protección y control de alimentador ref615 guia de producto · protección de arco con tres...

Protección y Control de AlimentadorREF615Guia de Producto

Contenido

1. Descripción..........................................................3

2. Configuraciones estándar....................................3

3. Funciones de protección......................................7

4. Aplicación...........................................................10

5. Control................................................................13

6. Medición.............................................................13

7. Registrador de perturbaciones...........................14

8. Registro de eventos...........................................14

9. Datos grabados..................................................14

10. Monitoreo de interruptores automáticos...........14

11. Supervisión del circuito de disparo...................15

12. Autosupervisión.................................................15

13. Monitoreo de fallos de fusibles.........................15

14. Monitoreo del circuito de corriente...................15

15. Control de acceso.............................................15

16. Entradas y salidas.............................................16

17. Comunicación...................................................16

18. Datos técnicos..................................................19

19. Opciones de pantalla........................................54

20. Métodos de montaje.........................................55

21. Caja y Unidad extraible del IED.........................55

22. Datos de selección y pedidos...........................57

23. Accesorios y datos para pedidos......................60

24. Herramientas.....................................................61

25. Soluciones ABB soportadas.............................63

26. Diagramas del terminal......................................64

27. Certificados.......................................................68

28. Referencias........................................................68

29. Códigos y símbolos de funciones.....................68

30. Historial de revisión de documentos.................71

Renuncia

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Marcas Comerciales

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Protección y Control de Alimentador 1MRS756685 BREF615Versión de producto: 2.0 Fecha de emisión: 09.02.2011

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1. Descripción

El REF615, integrante de la serie deproductos 615 de ABB, es un IED (aparatoelectrónico inteligente) de alimentadoresdedicado, diseñado para la protección, lamedición y monitoreo de subestaciones deempresas de servicio público y sistemaseléctricos industriales. Rediseñada totalmente,la serie 615 ha sido fabricada para liberartodo el potencial del estándar IEC 61850 paracomunicaciones e interoperatividad entreaparatos de automatización de subestaciones.

El IED proporciona una protección principalpara alimentadores de líneas aéreas y cablesde las redes de distribución. El IED tambiénse usa como protección de respaldo enaplicaciones en las que se requiera unsistema de protección independiente yredundante.

Dependiendo de la configuración estándarescogida, el IED se adapta para protección delíneas aéreas y alimentadores de cable en

redes con neutro aislado, puestos a tierra conresistencia, compensados y sólidamentepuestos a tierra. Una vez que a laconfiguración estándar de IED se le han dadolos ajustes específicos de la aplicación, se lopuede poner directamente en servicio.

Los IEDs de la serie 615 admiten toda unavariedad de protocolos de comunicación,incluido el IEC 61850 con mensajes GOOSE,IEC 60870-5-103, Modbus® y DNP3.

2. Configuracionesestándar

El IED de protección de alimentadoresREF615 está disponible con seisconfiguraciones estándar alternativas. En latabla siguiente se indican las funcionesadmitidas por las distintas configuraciones deIED.

Tabla 1. Configuraciones estándar

Descripción Conf.estánd.

Protección de sobrecorriente no-direccional y falla a tierra direccional A y B

Protección de sobrecorriente no direccional y falla a tierra no-direccional C y D

Protección de sobrecorriente no direccional y falla a tierra direccional conmediciones basadas en tensión de fase E

Protección de sobrecorriente direccional y de falla a tierra con medicionesbasadas en tensión de fase, baja tensión y sobre tensión F


Revisión: B

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Tabla 2. Funciones soportadas

Funcionalidad A B C D E F

Protección

Protección de sobreintensidad trifásica nodireccional, etapa baja

● ● ● ● ● -

Protección de sobreintensidad trifásica nodireccional, etapa alta, instancia 1

● ● ● ● ● -

Protección de sobreintensidad trifásica nodireccional, etapa alta, instancia 2

● ● ● ● ● -

Protección de sobreintensidad trifásica nodireccional, etapa instantánea

● ● ● ● ● ●

Protección sobrecorriente trifásica direccional,fase de ajuste bajo, instancia 1

- - - - - ●

Protección sobrecorriente trifásica direccional,fase de ajuste bajo, instancia 2

- - - - - ●

Protección sobrecorriente trifásica direccional,etapa alta

- - - - - ●

Defecto a tierra direccional, etapa baja,instancia 1

● ● - - ● ●

Defecto a tierra direccional, etapa baja,instancia 2

● ●- - ● ●

Defecto a tierra direccional, etapa alta ● ● - - ● ●

Falla a tierra no direccional (todoterreno),empleando el calculado

● ● - - ● ●

Falla a tierra transitorio/intermitente ● ● - - ● ●

Falla a tierra no direccional, fase de ajuste bajo - - ● ● - -

Falla a tierra no direccional, fase de ajuste alto - - ● ● - -

Falla a tierra no direccional, fase instantánea - - ● ● - -

Falla a tierra sensible no direccional - - ● ● - -

Sobreintensidad de secuencia negativa,instancia 1

● ● ● ● ● ●

Sobreintensidad de secuencia negativa,instancia 2

● ● ● ● ● ●

Discontinuidad de fase ● ● ● ● ● ●

Sobrecarga térmica ● ● ● ● ● ●

Fallo del interruptor ● ● ● ● ● ●


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Tabla 2. Funciones soportadas, continuación


Sobretensión trifásica, instancia 1 - - - - - ●



Subtensión de secuencia positiva - - - - - ●

Sobretensión de secuencia negativa - - - - - ●

Sobretensión residual, instancia 1 - - - - - ●



Subtensión trifásica, instancia 1 - - - - - ●



Detección de intensidad inrush trifásica ● ● ● ● ● ●

Protección de arco con tres sensores ￮￮￮￮￮￮

Control

Control interruptor con enclavamiento básico1) ● ● ● ● ● ●

Control interruptor con enclavamiento

extendido2) - ● - ● ● ●

Recierre automático de un interruptorautomático

￮￮￮￮￮￮

Monitoreo y control

Monitoreo de fallos de fusibles - - - - ● ●

Monitoreo del circuito de corriente - - - - ● ●

Monitorización de estado de interruptoresautomáticos -

● - ● ● ●

Supervisión de circuitos de disparo, dos circuitos ● ● ● ● ● ●

Indicación posición desconectador - ● - ● ● ●

Indicación seccionador puesta a tierra - ● - ● ● ●

Medición

Registrador de perturbaciones transitorias ● ● ● ● ● ●

Corriente trifásica ● ● ● ● ● ●

Componentes de secuencia de intensidad ● ● ● ● ● ●


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Tabla 2. Funciones soportadas, continuación


Tensión trifásica - - - - ● ●

Componentes de secuencia de corriente - - - - ● ●

Corriente residual ● ● ● ● ● ●

Tensión residual ● ● - - ● ●

Potencia incluyendo el factor de potencia - - - - ● ●

Energía - - - - ● ●● = Incluido,○ = Opcional en el momento del pedido

1) Funcionalidad de enclavamiento básico: El cierre del interruptor se puede activar con una señal de entradabinaria. El esquema real de enclavamiento se implementa fuera del relé. La entrada binaria sirve como “entradamaestra de enclavamiento“ y cuando se energiza activará el cierre del interruptor.

2) Funcionalidad enclavamiento extendido: El esquema de enclavamiento del interruptor se implementa en laconfiguración del relé, basado en información de posición del equipo primario (vía entradas binarias) y lasfunciones lógicas disponibles. Se puede usar la matriz de señal de PCM600 para modificar el esquema deenclavamiento para adaptarse a su aplicación.


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3. Funciones deprotección

El IED ofrece protección de sobrecorrientedireccional, no-direccional y de sobrecargatérmica, protección de falla a tierradireccional y no-direccional, protección defalla a tierra sensitiva, protección dediscontinuidad de fase, protección de falla atierra transitoria/intermitente, protección desobre tensión y baja tensión, protección desobre tensión residual, protección de bajatensión de secuencia positiva y sobre tensiónde secuencia negativa Adicionalmente el IEDofrece funciones de auto-recierre multi-operación para alimentadores de líneas aéreas.

Ampliado con hardware y softwareopcionales, el IED también incorpora trescanales de detección de luz para laprotección de fallo de arco de loscompartimentos de interruptor, barras dedistribución y cables de la celda ydistribución de armarios metálicos para usointerior.

El sensor de interfaz de protección de fallode arco está disponible en el módulo decomunicación opcional. Un disparo rápidoincrementa la seguridad para el personal ylimita los daños materiales dentro delgabinete en una situación de fallo de arco.

REF615 (conf. est. A/B)

1) Opcional

Relé de

bloqueo

IECA070911 V3 ES

Figura 1.Descripción general de las funciones de protección de las configuraciones estándar Ay B


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REF615 (conf. est. C/D)

1) Opcional

Relé de

bloqueo

IECA070912 V3 ES

Figura 2.Descripción general de las funciones de protección de las configuraciones estándar Cy D


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REF615 (conf. est. E)

1) Opcional

GUID-91451BCB-E984-4F50-AE18-732D0ED542CF V1 ES

Figura 3.Descripción general de la función de protección de la configuración estándar E


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REF615 (conf. est. F)

1) Opcional

GUID-C5A6DAD5-BC11-4E7B-B0B4-4E9138AD63B4 V1 ES

Figura 4.Descripción general de la función de protección de la configuración estándar F

4. Aplicación

El IED REF615 de protección de alimentadorse puede suministrar on protección de falla atierra ya sea no-direccional o direccional Laprotección de falla a tierra direccional se usaprincipalmente en redes aisladas ocompensadas, mientras que la intención de laprotección de falla a tierra no-direccional espara redes puestas a tierra directamente ocon baja impedancia.

