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Serie 650 Relion®
Protección de generadores REG650Guía de Producto
Contenido
1. Descripción general de la serie 650................................3
2. Aplicación.......................................................................3
3. Funciones disponibles....................................................6
4. Protección diferencial...................................................13
5. Protección de impedancia............................................14
6. Protección de corriente................................................15
7. Protecciones de tensión...............................................17
8. Protección de frecuencia..............................................19
9. Supervisión del sistema secundario..............................19
10. Control........................................................................20
11. Lógica.........................................................................22
12. Monitorización.............................................................24
13. Mediciones..................................................................26
14. Interfaz hombre-máquina............................................26
15. Funciones básicas del IED...........................................27
16. Comunicación de estación..........................................28
17. Descripción del hardware............................................30
18. Diagramas de conexión...............................................31
19. Datos técnicos............................................................32
20. Pedidos de IED personalizados...................................65
21. Pedidos de IED configurados......................................69
22. Pedido de accesorios..................................................71
Renuncia
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Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
2 ABB
1. Descripción general de la serie 650Un mismo IED puede proporcionar protección para unaamplia variedad de aplicaciones, control de dispositivos deconmutación con enclavamiento y monitorización.
Los IED de la serie 650 ofrecen soluciones personalizadas yconfiguradas. Con los IED personalizados, usted dispone delibertad para adaptar completamente la funcionalidad a susnecesidades.
Los IED de la serie 650 ofrecen soluciones "llave en mano"óptimas. Se configura con una completa funcionalidad deprotección y parámetros predeterminados para satisfacer lasnecesidades de una amplia variedad de aplicaciones pararedes de generación, transmisión y subtransmisión.
Los IED de la serie 650 abarcan:• Versiones personalizadas que proporcionan la posibilidad
de adaptar la funcionalidad a las necesidades de aplicaciónpara protección y control en un mismo IED.
• Las soluciones de las versiones configuradas estántotalmente listas para su uso y optimizadas para unaamplia variedad de aplicaciones para redes de generación,transmisión y subtransmisión.
• Compatibilidad con nombres definidos por el usuario en elidioma local para señales y funciones.
• Ajustes de parámetros minimizados basados en reglas,basados en valores predeterminados y el concepto globalde valores de base de ABB. Usted sólo necesita ajustar losparámetros específicos para su propia aplicación instaladay activada.
• Mensajería GOOSE para comunicación horizontal en busde estación redundante de conmutación suave de acuerdocon la norma IEC62439–3 ed2 PRP.
• HMI de mayor funcionalidad, con 15 LEDs de indicacióndinámicos en tres colores por página y en un máximo detres páginas, y botones configurables de método abreviadopara diferentes acciones.
• Etiquetas de texto LED programables.• Entradas ajustables de corriente nominal de 1 A / 5 A.• Control de acceso basado en roles con contraseñas
independientes y comunicación FTPS encriptada.Autentificación y registro gestionados de todas lasactividades del usuario.
2. AplicaciónREG650 se utiliza para la protección y monitorización decentrales de generación eléctrica. El IED es especialmente
adecuado para aplicaciones en sistemas de controldistribuido con una alta demanda de fiabilidad. Está pensadoprincipalmente para pequeñas y medianas centrales degeneración. El control de aparatos para un máximo de 8aparatos con enclavamiento puede incluirse en un IEDmediante la ingeniería de bloques funcionales
REG670 se puede utilizar cuando se necesitan sistemas deprotección más extensivos o junto con REG650 paraproporcionar esquemas redundantes.
Existe un amplio rango de funciones de protección paralograr una protección completa y confiable para distintostipos de centrales de generación, como por ejemplo centraleshidroeléctricas y termoeléctricas. Esto permite la adaptacióna los requisitos de protección de la mayoría de las centralesde generación eléctrica.
Existen funciones de protección para detectar y despejarfaltas internas, como cortocircuitos y faltas a tierra en elestátor del generador, faltas a tierra en el rotor del generador,cortocircuitos y faltas a tierra en el transformador de unidad,y faltas en el sistema eléctrico externo, que provienen de lacentral de generación eléctrica.
Se han definido dos paquetes para las siguientesaplicaciones:
• IED de protección del generador con proteccióndiferencial de generador (B01)
• IED de protección de la unidad generador-transformadorcon protección diferencial de transformador (B05)
En muchas centrales de generación eléctrica, el sistema deprotección se puede diseñar con una combinación de los dospaquetes, es decir, dos IEDs, ya sea del mismo tipo odiferentes; lo cual proporciona protección redundante parauna unidad de generación (generador y transformador deunidad), según los requisitos de diseño de cada central.
Los paquetes ya están configurados y listos para ser usados.Las entradas analógicas y los circuitos de entradas y salidasbinarias están predefinidos.
El IED configurado se puede cambiar y adaptar con laherramienta de configuración gráfica.
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3 Fecha de emisión: noviembre 2014Revisión: A
ABB 3
A, B, C or D
~
59N UN>
STEF PHIZ
59THD U3d/N
REG650-B01
TR PTTR
49 Ith
LEX PDIS
40
OEX PVPH
24 U/f>
UV2 PTUV
27 3U<
OV2 PTOV
59 3U>
OC4 PTOC
51 3I>
GEN PDIF
87G 3Id/I
SA PTUF
81U f<
Subestación de AT 110kV
VR PVOC
51V I>/U<ZGC PDIS
21 Z<
AEG GAPC
50AE U</I>
SA PTOF
81O f>YY
SDD RFUF
60FL
Nota:1) Entrada para funciones de sobreintensidad no direccional independiente y sobrecarga. Puede usarse para fines diferentes (p.ej. protección de sobreintensidad para transformador
auxiliar o transformador de excitación o transformador elevador de lado de AT)
I
U
NS2 PTOC
46 I2>
OC4 PTOC
51 3I>
CC RPLD
52PD PD
CC RBRF
50BF 3I> BF
YY
Interruptor de generador
Transformador auxiliar
Transformador de unidad 29 MVA
121/11 kVYNd5
Transformador de excitación
HV CB
ROV2 PTOV
59N 3Uo>
TR PTTR
49 Ith
OOS PPAM
78 Ucos
SES RSYN
25 SC
1)
2)
3)
3) Entrada para función de falta a tierra direccional independiente (sensible). Puede usarse para distintos fines (p. ej. como protección de falta a tierra de rotor con RXTTE4 o falta a tierra de estator para generadores que funcionan en paralelo).
Interruptor de
campo
HZ PDIF
87N IdN
2) Entrada para función de falta a tierra no direccional independiente. Puede usarse para distintos fines (p. ej. como protección de falta a tierra de estator o protección entre espiras para generadores con devanado dividido, o incluso protección de falta a tierra de lado de AT). También puede usarse para protección REF de alta impedancia.
ROV2 PTOV
59N 3Uo>
CV MMXN
Med.
GUP PDUP
37
GOP PDOP
32 P>
Módulo TRM con 4I+1I*+5U Módulo AIM con 6I+4U
¤)
¤) Requiere núcleos de TC dedicados, resistencia externa y Metrosil para un funcionamiento correcto
V MSQI
47 U2>
EF4 PTOC
67N
SDE PSDE
67N
Protección de falta a tierra de rotor 64R
GOP PDOP
32
SA PFRC
81R df/dt
390kVA11/0.37kV
Dyn11
50/5
1600/5
1600/5
10/1
1.6MVA11/0.4kV
EF4 PTOC
51N IN>
200/1
100/52500/5
1000
29MVA11kV
150rpm
RXTTE4
D
C B
A
H J, G or H
200/5
G
Y200/1
J
C MSQI
Med.
=IEC10000299=3=es=Original.vsd
Q>
P<
IN> IN> <
IEC61850
Función activada en ajustes
Función desactivada en ajustes
IEC61850 IEC61850IECANSI ANSI IEC
IEC10000299 V3 ES
Figura 1. IED de protección del generador con protección diferencial de generador (B01)
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
4 ABB
IEC10000300 V3 ES
Figura 2. IED de protección de la unidad generador-transformador con protección diferencial de transformador (B05)
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
ABB 5
3. Funciones disponibles
Principales funciones de protección
IEC 61850 oNombre defunción
ANSI Descripción de la función Generador
RE
G65
0
RE
G65
0 (B
01)
Gen
diff
RE
G65
0 (B
05)
Gen
+T
rafo
diff
Protección diferencial
T3WPDIF 87T Protección diferencial de transformador, tres devanados 0–1 1
REFPDIF 87N Protección restringida contra faltas a tierra de baja impedancia 0–1
HZPDIF 87 Protección diferencial monofásica de alta impedancia 0–1 1 1
GENPDIF 87G Protección diferencial de generador 0–1 1
Protección de impedancia
ZMRPSB 68 Detección de oscilaciones de potencia 0–1
ZGCPDIS 21G Protección de subimpedancia para generadores y transformadores 0–1 1 1
LEXPDIS 40 Pérdida de excitación 0–1 1 1
OOSPPAM 78 Protección contra pérdida de sincronismo 0–1 1 1
LEPDIS Delimitación de carga 0–1 1 1
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
6 ABB
Funciones de protección de respaldo
IEC 61850 oNombre defunción
ANSI Descripción de la función Generador
RE
G65
0
RE
G65
0 (B
01)
Gen
diff
RE
G65
0 (B
05)
Gen
+T
rafo
diff
Protección de corriente
OC4PTOC 51/67 Protección de sobreintensidad de fases de cuatro etapas, salida trifásica 0–2 2 2
EF4PTOC 51N/67N Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas, dirección desecuencia cero/negativa
0–2 2 2
SDEPSDE 67N Protección de sobreintensidad y potencia residual, direccional y sensible 0–1 1 1
TRPTTR 49 Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo 0–2 2 2
CCRBRF 50BF Protección de fallo de interruptor, activación y salida trifásicas 0–1 1 1
CCRPLD 52PD Protección de discordancia de polos 0–1 1 1
GUPPDUP 37 Protección de mínima potencia direccional 0–1 1 1
GOPPDOP 32 Protección de máxima potencia direccional 0–2 2 2
AEGGAPC 50AE Protección de energización accidental para generadores síncronos 1 1 1
NS2PTOC 46I2 Protección de sobreintensidad de tiempo de secuencia negativa para máquinas 1 1 1
VRPVOC 51V Protección de sobreintensidad de tiempo restringida por tensión 1 1 1
Protección de tensión
UV2PTUV 27 Protección de subtensión de dos etapas 0–1 1 1
OV2PTOV 59 Protección de sobretensión de dos etapas 0–1 1 1
ROV2PTOV 59N Protección de sobretensión residual de dos etapas 0–2 2 2
OEXPVPH 24 Protección de sobreexcitación 0–1 1 1
STEFPHIZ 59THD Protección contra faltas a tierra del estátor al 100%, basada en el tercerarmónico
0–1 1 1
Protección de frecuencia
SAPTUF 81 Función de subfrecuencia 0–4 4 4
SAPTOF 81 Función de sobrefrecuencia 0–4 4 4
SAPFRC 81 Protección de derivada de la frecuencia 0–2 2 2
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
ABB 7
Funciones de control y monitorización
IEC 61850 o Nombrede función
ANSI Descripción de la función Generador
RE
G65
0
RE
G65
0 (B
01)
Gen
diff
RE
G65
0 (B
05)
Gen
+T
rafo
diff
Control
SESRSYN 25 Comprobación de sincronismo, comprobación de energización ysincronización
0–1 1 1
SLGGIO Conmutador giratorio lógico para selección de funciones y presentaciónen HMI local
15 15 15
VSGGIO Miniconmutador selector 20 20 20
DPGGIO Funciones de E/S de punto doble según la norma de comunicaciones IEC61850
16 16 16
SPC8GGIO Ocho señales de control genérico de un solo punto 5 5 5
AUTOBITS Bits de automatización, función de órdenes para DNP3.0 3 3 3
I103CMD Órdenes de funciones para IEC60870-5-103 1 1 1
I103IEDCMD Órdenes del IED para IEC60870-5-103 1 1 1
I103USRCMD Órdenes de funciones definidas por el usuario para IEC60870-5-103 4 4 4
I103GENCMD Órdenes de funciones genéricas para IEC60870-5-103 50 50 50
I103POSCMD Órdenes del IED con posición y selección para IEC60870-5-103 50 50 50
Control y enclavamiento de aparatos
APC8 Control de aparatos para una bahía, máx. 8 aparatos (1 interruptor) incl.enclavamiento
0–1
QCBAY Control de bahía 1 1 1
LOCREM Manejo de posiciones del conmutador LR 1 1 1
LOCREMCTRL Control a través de HMI local de la fuente permitida para maniobras (PSTO) 1 1 1
CBC1 Control de interruptores para 1 interruptor 0–1 1
CBC2 Control de interruptores para 2 interruptores 0–1 1
Supervisión del sistema secundario
SDDRFUF Supervisión de fallo de fusible 0–1 1 1
TCSSCBR Monitorización del circuito de cierre/disparo del interruptor 3 3 3
Lógica
SMPPTRC 94 Lógica de disparo, salida trifásica común 1–6 6 6
TMAGGIO Lógica de matriz de disparo 12 12 12
OR Bloques lógicos configurables 283 283 283
INVERTER Bloques lógicos configurables 140 140 140
PULSETIMER Bloques lógicos configurables 40 40 40
GATE Bloques lógicos configurables 40 40 40
XOR Bloques lógicos configurables 40 40 40
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
8 ABB
IEC 61850 o Nombrede función
ANSI Descripción de la función Generador
RE
G65
0
RE
G65
0 (B
01)
Gen
diff
RE
G65
0 (B
05)
Gen
+T
rafo
diff
LOOPDELAY Bloques lógicos configurables 40 40 40
TIMERSET Bloques lógicos configurables 40 40 40
AND Bloques lógicos configurables 280 280 280
SRMEMORY Bloques lógicos configurables 40 40 40
RSMEMORY Bloques lógicos configurables 40 40 40
Q/T Bloques lógicos configurables Q/T 0–1
ANDQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–120
ORQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–120
INVERTERQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–120
XORQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–40
SRMEMORYQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–40
RSMEMORYQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–40
TIMERSETQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–40
PULSETIMERQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–40
INVALIDQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–12
INDCOMBSPQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–20
INDEXTSPQT Bloques lógicos configurables Q/T 0–20
FXDSIGN Bloque funcional de señales fijas 1 1 1
B16I Conversión de booleanos de 16 bits a enteros 16 16 16
B16IFCVI Conversión de booleanos de 16 bits a enteros con representación denodo lógico
16 16 16
IB16A Conversión de enteros a booleanos de 16 bits 16 16 16
IB16FCVB Conversión de enteros a booleanos de 16 bits con representación denodo lógico
16 16 16
TEIGGIO Integrador de tiempo transcurrido con transgresión de límites ysupervisión de desbordamiento
12 12 12
Monitorización
CVMMXN Mediciones 6 6 6
CMMXU Medición de la corriente de fase 10 10 10
VMMXU Medición de la tensión de fase a fase 6 6 6
CMSQI Medición del componente secuencial de la corriente 6 6 6
VMSQI Medición de la secuencia de tensión 6 6 6
VNMMXU Medición de la tensión de fase a neutro 6 6 6
AISVBAS Bloque funcional para la presentación de los valores de servicio de lasentradas analógicas
1 1 1
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
ABB 9
IEC 61850 o Nombrede función
ANSI Descripción de la función Generador
RE
G65
0
RE
G65
0 (B
01)
Gen
diff
RE
G65
0 (B
05)
Gen
+T
rafo
diff
TM_P_P2 Bloque funcional 600TRM para la presentación de los valores de serviciode las entradas analógicas primarias
1 1 1
AM_P_P4 Bloque funcional 600AIM para la presentación de los valores de serviciode las entradas analógicas primarias
1 1 1
TM_S_P2 Bloque funcional 600TRM para la presentación de los valores de serviciode las entradas analógicas secundarias
1 1 1
AM_S_P4 Bloque funcional 600AIM para la presentación de los valores de serviciode las entradas analógicas secundarias
1 1 1
CNTGGIO Contador de eventos 5 5 5
L4UFCNT Contador de eventos con supervisión de límites 12 12 12
DRPRDRE Informe de perturbaciones 1 1 1
AnRADR Señales de entrada analógicas 4 4 4
BnRBDR Señales de entrada binarias 6 6 6
SPGGIO Funciones de E/S según la norma de comunicaciones IEC 61850 64 64 64
SP16GGIO Funciones de E/S según la norma de comunicaciones IEC 61850, 16entradas
16 16 16
MVGGIO Funciones de E/S según la norma de comunicaciones IEC 61850 16 16 16
MVEXP Bloque de expansión de valores medidos 66 66 66
SPVNZBAT Supervisión de baterías de la estación 0–1 1 1
SSIMG 63 Función de monitorización del gas de aislamiento 0–2 2 2
SSIML 71 Función de monitorización del líquido de aislamiento 0–2 2 2
SSCBR Monitorización de la condición del interruptor 0–1 1 1
I103MEAS Mediciones para IEC60870-5-103 1 1 1
I103MEASUSR Estado de señales definidas por el usuario para IEC60870-5-103 3 3 3
I103AR Estado de la función de reenganche automático para IEC60870-5-103 1 1 1
I103EF Estado de la función de falta a tierra para IEC60870-5-103 1 1 1
I103FLTPROT Estado de la función de protección de faltas para IEC60870-5-103 1 1 1
I103IED Estado del IED para IEC60870-5-103 1 1 1
I103SUPERV Estado de supervisión para IEC60870-5-103 1 1 1
I103USRDEF Estado de señales definidas por el usuario para IEC60870-5-103 20 20 20
Medidas
PCGGIO Contador de pulsos 16 16 16
ETPMMTR Función de cálculo de energía y administración de la demanda 3 3 3
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
10 ABB
Comunicación de estaciones
IEC 61850 o Nombre defunción
ANSI Descripción de la función Generador
RE
G65
0
RE
G65
0 (B
01)
Gen
diff
RE
G65
0 (B
05)
Gen
+T
rafo
diff
Comunicación de estaciones
IEC61850-8-1 Protocolo de comunicación IEC 61850 1 1 1
DNPGEN Protocolo general de comunicación DNP3.0 1 1 1
RS485DNP DNP3.0 para el protocolo de comunicación RS-485 1 1 1
CH1TCP DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP 1 1 1
CH2TCP DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP 1 1 1
CH3TCP DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP 1 1 1
CH4TCP DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP 1 1 1
OPTICALDNP DNP3.0 para el protocolo de comunicación RS-232 óptico 1 1 1
MSTSERIAL DNP3.0 para el protocolo de comunicación serie 1 1 1
MST1TCP DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP 1 1 1
MST2TCP DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP 1 1 1
MST3TCP DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP 1 1 1
MST4TCP DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP 1 1 1
RS485GEN RS485 1 1 1
OPTICALPROT Selección de operación para óptico serie 1 1 1
RS485PROT Selección de operación para RS485 1 1 1
DNPFREC Registros de faltas DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP 1 1 1
OPTICAL103 Comunicación serie óptica IEC60870-5-103 1 1 1
RS485103 Comunicación serie IEC60870-5-103 para RS485 1 1 1
GOOSEINTLKRCV Comunicación horizontal a través de GOOSE para el enclavamiento 59 59 59
GOOSEBINRCV Recepción binaria por GOOSE 4 4 4
ETHFRNTETHLAN1GATEWAY
Configuración Ethernet del puerto delantero, puerto LAN1 y puerta deenlace
1 1 1
ETHLAN1_AB Configuración Ethernet del puerto LAN1 1
PRPSTATUS Componente de sistema para protocolo de redundancia en paralelo 1
CONFPROT Protocolo de configuración de IED 1 1 1
ACTIVLOG Parámetros de registro de actividad 1 1 1
SECALARM Componente para asignación de eventos de seguridad a protocolostales como DNP3 y IEC103
1 1 1
AGSAL Componente de aplicación de seguridad genérica 1 1 1
GOOSEDPRCV Bloque funcional GOOSE para recibir un valor de dos puntos 32 32 32
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
ABB 11
IEC 61850 o Nombre defunción
ANSI Descripción de la función Generador
RE
G65
0
RE
G65
0 (B
01)
Gen
diff
RE
G65
0 (B
05)
Gen
+T
rafo
diff
GOOSEINTRCV Bloque funcional GOOSE para recibir un valor entero 32 32 32
GOOSEMVRCV Bloque funcional GOOSE para recepción de un valor de magnitud demedición
16 16 16
GOOSESPRCV Bloque funcional GOOSE para recibir un valor de un punto 64 64 64
Funciones básicas del IED
IEC 61850/Nombredel bloque funcional
Descripción de la función
Funciones básicas incluidas en todos los productos
INTERRSIG Autosupervisión con lista de eventos internos 1
SELFSUPEVLST Autosupervisión con lista de eventos internos 1
TIMESYNCHGEN Sincronización horaria 1
SNTP Sincronización horaria 1
DTSBEGIN, DTSEND,TIMEZONE
Sincronización horaria, horario de verano 1
IRIG-B Sincronización horaria 1
SETGRPS Manejo de grupos de ajustes 1
ACTVGRP Grupos de ajustes de parámetros 1
TESTMODE Funcionalidad del modo de pruebas 1
CHNGLCK Función de bloqueo de cambios 1
PRIMVAL Valores primarios del sistema 1
SMAI_20_1 -SMAI_20_12
Matriz de señales para entradas analógicas 2
3PHSUM Bloque de suma trifásico 12
GBASVAL Valores básicos generales para ajustes 6
ATHSTAT Estado de autorizaciones 1
ATHCHCK Comprobación de autorización 1
AUTHMAN Administración de autoridades 1
FTPACCS Acceso a FTPS con contraseña 1
DOSFRNT Denegación de servicio, control de velocidad de cuadros para puerto frontal 1
DOSLAN1 Denegación de servicio, control de velocidad de cuadros para puertos LAN1A y LAN1B 1
DOSSCKT Denegación de servicio, control de flujo de socket 1
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
12 ABB
4. Protección diferencial
Protección diferencial de transformador T3WPDIFLa protección diferencial de transformadores de tresdevanados T3WPDIF incluye adaptación interna de lasrelaciones de los TC, compensación de grupo vectorial yeliminación ajustable de las corrientes de secuencia cero.
