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Protección numérica de estación Protección de barras con protección de falla interruptor y protección de línea integrada

REB500 /REB500sys

1MRB520308-Bes

Edición: Septiembre 2003Modificación de la versión de: Octubre 2002

Nos reservamos el derecho de introducircambios técnicos sin notificación

Característi-cas principa-les REB500 / REB500sys

• Protección de barras de baja impedancia• Protección de stub y de la zona en T

• Alta confiabilidad debido a dos criterios in-dependientes de medida:- Algoritmo de corriente diferencial estabi-

lizada

- Algoritmo de comparación direccional de corrientes

• Medición fase a fase

• Requerimientos reducidos para los trans-formadores de corriente

• Gran estabilidad frente a fallas pasantes, Aún en caso de saturación de los transfor-madores de corriente

• Imagen de barras totalmente de estado sólido

• No hay conmutación de circuitos de TC

• Una versión de hardware para

- corrientes nominales de 1 y 5 A

- todas las tensiones auxiliares entre 48 V y 250 V CC

- frecuencia nominal de 50, 60 y 16,7 Hz

• Tiempo corto de disparo independiente del tamaño o de la configuración de la estación

• Instalación centralizada: instalación del hardware en uno o más tableros

• Instalación descentralizada: en caso de localización cercana a los alimentadores, unidades de bahía distribuidas con con-exiones cortas a los t.c's, seccionadores, interruptores, etc.

• Las conexiones entre las unidades de bahía y la unidad central con cables de fibra óptica

- longitud máxima permitida 1200 m

- para instalación centralizada y distri-buida

• Conexiones de fibra óptica con lo cual se obtiene transferencia de datos a prueba de interferencias aún en la cercanía de cables de alta tensión

• El reemplazo de esquemas existentes de protección de barra se pueden efectuar sin restricciones (distribución centralizada). En caso de ampliaciones de subestaciones con una mezcla de configuraciones centra-lizada y distribuida.

• Fácilmente expandible

• Interfaz humano máquina (IHM) en com-putador personal (PC) y de utilización sen-cilla

• Procesamiento de señales numérico

• Autosupervisión completa

• Registrador de eventos integrado

• Registrador de fallas integrado con las corrientes del sistema

Protección de barras REB500sys para una instalación descentralizada


ABB Suiza SAUtility Automation Systems

REB500 / REB500sys1MRB520308-Bes

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Características princi-pales REB500 / REB500sys(continuación)

• Necesidad de pocas partes de repuesto debido al alto grado de normalización y a la poca variedad de unidades diferentes

• Interfaces de comunicación con sistemas de supervisión y control de subestaciones.

Opciones• Protección de falla interruptor (opera tam-

bién separadamente de la protección de barras)

• Protección de zona muerta

• Protección de sobrecorriente de tiempo definido

• Registrador de fallas con las tensiones del sistema

• Medición separada de I0 para redes aterri-zadas por medio de impedancia

• Comunicación con el sistema de control y supervisión de la subestación (LON/IEC60870-5-103)

• IHM interno con despliegue

• Alimentación redundante para las unida-des centrales y/o unidades de bahía.

Característi-cas principa-les adicionalesREB500sys

• El sistema REB500sys combina la funcio-nalidad de protección de barras y protec-ción de falla interruptor de la protección REB 500 fabricada por ABB con proteccio-nes principal 2 o protección de respaldo para líneas o transformadores.

• Protección principal 2 ó protección de res-paldo basados en la biblioteca de funcio-nes de protección del REL316*4 de ABB para 50 Hz y 60 Hz.

Protección principal 2 ó protección de res-paldo de bahía:• Protección de sobrecorriente de fases,

direccional o no direccional

• Protección de sobrecorriente de falla a tie-rra, direccional o no direccional

• Protección de distancia de alta velocidad

• Protección direccional de fallas a tierra para fallas de alta resistencia en redes ate-rrizadas sólidamente

• Recierre - Recierre monopolar y recierre tripolar

- Hasta 4 secuencias de recierre

• Comprobación de sincronismo con- Medición de amplitudes, ángulos de

fase y frecuencia de los dos vectores de tensión

- Comprobación de línea muerta, barra viva, línea viva y barra muerta.

Aplicación REB500

La protección numérica de barras REB500 esta diseñada para la protección selectiva y de alta velocidad de instalaciones de barras de 50, 60 y 16,7 Hz en media, alta o extra alta tensión. El diseño está basado en una estruc-tura de hardware y software modular que per-mite la adaptación fácil de la configuración de la protección de acuerdo con la configura-ción del sistema primario.

La flexibilidad del sistema permite la realiza-ción de esquemas para proteger todas las con-figuraciones desde barras sencillas simples hasta barras cuádruples complejas con barras de transferencia, barras en anillo y esquemas de interruptor y medio (1½).

En esquemas de interruptor y medio, se prote-gen las barras y los diámetros, incluyendo la protección de la zona T y del stub. Un esquema integrado de disparos permite aho-rrar lógicas exteriores, así como cableado.

La capacidad del sistema es suficiente para proteger hasta 60 alimentadores (unidades de bahía) y un total de 32 zonas de protección de barras.

La protección numérica de barra REB500 detecta fallas entre fases y fase a tierra en sis-temas de potencia puestos rígidamente a tie-rra o a través de impedancia y fallas entre fases para sistemas aislados de tierra.

Los transformadores de corriente principales deben cumplir modestos requerimientos (ver página 16). La protección opera discrimina-damente para todas las fallas dentro de la zona de protección y permanece estable para todas las fallas externas a la zona de protec-ción.



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Aplicación REB500sys

Está previsto que el REB500sys sea utilizado para proteger las barras y los alimentadores en subestaciones de media, alta y extra alta tensión con frecuencias nominales de 50 y 60 Hz. Las funciones de protección incluidas en el REB500sys se pueden utilizar como protección principal 2 ó protección de res-paldo.

El sistema REB500sys está previsto para las configuraciones de barras sencillas o dobles (versiones 1 a 5). Para sistemas de interruptor y medio, la versión 5 se puede utilizar para las funciones de recierre de bahía y compro-bación de sincronismo. La capacidad es sufi-ciente para 60 alimentadores (unidades de bahía) y un total de 32 zonas de barras.

El REB500sys detecta todas las fallas en barras en sistemas aterrizados sólidamente y aterrizados por medio de elementos de baja resistividad, así como para todas las fallas en alimentadores en sistemas aterrizados sólida-mente.

La protección opera selectivamente para todas las fallas dentro de la zona de protec-ción y permanece estable para todas las fallas afuera de la zona de protección.

El sistema REB500sys se ajusta especial-mente para conceptos de modernización y actualización paso a paso. La unidad de bahía se puede utilizar autónomamente para funcio-nes de protección de la bahía (p.ej. protección de línea, recierre y comprobación de sincro-nismo). La unidad central se puede agregar en una etapa posterior para obtener la funcionali-dad de protección de barras y de falla de inte-rruptor.

Dependiendo del nivel de tensión de la red y la filosofía de protección, se aplican en forma general los siguientes conceptos de protec-ción:

• Dos esquemas de protección principales por bahía y una protección de barras.Con el REB500sys el concepto de protec-ción se puede simplificar. Debido a mayor integración de la funcionalidad, se puede eliminar uno de los equipos de protección principales.

• Un esquema con una protección principal y una protección de respaldo por bahía, sin protección de barras.Con el REB500sys se obtiene una mayor disponibilidad de suministro de energía, debido a la implementación de esquemas de protección de barras y de protección de falla interruptor donde antes no era posible debido a razones económicas.

Se han definido cinco versiones para las fun-ciones de principal 2 ó de respaldo:

- Versión 1 protección de sobrecorriente direccional y no direccional

- Versión 2 como la versión 1 mas las protecciones de distancia y la protección direccional de falla a tierra

- Versión 3 como la versión 2 mas la fun-ción de recierre

- Versión 4 como la versión 3 mas la fun-ción de comprobación de sin-cronismo.

Fig. 1




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Tabla 1 Funcionalidad del REB 500 / REB500sys

Funciones principales IEEE IEC61850 Est

ánda

r

Opc

ione

s

Por

ped

ido

espe

cial

*

Opc

ione

s - v

ersi

ón 1

Opc

ione

s - v

ersi

ón 2

Opc

ione

s - v

ersi

ón 3

Opc

ione

s - v

ersi

ón 4

Opc

ione

s - v

ersi

ón 5

Uni

dad

de b

ahía

Har

dwar

e

Protección de barras 87B PBDF XDetección de corriente de neutro I0 87BN PBDF XProtección de falla interrupor 50BF RBRF XProtección de zona muerta 51/62EF PTOC XDiscrepancia de polos 51/62PD PTOC XFunción de comprobación de sobrecorriente 51 PTOC XFunción de comprabación de tensión 27/59 PTUV/PTOV XProtección de sobrecorriente temporizada 51DT PTOC XDesvío de disparos 94RD - XMatriz de software para entradas / salidas / matriz de disparos - - XRegistrador de eventos hasta 1000 eventos - - XRegistrador de fallas (4 x I) - RDRE XRegistrador de fallas (4 x I, 5 x U) hasta 10 seg. para 2400 Hz - RDRE XInterfaz de comunicación LON / IEC60870-5-103 - - XSincronización de tiempo - - XAlimentación redundante para unidad central y/o unidades de bahía - - XSupervisión de seccionadores - - XSupervisión de corriente diferencial - - XAmplia auto supervisión - - XRéplica dinámica de barras con despliegue de corrientes - - XGenerador de prueba para puesta en marcha y mantenimiento - - XIHM remoto - - XFunción retardo / integrador - - XFunciones de lógica binaria y flip flop - - XFunción de corriente de tiempo definido 51DT PTOC X X X X XFunción de sobrecorriente de tiempo inverso 51 PTOC X X X X XFunción de tensión de tiempo definido 27/59 PTUV/PTOV X X X X XFunción de sobrecorriente a tierra inversa y de tiempo definido 51N PTOC X X X X XFunción de sobrecorriente direccional de tiempo definido 67DT PDOC X X X X XFunción de sobrecorriente direccional de tiempo inverso y mínimo definido 67 PDOC X X X X XControl de plausibilidad 46/47 - X X X X XSecuenciador de pruebas - - X X X X XProtección de distancia 21 PDIS X X XFunción de falla a tierra direccional para sistemas puestos a tierra 67N PDEF X X XRecierre automático 79 RREC X X XComprobación de sincronismo 25 RSYN X X

* solamente para aplicaciones especiales500BU03: Unidad de bahía

500B

U03

für 5

0Hz,

60H

z50

0BU

03 fü

r 50H

z, 6

0Hz,

16.

7Hz

Fun

cion

alid

adR

EB

500

/ RE

B50

0sys

RE

B50

0



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Principio deinstalaciónREB500 / REB500sys

Existen tres formas posibles de instalación de la protección numérica de barras REB500 y de la protección numérica de estación REB500sys:

Instalación descentralizadaEn este caso, las unidades de bahía (ver Fig. 19) se instalan en cajas o tableros asociados a la bahía correspondiente, están distribuidos en la subestación y se conectan a la

unidad de procesamiento central por medio de cables de fibra óptica. La unidad de proce-samiento central está normalmente ubicada en un tablero centralizado o en la sala central de relés.

Fig. 2 Instalación descentralizada

Instalación centralizadaLas unidades de bahía individuales se montan en bastidores de 19 pulgadas, los cuales pue-den contener hasta tres unidades de bahía, los bastidores y la unidad de procesamiento cen-tral se instalan dependiendo del tamaño del sistema en uno o varios tableros

(ver Fig. 18). La instalación centralizada es la solución ideal para ampliar estaciones exis-tentes, pues se requiere muy poco cableado adicional, y si se la compara con otros tipos de protección de barras existentes ofrece mucho mayor funcionalidad en el mismo espacio.

Fig. 3 Instalación centralizada

Combinación de una instalación centrali-zada y descentralizadaBásicamente la única diferencia entre un sis-tema descentralizado y uno centralizado es

la localización de las unidades de bahíay por lo tanto se pueden hacer mezclas de los dos sistemas.




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Diseño del sistema REB500 / REB500sys

Unidad de bahía (500BU03)La unidad de bahía (ver Fig. 4) es el enlace entre la protección y los componentes del proceso del sistema primario, que son los transformadores de corrientes principales, seccionadores e interruptores; esta ejecuta las funciones de adquisición de datos, preproce-samiento y control. También provee el aisla-miento galvánico entre los componentes del sistema primario y los circuitos electrónicos internos de la protección.

El módulo de transformadores de entrada contiene los transformadores de corriente intermedios para medir las corrientes de fase y neutro con terminales para 1 A y 5 A. Como la compensación de las distintas relaciones de transformación de los transformadores de corriente se realiza configurando apropiada-mente el software de cada unidad de bahía, no se necesitan transformadores de corriente intermedios adicionales. El módulo de trans-formadores de entrada, también posee cinco transformadores de entrada de tensión para la medición de las tres tensiones de fase y dos tensiones de barras y registro de perturbacio-nes de tensión.