Las configuraciones estándar A y B ofrecenprotección de falla a tierra direccional, si el

alimentador saliente incluye transformadoresde corriente de fase, un transformador decorriente balanceado y medición de tensiónresidual. Se puede usar la corriente residualcalculada de las corrientes de fase paraprotección de falla a tierra doble (campotraviesa). El IED ofrece además protección defalla a tierra transitoria/intermitente. Lasconfiguraciones estándar C y D ofrecenprotección de falla a tierra no-direccionalpara alimentadores salientes incluyendotransformadores de corriente de fase. Lacorriente residual para la protección de fallaa tierra se deriva de las corrientes de fase.Cuando sea aplicable, se pueden usar los


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transformadores de corriente balanceadospara medir la corriente residual,especialmente cuando se requiere protecciónde falla a tierra sensitiva. Las configuracionesestándar E y F ofrecen protección de falla atierra direccional con medición de tensión defase y tensión residual. Adicionalmente, lasdos configuraciones estándar incluyenmonitoreo de circuito de corriente y

monitoreo de falla de fusible paraalimentadores entrantes con medición detensión de barra. La configuración estándar Fofrece en adición a la configuración estándarE, protección de sobrecorriente direccional,sobre tensión y baja tensión, baja tensión desecuencia positiva y sobre tensión desecuencia negativa y tensión residual.


Señal de disparo de alimentadores de salida1) Opcional

Luz detectada en barra colectora

1) Opcional 1) Opcional

REF615 (conf. est. A/B)LIN

EA

AÉ

RE

A


Relé de bloqueo

Relé de bloqueo

Relé de bloqueo

IECA070905 V3 ES

Figura 5.Protección de sobrecorriente y falla a tierra usando la configuración estándar A o Bcon opciones relevantes. En la bahía de alimentador entrante, las funciones deprotección sin uso no tienen color y se indican con un bloque de línea de puntos. LosIEDs están equipados con funciones opcionales de protección de arco, permitiendouna protección de arco rápida y selectiva dentro del equipo de conmutación ydistribución.


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REF615 (conf. est. C/D)

Bloqueo de sobreintensidad

1) Opcional

LIN

EA

AÉ

RE

A

REF615 (conf. est. C/D)1) Opcional

REF615 (conf. est. C/D)1) Opcional

Relé de bloqueo

Relé de bloqueo

Relé de bloqueo

IECA070920 V3 ES

Figura 6.Protección de sobrecorriente y falla a tierra de subestación usando la configuraciónestándar C o D con opciones relevantes. En la bahía de alimentador entrante, lasfunciones de protección sin uso no tienen color y se indican con un bloque de líneade puntos. La protección de barra se basa en el principio de enclavamiento, donde alinicio de la protección de sobrecorriente del alimentador saliente envía una señal debloqueo a la etapa de sobrecorriente instantánea del alimentador entrante. Enausencia de la señal de bloqueo, la protección de sobrecorriente del alimentadorentrante despejará la falla del tablero (barra).


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1) Opcional


1) Opcional

GUID-28FD0F8B-3D60-4702-A4C2-473A6D4B529B V1 ES

Figura 7.Protección y control de dos alimentadores entrantes usando IEDs con configuraciónestándar F. Los dos alimentadores entrantes se pueden conectar en paralelocerrando el interruptor de seccionamiento de barras. Para conseguir protecciónselectiva de sobrecorriente se necesitan etapas de sobrecorriente direccional. Laprotección principal y de respaldo de barra para alimentadores salientes seimplementa usando etapas de protección de sobre tensión residual. Se puede usar laprotección de baja tensión y sobre tensión de fase para disparar o sólo parapropósitos de alarma.

5. Control

El IED permite el control de un interruptorautomático con pulsadores dedicados paraapertura y cierre. Los esquemas deenclavamiento requeridos por la aplicación seconfiguran con "Signal Matrix Tool" enPCM600.

6. Medición

El IED mide continuamente las corrientes defase, las componentes simétricas de las

mismas y las corrientes residuales. Si el IEDincluye mediciones de tensión, también midela tensión residual, las tensiones de fase y loscomponentes de secuencia de tensión.Además, el IED calcula el valor máximo dedemanda a lo largo de intervalospreestablecidos seleccionables por el usuario,la protección máxima del objeto protegido yel valor de desequilibrio de fases basándoseen la relación entre la corriente de secuencianegativa y la de secuencia positiva.

Se puede acceder localmente a los valoresmedidos a través de la interfaz de usuario delpanel frontal del IED o de forma remota através de la interfaz de comunicación delIED. También se puede acceder a los valores,ya sea local o remotamente, utilizando la


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interfaz de usuario basada en el navegadorde Internet.

7. Registrador deperturbaciones

El IED cuenta con un registrador deperturbaciones con capacidad para hasta 12canales de señal analógica y 64 canales deseñal binaria. Los canales analógicos puedenconfigurarse para registrar la forma de ondao la tendencia de las corrientes y la tensiónmedidas.

Los canales analógicos pueden configurarsepara disparar la función de registro si el valormedido cumple los valores establecidos, yasea por debajo o por encima. Los canales deseñal binaria pueden configurarse para iniciarla grabación en el flanco ascendente odescendente de la señal, o en ambos flancos.

De forma predeterminada, los canalesbinarios se configuran para registrar señalesIED externas o internas; por ejemplo, lasseñales de inicio o disparo de las etapas delIED, o bien bloqueos externos o señales decontrol. Las señales binarias del IED comouna señal de inicio o disparo de protección ouna señal de control del IED externo sobreuna entrada binaria, puede ajustarse para quedispare el registro. La información registradase almacena en una memoria no volátil ypuede descargar para posteriores análisis defallos.

8. Registro de eventos

Para recopilar información de secuencia deincidencias (SoE), el IED incorpora unamemoria no volátil con capacidad paraalmacenar 50 códigos de incidencia con suscorrespondientes registros de fecha y hora.La memoria no volátil conserva sus datostambién en el caso de que el IED pierda

temporalmente su alimentación auxiliar. Elregistro de incidencias facilita la realizaciónde análisis detallados de fallos yperturbaciones en los alimentadores, tantoantes como después del fallo.

Se puede acceder localmente a la informaciónSoE a través de la interfaz de usuario delpanel frontal del IED o de forma remota através de la interfaz de comunicación delIED. Se puede acceder aún más a lainformación, ya sea local o remotamente,utilizando la interfaz de usuario basada en elnavegador de Internet.

9. Datos grabados

El IED tiene capacidad para almacenar losregistros de las cuatro últimas incidencias defallo. Los registros permiten al usuarioanalizar las cuatro incidencias más recientesdel sistema de alimentación.Cada registroincluye los valores de corriente, tensión yángulo, los tiempos de inicio de los bloqueosde protección, la hora de registro, etc. Elregistro de fallos puede accionarse mediantela señal de inicio o la señal de disparo de unbloque de protección o mediante ambos. Losmodos de medida disponibles incluyen DFT,RMS y pico a pico. Además, la máximacorriente demandada con hora de registro segraba por separado. De formapredeterminada, los registros se guardan enuna memoria no volátil.

10. Monitoreo deinterruptoresautomáticos

Las funciones de monitoreo de condición delIED monitorean constantemente elcomportamiento y condición del interruptor.El monitoreo abarca el tiempo de carga del


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resorte, la presión del gas SF6, el tiempo derecorrido y el tiempo de inactividad delinterruptor automático.

Las funciones de monitoreo proporcionandatos históricos de funcionamiento delinterruptor automático que pueden usarsepara programar su mantenimiento preventivo.

11. Supervisión delcircuito de disparo

La supervisión del circuito de disparomonitoriza continuamente la disponibilidad yel funcionamiento del circuito de disparo.Proporciona una monitorización de circuitoabierto tanto cuando el interruptor delcircuito está cerrado como cuando estáabierto. También detecta la pérdida detensión de control de los interruptoresautomáticos.

12. Autosupervisión

El sistema incorporado de monitoreo del IEDsupervisa constantemente el estado delhardware del IED y el funcionamiento delsoftware. Cualquier fallo o funcionamientodefectuoso detectado alertará al operador. Unfallo permanente del IED bloqueará susfunciones de protección para prevenir quefuncione de forma incorrecta.

13. Monitoreo de fallosde fusibles

Dependiendo de la configuración estándarescogida, el IED incluye la funcionalidad demonitoreo de fallos de fusible. La monitoreode fallos de fusible detecta fallos entre elcircuito de medida de tensión y el IED. Las

fallas se detectan con el algoritmo basado ensecuencia negativa o con el algoritmo detensión delta y corriente delta. En ladetección de un fallo, la función demonitoreo de fallos de fusible activa unaalarma y bloquea las funciones de proteccióndependientes de la tensión delfuncionamiento accidental.

14. Monitoreo delcircuito de corriente

Dependiendo de la configuración estándarescogida, el IED incluye monitoreo delcircuito de corriente. La monitoreo delcircuito de corriente se utiliza para detectarfallos en los transformadores secundarios y elcableado. En la detección de un fallo, lafunción de monitoreo del circuito decorriente activa una alarma y/o bloqueaciertas funciones de protección para evitarfuncionamientos accidentales. La función demonitoreo del circuito de corriente calcula lasuma de las corrientes de fase y la comparacon la corriente de referencia sencilla medidaa partir de un transformador de corriente denúcleo equilibrado o de otro conjunto detransformadores de corriente de fase.

15. Control de acceso

Para proteger el IED de accesos noautorizados y para mantener la integridad dela información, el IED cuenta con un sistemade autorización de cuatro niveles basado enroles, con contraseñas individualesprogramables por el administrador para losniveles de visualizador, operador, ingeniero yadministrador. El control de accesos se aplicaa la interfaz de usuario del panel frontal, lainterfaz de usuario basada en Web y laherramienta PCM600.


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16. Entradas y salidas

Dependiendo de la configuración estándarseleccionada, el IED está equipado conentradas de corriente trifásicas y una entradade corriente residual para protección de fallaa tierra no-direccional, o entrada de corrientetrifásica, una entrada de corriente residual yuna entrada de tensión residual paraprotección de falla a tierra direccional oentrada de corriente trifásica, una entrada decorriente residual, entrada de tensión trifásicay una entrada de tensión residual paraprotección de falla a tierra direccional yprotección de sobrecorriente direccional.