La función puede incluir fases de entradas de corriente.Todas las entradas de corriente cuentan con característicasde restricción por polarización porcentual, por lo que el IEDse puede utilizar para disposiciones de transformador de doso tres devanados.
Aplicaciones de tres devanados
xx05000052.vsd
IEC05000052 V1 ES
transformador depotencia de tresdevanados con lostres devanadosconectados
xx05000049.vsd
IEC05000049 V1 ES
transformador depotencia de tresdevanados condevanado terciario detriángulo noconectado
Figura 3. Disposición de los grupos de TCspara protección diferencial ydemás protecciones
Las características de ajuste cubren la aplicación de laprotección diferencial para todos los tipos detransformadores de potencia y autotransformadores con o sincambiador de tomas en carga, así como para reactores shunto alimentadores locales de la estación.Se incluye una funciónde estabilización adaptativa para faltas externas importantes.
Estabilización: se incluye para corrientes de magnetización ysobrexcitación respectivamente; también está disponible elbloqueo cruzado. También se incluye una estabilizaciónadaptable para restablecimiento del sistema por saturaciónde TC y corrientes de magnetización durante las faltasexternas. Se incluye una protección de corriente diferencialno restringida de ajuste alto para disparos de muy altavelocidad por corrientes altas por faltas internas.
Se incluye una innovadora característica de proteccióndiferencial sensible, basada en la teoría de los componentessimétricos. Este elemento ofrece la mejor cobertura posiblede las faltas entre espiras de los devanados de lostransformadores de potencia.
Protección restringida de falta a tierra REFPDIFProtección restringida de faltas a tierra de baja impedanciaREFPDIFLa función de protección restringida de faltas a tierra de bajaimpedancia REFPDIF se puede utilizar para todos losdevanados conectados a tierra rígidamente o de bajaimpedancia. La función REFPDIF proporciona altasensibilidad y un disparo de alta velocidad dado que protegecada devanado por separado y por tanto no requiereestabilización para las corrientes de magnetización.
La función de baja impedancia es una función de porcentajepolarizada con un criterio adicional de comparacióndireccional de corriente de secuencia cero. Esto proporcionauna excelente sensibilidad y estabilidad durante las faltasexternas. La función permite utilizar distintas relaciones de losTC y distintas características de magnetización en losnúcleos de fase y neutro del TC. A diferencia de la falta atierra de alta impedancia restringida, permite la combinacióncon otras funciones e IED de protección en los mismosnúcleos del TC.
Protección diferencial monofásica de alta impedancia HZPDIFLas funciones de protección diferencial monofásica de altaimpedancia HZPDIF se pueden utilizar cuando los núcleos deTC involucrados tienen la misma relación de espiras ycaracterísticas de magnetización similares. Cada uno utilizauna suma de las corrientes de los TC interconectados, unaresistencia en serie y una resistencia dependiente de latensión montada externamente y conectada al IED.
La unidad de resistencia externa debe pedirse como parte delos accesorios.
HZPDIF se puede utilizar como protección REF de altaimpedancia.
Protección diferencial de generadores GENPDIFLa tarea de la protección diferencial de generadoresGENPDIF es determinar si una falta está dentro de la zonaprotegida o fuera de ella. Si la falta es interna, el generadordefectuoso se debe disparar rápidamente, es decir, se debedesconectar de la red, disparar el interruptor de campo einterrumpir la potencia de la fuente primaria.
Para limitar los daños relacionados con los cortocircuitos delos devanados del estátor, el despeje de faltas debe ser lomás rápido posible (instantáneo). Si el bloque de generadorestá conectado a la red eléctrica próximo a otros bloques degenerador, la eliminación rápida de las faltas es fundamentalpara mantener la estabilidad transitoria de los generadores enbuen estado.
Por lo general, la corriente de falta de cortocircuito es muygrande, es decir, es considerablemente más grande que lacorriente nominal del generador. Existe el riesgo de que seproduzca un cortocircuito entre las fases próximo al puntoneutro del generador, lo que causa una corriente de falta
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relativamente pequeña. La corriente de falta también puedeser limitada debido a una baja excitación del generador. Porlo tanto, se requiere que la detección de cortocircuitos defase a fase del generador sea relativamente sensible paradetectar pequeñas corrientes de falta.
También es de gran importancia que la protección diferencialde generador no dispare para faltas externas, cuandocirculen corrientes de falta grandes desde el generador. Paracombinar un despeje rápido de la falta, así como sensibilidady selectividad, la protección diferencial de generador es, porlo general, la mejor elección de protección para cortocircuitosentre fases en el generador. También se puede utilizar undiscriminador de faltas internas/externas basado en lacorriente de secuencia negativa para determinar si una faltaes interna o externa. El discriminador de faltas internas/externas no sólo distingue positivamente entre faltas internasy externas, sino que también puede detectar de maneraindependiente faltas menores que la protección diferencial“usual” basada en la característica operación - restricción nopodría detectar (hasta que se desarrollen a faltas más serias).
El seguimiento de frecuencia adaptativa se incluye a fin deasegurar el funcionamiento apropiado de la función deprotección diferencial de generador durante condiciones defrecuencia variadas.
En condiciones de carga normal, una condición de circuito deTC abierto provoca operaciones no esperadas para laprotección diferencial de generadores. También es posibledañar el equipo secundario debido a la alta tensión producidadesde las salidas del circuito del TC abierto. Por lo tanto,desde el punto de vista de la seguridad y la confiabilidad,puede resultar necesario contar con la función de detecciónde TCs abiertos que bloqueen la función de proteccióndiferencial de generadores en caso de que haya condicionesde TCs abiertos y, al mismo tiempo, emitan señales dealarma a los operadores, para que realicen las accionescorrectivas necesarias de inmediato y corrijan la condición delTC abierto.
La protección diferencial de generadores GENPDIF tambiénes muy adecuada para generar un despeje de faltas rápido,sensible y selectivo, cuando se utiliza para proteger reactoresshunt o barras pequeñas.
5. Protección de impedancia
Detección de oscilaciones de potencia ZMRPSBPueden producirse oscilaciones de potencia tras ladesconexión de cargas pesadas o plantas de generacióngrandes.
El bloque funcional de detección de oscilaciones de potenciaZMRPSB se utiliza para detectar oscilaciones e iniciar elbloqueo de todas las zonas de protección de distancia. Laaparición de corrientes de faltas a tierra durante una
oscilación de potencia bloquea la función ZMRPSB parapermitir el despeje de las faltas.
Protección de subimpedancia para generadores ytransformadores ZGCPDISLa protección de subimpedancia para generadores ytransformadores ZGCPDIS tiene la característica mhodesplazada como protección de respaldo de tres zonas parala detección de cortocircuitos de fase a fase entransformadores y generadores. Las tres zonas de esquemacompleto cuentan con bucles de medida de fase a fase yajustes independientes, lo cual proporciona una altaflexibilidad para todo tipo de aplicaciones.
Las tres zonas pueden retardarse individualmente con untiempo definido.
Existe una característica de delimitación de carga para latercera zona, como se muestra en la figura 4.
=IEC07000117=2=es=Origina l.vsd
jX
Área de operación
Área de operación
R
Área sin operación
Área sinoperación
Área de operación
IEC07000117 V2 ES
Figura 4. Influencia de la delimitación de carga en la característicamho desplazada para Z3
Pérdida de excitación LEXPDISLa baja excitación de toda máquina síncrona tiene sus límites.Una reducción de la corriente de excitación debilita elacoplamiento entre el rotor y el estator. La máquina podríaperder el sincronismo y empezar a funcionar como unamáquina de inducción. En este caso, aumenta el consumo deenergía reactiva. Incluso si la máquina no pierde sincronismo,no es admisible trabajar en este estado durante muchotiempo. La reducción de la excitación aumenta la generaciónde calor en la región extrema de la máquina síncrona. Elcalentamiento local puede dañar el aislamiento del devanadodel estator e incluso el núcleo de hierro.
Para evitar daños en el generador, es necesario dispararlocuando la excitación disminuye demasiado.
La medición de impedancia se utiliza para la funciónLEXPDIS. Su característica de operación se ha definido como
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dos zonas de dos círculos Mho desplazado y una línea derestricción de elemento direccional.
Protección contra pérdida de sincronismo OOSPPAMLa función de protección contra pérdida de sincronismoOOSPPAM del IED puede usarse tanto para protegergeneradores como para aplicaciones de protección de líneas.
El objetivo principal de la función OOSPPAM es detectar yevaluar las instancias de deslizamiento de polos dentro delsistema eléctrico, y llevar a cabo las acciones necesarias.
La función OOSPPAM detecta las condiciones dedeslizamiento de polos y dispara el generador lo más prontoposible, después del primer deslizamiento de polos cuando elcentro de la oscilación se encuentra en la zona 1, quegeneralmente incluye el generador y el transformador depotencia elevador. Cuando el centro de la oscilación seencuentra más afuera en el sistema eléctrico, en la zona 2,por lo general se permite más de un deslizamiento de polosantes de desconectar la unidad de generador-transformador.Se puede considerar el tiempo de disparo de interruptoresmediante el ajuste de parámetros. Si existen varios relés depérdida de sincronismo en el sistema eléctrico, entonces elque encuentra el centro de oscilación en la zona 1 debefuncionar primero.
Delimitación de carga LEPDISLa transferencia de cargas pesadas es común en muchasredes eléctricas y puede hacer que sea difícil lograr lacobertura de resistencia de faltas. En estos casos, la funciónde delimitación de carga LEPDIS se puede utilizar paraaumentar el ajuste resistivo de las zonas de medición desubimpedancia sin interferir en la carga.
Cada uno de los tres bucles de medición de fase a fasecuenta con su propia característica de delimitación de carga.
6. Protección de corriente
Protección de sobreintensidad de fases de cuatro etapas,salida trifásica OC4PTOCLa función de protección de sobreintensidad de fases decuatro etapas OC4PTOC presenta un retardo de tiempoinverso o definido independiente para las etapas 1 y 4 porseparado. Las etapas 2 y 3 tienen siempre un retardo detiempo definido.
Se encuentran disponibles todas las características detiempo inverso IEC y ANSI.
La función direccional incluye polarización por tensión conmemoria. La función se puede ajustar para que seadireccional o no direccional de forma independiente paracada una de las etapas.
Es posible establecer el nivel de bloqueo por segundoarmónico para la función y utilizarlo para bloquearindividualmente cada etapa.
Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas,dirección de secuencia cero y secuencia negativa EF4PTOCLa función de protección de sobreintensidad residual decuatro etapas, dirección de secuencia cero o secuencianegativa (EF4PTOC) presenta un retardo de tiempo inverso odefinido ajustable e independiente para las etapas 1 y 4 porseparado. Las etapas 2 y 3 tienen siempre un retardo detiempo definido.
Se encuentran disponibles todas las características detiempo inverso IEC y ANSI.
EF4PTOC se puede ajustar como direccional o no direccionalde forma independiente para cada una de las etapas.
La parte direccional de la función puede configurarse parafuncionar con las siguientes combinaciones:• Corriente direccional (I3PDir) frente a la tensión de
polarización (U3PPol)• Corriente direccional (I3PDir) frente a la corriente de
polarización (I3PPol)• Corriente direccional (I3PDir) frente a polarización doble
(UPol+ZPol x IPol) donde ZPol = RPol + jXPol
IDir, UPol y IPol pueden seleccionarse independientementecomo secuencia cero o secuencia negativa.
Es posible establecer el nivel de bloqueo por segundoarmónico para la función y utilizarlo para bloquearindividualmente cada etapa.
Protección de sobreintensidad y potencia residual,direccional y sensible SDEPSDEEn redes aisladas o en redes con alta impedancia de puestaa tierra, la corriente de falta a tierra es considerablementemás pequeña que las corrientes de cortocircuito. Además, lamagnitud de la corriente de faltas es casi independiente de laubicación de las faltas en la red. La protección se puedeseleccionar para usar o bien la corriente residual, 3I0·cosj o
3I0·j, o el componente de potencia residual 3U0·3I0·cos j,
para la cantidad de operación. También existe una etapa nodireccional 3I0 y una etapa de disparo de sobretensión no
direccional 3U0.
Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempoTRPTTRSi un transformador o generador de potencia alcanzantemperaturas muy altas, se pueden dañar. El aislamientodentro del transformador/generador sufre un envejecimientoforzado. Como consecuencia, aumenta el riesgo de faltasinternas de fase a fase o de fase a tierra. La temperatura altadegrada la calidad del aislamiento del transformador/generador.
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La protección de sobrecarga térmica estima el contenido decalor interno del transformador/generador (temperatura) deforma continua. Esta estimación se realiza utilizando unmodelo térmico del transformador/generador con dosconstantes de tiempo, que se basa en medición de corriente.
Existen dos niveles de alarma. Esto permite que las medidascorrectivas se tomen antes de alcanzar las temperaturaspeligrosas. Si la temperatura sigue aumentando hasta el valorde disparo, la protección inicia el disparo del transformador/generador protegido.
Se presenta el tiempo estimado de disparo antes de laoperación.
Protección de fallo de interruptor CCRBRF, activación ysalida trifásicasCCRBRF puede estar basado en corriente, basado encontactos o en una combinación adaptativa de estas doscondiciones.
La protección de fallo de interruptor, activación y salidatrifásicas (CCRBRF) garantiza un rápido disparo de respaldode los interruptores adyacentes en caso de que el propiointerruptor no se pueda abrir. CCRBRF puede estar basadoen corriente, basado en contactos o en una combinaciónadaptativa de estas dos condiciones.
Como criterio de comprobación se utiliza una función decomprobación de corriente con un tiempo de reposiciónextremadamente corto para obtener una alta seguridadcontra operaciones accidentales.
Es posible utilizar criterios de comprobación en el caso deque la corriente de falta a través del interruptor sea pequeña.
Los criterios de corriente de la protección de fallo deinterruptor, activación y salida trifásicas (CCRBRF) se puedencumplir mediante corrientes monofásicas o bifásicas, lacorriente residual, o la corriente monofásica más la corrienteresidual. Cuando estas corrientes rebasan los ajustesdefinidos por el usuario, la función se activa. Estascondiciones aumentan la seguridad de la orden de disparo derespaldo.
La función CCRBRF se puede programar para proporcionarun redisparo trifásico del propio interruptor para evitar eldisparo accidental de interruptores adyacentes.
Protección de discordancia de polos CCRPLDLos interruptores y seccionadores terminan con las fases enposiciones diferentes (cerrado-abierto) debido a falloseléctricos o mecánicos. La existencia de una fase abiertapuede causar corrientes de secuencia negativa y desecuencia cero, lo que supone un esfuerzo térmico para lasmáquinas giratorias y puede causar una operación nodeseada de las funciones de corriente de secuencia cero ode secuencia negativa.
Por lo general, se dispara el propio interruptor para corregirtal situación. Si la situación persiste los interruptoresadyacentes se deben disparar para eliminar la situación decarga asimétrica.
La función de discordancia de polos funciona basándose eninformación de la lógica del interruptor, con criteriosadicionales de asimetría de corriente de fase selectiva.
Protección de máxima/mínima potencia direccionalGOPPDOP/GUPPDUPLa protección de máxima/mínima potencia direccionalGOPPDOP/GUPPDUP se puede utilizar siempre que senecesite una protección o sistema de alarma para la potenciaalta/baja activa, reactiva o aparente. Las funciones tambiénse pueden utilizar para comprobar la dirección del flujo depotencia activa o reactiva en la red eléctrica. Existennumerosas aplicaciones en las que se requiere estafuncionalidad. Algunas de ellas son:
• detección de flujo de potencia activa invertida• detección de flujo de potencia reactiva alta
Cada función tiene dos etapas con retardo de tiempodefinido.
Protección contra energización accidental de generadoressíncronos AEGGAPCLa energización inadvertida o accidental de generadores off-line ha sido un tema bastante frecuente, ya sea por erroresde operación, descargas disruptivas del interruptor, malfuncionamiento del circuito de control, o por unacombinación de estas causas. Un generador que se energizade manera inadvertida funciona como un motor de inducción,consumiendo mucha corriente del sistema. La protección desobreintensidad con supervisión de tensión se utiliza paraproteger el generador que se energiza inadvertidamente.
La protección contra energización accidental de generadoressíncronos (AEGGAPC) toma la entrada de corriente de fasemáxima del lado del terminal o del lado del neutro delgenerador, y las entradas de tensión máxima de fase a fasedel lado del terminal. AEGGAPC se habilita cuando la tensióndel terminal cae por debajo del nivel de tensión especificadopara el tiempo preestablecido.
Protección de sobreintensidad de tiempo de secuencianegativa para máquinas NS2PTOCLa protección de sobreintensidad de tiempo de secuencianegativa para máquinas NS2PTOC está diseñadaprincipalmente para proteger generadores frente al posiblerecalentamiento del rotor, provocado por la corriente desecuencia negativa en la corriente del estator.
En un generador, las corrientes de secuencia negativapueden ocurrir, entre otras causas, por:
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• cargas desequilibradas,• faltas de línea a línea,• faltas de línea a tierra• conductores rotos y• averías en uno o más polos de un interruptor o un
seccionador.
NS2PTOC también se puede utilizar como protección derespaldo, es decir, para proteger el generador en caso deque las protecciones de línea o los interruptores no despejenlas faltas desequilibradas del sistema.
Para brindar una protección efectiva al generador contracondiciones externas desequilibradas, NS2PTOC es capaz demedir la corriente de secuencia negativa directamente.NS2PTOC también cuenta con una característica de retardoque coincide con la característica de calentamiento del
generador 2
2I t K= como se define por la norma IEEE
C50.13.
donde:
I2 es la corriente de secuencia negativaexpresada por unidad de la corrientenominal del generador
t es el tiempo de operación en segundos
K es una constante que depende del tamañoy diseño de los generadores
NS2PTOC presenta un amplio rango de ajustes para K y tienela sensibilidad y capacidad para detectar corrientes desecuencia negativa y emitir órdenes de disparo hasta lacapacidad constante del generador.
Con el fin de reflejar las características de calentamiento delgenerador, es posible ajustar un parámetro de tiempo dereposición.
Está disponible una salida con retardo de tiempo definidoseparada como característica de alarma para advertir aloperador sobre una posible situación de peligro.
Protección de sobreintensidad de tiempo restringida portensión VRPVOCLa función de protección de sobreintensidad de tiemporestringida por tensión (VRPVOC) se recomienda comoprotección de respaldo para generadores.
La característica de protección de sobreintensidad tiene unnivel de corriente ajustable que se puede utilizar ya sea comocaracterística de tiempo definido o como característica detiempo inverso. Además, se le puede controlar/restringir porla tensión.
La función también incluye una etapa de subtensión concaracterística de tiempo definido para proporcionar lafuncionalidad de protección de sobreintensidad conconservación por subtensión.
Protección de faltas a tierra del rotorPor lo general, el devanado del rotor del generador y sucircuito eléctrico asociado de alimentación de CC estántotalmente aislados de la tierra. Por lo tanto, la conexiónsimple de este circuito a tierra no causa el flujo de ningunacorriente importante. Sin embargo, si aparece una segundafalta a tierra en este circuito, las circunstancias puedentornarse bastante graves. Según la ubicación de estas dosfaltas, esta condición de operación puede causar:
• Pérdida total o parcial del campo en el generador• Un gran flujo de corriente continua por el circuito
magnético del rotor• Vibración del rotor• Suficiente desplazamiento del rotor para causar daños
mecánicos en el estator
Por lo tanto, prácticamente todos los generadores grandestienen algún tipo de protección dedicada capaz de detectarla primera falta a tierra en el circuito del rotor y después,según la resistencia de la falta, generar una alarma alpersonal a cargo de la explotación o dar una orden de paradade la máquina. Se requiere una unidad de inyección externapara la protección de faltas a tierra de rotor RXTTE4 y unaresistencia protectora externa en una placa para unfuncionamiento correcto. Puede usarse la función SDEPSDEo EF4PTOC conjuntamente con RXTTE4 como protección defalta a tierra del rotor.
