1) X302
OEM X311:A, B, C, D
RS485 o LDCM 2) 3) X312
LDCM 2) X313
TRM X401
1) Instalación de IRIG-B, si se incluye en posición P30:22) Secuencia de instalación de LDCM: P31:2 o P31:33) Instalación de RS485, si se incluye en posición P31:2¡Nota!Se puede incluir un LDCM dependiendo de ladisponibilidad de los módulos IRIG-B y RS485respectivamente.
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 29
Tabla 2. Designaciones para caja 1/1 x 19” con 2 ranuras TRM
IEC08000475 BG V1 EN
Módulo Posiciones posteriores
PSM X11
BIM, BOM,SOM, IOM o MIM
X31 y X32 etc. a X131 y X132
BIM, BOM,SOM, IOM, MIMo GSM
X131, X132
SLM X301:A, B, C, D
IRIG-B o LDCM1,2)
X302
LDCM 2) X303
OEM X311:A, B, C, D
RS485 o LDCM2) 3)
X312
LDCM 2) X313
LDCM 2) X322
LDCM 2) X323
TRM 1 X401
TRM 2 X411
1) Instalación de IRIG-B, si se incluye enposición P30:22) Secuencia de instalación de LDCM: P31:2,P31:3, P32:2, P32:3, P30:2 y P30:33) Instalación de RS485, si se incluye enposición P31:2¡Nota!Se pueden incluir 2-4 LDCM dependiendo de ladisponibilidad de los módulos IRIG-B y RS485respectivamente.
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
30 ABB
IEC1MRK002801-AB10-BG V1 ES
Figura 8.Módulo de transformadores deentrada (TRM)
Designación de entrada TI/TT según la figura 8
Confi
gura
ción d
e co
rrie
nte
/ten
sión
Confi
gura
ción
(50/
60 H
z)
AI01 AI02 AI03 AI04 AI05 AI06 AI07 AI08 AI09 AI10 AI11 AI12
12I, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A
12I, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A
9I+3U,1A
1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V
9I+3U,5A
5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V
5I, 1A+4I, 5A+3U
1A 1A 1A 1A 1A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V
7I+5U,1A
1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V
7I+5U,5A
5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V
6I+6U,1A
1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V
6I+6U,5A
5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V
6I, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A - - - - - -
6I, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A - - - - - -
■ Indica alta polaridad. Tenga en cuenta que la polaridad interna se puede ajustar mediante la creación de la dirección de entradaanalógica CT neutral y / o en SMAI pre-procesamiento de bloques de función.
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ABB 31
IEC1MRK002801-AB11-BG V1 ES
Figura 9.Módulo de entrada binaria (BIM).Los contactos de entrada con elnombre XA corresponden a lasposiciones X31, X41, etc. de la parteposterior y los contactos de entradacon el nombre XB a las posicionesX32, X42, etc. de la parte posterior..
IEC1MRK002801-AB15-BG V1 ES
Figura 10.Módulo de entrada mA (MIM)
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
32 ABB
Véaseopción
Opción
IEC1MRK002801-AB08-BG V1 ES
Figura 11.Interfaces de comunicación (OEM, LDCM, SLM y HMI)
Notas para la figura 11
1) Puerto de comunicación posterior SPA/IEC 61850-5-103, conector ST para alt. de vidrio. Conector HFBRde presión para plástico según pedido
2) Puerto de comunicación posterior LON, conector ST para alt. de vidrio. Conector HFBR de presión paraplástico según pedido
3) Puerto de comunicación posterior RS485, bloque de terminales
4) Puerto de sincronización horaria IRIG-B, conector BNC
5) Puerto de sincronización horaria PPS o IRIG-B óptico, conector ST
6) Puerto de comunicación posterior IEC 61850, conector ST
7) Puerto de comunicación posterior C37.94, conector ST
8) Puerto de comunicación frontal Ethernet, conector RJ45
9) Puerto de comunicación posterior micro D-sub hembra de 15 polos, paso de 1.27 mm (0.050")
10) Puerto de comunicación posterior, bloque de terminales
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ABB 33
La tierra de
protección
debe conectarse
Ready
Fail
INTERNAL FAIL
IEC1MRK002801-AB07-BG V1 ES
Figura 12.Módulo de alimentación (PSM)
IEC1MRK002801-AB09-BG V1 ES
Figura 13.Módulo de sincronizaciónhoraria GPS (GSM)
IEC1MRK002801-AB12-BG V1 ES
Figura 14.Módulo de salida binaria (BOM). Los contactos de salida con el nombre XAcorresponden a las posiciones X31, X41, etc. de la parte posterior y los contactosde salida con el nombre XB a las posiciones X32, X42, etc. de la parte posterior.
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34 ABB
IEC1MRK002801-AB13-BG V1 ES
Figura 15.Módulo de salida estática (SOM)
Contactos de
lengüeta (tipo "reed"),
de baja capacidad de cierre.
*)
IEC1MRK002801-AB14-BG V1 ES
Figura 16.Módulo de entrada/salida binaria (IOM). Los contactos de entrada con el nombreXA corresponden a las posiciones X31, X41, etc. de la parte posterior y los contactosde salida con el nombre XB a las posiciones X32, X42, etc. de la parte posterior.
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ABB 35
7. Datos técnicos
General
Definiciones
Valor dereferencia
El valor especificado de un factor influyente al que se refieren lascaracterísticas de un equipo
Rangonominal
El rango de valores de una cantidad influyente (factor) dentro del cual, bajocondiciones específicas, el equipo cumple con los requisitos especificados
Rangooperativo
El rango de valores de una cantidad de energización dada para el cual elequipo, bajo condiciones específicas, es capaz de ejecutar las funciones paralas que se ha diseñado de acuerdo con los requisitos especificados
Magnitudes de energización,valores asignados y límites
Entradas analógicas
Tabla 3. Magnitudes de alimentación, valores asignados y límites, TRM
Cantidad Valor asignado Margen nominal
Corriente Ir = 1 ó 5 A (0.2-40) × Ir
Rango de funcionamiento (0-100) x Ir
Sobrecarga permisiva 4 × Ir cont.
100 × Ir para 1 s *)
Carga < 150 mVA a Ir = 5 A
< 20 mVA a Ir = 1 A
Tensión CA Ur = 110 V 0.5–288 V
Rango de funcionamiento (0–340) V
Sobrecarga permisiva 420 V cont.450 V 10 s
Carga < 20 mVA a 110 V
Frecuencia fr = 50/60 Hz ± 5%
*) máx. 350 A para 1 s cuando se incluye el dispositivo de prueba COMBITEST.
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36 ABB
Tabla 4. Módulo de entrada mA, MIM
Cantidad: Valor asignado: Rango nominal:
Rango de entrada ± 5, ± 10, ± 20mA0-5, 0-10, 0-20, 4-20mA
-
Resistencia de entrada Ren = 194 Ohm -
Consumo de potenciacada tarjeta mAcada entrada mA
£ 4 W£ 0.1 W
-
Tabla 5. Módulo Ethernet óptico, OEM
Cantidad Valor asignado
Número de canales 1 ó 2
Estándar IEEE 802.3u 100BASE-FX
Tipo de fibra fibra multimodo de 62.5/125 mm
Longitud de onda 1300 nm
Conector óptico Tipo ST
Velocidad de comunicación Ethernet rápido 100 MB
Tensión CC auxiliar
Tabla 6. Módulo de alimentación, PSM
Cantidad Valor asignado Margen nominal
Tensión CC auxiliar, EL (entrada) EL = (24 - 60) VEL = (90 - 250) V
EL ± 20%EL ± 20%
Consumo de potencia 50 W normalmente -
Irrupción de potencia auxiliar CC < 5 A durante 0.1 s -
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ABB 37
Entradas y salidas binarias
Tabla 7. Módulo de entrada binaria, BIM
Cantidad Valor asignado Margen nominal
Entradas binarias 16 -
Tensión CC, RL 24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V
RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%
Consumo de potencia24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V
máx. 0.05 W/entradamáx. 0.1 W/entradamáx. 0.2 W/entradamáx. 0.4 W/entrada
-
Frecuencia de entrada de contador 10 pulsos/s máx. -
Discriminador de señal oscilante Bloqueo ajustable 1–40 HzDesbloqueo ajustable 1–30 Hz
Tabla 8. Módulo de entrada binaria con capacidades mejoradas de recuento de pulsos, BIM
Cantidad Valor asignado Margen nominal
Entradas binarias 16 -
Tensión CC, RL 24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V
RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%
Consumo de potencia24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V
máx. 0.05 W/entradamáx. 0.1 W/entradamáx. 0.2 W/entradamáx. 0.4 W/entrada
-
Frecuencia de entrada de contador 10 pulsos/s máx. -
Frecuencia de entrada de contadorequilibrada
40 pulsos/s máx. -
Discriminador de señal oscilante Bloqueo ajustable 1–40 HzDesbloqueo ajustable 1–30 Hz
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38 ABB
Tabla 9. Módulo de entrada/salida binaria, IOM
Cantidad Valor asignado Margen nominal
Entradas binarias 8 -
Tensión CC, RL 24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V
RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%
Consumo de potencia24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V
máx. 0.05 W/entradamáx. 0.1 W/entradamáx. 0.2 W/entradamáx. 0.4 W/entrada
-
Tabla 10. Datos de contacto del módulo de entrada/salida binaria, IOM (normativa dereferencia: IEC 61810-2)
Función o cantidad Relés de de disparo yseñalización
Relés de señal rápida(relé paralelo deláminas magnéticas)
Salidas binarias 10 2
Tensión máxima del sistema 250 V CA, CC 250 V CA, CC
Tensión de ensayo en el contactoabierto, 1 min
1000 V rms 800 V CC
Capacidad de transporte de corrienteContinua1 s
8 A10 A
8 A10 A
Poder de cierre en carga inductiva conL/R>10 ms0.2 s1.0 s
30 A10 A
0.4 A0.4 A
Poder de corte para CA, cos φ > 0.4 250 V/8.0 A 250 V/8.0 A
Poder de corte para CC con L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0.4 A125 V/0.35 A220 V/0.2 A250 V/0.15 A