Las entradas de corriente de fase tienencapacidad de 1/5 A. Están disponibles dosentradas opcionales de corriente residual, esdecir, 1/5 A o 0.2/1 A. La entrada de 0.2/1 Ase usa normalmente en aplicaciones querequieren protección de falla a tierra sensitivay cuentan con transformadores de corriente

balanceados. Las tres entradas de tensión defase y la entrada de tensión residual cubrenel rango de tensiones de 100, 110, 115 y 120V. Pueden conectarse tanto las tensionesentre fases como las tensiones fase a tierra.

La entrada de corriente de fase de 1 A ó 5 A,la entrada de corriente residual de 1 A ó 5 A,o alternativamente de 0,2 A ó 1 A, y latensión nominal de la entrada de tensiónresidual se seleccionan en el software delIED. Además, los umbrales de entradasbinarias 18...176 V de CC se seleccionancambiando los ajustes de los parámetros delIED.

Todos los contactos de las entradas y salidasbinarias pueden configurarse libremente conSignal Matrix Tool en PCM600.

Consulte la tabla Vista general de entrada/salida y los diagramas de terminales paraobtener más información acerca de lasentradas y salidas.

Tabla 3. Vista general de entrada/salida

Configuraciónestándar

Entradas analógicas Entradas y salidas binarias

CT VT BI BO

A 4 1 3 6

B 4 1 11 (17)1) 10 (13)1)

C 4 - 4 6

D 4 - 12 (18)1) 10 (13)1)

E 4 52) 16 10

F 4 52) 16 10

1) Con módulo de E/S binaria opcional ( )2) Uno de los cinco canales está reservado para futuras aplicaciones

17. Comunicación

El IED admite una serie de protocolos decomunicación incluyendo IEC 61850-8-1, IEC

60870-5-103Modbus® y DNP3. La información

operativa y estos controles están disponiblesa través de los protocolos. Sin embargo,cierta funcionalidad de comunicación, comopor ejemplo la comunicación horizontal entrelos IEDs, sólo es posible a través delprotocolo de comunicación IEC 61850-8-1


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La implementación de la comunicación IEC61850 admite todas las funciones demonitoreo y control. Además, los registros deajuste de parámetros y de registros deperturbaciones son accesibles a través delprotocolo IEC 61850-8-1. Los archivos deperturbaciones están disponibles paraalgunas aplicaciones basadas en Ethernet enel formato estándar COMTRADE.Adicionalmente, el IED puede enviar y recibirseñales binarias desde otros IEDs (lo que sedenomina comunicación horizontal) medianteel perfil IEC61850-8-1 GOOSE. El IED reúnelos requisitos de operación de GOOSE paraaccionar aplicaciones en subestaciones dedistribución, como define la normativa IEC61850. El IED puede reportar eventossimultáneamente a cinco diferentes clientesen la barra de estación.

Todos los conectores de comunicación,excepto el conector del puerto del frontal,están situados en módulos de comunicaciónopcionales integrados. El IED puedeconectarse a sistemas de comunicaciónbasados en Ethernet a través del conectorRJ-45 (100BASE-TX) o del conector LC defibra óptica (100BASE-FX). Si es necesaria laconexión a un bus serie, pueden utilizarsetanto el conector de terminal con tornilloRS-485 de 10 clavijas como el conector ST defibra óptica.

La implementación Modbus admite los modosRTU, ASCII y TCP. Además de lafuncionalidad Modbus estándar, el IEDadmite la obtención de incidencias conregistro de tiempo, el cambio de grupo deajuste activo y la carga de los registros defallos más recientes. Si se utiliza unaconexión Modbus TCP, es posible tenerconectados al IED cinco clientes a la vez. Si

es preciso, pueden ejecutarsesimultáneamente los protocolos IEC61850-8-1 y Modbus serie.

La implementación del IEC 60870-5-103admite dos conexiones de bus serie paraleloa dos maestros diferentes. Además de lafuncionalidad estándar básica, el IED admiteel cambio del grupo de ajuste activo y lacarga de los archivos de perturbaciones enformato IEC 60870-5-103.

DNP3 admite la conexión a un maestro, tantode los modos serie como TCP.

Si el IED utiliza el bus RS-485 para lacomunicación serie, se admiten tanto lasconexiones de dos hilos como las de cuatro.Las resistencias de terminación y pull-up/pull-down pueden configurarse con puentes en latarjeta de comunicación, de forma que no serequieren resistencias externas.

El IED admite los métodos siguientes desincronización de tiempo con una resoluciónde registro de tiempo de 1 ms:

Basado en Ethernet:

• SNTP (Protocolo de tiempo de red simple)

Con cableado especial de sincronización detiempo:

• IRIG-B (Inter-Range InstrumentationGroup: Formato de código de tiempo B)

Además, el IED admite la sincronización detiempo a través de los siguientes protocolosde comunicación serie:

• Modbus• DNP3• IEC 60870-5-103


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Tabla 4. Interfaces y protocolos de comunicación de estación soportados

Interfaces /Protocolos

Con protección de arcoopcional

Sin protección de arco

Ethernet(RJ-45 ó LC)

+ 3sensores de

arco

Serie(RS-485)+IRIG-B

+ 3 sensoresde arco

Ethernet(RJ-45 ó LC)

Serie(RS-485 /RS-232)+IRIG-B

Serie(ST defibra)

+IRIG-B

IEC 61850-8-1 ● - ● - -

IEC 60870-5-103 - ● - ● ●

DNP3 TCP/IP ● - ● - -

DNP3 serie - ● - ● ●

Modbus TCP/IP ● - ● - -

Modbus RTU/ASCII

- ● - ● ●

● = Soportado


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18. Datos técnicos

Tabla 5. Dimensiones

Descripción Valor

Anchura bastidor 179,8 mm

caja 164 mm

Altura bastidor 177 mm (4U)

caja 160 mm

Profundidad 194 mm (153 + 41 mm)

Peso IED 3,5 kg

unidad de repuesto 1,8 kg

Tabla 6. Fuente de alimentación

Descripción Tipo 1 Tipo 2

Uaux.nominal 100, 110, 120, 220, 240 V deCA, 50 y 60 Hz

24, 30, 48, 60 V de CC

48, 60, 110, 125, 220, 250 VCC

Uaux.variación 38...110% del Un (38...264 V

de CA)

50...120% del Un (12...72 V

de CC)

80...120% de Un (38,4...300

V CC)

Umbral de arranque 19,2 V CC ( 24 V de CC * 80%)

Carga de alimentación detensión auxiliar en unasituación quiescente (Pq)/de

funcionamiento

<10,7 W/16,7 W

Rizado en la tensión auxiliarCC

Máx. 12% del valor de CC (a una frecuencia de 100 Hz)

Tiempo máximo deinterrupción de la tensión deCC auxiliar sinrestablecimiento del IED

50 ms con la Uaux nominal

Tipo de fusible T4 A/250 V


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Tabla 7. Entradas análogas

Descripción Valor

Frecuencia nominal 50/60 Hz ± 5 Hz

Entradas decorriente

Corriente nominal, In 0.2/1 A1) 1/5 A

Capacidad de resistenciatérmica:

• Continuamente 4 A 20 A

• Durante 1 s 100 A 500 A

• Durante 10 s 25 A 100 A

Resistencia dinámica a lacorriente

• Valor de media onda 250 A 1250 A

Impedancia de entrada <100 mÙ <20 mÙ

Entrada detensión

Tensión nominal 100 V/ 110 V/ 115 V/ 120 V (parametrización)

Resistencia de tensión:

• Continua 2 x Un (240 V)

• Durante 10 s 3 x Un (360 V)

Carga con la tensiónnominal

<0,05 VA

1) Opción de pedido para entrada de corriente residual

Tabla 8. Entradas binarias

Descripción Valor

Rango de funcionamiento ±20% de la tensión nominal

Tensión nominal 24...250 V CC

Consumo de corriente 2...18 mA

Consumo de potencia <0,9 W

Tensión umbral 18...176 V de CC

Tiempo de reacción 3 ms


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Tabla 9. Salida de señal x100: SO1

Descripción Valor

Tensión nominal 250 V CA/CC

Capacidad continua de contacto 5 A

Cierre y conducción durante 3,0 s 15 A

Make and carry para 0,5 s 30 A

Capacidad de ruptura cuando la constante detiempo del circuito de control es L/R<40 ms

1 A/0.25 A/0.15 A

Carga de contacto mínima 100 mA a 24 V de CA/CC

Tabla 10. Salidas de señal y salida IRF

Descripción Valor


Capacidad continua de contacto 5 A

Cierre y conducción durante 3,0 s 10 A


Capacidad de ruptura cuando la constante detiempo del circuito de control es L/R<40 ms

1 A/0.25 A/0.15 A

Carga de contacto mínima 100 mA a 24 V de CA/CC


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Tabla 11. Relés de salida de potencia de doble polo con función TCS

Descripción Valor


Intensidad continua del contacto 8 A


Make and carry para 0.5 s 30 A

Capacidad de ruptura cuando la constante detiempo del circuito de control es L/R<40 ms,a 48/110/220 V CC (dos contactosconectados en serie)

5 A/3 A/1 A

Carga mínima del contacto 100 mA a 24 V CA/CC

Monitoreo del circuito de disparo (TCS):

• Rango de tensiones de control 20...250 V CA/CC

• Corriente circulante a través del circuito desupervisión

~1,5 m/A

• Tensión mínima a través del contacto TCS 20 V CA/CC (15...20 V)

Tabla 12. Relés de salida de potencia de polo único

Descripción Valor


Intensidad continua de contacto 8 A


Make and carry para 0.5 s 30 A

Capacidad de ruptura cuando la constante detiempo del circuito de control es L/R<40 ms,a 48/110/220 V CC