En el módulo de entradas analógicas y proce-samiento, se filtran las señales analógicas de corriente, se convierten en señales digitales con una frecuencia de muestreo de 48 mues-tras por ciclo, se preprocesan y finalmente se filtran digitalmente. Las señales de tensión y corriente de secuencia cero también se calcu-lan internamente.Los datos procesados se transfieren a intervalos regulares desde las unidades de bahía a la unidad central de pro-cesamiento a través del bus de proceso.

Cada unidad de bahía tiene 20 entradas bina-rias y 16 relés de salida. El módulo de entra-das/salidas binarias detecta y procesa la posición de los seccionadores, los acopla-dores de barras, las señales de bloqueo, seña-les de arranque, señales de reposición exter-nas, etc. Los canales de entrada binarias operan de acuerdo a un principio patentado de modulación de pulso, en un rango nominal de 48 a 250 V CC. El programa de computador de interfaz IHM permite efectuar los ajustes de los valores umbral de tensión de las entra-das binarias. Todos los canales de salidas binarias están equipadas con relés de opera-ción de alta velocidad y se pueden usar para propósitos de disparo y señalización (ver los datos de los contactos en la Tabla 8).

Una lógica de disparo permite que los canales de entrada y de salida sean asignados a las diferentes funciones. Todos los datos, como corrientes, tensiones, entradas binarias, even-tos, e información de diagnóstico adquiridos por la unidad de bahía, tienen un registro de tiempo.

Donde se requieran mas entradas analógicas y binarias, se pueden combinar varias unidades de bahía para formar una bahía de alimenta-dor / acoplador (p.ej. un campo acoplador con TCs a ambos lados del interruptor requieren dos unidades de bahía).

La unidad de bahía posee inteligencia local y ejecuta funciones de protección localmente (p.ej. falla interruptor, zona muerta, discre-pancia de polos), protección de la salida (pro-tección de respaldo o protección principal 2), así como las funciones de registro de eventos y de fallas.

Fig. 4 Diagramas de bloques de unidad de bahía y unidad central

CIM

Unidad central (500CU03)

CC

CCInterfaz

SCS/SMSInterfazRS 232

Relojtiempo

real

Acopladorestrella

Entrada/salidabinaria

MóduloCPU

MóduloCPU

MóduloCPU

Acopladorestrella

Separacióngalvanica

Process-bus

Registro de entradas/salidas binariasA/D

Filtro

CPUE

C

Interfazóptical

CC

CC

DSPDP

Mem

Unidad de bahía (500BU03)

IHM local

Filtro

E

C

IHM local



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En el evento en el que la unidad central se encuentre fuera de servicio o la comunicación de fibra óptica esté interrumpida se produce una alarma, la unidad de bahía continuará la operación y todas las funciones locales de protección y de registro (eventos y fallas) continuarán complemente funcionales (opera-ción autónoma).

La unidad de bahía tiene una interfaz IHM con dos posibles soluciones de montaje:

• Sin IHM local: solución ideal si el acceso a toda la información a través de la unidad central o por medio de un sistema de auto-matización de la subestación es suficiente.

• Con IHM local y 20 LEDs programables (Fig. 5): solución ideal para instalación con quioscos descentralizados, puesto que toda la información está disponible en la bahía.

Para esta última opción es posible tener el IHM integrado o conectado a través de un cable flexible hasta su posición de montaje (ver Fig. 23).

En caso de falla en la unidad de bahía, esta puede reemplazarse fácilmente. El reem-plazo de la unida de bahía se puede manejar de una forma muy simple. Durante el arran-que del sistema, la nueva unidad de bahía pide su identificación y sus direcciones, estas se entran directamente por medio de su IHM local. Los valores de ajuste y los datos de configuración se cargan automáticamente.

Funcionalidad adicional "plug and play"Se pueden agregar unidades de bahía adicio-nales a un sistema REB 500 existente de una forma muy simple.

Fig. 5 IHM incorporada directamente en la uni-dad de bahía

Unidad central (CU)La estructura de hardware se basa en bastido-res estándar con relativamente pocos tipos diferentes de módulos para la unidad central (ver Fig. 4).

Los módulos instalados en un esquema parti-cular dependen del tamaño, complejidad y funcionalidad del sistema de barras

Las interconexiones entre los módulos en un bastidor se efectúan a través de un bus para-lelo sobre una tarjeta madre en la placa fron-tal. Las tarjetas se insertan desde la parte posterior.

La unidad central es la administradora del sis-tema, es decir que tiene a su cargo la configu-ración del sistema, contiene la imagen de las barras, asigna las unidades de bahía dentro del sistema, administra el ajuste de parámet-ros de operación, actúa como controlador del bus del proceso, asegura la sincronización del sistema y controla la comunicación con el sis-tema de control de la estación.

Las variables de la protección de barras se derivan dinámicamente de los datos del pro-ceso, provistos por las unidades de bahía.

Los datos del proceso se transfieren al proce-sador central a través de un módulo acoplador estrella. Se pueden conectar hasta 10 unida-des de bahía al primer procesador central y 10 a los demás. Se deben agregar procesadores y módulos acopladores de estrella cuando el sistema de protección tiene mas de 10 unida-des de bahía. Para instalaciones con más de 30 unidades de bahía, se requieren unidades centrales y acopladores de estrella adiciona-les.

Fig. 6 Unidad central

Todos los módulos de la unidad central tienen funcionalidad de plug and play para reducir los trabajos de configuración de los módulos.




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Diseño del sistema REB500 / REB500sys(continuación)

Se pueden conectar uno o dos módulos de entradas/salidas binarias a la unidad de proce-samiento central.

La unidad central comprende un IHM local con 20 LEDs programables (Fig. 6), un puerto TCP/IP para conexión rápida del HMI500 dentro de la red de área local.

Funcionalidad del REB500 / REB500sys

Protección de barrasLos algoritmos de protección se basan en dos principios de medición que han sido aplica-dos con éxito en los sistemas precedentes de protección de barras de ABB los cuales utili-zan el principio de protección de barras de baja impedancia:

• una medida de la corriente diferencial esta-bilizada

• la determinación de la relación de fase entre las corrientes de los alimentadores (comparación de fase).

Los algoritmos procesan los vectores de corriente complejos los cuales se obtienen por análisis de Fourier y que contienen solamente el componente de la frecuencia fundamental. Se suprimen las componentes de corriente continua y armónicas superiores.

El primer principio de medición utiliza un algoritmo de corriente diferencial estabili-zada. Las corrientes se evalúan individual-mente para cada fase y por cada sección de barras (zona de protección).

Fig. 7 Característica de disparo del algoritmo de corriente diferencial estabilizada.

En la figura 7 la corriente diferencial es

y la corriente de restricción es

donde N es la cantidad de alimentadores. Para que se detecte una falla interna se deben cum-plir las siguientes dos condiciones:

donde kst factor de estabilizaciónkst max factor límite de estabilización. Un

valor típico de kst max = 0.80IK min valor de corriente diferencial de

arranque

Los cálculos y evaluaciones anteriores son ejecutados por la unidad central.

El segundo principio de medición determina la dirección del flujo de energía e involucra la comparación de fases de las corrientes de to-dos los alimentadores conectados a una sec-ción de barras.

Se comparan los fasores de corriente de la frecuencia fundamental ϕ1..n (5). En caso de una falla interna, todas las corrientes de los alimentadores tienen aproximadamente el mismo ángulo de fase, mientras que durante operación normal o durante una falla externa al menos una corriente está desfasada aproxi-madamente 180° comparada con las otras.

( | | )Σ Ι

0Corriente de restricción

( | | )Σ Ι0

IKmin

k = 1

Ajuste de k = kst max

Area de

disparoCorrientediferencial

Area de restricción

∑=

=N

nLnI

1DiffI (1)

∑=

=N

nLnI

1RestI (2)

maxRe

DiffIst

stst k

Ik >= (3)

minKDiff II > (4)

( )( )

=

LnIReLnIIm

arctann

ϕ (5)



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El algoritmo detecta una falla interna cuando la diferencia de fases entre todas las corrien-tes de los alimentadores está en el rango de disparo del comparador de fase (ver Fig. 8).

Fig. 8 Característica del comparador de fase para determinar la dirección de la energía

La tarea de procesar los algoritmos está com-partida por las unidades de bahía y la unidad de procesamiento central. Cada una de las unidades de bahía supervisa continuamente las corrientes de su alimentador, las prepro-cesa y realiza el filtrado de las variables re-sultantes según una función de Fourier. Los datos filtrados se transfieren a intervalos re-gulares a la unidad central, en donde se pro-cesan los algoritmos de protección.

Dependiendo del ángulo de fase de la falla, el tiempo de disparo varía entre 20 - 30 mseg para Idiff/Ikmin ≥5, este tiempo, incluye el tiempo del relé auxiliar de disparo.

Opcionalmente, la señal de disparo se puede enclavar por una función de comprobación de corriente o tensión en la unidad de bahía la cual libera el disparo solamente cuando la corriente que fluye es mayor que cierto valor mínimo o el valor de tensión está por debajo de cierto valor.

Protección de falla de interruptorLa función de protección de falla interruptor en las unidades de bahía supervisa las cor-rientes de fase independientemente de la fun-ción de protección de barras. La protección está equipada con dos temporizadores con ajustes independientes.

La operación de la función de falla de inte-rruptor se puede iniciar:

• internamente por los algoritmos de protec-ción de barras (y si están configuradas por las funciones de protección de línea interna, de protección de sobrecorriente y discrepancia de polos) y por las funciones de protección de la unidad de bahía

• externamente por medio de una entrada binaria, por ejemplo por la protección de línea, protección de transformador, etc.

Después que expira el tiempo ajustado en el primer temporizador, se envía una orden de disparo a la segunda bobina de disparo del interruptor y simultáneamente se envía una señal de disparo a la estación del otro ex-tremo de la línea.

El primer temporizador opera como función independiente en la unidad de bahía.

Si la falla todavía persiste al expirar el tiempo del segundo temporizador, la función de pro-tección de falla de interruptor utiliza la ima-gen de la barra para disparar todos los inter-ruptores sobre la misma sección de barras a través de sus unidades de bahía respectivas.

Es posible configurar mediante software que la señal de disparo remoto se transmita al ex-pirar el tiempo del primer o segundo tempori-zador.

La medición segregada de las fases en cada bahía permite aclarar adecuadamente las fallas evolutivas.

Protección de zona muertaPara proteger la "zona muerta" entre el inte-rruptor y los transformadores de corriente asociados, se aplica una combinación de la orden de cierre y la posición del interruptor a una entrada binaria.

La protección de zona muerta se habilita des-pués de transcurrido un cierto tiempo poste-rior a la apertura del interruptor. En caso de una falla en la zona muerta se dispararán los interruptores adyacentes comprometidos.

Esta función es ejecutada en forma indepen-diente por cada unidad de bahía.

Función de sobrecorrienteUn esquema de protección de sobrecorriente de tiempo definido de respaldo se puede inte-grar a cada unidad de bahía individualmente. (La operación de la función, puede arrancar el esquema de protección local de falla interrup-tor, cuando se ha parametrizado).

Desplaca-mientode fase∆ϕ

74°

0° ϕ12 = 36°

ϕ12 = 144°

Area sin disparo

Caso 1 2

∆ϕ max = 74°

Area de disparo

Diagrama de barras

Característica de operación

Re

Im

I1

I2

Im

ReI1

I2

180°

Caso 1: Falla externa ∆ϕ = 144°

Caso 2: Falla interna ∆ϕ = 36°



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Funcionalidad del REB500 / REB500sys (continuación)


Esta función es ejecutada en forma autónoma por la unidad de bahía.

Función de comprobación de sobre-corrienteLa función de comprobación de sobreco-rriente solo se ejecuta a nivel de bahía. Se activa por un disparo de protección de barras o por una señal de disparo transferido (inclu-yendo protección de zona muerta y falla inte-rruptor) y previene que aquellos alimentado-res que están conduciendo corrientes por debajo del ajuste de sobrecorriente sean dis-parados.

Función de comprobación de tensión El criterio de tensión se efectua en la unidad de bahía. Por lo tanto se deben instalar trans-formadores de tensión en los alimentadores respectivos. La función se puede configurar como criterio de liberación por zona a través de un enlace interno en la unidad central. Esto requiere la existencia de un juego de transfor-madores de tensión por zona en una de las unidades de bahía. El disparo es posible sola-mente si la tensión cae por debajo o excede el valor ajustado.

Alternativamente el criterio de liberación de disparo se puede configurar para cada alimen-tador (se deben instalar transformadores de tensión). (para los criterios de liberación de disparo, ver la Tabla 22).