7. Protecciones de tensión
Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUVEn el sistema eléctrico puede haber subtensiones durantefaltas o condiciones anómalas. La función de protección desubtensión de dos etapas (UV2PTUV) se puede utilizar paraabrir interruptores a fin de prepararse para la restauración delsistema en el caso de apagones eléctricos o como respaldocon retardo de tiempo prolongado para la protección primaria.
UV2PTUV tiene dos etapas de tensión, donde la etapa 1 sepuede ajustar como retardo de tiempo inverso o definido. Laetapa 2 siempre es un retardo de tiempo definido.
UV2PTUV tiene una relación de reposición alta a fin depermitir unos ajustes próximos a la tensión de servicio de lared.
Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOVEn la red eléctrica, se producen tensiones altas durantecondiciones anormales, como pérdida repentina de potencia,fallos de regulación del cambiador de tomas y extremos delínea abiertos en líneas largas.
OV2PTOV tiene dos etapas de tensión, donde la etapa 1 sepuede ajustar como retardo de tiempo inverso o definido. Laetapa 2 siempre es un retardo de tiempo definido.
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OV2PTOV tiene una relación de reposición alta a fin depermitir unos ajustes próximos a la tensión de servicio de lared.
Protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOVEn el sistema eléctrico puede haber tensiones residualesdurante faltas a tierra.
La función de protección de sobretensión residual de dosetapas ROV2PTOV calcula la tensión residual de lostransformadores de entrada de tensión trifásica o la midedesde un solo transformador de entrada de tensiónalimentado desde un transformador de tensión conectado entriángulo abierto o de punto neutro.
ROV2PTOV tiene dos etapas de tensión, donde la etapa 1 sepuede ajustar como retardo de tiempo inverso o definido. Laetapa 2 siempre es un retardo de tiempo definido.
Protección de sobreexcitación OEXPVPHCuando el núcleo laminado de un transformador o generadorde potencia está sujeto a una densidad de flujo magnéticomás allá de sus límites de diseño, el flujo de fuga entra encomponentes no laminados que no están diseñados parallevar flujo. Esto puede dar lugar a corrientes parásitas. Estascorrientes parásitas pueden causar un calentamientoexcesivo y daños graves al aislamiento y a las partesadyacentes en un tiempo relativamente corto. La funcióntiene curvas de operación inversas ajustables y etapas dealarma independientes.
Protección del estator al 95% y al 100% contra falta a tierrabasada en el tercer armónico STEFPHIZLa falta a tierra del estátor es un tipo de falta con un índicede falta relativamente alto. Por lo general, los sistemas degenerador tienen una puesta a tierra de alta impedancia, esdecir, una puesta a tierra a través de una resistencia en elneutro. Esta resistencia se suele dimensionar para queproporcione una corriente de falta a tierra en el rango de 3 a15 A en el caso de una falta a tierra rígida en el terminal dealta tensión del generador. Las corrientes de falta a tierrarelativamente pequeñas producen mucho menos esfuerzotérmico y mecánico en el generador que los cortocircuitos
que se producen entre conductores de dos fases. Decualquier modo, las faltas a tierra en el generador se debendetectar y el generador se debe disparar, aunque se puedapermitir un tiempo de falta mayor en comparación con loscortocircuitos internos.
En el funcionamiento normal sin fallos en la unidad degeneración, la tensión del punto neutro está próxima a cero yno hay flujo de corriente de secuencia cero en el generador.Cuando aparece una falta de fase a tierra, la tensión delpunto neutro aumenta y hay un flujo de corriente a través dela resistencia del punto neutro.
Para detectar una falta a tierra en los devanados de unaunidad de generación, se puede utilizar una protección desobretensión del punto neutro, una protección desobreintensidad del punto neutro, una protección desobretensión de secuencia cero o una protección diferencialresidual. Estas protecciones son sencillas y han funcionadobien durante muchos años. Sin embargo, estos esquemassimples protegen como máximo sólo el 95% del devanadodel estator. Dejan el 5% próximo al extremo del neutro sinprotección. En condiciones desfavorables, la zona ciega sepuede extender hasta un 20% del extremo del neutro.
La protección del estator al 95% contra faltas a tierra mide elcomponente de tensión de frecuencia fundamental en elpunto estrella del generador y funciona cuando la tensión defrecuencia fundamental excede el valor preestablecido.Aplicando este principio, se puede protegeraproximadamente el 95% del devanado del estator. Paraproteger el último 5% del devanado del estator próximo alextremo del neutro, se puede medir la tensión del tercerarmónico. En la protección del estator al 100% contra faltas atierra basada en el tercer armónico se puede aplicar elprincipio diferencial de tensión del tercer armónico, elprincipio de subtensión del tercer armónico del punto neutroo el principio de sobretensión del tercer armónico del lado delterminal. De todas maneras, se recomienda utilizar elprincipio diferencial. La combinación de estos dos principiosde medición proporciona cobertura para la protección deldevanado completo del estator frente a faltas a tierra.
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x E3
Rf
TCB 2(1-x) E3
over- voltage protection 10% – 100%
Differential0% – 30%
RN
NCB 1
uTuN
x E3
Rf Transformador
TCB 2(1-x) E3
x
5% - 100% protección de sobretensión de la frecuencia fundamental en el punto neutro
Diferencial del tercer armónico
0% - 30%
Interruptor 1 puede no existir
1 o 100 %
RN
NNCB 1
devanado del estátor
uTuN 1 - x1 - xMuestras de la tensión del punto neutro desde el que se filtran las
tensiones fundamental y
del tercer armónico
Muestras de la tensión del
terminal desde el que se filtra la
tensión del tercer armónico
=IEC10000202=1=es=Original.vsd
IEC10000202 V1 ES
Figura 5. Principios de protección para la función STEFPHIZ
8. Protección de frecuencia
Protección de subfrecuencia SAPTUFLa subfrecuencia se produce como resultado de la ausenciade suficiente generación en la red.
La protección de subfrecuencia SAPTUF mide la frecuenciacon una alta exactitud y se utiliza para sistemas de deslastrede carga, esquemas de acciones correctivas, arranque deturbinas de gas, etc. Se proporcionan retardos de tiempodefinido separados para operación y restauración.
SAPTUF dispone de un bloqueo por subtensión.
Protección de sobrefrecuencia SAPTOFLa función de protección de sobrefrecuencia SAPTOF sepuede aplicar en todas las situaciones en las que se necesitecontar con una detección fiable de la frecuencia fundamentalalta del sistema eléctrico.
La sobrefrecuencia ocurre debido a caídas repentinas de lacarga o faltas de shunt en la red eléctrica. Cerca de la centraleléctrica, problemas con la regulación del generador tambiénpueden causar sobrefrecuencia.
SAPTOF mide la frecuencia con una alta exactitud y se utilizaespecialmente para deslastre de generación y esquemas de
medidas correctivas. También se utiliza como una etapa defrecuencia de inicio de restauración de la carga. Seproporciona un retardo de tiempo definido para la operación.
SAPTOF incluye un bloqueo de subtensión.
Protección de derivada de la frecuencia SAPFRCLa función de protección de derivada de la frecuenciaSAPFRC proporciona una indicación anticipada de unaperturbación mayor en el sistema. SAPFRC mide lafrecuencia con una alta exactitud y se puede utilizar paradisminuir la generación, deslastre de carga y para esquemasde medidas correctivas. SAPFRC puede diferenciar entrecambio de frecuencia positivo y negativo. Se proporciona unretardo de tiempo definido para la operación.
SAPFRC incluye un bloqueo por subtensión.
9. Supervisión del sistema secundario
Supervisión de fallo de fusible SDDRFUFEl objetivo de la función de supervisión de fallo de fusibleSDDRFUF es bloquear las funciones de medición de tensiónante fallos en los circuitos secundarios entre el transformadorde tensión y el IED, a fin de evitar operaciones accidentalesque, de otro modo, puedan ocurrir.
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La función de supervisión de fallo de fusible tiene,básicamente, tres métodos de detección diferentes:detección basada en la secuencia negativa y la secuenciacero, detección adicional de cambio de tensión y cambio deintensidad.
La detección de secuencia negativa se recomienda para losIED utilizados en redes aisladas o conectadas a tierra conalta impedancia. Se basa en las cantidades de medición desecuencia negativa, un alto valor de tensión de secuencianegativa 3U2 sin la presencia de la intensidad 3I2 de
secuencia negativa.
La detección de secuencia cero se recomienda para los IEDutilizados en redes conectadas rígidamente a tierra o conbaja impedancia. Se basa en las cantidades de medición desecuencia cero, un alto valor de tensión de secuenciacero3U0 sin la presencia de la intensidad 3I de secuencia
cero0.
Para una mejor adaptación a los requerimientos del sistema,se ha introducido un ajuste del modo de operación quepermite seleccionar las condiciones de operación para lafunción basada en secuencia negativa o secuencia cero. Laselección de diferentes modos de funcionamiento permiteelegir diferentes posibilidades de interacción entre ladetección basada en secuencia cero y la de secuencianegativa.
Se puede agregar un criterio basado en mediciones decambios de corriente y cambios de tensión a la función desupervisión de fallo de fusible, para detectar un fallo defusible trifásico, lo cual, en términos prácticos, se asocia máscon la conmutación del transformador de tensión durante lasmaniobras en la estación.
Monitorización del circuito de cierre/disparo del interruptorTCSSCBRLa función de supervisión del circuito de disparo TCSSCBRestá diseñada para supervisar el circuito de control delinterruptor. La supervisión del circuito de disparo genera unacorriente de aproximadamente 1 mA a través del circuito decontrol supervisado. La supervisión de la validez de uncircuito de control se proporciona para los contactos desalida de potencia T1, T2 y T3.
La supervisión del circuito de disparo actúa después de untiempo de operación definido ajustable y se repone tras untiempo definido ajustable tras la desaparición del fallo.
10. Control
Comprobación de sincronismo, comprobación deenergización y sincronización SESRSYNLa función de sincronización permite cerrar las redesasíncronas en el momento adecuado, incluido el tiempo decierre del interruptor, lo cual mejora la estabilidad de la red.
La función de comprobación de sincronismo, comprobaciónde energización y sincronización SESRSYN comprueba quelas tensiones en ambos lados del interruptor estén ensincronismo o con al menos un lado muerto para asegurarque el cierre se pueda realizar de forma segura.
La función SESRSYN incluye un esquema de selección detensiones incorporado para disposiciones de barra doble y uninterruptor y medio o disposiciones de barra en anillo.
El cierre manual y el reenganche automático se puedencomprobar mediante la función y pueden tener diferentesajustes.
Para los sistemas que funcionan de manera asíncrona, seproporciona una función de sincronización. La finalidadprincipal de la función de sincronización es proporcionar uncierre controlado de los interruptores cuando se va aestablecer la conexión entre dos sistemas asíncronos. Lafunción de sincronización evalúa la diferencia de tensión, ladiferencia de ángulo de fase, el deslizamiento de la frecuenciay la derivada de la frecuencia antes de emitir un cierrecontrolado del interruptor. El tiempo de cierre del interruptores un ajuste de parámetro.
Sin embargo, esta función no puede utilizarse parasincronizar automáticamente un generador a la red.
Control de aparatos APCLa función de control de aparatos APC8 para hasta 8aparatos se utiliza para el control y la supervisión deinterruptores, seccionadores y seccionadores de puesta atierra dentro de una bahía. Se da permiso para operardespués de la evaluación de las condiciones desde otrasfunciones, como enclavamiento, comprobación desincronismo, selección de la ubicación del operador ybloqueos internos o externos.
Características del control de aparatos:• Principio de selección-ejecución para proporcionar alta
fiabilidad• Función de selección para evitar maniobras simultáneas• Selección y supervisión de la ubicación del operador• Supervisión de órdenes• Bloqueo/desbloqueo de la maniobra• Bloqueo/desbloqueo de la actualización de indicaciones de
posición• Sustitución de indicaciones de posición• Cancelación de funciones de enclavamiento• Cancelación de la comprobación de sincronismo• Contador de operaciones• Eliminación de la posición media
Se pueden utilizar dos tipos de modelos de órdenes:• Directo con seguridad estándar• SBO (selección antes de la maniobra) con seguridad
mejorada
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Las órdenes directas se reciben sin ninguna orden deselección previa. Las órdenes SBO se reciben con unaprimera orden de selección y, con una selección satisfactoria,una orden de continuación de la maniobra.
En condiciones de seguridad normal, la orden se procesa y laposición resultante no se supervisa. En cambio, encondiciones de seguridad mejorada, la orden se procesa y laposición resultante se supervisa.
La operación de control se puede llevar a cabo desde la HMIlocal bajo control de autorización, si se define de este modo.
IEC09000668 V1 ES
Figura 6. Selección antes de la maniobra con confirmación de laorden
IEC09000669 V2 ES
Figura 7. Cancelación de la comprobación de sincronismo
El controlador de seccionadores SCSWI inicia y supervisatodas las funciones para seleccionar y utilizar adecuadamentelos aparatos de conmutación primarios. Cada uno de los 8controladores de seccionadores SCSWI puede manejar yoperar un aparato trifásico.
Cada uno de los 3 controladores de interruptores SXCBRproporciona el estado de la posición actual y da las órdenes
al interruptor primario y supervisa la función de conmutacióny las posiciones.
Cada uno de los 7 controladores de seccionadores SXSWIproporciona el estado de la posición actual y da las órdenesa los seccionadores primarios y seccionadores de puesta atierra y supervisa la función de conmutación y las posiciones.
EnclavamientoLa funcionalidad de enclavamiento bloquea la posibilidad demaniobrar la aparamenta de conmutación de alta tensión, porejemplo, cuando un seccionador está bajo carga, para evitardaños materiales o lesiones físicas accidentales.
Cada IED de control tiene funciones de enclavamiento paradiferentes disposiciones de la aparamenta, y cada uno deellos se ocupa del enclavamiento de una bahía. Lafuncionalidad de enclavamiento de cada IED no depende deninguna función central. Para el enclavamiento en toda laestación, los IEDs se comunican a través del bus de estacióno mediante el uso de entradas/salidas binarias conectadas.
Las condiciones de enclavamiento dependen de laconfiguración de la barra primaria y del estado de cualquierseccionador o interruptor en un momento dado.
Control de bahías QCBAYLa función de control de bahías QCBAY se utiliza junto con lafunción de remoto local y la función de control remoto localpara controlar la selección de la ubicación del operador encada bahía. QCBAY también proporciona funciones debloqueo que se pueden distribuir a distintos aparatos dentrode la bahía.
Remoto local LOCREM / Control remoto local LOCREMCTRLLas señales de la HMI local o de un conmutador local/remotoexterno se aplican a través de los bloques funcionalesLOCREM y LOCREMCTRL al bloque funcional de control debahías QCBAY. En el bloque funcional LOCREM, se ajusta unparámetro para elegir si las señales de conmutaciónprovienen de la HMI local o de un conmutador físico externoconectado a través de entradas binarias.
Control de interruptores para interruptores, CBC1 y CBC2El CBC1 y el CBC2 constan de 3 funciones y 2x3 funcionesrespectivamente:
• SCILO - El nodo lógico para enclavamiento. La funciónSCILO contiene la lógica necesaria para habilitar unaoperación de conmutación y proporciona la informaciónal SCSWI de si se permite operar en función de latopología actual de la aparamenta de maniobra. Lascondiciones de enclavamiento se generan en bloquesfuncionales aparte que disponen de la lógica deenclavamiento.
• SCSWI - El controlador de seccionadores inicia ysupervisa todas las funciones para seleccionar y utilizaradecuadamente los aparatos de conmutación primarios.
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El controlador de seccionadores puede manejar y operarun dispositivo trifásico.
• SXCBR - El controlador de interruptores SXCBRproporciona el estado de la posición actual y da lasórdenes al interruptor primario, y supervisa la función deconmutación y las posiciones.
Conmutador giratorio lógico para selección de funciones ypresentación LHMI SLGGIOLa función de conmutador giratorio lógico para selección defunciones y presentación LHMI SLGGIO (o bloque funcionalde conmutador selector) se utiliza para obtener unafuncionalidad mejorada del conmutador selector similar a laque proporciona un conmutador selector de hardware. Lascompañías eléctricas utilizan mucho los conmutadoresselectores de hardware para tener distintas funciones queoperan con valores preestablecidos. Sin embargo, losconmutadores de hardware requieren mantenimientoconstante, brindan poca fiabilidad del sistema y requieren unmayor volumen de compras. Los conmutadores selectoreslógicos eliminan todos estos problemas.
Miniconmutador selector VSGGIOEl bloque funcional de miniconmutador selector VSGGIO esuna función multipropósito que se utiliza en diversasaplicaciones como conmutador de uso general.
VSGGIO se puede controlar desde el menú o desde unsímbolo en el esquema unifilar (SLD), en la HMI local.
Funciones de E/S según la norma de comunicaciones IEC61850 DPGGIOEl bloque funcional de E/S según la norma decomunicaciones IEC 61850 (DPGGIO) se utiliza para enviarindicaciones dobles a otros sistemas o equipos de lasubestación con IEC61850. Se utiliza, sobre todo, en laslógicas de enclavamiento y reserva en toda la estación.
Ocho señales de control genérico de un solo punto SPC8GGIOEl bloque funcional de control genérico de 8 señales de unsolo punto SPC8GGIO recoge 8 órdenes de un solo punto,diseñado para recibir órdenes desde REMOTO (SCADA) a laspartes de la configuración lógica que no necesitan unafuncionalidad completa de recepción de órdenes (porejemplo, SCSWI). De este modo, se pueden enviar órdenessimples directamente a las salidas del IED, sin confirmación.Las órdenes pueden ser por pulsos o continuas con untiempo de pulso ajustable.
Bits de automatización AUTOBITSLa función de bits de automatización AUTOBITS se utilizapara configurar el manejo de órdenes según el protocoloDNP3. Cada una de las 3 AUTOBITS disponibles tiene 32salidas, cada una de las cuales se puede asignar como unpunto de salida binaria en DNP3.
Órdenes de funciones para IEC60870-5-103, I103CMD,I103IEDCMD, I103URSCMD, I103GENCMD, I103POSCMDExisten bloques funcionales y de lógica de órdenes IEC60870–5–103 para la configuración del IED. Las señales de salidaestán predefinidas o son definidas por el usuario en funcióndel bloque funcional seleccionado.
11. Lógica
Lógica de disparo, salida común trifásica SMPPTRCSe proporciona un bloque funcional para el disparo deprotección para cada interruptor involucrado en el disparo deuna falta. Este proporciona una prolongación de pulsoajustable para asegurar un pulso de disparo trifásico delongitud suficiente, así como toda la funcionalidad necesariapara una cooperación correcta con las funciones dereenganche automático.
El bloque funcional de disparo también incluye funcionalidadde bloqueo ajustable para bloqueo de interruptor .
Lógica de matriz de disparo TMAGGIOLa función de lógica de matriz de 12 disparos TMAGGIO,cada una con 32 entradas, se utiliza para dirigir señales dedisparo y otras señales lógicas de salida a las lógicas dedisparo SMPPTRC y SPTPTRC o a distintos contactos desalida en el IED.
Las señales de salida de TMAGGIO 3 y las salidas físicaspermiten que el usuario adapte las señales a las salidasfísicas de disparo según las necesidades específicas de laaplicación para salida de pulso ajustable o salida continua.
Bloques de lógica configurablesEl usuario dispone de un número de bloques de lógica ytemporizadores para adaptar la configuración a lasnecesidades específicas de la aplicación.
• OR . Cada bloque tiene 6 entradas y dos salidas y una estáinvertida.
• INVERTER : bloques funcionales que invierten la señal deentrada.
• PULSETIMER : bloque funcional que se puede utilizar, porejemplo, para extensiones de pulsos o delimitación deoperación de salidas, tiempo de pulso ajustable.
• GATE : bloque funcional que se utiliza para que una señalpueda pasar o no desde la entrada a la salida.
• XOR . Cada bloque tiene dos salidas y una está invertida.
• LOOPDELAY : bloque funcional que se utiliza para retardarla señal de salida un ciclo de ejecución.
• TIMERSET : función que tiene salidas retardadas deactivación y desconexión relacionadas con la señal deentrada. El temporizador tiene un retardo de tiempo
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ajustable y debe tener el estado en On (Activado) para quela señal de entrada active la salida con el retardo de tiempoadecuado.