5 A/3 A/1 A

Carga mínima del contacto 100 mA a 24 V CA/CC


22 ABB

Tabla 13. Sensor de lente y fibra óptica para protección de arco

Descripción Valor

Cable de fibra óptica incluyendo la lente 1,5 m, 3,0 m ó 5,0 m

Rango de temperaturas normales de serviciode la lente -40...+100 °C

Rango de temperaturas máximas de serviciode la lente, máx. 1 h

+140 °C

Radio de doblado mínimo admisible de lafibra de conexión

100 mm

Tabla 14. Grado de protección de relé empotrado

Descripción Valor

Lado frontal IP 54

Lado posterior, terminales de conexión IP 20

Tabla 15. Condiciones medio ambientales

Descripción Valor

Rango de temperatura en funcionamiento -25...+55ºC (continuo)

Rango de temperaturas de servicio duranteun tiempo breve

-40...+85ºC (<16h)1)2)

Humedad relativa <93%, sin condensación

Presión atmosférica 86...106 kPa

Altitud hasta 2 000 m

Rango de temperatura de transporte yalmacenamiento

-40...+85ºC

1) La degradación en el funcionamiento del MTBF y HMI fuera del rango de temperatura de -25...+55 ºC2) Para IEDs con una interfaz de comunicación LC, la máxima temperatura de operación es de +70 ºC


ABB 23

Tabla 16. Pruebas medio ambientales

Descripción Valor de la prueba tipo Referencia

Prueba de calor seco(humedad <50%)

• 96 h a +55ºC• 16 h a +85ºC1)

IEC 60068-2-2

Prueba de frío • 96 h a -25ºC• 16 h a -40ºC

IEC 60068-2-1

Prueba de calor húmedo,cíclica

• 6 ciclos a +25…55°C,humedad 93…95%

IEC 60068-2-30

Prueba de almacenamiento • 96 h a -40ºC• 96 h a +85ºC

IEC 60068-2-48

1) Para IEDs con una interfaz de comunicación LC, la máxima temperatura de operación es de +70oC


24 ABB

Tabla 17. Pruebas de compatibilidad electromagnética


Prueba de perturbacionespor estallido de 1 MHz:

IEC 61000-4-18 y IEC60255-22-1, nivel 3

• Modo común 2,5 kV

• Modo diferencial 1,0 kV

Prueba de descargaelectrostática:

IEC 61000-4-2 y IEC60255-22-2, nivel 3

• Descarga de contacto 6 kV

• Descarga de aire 8 kV

Pruebas de interferencia deradiofrecuencia:

IEC 61000-4-6 y IEC60255-22-6, nivel 3

• Conducida, modo común 10 V (emf), f=150 kHz...80 MHz

• Radiada, con modulaciónde amplitud

10 V/m (rms), f=80...1000 MHzy f=1,4...2,7 GHz

IEC 61000-4-3 y IEC60255-22-3, nivel 3

• Radiada, con modulaciónde impulso

10 V/m, f=900 MHz ENV 50204 y IEC60255-22-3, nivel 3

Pruebas de perturbacionestransitorias rápidas:

IEC 61000-4-4 y IEC60255-22-4, clase A

• Todos los puertos 4kV

Prueba de inmunidad depicos:

IEC 61000-4-5 y IEC60255-22-5, nivel 4/3

• Entradas binarias 2 kV, línea a tierra1kV, línea a línea

• Comunicación 2 kV, línea a tierra

• Otros puertos 4 kV, línea a tierra2 kV, línea a línea

Campo magnético aFrecuencia Industrial (50 Hz):

IEC 61000-4-8, nivel 5

• Continua 300 A/m

Prueba de inmunidad aFrecuencia Industrial:

IEC 60255-22-7, clase A

• Modo común 300 V rms


ABB 25

Tabla 17. Pruebas de compatibilidad electromagnética, continuación


• Modo diferencial 150 V rms

Inmersiones de tensión einterrupciones breves

30%/10 ms60%/100 ms60%/1.000 ms>95%/5.000 ms

IEC 61000-4-11

Pruebas de emisioneselectromagnéticas:

EN 55011, clase A y IEC60255-25

• Emisión de RF conducida(borne de alimentación)

0,15...0,50 MHz < 79 dB(µV) cuasicresta< 66 dB(µV) promedio

0.5...30 MHz < 73 dB(µV) cuasicresta< 60 dB(µV) promedio

• RF radiado: emisión

0...230 MHz < 40 dB(µV/m) cuasicresta,medido a 10 m de distancia

230...1.000 MHz < 47 dB(µV/m) cuasicresta,medido a 10 m de distancia


26 ABB

Tabla 18. Pruebas de aislamiento


Pruebas dieléctricas: IEC 60255-5

• Tensión de prueba 2 kV, 50 Hz, 1 min500 V, 50 Hz, 1 min,comunicación

Prueba de tensión deimpulsos:

IEC 60255-5

• Tensión de prueba 5 kV, impulsos unipolares,forma de onda 1,2/50 μs,energía de fuente 0,5 J1 kV, impulsos unipolares,forma de onda 1,2/50 ìs,energía de fuente 0,5 J,comunicación

Medidas de resistencia deaislamiento

IEC 60255-5

• Resistencia de aislamiento >100 M Ώ, 500 V CC

Resistencia a la adherenciade protección

IEC 60255-27

• Resistencia <0,1 Ώ (60 s)

Tabla 19. Pruebas mecánicas

Descripción Referencia

Pruebas de vibración (sinusoidal) IEC 60255-21-1, clase 2

Prueba contra impactos y colisiones IEC 60255-21-2, clase 2

Tabla 20. Compatibilidad electromagnética


Directiva EMC 2004/108/EC

Estándar EN 50263 (2000)EN 60255-26 (2007)


ABB 27

Tabla 21. Seguridad del producto


Directiva LV 2006/95/EC

Estándar EN 60255-27 (2005)EN 60255-6 (1994)

Tabla 22. Cumplimiento de la RoHS

Descripción

Cumple la directiva 2002/95/EC de RoHS

Interfaces de comunicación de datos

Tabla 23. Interfaces de Ethernet

Interfaz deEthernet

Protocolo Cable Tasa detransferenciade datos

Frontal ProtocoloTCP/IP

Cable cruzado CAT 5 Ethernet estándarcon conector RJ-45

10 MBits/s

Posterior ProtocoloTCP/IP

Cable CAT 5e de par trenzado conblindaje y conector RJ-45 ó cable defibra óptica con conector LC

100 MBits/s


28 ABB

Funciones de protección

Tabla 24. Protección de sobrecorriente trifásica no-direccional (PHxPTOC)

Característica Valor

Precisión deoperación

Dependiendo de la frecuencia de la corrientemedida: fn ±2Hz

PHLPTOC ±1,5% del valor de ajuste o ±0,002 x In

PHHPTOCyPHIPTOC

±1,5% del valor de ajuste o ±0,002 x In(a corrientes en el rango de 0,1…10 x In)

±5,0% del valor de ajuste(a corrientes en el rango de 10…40 x In)

Tiempo de inicio 1)2) Mínimo Típico Máximo

PHIPTOC:Ifallo = 2 x ajuste de

Valor inicialIfallo = 10 x ajuste de

Valor inicial

16 ms11 ms

19 ms12 ms

23 ms14 ms

PHHPTOC yPHLPTOC:Ifallo = 2 x ajuste de

Valor inicial

22 ms

24 ms

25 ms

Tiempo de restablecimiento < 40 ms

Relación de restablecimiento Típica 0,96

Tiempo de retardo < 30 ms

Precisión tiempo operación en modo tiempodefinido

±1,0% del valor de ajuste o ±20 ms

Precisión tiempo operación en modo tiempoinverso

±5,0% del valor teórico ó ±20 ms 3)

Supresión de armónicos RMS: Sin supresiónDFT: -50dB a f = n x fn, donde n = 2, 3, 4, 5,

…Pico a pico: Sin supresiónP-a-P+respaldo: Sin supresión

1) Ajuste Tiempo retardo operación = 0,02 s, Tipo curva operación = IEC tiempo definido, Modo medición = pordefecto (depende de etapa), corriente antes de falla = 0,0 x In, fn = 50 Hz, corriente de falla en una fase confrecuencia nominal inyectada de ángulo de fase aleatorio, resultados basados en distribución estadística de 1000mediciones.

2) Incluye el retardo del contacto de salida de señal3) Incluye la demora del contacto de salida de alta resistencia


ABB 29

Tabla 25. Ajustes principales de protección de sobrecorriente trifásica no-direccional(PHxPTOC)

Parámetros Función Valor (rango) Paso

Valor inicial PHLPTOC 0.05...5.00 x In 0.01

PHHPTOC 0.10...40.00 x In 0.01

PHIPTOC 1.00...40.00 x In 0.01

Multiplicador detiempo

PHLPTOC 0.8...10.0 0,05

PHHPTOC 0.05...15.00 0,05

Tiempo retardooperación

PHLPTOC 40...200000 ms 10

PHHPTOC 40...200000 ms 10

PHIPTOC 20...200000 ms 10

Tipo de curva

operación1)

PHLPTOC Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11,12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

PHHPTOC Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

PHIPTOC Tiempo definido

1) Para obtener más referencias, consulte la Tabla de características de operación situada al final del capítulo Datostécnicos


30 ABB

Tabla 26. Protección de sobrecorriente trifásica direccional (DPHxPDOC)



Dependiendo de la frecuencia de la corriente/tensión medida: fn ±2Hz

DPHLPDOC Corriente:±1,5% del valor de ajuste o ±0,002 x InTensión:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 x Un

Ángulo de fase:±2°

DPHHPDOC Corriente:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 x In (en

corrientes en un rango de 0,1…10 x In)

±5,0% del valor de ajuste (en corrientes enun rango de 10…40 x In)