Detección de corriente de neutro I0Las corrientes de falla a tierra en sistemas aterrizados por medio de impedancia pueden ser bajas y no siempre pueden ser detectadas por la función de corriente diferencial estabi-lizada ni por la función de comparación de fase. La evaluación de la corriente de neutro está disponible, pero únicamente para fallas monofásicas a tierra.

Discrepancia de polosEl algoritmo de la protección de discrepancia de polos supervisa que los tres polos del in-terruptor abran dentro de cierto tiempo dado.

Esta función supervisa la discrepancia entre las corrientes de las tres fases del interruptor.

Cuando la protección arranca, la función no envía señal de disparo a la unidad central, pero si está configurada, arranca la protección de falla interruptor (PFI lógica 3).

Esta función es ejecutada individualmente en forma autónoma por la unidad de bahía.

Registrador de eventosLos eventos se registran en cada unidad de bahía. Cada evento binario tiene una estam-pación de tiempo con una resolución de 1 mseg. Los eventos se dividen en tres grupos:

• eventos del sistema• eventos de protección• eventos de prueba.Los eventos se almacenan localmente en la unidad de bahía y/o en la unidad central.

Registrador de fallasEsta función registra las corrientes y las entradas binarias de cada unidad de bahía. Las tensiones se pueden registrar en forma opcional (ver Tabla 14).

Para activar el registro se pueden utilizar los flancos crecientes o decrecientes de las entra-das binarias o señales de salida o eventos re-sultantes de los algoritmos de protección. Se pueden configurar hasta 10 entradas binarias de propósito general, para iniciación externa del registro de fallas. Además la unidad cen-tral y la unidad de bahía posee una entrada binaria para arrancar los registradores de falla de todas las unidades de bahía.

La cantidad de canales analógicos que se pue-den registrar, la frecuencia de muestreo y la duración del registro se pueden ver en la Tabla 14. Una frecuencia de muestreo inferior permite un período de registro mayor.

El período de registro total puede dividirse hasta en máximo 15 ventanas de registro por unidad de bahía.

Cada unidad de bahía es capaz de registrar un máximo de 32 señales binarias, de las cuales se pueden definir 12 como señales de activa-ción.

La función se puede configurar separada-mente para registrar los estados previos y posteriores a la falla.

El usuario puede determinar si los datos regi-strados deben retenerse o sobreescribirse, al presentarse una nueva falla (FIFO = First In, First Out).

Esta función también se ejecuta en forma autónoma en cada unidad de bahía (ver página 6).



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Nota:Los datos de la falla almacenados en la me-moria se pueden transferir a través de la uni-dad central hacia otros sistemas de computa-ción para su evaluación por medio de progra-mas tales como E_wineve [4]. Los archivos se transfieren en formato COMTRADE.

Después de obtener los datos de los registra-dores de falla, es posible desplegarlos y visu-alizarlos gráficamente con E_wineve direct-amente.

Interfaces de comunicaciónSi se desea conectar la protección de barras a un sistema de control o supervisión de la esta-ción (SCS/SMS), se instala un módulo de co-municaciones en la unidad de procesamiento central.

Este módulo permite manejar dos tipos dife-rentes de protocolo para el bus entre bahías: LON e IEC 60870-5-103.

Utilizando el bus entre bahías LON es posible transferir la siguiente información:

• Sincronización• Eventos binarios (señales, disparos y di-

agnóstico)• Ordenes de reposición de disparos• Corrientes diferenciales de cada zona de

protección• Datos del registrador de fallas (a través del

IHM500).

Utilizando el bus entre bahías IEC 60870-5-103, es posible transferir la siguiente infor-mación:

• Sincronización• Los eventos seleccionados listados en el

dominio público• Todos los eventos binarios asignados a una

parte privada• Todos los eventos binarios de la parte

genérica• Ordenes de reposición de disparos• Datos del registrador de fallas.

Generador de pruebasEl programa de interface hombre máquina (IHM500/REBWIN), el cual corre sobre un PC portátil conectado ya sea a una unidad de bahía, o a la unidad de procesamiento central, incluye un generador de pruebas.

Durante la puesta en servicio y mantenimien-to del sistema, el generador de pruebas le per-mite al usuario:

• activar señales binarias de entrada o salida• supervisar la respuesta del sistema• probar el circuito de disparo incluyendo el

interruptor• prueba de los ciclos de recierre• establecer y ejecutar secuencias de pruebas

con corrientes y tensiones para la protec-ción de la bahía del sistema REB500sys.

El secuenciador de pruebas permite probar fácilmente la unidad de bahía sin necesidad de sacar de servicio la protección de barras. Se pueden arrancar hasta siete secuencias por estado de prueba. Las secuencias se pueden grabar y ser reactivadas posteriormente para pruebas futuras.

Supervisión de seccionadoresLa imagen de seccionadores es una car-acterística ejecutada completamente en soft-ware sin considerar elementos mecánicos de maniobra. La lógica de software para la réplica, determina dinámicamente los límites de las zonas de la barra protegida (zonas de protección). El sistema supervisa cualquier inconsistencia en los circuitos de entradas binarias conectadas a los contactos auxiliares de los seccionadores y genera una alarma des-pués del cumplimiento del tiempo ajustad.

En la ocurrencia de una alarma, la protección puede ser bloqueada completamente o blo-queada selectivamente.



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Supervisión de corriente diferencialLa corriente diferencial se supervisa perma-nentemente. Cualquier corriente diferencial inicia una alarma temporizada y la protección se bloquea completa o selectivamente.

Desvío del disparoPuede proveerse un canal de entrada binario para supervisar la presión de aire del interrup-tor. El disparo no es posible sin una señal activa. Cuando la señal se inactive, un dis-paro que se genere en la unidad de bahía se desvía automaticamente a la estación del extremo remoto de la línea y también a la lógica de disparos transferidos para disparar todos los interruptores conectados a la misma sección de barras.

La transferencia de disparos también se puede configurar con un criterio de corriente (car-acterística de comprobación de sobrecorri-ente).

Interfaz Hombre-Máquina (IHM)La protección numérica de barras se confi-gura y mantiene con la ayuda de interfaces hombre-máquina a tres niveles.

IHM localLa interfaz del despliegue local instalada en la unidad central y en las unidades de bahía comprende:

• Un LCD de cuatro líneas con 16 caracteres por línea para desplegar datos del sistema y mensajes de error

• Teclado para controlar el despliegue y 3 LED's para indicar disparos, alarmas y operación normal

• 20 LED's adicionales programables libre-mente para las indicaciones de la aplica-ción específica en la unidad de bahía 500BU03 y la unidad central 500CU03.

Las siguientes son algunas de las informacio-nes que se pueden desplegar:

• Corrientes, tensiones entradas• Corrientes diferenciales (para la protec-

ción de barras)• Estado del sistema, alarmas• Posiciones de los interruptores y secciona-

dores (dentro de la función de protección de barras)

• Señales de disparo y arranque de las fun-ciones de protección.

IHM externo (IHM500/REBWIN)Un control más completo y conveniente se realiza utilizando el software (IHM), el cual corre en un PC portátil conectado por medio de una interface óptica ya sea a la unidad de procesamiento central o a una unidad de ba-hía. Lo anterior asegura una comunicación libre de interferencias. El software permite configurar todo el sistema de protección de barras, realizar todos los ajustes y probar y controlar la funcionalidad completa del sis-tema. El IHM500/REBWIN se puede tam-bién operar a través del bus de datos LON del MicroSCADA, evitando así la conexión serial a la unidad central.

El IHM corre en Windows NT, Windows 98, Windows 2000 y Windows XP de Microsoft. El IHM500 está equipado con una función de ayuda en línea. Una función de comparación de bases de datos, permite efectuar una com-paración detallada entre dos archivos de con-figuración (ejemplo: entre el PC y la unidad central o entre dos archivos del PC).

Tabla 2 Contacto NA:"Seccionador CERRADO"

Contacto NC: "Seccionador ABIERTO" Posición del seccionador

abierto abierto Ultima posición almacenada+ alarma de seccionador temporizada+ señal de maniobra prohibida

abierto cerrado ABIERTO

cerrado abierto CERRADO

cerrado cerrado CERRADO+ alarma de seccionador temporizada+ señal de maniobra prohibida



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IHM remotoCon una segunda conexión serial en la parte posterior de la unidad central, es posible esta-blecer una conexión remota con la unidad

central por medio de un cable de fibra óptica o con un enlace con modem. La operación y funcionalidad de IHM500/REBWIN son las mismas en utilización local y remota.

Funciones adicionales REB500sys

Funciones del nivel de bahía

Funcionalidad básicaLa funcionalidad básica contiene las siguien-tes funciones:

• Lógicas, retardos e integradoresEstas funciones permiten que el ingeniero de protecciones programe fácilmente algunas funciones lógicas adicionales y están disponibles como funciones están-dar en la funcionalidad de REB500

• Función de sobrecorriente de tiempo defi-nidoEsta función se utiliza como función prin-cipal 2 ó función de respaldo para bahías de línea, transformador o acoplador. Cuando esta función está activada, tam-bién dará arranque a la función de protec-ción de falla interruptor (siempre y cuando la protección de falla interruptor, esté dis-ponible en el equipo suministrado).Esta función se puede activar en las fases y/o en el neutro

• Función de sobrecorriente direccional de tiempo definido

Como el anterior pero con criterio de direccionalidad

• Función de sobrecorriente de tiempo mínimo inverso

Esta aplicación es como la anterior pero comprende únicamente las características de tiempo inverso según la norma B.S. 142 (IEC60255-3) y la característica RXIDG

• Función de sobrecorriente direccional de tiempo mínimo inverso

Como la aplicación anterior pero con el criterio de direccionalidad

• Funciones de sobre tensión o baja tensión de tiempo definido

• Comprobación de plausibilidadEstas funciones se usan para comprobar la suma y la secuencia de fases de las corrien-tes y tensiones trifásicas

Protección de distancia y protección direc-cional de falla a tierraEstas funciones están basadas en las funcio-nes incorporadas en la protección REL316*4 de ABB.

La protección de distancia se puede utilizar como protección principal 2 ó como protec-ción de respaldo para bahías de líneas o trans-formadores.

La protección de distancia se describe en los datos técnicos del REL316*4 [1]. Esta con-tiene todas las funciones adicionales requeri-das normalmente para la aplicación de un esquema de protección de distancia:

• Función de bloqueo por oscilación de potencia

• Esquemas de teleprotección con las lógi-cas para bloqueo transitorio (líneas parale-las), lógica de eco, PUTT, POTT, etc.

• Cierre en falla

• Supervisión del circuito del transformador de tensión.

En el modo supervisión se despliegan en el IHM500 las potencias activa y reactiva, así como la respectiva dirección del flujo de energía.

Además de la función de protección de dis-tancia, se tiene la función de protección direc-cional de falla a tierra, la cual trabaja con el mismo canal de comunicación de la protec-ción de distancia o con un canal indepen-diente.

Esta función también se describe en los datos técnicos del REL316*4 [1].

Función de recierreLa función de recierre se basa en la función de recierre del REL316*4 [1]. Permite hasta cuatro ciclos de recierre trifásicos. El primer ciclo puede ser monopolar o tripolar.

Si la función de recierre del REB500sys se utiliza, esta se puede usar como respaldo del recierre realizado externamente (equipo sepa-rado o en la protección principal 1).




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Funciones adicionales REB500sys(continuación)

Cuando el recierre se efectúa por fuera del REB500sys, todas las entradas y salidas re-queridas por un equipo de recierre externo están disponibles para garantizar la funciona-lidad correcta.

Comprobación de sincronismoLa función de comprobación de sincronismo determina la diferencia entre las amplitudes, ángulos de fase y frecuencias de dos vectores de tensión. Además incluye la detección de línea o barra muerta.

Characterísti-cas adiciona-les REB500 / REB500sys

AutosuprervisiónPara asegurar la máxima seguridad, confiabi-lidad y disponibilidad de la protección, se su-pervisan continuamente todas las funciones del sistema. Si se presentara un defecto en el sistema de protección, el aspecto de fiabilidad más importante es el de evitar bajo cualquier circunstancia un disparo falso. En caso de presentarse un defecto, una respuesta incor-recta o incongruente, se inicia la acción cor-respondiente para establecer un estado se-guro, se emite una alarma y se produce un registro de eventos de diagnóstico para su análisis posterior.

Los componentes importantes del hardware (por ejemplo, fuentes auxiliares, convertido-res A/D, y memorias principales y de pro-grama) están sujetos a diferentes pruebas durante la puesta en funcionamiento del sis-tema y también durante la operación. Una función de watchdog supervisa continua-mente la integridad de las funciones de soft-ware y también el intercambio de datos a tra-vés del bus del proceso.

También es muy importante desde el punto de vista de la seguridad y confiabilidad el proce-samiento de las órdenes de disparo. Corres-pondientemente, cada canal de salida com-prende dos órdenes redundantes, las cuales deben ser habilitadas a intervalos regulares por el "watchdog". Si las condiciones del "watchdog" no se satisfacen, los canales se bloquean

Ampliación del sistemaLas funciones del sistema se determinan por el software configurado usando para ello la herramienta de configuración.