• AND . Cada bloque tiene cuatro entradas y dos salidas yuna está invertida
• SRMEMORY : bloque funcional biestable que puede activaro reponer una salida desde dos entradas respectivamente.Cada bloque tiene dos salidas y una está invertida. Elajuste de la memoria controla si la salida del bloque deberestablecerse o volver al estado en el que se encontraba,después de una interrupción de la alimentación. La entradaSET tiene prioridad si SET y RESET se manejan a la vez.
• RSMEMORY : bloque funcional biestable que puedereponer o ajustar una salida desde dos entradasrespectivamente. Cada bloque tiene dos salidas y una estáinvertida. El ajuste de la memoria controla si la salida delbloque debe restablecerse o volver al estado en el que seencontraba, después de una interrupción de laalimentación. La entrada RESET tiene prioridad si SET yRESET se manejan a la vez.
Lógica configurable Q/TSe dispone de una cantidad de bloques lógicos ytemporizadores con la capacidad de propagar el registro dehora y calidad de las señales de entrada. Los bloquesfuncionales ayudan al usuario a adaptar la configuración delos IED a las necesidades de aplicaciones específicas.
• ORQT OR: bloque funcional que también propaga la marcade hora y calidad de las señales de entrada. Cada bloquetiene seis entradas y dos salidas y una está invertida
• INVERTERQT : bloque funcional que invierte la señal deentrada y propaga la marca de hora y calidad de la señalde entrada.
• PULSETIMERQT Bloque funcional de temporizador depulsos que se puede utilizar, por ejemplo, para extensionesde pulsos o delimitación de operación de salidas. Lafunción también propaga la marca de hora y calidad de laseñal de entrada.
• XORQT Bloque funcional XOR. La función también propagala marca de hora y calidad de las señales de entrada. Cadabloque tiene dos salidas y una está invertida.
• TIMERSETQT : función que tiene salidas retardadas deactivación y desconexión relacionadas con la señal deentrada. El temporizador tiene un retardo de tiempoajustable. La función también propaga la marca de hora ycalidad de la señal de entrada.
• ANDQT Bloque funcional AND. La función también propagala marca de hora y calidad de las señales de entrada. Cada
bloque tiene cuatro entradas y dos salidas y una estáinvertida.
• SRMEMORYQT : bloque funcional biestable que puedeactivar o reponer una salida desde dos entradasrespectivamente. Cada bloque tiene dos salidas y una estáinvertida. El ajuste de la memoria controla si, después deuna interrupción de la alimentación, el bloque deberíaregresar al estado previo a la interrupción o se deberíareponer. La función también propaga la marca de hora ycalidad de la señal de entrada.
• RSMEMORYQT : bloque funcional biestable que puedereponer o ajustar una salida desde dos entradasrespectivamente. Cada bloque tiene dos salidas y una estáinvertida. El ajuste de la memoria controla si, después deuna interrupción de la alimentación, el bloque deberíaregresar al estado previo a la interrupción o se deberíareponer. La función también propaga la marca de hora ycalidad de la señal de entrada.
• INVALIDQT : función que marca la calidad no válida de lassalidas según una entrada "válida". Las entradas se copianen las salidas. Si la entrada VALID es 0 o si el bit de calidadno válida está activado, el bit de calidad no válida de todaslas salidas se ajusta a inválido. El registro de hora de unasalida se ajusta al último registro de hora de las entradasINPUT y VALID.
• INDCOMBSPQT : combina señales de entrada simples enseñales de grupo. La entrada de posición simple se copiaen la parte del valor de la salida SP_OUT. La entrada TIMEse copia en la parte del tiempo de la salida SP_OUT. Losbits de entrada de calidad se copian en la correspondienteparte de la calidad de la salida SP_OUT.
• INDEXTSPQT : extrae señales individuales de una entradade señales de grupo. La parte del valor de una entrada deposición simple se copia en la salida SI_OUT. La parte deltiempo de una entrada de posición simple se copia en lasalida TIME. Los bits de calidad en la parte común y laparte de indicación de las señales de entrada se copian enla salida de calidad correspondiente.
Bloque funcional de señales fijasLa función de señales fijas FXDSIGN genera nueve señalespreestablecidas (fijas) que pueden utilizarse en laconfiguración de un IED, tanto para forzar las entradas noutilizadas en los otros bloques funcionales a un determinadonivel/valor, como para crear una lógica determinada. Estándisponibles los tipos de señales booleana, entera, comaflotante o cadena.
Conversión de booleanos de 16 bits a enteros B16ILa función de conversión de booleanos de 16 bits a enterosB16I se utiliza para transformar un juego de 16 señales(lógicas) binarias en un entero.
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Conversión de booleanos de 16 bits a enteros conrepresentación de nodo lógico B16IFCVILa función de conversión de booleanos de 16 bits a enteroscon representación de nodo lógico B16IFCVI se utiliza paratransformar un conjunto de 16 señales (lógicas) binarias enun entero. La entrada BLOCK congela la salida en el últimovalor.
Conversión de enteros a booleanos de 16 bits IB16ALa función de conversión de enteros a booleanos de 16 bitsIB16Ase utiliza para transformar un entero en un conjunto de16 señales (lógicas) binarias.
Conversión de enteros a booleanos de 16 bits conrepresentación de nodo lógico IB16FCVBLa función de conversión de enteros a booleanos conrepresentación de nodo lógico IB16FCVBse utiliza paratransformar un entero en 16 señales (lógicas) binarias.
La función IB16FCVB puede recibir valores remotos a travésde IEC61850 cuando la entrada PSTO de posición deoperador está en la posición remota. La entrada BLOCKcongela la salida en el último valor.
Integrador de tiempo transcurrido con transgresión de límitesy supervisión de desbordamiento TEIGGIOLa función TEIGGIO se utiliza para la lógica definida por elusuario y también puede usarse para distintos fines internosdel IED. Un ejemplo de aplicación es la integración del tiempotranscurrido durante la medición de la tensión de puntoneutro o la intensidad de neutro en condiciones de falta atierra.
Se ofrecen límites de tiempo ajustables para advertencia yalarma. El límite de tiempo para la indicación dedesbordamiento es fijo.
12. Monitorización
Función de E/S de comunicaciones genéricas IEC 61850SPGGIOLa función de E/S de comunicaciones genéricas IEC 61850(SPGGIO) se utiliza para enviar una sola señal lógica a otrossistemas o equipos de la subestación.
Función de E/S de comunicación genérica IEC61850, 16entradas SP16GGIOLas funciones de E/S de comunicación genérica IEC 61850de 16 entradas SP16GGIO se utilizan para enviar hasta 16señales lógicas a otros sistemas o equipos de la subestación.
Mediciones CVMMXN, CMMXU, VNMMXU, VMMXU, CMSQI,VMSQILas funciones de medición se utilizan para obtenerinformación on-line del IED. Estos valores de serviciopermiten mostrar información on-line en la HMI local y en elsistema de automatización de subestaciones acerca de:
• las tensiones; corrientes; frecuencia; potencia activa,reactiva y aparente; y del factor de potencia medidos
• los fasores primarios y secundarios• los componentes de secuencia de la corriente• los componentes de secuencia de la tensión
Contador de eventos CNTGGIOEl contador de eventos CNTGGIO consta de seis contadoresque se utilizan para almacenar la cantidad de veces que seactiva cada entrada de contador.
Contador de eventos con supervisión de límites L4UFCNTEl contador de límite 12 Up L4UFCNT proporciona uncontador ajustable con cuatro límites independientes quecuentan el número de flancos positivos y/o negativos de laseñal de entrada con respecto a los valores de límiteajustados. La salida de cada límite se activa cuando el valorcontado alcanza ese límite.
Se incluye la indicación de desbordamiento para cadacontador ascendente.
Informe de perturbaciones DRPRDRELas funciones de información de perturbaciones son las quepermiten obtener datos completos y fidedignos de lasperturbaciones en el sistema primario y/o secundario juntocon un registro continuo de eventos.
Informe de perturbaciones DRPRDRE, que se incluye siemprecon el IED, captura una muestra de los datos de todas lasentradas analógicas y señales binarias seleccionadas queestén conectadas al bloque funcional, con un máximo de 40señales analógicas y 96 señales binarias.
La funcionalidad de informes de perturbaciones incluye variasfunciones bajo un mismo nombre:
• Lista de eventos• Indicaciones• Registrador de eventos• Registrador de valores de disparo• Registrador de perturbaciones
La función de informe de perturbaciones se caracteriza poruna gran flexibilidad en cuanto a la configuración,condiciones de arranque, tiempos de registro y grancapacidad de almacenamiento.
Una perturbación se puede definir como la activación de unaentrada en los bloques funcionales AnRADR o BnRBDR, queestán ajustados para activar el registrador de perturbaciones.En el registro se incluyen todas las señales conectadas,desde el inicio del tiempo previo a la falta hasta el final deltiempo posterior a ella.
Todos los registros del informe de perturbaciones se guardanen el IED en formato Comtrade estándar, como un archivo delector HDR, un archivo de configuración CFG y un archivo dedatos DAT. Lo mismo sucede con todos los eventos, que se
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van guardando continuamente en un búfer de anillo. La HMIlocal se utiliza para obtener información sobre los registros.Los archivos de informe de perturbaciones se pueden cargaren el PCM600, para analizarlos en más detalle con laherramienta de administración de perturbaciones.
Lista de eventos DRPRDREUn registro continuo de eventos resulta útil para lasupervisión del sistema desde una perspectiva general y esun complemento de las funciones específicas del registradorde perturbaciones.
La lista de eventos registra todas las señales de entradasbinarias conectadas a la función de registrador deperturbaciones. La lista puede contener hasta 1000 eventoscon indicador de cronología almacenados en un búfer deanillo.
Indicaciones DRPRDREObtener información rápida, concisa y fiable sobre lasperturbaciones en el sistema primario o secundario esimportante para conocer, por ejemplo, las señales binariasque han cambiado de estado durante una perturbación. Lainformación se utiliza en una perspectiva a corto plazo paraobtener información a través de la HMI local de maneradirecta.
Hay tres LED en la HMI local (verde, amarillo y rojo), quecomunican el estado del IED y de la función de registrador deperturbaciones (activada).
La función de lista de indicaciones muestra todas las señalesde entrada binarias seleccionadas que están conectadas a lafunción de registrador de perturbaciones y que han cambiadode estado durante una perturbación.
Registrador de eventos DRPRDREEs fundamental contar con información rápida, completa yfiable sobre las perturbaciones en el sistema primario osecundario, por ejemplo, eventos con indicador de cronologíaregistrados durante las perturbaciones. Esta información seutiliza para diferentes fines a corto plazo (por ejemplo,medidas correctivas) y a largo plazo (por ejemplo, análisisfuncional).
El registrador de eventos registra todas las señales deentrada binarias seleccionadas que están conectadas a lafunción de registrador de perturbaciones. Cada registropuede contener hasta 150 eventos con indicador decronología.
La información del registrador de eventos se puede utilizarlocalmente en el IED para las perturbaciones.
La información de registro de eventos es una parte integradadel registro de perturbaciones (archivo Comtrade).
Registrador de valores de disparo DRPRDRELa información sobre los valores previos a la falta y de faltade la corriente y la tensión son imprescindibles para laevaluación de la perturbación.
El registrador de valores de disparo calcula los valores detodas las señales de entrada analógicas seleccionadas queestán conectadas a la función de registrador deperturbaciones. El resultado es la magnitud y el ángulo defase, antes y durante la falta, para cada señal analógica deentrada.
La información del registrador de valor de disparo se puedeutilizar para las perturbaciones localmente en el IED.
La información del registrador de valor de disparo es unaparte integrada del registro de perturbaciones (archivoComtrade).
Registrador de perturbaciones DRPRDRELa función del registrador de perturbaciones proporcionainformación rápida, completa y fiable sobre lasperturbaciones en la red eléctrica. Facilita la comprensión delcomportamiento del sistema y de los equipos primarios ysecundarios asociados, durante una perturbación y despuésde ella. La información registrada se utiliza para diferentesfines en una perspectiva a corto plazo (p. ej. medidascorrectivas) y en una perspectiva a largo plazo (p. ej. análisisfuncional).
El registrador de perturbaciones adquiere muestras de datosde las señales analógicas y binarias seleccionadas,conectadas con la función de registrador de perturbaciones(máximo 40 señales analógicas y 96 señales binarias). Lasseñales binarias disponibles son las mismas señales que parala función del registrador de eventos.
La función se caracteriza por una gran flexibilidad y nodepende de la operación de funciones de protección. Puederegistrar perturbaciones no detectadas por funciones deprotección. En el archivo de perturbaciones es posibleguardar 9,9 segundos de datos previos al instante deldisparo.
La información del registrador de perturbaciones sobre unmáximo de 100 perturbaciones se guarda en el IED y se usala HMI local para ver la lista de registros.
Bloque de expansión del valor medido MVEXPLas funciones de medición de corriente y tensión (CVMMXN,CMMXU, VMMXU y VNMMXU), las funciones de medición dela secuencia de corriente y tensión (CMSQI y VMSQI) y lasfunciones de E/S según la norma de comunicaciones IEC61850 (MVGGIO) cuentan con una función de supervisión demedición. Todos los valores medidos se pueden supervisaren base a cuatro límites ajustables: límite bajo-bajo, límitebajo, límite alto y límite alto-alto. Se ha introducido el bloquede expansión del valor medido MVEXP para poder traducir la
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señal de salida de tipo entero de las funciones de medición a5 señales binarias: por debajo del límite bajo-bajo, por debajodel límite bajo, normal, por encima del límite alto, o porencima del límite alto-alto. Las señales de salida se puedenutilizar como condiciones en la lógica configurable o parafines de alarmas.
Supervisión de baterías de la estación SPVNZBATLa función de supervisión de baterías de la estaciónSPVNZBAT se utiliza para monitorizar la tensión de losterminales de las baterías.
SPVNZBAT activa las salidas de arranque y de alarmas cadavez que la tensión de los terminales de las baterías excede ellímite superior ajustado o cae por debajo del límite inferiorajustado. Para las alarmas de sobretensión y subtensión sepuede ajustar un retardo de tiempo según características detiempo definidas.
SPVNZBAT funciona después de un tiempo de operaciónajustable y se repone cuando desaparece la condición desubtensión o sobretensión de las baterías.
Función de monitorización del gas de aislamiento SSIMGLa función de monitorización del gas de aislamiento SSIMGse utiliza para la monitorización del estado de losinterruptores. La información binaria basada en la presión degas del interruptor se utiliza como señales de entrada para lafunción. Además, la función emite alarmas según lainformación recibida.
Función de monitorización del líquido de aislamiento SSIMLLa función de monitorización del líquido de aislamiento SSIMLse utiliza para monitorizar el estado de los interruptores. Lainformación binaria basada en el nivel de aceite delinterruptor se utiliza como señales de entrada para la función.Además, la función emite alarmas según la informaciónrecibida.
Monitorización del interruptor SSCBRLa función de monitorización de la condición del interruptorSSCBR se utiliza para monitorizar diferentes parámetros delinterruptor. Cuando la cantidad de operaciones alcanza unvalor predefinido, el interruptor requiere mantenimiento. Laenergía se calcula a partir de las corrientes de entrada
medidas, como la suma de los valores Iyt. Cuando los valorescalculados exceden los ajustes del valor umbral, se emitenalarmas.
La función contiene una funcionalidad de alarma de bloqueo.
Entre las funciones de interruptor supervisadas y presentadasestán• tiempo de desplazamiento de apertura y cierre de
interruptor• tiempo de carga de resorte• número de operaciones del interruptor
• valor acumulado de IYt por fase con alarma y bloqueo• vida útil restante del interruptor por cada fase• inactividad del interruptor
13. Mediciones
Lógica de contador de pulsos PCGGIOLa función de contador de pulsos (PCGGIO) cuenta lospulsos binarios generados de forma externa, por ejemplo, lospulsos que proceden de un medidor de energía externo, parael cálculo de los valores de consumo de energía. El módulode entradas y salidas binarias (BIO) captura los pulsos ydespués la función de PCGGIO los lee. Se dispone de unvalor de servicio en escala en el bus de estación.
Función de cálculo de energía y administración de lademanda ETPMMTRLas salidas de la función de mediciones (CVMMXN) sepueden utilizar para calcular el consumo de energía. Losvalores activos y reactivos se calculan en la dirección deimportación y exportación. Los valores se pueden leer ogenerar como pulsos. Los valores de potencia de máximademanda también se calculan con esta función.
14. Interfaz hombre-máquina
HMI local
IEC12000175 V1 ES
Figura 8. Interfaz hombre-máquina local
La LHMI del IED incluye los siguientes elementos:• Pantalla (LCD)• Botones• Indicadores LED• Puerto de comunicación para el PCM600
La LHMI se utiliza para ajustar, monitorizar y controlar.
La interfaz hombre-máquina local, LHMI, incluye una pantallaLCD gráfica monocromática, con una resolución de 320x240píxeles. El tamaño de los caracteres puede variar según elidioma seleccionado. La cantidad de caracteres y de filas quese pueden visualizar por vez depende del tamaño de loscaracteres y de la vista seleccionada.
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La LHMI es sencilla y fácil de entender. La placa frontal estádividida en zonas, cada una con una funcionalidad biendefinida:
• LEDs de indicación de estado• LEDs de indicación de alarmas, que pueden marcar tres
estados mediante los colores verde, amarillo y rojo, ycon etiquetas definidas por el usuario e imprimibles.Todos los LED se pueden configurar desde laherramienta PCM600
• Pantalla de cristal líquido (LCD)• Teclado numérico con botones para fines de control y
navegación, conmutador para seleccionar entre controllocal y remoto, y reposición
• Cinco botones de función programables• Un puerto de comunicación RJ45 para el PCM600
15. Funciones básicas del IED
Autosupervisión con lista de eventos internosLa autosupervisión con lista de eventos internos INTERRSIG ySELFSUPEVLST reacciona a los eventos internos del sistemaque se generan a partir de los distintos elementos deautosupervisión incorporados. Los eventos internos seguardan en una lista de eventos internos presentada en laLHMI y en la herramienta de visualizador de eventos dePCM600.
Sincronización horariaUtilice una fuente global común, por ejemplo la sincronizaciónhoraria GPS, dentro de cada subestación así como dentro delárea de responsabilidad de la compañía para conseguir unabase horaria común para los IED de un sistema de proteccióny control. Esto hace posible la comparación y el análisis dedatos de eventos y perturbaciones entre todos los IED de unsistema eléctrico.
La indicación de cronología de las perturbaciones y eventosinternas resulta muy útil a la hora de evaluar los fallos. Sinuna sincronización horaria, sólo se pueden comparar loseventos que se encuentran dentro de un IED. Gracias a lasincronización horaria, es posible comparar eventos yperturbaciones dentro de la totalidad de la estación e inclusoentre los extremos de las líneas durante la evaluación.
La hora interna del IED se puede sincronizar desde variasfuentes:
• SNTP• IRIG-B• DNP• IEC60870-5-103
Grupos de ajuste de parámetros ACTVGRPUtilice los cuatro distintos grupos de ajustes para optimizar elfuncionamiento del IED para diferentes condiciones delsistema eléctrico. La creación y la conmutación entre
distintos juegos de ajustes bien definidos, ya sea desde laHMI local o desde las entradas binarias configurables, dancomo resultado un IED altamente adaptable que puedeaplicarse a toda una variedad de escenarios de sistemaseléctricos.
Funcionalidad del modo de pruebas TESTMODELos IED de protección y control pueden contar con muchasfunciones incluidas. Para que el procedimiento de pruebassea más sencillo, los IED incluyen una característica quepermite bloquear todas las funciones excepto las funcionesque se desea probar.
Existen dos maneras de entrar en el modo de pruebas:
• Mediante la activación de una señal de entrada delbloque funcional TESTMODE
• Mediante el ajuste del IED en el modo de pruebas desdela HMI local
Cuando el IED se encuentra en modo de prueba, todas lasfunciones de protección están bloqueadas.
Las funciones se pueden desbloquear de manera individual,según la funcionalidad y señalización de eventos. Estopermite que el usuario siga la operación de una o variasfunciones relacionadas, para controlar su funcionalidad ypartes de la configuración, entre otras cosas.
El cambio forzado de las salidas binarias, ya sea desde laLHMI o desde PCM600, sólo es posible cuando el IED seencuentra en el modo de prueba.
Función de bloqueo de cambios CHNGLCKLa función de bloqueo de cambios CHNGLCK se utiliza parabloquear cambios adicionales en la configuración y losajustes del IED una vez terminada la puesta en servicio. Elobjetivo es bloquear cambios involuntarios en laconfiguración del IED después de cierto momento.
La activación de la función de bloqueo de cambios estáconectada normalmente a una entrada binaria.
AutorizaciónLas categorías de usuarios y los roles con derechos deusuario tal y como se definen en IEC 62359–8 para el controlde acceso basado en roles están predefinidos en el IED.