48 V/1 A110 V/0.4 A125 V/0.35 A220 V/0.2 A250 V/0.15 A
Carga capacitiva máxima - 10 nF
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 39
Tabla 11. Datos de módulo de salida estática, SOM (normativa de referencia: IEC 61810-2)
Función o cantidad Relés de disparo yseñalización
Salidas binarias estáticas 6
Salidas de relé electromecánico 6
Tensión máxima del sistema 250 V CA, CC
Tensión de ensayo en el contacto abierto, 1 min 1000 V rms
Capacidad de transporte de corrienteContinua1 s
8 A10 A
Salidas binarias estáticas:Poder de cierre en carga capacitiva con capacitanciamáxima de 0.2 mF0.2 s1.0 s
20 A10 A
Salidas de relé electromecánico:Poder de cierre en carga inductiva con L/R>10 ms0.2 s1.0 s
20 A10 A
Poder de corte para CA, cos j>0.4 250 V/8.0 A
Poder de corte para CC con L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0.4 A125 V/0.35 A220 V/0.2 A250 V/0.15 A
Tiempo de funcionamiento, salidas estáticas <1 ms
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
40 ABB
Tabla 12. Datos de contacto del módulo de salida binaria, BOM (normativa dereferencia: IEC 61810-2)
Función o cantidad Relés de disparo yseñalización
Salidas binarias 24
Tensión máxima del sistema 250 V CA, CC
Tensión de ensayo en el contacto abierto, 1 min 1000 V rms
Capacidad de transporte de corrienteContinua1 s
8 A10 A
Poder de cierre en carga inductiva con L/R>10 ms0.2 s1.0 s
30 A10 A
Poder de corte para CA, cos j>0.4 250 V/8.0 A
Poder de corte para CC con L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0.4 A125 V/0.35 A220 V/0.2 A250 V/0.15 A
Factores de influencia
Tabla 13. Influencia de temperatura y humedad
Parámetro Valor de referencia Rango nominal Influencia
Temperaturaambiente, valor defuncionamiento
+20 °C -10 °C a +55 °C 0.02% /°C
Humedad relativaRango defuncionamiento
10%-90%0%-95%
10%-90% -
Temperatura dealmacenamiento
-40 °C a +70 °C - -
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 41
Tabla 14. Influencia de la tensión de alimentación CC auxiliar en la funcionalidaddurante el funcionamiento
Dependencia en Valor dereferencia
Dentro delmargennominal
Influencia
Rizado, en tensión CC auxiliarRango de funcionamiento
máx. 2%Rectificado deonda completa
12% de EL 0.01% /%
Dependencia de tensiónauxiliar, valor defuncionamiento
± 20% de EL 0.01% /%
Tensión CC auxiliarinterrumpida
24-60 V CC ±20%90-250 V CC ±20%
Intervalo deinterrupción0–50 ms
Sin reposición
0–∞ s Comportamientocorrecto con potenciareducida
Tiempo dereposición
<180 s
Tabla 15. Influencia de frecuencia (normativa de referencia: IEC 60255–6)
Dependencia en Dentro del margen nominal Influencia
Dependencia de frecuencia,valor de funcionamiento
fr ± 2.5 Hz para 50 Hz
fr ± 3.0 Hz para 60 Hz
± 1.0% / Hz
Dependencia de frecuenciaarmónica (20% contenido)
2º, 3º y 5º armónico de fr ± 1.0%
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
42 ABB
Ensayos de tipo según la normativa
Tabla 16. Compatibilidad electromagnética
Ensayo Valores de ensayo detipo
Normativa de referencia
1 MHz oscilante 2.5 kV IEC 60255-22-1, Clase III
Ensayo de inmunidad de ondas enanillo
2-4 kV IEC 61000-4-12, Clase III
Ensayo de capacidad de resistenciaa sobretensiones
2.5 kV, oscilante4.0 kV, transitoriarápida
ANSI/IEEE C37.90.1
Descarga electrostáticaAplicación directaAplicación indirecta
Descarga de aire de 15kVDescarga de contactode 8 kVDescarga de contactode 8 kV
IEC 60255-22-2, Clase IV IEC 61000-4-2, Clase IV
Descarga electrostáticaAplicación directaAplicación indirecta
Descarga de aire de 15kVDescarga de contactode 8 kVDescarga de contactode 8 kV
ANSI/IEEE C37.90.1
Perturbación transitoria rápida 4 kV IEC 60255-22-4,Clase A
Ensayo de inmunidad de ondas 1-2 kV, 1.2/50 msalta energía
IEC 60255-22-5
Ensayo de inmunidad de frecuenciaindustrial
150-300 V,50 Hz
IEC 60255-22-7, Clase A
Ensayo de campo magnético defrecuencia industrial
1000 A/m, 3 s IEC 61000-4-8, Clase V
Ensayo de campo magnético deoscilación amortiguada
100 A/m IEC 61000-4-10, Clase V
Perturbación radiada de campoelectromagnético
20 V/m, 80-1000 MHz IEC 60255-22-3
Perturbación radiada de campoelectromagnético
20 V/m, 80-2500 MHz EN 61000-4-3
Perturbación radiada de campoelectromagnético
35 V/m26-1000 MHz
IEEE/ANSI C37.90.2
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 43
Tabla 16. Compatibilidad electromagnética, continuó
Ensayo Valores de ensayo detipo
Normativa de referencia
Perturbación conducida de campoelectromagnético
10 V, 0.15-80 MHz IEC 60255-22-6
Emisión radiada 30-1000 MHz IEC 60255-25
Emisión conducida 0.15-30 MHz IEC 60255-25
Tabla 17. Aislamiento
Ensayo Valores de ensayo detipo
Normativa de referencia
Ensayo dieléctrico 2.0 kV CA, 1 min. IEC 60255-5
Ensayo de tensión deimpulso
5 kV, 1.2/50 ms, 0.5 J
Resistencia de aislamiento >100 MW a 500 VDC
Tabla 18. Ensayos ambientales
Ensayo Valor de ensayo de tipo Normativa de referencia
Ensayo frío Ensayo Ad de 16 h a -25°C IEC 60068-2-1
Ensayo de conservación Ensayo Ad de 16 h a -40°C IEC 60068-2-1
Ensayo de calor seco Ensayo Bd de 16 h a +70°C IEC 60068-2-2
Ensayo de calor húmedo,régimen permanente
Ensayo Ca de 4 días a +40°C y humedad 93%
IEC 60068-2-78
Ensayo de calor húmedo,cíclico
Ensayo Db de 6 ciclos a +25hasta +55 °C y humedad de93 a 95% (1 ciclo = 24 horas)
IEC 60068-2-30
Tabla 19. Conformidad con CE
Ensayo De conformidad con
Inmunidad EN 50263
Emisividad EN 50263
Directiva de baja tensión EN 50178
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
44 ABB
Tabla 20. Ensayos mecánicos
Ensayo Valores de ensayo detipo
Normativa de referencia
Vibración Clase I IEC 60255-21-1
Choques y golpes Clase I IEC 60255-21-2
Sísmico Clase I IEC 60255-21-3
Protección diferencial
Tabla 21. Protección diferencial de generador (PDIF, 87G)
Función Margen o valor Precisión
Índice de reposición > 95% -
Límite de corriente diferencial norestringida
(1-50)pu de Ibase ± 2.0% del valor definido
Función de sensibilidad básica (0.05–1.00)pu deIbase
± 2.0% de Ir
Nivel de corriente de secuencianegativa
(0.02–0.2)pu deIbase
± 1.0% de Ir
Tiempo de funcionamiento,función restringida
25 msnormalmente de 0a 2 x nivel definido
-
Tiempo de reposición, funciónrestringida
20 msnormalmente de 2a 0 x nivel definido
-
Tiempo de funcionamiento,función no restringida
12 msnormalmente de 0a 5 x nivel definido
-
Tiempo de reposición, función norestringida
25 msnormalmente de 5a 0 x nivel definido
-
Tiempo de funcionamiento,función no restringida desecuencia negativa
15 msnormalmente de 0a 5 x nivel definido
-
Tiempo de impulso crítico,función no restringida
2 ms normalmentede 0 a 5 x niveldefinido
-
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Tabla 22. Protección diferencial de transformador T2WPDIF, T3WPDIF
Función Margen o valor Precisión
Característica de funcionamiento Adaptable ± 2.0% de Ir oara I < Ir± 2.0% de Ir para I > Ir
Índice de reposición > 95% -
Límite de corriente diferencial norestringida
(100-5000)% deIbase en devanadode alta tensión
± 2.0% del valor definido
Función de sensibilidad básica (10-60)% de Ibase ± 2.0% de Ir
Bloqueo del segundo armónico (5.0-100.0)% decomponentefundamental
± 2.0% de Ir
Bloqueo del quinto armónico (5.0-100.0)% decomponentefundamental
± 5.0% de Ir
Tipo de conexión para cadadevanado
Y-estrella o D-triángulo
-
Desplazamiento de fase entredevanado de alta tensión, W1 ycada uno de los devanados, w2 yw3. Notación de hora
0–11 -
Tiempo de funcionamiento,función restringida
25 msnormalmente de 0a 2 x Id
-
Tiempo de reposición, funciónrestringida
20 normalmentede 2 2 a 0 x Id
-
Tiempo de funcionamiento,función no restringida
12 msnormalmente de 0a 5 x Id
-
Tiempo de reposición, función norestringida
25 msnormalmente de 5a 0 x Id
-
Tiempo de impulso crítico 2 ms normalmentede 0 a 5 x Id
-
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
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Tabla 23. Protección de falla a tierra restringida, baja impedancia REFPDIF
Función Margen o valor Precisión
Característica defuncionamiento
Adaptable ± 2.0% de Irr para I < Irbase
± 2.0% de I para I > Irbase
Índice de reposición >95% -
Función de sensibilidadbásica
(4.0-100.0)% de Ibase ± 2.0% de Ir
Característica direccional Fija a 180 grados o ± 60 a± 90 grados
± 2.0 grados
Tiempo defuncionamiento
20 ms normalmente de 0a 10 x Id
-
Tiempo de reposición 25 ms normalmente de 10a 0 x Id
-
Bloqueo del segundoarmónico
(5.0-100.0)% decomponente fundamental
± 2.0% de Ir
Tabla 24. Protección diferencial de alta impedancia (PDIF, 87)
Función Margen o valor Precisión
Tensión de funcionamiento (20-400) V ± 1.0% de Ur para U < Ur
± 1.0% de U para U > Ur
Índice de reposición >95% -
Máxima tensión continua U>TripPickup2/resistencia enserie ≤200 W
-
Tiempo de funcionamiento 10 ms normalmente de 0 a 10 xUd
-
Tiempo de reposición 90 ms normalmente de 10 a 0 xUd
-
Tiempo de impulso crítico 2 ms normalmente de 0 a 10 xUd
-
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
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Protección de impedancia
Tabla 25. Protección de distancia de esquema completo, característica Mho (PDIS, 21)
Función Margen o valor Precisión
Número de zonas condirecciones elegibles
3 con direcciónseleccionable
-
Corriente defuncionamiento mínima