La ingeniería del sistema se puede desarrollar completamente con anterioridad, de tal forma que corresponda a la configuración final de la estación. Los módulos de software para las nuevas bahías y funciones adicionales, se

pueden activar utilizando el IHM cuando la instalación primaria se realice o cuando se necesiten las funciones.

Las funciones adicionales del sistema, p.ej. falla interruptor, zona muerta o principal 2 / respaldo de la bahía se pueden activar a cual-quier momento sin necesidad de hardware adicional.

Reposición de las órdenes de disparo/señalesLos siguientes modos de reposición se pue-den seleccionar individualmente para cada salida binaria (disparos o señales):

• Disparo enganchado hasta que sea repuesto manualmente.

• Reposición automática luego de una tem-porización ajustada.

Inspección/mantenimientoSe prevee una entrada binaria que excluye la unidad de bahía de la evaluación del sistema de protección. Esta función se usa cuando se hace mantenimiento en el equipo primario.

Fuentes de alimentación redundantes (opción)Dos módulos de fuentes de alimentación se pueden conectar en forma redundante, por ejemplo para facilitar el mantenimiento de las baterías de la estación. Esta es una opción tanto para la unidad central como para las unidades de bahía.

SincronizaciónLa precisión absoluta en la medición de tiem-po, con respecto a la referencia horaria ex-terna, depende del tipo de sincronización uti-lizada:

• sin sincronización externa del tiempo:precisión de aproximadamente 1 minuto por mes

• telegrama de tiempo periódico (por onda de radio, señal de satélite, o del sistema de control de estación) con un pulso por mi-nuto: precisión típica de ±10 mseg.



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• telegrama de tiempo periódico como arriba con un pulso por segundo: precisión típica de ±1 mseg.

• Es posible efectuar una conexión directa a los sistemas GPS o DCF77 desde la unidad central: precisión típica ±1 mseg.

La sincronización también se puede realizar por medio de un pulso por minuto conectado a una entrada binaria de la unidad central.

Requerimien-tos

Cables de fibra ópticaLa instalación del tipo descentralizada de la protección de barras requiere cables de fibra óptica y conectores con las siguientes caracte-rísticas:

• 2 cables de fibra óptica por unidad de bahía.

• fibras de vidrio con índice por gradiente.• diámetros del núcleo y del revestimiento

de 62.5 y 125 µm respectivamente.• atenuación máxima permitida ≤5 dB• Conector FST (para fibras ópticas de

62.5 µm).• con protección contra roedores, y a prueba

de agua longitudinalmente si se instalan en ductos para cables.

Respetar los radios de curvatura permitidos al tender los cables.

Los siguientes valores de atenuación son los típicos que pueden utilizarse para calcular un balance de atenuación aproximado para cada unidad de bahía:

Fig. 9 Atenuación

Contactos auxiliares del seccionadorLos contactos auxiliares de los seccionadores se conectan a las entradas binarias de las uni-dades de bahía para establecer la imagen de barras, para la protección numérica de barras.

Cada seccionador debe contar con un con-tacto libre de potencial normalmente abierto (N.A.) y otro normalmente cerrado (N.C.). El contacto N.A. indica que el seccionador esta "CERRADO" y el contacto N.C., que el sec-

cionador está "ABIERTO". Durante el movi-miento de cierre, el contacto N.A. debe cer-rarse antes que el contacto principal del sec-cionador llegue a la mínima distancia de ais-lamiento, es decir antes de que se produzca el arco.

De igual manera durante el movimiento de apertura, el contacto N.A. no debe abrir antes que la apertura del contacto principal exceda el punto de arco.

Equipo óptico Atenua-ción típica

Por índice de gradiente (840 nm) 3.5 dB/km

Por conector 0.7 dB/km

Por empalme de cable 0.2 dB/km

Unidad central Unidad de bahía1200 m1 m1 m

Conector FST

≤ 5 dB

Conector FST



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Requerimientos (conti-nuación)Requerimientos (conti-nuación)

Fig. 10 Secuencias de maniobra del seccionador mostrando la operación de los contactos auxiliares usa-dos para controlar la imagen de barras.

Imagen réplica del interruptorCuando se lee la réplica del interruptor en cualquier alimentador o interruptor de acople, el comando Cerrado del interruptor se debe conectar.

Transformadores de corriente principalesComo consecuencia de los algoritmos utiliza-dos y las características de estabilización inc-luidas, la protección de barras es altamente insensible al fenómeno de saturación de los transformadores de corriente. Se pueden utili-zar transformadores de corriente tipo TPS (B.S. clase x), TPX, TPY, 5P.. o 10P... .

En una estación con esquema de falla entre fases se pueden mezclar los transformadores de corriente TPX, TPY y TPZ. Dados los re-querimientos relativamente bajos de los trans-formadores de corriente, necesarios para la protección de barras, es posible compartir los núcleos de protección con otros dispositivos de protección.

Requerimientos de los transformadores de corriente principales para asegurar estabi-lidad durante fallas externas (Protección de barras)Los requerimientos mínimos de los transfor-madores de corriente para sistemas trifásicos se calculan con base en la corriente de falla máxima.

Para asegurar la operación correcta de la pro-tección de barras, para fallas externas, se debe controlar el factor límite de precisión efectivo (n').

El factor límite de precisión nominal es dado por el fabricante del transformador de cor-riente. Dependiendo de la capacidad y del consumo propio del transformador, se obtiene un factor límite de precisión efectivo n, el cual se define a continuación:

donde:n = factor límite de precisión nominal.PN = Carga nominal del transformador de

corriente.PE = Pérdidas del transformador de cor-

riente.PB = Carga conectada en corriente nomi-

nal.

En caso de un esquema con medición fase-fase, n’ debe cumplir las dos ecuaciones siguientes:

donde:IKmax = corriente máxima de falla en la

línea, para una falla pasante.

Cierre del seccionador

Distancia de aislamiento

El contacto auxiliar debe estar cerrado

El contacto auxiliar debe estar abierto

El contacto auxiliar puede estar cerrado

Contactoprincipaldel seccionador

Contactoauxiliar“Abierto” (N.C.)

Contacto auxiliar“Cerrado” (N.A.)

Posiciòn de cierre

Posiciòn de apertura

Apertura del seccionador

EB

EN

PPPPnn'

++

⋅=

n′1 IKmax⋅5 I1N⋅

-------------------≥1)



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I1N = corriente nominal del primario del transformador de corriente.

Considerando la constante de tiempo de c.c. del alimentador, el factor efectivo n debe ser

2) n' ≥ 10 para TN ≤120 mseg on' ≥ 20 para 120 mseg <TN ≤300 mseg

donde:TN = constante de tiempo CC

Ejemplo: IKmax = 30000 AI1N = 1000 ATN = ≤120 mseg

Aplicando las relaciones 1) y 2):

2) n' ≥10

Conclusión: n' ≥10

Los requisitos de los transformadores de cor-riente para REB500sys / protección de distan-cia de describen en una publicación separada [2].

Arranques para fallas internasEn caso de falla interna en barras, la satura-ción de los transformadores de corriente es menos probable, porque cada transformador de corriente transporta solamente la corriente del alimentador.

En estaciones donde la saturación de los transformadores de corriente es posible, es importante controlar que la corriente mínima de corto circuito exceda al valor de ajuste Ikmin.

Observaciones:ara sistemas con medición de I0, se debe dili-genciar y enviar a ABB el Apéndice L1 del cuestionario del REB 500 1MRB520371- Ken para poder comprobar los requerimientos de los transformadores de corriente para ase-gurar una medición correcta en los sistemas con medición de I0.

n′ 300005000

---------------- 6=≥1)




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Datos técnicos Tabla 3 Datos GeneralesRango de temperatu-ras:

- operación- almacenamiento y

transporte

-10°C...+55°C

-40°C...+85°C

EN 60255-6 (1994), IEC 60255-6 (1988),

EN 60255-6 (1994), IEC 60255-6 (1988)

Pruebas de clima:- Frío- Calor seco- Calor húmedo

(larga duración)

-25°C / 16 horas+70°C / 16 horas-25° a 70°, 1°/min, 2 ciclos+40°C; 93% humedad rela-tiva / 4 días

EN 60068-2-1 (1993), IEC 68-2-1 (1990),EN 60068-2-2 (1993), IEC 68-2-2 (1974),EN 60068-2-14 (2000), IEC 60068-2-14 (2000),IEC 68-2-3 (1984)

Capacidad térmica de materiales aislantes EN 60950 (1995) Sec. 5.1

Distancia de aislamiento y descarga EN 60255-5 (2001), IEC 60255-5 (2000),EN 60950 (1995), IEC 60950 (1995)

Pruebas de resisten-cia del aislamiento 0.5 kV / >100 MΩ EN 60255 (2001), IEC 60255-5 (2000), VDE 0411

Pruebas dielectricas 2 kV AC o 3 kV DC/1 min1 kV AC o 1.4 kV DC/1 min (a través de contactos abiertos)

EN 60255 (2001), IEC 60255-5 Cl.C (2000), EN 60950 (1995), IEC 60950 (1995),BS 142-1966, ANSI/IEEE C37.90-1989

Pruebas de impulso 1.2/50 µs/0.5 Julios5 kV AC

EN 60255-5 (2001), IEC 60255-5 (2000)

Tabla 4 Compatibilidad Electromagnética (EMC)Inmunidad

Prueba de perturbación de 1 MHz

1.0/2.5 kV, 1 MHz, res-puesta de frec. 400 Hz

IEC 60255-22-1, Cl. 3 (1988), ANSI/IEEE C37.90.1-1989

Inmunidad Ambiente industrial EN 50263 (1996)

Prueba de descarga electro-stática (ESD)

- descarga en aire- descarga en contactos

8 kV6 kV

EN 61000-4-2, Cl. 3 (1996), IEC 61000-4-2 (2001)

Prueba de transitorio rápido 2/4 kV EN 61000-4-4, Cl. 4 (1995), IEC 61000-4-4 (1995)

Prueba de inmunidad al campo magnético a la fre-cuencia industrial (50/60 Hz)

- campo continuo- corta duración

30 A/m300 A/m

EN 61000-4-8, Cl. 4 (1993), IEC 61000-4-8 (1993)

Prueba de interferencia de radio frecuencia (RFI)

0.15 - 80 MHz, 80% ampli-tud modulada 10 V, Cl. 380 - 1000 MHz, 80% ampli-tud modulada 10 V/m, Cl. 3900 MHz, impulso modulado10 V/m, Cl. 3

EN 61000-4-6 (1996), IEC 61000-4-6 (1996),EN 61000-4-3 (1996), IEC 61000-4-3 (1995),

Emisión Ambiente industrialProcedimiento de prueba EN 55022 (1998), CISPR 22 (1990)



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Tabla 5 Pruebas mecánicas

Módulos de Hardware

Vibración y choque

Investigación de resonancia 2...150 Hz / 0.5 gn EN 60255-21-1 (1996), IEC 60255-21-1 (1988), IEEE 344-1987

Esfuerzo permanente 10...150 Hz / 1 gn EN 60255-21-1 (1996), IEC 60255-21-1 (1988)

Prueba sísmica 2...33 Hz, 2 gn EN 60255-21-3 (1995),IEC 60255-21-3 (1995), IEEE 344-1987

Prueba de choque Cl.1; A = 15 gn; D = 11 ms;Pulsos en cada dirección = 3 EN 60255-21-2 (1996), IEC 60255-21-2

(1988), IEC 60068-2-27 (1987)

Prueba de choque perma-nente

Cl.1; A = 10 gn; D = 16 ms;Pulsos en cada dirección = 1000

EN 60255-21-2 (1996), IEC 60255-21-2 (1988), IEC 60068-2-29 (1987)

Tabla 6 Clases de protecciónUnidad de bahía Unidad central 19” Tablero (verTabla 12)

IP40 IP20 IP40-50

Tabla 7 Entradas analógicas, (Unidad de bahía)Corrientes

4 canales de entrada I1, I2, I3, I4Corriente nominal (IN) 1 A o 5 A según se elijan los termi-

nales, relación de transformación ajustable via IHM500

Valores térmicos nominales:continuos

durante10 segdurante 1 seg

impulso (medio ciclo)

4 x IN

30 x IN100 x IN

250 x IN (valor pico)

EN 60255-6 (1994),IEC 60255-6 (1988), VDE 0435, part 303

EN 60255-6 (1994),IEC 60255-6 (1988),VDE 0435, part 303

Consumo por fase ≤0.02 VA para IN = 1 A ≤0.10 VA para IN = 5 A

Tensiones (opción)

4 canales de entrada U1, U2, U3, U4 500BU02

5 canales de entrada U1, U2, U3, U4, U5 500BU03

Tensión nominal (UN) 100 V, 50/60 Hz, 16,7 Hz200 V, 50/60 Hz, relación de trans-formación ajustable via IHM500

Valores térmicos nominales:continuo

durante 10 seg.