Los usuarios del IED se pueden crear, eliminar y modificarsolamente con PCM600.
Las normas de contraseñas se definen en la herramienta deadministración de usuarios de IED de PCM600.
En el momento de la entrega, el usuario del IED tiene accesototal como SuperUser hasta que se creen usuarios conPCM600.
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Estado de autorizaciones ATHSTATLa función de estado de autorizaciones ATHSTAT es unbloque funcional de indicación para el inicio de sesión de losusuarios.
Se comunican los intentos de inicio de sesión denegados alos usuarios, así como los inicios de sesión correctos.
Comprobación de autorización ATHCHCKPara proteger los intereses de nuestros clientes, tanto el IEDcomo las herramientas que tienen acceso al IED estánprotegidos mediante el manejo de autorizaciones. El manejode autorizaciones para el IED y el PCM6000 estáimplementado en los dos puntos de acceso al IED:
• local, a través de la HMI local, y• remoto, a través de los puertos de comunicación
Los usuarios del IED se pueden crear, eliminar y modificarsolamente con la herramienta de administración de usuariosde IED de PCM600.
IEC12000202 V1 ES
Figura 9. Herramienta de administración de usuarios de PCM600
AUTHMANEsta función activa/desactiva el menú de mantenimiento.También controla el tiempo límite de sesión iniciada del menúde mantenimiento.
Acceso a FTP con SSL FTPACCSEl cliente FTP utiliza de forma predeterminada el mejor modode seguridad posible al intentar negociar con SSL.
El modo de negociación automática actúa en el número depuerto y las características del servidor. Intenta activarinmediatamente el SSL implícito si el puerto especificado esel 990. Si el puerto especificado es cualquier otro, intentanegociar con un SSL explícito a través de AUTH SSL/TLS.
El uso de FTP sin la encriptación de SSL otorga al cliente FTPcapacidades reducidas. Este modo sólo se ha previsto para
el acceso a datos del registrador de perturbaciones desde elIED.
Si se requiere un FTP normal para lalectura de los registros de perturbaciones,cree una cuenta específica para este finsólo con derechos para transferencia dearchivos. La contraseña de este usuario seexpondrá como texto convencional através de la conexión.
Aplicación de seguridad genérica AGSALDado que se utiliza un nodo lógico AGSAL para lamonitorización de la vulneración acerca de la autorización, elcontrol de accesos y la asociación inactiva, incluido el fallo deautorización. Por tanto, toda la información de AGSAL puedeconfigurarse para informar a un cliente 61850.
Registro de actividad ACTIVLOGACTIVLOG contiene todos los ajustes para el registro deactividad.
Pueden existir 6 servidores de registro externos a los queenviar eventos syslog. Cada servidor puede configurarse consu dirección IP, número de puerto IP y formato de protocolo.El formato puede ser syslog (RFC 5424) o Common EventFormat (CEF) de ArcSight.
Alarma de seguridad SECALARMEsta función crea y distribuye eventos de seguridad para laasignación de eventos de seguridad en protocolos talescomo DNP3.
Es posible asignar el protocolo correspondiente a las señalesde interés y configurarlas para su monitorización conCommunication Management Tool (CMT) en PCM600. No hayningún evento asignado de forma predeterminada.
Nombres de parámetros:• EVENTID: ID del evento de seguridad generado• SEQNUMBER: Número de secuencia del evento de
seguridad generado
Eventos de seguridadTodas las operaciones por parte de los usuarios seregistran como eventos. Estos eventos pueden enviarse aservidores externos de registro de seguridad medianteformatos de datos SYSLOG. Los servidores de registropueden configurarse mediante PCM600.
16. Comunicación de estación
Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1El IED admite los protocolos de comunicación IEC 61850-8-1y DNP3 por TCP/IP. Toda la información y los controles defuncionamiento están disponibles a través de estos
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protocolos. Sin embargo, algunas funciones decomunicación, por ejemplo, la comunicación horizontal(GOOSE) entre los IED, sólo se habilitan mediante elprotocolo de comunicación IEC 61850-8-1.
El IED está equipado con puertos traseros Ethernet ópticospara el estándar de comunicación de subestación IEC61850-8-1. El protocolo IEC 61850-8-1 permite quedispositivos eléctricos inteligentes (IED) de distintosfabricantes intercambien información y simplifica el diseño delsistema. La comunicación punto a punto según GOOSEforma parte de la norma. Permite la lectura de archivos deperturbaciones.
Se puede acceder a los archivos de perturbaciones a travésdel protocolo IEC 61850-8-1. Los archivos de perturbacionestambién están disponibles a través de FTP para cualquieraplicación basada en Ethernet, en el formato estándarComtrade. Además, el IED envía y recibe valores binarios,valores de dos puntos y valores medidos (por ejemplo, de lasfunciones MMXU), junto con su bit de calidad, a través delperfil GOOSE del protocolo IEC 61850-8-1. El IED cumple losrequisitos de rendimiento de GOOSE para aplicaciones dedisparo en subestaciones, según los define el estándar IEC61850. El IED interopera con otros IED y sistemas quecumplen con el protocolo IEC 61850, y reporta eventossimultáneamente a cinco clientes distintos en el bus deestación IEC 61850.
Las funciones de denegación de servicio DOSLAN1 yDOSFRNT se incluyen para limitar el tráfico de red entrante.De este modo, la comunicación nunca puede comprometer lafuncionalidad principal del IED.
El sistema de eventos tiene un limitador de velocidad parareducir la carga del CPU. Cada canal de eventos tiene unacapacidad de 10 eventos/segundo tras los 30 eventos/segundo iniciales. Si se excede la capacidad, la transmisióndel canal de eventos se bloquea hasta que los cambios deeventos estén por debajo de la capacidad, sin que se pierdaningún evento.
Todos los conectores de comunicación, excepto el conectordel puerto frontal, están colocados en módulos decomunicación integrados. El IED se conecta con los sistemasde comunicación basados en Ethernet a través de conectoresLC multimodo de fibra óptica (100BASE-FX).
El IED admite los métodos de sincronización horaria SNTP yIRIG-B con una precisión de marca de tiempo de ±1 ms.
• Basados en Ethernet: SNTP y DNP3• Con cableado de sincronización horaria: IRIG-B
El IED admite los métodos de sincronización horaria según elprotocolo IEC 60870-5-103 con una precisión de marca detiempo de ±5 ms.
Tabla 1. Interfaces y protocolos de comunicación de estación admitidos
Protocolo Ethernet Serie
100BASE-FX LC Fibra de vidrio (conector ST) EIA-485
IEC 61850-8-1 - -
DNP3
IEC 60870-5-103 - = admitido
Comunicación horizontal a través de GOOSE paraenclavamientoLa comunicación a través de GOOSE se puede utilizar paraintercambiar información entre los IEDs por medio del bus decomunicación de estación de IEC 61850-8-1. Por lo general,se utiliza para enviar indicaciones sobre la posición de losaparatos para señales de enclavamiento o reserva para elcontrol 1 de n. GOOSE también se puede utilizar paraintercambiar cualquier valor medido booleano, entero, de dospuntos y analógico entre los IEDs.
Protocolo DNP3DNP3 (Protocolo de red de procesamiento distribuido) es unconjunto de protocolos de comunicación que se utilizan paracomunicar datos entre los componentes de los sistemas deautomatización de procesos. Para obtener una descripción
detallada del protocolo DNP3, consulte el manual delprotocolo de comunicación DNP3.
Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103IEC 60870-5-103 es un protocolo no equilibrado (maestro-esclavo) para intercambiar información con un sistema decontrol mediante la comunicación en serie con código de bitsy con una velocidad de transferencia de datos de hasta19200 bit/s. En la terminología de IEC, una estación primariaes un maestro y una estación secundaria es un esclavo. Lacomunicación se basa en el principio punto a punto. Elmaestro debe tener software que pueda interpretar losmensajes de la comunicación IEC 60870-5-103.
El protocolo IEC 60870-5-103 puede configurarse parautilizar la interfaz de comunicación serie óptica o RS485 en elmódulo de comunicación COM03 o COM05. Las funcionesSelección de operación para serie óptico OPTICALPROT y
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Versión de producto: 1.3
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Selección de operación para RS485 RS485PROT se utilizanpara seleccionar la interfaz de comunicación.
La función IEC60870-5-103 Comunicación serie óptica,OPTICAL103, se utiliza para configurar los parámetros decomunicación de la interfaz de comunicación serie óptica. Lafunción IEC60870-5-103 Comunicación serie para RS485,RS485103, se utiliza para configurar los parámetros decomunicación de la interfaz de comunicación serie RS485.
Protocolo de redundancia en paralelo IEC 62439-3Está disponible la comunicación de bus de estaciónredundante según IEC 62439-3 edición 2 como opción de los
IED personalizados serie 650 ver. 1.3, y la selección serealiza en el momento del pedido. La comunicación de busde estación redundante según IEC 62439-3 edición 2 utilizaambos puertos, LAN1A y LAN1B, del módulo COM03.
Seleccione COM03 para el bus de estaciónredundante según el protocolo IEC62439-3 edición 2, en el momento delpedido.IEC 62439-3 edición 2 NO es compatiblecon IEC 62439-3 edición 1.
17. Descripción del hardware
Disposición y dimensionesAlternativas de montaje
• Kit de montaje en rack de 19”
Consulte en pedidos las distintas alternativas de montajedisponibles.
Montaje en rack de un único IED 3U
B
A C
D
IEC11000248 V1 ES
Figura 10. IED 3U montado en rack
A 224 mm + 12 mm con conectores de anillo
B 22,5 mm
C 482 mm
D 132 mm, 3U
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30 ABB
18. Diagramas de conexión
Diagramas de conexiónLos diagramas de conexión se entregan en el DVD depaquetes de conectividad del IED como parte del suministrodel producto.
Las versiones más recientes de los diagramas de conexiónpueden descargarse desdehttp://www.abb.com/substationautomation.
Diagramas de conexión para productos personalizados
Diagrama de conexión, serie 650 1.3 1MRK006501-AD
Diagramas de conexión para productos configurados
Diagrama de conexión, REG650 1.3, (GenDiff) B011MRK006501-ND
Diagrama de conexión, REG650 1.3, (GenTrafoDiff) B051MRK006501-PD
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ABB 31
19. Datos técnicos
General
Definiciones
Valor dereferencia
El valor especificado de un factor influyente al que se refieren las características de un equipo
Rango nominal El rango de valores de una cantidad influyente (factor) dentro del cual, bajo condiciones específicas, el equipo cumple conlos requisitos especificados
Rango operativo El rango de valores de una cantidad de energización dada para el cual el equipo, bajo condiciones específicas, es capaz deejecutar las funciones para las que se ha diseñado de acuerdo con los requisitos especificados
Cantidades de energización, valores nominales y límitesEntradas analógicas
Tabla 2. Entradas de energización
Descripción Valor
Frecuencia nominal 50/60 Hz
Rango de funcionamiento Frecuencia nominal ± 5 Hz
Entradas de intensidad Corriente nominal, In 0,1/0,5 A1) 1/5 A2)
Capacidad de resistencia térmica:
• Continuamente 4 A 20 A
• Durante 1 s 100 A 500 A *)
• Durante 10 s 20 A 100 A
Resistencia dinámica a la intensidad
• Valor de semi-onda 250 A 1250 A
Impedancia de entrada <100 mΩ <20 mΩ
Entradas de tensión Tensión nominal, Un 100 V AC/ 110 V AC/ 115 V AC/ 120 V AC
Resistencia de tensión:
• Continua 420 V rms
• Durante 10 s 450 V rms
Carga a la tensión nominal <0,05 VA
*) max. 350 A durante 1 s cuando se incluye el interruptor de ensayo COMBITEST.
1) Intensidad residual2) Intensidades de fase o intensidad residual
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32 ABB
Tensión CA y CC auxiliar
Tabla 3. Alimentación
Descripción PSM01 PSM02 PSM03
Uauxnominal 24, 30 V CC 48, 60, 110, 125 V CC 100, 110, 120, 220, 240 V de CA,50 y 60 Hz
110, 125, 220, 250 V CC
Uauxvariación 80...120% de Un (19,2...36 V CC) 80...120% de Un (38,4...150 V CC) 85...110% de Un (85...264 V CA)
80...120% de Un (88...300 V CC)
Carga máxima del suministro detensión auxiliar
35 W para CC40 VA para CA
Rizado en la tensión auxiliar CC Máx. 15% del valor de la CC (a una frecuencia de 100 y 120 Hz)
Tiempo máximo de interrupción dela tensión de CC auxiliar sinrestablecimiento del IED
50 ms a Uaux
Resolución de la medición detensión en el módulo PSM
1 bit representa 0,5 V (+/- 1 V CC) 1 bit representa 1 V (+/- 1 V CC) 1 bit representa 2 V (+/- 1 V CC)
Entradas y salidas binarias
Tabla 4. Entradas binarias
Descripción Valor
Rango de funcionamiento Tensión máxima de entrada 300 V CC
Tensión nominal 24...250 V CC
Consumo de corriente 1,6...1,8 mA
Consumo/entrada de potencia <0,38 W
Tensión umbral 15...221 V CC (ajustable en el rango en pasos del 1% de la tensión nominal)
Tabla 5. Salida de señal y salida IRF
Relé IRF y relé de salida de señal tipo biestable
Descripción Valor
Tensión nominal 250 V CA/CC
Paso de corriente permanente del contacto 5 A
Cierre y paso de corriente durante 3,0 s 10 A
Cierre y paso de corriente durante 0,5 s 30 A
Capacidad de corte cuando la constante de tiempo del circuito decontrol L/R<40 ms, en U< 48/110/220 V CC
≤0,5 A/≤0,1 A/≤0,04 A
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ABB 33
Tabla 6. Relés de salida de potencia eléctrica sin función TCS
Descripción Valor
Tensión nominal 250 V CA/CC
Paso de corriente permanente del contacto 8 A
Cierre y paso de corriente durante 3,0 s 15 A
Cierre y paso de corriente durante 0,5 s 30 A
Capacidad de corte cuando la constante de tiempo del circuito decontrol L/R<40 ms, en U< 48/110/220 V CC
≤1 A/≤0,3 A/≤0,1 A
Tabla 7. Relés de salida de potencia eléctrica con función TCS
Descripción Valor
Tensión nominal 250 V CC
Paso de corriente permanente del contacto 8 A
Cierre y paso de corriente durante 3,0 s 15 A
Cierre y paso de corriente durante 0,5 s 30 A
Capacidad de corte cuando la constante de tiempo del circuito decontrol L/R<40 ms, en U< 48/110/220 V CC
≤1 A/≤0,3 A/≤0,1 A
Rango de tensiones de control 20...250 V CC
Consumo de corriente a través del circuito de supervisión ~1 mA
Tensión mínima a través del contacto TCS 20 V CC
Tabla 8. Interfaces de Ethernet
Interfaz de Ethernet Protocolo Cable Velocidad de transferencia dedatos
100BASE-TX - CAT 6 S/FTP ó superior 100 MBits/s
100BASE-FX Protocolo TCP/IP Cable de fibra óptica con conectorLC
100 MBits/s
Tabla 9. Enlace de comunicación de fibra óptica
Longitud de onda Tipo de fibra Conector Atenuación de ruta permitida1) Distancia
1300 nm MM 62,5/125 μmnúcleo de fibra devidrio
LC <8 dB 2 km
1) Máxima Atenuación de ruta permitida provocada por los conectores y el cable juntos
Tabla 10. Interfaz X8/IRIG-B y EIA-485
Tipo Protocolo Cable
Conexión directa IRIG-B Cable de par trenzado blindadoRecomendado: CAT 5, Belden RS-485 (9841- 9844) ó Hilo Alpha(Alpha 6222-6230)
Conexión directa IEC 68070-5-103DNP3.0
Cable de par trenzado blindadoRecomendado: DESCAFLEX RD-H(ST)H-2x2x0,22mm2, Belden 9729,Belden 9829
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Versión de producto: 1.3
34 ABB
Tabla 11. IRIG-B
Tipo Valor Precisión
Impedancia de entrada 430 ohmios -
Tensión mínima de entrada ALTA 4,3 V -
Tensión máxima de entrada BAJA 0,8 V -
Tabla 12. Interfaz EIA-485
Tipo Valor Condiciones
Mínima tensión de salida decontrolador diferencial
1,5 V –
Máxima corriente de salida 60 mA -
Mínima tensión de entrada dereceptor diferencial
0,2 V -
Velocidades en bits admitidas 300, 600, 1200, 2400, 4800,9600, 19200, 38400, 57600,115200
-
Número máximo de IED 650admitidos en el mismo bus
32 -
Longitud máxima del cable 925 m (3000 pies) Cable: AWG 24 o mejor; deben evitarse las líneas de tacón
Tabla 13. Interfaz de serie posterior
Tipo Conector del contador
Puerto serie (X9) Puerto de serie óptico, tipo ST para IEC 60870-5-103 y DNP serie
Tabla 14. Puerto serie óptico (X9)
Longitud de onda Tipo de fibra Conector Atenuación de ruta permitida1)
820 nm MM Núcleo de fibra de vidriode 62,5/125 µm
ST 6,8 dB (longitud aprox. 1700 m con atenuación de 4 db / kmde fibra)
820 nm MM Núcleo de fibra de vidriode 50/125 µm
ST 2,4 dB (longitud aprox. 600 m con atenuación de 4 db / kmde fibra)
1) Atenuación máxima permitida causada por la fibra
Factores de influencia
Protección de ingreso
Tabla 15. Protección de ingreso
Descripción Valor
IED, frontal IP 54
IED, posterior IP 21
IED, laterales IP 42
IED, parte superior IP 42
IED, parte inferior IP 21
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Tabla 16. Condiciones ambientales
Descripción Valor
Rango de temperatura en funcionamiento -25...+55ºC (continuo)
Rango de temperaturas de servicio durante un tiempo breve -40...+70ºC (<16h)Nota: Degradación del rendimiento de MTBF y HMI fuera del rango detemperaturas de -25 a +55 ºC
Humedad relativa <93%, sin condensación
Presión atmosférica 86...106 kPa
Altitud Hasta 2000 m
Rango de temperatura de transporte y almacenamiento -40...+85ºC
Tabla 17. Ensayos ambientales
Descripción Valor de ensayo tipo Referencia
Ensayos de frío funcionamiento almacenamiento
96 h a -25 ºC16 h a -40 ºC 96 h a -40ºC
IEC 60068-2-1/ANSI C37.90-2005 (capítulo 4)
Ensayos de calorseco
funcionamiento almacenamiento
16 h a +70ºC 96 h a +85ºC
IEC 60068-2-2/ANSI C37.90-2005 (capítulo 4)
Ensayos de calorhúmedo
estado continuo cíclico
240 h a +40ºChumedad 93% 6 ciclos a +25 hasta +55ºChumedad 93...95%
IEC 60068-2-78 IEC 60068-2-30
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Versión de producto: 1.3
36 ABB
Ensayos tipo según las normativas
Tabla 18. Ensayos de compatibilidad electromagnética
Descripción Valor de ensayo tipo Referencia
Ensayo de perturbaciones de ráfagas de 100kHz y 1 MHz:
IEC 61000-4-18, nivel 3IEC 60255-22-1ANSI C37.90.1-2012
• Modo común 2,5 kV
• Modo diferencial 2,5 kV
Ensayo de descarga electrostática IEC 61000-4-2, nivel 4IEC 60255-22-2ANSI C37.90.3-2001
• Descarga por contacto 8 kV
• Descarga por aire 15 kV
Ensayos de interferencia de radiofrecuencia
• Conducida, modo común 10 V (emf), f=150 kHz...80 MHz IEC 61000-4-6 , nivel 3IEC 60255-22-6
• Radiada, con modulación de amplitud 20 V/m (rms), f=80...1000 MHz and f=1,4...2,7GHz
IEC 61000-4-3, nivel 3IEC 60255-22-3ANSI C37.90.2-2004
Ensayos de perturbaciones transitoriasrápidas
IEC 61000-4-4IEC 60255-22-7, clase AANSI C37.90.1-2012
• Puertos de comunicación 4 kV
• Otros puertos 4 kV
Ensayo de inmunidad frente a picos: IEC 61000-4-5IEC 60255-22-5
• Comunicación 1 kV conductor-a-tierra
• Otros puertos 2 kV conductor-a-tierra, 1 kV conductor-a-conductor
• Fuente de alimentación 4 kV conductor-a-tierra, 2 kV conductor-a-conductor
Campo magnético a frecuencia industrial (50Hz)
IEC 61000-4-8, nivel 5
• 3 s 1000 A/m
• Continua 100 A/m
Ensayo de inmunidad frente a campomagnético pulsante
1000A/m IEC 61000–4–9, nivel 5
Campo magnético oscilatorio amortiguado 100 A/m, 100 kHz y 1 MHz IEC 6100-4-10, nivel 5
Ensayo de inmunidad frente a frecuenciaindustrial:
IEC 60255-22-7, clase AIEC 61000-4-16
• Modo común 300 V rms
• Modo diferencial 150 V rms
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Versión de producto: 1.3
ABB 37
Tabla 18. Ensayos de compatibilidad electromagnética, continuación
Descripción Valor de ensayo tipo Referencia
Bajones de tensión e interrupciones cortas enla alimentación CC
Bajones:40%/200 ms70%/500 msInterrupciones:0-50 ms: Sin reinicio0...∞ s : Reacción correcta al cortar laalimentación
IEC 60255-11IEC 61000-4-11
Bajones de tensión e interrupciones en laalimentación CA
Bajones:40% 10/12 ciclos de 50/60 Hz70% 25/30 ciclos de 50/60 HzInterrupciones:0–50 ms: Sin reinicio0...∞ s : Reacción correcta al cortar laalimentación
IEC 60255-11IEC 61000–4–11
Ensayos de emisiones electromagnéticas EN 55011, clase AIEC 60255-25ANSI C63.4, FCC
• Emisión de RF, conducida (terminalesprincipales)
0,15...0,50 MHz < 79 dB(µV) cuasi-pico< 66 dB(µV) media
0,5...30 MHz < 73 dB(µV) cuasi-pico< 60 dB(µV) media
• Emisión RF radiada, IEC
30...230 MHz < 40 dB(µV/m) cuasi-pico, medida a unadistancia de 10 m
230...1000 MHz < 47 dB(µV/m) cuasi-pico, medida a unadistancia de 10 m
Tabla 19. Ensayos de aislamiento
Descripción Valor de ensayo tipo Referencia
Ensayos dieléctricos: IEC 60255-5ANSI C37.90-2005
• Tensión del ensayo 2 kV, 50 Hz, 1 min1 kV, 50 Hz, 1 min, comunicación
Ensayo de tensión de impulsos: IEC 60255-5ANSI C37.90-2005
• Tensión del ensayo 5 kV, impulsos unipolares, forma de onda1,2/50 μs, energía de fuente 0,5 J1 kV, impulsos unipolares, forma de onda1,2/50 ìs, energía de fuente 0,5 J, comunicación
Mediciones de resistencia de aislamiento IEC 60255-5ANSI C37.90-2005
• Resistencia de aislamiento >100 MΏ, 500 V CC
Resistencia de aislamiento protector IEC 60255-27
• Resistencia <0,1 Ώ (60 s)
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Versión de producto: 1.3
38 ABB
Tabla 20. Ensayos mecánicos
Descripción Referencia Requerimiento
Ensayo de respuesta de vibración (sinusoidal) IEC 60255-21-1 Clase 1
Ensayo de resistencia a la vibración IEC60255-21-1 Clase 1
Ensayo de la respuesta a choques IEC 60255-21-2 Clase 1
Ensayo de resistencia a los choques IEC 60255-21-2 Clase 1
Ensayo de golpes IEC 60255-21-2 Clase 1
Ensayo sísmico IEC 60255-21-3 Clase 2
Seguridad del producto
Tabla 21. Seguridad del producto
Descripción Referencia
Directiva BT 2006/95/EC
Norma EN 60255-27 (2005)
Cumplimento de EMC
Tabla 22. Compatibilidad electromagnética
Descripción Referencia
Directiva de EMC 2004/108/EC
Norma EN 50263 (2000)EN 60255-26 (2007)
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Versión de producto: 1.3
ABB 39
Protección diferencial
Tabla 23. Protección diferencial de transformadores T2WPDIF, T3WPDIF
Función Rango o valor Precisión
Característica de operación Adaptable ± 1% de Ir para I < Ir± 1,0% de I para I > Ir
Relación de reposición >94% -
Límite de corriente diferencial no restringida (1-50)xIBase endevanado de altatensión
± 1% del valor ajustado
Función de sensibilidad básica (0,05 - 0,6) x IBase ± 1% de Ir
Corriente mínima de secuencia negativa (0,02 - 0,2) x IBase ± 1,0% de Ir
Ángulo de operación, secuencia negativa (30 - 90) grados ± 1 grado
Bloqueo por segundo armónico (5-100)% de lacorriente diferencialfundamental
± 2,0% de magnitud de armónicos aplicada
Bloqueo por quinto armónico (5-100)% de lacorriente diferencialfundamental
± 12.0% de magnitud de armónicos aplicada
Tipo de conexión para cada devanado Y o D -
Desplazamiento de fase entre devanado dealta tensión, W1, y cada uno de losdevanados, W2 y W3. Notación de hora
0–11 -
Tiempo de operación, función restringida 25 ms típicamente, ennivel de ajuste de 0hasta 5 x
-
Tiempo de reposición, función restringida 25 ms típicamente, ennivel de ajuste de 5hasta 0 x
-
Tiempo de operación, función no restringida 20 ms típicamente, ennivel de ajuste de 0hasta 5 x
-
Tiempo de reposición, función no restringida 25 ms típicamente, ennivel de ajuste de 5hasta 0 x
-
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
40 ABB
Tabla 24. Protección de falta a tierra restringida de baja impedancia REFPDIF
Función Rango o valor Precisión
Característica de funcionamiento Adaptable ± 1% de IBase si Ibias < 1,25 IBase (es decir, la sensibilidad básica en lasección 1 de la característica de operación - restricción)± 2% del valor de tiempo de operación teórico (Idiff) si Ibias >= 1,25IBase (es decir, secciones 2 y 3)(Lo anterior es válido si IBase es igual a la corriente nominal deldevanado protegido.)