(10–30)% de IBase
Impedancia de secuenciapositiva, lazo de fase atierra
(0.005–3000.000) W/fase ± 2.0% de precisión estáticaCondiciones:Margen de tensión: (0.1-1.1) x Ur
Margen de corriente: (0.5-30) x IrÁngulo: a 0 grados y 85 grados
Ángulo de impedancia desecuencia positiva, lazode fase a tierra
(10–90) grados
Alcance inverso, lazo defase a tierra (Magnitud)
(0.005–3000.000) Ω/fase
Alcance de impedanciapara elementos de fase afase
(0.005–3000.000) Ω/fase
Ángulo para impedanciade secuencia positiva,elementos de fase a fase
(10–90) grados
Alcance inverso de lazode fase a fase
(0.005–3000.000) Ω/fase
Magnitud del factor decompensación de retornoa tierra KN
(0.00–3.00)
Ángulo para factor decompensación a tierra KN
(-180–180) grados
Sobrealcance dinámico <5% a 85 gradosmedido con CVT y0.5<SIR<30
-
Temporizadores (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Tiempo defuncionamiento
15 ms normalmente(con salidas estáticas)
-
Índice de reposición 105% normalmente -
Tiempo de reposición 30 ms normalmente -
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48 ABB
Tabla 26. Protección de deslizamiento de polos (PPAM, 78)
Función Margen y valor Precisión
Alcance de impedancia (0.00–1000.00)% de Zbase ± 2.0% de Ur/Ir
Ángulo característico (72.00–90.00) grados ± 5.0 grados
Ángulos de inicio ydesconexión
(0.0–180.0) grados ± 5.0 grados
Contadores dedesconexión de zona 1 yzona 2
(1-20) -
Tabla 27. Pérdida de excitación (PDIS, 40)
Función Margen o valor Precisión
Compensación X depunto superior Mho
(–1000.00–1000.00)% deZbase
± 2.0% de Ur/Ir
Diámetro de círculo Mho (0.00–3000.00)% de Zbase ± 2.0% de Ur/Ir
Temporizadores (0.00–6000.00) s ± 0.5% ± 10 ms
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 49
Protección de corriente
Tabla 28. Protección de sobreintensidad de fase instantánea PHPIOC
Función Margen o valor Precisión
Corriente defuncionamiento
(1-2500)% de lBase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir
Índice de reposición > 95% -
Tiempo defuncionamiento
25 ms normalmente de 0 a 2 x Iset -
Tiempo de reposición 25 ms normalmente de 2 a 0 xIdefinido
-
Tiempo de impulso crítico 10 ms normalmente de 0 a 2 xIdefinido
-
Tiempo defuncionamiento
10 ms normalmente de 0 a 10 xIdefinido
-
Tiempo de reposición 35 ms normalmente de 10 a 0 xIdefinido
-
Tiempo de impulso crítico 2 ms normalmente de 0 a 10 xIdefinido
-
Sobrealcance dinámico < 5% a t = 100 ms -
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
50 ABB
Tabla 29. Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas OC4PTOC
Función Margen de ajuste Precisión
Corriente defuncionamiento
(1-2500)% de lBase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir
Índice de reposición > 95% -
Corriente defuncionamiento mínima
(1-100)% de lbase ± 1.0% de Ir
Ángulo directo máximo (40.0–70.0) grados ± 2.0 grados
Ángulo directo mínimo (75.0–90.0) grados ± 2.0 grados
Bloqueo del segundoarmónico
(5–100)% de componentefundamental
± 2.0% de Ir
Retardo independiente (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Tiempo defuncionamiento mínimo
(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Características inversas,véase tabla 83 y tabla 84
19 tipos de curva Véase tabla 83 y tabla 84
Tiempo defuncionamiento, funciónde inicio
25 ms normalmente de 0 a 2 x Iset -
Tiempo de reposición,función de inicio
25 ms normalmente de 2 a 0 x Iset -
Tiempo de impulso crítico 10 ms normalmente de 0 a 2 xIdefinido
-
Tiempo de margen deimpulso
15 ms normalmente -
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 51
Tabla 30. Protección de sobreintensidad residual instantánea EFPIOC
Función Margen o valor Precisión
Corriente defuncionamiento
(1-2500)% de lbase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir
Índice de reposición > 95% -
Tiempo defuncionamiento
25 ms normalmente de 0 a 2 x Iset -
Tiempo de reposición 25 ms normalmente de 2 a 0 x Iset -
Tiempo de impulso crítico 10 ms normalmente de 0 a 2 xIdefinido
-
Tiempo defuncionamiento
10 ms normalmente de 0 a 10 xIdefinido
-
Tiempo de reposición 35 ms normalmente de 10 a 0 x Iset -
Tiempo de impulso crítico 2 ms normalmente de 0 a 10 xIdefinido
-
Sobrealcance dinámico < 5% a t = 100 ms -
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
52 ABB
Tabla 31. Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas EF4PTOC
Función Margen o valor Precisión
Corriente defuncionamiento
(1-2500)% de lbase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir
Índice de reposición > 95% -
Corriente defuncionamiento paracomparación direccional
(1–100)% de lbase ± 1.0% de Ir
Temporizadores (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Características inversas,véase tabla 83 y tabla 84
19 tipos de curva Véase tabla 83 y tabla 84
Funcionamiento derestricción del segundoarmónico
(5–100)% de componentefundamental
± 2.0% de Ir
Ángulo característico delrelé
(-180 a 180) grados ± 2.0 grados
Tensión de polarizaciónmínima
(1–100)% de Ubase ± 0.5% de Ur
Corriente de polarizaciónmínima
(1-30)% de IBase ±0.25% de Ir
RNS, XNS (0.50–3000.00) W/fase -
Tiempo defuncionamiento, funciónde inicio
25 ms normalmente de 0 a 2 x Iset -
Tiempo de reposición,función de inicio
25 ms normalmente de 2 a 0 x Iset -
Tiempo de impulso crítico 10 ms normalmente de 0 a 2 xIdefinido
-
Tiempo de margen deimpulso
15 ms normalmente -
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 53
Tabla 32. Protección direccional sensible de sobreintensidad residual y de potenciaSDEPSDE
Función Margen o valor Precisión
Nivel de funcionamientopara sobreintensidadresidual direccional de3I0 cosj
(0.25-200.00)% de lbase
Con ajuste bajo:(2.5-10) mA(10-50) mA
± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir ±1.0 mA±0.5 mA
Nivel de funcionamientopara potencia residualdireccional de 3I03U0cosj
(0.25-200.00)% de Sbase
Con ajuste bajo:(0.25-5.00)% de Sbase
± 1.0% de Sr a S £ Sr
± 1.0% de S a S > Sr
± 10% del valor definido
Nivel de funcionamientopara sobreintensidadresidual de 3I0 y j
(0.25-200.00)% de Ibase
Con ajuste bajo:(2.5-10) mA(10-50) mA
± 1.0% de Ir a £ Ir± 1.0% de I a I > Ir ±1.0 mA±0.5 mA
Nivel de funcionamientopara sobreintensidad nodireccional
(1.00-400.00)% de Ibase
Con ajuste bajo:(10-50) mA
± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir ± 1.0 mA
Nivel de funcionamientopara sobretensiónresidual no direccional
(1.00-200.00)% de Ubase ± 0.5% de Ur a U£Ur
± 0.5% de U a U > Ur
Corriente de liberaciónresidual para todos losmodos direccionales
(0.25-200.00)% de Ibase
Con ajuste bajo:(2.5-10) mA(10-50) mA
± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir ±1.0 mA± 0.5 mA
Tensión de liberaciónresidual para todos losmodos direccionales
(0.01-200.00)% de UBase ± 0.5% de Ur a U£Ur
± 0.5% de U a > Ur
Índice de reposición > 95% -
Temporizadores (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Características inversas,véase tabla 83 y tabla 84
19 tipos de curva Véase tabla 83 y tabla 84
Ángulo característico delrelé RCA
(-179 a 180) grados ± 2.0 grados
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
54 ABB
Tabla 32. Protección direccional sensible de sobreintensidad residual y de potenciaSDEPSDE, continuó
Función Margen o valor Precisión
Ángulo de apertura delrelé ROA
(0-90) grados ± 2.0 grados
Tiempo defuncionamiento,sobreintensidad residualno direccional
60 ms normalmente de 0 a 2 ·Iset -
Tiempo de reposición,sobreintensidad residualno direccional
60 ms normalmente a 2 de 0 ·Iset -
Tiempo defuncionamiento, funciónde inicio
150 ms normalmente de 0 a 2 ·Iset -
Tiempo de reposición,función de inicio
50 ms normalmente de 2 a 0 ·Iset -
Tabla 33. Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo TRPTTR
Función Margen o valor Precisión
Corriente de base 1 y 2 (30–250)% de Ibase ± 1.0% de Ir
Tiempo defuncionamiento:
2 2
2 2ln p
b
I It
I It
æ ö-ç ÷= ×ç ÷-è ø
EQUATION1356 V1 ES (Ecuación 1)
I = Imedido
Ip = corriente de carga
antes de la sobrecarga
Constante de tiempo τ =(1–500) minutos
IEC 60255–8, clase 5 + 200 ms
Nivel de alarma 1 y 2 (50–99)% del valor dedesconexión decontenido de calor
± 2.0% de desconexión decontenido de calor
Corriente defuncionamiento
(50–250)% de Ibase ± 1.0% de Ir
Temperatura de nivel dereposición
(10–95)% de desconexiónde contenido de calor
± 2.0% de desconexión decontenido de calor
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 55
Tabla 34. Protección de fallo de interruptor CCRBRF
Función Margen o valor Precisión
Corriente de fase defuncionamiento
(5-200)% de lbase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir
Índice de reposición,corriente de fase
> 95% -
Corriente residual defuncionamiento
(2-200)% de lbase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir
Índice de reposición,corriente residual
> 95% -
Nivel de corriente de fasepara bloqueo de la funciónde contacto
(5-200)% de lbase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir
Índice de reposición > 95% -
Temporizadores (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Tiempo de funcionamientopara la detección de corriente
10 ms normalmente -
Tiempo de reposición para ladetección de corriente
15 ms máximo -
Tabla 35. Protección de discordancia de polo CCRPLD
Función Margen o valor Precisión