2 x UN

3 x UN

EN 60255-6 (1994),IEC 60255-6 (1988),VDE 0435, part 303

Consumo por fase ≤0.3 VA con UN

Datos comunes

Frecuencia nominal (fN) 50 Hz, 60 Hz, 16.7 Hz, ajustable via IHM500



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Datos técnicos (conti-nuación)Datos técnicos (conti-nuación)

Tabla 8 Entradas/Salidas binarias (Unidad de bahía, unidad central)Salidas binarias

General

Tiempo de operación 3 mseg (típico)

Tensión de operación máxima ≤300 V CA/CC

Corriente nominal continua ≤8 A

Corriente de cierre y conduc-ción para 0.5 seg

≤30 A

Potencia de cierre máxima a 110 V CC

≤3300 W

Comportamiento de reposi-ción por salida binaria, progra-mable

- retención- reposición automática (Ajuste 0... 60 seg.)

Contactos N/A de servicio pesado CR08...CR16, 500BU03

Contactos N.A. de servicio pesado CR01...CR04, CR07...CR09 - unidad central

Corriente de apertura (L/R=40 mseg)

para 1 contacto

para 2 contactos en serie

U <50 V CC ≤1.5 AU <120 V CC ≤0.3 AU <250 V CC ≤0.1 AU <50 V CC ≤5 AU <120 V CC ≤1 AU <250 V CC ≤0.3 A

Contactos para señalización CR01...CR07, 500BU03

Contactos para señalización CR05, CR06 - unidad central

Capacidad de interrupción U <50 V CC ≤0.5 AU <120 V CC ≤0.1 AU <250 V CC ≤0.04 A

Entradas binarias

Cantidad de entradas por uni-dad de bahía

20 opto acopladores 9 grupos con terminal común

Cantidad de entradas por uni-dad central

12 opto acopladores por módulo binario I/O (2 max.)3 grupos con terminal común

Rango de tensión (Uoc) 48...250 V CCAjuste de la operación a través del IHM500

Corriente de operación ≥10 mA

Tiempo de actuación <1 mseg

Tabla 9 Fuente de alimentación auxiliarMódulo Tipo Unidad de bahía Unidad central

Tensión de entrada (Uaux) ±25% 48...250 V CC 48...250 V CC

Fusible sin fusible 10 A lento

Carga 11 W 100 W

Datos comunes

Duración permitida de la interrupción de tensión durante la cual se mantiene la ten-sión de salida >50 mseg, IEC 60255-11 (1979) VDE 0435, parte 303

Señal sobre el panel frontal LED verde de „Disponible“

Selector ON/OFF

Redundancia de la fuente de alimentación: opcional en las unidades de bahía y en la unidad central



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Funciones de registro

Tabla 10 Interfaces óptico/eléctricasNúmero de núcleos 2 núcleos de fibra óptica por unidad de bahía

Diámetros del núcleo/recubrimiento 62.5/125 µm (multimode)

Atenuación máxima permitida ≤5 dB (ver Fig. 9)

Longitud máxima aproximadamente 1200 m

Conector tipo FST para cables de fibra óptica de 62.5 µm

Tabla 11 Diseño mecánicoMontaje

Unidad de Bahía: Montaje empotrado en marcos o en tableros, IHM integrado o montado separadamente

Unidad central: Montaje empotrado en marcos o en tableros

Tabla 12 Diseño de tablero

Tablero Tipo RESP97 estándar (para mas información ver 1MRB520159-Ken)

Dimensiones (ancho, profundidad, altura)

800 x 800 x 2200 mm (sencillo)1600 x 800 x 2200 mm (doble)2400 x 800 x 2200 mm (triple) *

*mayor dimensión de despacho

Peso total (con todas las unidades insertadas)

Aprox. 400-600 kg por armario

Terminales Tipo de terminal Datos de conexión

Sólido Trenzado

Para TCs Phoenix URTK/S 0.5 - 10 mm2 0.5 - 6 mm2

Para TPs *) Phoenix URTK/S 0.5 - 10 mm2 0.5 - 6 mm2

Para alimentación Phoenix UK 6 N 0.2 - 10 mm2 0.2 - 6 mm2

Para disparo Phoenix UK 10-Twin 0.5 - 16 mm2 0.5 - 10 mm2

Para entradas/salidas binarias Phoenix UKD 4-MTK-P/P 0.2 - 4 mm2 0.2 - 2.5 mm2

Cableado interno

Para TC´s Cable flexible 2.5 mm2

Para TP´s Cable flexible 1.5 mm2

Para alimentación Cable flexible 1.5 mm2

Para entradas/salidas binarias Cable flexible 1.5 mm2

Tabla 13 Registrador de eventosRegistrador de eventos Unidad de bahía Unidad central

Eventos del sistemaEventos de protecciónEventos de prueba

100 en total 1000 en total



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Tabla 14 Registrador de fallasEstándar para 500BU03: 4xI, 5xU, 32 señales binarias por unidad de bahía (total 1.5 seg.(U si los TP están disponibles)

Tiempo de registro Frecuencia de muestreo Frecuencia del sistema

1.5 seg3.0 seg6.0 seg

2400/2880/802 Hz1200/1440/401 Hz600/720 Hz

(50/60/16.7 Hz)(50/60/16.7 Hz)(50/60 Hz)

Opción 1: Corrientes y tensiones


6.0 seg12.0 seg24.0 seg

400/2880/802 Hz1200/1440/401 Hz600/720 Hz

(50/60/16.7 Hz)(50/60/16.7 Hz)(50/60 Hz)

Opción 2: Corrientes y tensiones


10.0 seg20.0 seg40.0 seg

2400/2880/802 Hz1200/1440/401 Hz600/720 Hz

(50/60/16.7 Hz)(50/60/16.7 Hz)(50/60 Hz)

Número de registros de falla = tiempo total de registro/ ajuste de tiempo de registro (máx 15)

Ajustes individuales de pre - falla y post - falla, mínimo 200 mseg

Tabla 15 Protocolos del bus entre bahíasProtocolo LON entre bahías

El protocolo LON permite Sincronización: precisión típica ±1 mseg.Eventos binarios (señales, disparos y diagnósticos)Ordenes de reposición de disparosCorrientes diferenciales de cada zona de protección, datos del registrador de fallas (500BU03 via IHM500)

Protocolo IEC 60870-5-103 entre bahías

El protocolo IEC 60870-5-103 permite Sincronización: precisión típica ±5 mseg.Grupo de eventos binarios según lo especifica IECOrdenes de reposición de disparosTransferencia de datos del registrador de fallasRango privado:

soporte de todos los eventos binariosModo genérico:

soporte de todos los eventos binarios

Ajustes de direcciones de la estación 0...254

Ajustes de subdirecciones, direcciones comunes de ADSU

0...255 (CAA)CAA seleccionable libremente por unidad de bahía para la unidad 500BU03



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Módulos de Software

Funciones de nivel de estación(Aplicable para frecuencias nominales de 50, 60 y 16.7 Hz)

Tabla 16 Protección de barras (87B)Ajuste de la corriente mínima de falla (Ikmin) Sistema de corriente de neutro

500...6000 A en escalones de 100 A100...6000 A

Factor de estabilización (k) 0.7...0.9 en escalones de 0.05

Alarmas corriente diferencialAjuste de corrienteAjuste de retardo

5...50% x Ikmin en escalones de of 5%2...50 seg en escalones de 1 seg.

Alarma seccionadorRetardo 0.5...90 seg

Tiempo de disparo típico 20...30 mseg para Idiff/Ikmin ≥5 incl. los relés de disparo; para fN = 50, 60 Hz30...40 mseg para Idiff/Ikmin ≥5 incl. los relés de disparo;para fN = 16.7 Hz

Relación de transformación de los trans-formadores de corriente por alimentador

50...10 000/1 A, 50...10 000/5 A, ajustable a través del IHM

Tiempo de reposición 30...96 mseg (para 1.2 <Ik/Ikmin <20); para fN = 50, 60 Hz45...159 mseg (para 1.2 <Ik/Ikmin <20); para fN = 16.7 Hz

Tabla 17 Protección de falla de Interruptor (50BF) (opcional)Medición:

Rango de ajuste 0.1...2 x IN en escalones de 0.1 x IN

Precisión ±5%

Temporizadores:

Rango de ajuste de los temporizadores t1 t2

10...5000 mseg en escalones de 10 mseg0...5000 mseg en escalones de 10 mseg

Precisión ±5%

Pulso de disparo remoto 100...2000 mseg en escalones de 10 mseg

Relación de reposición 80% típica

Tabla 18 Protección de zona muerta (51) (opcional)Rango de ajuste del temporizador 100...10.000 mseg en escalones de 100 mseg

Rango de ajuste de corriente 0.1...2 x IN en escalones de 0.1 IN

Relación de reposición 95%

Tiempo de reposición 17...63 mseg (con 1.2 < I/Iajuste <20); para fN = 50, 60 Hz



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Tabla 19 Protección de sobrecorriente temporizada (51) (opcional)Característica tiempo definido

Medición:

Rango de ajuste 0.1...20 x IN en escalones de 0.1 x INRango de ajuste del tiempo de retardo 10 mseg...20 seg en escalones de 10 mseg

Relación de reposición 95% típica

Tiempo de reposición 20...60 mseg (con 1.2 <I/Iajuste <20); para fN = 50, 60 Hz

Tabla 20 Protección de discrepancia de polos del interruptor (51) (opcional)Rango de ajusteTiempo de retardoFactor de discrepancia

0.1 IN ... 2.0 IN en escalones de 0.1IN, valor por definición 0.2 IN100...10000 mseg en esc. de 100 mseg, valor por definición1500 mseg0.01* Imax...0.99 * Imax en esc. de 0.01 * Imax, valor por definición 0.6 * Imax

Para alimentadores con disparo y recierre monopolar, el ajuste de tiempo para la protección de discre-pancia de polos debe ser mayor que el tiempo de recierre. El factor de discrepancia es la diferencia máxima permisible entre las amplitudes de dos fases.

Tabla 21 Función de comprobación de sobrecorriente (51) (opcional)Rango de ajuste (por alimentador)

0.1 IN... 4.0 IN en escalones de 0.1 IN,valor por definición 0.7 IN

Si la función de comprobación de baja corriente no está activada, la orden de disparo ("21110_Disparo") se da independientemente de la corriente (ajuste estándar)

La función de comprobación de corriente solamente permite el disparo de un interruptor, si la corriente del alimentador es mayor que el ajuste. Esto se puede ajustar individualmente para cada bahía

Tabla 22 Liberación de tensión (27/59) (opcional)Rango de ajuste (por ali-mentador)

0.2 UN... 1.0 UN en escalones de 0.1 UN,valor por definición 0.7 UN

Si la característica de comprobación de tensión no está activada, los comandos de disparo se da inde-pendientemente de la tensión (ajuste estándar).

La característica de comprobación de tensión se utiliza como un criterio adicional para la protección de barras (también para las otras funciones de protección de la estación) y opera por zona.

Tabla 23 Temporización/Integrador• Para la temporización o la reposición o para integrar 1 señal binaria• Se puede invertir la entrada• 4 juegos de parámetros independiente

Ajustes:

Tiempo de operación o reposición 0 a 300 seg en escalones de 0.01 seg

Integración si/no



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Funciones de unidad de bahía para protección de respaldo / pro-tección principal 2 REB500sys(Aplicable para frecuencias nominales de 50 y 60 Hz)

Tabla 24 Lógica• Lógica para 4 entradas binarias con las 3 configuraciones siguientes:

1. puerta OR2. puerta AND3. Flip-flop bi-estable con 2 entradas de ajuste y 2 entradas de resposición (ambas puertas OR), con

prioridad para la resposición• 4 juegos de parámetros independiente

Todas las configuraciones tienen una entrada de bloqueo adicional.Se pueden invertir todas las entradas.

Tabla 25 Función de corriente de tiempo definido (51)• Detección de sobre y subcorriente• Medición mono o trifásica con detección de la corriente de fase más alta, o más baja respectivamente• Bloqueo de corrientes de energización elevadas debido a la detección de la 2da. armónica• 4 juegos de parámetros independiente

Ajustes:

Corriente de operación 0.02...20 IN en escalones de 0.01 INTemporización 0.02...60 seg en escalones de 0.01 seg

Precisión del ajuste de operación (a fN) ±5%

Relación de reposiciónsobrecorrientesubcorriente

>94% (para función de máx.)<106% (para función de mín.)