Tensión:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 x Un


Tiempo de inicio1)2) Mínimo Típico Máximo

IFallo = 2,0 x Valor de

inicio de ajuste37 ms 40 ms 42 ms



Tiempo de demora < 35 ms


±1,0% del valor de ajuste ó ±20 ms


±5,0% del valor teórico o ±20 ms 3)

Supresión de armónicos DFT: -50 dB en f = n x fn, donde n = 2, 3, 4,

5,…

1) Modo de medición y Calidad pol = predeterminado, corriente antes del fallo = 0,0 x In, tensión antes del fallo =

1,0 x Un, fn = 50 Hz, corriente de fallo en una fase con frecuencia nominal introducida desde un ángulo de fase

aleatorio, resultados basados en una distribución estadística de 1 000 mediciones2) Incluye la demora del contacto de salida de señal3) Máximo Valor de inicio = 2.5 x In,Valor de inicio múltiples en rango de 1,5 a 20


ABB 31

Tabla 27. Ajustes principales de protección de sobrecorriente trifásica direccional(DPHxPDOC)


Valor inicial DPHxPDOC 0.05...5.00 x In 0.01


DPHxPDOC 0.05...15.00 0,05


DPHxPDOC 40...200000 ms 10

Modo direccional DPHxPDOC 1 = No direccional2 = Hacia adelante3 = Hacia atrás

Ángulo característico DPHxPDOC -179...180 grados 1

Tipo de curva

operación1)

DPHLPDOC Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11,12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

DPHHPTOC Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17



32 ABB

Tabla 28. Protección de falla a tierra no direccional (EFxPTOC)


Exactitud defuncionamiento


EFLPTOC ±1,5% del valor de ajuste o ±0,002 x In

EFHPTOCyEFIPTOC

±1,5% del valor de ajuste o ±0,002 x In(todas las intensidades dentro del rango de0,1…10 x In)

±5,0% del valor de ajuste(todas las intensidades dentro del rango de10…40 x In)


EFIPTOC:Ifallo = 2 x ajuste de


Valor inicial

16 ms11 ms

19 ms12 ms

23 ms14 ms

EFHPTOC yEFLPTOC:Ifallo = 2 x ajuste de

Valor inicial

22 ms

24 ms

25 ms




Exactitud de tiempo de funcionamiento enmodo de tiempo definido


Exactitud de tiempo de funcionamiento enmodo de tiempo inverso


Supresión de armónicos RMS: Sin supresiónDFT: -50 dB a f = n x fn, donde n = 2, 3, 4, 5,

…Pico a pico: Sin supresión

1) Modo de medición = predeterminado (depende de la etapa), corriente antes del = 0.0 x In, fn = 50 Hz, corriente de

falla a tierra con frecuencia nominal aplicada desde ángulo de fase aleatorio, resultados basados en unadistribución estadística de 1 000 mediciones

2) Incluye el retardo del contacto de salida de señal3) Máximo Valor de inicio = 2.5 x In, Valor de inicio múltiples en rango de 1,5 a 20


ABB 33

Tabla 29. Ajustes principales de protección EF no direccional (EFxPTOC)


Valor inicial EFLPTOC 0.010...5.000 x In 0.005

EFHPTOC 0.10...40.00 x In 0.01

EFIPTOC 1.00...40.00 x In 0.01


EFLPTOC 0.05...15.00 0,05

EFHPTOC 0.05...15.00 0,05


EFLPTOC 40...200000 ms 10

EFHPTOC 40...200000 ms 10

EFIPTOC 20...200000 ms 10

Tipo de curva

operación1)

EFLPTOC Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11,12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

EFHPTOC Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

EFIPTOC Tiempo definido



34 ABB

Tabla 30. Protección de falla a tierra direccional (DEFxPDEF)




DEFLPDEF Corriente:±1.5% del valor de ajuste o ±0.002 x InTensión±1,5% del valor de ajuste o ±0,002 x Un


DEFHPDEF Corriente:±1.5% del valor de ajuste o ±0.002 x In(a corrientes en el rango de 0,1…10 x In)

±5,0% del valor de ajuste(a corrientes en el rango de 10…40 x In)

Tensión:±1,5% del valor de ajuste o ±0,002 x Un



DEFHPDEF yDEFLPTDEF:Ifallo = 2 x ajuste de

Valor inicial

61 ms

64 ms

66 ms








Supresión de armónicos RMS: Sin supresiónDFT: -50 dB a f = n x fn, donde n = 2, 3, 4, 5,

…Pico a pico: Sin supresión

1) Ajustar Tiempo de retardo operación = 0,06 s,Tipo de curva operación = tiempo definido IEC, Modo de medición =predeterminado (depende del estado), corriente antes del fallo = 0,0 x In, fn = 50 Hz, corriente de falla a tierra

con frecuencia nominal aplicada desde ángulo de fase aleatorio, resultados basados en una distribuciónestadística de 1 000 mediciones

2) Incluye el retardo del contacto de salida de señal3) Máximo Valor de inicio = 2.5 x In, Valor de inicio múltiples en rango de 1,5 a 20


ABB 35

Tabla 31. Ajustes principales de protección EF direccional (DEFxPDEF)


Valor inicial DEFLPDEF 0.01...5.00 x In 0.005

DEFHPDEF 0.10...40.00 x In 0.01

Modo direccional DEFLPDEF yDEFHPDEF

1=No direccional2=Hacia adelante3=Hacia atrás


DEFLPDEF 0.05...15.00 0,05

DEFHPDEF 0.05...15.00 0,05


DEFLPDEF 60...200000 ms 10

DEFHPDEF 60...200000 ms 10

Tipo de curva

operación1)

DEFLPDEF Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11,12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

DEFHPDEF Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 3, 5, 15, 17

Modo de operación DEFLPDEF yDEFHPDEF

1=Ángulo de fase2=I0Sin

3=I0Cos

4=Ángulo de fase 805=Ángulo de fase 88


Tabla 32. Protección falla a tierra transitoria/intermitente (INTRPTEF)


Precisión operación (U0 criterio con

protección transitoria)


±1,5% del valor de ajuste o ±0,002 x Un

Precisión tiempo operación ±1,0% del valor de ajuste o ±20 ms

Supresión de armónicos DFT: -50dB a f = n x fn, donde n = 2, 3, 4, 5


36 ABB

Tabla 33. Ajustes principales de protección falla a tierra transitoria/intermitente(INTRPTEF)


Modo direccional INTRPTEF 1=No direccional2=Hacia adelante3=Hacia atrás


INTRPTEF 40...1200000 ms 10

Valor de inicio detensión (valor deinicio de tensiónpara EF transitorio)

INTRPTEF 0.01...0.50 x Un 0.01

Modo de operación INTRPTEF 1=EF intermitente2=EF transitorio

Límite del contadorde pico (requisitosmínimos para elcontador de picoantes del inicio enmodo IEF)

INTRPTEF 2...20


ABB 37

Tabla 34. Protección de sobretensión trifásica (PHPTOV)


Precisión de operación Dependiendo de la frecuencia de la tensiónmedida: fn ±2Hz

±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 x Un


UFallo = 1,1 x Valor

de inicio de ajuste22 ms 24 ms 26 ms


Relación de restablecimiento Depende del Histéresis relativa de ajuste







5,…

1) Valor de inicio = 1,0 x Un, tensión antes del fallo = 0,9 x Un, fn = 50 Hz, sobretensión entre fases con frecuencia

nominal aplicada desde ángulo de fase aleatorio, resultados basados en una distribución estadística de 1 000mediciones

2) Incluye la demora del contacto de salida de la señal3) Máximo Valor de inicio = 1,20 x Un, Valor de inicio múltiples en rango de 1,10 a 2,00

Tabla 35. Ajustes principales de protección de sobretensión trifásica (PHPTOV)


Valor inicial PHPTOV 0.05...1.60 x Un 0.01


PHPTOV 0.05...15.00 0,05


PHPTOV 40...300000 ms 10

Tipo de curva

operación1)

PHPTOV Tiempo definido o inversoTipo de curva: 5, 15, 17, 18, 19, 20



38 ABB

Tabla 36. Protección de sobrecorriente no-direccional y falla a tierra direccional


Precisión de operación Dependiendo de la frecuencia de tensiónmedida: fn ±2Hz











±5,0% del valor teórico o ±20 ms3)


5,…

1) Valor de inicio = 1,0 x Un, Tensión antes del fallo = 1,1 x Un, fn = 50 Hz, subtensión entre fases con frecuencia

nominal aplicada desde ángulo de fase aleatorio, resultados basados en una distribución estadística de 1 000mediciones

2) Incluye la demora del contacto de salida de la señal3) Mínimo Valor de inicio = 0,50, Valor de inicio múltiples en rango de 0,90 a 0,20

Tabla 37. Ajustes principales de protección de subtensión trifásica (PHPTUV)


Valor inicial PHPTUV 0.05...1.20 x Un 0.01


PHPTUV 0.05...15.00 0,05


PHPTUV 60...300000 ms 10

Tipo de curva

operación1)

PHPTUV Tiempo definido o inversoTipo de curva: 5, 15, 21, 22, 23



ABB 39

Tabla 38. Protección de subtensión de secuencia positiva (PSPTUV)






de inicio de ajusteUFallo = 0,9 x Valor

de inicio de ajuste

51 ms43 ms

53 ms45 ms

54 ms46 ms







5,…

1) Valor de inicio = 1,0 x Un, tensión de secuencia positiva antes del fallo = 1,1 x Un, fn = 50 Hz, subtensión de

secuencia positiva con frecuencia nominal aplicada desde ángulo de fase aleatorio, resultados basados en unadistribución estadística de 1 000 mediciones

2) Incluye la demora del contacto de salida de la señal

Tabla 39. Ajustes principales de protección de subtensión de secuencia positiva (PSPTUV)


Valor inicial PSPTUV 0.010...1.200 x Un 0.001


PSPTUV 40...120000 ms 10

Valor del bloque detensión

PSPTUV 0.01...1.0 x Un 0.01


40 ABB

Tabla 40. Protección de sobretensión de secuencia negativa (NSPTOV)