Relación de reposición 0,95 -
Característica direccional, parala función direccional desecuencia cero
ROA ± 60 a ± 90 grados ± 1 grados con Ibias = IBase± 2 grados con Ibias = 2 * IBase± 3 grados con Ibias = 4 * IBase(Lo anterior es válido si IBase es igual a la corriente nominal deldevanado protegido.)
Tiempo de operación, función dedisparo
25 ms típicamente en 0 a 10 xIdMin
-
Tiempo de reposición, funciónde disparo
30 ms típicamente en 10 a 0 xIdMin
-
Tabla 25. Protección diferencial monofásica de alta impedancia HZPDIF
Función Rango o valor Precisión
Tensión de operación (20-400) VI=U/R
± 1% de Ir
Relación de reposición >95% -
Potencia máxima continua U>Disparo2/resistencia en serie ≤200 W -
Tiempo de operación 10 ms típicamente en 0 hasta 10 x Ud -
Tiempo de reposición 100 ms típicamente de 10 a 0 x Ud -
Tiempo de impulso crítico 2 ms típicamente en 0 a 10 x Ud -
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Versión de producto: 1.3
ABB 41
Tabla 26. Protección diferencial de generadores GENPDIF
Función Rango o valor Precisión
Límite de corriente diferencial no restringida (1-50)p.u. de IBase ± 1% del valor ajustado
Relación de reposición > 90% -
Función de sensibilidad básica (0,10–1,00) p.u. deIBase
± 1% de Ir
Nivel de corriente de secuencia negativa (0,02–0,4) p.u. de IBase ± 1.0% de Ir
Tiempo de operación, función restringida 40 ms típicamente, en0 a 2 x nivel ajustado
-
Tiempo de reposición, función restringida 40 ms típicamente, en2 a 0 x nivel ajustado
-
Tiempo de operación, función no restringida 20 ms típicamente, en0 a 5 x nivel ajustado
-
Tiempo de reposición, función no restringida 40 ms típicamente, en5 a 0 x nivel ajustado
-
Tiempo de operación, función norestringida de secuencia negativa
15 ms típicamente en 0a 5 x nivel ajustado
-
Tiempo de pulso crítico, función norestringida
3 ms típicamente en 0a 5 x nivel ajustado
-
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
42 ABB
Protección de impedancia
Tabla 27. Detección de oscilaciones de potencia ZMRPSB
Función Rango o valor Precisión
Alcance reactivo (0.10-3000.00) W/fase
± 2.0% de precisión estáticaCondiciones:Rango de tensión: (0.1-1.1) x Ur
Rango de corriente: (0.5-30) x IrÁngulo: a 0 grados y 85 gradosAlcance resistivo (0,10–1000,00)W/fase
Temporizadores (0.000-60.000) s ± 0,5% ± 10 ms
Corriente mínima de operación (5-30)% de IBase ± 1,0% de Ir
Tabla 28. Protección de subimpedancia para generadores y transformadores ZGCPDIS
Función Rango o valor Precisión
Cantidad de zonas 3 -
Impedancia de secuencia positiva haciadelante
(0,005-3000) Ω/fase ± 2% de precisión estáticaCondiciones:• Margen de tensión: (0,1-1,1) x Ur
• Rango de corriente: (0,5-30) x Ir• Ángulo: a 85 grados
Impedancia de secuencia positiva inversa (0,005-3000) Ω/fase -
Ángulo para impedancia de secuenciapositiva,
(10-90) grados -
Temporizadores (0-60) s ± 0,5% ± 10 ms
Tiempo de operación 25 ms típicamente -
Relación de reposición 105% típicamente -
Tabla 29. Pérdida de excitación LEXPDIS
Función Rango o valor Precisión
Desplazamiento X de puntosuperior Mho
(–1000–1000)% de ZBase ± 2,0% de Ur/Ir
Diámetro de círculo Mho (0,01–3000,00)% de ZBase ± 2,0% de Ur/Ir
Temporizadores (0.00–6000.00) s ± 0,5% ± 25 ms
Tiempo de operación 55 ms típicamente -
Relación de reposición 105% típicamente -
Tabla 30. Protección de pérdida de sincronismo OOSPPAM
Función Margen y valor Precisión
Alcance de impedancia (0,00–1000,00)% de Zbase ± 2.0% de Ur/Ir
Ángulo característico (72.00–90.00) grados ± 5.0 grados
Ángulos de arranque y disparo (0.0–180.0) grados ± 5.0 grados
Contadores de disparo de zona 1y zona 2
(1-20) -
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
ABB 43
Tabla 31. Delimitación de carga LEPDIS
Función Rango o valor Precisión
Criterios para la delimitación decarga:Resistencia de carga, haciadelante y hacia atrásÁngulo de seguridad de laimpedancia de carga
(1–3000) Ω/fase(5-85) grados
± 5% de precisión estática± 2 grados de precisión angular estáticaCondiciones:Rango de tensión: (0,1-1,1) x Ur
Rango de corriente: (0,5-30) x Ir
Relación de reposición 105% típicamente -
Protección de corriente
Tabla 32. Protección de sobreintensidad de fases de cuatro etapas, salida trifásica OC4PTOC
Función Rango de ajuste Precisión
Corriente de operación (5-2500)% de lBase ± 1% de Ir en I ≤ Ir± 1.0% de I a I > Ir
Relación de reposición > 95% -
Corriente de operación mínima (5-10000)% de lBase ± 1% de Ir en I ≤ Ir±1,0% de I en I > Ir
Bloqueo del segundo armónico (5–100)% de componente fundamental ± 2.0% de Ir
Retardo de tiempo independiente (0.000-60.000) s ± 0,5% ±25 ms
Tiempo mínimo de operaciónpara las características inversas
(0.000-60.000) s ± 0,5% ±25 ms
Características inversas,consultar la tabla 74, tabla 75 yla tabla 76
15 tipos de curva 1) ANSI/IEEE C37.112IEC 60255-151±3% o ±40 ms0,10 ≤ k ≤ 3,001,5 x Iset ≤ I ≤ 20 x Iset
Tiempo de operación, función nodireccional de arranque
25 ms típicamente en 0 a 2 x Iset -
Tiempo de reposición, funciónno direccional de arranque
35 ms típicamente en 2 a 0 x Iset -
Tiempo de operación, funcióndireccional de arranque
50 ms típicamente en 0 a 2 x Iset -
Tiempo de reposición, funcióndireccional de arranque
35 ms típicamente en 2 a 0 x Iset -
Tiempo de impulso crítico 10 ms típicamente en 0 a 2 x Iset -
Tiempo de rango de impulso 15 ms típicamente -
1) Nota: Exactitud de sincronización sólo válida cuando el bloqueo por 2º armónico está desactivado
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
44 ABB
Tabla 33. Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas EF4PTOC
Función Rango o valor Precisión
Corriente de operación (1-2500)% de lBase ± 1,0% de Ir a I < Ir± 1.0% de I a I > Ir
Relación de reposición > 95% -
Corriente de operación paracomparación direccional,secuencia cero
(1–100)% de lBase ± 2.0% de Ir
Corriente de operación paracomparación direccional,secuencia negativa
(1–100)% de lBase ± 2.0% de Ir
Corriente de operación mínima (1-10 000)% de lBase ± 1,0% de Ir a I < Ir± 1,0% de I a I > Ir
Tiempo mínimo de operaciónpara características inversas
(0-60) s ± 0,5% ± 25 ms
Temporizadores (0.000-60.000) s ± 0,5% ±25 ms
Características inversas,consultar la tabla 74, tabla 75 yla tabla 76
15 tipos de curvas 1) ANSI/IEEE C37.112IEC 60255-151±3% o ±40 ms0,10 ≤ k ≤ 3,001,5 x Iset ≤ I ≤ 20 x Iset
Mínima tensión de polarización,secuencia cero
(1–100)% de UBase ± 0.5% de Ur
Mínima tensión de polarización,secuencia negativa
(1–100)% de UBase ± 0.5% de Ur
Mínima corriente de polarización,secuencia cero
(2–100)% de IBase ± 1.0% de Ir
Mínima corriente de polarización,secuencia negativa
(2–100)% de IBase ± 1.0% de Ir
Parte real de la fuente Z utilizadapara la polarización de corriente
(0.50-1000.00) W/fase -
Parte imaginaria de la fuente Zutilizada para la polarización decorriente
(0.50–3000.00) W/fase -
Tiempo de operación, función nodireccional de arranque
30 ms típicamente en 0.5 a 2 x Iset -
Tiempo de reposición, función nodireccional de arranque
30 ms típicamente en 2 a 0.5 x Iset -
Tiempo de operación, funcióndireccional de arranque
30 ms típicamente en 0,5 a 2 x IN -
Tiempo de reposición, funcióndireccional de arranque
30 ms típicamente en 2 a 0,5 x IN -
1) Nota: Exactitud de sincronización sólo válida cuando el bloqueo por 2º armónico está desactivado.
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
ABB 45
Tabla 34. Protección de sobreintensidad y potencia residual, direccional y sensible SDEPSDE
Función Rango o valor Precisión
Nivel de operación parasobreintensidad residualdireccional de 3l0·cosj
(0,25-200)% de lBase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir Con ajuste bajo:(0,25-1,00)% de Ir: ±0,05% de Ir(1,00-5,00)% de Ir: ±0,1% de Ir
Nivel de operación parapotencia residual direccionalde 3l0·3U0 · cosj
(0,25-200)% de SBase ± 2,0% de Sr en S £ Sr
± 2,0% de S en S > Sr
Con ajuste bajo:(0,25-5)% de SBase ± 10% del valor ajustado
Nivel de operación parasobreintensidad residual de3l0 y j
(0,25-200)% de lBase ± 1.0% de Ir a £ Ir± 1.0% de I a I > Ir Con ajuste bajo:(0,25-1,00)% de Ir: ±0,05% de Ir(1,00-5,00)% de Ir: ±0,1% de Ir
Nivel de operación parasobreintensidad nodireccional
(1-400)% de lBase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir En ajuste bajo <5% de Ir:±0,1% de Ir
Nivel de operación para lasobretensión residual nodireccional
(1-200)% de UBase ± 0.5% de Ur a U£Ur
± 0.5% de U a U > Ur
Corriente de desbloqueoresidual para todos losmodos direccionales
(0,25-200)% de lBase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir Con ajuste bajo:(0,25-1,00)% de Ir: ±0,05% de Ir(1,00-5,00)% de Ir: ±0,1% de Ir
Tensión de desbloqueoresidual para todos losmodos direccionales
(1-300)% de UBase ± 0.5% de Ur a U£Ur
± 0.5% de U a U > Ur
Relación de reposición > 95% -
Temporizadores (0.000-60.000) s ± 0,5% ±25 ms
Características inversas,consultar la tabla 74, tabla 75y la tabla 76
15 tipos de curvas ANSI/IEEE C37.112IEC 60255-151±3,0% o±90 ms0,10 ≤ k ≤ 3,001,5 x Iset ≤ I ≤ 20 x Iset
Ángulo característico del reléRCA
(-179 a 180) grados ± 2.0 grados
Ángulo de operación del reléROA
(0-90) grados ± 2.0 grados
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
46 ABB
Tabla 34. Protección de sobreintensidad y potencia residual, direccional y sensible SDEPSDE, continuación
Función Rango o valor Precisión
Tiempo de operación,sobreintensidad residual nodireccional
60 ms típicamente en 0 a 2 x Iset 60 ms típicamente en 0 a 2 x 1set
Tiempo de reposición,sobreintensidad residual nodireccional
65 ms típicamente en 2 a 0 x Iset 65 ms típicamente en 2 a 0 x 1set
Tiempo de operación,sobretensión residual nodireccional
45 ms típicamente en 0,8 a 1,5 x Uset 45 ms típicamente en 0,8 a 1,5 x Uset
Tiempo de reposición,sobretensión residual nodireccional
85 ms típicamente en 1,2 a 0,8 x Uset 85 ms típicamente en 1,2 a 0,8 x Uset
Tiempo de operación,sobreintensidad residualdireccional
140 ms típicamente en 0,5 a 2 x Iset -
Tiempo de reposición,sobreintensidad residualdireccional
85 ms típicamente en 2 a 0,5 x Iset -
Tiempo crítico de pulsos parasobreintensidad residual nodireccional
35 ms típicamente en 0 a 2 x Iset -
Tiempo de margen de pulsospara sobreintensidad residualno direccional
25 ms típicamente -
Tabla 35. Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo TRPTTR
Función Rango o valor Precisión
Corriente de base 1 y 2 (30-250)% de IBase ± 1.0% de Ir
Tiempo de operación:
2 2
2 2p
ref
I It ln
I It
æ ö-ç ÷= ×ç ÷-è ø
EQUATION1356 V2 ES (Ecuación 1)
I = corriente real medidaIp = corriente de carga antes dela sobrecargaIref = corriente de carga dereferencia
Ip = corriente de carga antes dela sobrecargaConstante de tiempo τ = (1–500)minutos
IEC 60255–8, ±5% + 200 ms
Nivel de alarma 1 y 2 (50–99)% del valor de disparopor contenido de calor
± 2.0% de disparo por contenido de calor
Corriente de operación (50-250)% de IBase ± 1.0% de Ir
Temperatura de nivel dereposición
(10–95)% de disparo porcontenido de calor
± 2.0% de disparo por contenido de calor
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
ABB 47
Tabla 36. Protección de fallo de interruptor, activación y salida trifásicas CCRBRF
Función Rango o valor Precisión
Corriente de fase de operación (5-200)% de lBase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir
Relación de reposición, corriente de fase > 95% -
Corriente residual de operación (2-200)% de lBase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir
Relación de reposición, corriente residual > 95% -
Nivel de corriente de fase para bloqueo de la función de contacto (5-200)% de lBase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir
Relación de reposición > 95% -
Temporizadores (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Tiempo de operación para la detección de corriente 20 ms típicamente -
Tiempo de reposición para la detección de corriente 10 ms máximo -
Tabla 37. Protección de discordancia de polos CCRPLD
Función Rango o valor Precisión
Valor de operación, nivel deasimetría de corrientes
(0-100) % ± 1,0% de Ir
Relación de reposición >95% -
Retardo de tiempo (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 25 ms
Tabla 38. Protección de mínima/máxima potencia direccional GOPPDOP, GUPPDUP
Función Rango o valor Precisión
Nivel de potencia (0-500)% de SBase ± 1.0% de Sr a S < Sr
± 1,0% de S en S > Sr
(1-2)% de SBase < ± 50% del valor ajustado
(2-10)% de SBase < ± 20% del valor ajustado
Ángulo característico (-180.0–180.0) grados 2 grados
Temporizadores (0,01-6000) s ± 0,5% ± 25 ms
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
48 ABB
Tabla 39. Protección contra energización accidental de generadores síncronos AEGGAPC
Función Rango o valor Precisión
Valor de operación, sobreintensidad (5-900)% de IBase ± 1,0% de Ir a I<Ir± 1% de I en I>Ir
Relación de reposición, sobreintensidad >95% -
Sobrealcance transitorio, función de sobreintensidad <20% en τ = 100 ms -
Tiempo crítico de pulsos, sobreintensidad 10 ms típicamente en 0 a 2 x Iset -
Tiempo de margen de pulsos, sobreintensidad 15 ms típicamente -
Valor de operación, subtensión (2-150)% de UBase ± 0,5% de Ur en U<Ur
± 0,5% de U en U>Ur
Tiempo crítico de pulsos, subtensión 10 ms típicamente en 2 a 0 x Uset -
Tiempo de margen de pulsos, subtensión 15 ms típicamente -
Valor de operación, sobretensión (2-200)% de UBase ± 0,5% de Ur en U<Ur
± 0,5% de U en U>Ur
Temporizadores (0-60) s ± 0,5% ± 25 ms
Tabla 40. Protección de sobreintensidad de tiempo de secuencia negativa para máquinas NS2PTOC
Función Rango o valor Precisión
Valor de operación, etapas 1 y 2, sobreintensidad de secuencianegativa
(3-500)% de IBase ± 1,0% de Ir a I < Ir± 1% de I en I > Ir
Relación de reposición, etapas 1 y 2 >95% -
Tiempo de operación, arranque 30 ms típicamente en 0 a 2 x Iset
20 ms típicamente en 0 a 10 x Iset
-
Tiempo de reposición, arranque 40 ms típicamente en 2 a 0 x Iset -
Características de tiempo Definido o inverso -
Etapa 1 de la característica de tiempo inverso, 2
2I t K=K=1-99 ± 3% o ± 40 ms
1 ≤ K ≤ 20
Etapa 1 de la característica de tiempo de reposición inverso,2
2I t K=
K=0,01-20 ± 10% o ± 50 ms1 ≤ K ≤ 20
Retardo de tiempo máximo de disparo, etapa 1 IDMT (0-6000) s ± 0,5% ± 25 ms
Retardo de tiempo mínimo de disparo, etapa 1 IDMT (0-60) s ± 0,5% ± 25 ms
Temporizadores (0-6000) s ± 0,5% ± 25 ms
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
ABB 49
Tabla 41. Protección de sobreintensidad de tiempo restringida por tensión VRPVOC
Función Rango o valor Precisión
Sobreintensidad de arranque (2 - 5000)% de IBase ± 1% de Ir en I<Ir± 1% de I en I>Ir
Retardo de tiempo definido (0 - 6000) s ± 0,5% ± 25 ms
Características inversas, consultar la tabla 74, tabla 75 y la tabla76
13 tipos de curvas ANSI/IEEE C37.112IEC 60255-151±3% o ±40 ms0,10 ≤ k ≤ 3,001,5 x Iset ≤ I ≤ 20 x Iset
Tiempo de operación, sobreintensidad de arranque 30 ms típicamente en 0 a 2 x Iset
20 ms típicamente en 0 a 10 x Iset
-
Tiempo de reposición, sobreintensidad de arranque 40 ms típicamente en 2 a 0 x Iset -
Subtensión de arranque (2 - 100)% de UBase ± 0,5% de Ur
Tiempo de operación, subtensión de arranque 30 ms típicamente en 2 a 0 x Uset -
Tiempo de reposición, subtensión de arranque 40 ms típicamente en 0 a 2 x Uset -
Límite de alta tensión, operación dependiente de la tensión (30 - 100)% de UBase ± 1,0% de Ur
Relación de reposición, sobreintensidad > 95% -
Relación de reposición, subtensión < 105% -
Sobreintensidad:Tiempo crítico de pulsosTiempo de margen de pulsos
10 ms típicamente en 0 a 2 x Iset
15 ms típicamente
-
Protección de tensión
Tabla 42. Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV
Función Rango o valor Precisión
Tensión de operación, etapa baja y alta (1–100)% de UBase ± 0.5% de Ur
Relación de reposición <102% -
Características de tiempo inverso para etapa baja y alta, véasetabla 78
- Véase tabla 78
Retardo de tiempo definido, etapa 1 (0 - 6000) s ± 0,5% ± 25 ms
Retardo de tiempo definido, etapa 2 (0.000-60.000) s ± 0.5% ±25 ms
Tiempo de operación mínimo, características inversas (0.000–60.000) s ± 0.5% ± 25 ms
Tiempo de operación, función de arranque 30 ms típicamente en 1,2 a 0.5Uset -
Tiempo de reposición, función de arranque 40 ms típicamente en 0,5 a 1,2 xUset -
Tiempo de impulso crítico 10 ms típicamente en 1,2 a 0,8 x Uset -
Tiempo de margen de impulso 15 ms típicamente -
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