Tiempo de operación max. sin temporización intencional

60 mseg

Bloqueo de la corriente de energizaciónajuste de operaciónrelación de reposición

opcional0.1 I2h/I1h0.8

Tabla 26 Función de sobrecorriente de tiempo inverso (51)• Medición mono o trifásica con detección de la corriente de fase más alta• 4 juegos de parámetros independiente

Característica de tiempo inverso (de acuerdo con B.S. 142, IEC 60255-3 con rango de ajuste extendido)

normal inversamuy inversaextremadamente inversainversa de larga duración

t = k1 / ((I/IB)C- 1)

c = 0.02c = 1c = 2c = 1

o característica RXIDG t = 5.8 - 1.35 · In (I/IB)

Ajustes:

Número de fases 1 o 3

Corriente de base IB 0.04...2.5 IN en escalones de 0.01 INCorriente de operación Iarranque 1... 4 IB en escalones de 0.01 IBAjuste mínimo de tiempo tmin 0...10 seg en escalones de 0.1 seg



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Ajuste de k1 0.01...200 seg en escalones de 0.01 seg

Clases de precisión para el tiempo de opera-ción de acuerdo con British Standard 142,IEC 60255-3, característica RXIDG

E 5.0±4% (1 - I/80 IB)

Relación de resposición 95%

Tabla 27 Función de tensión de tiempo definido (27/59)• Detección de sobre y subtensión• Medición mono o trifásica con detección de la tensión de fase más alta, o más baja respectivamente• 4 juegos de parámetros independiente

Ajustes:

Tensión de operación 0.01...2.0 UN en escalones de 0.01 UN

Temporización 0.02...60 seg en escalones de 0.01 seg

Precisión del ajuste de operación (a fN) ±2% o ±0.005 UN

Relación de reposición (U ≥0.1 UN)sobretensiónsubtensión

>96% (para función de máx.)<104% (para función de mín.)

Tiempo de operación max. sin temporización intencional

60 mseg

Tabla 28 Función de sobrecorriente de tiempo inverso de falla a tierra (51 N)• Medición de corriente de neutro (derivada en forma externa o interna)• 4 juegos de parámetros independiente

Característica de tiempo inverso(de acuerdo con B.S. 142, IEC 60255-3 con rango de ajuste extendido)


t = k1 / ((I/IB)C - 1)

c = 0.02c = 1c = 2c = 1

o característica RXIDG t = 5.8 - 1.35 · In (I/IB)

Ajustes:

Número de fases 1 o 3

Corriente de base IB 0.04...2.5 IN en escalones de 0.01 INCorriente de operación Iarranque 1...4 IB en escalones de 0.01 IBAjuste mínimo de tiempo tmin 0...10 seg en escalones de 0.1 seg

Ajuste de k1 0.01...200 seg en escalones de 0.01 seg

Clases de precisión para el tiempo de opera-ción de acuerdo con British Standard 142,IEC 60255-3,característica RXIDG E 5.0

±4% (1 - I/80 IB)

Relación de resposición 95%



Página 27


Tabla 29 Función de sobrecorriente direccional de tiempo definido (67)• Protección de sobrecorriente direccional con detección del flujo de potencia• Protección de respaldo• 4 juegos de parámetros independiente

• Medición trifásica• Supresión de componentes de CC y de alta frecuencia• Característica de tiempo definido• Memoria de tensión para fallas cercanas• Respuesta solucionable cuando la dirección de potencia no está disponible (disparo o bloqueo)

Ajustes:

Corriente 0.02…20 IN en escalones de 0.01 INAngulo -180°…+180° en escalones de 15°

Retardo 0.02…60 seg en escalones de 0.01 seg

Tiempo de espera 0.02…20 seg en escalones de 0.01 seg

Duración de la memoria 0.2…60 seg en escalones de 0.01 seg

Exactitud:La exactitud de las mediciones está definida por:• Rango de frecuencia 0.9...1.05 fN• Tensión sinusoidal incluyendo 3., 5., 7. y 9. armónico

Exactitud del valor de arranqueRelación de reposiciónExactitud del ángulo de medición (para 0.97...1.03 fN)

±5%95%

±5°

• Rango de tensión de entrada• Rango de memoria de tensión• Exactitud de la medición de ángulo a la tensión de

la memoria• Dependencia de la frecuencia para la medición del

ángulo a la tensión de la memoria• Tiempo de respuesta sin retardo

0.005…2 UN<0.005 UN±20°

±0.5°/Hz

60 mseg

Tabla 30 Función de sobrecorriente direccional de tiempo inverso y mínimo definido (67)

• Protección de sobrecorriente direccional con detección del flujo de potencia• Respaldo de la protección de distancia• 4 juegos de parámetros independiente

• Medición trifásica• Supresión de componentes de CC y de alta frecuencia• Característica de tiempo inverso• Memoria de tensión para fallas cercanas• Respuesta seleccionable cuando la dirección de potencia no está disponible (disparo o bloqueo)

Ajustes:

Corriente 1…4 IN en escalones de 0.01 INAngulo -180°…+180° en escalones de 15°

Característica de tiempo inverso(de acuerdo con B.S. 142, IEC 60255-3 con rango de ajuste extendido)


t = k1 / ((I/IB)C - 1)

c = 0.02c = 1c = 2c = 1

t-min 0…20 seg en escalones de 0.01 seg

Valor IB 0.04…2.5 IN en escalones de 0.01 IN



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Tiempo de espera 0.02…20 seg en escalones de 0.01 seg

Duración de la memoria 0.2 …60 seg en escalones de 0.01 seg

Exactitud:La exactitud de las mediciones está definida por:• Rango de frecuencia 0.9...1.05 fNExactitud del valor de arranqueRelación de reposiciónExactitud del ángulo de medición (para 0.97 ... 1.03 fN)

±5%95%±5°

• Rango de tensión de entrada• Rango de memoria de tensión• Exactitud de la medición de ángulo a la tensión de la

memoria• Dependencia de la frecuencia para la medición del

ángulo a la tensión de la memoria• Tiempo de respuesta sin retardo

0.005…2 UN<0.005 UN±20°

±0.5°/Hz

60 ms

Tabla 31 Control de plausbilidad (46/47)Se provee la función de control de plausibilidad para cada entrada de corriente trifásica y tensión trifásica que realiza lo siguiente:• Determinación de la suma y secuencia de fases de las 3 corrientes y tensiones de fase• 4 juegos de parámetros independiente

Precisión de los ajustes de operación con frecuencia nominal

±2% IN en el rango 0.2...1.2 IN±2% UN en el rango 0.2...1.2 UN

Relación de reposición ≥90% en el rango completo>95% (con U >0.1 UN o I >0.1 IN)

Ajuste de la plausibilidad de la corriente

Valor de operación diferencial para la suma de las corrien-tes internas 0.05...1.00 IN en escalones de 0.05 INCompensación de la amplitud para la sumatoria del TC -2.00...+2.00 en escalones de 0.01


Ajuste de la plausibilidad de la tensión

Valor de operación diferencial para la suma de las tensio-nes internas 0.05...1.2 UN en escalones de 0.05 UN

Compensación de la amplitud para la sumatoria del t.p. -2.00...+2.00 en escalones de 0.01


Tabla 32 Protección de distancia (21) (opcional)• Cinco etapas de medición con característica poligonal de impedancia hacia adelante o hacia atrás• Todos los valores de ajuste están referidos al nivel secundario, cada zona puede ajustarse en forma

independiente de las otras• 4 juegos de parámetros independiente

Medición de impedancia -300...300 Ω/fase en escalones de 0.01 Ω/fase

Compensación de corriente de secuenciacero

0...8 en escalones de 0.01,-180°...+90° en escalones de 1°

Impedancia mutua para líneas en paralelo 0...8 en escalones de 0.01,-90° a +90° en escalones de 1°

Rango de ajuste de los temporizadores 0...10 seg en escalones de 0.01 seg

Arranque de subimpedancia -999...999 Ω/fase en escalones de 0.1 Ω/fase

Arranque de sobrecorriente 0.5...10 IN en escalones de 0.01 IN



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Corriente mínima de operación 0.1...2 IN en escalones de 0.01 INRespaldo por sobrecorriente 0...10 IN en escalones de 0.01 INCriterio corriente de neutro 0.1...2 IN en escalones de 0.01 INCriterio tensión de neutro 0...2 UN en escalones de 0.01 UN

Criterio de tensión mínima para detectar, por ejemplo alimentación débil

0...2 UN en escalones de 0.01 UN

Supervisión del transformador de tensiónCriterio tensión de neutro/secuencia de fase negativaCriterio corriente de neutro/secuencia de fase negativa

0.01...0.5 UN en escalones de 0.01 UN

0.01...0.5 IN en escalones de 0.01 INPrecisión (aplicable para constantes de tiempo de corriente entre 40 y 150 mseg)

error de amplituderror de faseerror adicional por- fluctuación de frecuencia de ± 10% -10% de contenido de3ra. armónica -10% de contenido de5ta. armónica

±5% para U/UN >0.1±2° para U/UN >0.1

±5%±10%±10%

Tiempos de operación para la función de protección de distancia (incluyendo el relé de disparo)

mínimotípico(ver también curvas isocrónicas)

20 mseg25 mseg

Tiempo de reposición típico 25 mseg

Requerimientos de operación de los con-tactos auxiliares del mini interruptor de los TP.

Tiempo de operación <15 mseg



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Tiempos de operación de la función de protección de distancia

Curvas isocrónicas

Abreviaturas: ZS = impedancia de fuenteZF = impedancia de fallaZL = ajuste de impedancia de zona 1

Falla monofásica (mín)

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0.1 1 10 100 1000

18ms

Falla monofásica (max)

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0.1 1 10 100 1000

31ms

29ms

SIR (ZS/ZL)

Z F/Z

L

Z F/Z

L

SIR (ZS/ZL)

18ms17ms

Falla bifásica (mín)

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0.1 1 10 100 1000

Falla bifásica (max)

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0.1 1 10 100 1000

29ms

32ms

Z F/Z

L

Z F/Z

L

SIR (ZS/ZL) SIR (ZS/ZL)

18ms17ms

19ms

Falla trifásica (mín)

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0.1 1 10 100 1000

20ms

Falla trifásica (max)

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0.1 1 10 100 1000

29ms

33ms

Z F/Z

L

Z F/Z

L

SIR (ZS/ZL) SIR (ZS/ZL)

18ms17ms



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Tabla 33 Función direccional de falla a tierra para sistemas a tierra (67 N) (opcional)• Detección de fallas a tierra de alta resistencia• Ajuste corriente de habilitación 3I0• Dirección determinada con base en las variables de neutro (derivadas en forma externa o interna)• Esquema de comparación direccional permisivo o de bloqueo• Lógica eco para alimentación débil• Lógica para el cambio en la dirección de la energía• 4 juegos de parámetros independiente

Ajustes:

Ajuste de la corriente de operación 0.1...1.0 IN en escalones de 0.01 INAjuste de la tensión de operación 0.003...1 UN en escalones de 0.001 UN

Ángulo característico -90°...+90° en escalones de 5°

Temporización 0...1 seg en escalones de 0.001 seg

Precisión del ajuste de la corriente de operación ±10% del ajuste

Tabla 34 Recierre automático (79) (opcional)• Recierre automático mono-trifásico.• Operación en conjunto con las funciones de distancia, sobrecorriente y comprobación de sincronismo y

también con relés externos de protección y comprobación de sincronismo.• Lógica para protección principal y respaldo, duplex y maestro/seguidor.• Hasta cuatro intentos de recierre rápidos o lentos• Detección de fallas evolutivas• 4 juegos de parámetros independiente

Ajustes:

1er. recierre ningunofalla 1f - recierre 1ffalla 1f - recierre 3ffalla 1f/3f - recierre 3ffalla 1f/3f - recierre 1f/3f

2do. a 4to. recierres ningunodos ciclos de recierretres ciclos de recierrecuatro ciclos de recierre

Tiempo muerto monofásico 0.05...300 seg

Tiempo muerto trifásico 0.05...300 seg

Extensión del tiempo muerto por una señal externa 0.05...300 seg

Tiempos muertos para el 2do., 3ro y 4to. recierre 0.05...300 seg

Tiempo de duración de la falla 0.05...300 seg

Tiempo de espera 0.05...300 seg

Tiempo de bloqueo 0.05...300 seg

Tiempos de discriminación mono-trifásico 0.1...300 seg

Todos los ajustes en escalones de 0.01 seg



Página 32



Tabla 35 Comprobación de sincronismo (25) (opcional)• Determinación de la comprobación de sincronismo

Medición monofásica. Se determina la diferencia entre las amplitudes, ángulos de fase y frecuencias de dos vectores de tensión

• Supervisión de tensiónMedición mono o trifásicaEvaluación de valores instantáneos debido al amplio rango de frecuenciaDeterminación de valores máximos y mínimos en el caso de entradas trifásicas

• Selección de fase para entradas de tensión• Posibilidad de conmutar a una entrada de tensión diferente (para sistemas de barras dobles)• Selección remota del modo de operación• 4 juegos de parámetros independiente

Ajustes:

Diferencia máx. de tensión 0.05...0.4 UN en escalones de 0.05 UN

Diferencia máx. de fase 5...80° en escalones de 5°

Diferencia máx. de frecuencia 0.05...0.4 Hz en escalones de 0.05 Hz

Tensión mínima 0.6...1 UN en escalones de 0.05 UN

Tensión máxima 0.1...1 UN en escalones de 0.05 UN

Tiempo de supervisión 0.05...5 seg en escalones de 0.05 seg

Tiempo de resposición 0...1 seg en escalones de 0.05 seg

PrecisiónDiferencia de tensiónDiferencia de faseDiferencia de frecuencia

para 0.9...1.1 fN±5% UN±5°±0.05 Hz



Página 33


Diagramas Entradas / salidas unidad central

Fig. 11 Diagrama de cableado de los módulos de la unidad central

Entradas binarias

Salidasbinarias

U

3

Entradas binarias

Salidasbinarias

500BIO01

500PSM03

aux

Tarjeta entrada/salida opcional

Tarjeta entrada/salida opcional

U

Abreviaturas Explicación

OCxx CRxx OLxx

OptoacopladorRelé de comandoEnlace óptico

Bloque de terminales Explicación

Tipo de cable/conductor

ABP

Entradas binariasSalidas binariasAlimentación

1.5 mm2

1.5 mm2

1.5 mm2




Página 34

Fig. 12 Diagrama de cableado de las unidades de bahía 500BU03

Tabla 36 Unidad de bahía 500BU03Tipos de unidad de bahía Entradas/salidas disponibles

500BU03_4 (4 I, 20/16 E/S, autónomo)

500BU03_2 (4 I, 5 U, 20/16 E/S, autónomo)

500BU03_1 (4 I, 5 U, 20/16 E/S, autónomo) unidad de aliment. redundante

500BU03_4 (4 I, 20/16 E/S, montage clásico)

500BU03_2 (4 I, 5 U, 20/16 E/S, montage clásico)

500BU03_1 (4 I, 5 U, 20/16 E/S, mont. clásico) unid. de aliment. redundante

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

OC01

OC02

OC03

OC04

OC05

OC06

OC07

OC08

1

2

34

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

OC10

OC11

OC12

OC13

OC14

OC15

OC16

A

B

16

17

18OC09

OC17

OC18

OC19

OC20

16

17

18

Entradas binarias

Salidas binarias

Bus de proceso

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

CR08

CR09

CR10

CR11

CR12

CR13

CR14

CR15

CR16

D

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

CR01

CR02

CR03

CR04

CR05

CR06

CR07

C

OL01

Tx E

Rx

1U

2

4

5

U1

7

10

11

13

8

14 0

0

0

0

U2

U3

U5

0U4

+-

12

R

Alimentación redundante

Transformadoresde tensión

Tx

Tx

Rx

Rx

A

B

D

A

C

REB500

H

HMI

DC

I

0

I

0PR+-

+-

500BU03

12

34

56

78

910

1112

1314

151

23

45

67

89

1011

1213

1415

12

34

56

78

910

1112

1314

1516

1817

12

34

56

78

910

1112

1314

1516

1817

12

12

I1[1A]I1[5A]I1[0]I2[1A]I2[5A]I2[0]I3[1A]I3[5A]I3[0]I4[1A]I4[5A]I4[0]

U1U1 [0]

U2U2 [0]

U3U3 [0]

U4U4 [0]

U5U5 [0]

E U I

12

34

56

78

910

112

34

5

12

P +-

H Interfaz IHM

Transformadoresde corriente

1

2

3

1

5

0

1

5

0

5

6

1

5

0

7

8

9

1

5

0

10

11

12

I1

I2

I3

I4

I

4

Alimentación

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

OC01

OC02

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

OC01

OC02

OC03

OC04

OC05

OC06

OC07

OC08

1

2

34

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

OC10

OC11

OC12

OC13

OC14

OC15

OC16

A

B

OC03

OC04

OC05

OC06

OC07

OC08

1

2

34

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

OC10

OC11

OC12

OC13

OC14

OC15

OC16

A

B

16

17

18OC09

OC17

OC18

OC19

OC20

16

17

18

16

17

18OC09

OC17

OC18

OC19

OC20

16

17

18

Entradas binarias

Salidas binarias

Bus de proceso

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

CR08

CR09

CR10

CR11

CR12

CR13

CR14

CR15

CR16

D

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

CR01

CR02

CR03

CR04

CR05

CR06

CR07

C

OL01

Tx E

Rx

1U

2

4

5

U1

7

10

11

13

8

14 0

0

0

0

U2

U3

U5

0U4

+-

12

R

Alimentación redundante

Transformadoresde tensión

Tx

Tx

Rx

Rx

A

B

D

A

C

REB500

H

HMI

DC

I

0

I

0PR+-

+-

500BU03

12

34

56

78

910

1112

1314

151

23

45

67

89

1011

1213

1415

12

34

56

78

910

1112

1314

15

12

34

56

78

910

1112

1314

1516

1817

12

34

56

78

910

1112

1314

151

23

45

67

89

1011

1213

1415

1618

171

23

45

67

89

1011

1213

1415

1618

1716

1817

12

12


12

12


U1U1 [0]

U2U2 [0]

U3U3 [0]

U4U4 [0]

U5U5 [0]

E U I

12

34

56

78

910

112

34

5

12

P +-

H Interfaz IHM

Transformadoresde corriente

1

2

3

1

5

0

1

5

0

5

6

1

5

0

7

8

9

1

5

0

10

11

12

I1

I2

I3

I4

I

4

Alimentación

Abreviaturas Explicación

OCxx CRxx OLxx

OptoacopladorRelé de comandoEnlace óptico

Bloque de terminales Explicación

Tipo de cable/conductor

A,BCDE

RxTx

IUP, R

Entradas binariasSalidas binariasComunicación fibra ópticaReceptorTransmisorCorrientesTensionesFuente

1.5 mm2 1.5 mm2

conector FSTconector FST2.5 mm2 1.5 mm2 1.5 mm2



Página 35


Diagrama de conexión de la unidad de bahía 500BU03

Se presenta una descripción detallada de cada versión en las notas de aplicación [3].

Fig. 13 Diagrama de cableado de las unidades de bahía 500BU03

Unidad de bahía Funciones de protección

500BU03 Nivel de estación Nivel de bahía Valor medidoEn

trad

as a

nálo

gas

Prot

ecci

ón d

e ba

rras

Prot

ecci

ón d

e fa

lla in

terr

upto

rPr

otec

ción

de

zona

mue

rta

Prot

ecci

ón d

e di

scre

panc

ia d

e po

los

del i

nter

rupt

orC

ompr

obac

ión

de te

nsio

nes

Reg

istr

o de

falla

s

Prot

ecci

ón d

e di

stan

cia

Prot

ecci

ón d

e so

brec

orrie

nte

de ti

empo

def

inid

oPr

otec

ción

de

sobr

ecor

rient

e ca

ract

erís

tica

inve

rsa

con

mín

imo

defin

ido

Prot

ecci

ón d

irecc

iona

l de

sobr

ecor

rient

e de

tiem

po d

efin

ido

Prot

. dire

ccio

nal d

e so

brec

orr.

cara

cter

ístic

a in

vers

a co

n m

ínim

o de

finid

oPr

otec

ción

de

tens

ión

de ti

empo

def

inid

oC

ompr

obac

ión

de s

incr

onis

mo

Prot

ecci

ón d

e so

brec

orrie

nte

dire

ccio

nal d

e fa

lla a

tier

raPr

ot. d

e so

brec

orr.

dire

cc. d

e fa

lla a

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ra c

arac

terís

t. in

v. c

on m

ín. d

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ido

Com

prob

ació

n de

pla

usib

ilida

d de

cor

rient

esC

ompr

obac

ión

de p

laus

ibili

dad

de te

nsio

nes

Corrientes

I1 Corriente de fase L1 (línea)



I4 Corriente residual Lo (Y) (línea)

Corriente residual derivada internamente Io=Σ IL1+IL2+IL3

Tensiones

U1 Tensión de fase L1 (línea)



U4 Tensión de fase L2 (barra 1) 1f -> L2-E

U5 Tensión de fase L2 (barra 2) 1f -> L2-E

Tensión residual derivada internamente Uo=Σ UL1+UL2+UL3

Asignación fija de TC/TP Ajustes recomendados con el software IHM500 Solamente para PB, medición Io (función opcional)

Derivada internamente

Derivada internamente

10

12

0

1

5

1

23

0

4

5

1

56

0

7

51

89

0

5

111

2 0

1

5 0

4

8 0

7

11 0

10

13

14 0



Página 36


Diagramas (continua-ción)Diagramas (continua-ción)

REB500: Asignación típica de las entradas / salidas

Fig. 14 REB500: Asignación típica de las entradas / salidas de una unidad central para protecciones de barras y falla interruptor.

Fig. 15 REB500: Asignación típica de las entradas / salidas para una barra doble de una unidad central para protecciones de barras y falla interruptor. 500BU02

OC01

1

OC02

2

OC03

3

OC04

4

5

6

OC05

7

OC06

8

OC07

9

OC08

10

11

12

OC09

13

OC10

14

OC11

15

OC12

16

17

18

1

2

3

4

5

CR01

CR02

CR03

6

7CR04

8

9

10

11

12

13

CR05

CR06

14

15

16

17

18

CR07

CR08

CR09

Acept. alarma imagen barras

Reposición externa

Bloquear toda la protección

Bloquear relé de salida

Bloquear protección de barras

Bloquear prot. falla interruptor

Generador de prueba activado

Alarma seccionador

Comando inhibido

Alarma sistema

En servicio

Alarma corriente diferential

Disparo protección de barras

Disparo prot. falla interruptor

Protección bloqueada / relé de salida bloqueada

Entradas binarias Salidas binarias

1

2

3

4

5

67

8

9

1011

12

13

14

15

OC01

OC02

OC03

OC04

OC05

OC06

OC07

OC08

1

2

34

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

OC10

OC11

OC12

OC13

OC14

OC15

OC16

A

B

16

17

18OC09

OC17

OC18

OC19

OC20

16

1718

Entradas binarias

Seccionador de barra 1 Q1 abiertoSeccionador de barra 1 Q1 cerradoSeccionador de barra 2 Q2 abierto

Seccionador de barra 2 Q2 cerrado

Arranque PFI 1 fases L1L2L3

Arranque PFI 1 fase L1Arranque PFI 1 fase L2

Arranque PFI 1 fase L3


Arranque PFI 2 fase L3Arranque PFI 2 fases L1L2L3

En servicio

Bloqueo comando de cierre

Disparo remoto, canal 1


Disparo fase L1, bobina de disparo 1Disparo fase L2, bobina de disparo 1Disparo fase L3, bobina de disparo 1


1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

CR01

CR02

CR03

CR04

CR05

CR06

CR07

CR08

CR09

CR10

CR11

CR12

CR13

CR14

CR15

CR16

C

D

Salidas binarias



Página 37


REB500sys: Asignación típica de las entradas / salidas de la versión 4

Fig. 16 REB500sys: Asignación típica de las entradas / salidas de la versión 4 de 500BU03 Ver [3] Notas de aplicación

Entradas binarias Versión No. 4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

OC01

OC02

OC03

OC04

OC05

OC06

OC07

OC08

1

2

34

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

OC10

OC11

OC12

OC13

OC14

OC15

OC16

A

B

16

17

18OC09

OC17

OC18

OC19

OC20

16

1718

Seccionador de barra 1 Q1 abiertoSeccionador de barra 1 Q1 cierre

Seccionador de barra 2 Q2 cierre

Arranque PFI 1 fases L1L2L3


Arranque PFI 1 fase L3

Recepción de portadora prot. distanciaRecepción de portadora prot DEF

Falla MCB TP Barra 1Falla MCB TP Barra 2

Seccionador de barra 2 Q2 abierto

Interruptor Q0 abiertoInterruptor Q0 cerrado

Comando de cierre interruptor Q0

Prepare disparo 3P de principal 1Principal 1 operativa / en servicio (Blk. AR)

Falla MCB TP líneaTodos los polos de int. cerrados, prot. DEF

OCO preparado para liberación recierre

En servicio

Bloqueo comando de cierre





1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

CR01

CR02

CR03

CR04

CR05

CR06

CR07

CR08

CR09

CR10

CR11

CR12

CR13

CR14

CR15

CR16

C

D

Salidas binarias Versión No. 4

Comando cierre del recierre

Envío de portadora, prot. distancia

Envío de portadora, prot. DEF

Arranque L1L2L3 al recierre principal 1Disparo 3p. int. al recierre principal 1Disparo int. al recierre principal 1




Página 38

Planos de dimen-siones (in mm)

Unidad de bahía 500BU02

Fig. 17 Unidad de bahía para montaje empotrado, clase de protección de la caja IP40 (sin IHM local)

Fig. 18 Versión centralizada para montaje en placa de 19", con hasta tres unidades de bahía.Opcionalmente con IHM local