Precisión de operación Dependiendo de la frecuencia de tensiónmedida: fn ±2Hz




de inicio de ajusteUFallo = 2,0 x Valor

de inicio de ajuste

33 ms24 ms

35 ms26 ms

37 ms28 ms







5,…

1) Tensión de secuencia negativa antes del fallo = 0,0 x Un, fn = 50 Hz, sobretensión de secuencia negativa con

frecuencia nominal aplicada desde el ángulo de fase aleatorio, resultados basados en una distribución estadísticade 1 000 mediciones

2) Incluye la demora del contacto de salida de la señal

Tabla 41. Ajustes principales de protección de sobretensión de secuencia negativa(NSPTOV)


Valor inicial NSPTOV 0.010...1.000 x Un 0.001


NSPTOV 40...120000 ms 1


ABB 41

Tabla 42. Protección de sobretensión residual (ROVPTOV)













5,…

1) Tensión residual antes del fallo = 0,0 x Un, fn = 50 Hz, tensión residual con frecuencia nominal aplicada desde

ángulo de fase aleatorio, resultados basados en una distribución estadística de 1 000 mediciones2) Incluye la demora del contacto de salida de la señal

Tabla 43. Ajustes principales de protección de sobretensión residual (ROVPTOV)


Valor inicial ROVPTOV 0.010...1.000 x Un 0.001


ROVPTOV 40...300000 ms 1


42 ABB

Tabla 44. Protección sobrecorriente secuencia fase negativa (NSPTOC)


Precisión de operación Dependiendo de la frecuencia de la corrientemedida: fn ±2Hz

±1,5% del valor de ajuste o ±0,002 x In


Ifallo = 2 x ajuste de


Valor inicial

22 ms14 ms

24 ms16 ms

25 ms17 ms








Supresión de armónicos DFT: -50 dB a f = n x fn, donde n = 2, 3, 4, 5,

…

1) Corriente de secuencia negativa antes del fallo = 0.0, fn = 50 Hz; resultados basados en una distribución

estadística de 1 000 mediciones2) Incluye el retardo del contacto de salida de señal3) Máximo Valor de inicio = 2.5 x In, Valor de inicio múltiples en rango de 1,5 a 20

Tabla 45. Ajustes principales de protección sobrecorriente secuencia fase negativa(NSPTOC)


Valor inicial NSPTOC 0.01...5.00 x In 0.01


NSPTOC 0.05...15.00 0,05


NSPTOC 40...200000 ms 10

Tipo de curva

operación1)

NSPTOC Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11,12, 13, 14, 15, 17, 18, 19



ABB 43

Tabla 46. Protección de discontinuidad de fase (PDNSPTOC)


Exactitud de funcionamiento Dependiendo de la frecuencia de la corrientemedida: fn ±2Hz

±2% del valor de ajuste

Tiempo de inicio < 70 ms






Supresión de armónicos DFT: -50 dB a f = n x fn, donde n = 2, 3, 4, 5,

…

Tabla 47. Ajustes principales de protección de discontinuidad de fase


Valor de inicio(Ajuste deproporción decorriente I2/I1)

PDNSPTOC 10...100 % 1


PDNSPTOC 100...30000 ms 1

Mín. corriente de fase PDNSPTOC 0.05...0.30 x In 0.01

Tabla 48. Protección contra el fallo de un interruptor automático (CCBRBRF)



±1,5% del valor de ajuste o ±0,002 x In

Precisión de tiempo operación ±1,0% del valor de ajuste o ±20 ms


44 ABB

Tabla 49. Ajustes principales de protección de falla de interruptor (CCBRBRF)


Valor de corriente(corriente de faseoperativa)

CCBRBRF 0.05...1.00 x In 0,05

Valor de corrienteres. (corrienteresidual operativa)

CCBRBRF 0.05...1.00 x In 0,05

Modo falla CB (modooperación defunción)

CCBRBRF 1=Intensidad2=Estado delinterruptor3=Ambos

Modo falla disparo CB CCBRBRF 1=Desactivado2=Sin comprobar3=Comprobarcorriente

Tiempo de redisparo CCBRBRF 0...60000 ms 10

Retardo defecto CB CCBRBRF 0...60000 ms 10

Retardo falla CB CCBRBRF 0...60000 ms 10

Tabla 50. Sobrecarga térmica trifásica (T1PTTR)



Medición de intensidad:±0,5% ó ±0,002 x In(todas las intensidades dentro del rango de0,01….4,00 x In)

Precisión de tiempo operación ±2,0% ó ±0,50 s


ABB 45

Tabla 51. Ajustes principales de sobrecarga térmica trifásica (T1PTTR)


Ajuste de latemperaturaambiente(temperaturaambiente utilizada aldesactivar AmbSens)

T1PTTR -50...100°C 1

Multiplicador decorriente(multiplicador decorriente al utilizar lafunción para líneasparalelas)

T1PTTR 1...5 1

Referencia decorriente

T1PTTR 0.05...4.00 x In 0.01

Aumento detemperatura(aumento detemperatura finalsobre la ambiental)

T1PTTR 0.0...200.0°C 0.1

Constante de tiempo(constante de tiempode la línea ensegundos)

T1PTTR 60...60 000 s 1

Temperatura máxima(nivel de temperaturaoperativa)

T1PTTR 20.0...200.0°C 0.1


46 ABB

Tabla 51. Ajustes principales de sobrecarga térmica trifásica (T1PTTR), continuación


Valor de alarma(nivel de temperaturapara el inicio(alarma))

T1PTTR 20.0...150.0°C 0.1

Temperatura derecierre (temperaturapara elrestablecimiento delrecierre del bloquetras elfuncionamiento)

T1PTTR 20.0...150.0°C 0.1

Temperatura inicial(aumento detemperatura sobre latemperaturaambiente al inicio)

T1PTTR -50.0...100.0°C 0.1

Tabla 52. Detección de corriente inrush trifásica (INRPHAR)


Precisión de operación Con la frecuencia f=fn

Medición de corriente:±1.5% del valor de ajuste o ±0.002 x InMedición de relación I2f/I1f:±5,0% del valor de ajuste

Tiempo de restablecimiento +35 ms / -0 ms


Precisión tiempo de operación +35 ms / -0 ms

Tabla 53. Ajustes principales de detección de corriente inrush trifásica (INRPHAR)


Valor de inicio(proporción del 2º al1er valor harmónicoque conduce alimitación)

INRPHAR 5...100 % 1


INRPHAR 20...60000 ms 1


ABB 47

Tabla 54. Protección de arco (ARCSARC)


Exactitud de funcionamiento ±3% del valor de ajuste o ±0,01 x In

Tiempo de operación Mínimo Típico Máximo

Modo de operación =

"Luz+corriente"1)2)

9 ms 12 ms 15 ms

Modo defuncionamiento =

"Sólo luz"2)

9 ms 10 ms 12 ms



1) Valor de inicio de fase = 1,0 x In, corriente antes del fallo = 2,0 x Valor de inicio de fase de ajuste, fn = 50 Hz,

fallo con frecuencia nominal, los resultados están basados en una distribución estadística de 200 mediciones2) Incluye el retardo del contacto de salida de alta capacidad

Tabla 55. Ajustes principales de la protección de arco (ARCSARC)


Valor de inicio defase (corriente defase operativa)

ARCSARC 0.50...40.00 x In 0.01

Valor de inicio detierra (corrienteresidual operativa)

ARCSARC 0.05...8.00 x In 0.01

Modo de operación ARCSARC 1=Luz+corriente2=Sólo luz3=BI controlado


48 ABB

Tabla 56. Características de operación

Parámetros Valores (rango)

Tipo de curva operación 1=ANSI Ext. inv.2=ANSI Very. inv.3=ANSI Norm. inv.4=ANSI Mod inv.5=ANSI Def. Tiempo6=L.T.E. inv.7=L.T.V. inv.8=L.T. inv.9=IEC Norm. inv.10=IEC Muy inv.11=IEC inv.12=IEC Ext. inv.13=IEC S.T. inv.14=IEC L.T. inv15=IEC Def. Tiempo17=Programable18=Tipo RI19=Tipo RD

Tipo de curva operación (protección detensión)

5=ANSI Def. Tiempo15=IEC Def. Tiempo17=Curva inv. A18=Curva inv. B19=Curva inv. C20=Programable21=Curva inv A22=Curva inv. B23=Programable

Funciones de control

Tabla 57. Recierre automático (DARREC)


Precisión de tiempo operación ±1,0% del valor de ajuste o ±20 ms


ABB 49

Funciones de medición

Tabla 58. Medición de corriente trifásica (CMMXU)


Precisión de operación Dependiendo de la frecuencia de la corrientemedida: fn ±2Hz

±0,5% ó ±0,002 x In(todas las intensidades dentro del rango de0,01….4,00 x In)


5,…RMS: Sin supresión

Tabla 59. Componentes de secuencia de corriente (CSMSQI)


Precisión de operación Dependiendo de la frecuencia de la corrientemedida: f/fn = ±2 Hz

±1,0% o ±0,002 x Ina corrientes dentro de un rango de0,01...4,00 x In


5,…

Tabla 60. Medición de tensión trifásica (VMMXU)



a tensiones en el rango de 0,01…1,15 x Un

±0,5% o ±0,002 x Un




50 ABB

Tabla 61. Componentes de secuencia de tensión (VSMSQI)



a tensiones en el rango de 0,01…1,15 x Un

±1,0% o ±0,002 x Un


5,…

Tabla 62. Medición de corriente residual (RESCMMXU)


Precisión de operación Dependiendo de la frecuencia de lacorriente medida: f/fn = ±2 Hz

±0,5% ó ±0,002 x Ina corrientes dentro de un rango de0,01...4,00 x In



Tabla 63. Medición de tensión residual (RESVMMXU)


Precisión de operación Dependiendo de la frecuencia de la corrientemedida: f/fn = ±2 Hz

±0,5% o ±0,002 x Un




ABB 51

Tabla 64. Potencia y energía trifásica (PEMMXU)


Precisión de operación Con las tres corrientes en rango de 0,10…1,20 x InCon las tres tensiones en rango de 0,50…1,15 x Un

Con la frecuencia fn ±1 Hz

Potencia y energía activa en rango |PF| > 0,71Potencia y energía reactiva en rango |PF| <0,71

±1,5% para potencia (S, P y Q)±0,015 para factor de potencia±1,5% para energía


5,…

Funciones de monitoreo

Tabla 65. Monitoreo del circuito de corriente (CCRDIF)


Tiempo de operación1) < 30 ms

1) Incluyendo la demora del contacto de salida.