50 ABB
Tabla 43. Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV
Función Rango o valor Precisión
Tensión de operación, etapas 1 y 2 (1-200)% de UBase ± 0.5% de Ur en U < Ur
± 0.5% de U en U > Ur
Relación de reposición >98% -
Características de tiempo inverso para etapas 1 y 2, consulte latabla 77
- Véase tabla 77
Retardo de tiempo definido, etapa 1 (0 - 6000) s ± 0,5% ± 25 ms
Retardo de tiempo definido, etapa 2 (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 25 ms
Tiempo de operación mínimo, características inversas (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 25 ms
Tiempo de operación, función de arranque 30 ms típicamente en 0 a 2 x Uset -
Tiempo de reposición, función de arranque 40 ms típicamente en 2 a 0 x Uset -
Tiempo de impulso crítico 10 ms típicamente en 0 a 2 x Uset -
Tiempo de margen de impulso 15 ms típicamente -
Tabla 44. Protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV
Función Rango o valor Precisión
Tensión de operación, etapa 1 (1-200)% de UBase ± 0.5% de Ur en U < Ur
± 0.5% de U en U > Ur
Tensión de operación, etapa 2 (1–100)% de UBase ± 0.5% de Ur en U < Ur
± 0.5% de U en U > Ur
Relación de reposición > 98% -
Características de tiempo inverso para etapa baja y alta, véasetabla 79
- Véase tabla 79
Ajuste de tiempo definido, etapa 1 (0–6000) s ± 0,5% ± 25 ms
Ajuste de tiempo definido, etapa 2 (0.000–60.000) s ± 0.5% ± 25 ms
Tiempo mínimo de operación para la característica inversa de laetapa 1
(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 25 ms
Tiempo de operación, función de arranque 30 ms típicamente en 0 a 2 x Uset -
Tiempo de reposición, función de arranque 40 ms típicamente en 2 a 0 x Uset -
Tiempo de impulso crítico 10 ms típicamente en 0 a 1,2 xUset -
Tiempo de margen de impulso 15 ms típicamente -
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
ABB 51
Tabla 45. Protección de sobreexcitación OEXPVPH
Función Rango o valor Precisión
Valor de operación, arranque (100–180)% de (UBase/fnominal) ± 0,5% de U
Valor de operación, alarma (50–120)% de nivel de arranque ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur
± 0,5% de U en U > Ur
Valor de operación, nivel alto (100–200)% de (UBase/fnominal) ± 0,5% de U
Tipo de curva IEEE
2
(0.18 ):
( 1)k
IEEE tM
×=
-
EQUATION1319 V1 ES (Ecuación 2)
donde M = (E/f)/(Ur/fr)
± 5% + 40 ms
Retardo de tiempo mínimo parafunción inversa
(0.000–60.000) s ± 0,5% ± 25 ms
Retardo de tiempo de alarma (0,00–9000,00) ± 0,5% ± 25 ms
Tabla 46. Protección de estátor al 100% contra faltas a tierra basada en el tercer armónico STEFPHIZ
Función Rango o valor Precisión
Nivel de frecuencia fundamentalUN (95% EF estator)
(1-50)% de UBase ± 0.5% de Ur
Nivel diferencial del tercerarmónico
(0,5-10)% de UBase ± 5% de Ur
Nivel de bloqueo diferencial deltercer armónico
(0,1-10)% de UBase ± 5% de Ur
Temporizadores (0.020–60.000) s ± 0,5% ± 25 ms
Característica de filtro:FundamentalTercer armónico
Rechazo tercer armónico en 1–40Rechazo armónico fundamentalen 1–40
-
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
52 ABB
Protección de frecuencia
Tabla 47. Protección de subfrecuencia SAPTUF
Función Rango o valor Precisión
Valor de operación, función de arranque (35.00-75.00) Hz ± 2.0 mHz
Valor de operación, frecuencia de reposición (45 - 65) Hz ± 2 mHz
Relación de reposición <1,001 -
Tiempo de operación, función de arranque A 50 Hz: 200 ms típicamente en fset +0,5 Hza fset -0,5 HzA 60 Hz: 170 ms típicamente en fset +0,5 Hza fset -0,5 Hz
-
Tiempo de reposición, función de arranque A 50 Hz: 60 ms típicamente en fset -0,5 Hz afset +0,5 HzA 60 Hz: 50 ms típicamente en fset -0,5 Hz afset +0,5 Hz
-
Retardo de tiempo de operación (0.000-60.000)s <250 ms
Retardo de tiempo de reposición (0-60) s <150 ms
Tabla 48. Protección de sobrefrecuencia SAPTOF
Función Rango o valor Precisión
Valor de operación, función de arranque (35.00-75.00) Hz ± 2 mHz en tensiónsimétrica trifásica
Relación de reposición >0,999 -
Tiempo de operación, función de arranque En 50 Hz: 200 ms típicamente en fset -0,5 Hza fset +0,5 HzA 60 Hz: 170 ms típicamente en fset -0,5 Hz afset +0,5 Hz
-
Tiempo de reposición, función de arranque A 50 y 60 Hz: 55 ms típicamente en fset +0,5Hz a fset-0,5 Hz
-
Temporizador (0.000-60.000)s <250 ms
Tabla 49. Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC
Función Rango o valor Precisión
Valor de operación, función de arranque (-10.00-10.00) Hz/s ± 10.0 mHz/s
Valor de operación, frecuencia de reposición activada (45 - 65) Hz ± 2 mHz
Temporizadores (0 - 60) s <130 ms
Tiempo de operación, función de arranque A 50 Hz: 100 ms típicamenteA 60 Hz: 80 ms típicamente
-
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
ABB 53
Supervisión del sistema secundario
Tabla 50. Supervisión de fallo de fusible SDDRFUF
Función Rango o valor Precisión
Tensión de operación, secuencia cero (1-100)% de UBase ± 1.0% de Ur
Corriente de operación, secuencia cero (1–100)% de IBase ± 1.0% de Ir
Tensión de operación, secuencia negativa (1–100)% de UBase ± 0.5% deUr
Corriente de operación, secuencia negativa (1–100)% de IBase ± 1.0% de Ir
Nivel de cambio de operación de tensión (1–100)% de UBase ± 5.0% de Ur
Nivel de cambio de operación de corriente (1–100)% de IBase ± 5.0% de Ir
Tensión de fase de operación (1-100)% de UBase ± 0,5% de Ur
Corriente de fase de operación (1-100)% de IBase ± 1,0% de Ir
Tensión de operación de línea muerta defase
(1-100)% de UBase ± 0,5% de Ur
Corriente de operación de línea muerta defase
(1-100)% de IBase ± 1,0% de Ir
Tabla 51. Monitorización del circuito de cierre/disparo del interruptor TCSSCBR
Función Rango o valor Precisión
Retardo de tiempo de operación (0,020 - 300) s ± 0,5% ± 110 ms
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
54 ABB
Control
Tabla 52. Comprobación de sincronismo, comprobación de energización y sincronización SESRSYN
Función Rango o valor Precisión
Desplazamiento de fase, jlínea - jbus (-180 a 180) grados -
Relación de tensión, Ubus/Ulínea 0,500 - 2,000 -
Relación de reposición, comprobación de sincronismo > 95% -
Límite de diferencia de frecuencia entre bus y línea para comprobaciónde sincronismo
(0.003-1.000) Hz ± 2.0 mHz
Límite de diferencia de ángulo de fase entre bus y línea paracomprobación de sincronismo
(5.0-90.0) grados ± 2.0 grados
Límite de diferencia de tensión entre bus y línea para sincronización ycomprobación de sincronismo
0,03-0,50 p.u ± 0.5% deUr
Salida de retardo de tiempo para comprobación de sincronismo (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 25 ms
Límite mínimo de diferencia de frecuencia para sincronización (0,003-0,250) Hz ± 2,0 mHz
Límite máximo de diferencia de frecuencia para sincronización (0,050-0,500) Hz ± 2,0 mHz
Máxima variación permitida de la frecuencia (0,000-0,500) Hz/s ± 10,0 mHz/s
Tiempo de cierre del interruptor (0-60) s ± 0,5% ± 25 ms
Duración del pulso de cierre del interruptor (0,050-60,000) s ± 0,5% ± 25 ms
tMaxSynch, que restablece la función de sincronización si no se harealizado ningún cierre antes del tiempo ajustado
(0-60) s ± 0,5% ± 25 ms
Tiempo mínimo de aceptación de las condiciones de sincronización (0-60) s ± 0,5% ± 25 ms
Retardo de tiempo de salida para comprobación de energización (0.000-60.000) s ± 0,5% ± 25 ms
Tiempo de operación para función de comprobación de sincronismo 40 ms típicamente -
Tiempo de operación para función de energización 100 ms típicamente -
Lógica
Tabla 53. Lógica de disparo, salida común trifásica SMPPTRC
Función Rango o valor Precisión
Acción de disparo 3 fases -
Temporizadores (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
ABB 55
Tabla 54. Bloques de lógica configurables
Bloques de lógica Cantidadcontiempode ciclo
Rango o valor Precisión
5 ms 20 ms 100 ms
AND 60 60 160 - -
OR 60 60 160 - -
XOR 10 10 20 - -
INVERTER 30 30 80 - -
SRMEMORY 10 10 20 - -
RSMEMORY 10 10 20 - -
GATE 10 10 20 - -
PULSETIMER 10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0,5% ± 25 ms paraun tiempo de ciclo de20 ms
TIMERSET 10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0,5% ± 25 ms paraun tiempo de ciclo de20 ms
LOOPDELAY 10 10 20
Tabla 55. Lógica configurable Q/T
Bloques lógicos Cantidadcon tiempode ciclo
Rango o valor Precisión
20 ms 100 ms
ANDQT 20 100 - -
ORQT 20 100 - -
XORQT 10 30 - -
INVERTERQT 20 100 - -
RSMEMORYQT 10 30 - -
SRMEMORYQT 15 10 - -
PULSETIMERQT 10 30 (0.000–90000.000) s
± 0,5% ± 25 ms para un tiempo de ciclo de 20 ms
TIMERSETQT 10 30 (0.000–90000.000) s
± 0,5% ± 25 ms para un tiempo de ciclo de 20 ms
INVALIDQT 6 6 - -
INDCOMBSPQT 10 10 - -
INDEXTSPQT 10 10 - -
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
56 ABB
Tabla 56. Integrador de tiempo transcurrido con transgresión de límites y supervisión de desbordamiento TEIGGIO
Función Tiempo de ciclo (ms) Rango o valor Precisión
Integración de tiempo transcurrido 5 0 ~ 999999,9 s ±0,05% o ±0,01 s
20 0 ~ 999999,9 s ±0,05% o ±0,04 s
100 0 ~ 999999,9 s ±0,05% o ±0,2 s
Monitorización
Tabla 57. Datos técnicos relativos a las funciones de medición: CVMMXN, CMMXU, VMMXU, CMSQI, VMSQI, VNMMXU
Función Rango o valor Precisión
Tensión (0.1-1.5) ×Ur ± 0.5% de Ur a U£Ur
± 0.5% de U a U > Ur
Corriente conectada (0.2-4.0) × Ir ± 0.5% de Ir a I £ Ir± 0.5% de I a I > Ir
Potencia activa, P 0.1 x Ur< U < 1.5 x Ur
0.2 x Ir < I < 4.0 x Ir± 1.0% de Sr a S ≤ Sr
± 1.0% de S a S > Sr
Potencia reactiva, Q 0.1 x Ur< U < 1.5 x Ur
0.2 x Ir < I < 4.0 x Ir± 1.0% de Sr a S ≤ Sr
± 1.0% de S a S > Sr
Potencia aparente, S 0.1 x Ur < U < 1.5 x Ur
0.2 x Ir< I < 4.0 x Ir± 1.0% de Sr a S ≤ Sr
± 1.0% de S a S > Sr
Ajustes trifásicos de la potenciaaparente, S
cos phi = 1 ± 0,5% de S en S > Sr
± 0,5% de Sr en S ≤ Sr
Factor de potencia, cos (φ) 0.1 x Ur < U < 1.5 x Ur
0.2 x Ir< I < 4.0 x Ir< 0.02
Tabla 58. Contador de eventos CNTGGIO
Función Rango o valor Precisión
Valor del contador 0-100000 -
Velocidad máxima de conteo 10 impulsos/s (50% de ciclo decarga)
-
Tabla 59. Contador de límites L4UFCNT
Función Rango o valor Precisión
Valor de contador 0-65535 -
Máx. velocidad de conteo 5-160 pulsos/s -
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
ABB 57
Tabla 60. Informe de perturbaciones DRPRDRE
Función Rango o valor Precisión
Registro de la corriente - ± 1% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I a I > Ir
Registro de la tensión - ± 1,0% de Ur a U ≤ Ur
± 1% de U en U > Ur
Periodo previo a la falta (0.05–3.00) s -
Periodo posterior a la falta (0,1-10) s -
Tiempo límite (0.5–8.0) s -
Número máximo de registros 100, primero en entrar, primeroen salir
-
Resolución de cronología absoluta 1 ms Consulte los datostécnicos de lasincronización horaria
Número máximo de entradas analógicas 30 + 10 (externas + derivadasinternamente)
-
Número máximo de entradas binarias 96 -
Número máximo de fasores en el registrador de valores de disparo por registro 30 -
Número máximo de indicaciones en un informe de perturbaciones 96 -
Número máximo de eventos en el registro de eventos por cada registro 150 -
Número máximo de eventos en la lista de eventos 1000, primero en entrar, primeroen salir
-
Tiempo total máximo de registro (tiempo de registro 3.4 s y número máximo decanales, valor típico)
340 segundos (100 registros) a50 Hz, 280 segundos (80registros) a 60 Hz
-
Frecuencia de muestreo 1 kHz a 50 Hz1.2 kHz a 60 Hz
-
Ancho de banda de registro (5-300) Hz -
Tabla 61. Lista de eventos DRPRDRE
Función Valor
Capacidad de búfer Número máximo de eventos en la lista 1000
Resolución 1 ms
Precisión Depende de la sincronización horaria
Tabla 62. Indicaciones DRPRDRE
Función Valor
Capacidad de búfer Número máximo de indicaciones presentadas para perturbación simple 96
Número máximo de perturbaciones registradas 100
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
58 ABB
Tabla 63. Registrador de eventos DRPRDRE
Función Valor
Capacidad de búfer Número máximo de eventos en el informe de perturbaciones 150
Número máximo de informes de perturbaciones 100
Resolución 1 ms
Precisión Depende de lasincronizaciónhoraria
Tabla 64. Registrador de valores de disparo DRPRDRE
Función Valor
Capacidad de búfer
Número máximo de entradas analógicas 30
Número máximo de informes de perturbaciones 100
Tabla 65. Registrador de perturbaciones DRPRDRE
Función Valor
Capacidad de búfer Número máximo de entradas analógicas 40
Número máximo de entradas binarias 96
Número máximo de informes de perturbaciones 100
Tiempo total máximo de registro (tiempo de registro 3.4 s y número máximode canales, valor típico)
340 segundos (100 registros) a 50 Hz280 segundos (80 registros) a 60 Hz
Tabla 66. Supervisión de baterías de la estación SPVNZBAT
Función Rango o valor Precisión
Límite inferior de la tensión de los terminalesde las baterías
(60-140) % de Ubat ± 1% de la tensión ajustada de las baterías
Relación de reposición, límite inferior <105 % -
Límite superior de la tensión de los terminalesde las baterías
(60-140) % de Ubat ± 1% de la tensión ajustada de las baterías
Relación de reposición, límite superior >95 % -
Temporizadores (0-60) s ± 0,5% ± 110 ms
Tensión nominal de batería 20-250 V -
Tabla 67. Función de monitorización del gas de aislamiento SSIMG
Función Rango o valor Precisión
Temporizadores (0-60) s ± 0,5% ± 110 ms
Tabla 68. Función de monitorización del líquido de aislamiento SSIML
Función Rango o valor Precisión
Temporizadores (0-60) s ± 0,5% ± 110 ms
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
ABB 59
Tabla 69. Monitorización de la condición del interruptor SSCBR
Función Rango o valor Precisión
Niveles de alarma para el tiempo dedesplazamiento de apertura y cierre
(0-200) ms ± 0,5% ± 25 ms
Niveles de alarma para la cantidad deoperaciones
(0 - 9999) -
Ajuste de la alarma para el tiempo de carga delos resortes
(0-60) s ± 0,5% ± 25 ms
Retardo de tiempo para la alarma por presiónde gas
(0-60) s ± 0,5% ± 25 ms
Retardo de tiempo para el bloqueo por presiónde gas
(0-60) s ± 0,5% ± 25 ms
Mediciones
Tabla 70. Contador de pulsos PCGGIO
Función Rango de ajuste Precisión
Tiempo de ciclo paracomunicación del valor delcontador
(1-3600) s -
Tabla 71. Función de cálculo de energía y administración de la demanda ETPMMTR
Función Rango o valor Precisión
Medición de energía Exportación/Importación MWh,Exportación/Importación MVArh
Entrada de MMXU. Ningún error extra con carga estable
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
60 ABB
Comunicación de estación
Tabla 72. Protocolo de comunicación
Función Valor
Protocolo TCP/IP Ethernet
Velocidad de comunicación para los IED 100 Mbit/s
Protocolo IEC 61850-8-1
Velocidad de comunicación para los IED 100BASE-FX
Protocolo DNP3.0/TCP
Velocidad de comunicación para los IED 100BASE-FX
Protocolo serie IEC 60870-5-103
Velocidad de comunicación para los IED 9600 o 19200 Bd
Protocolo serie DNP3.0
Velocidad de comunicación para los IED 300–115200 Bd
"Hardware"IED
Dimensiones
Tabla 73. Dimensiones del IED - rack de 3U completo de 19"
Descripción Valor
Ancho 442 mm (17,40 pulgadas)
Altura 132 mm (5,20 pulgadas), 3U
Profundidad 249,5 mm (9,82 pulgadas)
Peso caja 10 kg (<22,04 lb)
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
ABB 61
Características de tiempo inverso
Tabla 74. Características de tiempo inverso ANSI
Función Rango o valor Precisión
Característica de operación:
( )1PAt B k tDef
I
æ öç ÷= + × +ç ÷ç - ÷è ø
EQUATION1249-SMALL V2 ES
I = Imeasured/Iset
k = (0,05-999) en etapas de 0,01 -
ANSI Extremadamente inversa A=28,2; B=0,1217; P=2
ANSI Muy inversa A=19,61; B=0,491; P=2
ANSI Inversa normal A=0,0086, B=0,0185; P=0,02; tr=0,46
ANSI Moderadamente inversa A=0,0515; B=0,1140; P=0,02
ANSI Extremadamente inversa de tiempolargo
A=64,07; B=0,250; P=2
ANSI Muy inversa de tiempo largo A=28,55; B=0,712; P=2
ANSI Inversa de tiempo largo A=0,086; B=0,185; P=0,02
Tabla 75. Características de tiempo inverso IEC
Función Rango o valor Precisión
Característica de operación:
( )1= ×
-
æ öç ÷ç ÷è ø
P
At k
I
EQUATION1251-SMALL V1 ES
I = Imeasured/Iset
k = (0,05-999) en etapas de 0,01 -
IEC Inversa normal A=0.14, P=0.02
IEC Muy inversa A=13.5, P=1.0
IEC Inversa A=0.14, P=0.02
IEC Extremadamente inversa A=80.0, P=2.0
IEC Inversa de tiempo corto A=0.05, P=0.04
IEC Inversa de tiempo largo A=120, P=1.0
El ajuste de parámetro Characterist1 y 4/Reserved no deben utilizarse, dado que
este ajuste de parámetro está previsto parasu uso futuro y no se ha implementado aún.