Corriente defuncionamiento
(0–100)% de Ibase ± 1.0% de Ir
Retardo (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Tabla 36. Protección de mínima potencia GUPPDUP
Función Margen o valor Precisión
Nivel de potencia (0.0–500.0)% de Sbase
Con ajuste bajo:(0.5-2.0)% de Sbase
(2.0-10)% de Sbase
± 1.0% de Sr a S < Sr
± 1.0% de S a S > Sr
< ±50% del valor definido< ± 20% del valor definido
Ángulo característico (-180.0–180.0) grados 2 grados
Temporizadores (0.00-6000.00) s ± 0.5% ± 10 ms
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
56 ABB
Tabla 37. Protección de máxima potencia direccional GOPPDOP
Función Margen o valor Precisión
Nivel de potencia (0.0–500.0)% de Sbase
Con ajuste bajo:(0.5-2.0)% de Sbase
(2.0-10)% de Sbase
± 1.0% de Sr a S < Sr
± 1.0% de S a S > Sr
< ± 50% del valor definido< ± 20% del valor definido
Ángulo característico (-180.0–180.0) grados 2 grados
Temporizadores (0.00-6000.00) s ± 0.5% ± 10 ms
Protección de tensión
Tabla 38. Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV
Función Margen o valor Precisión
Tensión de funcionamiento,etapa baja y alta
(1–100)% de Ubase ± 1.0% de Ur
Histéresis absoluta (0–100)% de Ubase ± 1.0% de Ur
Nivel de bloqueo interno,etapa baja y alta
(1–100)% de Ubase ± 1.0% de Ur
Características de tiempoinverso para etapa baja yalta, véase tabla 85
- Véase tabla 85
Retardos definitivos (0.000-60.000) s ± 0.5% ±10 ms
Tiempo de funcionamientomínimo, característicasinversas
(0.000–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Tiempo de funcionamiento,función de inicio
25 ms normalmente de 2 a 0 xUset
-
Tiempo de reposición,función de inicio
25 ms normalmente de 0 a 2 xUdefinido
-
Tiempo de impulso crítico 10 ms normalmente de 2 a 0 xUdefinido
-
Tiempo de margen deimpulso
15 ms normalmente -
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 57
Tabla 39. Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV
Función Margen o valor Precisión
Tensión de funcionamiento,etapa baja y alta
(1-200)% de Ubase ± 1.0% de Ur at U < Ur
± 1.0% de U at U > Ur
Histéresis absoluta (0–100)% de Ubase ± 1.0% de Ur a U < Ur
± 1.0% de U a U > Ur
Características de tiempoinverso para etapa baja yalta, véase tabla 86
- Véase tabla 86
Retardos definitivos (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Tiempo de funcionamientomínimo, característicasinversas
(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Tiempo de funcionamiento,función de inicio
25 ms normalmente de 0 a 2 xUdefinido
-
Tiempo de reposición,función de inicio
25 ms normalmente de 2 a 0 xUdefinido
-
Tiempo de impulso crítico 10 ms normalmente de 0 a 2 xUdefinido
-
Tiempo de margen deimpulso
15 ms normalmente -
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
58 ABB
Tabla 40. Protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV
Función Margen o valor Precisión
Tensión de funcionamiento,etapa baja y alta
(1-200)% de Ubase ± 1.0% de Ur at U < Ur
± 1.0% de U a U > Ur
Histéresis absoluta (0–100)% de Ubase ± 1.0% de Ur a U < Ur
± 1.0% de U a U > Ur
Características de tiempoinverso para etapa baja yalta, véase tabla 87
- Véase tabla 87
Configuración de tiempodefinitivo
(0.000–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Tiempo de funcionamientomínimo
(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Tiempo de funcionamiento,función de inicio
25 ms normalmente de 0 a 2 xUset
-
Tiempo de reposición,función de inicio
25 ms normalmente de 2 a 0 xUdefinido
-
Tiempo de impulso crítico 10 ms normalmente de 0 a 2 xUdefinido
-
Tiempo de margen deimpulso
15 ms normalmente -
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 59
Tabla 41. Protección de sobreexcitación OEXPVPH
Función Margen o valor Precisión
Valor de funcionamiento,inicio
(100–180)% de (Ubase/fnominal) ± 1.0% de U
Valor de funcionamiento,alarma
(50–120)% de nivel de inicio ± 1.0% de Ur a U ≤ Ur
± 1.0% de U a U > Ur
Valor de funcionamiento,nivel alto
(100–200)% de (Ubase/fnominal) ± 1.0% de U
Tipo de curva IEEE o definida por el cliente
2
(0.18 ):
( 1)k
IEEE tM
×=
-EQUATION1319 V1 ES (Ecuación 2)
donde M = relativo (V/Hz) = (E/f)/(Ur/fr)
Clase 5 + 40 ms
Retardo mínimo parafunción inversa
(0.000–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Retardo máximo parafunción inversa
(0.00–9000.00) s ± 0.5% ± 10 ms
Retardo de la alarma (0.000–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Tabla 42. Protección diferencial de tensión (PTOV)
Función Margen o valor Precisión
Diferencia de tensiónpara alarma y desconexión
(0.0–100.0) % de Ubase ± 0.5 % de Ur
Nivel de subtensión (0.0–100.0) % de Ubase ± 0.5% de Ur
Temporizadores (0.000–60.000)s ± 0.5% ± 10 ms
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
60 ABB
Tabla 43. Protección 100% de falla a tierra del estator (PHIZ, 59THD)
Función Margen o valor Precisión
Nivel de frecuenciafundamental UN (95% EFestator)
(1.0–50.0)% de Ubase ± 0.5% de Ur
Nivel diferencial deltercer armónico
(0.5–10.0)% de Ubase ± 0.5% de Ur
Nivel de bloqueodiferencial del tercerarmónico
(0.1–10.0)% de Ubase ± 0.5% de Ur
Temporizadores (0.020–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Característica de filtro:FundamentalTercer armónico
Rechazo tercer armónicoen 1–40Rechazo armónicofundamental en 1–40
-
Tabla 44. Protección de falla a tierra del rotor (PHIZ, 59THD) basada en proteccióngeneral de corriente y tensión (GAPC) y (RXTTE4)
Función Margen o valor Precisión
Máxima tensión decampo permitida
1200 V CC -
Tensión de alimentación120 ó 230 V
50/60 Hz -
Valor de funcionamientode resistencia de falla atierra
Aprox. 1–20 kΩ -
Influencia de armónicosen la tensión de campo CC
Influencia insignificantede 50 V, 150 Hz o 50 V,300 Hz
-
Capacitancia de fugapermitida
(1–5) μF
Resistencia de puesta atierra del eje permitida
Máximo 200 Ω -
Resistencia protectora 220 Ω, 100 W, placa 135x 160 mm
-
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 61
Protección de frecuencia
Tabla 45. Protección de subfrecuencia SAPTUF
Función Margen o valor Precisión
Valor de funcionamiento, función deinicio
(35.00-75.00) Hz ± 2.0 mHz
Tiempo de funcionamiento, función deinicio
100 ms normalmente -
Tiempo de reposición, función de inicio 100 ms normalmente -
Tiempo de funcionamiento, función detiempo definitivo
(0.000-60.000)s ± 0.5% + 10 ms
Tiempo de reposición, función detiempo definitivo
(0.000-60.000)s ± 0.5% + 10 ms
Retardo dependiente de tensión
( )ExponentU UMin
t tMax tMin tMinUNom UMin
-= × - +
-é ùê úë û
EQUATION1182 V1 ES (Ecuación 3)
U=Umedido
Ajustes:UNom=(50-150)% deUbase
UMín=(50-150)% de Ubase
Exponente=0.0-5.0tMáx=(0.000-60.000)stMín=(0.000-60.000)s
Clase 5 + 200 ms
Tabla 46. Protección de sobrefrecuencia SAPTOF
Función Margen o valor Precisión
Valor de funcionamiento, funciónde inicio
(35.00-75.00) Hz ± 2.0 mHz
Tiempo de funcionamiento, funciónde inicio
100 ms normalmente -
Tiempo de reposición, función deinicio
100 ms normalmente -
Tiempo de funcionamiento, funciónde tiempo definitivo
(0.000-60.000)s ± 0.5% + 10 ms
Tiempo de reposición, función detiempo definitivo
(0.000-60.000)s ± 0.5% + 10 ms
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
62 ABB
Tabla 47. Protección de tasa de cambio de la frecuencia SAPFRC
Función Margen o valor Precisión
Valor de funcionamiento, funciónde inicio
(-10.00-10.00) Hz/s ± 10.0 mHz/s
Valor de funcionamiento, nivel debloqueo interno
(0-100)% de Ubase ± 1.0% de Ur
Tiempo de funcionamiento, funciónde inicio
100 ms normalmente -
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 63
Protección multipropósito
Tabla 48. Protección general de corriente y tensión (GAPC)
Función Margen o valor Precisión
Medida de entrada decorriente
fase1, fase2, fase3, SecPos,SecNeg, 3*SecCero, MáxFase,MínFase, DesequilibrioFases,fase1-fase2, fase2-fase3, fase3-fase1, MáxFase-Fase, MínFase-Fase, DesequilibrioFases-Fase
-
Corriente de base (1 - 99999) A -
Medida de entrada de tensión fase1, fase2, fase3, SecPos, -SecNeg, -3*SecCero, MáxFase,MínFase, DesequilibrioFases,fase1-fase2, fase2-fase3, fase3-fase1, MáxFase-Fase, MínFase-Fase, DesequilibrioFases-Fase
-
Tensión de base (0.05 - 2000.00) kV -
Sobreintensidad de inicio,etapas 1 y 2
(2 - 5000)% de Ibase ± 1.0% de Ir para I<Ir± 1.0% de I para I>Ir
Subintensidad de inicio,etapas 1 y 2
(2 - 150)% de Ibase ± 1.0% de Ir para I<Ir± 1.0% de I para I>Ir
Retardo definitivo (0.00 - 6000.00) s ± 0.5% ± 10 ms
Tiempo de funcionamiento,sobreintensidad de inicio
25 ms normalmente de 0 a 2 xIdefinido
-
Tiempo de reposición,sobreintensidad de inicio
25 ms normalmente de 2 a 0 xIdefinido
-
Tiempo de funcionamiento,subintensidad de inicio
25 ms normalmente de 2 a 0 xIdefinido
-
Tiempo de reposición,subintensidad de inicio
25 ms normalmente de 0 a 2 xIdefinido
-
Véase tabla 83 y tabla 84 Intervalos para característicadefinida por el cliente nº 17:k: 0.05 - 999.00A: 0.0000 - 999.0000B: 0.0000 - 99.0000C: 0.0000 - 1.0000P: 0.0001 - 10.0000PR: 0.005 - 3.000TR: 0.005 - 600.000CR: 0.1 - 10.0
Véase tabla 83 y tabla 84
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
64 ABB
Tabla 48. Protección general de corriente y tensión (GAPC), continuó
Función Margen o valor Precisión
Nivel de tensión para el quela memoria de tensión tomael control