Caution

Achtung

Atencion

Attention

Area de conexión: 2.5 mm2

max. 4.0 mm2

Esp

acio

par

a el

cab

lead

o de

l pro

ceso

Area de conexión: max. 2.5 mm2

max. 4.0 mm2

Esp

acio

par

a el

ca

blea

do d

el p

roce

so



Página 39


Unidad de bahía 500BU03

Fig. 19 Dimensiones de unidad de bahía con IHM local, montage clásico.Caja con clase de protección IP40

Area de conexión: max.2.5mm2

223

276

Max.4.0mm2

REB500

**M

ade i

n Sw

itzer

land

500B

U03

4.5

ca.10

018

9

25

Espacio para el cableado del proceso 204

267

Dimensiones de perforación en panel

210

200

0

±0.5

±0.5

+0.1

1 09

3

65

4

7

8

1

2

2 01 9

1 3

1 61 7

1 8

1 5

1 4

1 2

1 1

6U=2

65.8

500BU03

B

+-

0

I

D

U5U5[0]

1MRB

1500

71R1

x/x1M

RB15

0071

Rx/x

+-

0

I

DC

HMI

H

A

Rx

C

Tx Rx

ETx

U3[0]

U4U4[0]

U2[0]

U3

U2

U1U1[0]

REB500

R P

I4[0]

I4[1A]

I4[5A]

U

I2[1A]

I3[5A]

I3[0]

I3[1A]

I2[5A]

I2[0]

I1[5A]

I1[0]

I1[1A]

I



Página 40


Planos de dimensio-nes (in mm) (continua-ción)


Unidad central

Fig. 20 Dimensiones de unidad centralClase de protección IP20

Vista posterior

appr

ox. 7

021

2

482.6

6U=2

65.8

appr

ox. 2

3530

443



Página 41


Fig. 21 Vista frontal de la protección de barras REB500 (ejemplo)

Fig. 22 Bastidor abisagrado y pared posterior

Ejemplo con 11 unidades de bahía

Los cubículos están equipados con rejillas para la fijación de los cables. Por razones de espacio no se suministran ductos para los cables.

Unidadcentral

Tabla 37 Cantidades máximas de módulos por tablero (configuración centralizada)

Unidad Cantidad de 500BU03

Sección area de cable externa

Cantidad de cables del sistema por bahía

Transf. de corr. por bahía 4 2,5 mm2 - 6 mm2 1

Transf. de tension por bahía 5 1,5 mm2 - 6 mm2 1

Entradas binarias por bahía 20 1,5 mm2 - 2,5 mm2 1 - 3

Salidas binarias por bahía 16 1,5 mm2 - 2,5 mm2 1 - 3

Cantidad máxima de bahías por cubículo con unidad cen-tral

9* * Cantidad de bahías por cubículo (2200 x 800 x 800 mm) depende de la sección transversal mínima y la cantidad promedio de cables.Cantidad máxima de bahías

por cubículo sin unidad cen-tral

12*



Página 42




Autónomo IHM flexible Montage clásico

Versión basico Versión basico Montage clásico

Fig. 23 Posibles arreglos de la unidad de bahía con IHM (interfaz hombre máquina)

Table 38 PesosUnidad Pesos

Unidad de bahía 4l, montage clásico (con IHM) 5.1 kg

Unidad de bahía 4l, 4U (5U), alimentation redundante, montage clásico (con IHM)

6.2 kg

Unidad de bahía 4l, version basico 3.9 kg

Unidad de bahía 4l, 4U (5U), alimentation redundante,version basico

5.0 kg

Unidad central 9.0 kg (peso promedio => en este caso para 11 alimentadores e interfaz de comu-nicación)

Unidad central con alimentation redundante 10.0 kg



Página 43


Ejemplo de espe-cificación

Protección numérica combinada de estación y bahías con total auto supervisión y conver-sión análoga digital de todas las magnitudes de entrada.

La arquitectura debe ser descentralizada con unidades de bahía y unidad central.

Debe ser apta para protección de subestacio-nes de barra sencilla y subestaciones de barra doble, así como para la protección (principal 2 o respaldo) de alimentadores de entrada y salida, bahías de línea, cable o transformador.

El hardware debe permitir que se activen las funciones desde la biblioteca del software:

• Protección de barras, basado en principio de baja impedancia y con al menos dos cri-terios independientes de disparo

• Protección de zona muerta

• Protección de falla interruptor

• Criterios adicionales para la protección de barras como liberación por sobrecorriente o baja tensión

• Funciones de respaldo de sobre-/baja corriente y sobre-/baja tensión en las bahías (sobrecorriente direccional y no direccional)

• Protección de distancia con todas las fun-ciones relevantes, tales como cierre en falla, esquemas de teleprotección, supervi-sión de tensión, bloqueo por oscilación de potencia

• Función de sobrecorriente direccional de falla a tierra basada en componentes de secuencia cero con esquema de comunica-ción separada o utilizando el mismo canal que la protección de distancia

• Función de recierre, mono o trifásico y varios ciclos

• Función de comprobación de sincronismo con los diferentes modos de operación (comprobaciones con línea muerta y barra muerta).

No se requieren TCs auxiliares y el sistema posee comprobación interna de los circuitos de corriente y tensión. La adaptación a los diferentes TCs se efectúa por medio de soft-ware.

Una moderna interfaz humana máquina debe permitir la asignación de las señales de entrada y salidas.

Comunicación a través de un computador o por medio de una interfaz con sistemas de control y supervisión para permitir que se muestre el despliegue de la barra.

Se deben incluir los registros de eventos y de fallas, recolección de datos en las unidades de bahía y el registro completo de toda la esta-ción debe estar disponible en la unidad cen-tral.

El sistema propuesto debe poder ser expan-dido fácilmente en caso de ampliaciones de la subestación.




Página 44

Pedido REB500 / REB500sys

Pedido y alcance de suministroCuando se envíe una solicitud de oferta, esta se debe acompañar con la versión corta del cuestionario adjunto (página 45) debidamente diligenciado y el diagrama unifilar de la esta-ción. Esto nos permite entregar una oferta que corresponda mas adecuadamente a las necesi-dades.

Al momento del pedido, se debe diligenciar la versión completa del cuestionario 1MRB520-371-Ken, si sus requerimientos se desvían de las asignaciones estándares de ABB (ver páginas 36/37). Estos datos se requieren para llevar acabo la ingeniería de la protección, p.e.: asignación de seccionadores, asignación de t.c's, entradas y salidas binarias, etc. Los datos del cuestionario son por lo tanto absolu-tamente necesarios.

Alcance de suministroEl sistema de protección se entrega completa-mente probado y acompañado de la siguiente documentación y software

• la disposición de los bastidores y tableros si corresponde.

• 1 CD que contiene documentación estan-dar y software de operación en alemán, inglés, francés y español

• el software del sistema con la configura-ción de la estación y los ajustes de los parámetros almacenados en un medio magnético.

Prueba del sistema realizado en el campo de pruebas:

• instalación del software del sistema con la configuración de la estación y los ajustes de los parámetros

• prueba de la imagen de barras y funciones de protección asociadas.

La prueba de recepción puede realizarse en el campo de pruebas, sujeto a un acuerdo previo con el cliente.

El plazo de entrega se cuenta a partir de la recepción de la orden técnica y comercial-mente completa, acompañada del cuestiona-rio completo.



Página 45


Questionario corto

1. Cliente Cliente Estación Referencia de cliente Represent. cliente, fecha

2. ABB (diligenciado por ABB) Oferta No. Pedido No. Ing. ventas Gerente proyecto

3. Diagrama unifilar válido Diagrama No. Fecha Indice rev. Fecha rev. Nota: (Debe incluir localización y con- Absolutamente figuración de bahías futuras) indispensable!4. Sistema primario Tensión sistema [kV] Tierra Configuración de barras

Aterriz. sólidamente Simple Interr. y medioAislodo Doble Anillo

Frecuencia [Hz] Compensado Triple Barra transfe-Baja resistencia. Cuadruple renc. addition.

Instalación AIS GIS

5. Circuitos de disparo Cantidad de bobinas de disparo conectadas al REB500Una bobina de disparo Dos bobinas de disparo

6. Configuración unidad central Protección de barras Con medición de corriente de neutroBBP IO (Especial) -> para sistemas aterrizados con baja resistencia

únicamenteComunicación SCS/ SMS ----> Interfaz(Opción) LON IEC 60870-5-103

Cantidad de tarjetas de entradas/salidas (BIO) para unidad central (Opción)Nota: 12 entradas binarias y 9 salidas binarias por tarjeta BIO Una BIO Dos BIO's

Alimentación redundante para la unidad central Alimentación CC para la unidad central(Opción) Udc [V]

7. Tipo de instalación Distribuido UC unidades sueltas Centralizado UC y UT unidades sueltas

UT unidades sueltas

Distribuido UC instalado en tableros Centralizado UC y UT instalado en tableros

UT instalado en tableros

8. Tableros Se debe entregar en tablero especificación 1MRB520159 -Ken (Solamente se llena si las unidades BU

(Especificación de cubiclo ABB tipo RESP97) y/o CU se deben montar en tableros)

9. Cable de fibra óptica Longitud total para todas las bahías (tipo interior) [m] (Solamente se llena si los cables de Longitud total para todas las bahías (tipo exterior) [m] fibra óptica se deben ofrecer)

10. Documentación REB500 estándar, 3 juegos completos de documentación Cantid. de juegos adicional. (opcional)Idioma:

Inglés Español

11. Notas

Abreviaciónes: UC REB500 Unidad central Definitions: (Estándar) Función o versión estándarUT REB500 Unidades de bahía (Opción) Función o versión opcionalSCS Sistema de control de estación (Especial) Solamente para aplicaciones especialesSMS Sistema de supervisión 4I 4 transformadores de corrienteBIO Módulo entradas/salidas binarias 4I+5U 4 transf. de corr. y 5 transf. de tens.AIS Instalación convencional en aire 4I+5U+red 4 transf. de corr. y 5 transf. de tens.,GIS Instalación convencional en SF6 incluye alimentación redundanteIHM Interfaz Hombre Máquina Configuración 1-8 Dependiendo del equipo protegido (línea

transformador, acoplador) y la topologia de la estación, las unidades de bahía puedentener configuración diferente.

Por favor marque con X para seleccionar



Página 46


Questionario corto (continuación)Questionario corto (continuación)

500BU03

Configuración unidad de bahía

Ejemplo12. Tipo de bahía

Línea x Transformador

Acoplador

Seccionador

Interruptor y medio

Reactor

13. Tipo de unidad de bahíaBU03 (clásica montaje empotrado con IHM local)

4I (Estándar) x4I + 5U

4I + 5U + red.BU03 (autónoma)

4I (Estándar)

4I + 5U

4I + 5U + red.

Incluir IHM localintroducir 0.5 o 3

(Opción)BU03 (Instalación centralizada)

4I (Estándar)

4I + 5U

4I + 5U + red.

max. 3 BU02 por bastidor de 19"

Incluir IHM local

max. 3 IHM por bastidor de 19" (Opción)

14. Funciones de protección Protección de falla interruptor PFI (Opción) x Arranque PFI

Arranque monofásico xArranque trifásico

Protección de zona muerta PZM (Opción) Prot. de sobrecorr. de tiempo definido PSCT (Opción) Protección de discrepancia de polos PDF (Especial) Liberación por baja tensión UV (Especial) (*) Liberación por sobrecorriente OC (Especial)15. Protección de alimentador

Versiónes V1 - V5 (*) V V V V V V V V V 416. Registro de fallas RF Tiempo de registro 1.5 seg con tensión (*)

a 2400 (2880/802) Hz (Estàndard) x Tiempo de registro 6 seg con tensión (*)

a 2400 (2880/802) Hz (Opción)

Tiempo de registro 10 seg con tensión (*)

a 2400 (2880/802) Hz (Opción)

17. Cantidad de unidades de bahía Cantidad de unidades de bahía equipadas para esta configuración 10 Cantidad de unidades de bahía futuras para esta configuración (Ingeni. ejecutada)

3(*) Para esta opción se debe seleccionar las unidades de bahía 4I + 5U o 4I + 5U + red

Long. cable = 0.5m oLong. cable = 3.0 m

ABB REB500



Página 47





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Referencias [1] Datos técnicos REL316*4 1MRK506013-Bes[2] CT requirements for REB500 / REB500sys 1KHL020347-AEN[3] Application description REB500sys 1MRB520295-Aen[4] Datos técnicos E_wineve 1MRB520153-BesOperating instructions REB500 / REB500sys 1MRB520292-UenCubicle specification RESP97-questionnaire 1MRB520159-KenData sheet RESP97 1MRB520115-BenReference list REB500 1MRB520009-RenOrdering questionnaire REB500 1MRB520371-Ken

ABB Suiza SAUtility Automation SystemsBrown-Boveri-Strasse 6CH-5400 Baden/SuizaTeléfono +41 58 585 77 44Telefax +41 58 585 55 77E-mail [email protected]

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