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
62 ABB
Tabla 76. Características de tiempo inverso tipo RI y RD
Función Rango o valor Precisión
Característica de tiempo inverso tipo RI
1
0.2360.339
= ×
-
t k
IEQUATION1137-SMALL V1 ES
I = Imeasured/Iset
k = (0,05-999) en etapas de 0,01
Característica inversa logarítmica tipo RD
5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø
tI
Ink
EQUATION1138-SMALL V1 ES
I = Imeasured/Iset
k = (0,05-999) en etapas de 0,01
Tabla 77. Características de tiempo inverso para la protección de sobretensión
Función Rango o valor Precisión
Curva de tipo A:
=- >
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1436-SMALL V1 ES
U> = Uset
U = Umeasured
k = (0.05-1.10) en etapas de 0.01 ±5% +60 ms
Curva de tipo B:
2.0
480
32 0.5 0.035
=×
- >× - -
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1437-SMALL V1 ES
k = (0.05-1.10) en etapas de 0.01
Curva de tipo C:
3.0
480
32 0.5 0.035
=×
- >× - -
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1438-SMALL V1 ES
k = (0.05-1.10) en etapas de 0.01
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
ABB 63
Tabla 78. Características de tiempo inverso para la protección de subtensión
Función Rango o valor Precisión
Curva de tipo A:
=< -
<
æ öç ÷è ø
kt
U U
UEQUATION1431-SMALL V1 ES
U< = Uset
U = UVmeasured
k = (0.05-1.10) en etapas de 0.01 ±5% +60 ms
Curva de tipo B:
2.0
4800.055
32 0.5
×= +
< -× -
<
æ öç ÷è ø
kt
U U
U
EQUATION1432-SMALL V1 ES
U< = Uset
U = Umeasured
k = (0.05-1.10) en etapas de 0.01
Tabla 79. Características de tiempo inverso para la protección de sobretensión residual
Función Rango o valor Precisión
Curva de tipo A:
=- >
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1436-SMALL V1 ES
U> = Uset
U = Umeasured
k = (0.05-1.10) en etapasde 0.01
±5% +70 ms
Curva de tipo B:
2.0
480
32 0.5 0.035
=×
- >× - -
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1437-SMALL V1 ES
k = (0.05-1.10) en etapasde 0.01
Curva de tipo C:
3.0
480
32 0.5 0.035
=×
- >× - -
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1438-SMALL V1 ES
k = (0.05-1.10) en etapasde 0.01
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
64 ABB
20. Pedidos de IED personalizados
Directrices
Lea atentamente y siga el conjunto de reglas para garantizar una correcta gestión del pedido. Tenga en cuenta que determinadas funciones sólopueden pedirse en combinación con otras funciones y que ciertas funciones requieren selecciones de hardware específicas.
Especificaciones de producto
Plataforma básica del IED 650 y funciones comunes en caja 3U completa de 19”
REG650 Cantidad: 1MRK 006 526-AD
Opcional:
Configuración específica del cliente A petición
Tipo de conexión de los módulos analógicos
Regla: Es necesario seleccionar un tipo de conexión
Terminales de compresión 1MRK 002 960-CA
Terminales de tipo anillo 1MRK 002 960-DA
Tipo de conexión de la fuente de alimentación, módulos de entradas/salidas y de comunicación
Regla: Es necesario seleccionar un tipo de conexión
Terminales de compresión 1MRK 002 960-EA
Terminales de tipo anillo 1MRK 002 960-FA
Módulo de alimentación
Regla: Se debe especificar un módulo de alimentación
Módulo de alimentación PSM01 24-30 V CC, 9BO 1KHL178029R0001
PSM02 48-125 V CC, 9BO 1KHL178073R0001
PSM03 110-250 V CC, 100–240 V CA, 9BO 1KHL178082R0001
Módulos de comunicación y procesamiento
Regla: Es necesario seleccionar un módulo de comunicación y procesamientoPara la comunicación redundante de estaciones, PRP, es necesario seleccionar COM03.
Módulo de comunicación y procesamiento COM05,12 BI, IRIG-B, RS485, Ethernet LC óptico, ST serie
1MRK 002 346-AA
Módulo de comunicación y procesamiento COM03,IRIG-B, RS485, 3 Ethernet LC óptico, ST serie, esclavo PPS STNi el 3er puerto Ethernet ni el esclavo PPS se admiten en esta versión.
1MRK 002 346-BA
Lógica
Regla: Es necesario pedir una lógica de disparo
Lógica de disparo, salida trifásica común SMPPTRC
Cant:
1 2 3 4 5 6 1MRK 004 922-AA
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
ABB 65
Funciones opcionalesProtección diferencial
Regla: Sólo se puede pedir una única protección de diferencial de transformador o protección de diferencial de generador
Protección diferencial de transformador, tres devanados T3WPDIF Cant: 1MRK 004 904-BB
Protección diferencial de generador GENPDIF Cant: 1MRK 004 904-EA
Protección restringida de faltas a tierra de baja impedancia REFPDIF Cant: 1MRK 004 904-CA
Protección diferencial monofásica de alta impedancia HZPDIF Cant: 1MRK 004 904-DA
Protección de impedancia
Detección de oscilaciones de potencia ZMRPSB Cant: 1MRK 004 906-GA
Protección de subimpedancia para generadores y transformadores ZGCPDIS Cant: 1MRK 004 906–SA
Pérdida de excitación LEXPDIS Cant: 1MRK 004 906-LB
Protección de pérdida de sincronismo OOSPPAM Cant: 1MRK 004 906-MB
Delimitación de carga LEPDIS Cant: 1MRK 004 906-NA
Protección de corriente
Protección de sobreintensidad de fases de cuatro etapas, salida trifásica OC4PTOC
Cant:
1 2 1MRK 004 908-BC
Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas, dirección de secuencia cero/negativa EF4PTOC
Cant:
1 2 1MRK 004 908-FA
Protección de sobreintensidad residual, direccional y sensible y protección depotencia SDEPSDE
Cant: 1MRK 004 908-EB
Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo TRPTTR
Cant:
1 2 1MRK 004 908-KB
Protección de fallo de interruptor, activación y salida trifásicas CCRBRF Cant: 1MRK 004 908-LA
Protección de discordancia de polos CCRPLD Cant: 1MRK 004 908-NA
Protección de mínima potencia direccional GUPPDUP Cant: 1MRK 004 908-RB
Protección de máxima potencia direccional GOPPDOP
Cant:
1 2 1MRK 004 908-SB
Protección de tensión
Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV Cant: 1MRK 004 910-AB
Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV Cant: 1MRK 004 910-BB
Protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV
Cant:
1 2 1MRK 004 910-CB
Protección de sobreexcitación OEXPVPH Cant: 1MRK 004 910-DC
100% de protección de falta a tierra de estator, basado en el 3er armónico STEFPHIZ Cant: 1MRK 004 910-FA
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
66 ABB
Protección de frecuencia
Protección de subfrecuencia SAPTUF
Cant:
1 2 3 4 1MRK 004 912-AA
Protección de sobrefrecuencia SAPTOF
Cant:
1 2 3 4 1MRK 004 912-BA
Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC
Cant:
1 2 1MRK 004 912-CA
Supervisión del sistema secundario
Supervisión de fallo de fusible SDDRFUF Cant.:
1MRK 004 914-BA
Control
Comprobación de sincronismo, comprobación de energización y sincronizaciónSESRSYN
Cant: 1MRK 004 917-AC
Regla: Sólo se puede pedir uno de los interruptores o APC8
Control de aparatos para una bahía, máx. 8 aparatos 1 interruptor incl.enclavamiento APC8
Cant: 1MRK 004 917-GA
Interruptor para 1 interruptor, CBC1 Cant: 1MRK 004 918-AA
Interruptor para 2 interruptores, CBC2 Cant: 1MRK 004 918-BA
Lógica
Bloques de lógica configurables Q/T 1MRK 002 917-MK
Monitorización
Supervisión de baterías de la estación SPVNZBAT Cant: 1MRK 004 925-HB
Función de monitorización del gas de aislamiento SSIMG
Cant:
1 2 1MRK 004 925-KA
Función de monitorización del líquido de aislamiento SSIML
Cant:
1 2 1MRK 004 925-LA
Monitorización de la condición del interruptor SSCBR Cant: 1MRK 004 925-MA
Primer idioma de diálogo del usuario de la HMI local
Idioma de la HMI, inglés IEC Siempre incluido
Idioma adicional de diálogo del usuario de la HMI local
Idioma de la HMI, inglés de EE.UU. 1MRK 002 940-MA
Hardware opcionalInterfaz hombre-máquina
Regla: Es necesario pedir una unidad.
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
ABB 67
Tipo de pantalla Símbolo de teclado Tamaño decaja
Interfaz hombre-máquina local LHMI01 IEC 3U 1/1 19" 1KHL160055R0001
Interfaz hombre-máquina local LHMI01 ANSI 3U 1/1 19" 1KHL160042R0001
Sistema analógico
Regla: Se debe pedir un módulo de entrada de transformador
Módulo de transformador TRM01 6I+4U, 1/5 A,100/220 V Cant: 1KHL178083R0001
Módulo de transformador TRM01 8I+2U, 1/5 A, 100/220 V Cant: 1KHL178083R0013
Módulo de transformador TRM01 4I, 1/5 A+1I, 0,1/0,5 A+5U, 100/220 V Cant: 1KHL178083R0016
Módulo de transformador TRM01 4I+6U, 1/5 A, 100/220 V Cant: 1KHL178083R0003
Regla: Sólo puede pedirse un único módulo de entradas analógicas
Módulo de entradas analógicas AIM01 6I+4U, 1/5 A, 100/220 V Cant: 1KHL178083R5001
Módulo de entradas analógicas AIM01 4I, 1/5 A+1I, 0,1/0,5 A+5U, 100/220 V Cant: 1KHL178083R5016
Módulos de entradas/salidas binarias
Nota: Si se pide el módulo de entradas analógicas AIM, sólo es posible pedir 2 módulos BIO
Módulo de entrada/salida binaria BIO01 Cant: 1 2 3 4 1KHL178074R0001
Kit para montaje en rack
Kit para montaje en rack para caja de 3U 1/1 x 19” Cantidad: 1KHL400352R0001
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
68 ABB
21. Pedidos de IED configurados
InstruccionesLea atentamente y siga el conjunto de reglas para garantizar una correcta gestión del pedido.Consulte la tabla de funciones disponibles para conocer las funciones de aplicación incluidas.
Para obtener el código de pedido completo, combine los códigos de las tablas, como se muestra en el siguiente ejemplo.
Referencia de ejemplo: REG650*1.3-B01X00-X00-B1X0-D-H-SA-E-SA3B1-AX-F. Utilizando el código de cada posición 1-11, especificado comoREG650*1-2 2-3-4 4-5-6-7 7-8-9 9 9-10 10 10 10-11
# 1 - 2 - 3 - 4 - 5 - 6 - 7 - 8 - 9 - 10 - 11
REG650* - - - - - - - - - -
Po
sici
ón
SOFTWARE #1 Notas e instrucciones
Número de versión
N.º de versión 1.3
Selección de posición n.º 1. 1.3
Alternativas de configuración #2 Notas e instrucciones
Protección de generador B01
Protección del generador-transformador B05
Configuración de la ACT
Configuración ABB estándar X00
Selección de posición n.º 2. X00
Opciones de software #3 Notas e instrucciones
Sin opción X00
Selección de posición n.º 3 X00
Primer idioma de la HMI #4 Notas e instrucciones
Inglés IEC B1
Selección de posición n.º 4.
Idioma adicional de la HMI #4
Sin idioma adicional para la HMI X0
Selección de posición n.º 4. B1 X0
Caja #5 Notas e instrucciones
Caja para rack, 3U 1/1 x 19" D
Selección de posición n.º 5. D
Detalles de montaje #6 Notas e instrucciones
Sin kit de montaje X
Kit para montaje en rack de 3U 1/1 x 19" H
Selección de posición n.º 6.
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
ABB 69
Tipo de conexión de la fuente de alimentación, módulos de entradas/salidas y decomunicación
#7 Notas e instrucciones
Terminales de compresión S
Terminales de anillo R
Fuente de alimentación
Posición de la ranura:
pPSM
100-240 V CA, 110-250 V CC, 9BO, PSM03 A
48-125 V CC, 9BO, PSM02 B
24-30 V CC, 9BO, PSM01 C
Selección de posición n.º 7.
Interfaz hombre-máquina #8 Notas e instrucciones
Interfaz hombre-máquina local LHMI01, OL8000, IEC3U 1/1 x 19", básica
E
Selección de posición n.º 8. E
Tipo de conexión de los módulos analógicos #9 Notas e instrucciones
Terminales de compresión S
Terminales de anillo R
Sistema analógico
Posición de la ranura: p2
Módulo de transformador TRM01, 4I, 1/5 A +1I, 0,1/0,5 A+5U, 100/220 V A3
Posición de la ranura: p4
Módulo de entradas analógicas AIM01, 6I + 4U, 1/5 A, 100/220 V B1
Selección de posición n.º 9. A3 B1
Módulo de entradas/salidas binarias #10 Notas e instrucciones
Posición de las ranuras (vista posterior) p5 p6 p6 opcional
Sin placa en la ranura X
Módulo de entradas/salidas binarias BIO01,9 BI, 3 Disparo CA, 5 Señal NA, 1Señal CA
A A
Selección de posición n.º 10. A
Módulo de comunicación y procesamiento #11 Notas e instrucciones
Posición de las ranuras (vista posterior)
pCO
M
12 BI, IRIG-B, RS485, Ethernet, LC óptico, ST serie F
Selección de posición n.º 11. F
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
70 ABB
22. Pedido de accesorios
Unidad de resistencia externa
Unidad monofásica de resistencia de alta impedancia, con resistor y resistor dependientede la tensión para una tensión de funcionamiento de 20-100 V
Cantidad: RK 795 101-MA
Unidad monofásica de resistencia de alta impedancia, con resistor y resistor dependientede la tensión para una tensión de funcionamiento de 100-400V
Cantidad: RK 795 101-CB
Herramientas de configuración y monitorización
Cable de conexión frontal entre LCD-HMI y PC Cantidad: 1MRK 001 665-CA
Papel especial tamaño A4 para etiquetas LED, 1 pz Cantidad: 1MRK 002 038-CA
Papel especial tamaño Letter para etiquetas LED, 1 pz Cantidad: 1MRK 002 038-DA
Unidades de interfaz externas para protección de faltas a tierra en el rotor
Unidad de inyección para protección de faltas a tierra en el rotor (RXTTE 4) Cantidad: 1MRK 002 108-BA
Resistencia de protección en placa. R1 = 100 Ώ, R2 = 120 Ώ Cantidad: RK 795 102-AD
Resistencia de protección en placa. R1 = 560 Ώ, R2 = 560 Ώ Cantidad: RK 795 102-AB
Manuales
Nota: Un (1) DVD de conectividad de IED con documentación de usuarioManual de operadorManual de referencias técnicasManual de instalaciónManual de puesta en servicioManual de aplicaciónManual del protocolo de comunicación, DNP3Manual del protocolo de comunicación, IEC61850-8-1Manual del protocolo de comunicación, IEC60870-5-103Directrices de implementación de seguridad cibernéticaCertificado de pruebas tipoManual de ingenieríaManual de lista de puntos, DNP3Siempre se incluyen paquetes de conectividad y una plantilla de etiquetas LED para cada IED
Regla: Especificar la cantidad adicional de DVD de conectividad de IED solicitados
Documentación para el usuario Cantidad: 1MRK 003 500-AA
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
ABB 71
Regla: especificar la cantidad de manuales impresos solicitados
Manual de operador IEC Cantidad: 1MRK 500 096-UES
Manual de referencias técnicas IEC Cantidad: 1MRK 502 048-UEN
Manual de puesta en servicio IEC Cantidad: 1MRK 502 049-UEN
Manual de aplicación IEC Cantidad: 1MRK 502 047-UEN
Manual del protocolo de comunicación DNP3 IEC Cantidad: 1MRK 511 280-UEN
Manual del protocolo de comunicación, IEC 61850-8-1 IEC Cantidad: 1MRK 511 281-UEN
Manual del protocolo de comunicación IEC 60870-5-103 IEC Cantidad: 1MRK 511 282-UEN
Manual de ingeniería IEC Cantidad: 1MRK 511 284-UES
Manual de instalación IEC Cantidad: 1MRK 514 016-UES
Manual de lista de puntos, DNP3 IEC Cantidad: 1MRK 511 283-UEN
Directrices de implementación de seguridad cibernética IEC Cantidad: 1MRK 511 285-UEN
Información de referencia
Para nuestra referencia y estadísticas, le agradeceríamos que nos facilitara los siguientes datos de aplicación:
País: Usuario final:
Nombre de estación: Nivel de tensión: kV
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
72 ABB
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Guía del producto 1MRK 502 050-BES
Certificado de pruebas tipo 1MRK 502 050-TEN
Protección de faltas a tierra de rotor con unidad de inyección RXTTE4 yREG670
1MRG001910
Notas de aplicación para el Control de interruptores 1MRG006806
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Manual del protocolo de comunicación, IEC 61850-8-1 1MRK 511 281-UEN
Manual del protocolo de comunicación IEC 60870-5-103 1MRK 511 282-UEN
Directrices de implementación de seguridad cibernética 1MRK 511 285-UEN
Manual de lista de puntos, DNP 3.0 1MRK 511 283-UEN
Manual de ingeniería 1MRK 511 284-UES
Manual de operador 1MRK 500 096-UES
Manual de instalación 1MRK 514 016-UES
Accesorios, serie 650 1MRK 513 023-BEN
MICS 1MRG 010 656
PICS 1MRG 010 660
PIXIT 1MRG 010 658
Protección de generadores REG650 1MRK 502 050-BES A
Versión de producto: 1.3
ABB 73
74
Contacto
ABB ABSubstation Automation ProductsSE-721 59 Västerås, SueciaTeléfono +46 (0) 21 32 50 00Fax +46 (0) 21 14 69 18
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