(0.0 - 5.0)% de Ubase ± 1.0% de Ur
Sobretensión de inicio,etapas 1 y 2
(2.0 - 200.0)% de Ubase ± 1.0% de Ur para U<Ur
± 1.0% de U para U>Ur
Subtensión de inicio, etapas1 y 2
(2.0 - 150.0)% de Ubase ± 1.0% de Ur para U<Ur
± 1.0% de U para U>Ur
Tiempo de funcionamiento,sobretensión de inicio
25 ms normalmente de 0 a 2 xUdefinido
-
Tiempo de reposición,sobretensión de inicio
25 ms normalmente de 2 a 0 xUdefinido
-
Tiempo de funcionamiento,subtensión de inicio
25 ms normalmente de 2 a 0 xUdefinido
-
Tiempo de reposición,subtensión de inicio
25 ms normalmente de 0 a 2 xUdefinido
-
Límite de tensión superior einferior, funcionamientodependiente de la tensión
(1.0 - 200.0)% de Ubase ± 1.0% de Ur para U<Ur
± 1.0% de U para U>Ur
Función direccional Ajustable: NonDir, hacia delantey hacia atrás
-
Ángulo característico del relé (-180 a +180) grados ± 2.0 grados
Ángulo de funcionamientodel relé
(1 a 90) grados ± 2.0 grados
Índice de reposición,sobreintensidad
> 95% -
Índice de reposición,subintensidad
< 105% -
Índice de reposición,sobretensión
> 95% -
Índice de reposición,subtensión
< 105% -
Sobreintensidad:
Tiempo de impulso crítico 10 ms normalmente de 0 a 2 xIdefinido
-
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 65
Tabla 48. Protección general de corriente y tensión (GAPC), continuó
Función Margen o valor Precisión
Tiempo de margen deimpulso
15 ms normalmente -
Subintensidad:
Tiempo de impulso crítico 10 ms normalmente de 2 a 0 xIdefinido
-
Tiempo de margen deimpulso
15 ms normalmente -
Sobretensión:
Tiempo de impulso crítico 10 ms normalmente de 0 a 2 xUdefinido
-
Tiempo de margen deimpulso
15 ms normalmente -
Subtensión:
Tiempo de impulso crítico 10 ms normalmente de 2 a 0 xUdefinido
-
Tiempo de margen deimpulso
15 ms normalmente -
La supervisión del sistema secundario
Tabla 49. Supervisión del circuito de corriente CCSRDIF
Función Margen o valor Precisión
Corriente defuncionamiento
(5-200)% de Ir ± 10.0% de Ir a I £ Ir± 10.0% de I a I > Ir
Corriente de bloqueo (5-500)% de Ir ± 5.0% de Ir a I £ Ir± 5.0% de I a I > Ir
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
66 ABB
Tabla 50. Supervisión de fallo de fusible SDDRFUF
Función Margen o valor Precisión
Tensión de funcionamiento,secuencia cero
(1-100)% de Ubase ± 1.0% de Ur
Corriente de funcionamiento,secuencia cero
(1–100)% de Ibase ± 1.0% de Ir
Tensión de funcionamiento,secuencia negativa
(1–100)% de Ubase ± 1.0% de Ur
Corriente de funcionamiento,secuencia negativa
(1–100)% de Ibase ± 1.0% de Ir
Nivel de variación de tensión defuncionamiento
(1–100)% de Ubase ± 5.0% de Ur
Nivel de variación de corriente defuncionamiento
(1–100)% de Ibase ± 5.0% de Ir
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 67
Control
Tabla 51. Sincronización, comprobación de sincronismo y comprobación deenergización SESRSYN
Función Margen o valor Precisión
Desplazamiento de fase, jlínea - jbus (-180 a 180) grados -
Índice de tensión, Ubus/Ulínea (0.20-5.00)% de Ubase -
Límite superior de tensión paracomprobación de sincronismo
(50.0-120.0)% de Ubase ± 1.0% de Ur a U ≤ Ur
± 1.0% de U a U >Ur
Índice de reposición, comprobaciónde sincronismo
> 95% -
Límite de diferencia de frecuenciaentre barras y línea
(0.003-1.000) Hz ± 2.0 mHz
Límite de diferencia de ángulo defase entre barras y línea
(5.0-90.0) grados ± 2.0 grados
Límite de diferencia de tensiónentre barras y línea
(2.0-50.0)% de Ubase ± 1.0% de Ur
Salida de retardo paracomprobación de sincronismo
(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Límite superior de tensión paracomprobación de energización
(50.0-120.0)% de Ubase ± 1.0% de Ur a U ≤ Ur
± 1.0% de U a U >Ur
Índice de reposición, límitesuperior de tensión
> 95% -
Límite inferior de tensión paracomprobación de energización
(10.0-80.0)% de Ubase ± 1.0% de Ur
Índice de reposición, límite inferiorde tensión
< 105% -
Tensión máxima para energización (80.0-140.0)% de Ubase ± 1.0% de Ur a U ≤ Ur
± 1.0% de U a U >Ur
Retardo para comprobación deenergización
(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Tiempo de funcionamiento parafunción de comprobación desincronismo
160 ms normalmente -
Tiempo de funcionamiento parafunción de energización
80 ms normalmente -
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
68 ABB
Lógica
Tabla 52. Lógica de disparo SMPPTRC
Función Margen o valor Precisión
Acción de disparo 3 fases, 1/3 fases, 1/2/3fases
-
Longitud de pulso dedisparo mínima
(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Temporizadores (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Tabla 53. Bloques lógicos configurables
Bloque delógica
Cantidad con velocidad deactualización
Margen o valor Precisión
rápida media normal
LogicAND 60 60 160 - -
LogicOR 60 60 160 - -
LogicXOR 10 10 20 - -
LogicInverter 30 30 80 - -
LogicSRMemory 10 10 20 - -
LogicGate 10 10 20 - -
LogicTimer 10 10 20 (0.000–90000.000)s
± 0.5% ± 10 ms
LogicPulseTimer 10 10 20 (0.000–90000.000)s
± 0.5% ± 10 ms
LogicTimerSet 10 10 20 (0.000–90000.000)s
± 0.5% ± 10 ms
LogicLoopDelay 10 10 20 (0.000–90000.000)s
± 0.5% ± 10 ms
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 69
Supervisión
Tabla 54. Medidas CVMMXN
Función Margen o valor Precisión
Frecuencia (0.95-1.05) × fr ± 2.0 mHz
Tensión (0.1-1.5) ×Ur ± 0.5% de Ur a U£Ur
± 0.5% de U a U > Ur
Corriente conectada (0.2-4.0) × Ir ± 0.5% de Ir a I £ Ir± 0.5% de I a I > Ir
Potencia activa, P 0.1 x Ur< U < 1.5 x Ur
0.2 x Ir < I < 4.0 x Ir
± 1.0% de Sr a S ≤ Sr
± 1.0% de S a S > Sr
Potencia reactiva, Q 0.1 x Ur< U < 1.5 x Ur
0.2 x Ir < I < 4.0 x Ir
± 1.0% de Sr a S ≤ Sr
± 1.0% de S a S > Sr
Potencia aparente, S 0.1 x Ur < U < 1.5 x Ur
0.2 x Ir< I < 4.0 x Ir
± 1.0% de Sr a S ≤ Sr
± 1.0% de S a S > Sr
Factor de potencia, cos (φ) 0.1 x Ur < U < 1.5 x Ur
0.2 x Ir< I < 4.0 x Ir
± 0.02
Tabla 55. Supervisión de señales de entrada mA (MVGGIO)
Función Margen o valor Precisión
Función de mediciónmA
± 5, ± 10, ± 20 mA0-5, 0-10, 0-20, 4-20 mA
± 0.1 % del valor definido ± 0.005 mA
Corriente máxima deltransductor a la entrada
(-20.00 a +20.00) mA
Corriente mínima deltransductor a la entrada
(-20.00 a +20.00) mA
Nivel de alarma paraentrada
(-20.00 a +20.00) mA
Nivel de advertenciapara entrada
(-20.00 a +20.00) mA
Histéresis de alarmapara entrada
(0.0-20.0) mA
Tabla 56. Contador de eventos CNTGGIO
Función Margen o valor Precisión
Valor del contador 0-10000 -
Máx. velocidad de recuento 10 pulsos/s -
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
70 ABB
Tabla 57. Informe de perturbaciones DRPRDRE
Función Margen o valor Precisión
Periodo previo a la falla (0.05–0.30) s -
Periodo posterior a la falla (0.1–5.0) s -
Tiempo límite (0.5–6.0) s -
Número máximo de registros 100 -
Resolución de cronología absoluta 1 ms Véase tabla 79
Número máximo de entradas analógicas 30 + 10 (externas +derivadas internamente)
-
Número máximo de entradas binarias 96 -
Número máximo de fasores en elregistrador de valor de desconexión porregistro
30 -
Número máximo de indicaciones en uninforme de perturbaciones
96 -
Número máximo de eventos en el registrode eventos por cada registro
150 -
Número máximo de eventos en la lista deeventos
1000, primero en entrar,primero en salir
-
Tiempo total máximo de registro (tiempode registro 3.4 s y número máximo decanales, valor típico)
340 segundos (100registros) a 50 Hz, 280segundos (80 registros) a60 Hz
-
Frecuencia de muestreo 1 kHz a 50 Hz1.2 kHz a 60 Hz
-
Ancho de banda de registro (5-300) Hz -
Tabla 58. Lista de eventos
Función Valor
Capacidad dememoria intermedia
Número máximo de eventos en lalista
1000
Resolución 1 ms
Precisión Depende de la sincronizaciónde tiempo
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 71
Tabla 59. Indicaciones
Función Valor
Capacidad dememoria intermedia
Número máximo de indicacionespresentadas por perturbación
96
Número máximo de perturbacionesregistradas
100
Tabla 60. Registrador de eventos
Función Valor
Capacidad dememoria intermedia
Número máximo de eventos en el informe deperturbaciones
150
Número máximo de informes de perturbaciones 100
Resolución 1 ms
Precisión Depende de lasincronizaciónde tiempo
Tabla 61. Registrador de valor de disparo
Función Valor
Capacidad dememoria intermedia
Número máximo de entradas analógicas 30
Número máximo de informes de perturbaciones 100
Tabla 62. Registrador de perturbaciones
Función Valor
Capacidad dememoriaintermedia
Número máximo de entradas analógicas 40
Número máximo de entradas binarias 96
Número máximo de informes deperturbaciones
100
Tiempo total máximo de registro (tiempo de registro 3.4 sy número máximo de canales, valor típico)
340 segundos (100 registros) a50 Hz280 segundos (80 registros) a60 Hz
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
72 ABB
Medición
Tabla 63. Lógica de contador de pulsos PCGGIO
Función Margen de ajuste Precisión
Frecuencia de entrada Véase Módulo de entrada binaria(BIM)
-
Tiempo de ciclo parainforme de valor delcontador
(0–3600) s -
Tabla 64. Medición de energía ETPMMTR
Función Margen o valor Precisión
Medición de energía Exportación/ImportaciónkWh, Exportación/Importación kvarh
Entrada de MMXU. Ningún errorextra en carga fija
Comunicación de la estación
Tabla 65. Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1