Tabla 66. Ajustes principales de monitoreo del circuito de corriente (CCRDIF)

Parámetros Valores (rango) Unidad Descripción

Valor inicial 0.05...0.20 x In Nivel mínimodiferencial decorriente deoperación

Máxima corriente deoperación

1.00...5.00 x In Bloqueo de función acorriente de etapa alta


52 ABB

Tabla 67. Monitoreo de fallos de fusible (SEQRFUF)


Tiempo de operación1)

• Función NPS UFallo = 1,1 x Nivel

volt. sec. neg.

< 33 ms

UFallo = 5,0 x Nivel

volt. sec. neg.

< 18 ms

• Función delta ΔU = 1,1 x Tasa decambio de tensión deajuste

< 30 ms

ΔU = 2,0 x Tasa decambio de tensión deajuste

< 24 ms

1) Incluye la demora del contacto de salida de señal, fn = 50 Hz, tensión de fallo con frecuencia nominal aplicada

desde ángulo de fase aleatorio, resultados basados en una distribución estadística de 1 000 mediciones


ABB 53

19. Opciones de pantalla

El IED está disponible con dos pantallasopcionales, una grande y una pequeña. Lasdos pantallas de LCD ofrecen toda lafuncionalidad de la interfaz de usuario delpanel frontal, con navegación por menús yvistas de menús.

La pantalla grande ofrece una mayor facilidadde uso del panel frontal, con menos

desplazamiento por los menús y una mejorvisión de conjunto de la información. Lapantalla grande es adecuada parainstalaciones del IED en las que se utilicefrecuentemente la interfaz de usuario delpanel frontal, mientras que la pantallapequeña es adecuada para subestacionescontroladas de forma remota en las que elIED sólo se utilice ocasionalmente de formalocal a través de la interfaz de usuario delpanel frontal.

IECA070904 V2 ES

Figura 8.Pantalla pequeña

IECA070901 V2 ES

Figura 9.Pantalla grande

Tabla 68. Pantalla pequeña

Tamaño de fuente1) Filas en la vista Caracteres por fila

Pequeños, no proporcionales (6x12píxeles)

5 20

Grandes, ancho variable (13x14 píxeles) 4 8 ó más

1) Depende del idioma seleccionado

Tabla 69. Pantalla grande

Tamaño de fuente1) Filas en la vista Caracteres por fila

Pequeños, no proporcionales (6x12píxeles)

10 20

Grandes, ancho variable (13x14 píxeles) 8 8 ó más

1) Depende del idioma seleccionado


54 ABB

20. Métodos de montaje

Por medio de accesorios adecuados demontaje, la caja estándar de IED de la serie615 puede montarse empotrado, semi-empotrado o en pared. Las cajas del IEDempotradas y montadas en pared tambien sepueden montar en posición inclinada (25°)usando accesorios especiales.

Además, los IED se pueden instalar encualquier gabinete estándar de 19” por mediode paneles de montaje de 19” disponibles concortes para uno o dos IEDs. Alternativamente,el IED se puede instalar en gabinetes deinstrumentos de 19” por medio de cuerpos deequipos 4U Combiflex.

Para propósitos de prueba de rutina, las cajasde IED se pueden equipar con bloques de

prueba tipo RTXP 18, que se pueden instalaruno junto a otro con las cajas de los IED.

Métodos de montaje:

• Montaje empotrado• Montaje semiempotrado• Montaje semiempotrado con una

inclinación de 25°• Montaje en bastidor• Montaje de pared• Montaje en un bastidor de 19 pulgadas

para equipos• Montaje con bloque de prueba RTXP 18

a un bastidor de 19"

Calado en el panel para montaje empotrado:

• Altura: 161,5±1 mm• Anchura: 165,5±1 mm

IECA070900 V1 ES

Figura 10.Montajeempotrado

IECA070903 V1 ES

Figura 11.Montajesemiempotrado

IECA070902 V1 ES

Figura 12.Semiempotradocon inclinación de25º

21. Caja y Unidadextraible del IED

Por razones de seguridad, las cajas para IEDsque miden corriente se suministran concontactos de operación automática paracortocircuitar los circuitos secundarios de losTransformadores de Corriente cuando se saca

el IED de su caja. Adicionalmente sesuministra la caja con un sistema decodificación mecánica que evita que los IEDspara medir corriente sean insertados dentrode la caja de un IED para medir tensión yviceversa, es decir, las cajas de los IEDs estánasignadas a un cierto tipo de unidadenchufable del IED.ubi La caja del IEDcuenta, posteriormente, con un sistema de


ABB 55

codificación mecánico que impide que lasunidades IED de medición de corriente seaninsertadas en cajas previstas para unidades deIED de tensión y viceversa; por ejemplo, lascajas de IEDs están asociadas a un tipodeterminado de unidad de conexión de IED.


56 ABB

22. Datos de selección ypedidos

La etiqueta de tipo y número de serieidentifica el IED de protección. La etiquetaestá ubicada sobre el HMI, en la partesuperior de la unidad de conexión. Existeuna etiqueta con el número de pedido

situada en el lateral de la unidad extraíble,así como en el interior de la caja. El númerode pedido consta de una cadena de códigosgenerada en función de los módulos dehardware y software del IED.

Utilice la información de clave de pedidopara generar el número de pedido al pedirIEDs completos.

H B F C X 1 N C A 1 B B N B A C A C

# DESCRIPCIÓN

1 IED

IED de serie 615 (incluida la caja) H

2 Estándar

IEC B

3 Aplicación principal

Protección y control del alimentador F

IECA070913 V4 ES


ABB 57

H B F C A C A B N B B 1 A C N 1 X C

# DESCRIPCIÓN

4 Aplicación funcional 1)

Configuración estándar A B C D E F

5-6 Entradas analógicas

4 I + U0 (I

0 1/5 A) AA AA

4 I + U0 (I

0 0.2/1 A) AB AB

4 I (I0 1/5 A) AC AC

4 I (I0 0.2/1 A) AD AD

4 I (I0 1/5 A) + 5U AE AE

4 I (I0 0.2/1 A) + 5U AF AF

7-8 Entradas y salidas binarias

3 BI + 6 BO AA

4 BI + 6 BO AB

11 BI + 10 BO AC

12 BI + 10 BO AD

17 BI + 13 BO AE

18 BI + 13 BO AF

16 BI + 10 BO AG AG

1) La configuración estándar escogida determina el hardware

necesario y opcional. Seleccione las cifras correctas en la

columna de configuración estándar: A, B, C, D, E o F


58 ABB

IECA070915 V5 ES


# DESCRIPCIÓN

9 Comunicación serie

RS-485 (incl. IRIG-B) A A

Fibra de vidrio (ST) 1) 2) B B

Ninguna N N

10 Comunicación Ethernet

Ethernet 100BaseFX

(LC) A A

Ethernet 100BaseTX

(RJ-45)B B B

Ninguna N N N

11 Protocolo de comunicación 3)

IEC 61850 A A

Modbus B B B B B

IEC 61850 y Modbus

C C C

IEC 60870-5-103 D D D D

DNP3 E E E E E

1) La comunicación serie empleando fibra de vidrio (ST)

no puede combinarse con la protección de arco.

2) La tarjeta de comunicación incluye un conector RS-485

y una entrada para IRIG-B.

3) La tarjeta de comunicación escogida (cifras 9-10),

determina los protocolos de comunicación disponibles.

Escoja su protocolo en la columna pertinente.

Observe que la configuración estándar escogida no limita la selección de opciones y protocolos de comunicación. La configuración estándar "A" puede, por ejemplo, combinarse con cualquiera de las columnas especificadas para las cifras 9-11.

IECA070916 V4 ES


ABB 59


# DESCRIPCIÓN

12 Language

Inglés 1

Inglés y alemán 3

13 Panel frontal

LCD pequeño A

LCD grande B

14 Opción 1

Recierre automático A

Protección de arco 1) B

Protección de arco y recierre automático 1) C

Ninguna N

15 Opción 2

Ninguna N

16 Fuente de alimentación

48...250 V DC, 100...240 V AC 1

24...60 V DC 2

17

X

18

C

1) El hardware de protección de arco se encuentra en el módulo de

comunicación (cifras 9-10). Por lo tanto, siempre se requiere un

módulo de comunicación para activar la protección de arco. Observe

que la protección de arco, o ésta junto con el recierre, no pueden

combinarse con la comunicación serie que emplea fibra de vidrio (ST).

Dígito vacante

Vacante

Versión

Versión 2.0

IECA070914 V5 ES

Referencia de ejemplo: H B F C A C A B N B B 1 A C N 1 X C

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

� � � � � � � � � � � � � � � � � �

Su referencia para pedidos:

Código

Dígito (nº)

IECA070917 V5 ES

Figura 13.Clave de pedido para IEDs completos


60 ABB

23. Accesorios y datos para pedidos

Tabla 70. Cables

Artículo Número de pedido

Cable para sensores ópticos para protección de arco, 1,5 m 1MRS120534-1.5

Cable para sensores ópticos para protección de arco, 3.0 m 1MRS120534-3.0

Cable para sensores ópticos para protección de arco, 5.0 m 1MRS120534-5.0

Tabla 71. Accesorios de montaje

Artículo Número de pedido

Kit de montaje semiempotrado 1MRS050696

Kit de montaje de pared 1MRS050697

Kit de montaje inclinado semiempotrado 1MRS050831

Kit de montaje en rack de 19” con recorte para un IED 1MRS050694

Kit de montaje en rack de 19” con recorte para dos IEDs 1MRS050695

Soporte de montaje para un IED con bloque de prueba RTXP en 4UCombiflex (RHGT 19”, variante C)

2RCA022642P0001

Soporte de montaje para un IED en 4U Combiflex (RHGT 19”,variante C)

2RCA022643P0001

Kit de montaje en rack de 19” para un IED y un bloque de pruebaRTXP18 (el bloque de prueba no está incluido)

2RCA021952A0003

Kit de montaje en rack de 19” para un IED y un bloque de pruebaRTXP24 (el bloque de prueba no está incluido)

2RCA022561A0003

24. Herramientas

El IED se suministra como una unidadpreconfigurada. Los valores predeterminadosde los ajustes de los parámetros puedencambiarse a través de la interfaz de usuariodel panel frontal, la interfaz de usuariobasada en navegador de Internet (WebHMI) ola herramienta PCM600 en combinación conel paquete de conectividad específico del IED.

PCM600 ofrece amplias funciones deconfiguración del IED, como la configuraciónde señales de IED con Signal Matrix Tool, y

la configuración de la comunicación IEC61850 incluida la comunicación punto apunto, GOOSE.

Al utilizar la interfaz de usuario basada ennavegador de Internet, puede accederse alIED tanto local como remotamente utilizandoun navegador de Internet (IE 7.0 ó posterior).Por motivos de seguridad, la interfaz deusuario basada en navegador de Web estádesactivada de forma predeterminada. Lainterfaz puede activarse con la herramientaPCM600 o a través de la interfaz de usuariodel panel frontal. La funcionalidad de la


ABB 61

interfaz puede limitarse a un acceso de sólolectura con ayuda de PCM600.

El paquete de conectividad del IED es unarecopilación de software e información IEDespecífica, que permite a los productos yherramientas del sistema conectarse e

interactuar con el IED. Los paquetes deconectividad reducen el riesgo de errores enla integración del sistema, minimizando lostiempos de configuración y ajuste deldispositivo.

Tabla 72. Herramientas

Trabajos de configuración y ajuste Versión

PCM600 2.0 SP2 ó posterior

Interfaz de usuario basada en Word IE 7.0 o posterior

Paquete de conectividad REF615 2.0 ó posterior


62 ABB

Tabla 73. Funciones soportadas

Función WebHMI PCM600

Configuración de la señal del IED (herramienta dematriz de señal) - ●

Configuración de comunicación IEC 61850,GOOSE (herramienta de configuración decomunicación) - ●

Configuración de comunicación Modbus®

(herramienta de gestión de comunicación) - ●

Configuración de comunicaciones DNP3(herramienta de gestión de comunicaciones) - ●

Configuración de comunicaciones IEC 60870-5-103(herramienta de gestión de comunicaciones) - ●

Ajuste de parámetros del IED ● ●

Guardado de ajustes de parámetros del IED en elIED ● ●

Guardado de ajustes de parámetros del IED en laherramienta - ●

Monitoreo de señales ● ●

Manejo del registrador de perturbaciones ● ●

Análisis de registros de perturbaciones - ●

Visualización de eventos ● -

Guardado de datos de incidencias en el PC delusuario ● -

Visualización de LEDs de alarma ● ●

Visualización de diagramas de las fases ● -

Administración del control de accesos ● ●● = Soportado

25. Soluciones ABBsoportadas

La implementación nativa del IEC 61850 y elconcepto de paquete de conectividad de ABBpermiten una integración perfecta de los IEDs

serie 615 con el dispositivo deautomatización de estación COM600 de ABBy el control de nivel de red y sistema degestión MicroSCADA Pro.

El COM600 es una solución concentrador dedatos y comunicaciones “todo en uno”,plataforma de automatización e interfaz de


ABB 63

usuario para subestaciones de distribuciónindustrial y de servicios públicos. Laplataforma automatizada con un procesadorlógico hace del COM600 una plataforma deimplementación flexible para tareas deautomatización a nivel de subestación. Lospaquetes de conectividad del IED simplificanla configuración e integración del sistema deIEDs.

El MicroSCADA Pro ha sido diseñado paradesarrollar completamente la monitoreo y elcontrol en tiempo real de equipamientoprimario y secundario en subestaciones detransmisión y distribución. Este le permitiráinteractuar de forma fácil y segura con losIEDs de protección y control, así como con elproceso a través del puesto de trabajo deloperador.

Tabla 74. Soluciones ABB soportadas

Producto Versión

COM600 de automatización de estación 3.3 o posterior

MicroSCADA Pro 9.2 SP1 ó superior


64 ABB

26. Diagramas del terminal

IECA070918 V4 ES

Figura 14.Diagrama del terminal de la configuración estándar B


ABB 65

IECA070919 V4 ES

Figura 15.Diagrama del terminal de la configuración estándar D


66 ABB

GUID-FA7A5888-5288-4969-84D0-00354EAB3997 V2 ES

Figura 16.Diagrama del terminal de la configuración estándar E y F


ABB 67

27. Certificados

KEMA ha emitido un IEC 61850 Certificate

Level A1 para REF615. Número de certificado:30710144-Consulting 08-0115.

28. Referencias

El portal www.abb.com/substationautomationle ofrece información acerca del rango deproductos y servicios de automatización dedistribución.

Encontrará la más reciente informaciónrelevante sobre el IED de protección REF615en la página del producto .

El área de descarga, situada en el lateralderecho del sitio web, contiene ladocumentación más reciente sobre elproducto, como el manual de referenciatécnica, manual de instalación, manual deloperador, etc. La herramienta de seleccióndel sitio web le ayudará a encontrar losdocumentos clasificados por categorías eidiomas.

Las fichas de características y aplicacióncontienen información relativa al producto enun formato compacto.

GUID-7538BF96-88EE-413C-86C7-FC91CC8AD358 V2 ES

Figura 17.Página del producto


68 ABB

29. Códigos y símbolos de funciones

Tabla 75. REF615. Funciones, códigos y símbolos

Función IEC 61850 IEC 60617 ANSI

Funciones de protección

Protección sobrecorriente trifásicano-direccional, etapa baja, nivel 1

PHLPTOC 3I> 51P-1

Protección sobrecorriente trifásicano direccional, fase de ajuste alto

PHHPTOC 3I>> 51P-2

Protección de sobreintensidadtrifásica no direccional, etapainstantánea

PHIPTOC 3I>>> 50P/51P

Protección sobrecorriente trifásicadireccional, etapa baja

DPHLPDOC 3I> → 67–1

Protección sobrecorriente trifásicadireccional, etapa alta

DPHHPDOC 3I>> → 67-2

Falla a tierra direccional, fase deajuste bajo

DEFLPDEF I0> → 67N-1

Falla a tierra direccional, fase deajuste alto

DEFHPDEF I0>> → 67N-2

Falla a tierra transitorio/intermitente

INTRPTEF I0>→ IEF 67N-IEF

Falla a tierra no direccional(todoterreno), empleando el I0calculado

EFHPTOC I0>> 51N-2

Falla a tierra no direccional, fasede ajuste bajo (SEF)

EFLPTOC I0> 51N-1

Falla a tierra no direccional, fasede ajuste bajo

EFLPTOC I0> 51N-1

Falla a tierra no direccional, fasede ajuste alto

EFHPTOC I0>> 51N-2

Falla a tierra no direccional, faseinstantánea

EFIPTOC I0>>> 50N/51N

Protección sobrecorriente desecuencia negativa

NSPTOC I2> 46

Discontinuidad de fase PDNSPTOC I2/I1> 46PD

Sobrecarga térmica T1PTTR 3Ith> 49F

Sobretensión trifásica PHPTOV 3U> 59


ABB 69

Tabla 75. REF615. Funciones, códigos y símbolos, continuación


Subtensión de secuencia positiva PSPTUV1 U1< 47U+

Sobretensión de secuencianegativa

NSPTOV1 U2> 47O-

Sobretensión residual ROVPTOV U0> 59G

Subtensión trifásica PHPTUV 3U< 27

Protección falla interruptor CCBRBRF 3I>/I0>BF 51BF/51NBF

Detección de corriente inrushtrifásica

INRPHAR 3I2f> 68

Protección de arco ARCSARC ARC 50L/50NL

Funciones de control

Control interruptor CBXCBR I↔ O CB

Recierre automático DARREC O → I 79

Funciones de monitoreo y control

Monitoreo de condiciones delinterruptor

SEQRFUF1 FUSIBLES 60

Monitoreo del circuito de corriente CCRDIF MCS 3I MCS 3I

Monitoreo del circuito de disparo TCSSCBR TCS TCM

Supervisión del estado delinterruptor

SSCBR CBCM CBCM

Indicación posición desconectador DCSXSW1 I<-> O DC I<-> O DC

Indicación seccionador puesta atierra

ESSXSWI I<-> O ES I<-> O ES

Funciones de medición

Corriente trifásica CMMXU 3I 3I

Componentes de secuencia decorriente

CSMSQI I1, I2, I0 I1, I2, I0

Medición de tensión trifásica VMMXU1 3U 3U

Componentes de secuencia detensión

VSMSQI1 U1, U2, U0 U1, U2, U0

Corriente residual RESCMMXU I0 In

Tensión residual RESVMMXU U0 Vn


70 ABB

Tabla 75. REF615. Funciones, códigos y símbolos, continuación


Potencia y energía PEMMXU1 P, E P, E

Función de registrador de perturbaciones

Registrador de perturbacionestransitorias

RDRE DREC DREC

30. Historial de revisión de documentos

Revisión/fecha deldocumento

Versión delproducto

Historial

A/12.11.2008 1.0 Traducción de la versión inglés A

B/09.02.2011 2.0 Traducción de la versión inglés D


ABB 71

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