Función Valor
Protocolo IEC 61850-8-1
Velocidad de comunicación para los IED 100BASE-FX
Tabla 66. Protocolo de comunicación LON
Función Valor
Protocolo LON
Velocidad de comunicación 1.25 Mbit/s
Tabla 67. 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
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 73
Tabla 68. Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103
Función Valor
Protocolo IEC 60870-5-103
Velocidad de comunicación 9600, 19200 Bd
Tabla 69. Puerto SLM – LON
Cantidad Margen o valor
Conector óptico Fibra de vidrio: tipo STFibra de plástico: tipo HFBR de presión
Fibra, balance óptico Fibra de vidrio: 11 dB (1000 m normalmente*)Fibra de plástico: 7 dB (10 m normalmente*)
Diámetro de fibra Fibra de vidrio: 62.5/125 mmFibra de plástico: 1 mm
*) según el cálculo del balance óptico
Tabla 70. Puerto SLM – SPA/IEC 60870-5-103
Cantidad Margen o valor
Conector óptico Fibra de vidrio: tipo STFibra de plástico: tipo HFBR de presión
Fibra, balance óptico Fibra de vidrio: 11 dB (3000ft/1000 m normalmente*)Fibra de plástico: 7 dB (80ft/25 m normalmente*)
Diámetro de fibra Fibra de vidrio: 62.5/125 mmFibra de plástico: 1 mm
*) según el cálculo del balance óptico
Tabla 71. Módulo de comunicación RS485 galvánico
Cantidad Margen o valor
Velocidad de comunicación 2400–19200 baudios
Conectores externos Conector RS-485 de 6 polosConector a tierra de 2 polos
Comunicación de remoto
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
74 ABB
Tabla 72. Módulos de comunicación de datos de línea (LDCM)
Características Margen o valor
Tipo de LDCM Margen corto(SR)
Margen medio(MR)
Margen largo (LR)
Tipo de fibra Multimodo deíndice gradual62.5/125 mmo 50/125 mm
Monomodo8/125 mm
Monomodo 8/125 mm
Longitud de onda 820 nm 1310 nm 1550 nm
Balance ópticoMultimodo de índice gradual62.5/125 mm, Multimodo de índice gradual50/125 mm
11 dB(distanciatípica de 3 km*)7 dB(distanciatípica de 2 km*)
20 dB (distanciatípica 80 km *)
26 dB (distancia típica120 km *)
Conector óptico Tipo ST Tipo FC/PC Tipo FC/PC
Protocolo C37.94 C37.94implementación**)
C37.94 implementación **)
Transmisión de datos Sincrónica Sincrónica Sincrónica
Velocidad de transmisión /Tasa de datos
2 Mb/s / 64kbit/s
2 Mb/s / 64 kbit/s
2 Mb/s / 64 kbit/s
Fuente de reloj Interno oderivado de laseñal recibida
Interno oderivado de laseñal recibida
Interno o derivado de laseñal recibida
*) según el cálculo del balance óptico**) C37.94 definido originalmente sólo para multimodo; usando el mismo encabezamiento,configuración y formato de datos que C37.94
Hardware
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 75
IED
Tabla 73. Caja
Material Lámina de acero
Placa frontal Perfil de lámina de acero con corte para HMI
Tratamiento de lasuperficie
Acero prechapado con aluzinc
Acabado Gris claro (RAL 7035)
Tabla 74. Nivel de protección frente a agua y polvo según IEC 60529
Frontal IP40 (IP54 con cinta de estanquidad)
Parte posterior,lados, parte dearriba y de abajo
IP20
Tabla 75. Peso
Tamaño de la caja Peso
6U, 1/2 x 19” £ 10 kg
6U, 1/1 x 19” £ 18 kg
Sistema de conexión
Tabla 76. Conectores de circuito de TI y TT circuit connectors
Tipo de conector Tensión y corrienteasignadas
Sección de conductormáxima
Bloques de terminales de tipoacoplamiento directo
250 V CA, 20 A 4 mm2
Bloques de terminales adecuadospara terminales en anillo
250 V CA, 20 A 4 mm2
Tabla 77. Sistema de conexión de E/S binaria
Tipo de conector Tensión asignada Sección de conductormáxima
Tipo de compresión de tornillo 250 V CA 2.5 mm2
2 × 1 mm2
Bloques de terminales adecuadospara terminales en anillo
300 V CA 3 mm2
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
76 ABB
Las funciones básicas del IED
Tabla 78. Autosupervisión con lista de eventos internos
Datos Valor
Modo de registro Continuo, con control de eventos
Tamaño de lista 1000 eventos, primero en entrar, primero en salir
Tabla 79. Sincronización horaria, cronología absoluta
Función Valor
Resolución de cronología absoluta, eventos y muestras de valoresde medición
1 ms
Error de cronología absoluta con sincronización un pulso/min(sincronización de pulsos por minuto), Eventos y muestras devalores de medición
± 1.0 ms normalmente
Error de cronología absoluta con sincronización SNTP, muestras devalores de medición
± 1.0 ms normalmente
Tabla 80. Módulo de sincronización horaria GPS (GSM)
Función Margen o valor Precisión
Receptor – ±1µs UTC relativo
Tiempo para referencia de tiempo fiablecon antena en nueva posición o traspérdida de potencia de más de 1 mes
<30 minutos –
Tiempo para referencia de tiempo fiabletras pérdida de potencia de más de 48 horas
<15 minutos –
Tiempo para referencia de tiempo fiabletras pérdida de potencia de menos de 48horas
<5 minutos –
Tabla 81. GPS: antena y cable
Función Valor
Máx. atenuación cable de antena 26 db @ 1.6 GHz
Impedancia cable de antena 50 ohmios
Protección contra rayos Debe proporcionarse externamente
Conector cable de antena SMA en extremo receptorTNC en extremo antena
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 77
Tabla 82. IRIG-B
Cantidad Valor asignado
Número de canales IRIG-B 1
Número de canales PPS 1
Conector eléctrico IRIG-B BNC
Conector óptico PPS Tipo ST
Tipo de fibra Fibra multimodo de 62.5/125 μm
Característica inversa
Tabla 83. Características de tiempo inverso ANSI
Función Margen o valor Precisión
Característica defuncionamiento:
( )1= + ×
-
æ öç ÷ç ÷è ø
P
At B k
I
EQUATION1249-SMALL V1 ES (Ecuación 4)
Característica de reposición:
( )2 1= ×
-
trt kI
EQUATION1250-SMALL V1 ES (Ecuación 5)
I = Imedido/Idefinido
k = 0.05-999 en etapas de 0.01 amenos que se indique de maneradiferente
-
ANSI Extremadamente inversanº 1
A=28.2, B=0.1217, P=2.0, tr=29.1 ANSI/IEEE C37.112,clase 5 + 30 ms
ANSI Muy inversa nº 2 A=19.61, B=0.491, P=2.0, tr=21.6
ANSI Inversa normal nº 3 A=0.0086, B=0.0185, P=0.02, tr=0.46
ANSI Moderadamente inversa nº4
A=0.0515, B=0.1140, P=0.02, tr=4.85
ANSI Extremadamente inversade tiempo largo nº 6
A=64.07, B=0.250, P=2.0, tr=30
ANSI Muy inversa de tiempolargo nº 7
A=28.55, B=0.712, P=2.0, tr=13.46
ANSI Inversa de tiempo largo nº8
k=(0.01-1.20) en etapas de 0.01A=0.086, B=0.185, P=0.02, tr=4.6
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
78 ABB
Tabla 84. Características de tiempo inverso IEC
Función Margen o valor Precisión
Característica defuncionamiento:
( )1= ×
-
æ öç ÷ç ÷è ø
P
At k
I
EQUATION1251-SMALL V1 ES (Ecuación 6)
I = Imedido/Idefinido
k = (0.05-1.10) en etapas de 0.01 -
Retardo para reposición, tiempoinverso IEC
(0.000-60.000) s ± 0.5% de tiempodefinido de ± 10 ms
IEC Inversa normal nº 9 A=0.14, P=0.02 IEC 60255-3, clase5 + 40 ms
IEC Muy inversa nº 10 A=13.5, P=1.0
IEC Inversa nº 11 A=0.14, P=0.02
IEC Extremadamente inversa nº12
A=80.0, P=2.0
IEC Inversa de tiempo corto nº13
A=0.05, P=0.04
IEC Inversa de tiempo largo nº 14 A=120, P=1.0
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 79
Tabla 84. Características de tiempo inverso IEC, continuó
Función Margen o valor Precisión
Característica definida por elusuario nº 17Característica defuncionamiento:
( )= + ×
-
æ öç ÷ç ÷è ø
P
At B k
I C
EQUATION1370-SMALL V1 ES (Ecuación 7)
Característica de reposición:
( )= ×
-PR
TRt k
I CR
EQUATION1253-SMALL V1 ES (Ecuación 8)
I = Imedido/Idefinido
k=0.5-999 en etapas de 0.1A=(0.005-200.000) en etapas de0.001B=(0.00-20.00) en etapas de 0.01C=(0.1-10.0) en etapas de 0.1P=(0.005-3.000) en etapas de 0.001TR=(0.005-100.000) en etapas de0.001CR=(0.1-10.0) en etapas de 0.1PR=(0.005-3.000) en etapas de 0.001
IEC 60255, clase 5+ 40 ms
Característica inversa RI nº 18
1
0.2360.339
= ×
-
t k
I
EQUATION1137-SMALL V1 ES (Ecuación 9)
I = Imedido/Idefinido
k=(0.05-999) en etapas de 0.01 IEC 60255-3, clase5 + 40 ms
Característica inversalogarítmica nº 19
5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø
tI
Ink
EQUATION1138-SMALL V1 ES (Ecuación 10)
I = Imedido/Idefinido
k=(0.05-1.10) en etapas de 0.01 IEC 60255-3, clase5 + 40 ms
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
80 ABB
Tabla 85. Características de tiempo inverso para protección de subtensión de dos etapas(PUVM, 27)
Función Margen o valor Precisión
Curva de tipo A:
=< -
<
æ öç ÷è ø
kt
U U
U
EQUATION1431-SMALL V1 ES (Ecuación 11)
U< = Udefinido
U = UVmedido
k = (0.05-1.10) en etapas de0.01
Clase 5 +40 ms
Curva de tipo B:
2.0
4800.055
32 0.5
×= +
< -× -
<
æ öç ÷è ø
kt
U U
U
EQUATION1432-SMALL V1 ES (Ecuación 12)
U< = Udefinido
U = Umedido
k = (0.05-1.10) en etapas de0.01
Curva programable:
×= +
< -× -
<
é ùê úê úê úæ öê úç ÷ë è ø û
P
k At D
U UB C
U
EQUATION1433-SMALL V1 ES (Ecuación 13)
U< = Udefinido
U = Umedido
k = (0.05-1.10) en etapas de0.01A = (0.005-200.000) enetapas de 0.001B = (0.50-100.00) en etapasde 0.01C = (0.0-1.0) en etapas de 0.1D = (0.000-60.000) en etapasde 0.001P = (0.000-3.000) en etapasde 0.001
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 81
Tabla 86. Características de tiempo inverso para protección de sobretensión de dosetapas (POVM, 59)
Función Margen o valor Precisión
Curva de tipo A:
=- >
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1436-SMALL V1 ES (Ecuación 14)
U> = Udefinido
U = Umedido
k = (0.05-1.10) en etapas de0.01
Clase 5 +40 ms
Curva de tipo B:
2.0
480
32 0.5 0.035
=×
- >× - -
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1437-SMALL V1 ES (Ecuación 15)
k = (0.05-1.10) en etapas de0.01
Curva de tipo C:
3.0
480
32 0.5 0.035
=×
- >× - -
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1438-SMALL V1 ES (Ecuación 16)
k = (0.05-1.10) en etapas de0.01
Curva programable:
×= +
- >× -
>
æ öç ÷è ø
P
k At D
U UB C
U
EQUATION1439-SMALL V1 ES (Ecuación 17)
k = (0.05-1.10) en etapas de0.01A = (0.005-200.000) enetapas de 0.001B = (0.50-100.00) en etapasde 0.01C = (0.0-1.0) en etapas de 0.1D = (0.000-60.000) en etapasde 0.001P = (0.000-3.000) en etapasde 0.001
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
82 ABB
Tabla 87. Características de tiempo inverso para protección de sobretensión residual dedos etapas (POVM, 59N)
Función Margen o valor Precisión
Curva de tipo A:
=- >
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1436-SMALL V1 ES (Ecuación 18)
U> = Udefinido
U = Umedido
k = (0.05-1.10) enetapas de 0.01
Clase 5 +40 ms
Curva de tipo B:
2.0
480
32 0.5 0.035
=×
- >× - -
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1437-SMALL V1 ES (Ecuación 19)
k = (0.05-1.10) enetapas de 0.01
Curva de tipo C:
3.0
480
32 0.5 0.035
=×
- >× - -
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1438-SMALL V1 ES (Ecuación 20)
k = (0.05-1.10) enetapas de 0.01
Curva programable:
×= +
- >× -
>
æ öç ÷è ø
P
k At D
U UB C
U
EQUATION1439-SMALL V1 ES (Ecuación 21)
k = (0.05-1.10) enetapas de 0.01A = (0.005-200.000)en etapas de 0.001B = (0.50-100.00) enetapas de 0.01C = (0.0-1.0) enetapas de 0.1D = (0.000-60.000)en etapas de 0.001P = (0.000-3.000) enetapas de 0.001
Protección de generador REG670 1MRK 502 019-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011
ABB 83
Accesorios
Antena GPS y detalles de montaje
Antena GPS, incluye kits de montaje Cantidad: 1MRK 001 640-AA
Cable de antena, 20 m Cantidad: 1MRK 001 665-AA
Cable de antena, 40 m Cantidad: 1MRK 001 665-BA
Convertidor de interfaz (para comunicación de datos del extremo remoto)
Convertidor de interfaz externa de C37.94 a G703, incluidos
accesorios de montaje en rack 1U 19”
Cantidad: 1 2 1MRK 002 245-AA
Convertidor de interfaz externa de C37.94 a G703.E1 Cantidad: 1 2 1MRK 002 245-BA
Dispositivo de prueba
El sistema de prueba COMBITEST diseñado
para usarse con los productos IED 670 se
describe en 1MRK 512 001-BEN y 1MRK
001024-CA. Consulte la página web:
www.abb.com/substationautomation y ABB
Product Guide > High Voltage Products >
Protection and Control > Modular Relay >
Test Equipment para obtener información
más detallada. Si se trata de conmutadores
FT, consulte la página web:
www.abb.com>ProductGuide>Medium
Voltage Products>Protection and Control
(Distribution) para obtener información más
detallada.
Debido a la gran flexibilidad de nuestro
producto y la amplia variedad de aplicaciones
posibles, el dispositivo de prueba debe
seleccionarse para cada aplicación específica.
Seleccione el dispositivo de prueba adecuado
basándose en las disposiciones de los
contactos que se muestran en la
documentación de referencia.
Sin embargo, nuestra propuesta de variantes
adecuadas es:
Transformador de dos devanados con neutro
interno en circuitos de corriente. Pueden
usarse dos piezas en aplicaciones para
transformadores de tres devanados en
disposición de interruptor simple o múltiple
(número de pedido RK926 215-BD)
Transformador de dos devanados con neutro
externo en circuitos de corriente. Pueden
usarse dos piezas en aplicaciones para
transformadores de tres devanados en
disposición de interruptor simple o múltiple
(número de pedido RK926 215-BH).
Transformador de tres devanados con neutro
interno en circuitos de corriente (número de
pedido RK926 215-BX).
El contacto normalmente abierto "En modo
ensayo" 29-30 en los dispositivos de prueba
RTXP debería estar conectado a la entrada
del bloque de función de ensayo para
permitir la activación de funciones
individualmente durante el ensayo.
Pedido Protección de generador REG670AyudasLeer atentamente y respetar el conjunto de las reglas para asegurar una gestión del mando sin problema. Le rogamos se refiera a la matrix de funciones para las funciones del programa inclu-idas indicadas en cada embalaje de opciones del programa. El tamaño de los carácteres de la sección de opciones del programa varía según las opciones incluidas. Entre los códigos de opciones en los espacios grises para rellenar el número del pedido. Para obtener un código de pedido completo, hay que juntar el código de la hoja 1 y de la hoja 2 como indicado en el ejem-plo siguiente: 1 BIM y 1 BOM son básicos. Pedido entrada/salida como requerido.
Hoya 1 Hoya 2REG 670* - - - - - - -
PROGRAMA Notas y normasNúmero de la versión
Versión no 1.1Otras configuraciones
Gen diff + backup 12 AI A20Gen diff + backup 24 AI B30Protección de transformador bloque y gen 24 AI
C30
Configuración CAP Configuración estandar ABB X00Configuración definida utilisador
Y00
Opciones del programa Todos los campos del formulario pueden ser rellenados enNinguna opción X00Protección por defecto a la tierra restringido, impedancia débil
A01 Notas : A01 unicamente para B30
Protección elevada de diferenciales de impedancia, 3 bloques
A02 Notas: A02 unicamente para A20
Protección de diferenciales de transformador, 2 bobi-nas
A11 Notas: A11 unicamente para A20
Protección de diferenciales de transformador, 2 y 3 bobi-nas
A13 Notas: A13 unicamente para B30
Detección deslice de polo B21Protección de energía y sobreintensidad residual direccional sensible
C16
100% estato E/F 3a armónica D21 Notas: D21 unicamente para A20Control dispositivo 30 objetos H09Primer idioma HMI
Idioma HMI, Inglés IEC B1Idioma HMI, Inglés US B2
Idioma HMI adicionalNo hay segundo idioma HMI X0Alemán A1Ruso A2Francés A3Español A4Italiano A5Polaco A6Húngaro A7Checo A8Sueco A9
EmbalajeCaja 1/2 x 19” A Notas: Unicamente para A20Caja 1/1 x 19” 2 ranuras TRM E Notas: Unicamente para B30 y C30
Detalles de montaje con IP40 de protección en la parte de delanteKit de montaje armario 19” para caja 1/2 19” o 2xRHGS6 o RHGS12 A Notas: Unicamente para A20Kit de montaje armario 19” para caja 1/1 19”
C Notas: Unicamente para B30 y C30
Kit de montaje pared DKit de montaje empotrado EKit de montage empotrado + producto de montaje IP54
F
Tipo de conexión para tabla PSM y entrada/salidaConexión de tipo de compresión estandar K
Alimentación eléctrica auxiliar24-60 VDC A90-250 VDC B
Interfaz máquina humanoTalla pequeña - texto unica-mente, símbolo IEC
A
Talla mediana - visualización gráfica, símbolos IEC
B
Talla mediana - visualización gráfica, símbolos ANSI
C
Hoya 1 (Entrar los códigos de opciones a partir de la hoja 1 en los espacios siguientes)
HOya 2
REG 670* - - - - - - - - - * A - -
Sistema analógico (Primer módulo X401, segundo módulo X411)
Primer TRM, termina-les de conexión de compresión estandard
A
Primer TRM, termina-les abultamiento anillo
B
Primer TRM, 9I+3U, 1A, 100/220V 3 Notas: Unicamente para B30/C30Primer TRM, 9I+3U, 5A, 100/220V 4 Notas: Unicamente para B30/C30Primer TRM 5I, 1A+4I, 5A+3U,100/220V 5 Notas: Unicamente para B30/C30Primer TRM 7I+5U, 1A, 100/200V 12 Notas: Unicamente para A20Primer TRM 7I+5U, 5A, 100/200V 13 Notas: Unicamente para A20Segundo TRM no incluido X0 Notas: B30/C30 debe incluir un segundo TRMSegundo TRM, terminales de conexión de compresión estandard A Notas: El segundo TRM debe tener las mismas conexiones (tipo compresión estandar o
abultamiento anillo) que el primer TRMSegundo TRM, terminales abultamiento anillo BSegundo TRM, 9I+3U, 1A, 100/220V 3 Notas: Unicamente para B30Segundo TRM, 9I+3U, 5A, 100/220V 4 Notas: Unicamente para B30Segundo TRM, 5I, 1A+4I, 5A+3U, 100/220V 5 Notas: Unicamente para B30Segundo TRM, 6I+6U, 1A, 100/220V 6 Notas: Unicamente para C30Segundo TRM, 6I+6U, 5A, 100/220V 7 Notas: Unicamente para C30
Entrada y salida binaria, tabla de sincronización de tiempo y mA. ¡Notas! 1 BIM y 1 BOM de base incluidos.Posición ranura (vista atrás) Notas: Max 3 posiciones en armario 1/
2 en armario 11 en 1/1 con 2 TRM y 14 en armario 1/1 en 1 TRM (=campos grises)
-
X31
X41
X51
X61
X71
X81
X91
X10
1
X11
1
X12
1
X13
1
- -
Caja 1/2 con 1 TRM Notas: Unicamente para A20Caja 1/1 con 2 TRM Notas: Unicamente para B30/C30
No hay tabla en esta ranura X X X X X X X X XMódulo de salida binaria 24 relés de salida (BOM) Notas: Máximo 4 tablas
(BOM+SOM+MIM)A A A A A A A A A A
BIM 16 entradas, RL24-30 VDC Notas: Seleccionar 1 BIM en posición X31
B B B B B B B B B BBIM 16 entradas, RL48-60 VDC C C C C C C C C C CBIM 16 entradas, RL110-125 VDC D D D D D D D D D DBIM 16 entradas, RL220-250 VDC E E E E E E E E E E
BIMp 16 entradas, RL24-30 VDC para contador de pulsaciones
F F F F F F F F F
BIMp 16 entradas, RL48-60 VDC para contador de pulsaciones
G G G G G G G G G
BIMp 16 entradas, RL110-125 VDC para contador de pulsaciones
H H H H H H H H H
BIMp 16 entradas, RL220-250 VDC para conta-dor de pulsaciones
K K K K K K K K K
IOM 8 entradas, 10+2 salida, RL24-30 VDC L L L L L L L L LIOM 8 entradas, 10+2 salida, RL48-60 VDC M M M M M M M M MIOM 8 entradas, 10+2 salida, RL110-125 VDC N N N N N N N N NIOM 8 entradas, 10+2 salida, RL220-250 VDC P P P P P P P P PIOM with MOV 8 inputs, 10+2 output, RL24-30 VDC U U U U U U U U UIOM with MOV 8 inputs, 10+2 output, RL48-60 VDC V V V V V V V V VIOM with MOV 8 inputs, 10+2 output, RL110-125 VDC W W W W W W W W WIOM with MOV 8 inputs, 10+2 output, RL220-250 VDC Y Y Y Y Y Y Y Y YmA módulo de entrada 6 cadenas (MIM) Notas: Max 4 (BOM+SOM+MIM) tabla
en caja 1/1. No hay tabla MIM en caja 1/2
R R R R R R R R
GPS módulo de sincronización del tiempo (GSM) (en última ranura)
S S
SOM Módulo de salida estática Notas: Max 4 (BOM+SOM+MIM) T T T T T T T T TComunicación final lejana, comm. De serie DNP y módulos de sincronización del tiempoPosición ranura (vista atrás)
X312
X313
X302
X303
X322
X323
Ranuras disponible en caja 1/2 con 1 TRM Notas: Max 1 LDCMRanuras disponible en caja 1/1 con 2 ranuras TRM
Notas: Max 2 LDCM
No incluye ninguna tabla de comunicación a dis-tancia
X X X X X X
Corto plazo óptico, LDCM A A A A A A
Rango mediano óptico, LDCM 1310 nm B B B B B BIRIG-B Módulo de sincronización del tiempo FMódulo de comunicación RS485 galvánico G
Unidad de comunicación de serie para comunicación de estaciónPosición ranura (vista atrás)
X30
1
X31
1
No incluye la primera tabla de comunicación XNo incluye la segunda tabla de comunicación XSerie SPA/IEC 60870-5-103 y LON módulo de comunicación (plástico)
A
Serie SPA/IEC 60870-5-103 (plástico) y LON (vidrio) módulo de comunicación
B
Serie SPA/IEC 60870-5-103 y LON módulo de comunicación (vidrio)
C
Módulo eternet óptico, 1 vidrio cadena DMódulo eternet óptico, 2 vidrio cadena E
Ejemplo:REG 670*1.1-A20X00-X00-X0-A-B-A-A6-X0-CA-XD
Accesorios
Antena GPS y detalles de montaje
Antena GPS, incluye kits de montaje Cantidad: 1MRK 001 640-AA
Cable de antena, 20 m Cantidad: 1MRK 001 665-AA
Cable de antena, 40 m Cantidad: 1MRK 001 665-BA
Convertidor de interfaz (para comunicación de datos del extremo remoto)
Convertidor de interfaz externa de C37.94 a G703, incluidos
accesorios de montaje en rack 1U 19”
Cantidad: 1 2 1MRK 002 245-AA
Convertidor de interfaz externa de C37.94 a G703.E1 Cantidad: 1 2 1MRK 002 245-BA
Dispositivo de prueba
El sistema de prueba COMBITEST diseñado
para usarse con los productos IED 670 se
describe en 1MRK 512 001-BEN y 1MRK
001024-CA. Consulte la página web:
www.abb.com/substationautomation y ABB
Product Guide > High Voltage Products >
Protection and Control > Modular Relay >
Test Equipment para obtener información
más detallada. Si se trata de conmutadores
FT, consulte la página web:
www.abb.com>ProductGuide>Medium
Voltage Products>Protection and Control
(Distribution) para obtener información más
detallada.
Debido a la gran flexibilidad de nuestro
producto y la amplia variedad de aplicaciones
posibles, el dispositivo de prueba debe
seleccionarse para cada aplicación específica.
Seleccione el dispositivo de prueba adecuado
basándose en las disposiciones de los
contactos que se muestran en la
documentación de referencia.
Sin embargo, nuestra propuesta de variantes
adecuadas es:
Transformador de dos devanados con neutro
interno en circuitos de corriente. Pueden
usarse dos piezas en aplicaciones para
transformadores de tres devanados en
disposición de interruptor simple o múltiple
(número de pedido RK926 215-BD)
Transformador de dos devanados con neutro
externo en circuitos de corriente. Pueden
usarse dos piezas en aplicaciones para
transformadores de tres devanados en
disposición de interruptor simple o múltiple
(número de pedido RK926 215-BH).
Transformador de tres devanados con neutro
interno en circuitos de corriente (número de
pedido RK926 215-BX).
El contacto normalmente abierto "En modo
ensayo" 29-30 en los dispositivos de prueba
RTXP debería estar conectado a la entrada
del bloque de función de ensayo para
permitir la activación de funciones
individualmente durante el ensayo.
La caja RHGS 6 o la caja RHGS 12 con RTXP
24 montado y conmutador de encendido/
apagado para suministro de CC se piden por
separado. Consulte la sección
"Documentación relacionada" para obtener
referencias a los documentos correspondientes
La caja RHGS 6 o la caja RHGS 12 con RTXP
24 montado y conmutador de encendido/
apagado para suministro de CC se piden por
separado. Consulte la sección
"Documentación relacionada"para obtener
referencias a los documentos
correspondientes.
Cubierta protectora
Cubierta protectora para parte posterior de IED, 6U, 1/2 x 19” Cantidad: 1MRK 002 420-AC
Cubierta protectora para parte posterior de IED, 6U, 1/1 x 19” Cantidad: 1MRK 002 420-AA
Unidad de resistencia externa para protección diferencial de alta impedancia
Unidad de resistencia de alta impedancia monofásica con
resistencia y resistencia dependiente de la tensión 20-100V
Cantidad: 1 2 3 RK795101-MA
Unidad de resistencia de alta impedancia trifásica con resistencia
y resistencia dependiente de la tensión 20-100V
Cantidad: RK795101-MB
Unidad de resistencia de alta impedancia monofásica con
resistencia y resistencia dependiente de la tensión 100-400V
Cantidad: 1 2 3 RK795101-CB
Unidad de resistencia de alta impedancia trifásica con resistencia
y resistencia dependiente de la tensión 100-400V
Cantidad: RK795101-DC
Combiflex
Conmutador de llave para desconexión definitiva de ajustes a través
de LCD-HMI
Cantidad: 1MRK 000 611-A
Nota: Para conectar el conmutador de llave, se deben utilizar cables con toma de corriente Combiflex 10 A en un
extremo.
Kit de montaje adyacente Cantidad: 1MRK 002 420-Z
Unidades de interfaz externa para protección de falta a tierra del rótor
Unidad de inyección para protección de falla a tierra del rotor (RXTTE
4)
Cantidad: 1MRK 002 108-BA
Resistencia protectora en la placa Cantidad: RK795102-AD
YWX111-11*100-110V/50Hz, Unidad auxiliar Cantidad: HESG215882R0001
YWX111-11*100-110V/60Hz, Unidad auxiliar Cantidad: HESG215882R0011
YWX111-11*200-220V/50Hz, Unidad auxiliar Cantidad: HESG215882R0002
YWX111-11*200-220V/60Hz, Unidad auxiliar Cantidad: HESG215882R0012
Herramientas de configuración y monitorización
Cable de conexión frontal entre LCD-HMI y PC Cantidad: 1MRK 001 665-CA
Papel especial A4 para etiquetas LED, 1 pz Cantidad: 1MRK 002 038-CA
Papel especial Carta para etiquetas LED, 1 pz Cantidad: 1MRK 002 038-DA
Administrador IED de protección y control PCM 600
PCM 600 ver. 1.5, IED Manager Cantidad: 1MRK 003 395-AB
PCM 600 ver. 1.5, Engineering, IED Manager + CAP 531 Cantidad: 1MRK 003 395-BB
PCM 600 Engineering – Licencia de la empresa Cantidad: 1MRK 003 395-BL
PCM 600 ver. 1.5, Engineering, IED Manager + CAP 531 + CCT for
IEC 61850-8-1 configuration of IED
Cantidad: 1MRK 003 395-CB
PCM 600 Engineering Pro – 10 licencias Cantidad: 1MRK 003 395-CL
Manuales
Nota: En cada IED se incluye un (1) CD de conexión IED que contiene documentación para el usuario
(Operator’s manual (Manual del operador), Technical reference manual (Manual de referencia técnica),
Installation and commissioning manual (Manual de instalación y puesta en servicio), Application
manual (Manual de aplicación) y Getting started guide (Guía de introducción)), paquetes de
conectividad y una plantilla de etiquetas LED.
Regla: Especifique la cantidad adicional de CD de conexión del IEDsolicitados.
Cantidad: 1MRK 002 290-AB
User documentation (Documentación para el usuario)
Regla: Especifique el número de manuales impresossolicitados Operator’s manual (Manual del operador)
IEC Cantidad: 1MRK 502 014-UEN
US English Cantidad: 1MRK 502 014-UUS
Technical reference manual (Manual de referencia
técnica)
IEC Cantidad: 1MRK 502 013-UEN
US English Cantidad: 1MRK 502 013-UUS
Installation and commissioning manual (Manual de
instalación y puesta en servicio)
IEC Cantidad: 1MRK 502 015-UEN
US English Cantidad: 1MRK 502 015-UUS
Application manual (Manual de aplicación) IEC Cantidad: 1MRK 502 016-UEN
US English Cantidad: 1MRK 502 016-UUS
Engineering guide IED 670 products (Guía de
ingeniería, productos IED 670)
Cantidad: 1MRK 511 179-UEN
Información de referencia
Para nuestra referencia y estadísticas, le agradeceríamos que nos facilitara los siguientes datos de aplicación:
País: Usuario final:
Nombre de estación: Nivel de tensión: kV
Documentación relacionada
Documentos relacionados con REG 670 Número deidentificación
Manual del operador 1MRK 502 014-UES
Manual de instalación y puesta en servicio 1MRK 502 015-UES
Manual de referencia técnica 1MRK 502 013-UEN
Manual de aplicación 1MRK 502 016-UEN
Guía de compra 1MRK 502 019-BES
Ejemplo de ajuste 1MRK 502 020-WEN
Componentes de instalación y conexión 1MRK 013 003-BEN
Sistema de prueba, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN
Accesorios para IED 670 1MRK 514 012-BEN
Guía de introducción de IED 670 1MRK 500 080-UEN
Lista de señales SPA y LON para IED 670, ver. 1.1 1MRK 500 083-WEN
Lista de objetos de datos IEC 61850 para IED 670, ver. 1.1 1MRK 500 084-WEN
Paquete de conectividad IED de IEC 61850 genérico 1KHA001027-UEN
Instrucciones de instalación del Administrador IED de protección y control, PCM 600 1MRS755552
Guía de ingeniería de productos IED 670 1MRK 511 179-UEN
Guía de compra REG 216 1MRB520004-BEN
Las últimas versiones de los documentos descritos se pueden encontrar en www.abb.com/substationautomation
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