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Serie 620 de Relion®

Protección y Control del MotorREM620Guía del producto

Contenido

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

2. Configuración predeterminada........................................3

3. Funciones de protección................................................ 9

4. Aplicación.......................................................................9

5. Soluciones ABB soportadas.........................................14

6. Control......................................................................... 16

7. Medida.........................................................................17

8. Calidad de potencia..................................................... 17

9. Registrador de perturbaciones..................................... 17

10. Registro de eventos.................................................... 17

11. Datos registrados........................................................18

12. Monitorización cond. .................................................. 18

13. Supervisión del circuito de disparo.............................. 18

14. Autosupervisión...........................................................18

15. Supervisión de falla de fusible......................................18

16. Supervisión de los circuitos de intensidad................... 18

17. Control de acceso.......................................................18

18. Entradas y salidas....................................................... 18

19. Comunicación con la estación.....................................21

20. Datos técnicos............................................................ 26

21. HMI local.....................................................................65

22. Métodos de montaje................................................... 65

23. Caja y unidad enchufable del relé................................ 66

24. Datos de selección y pedidos......................................67

25. Accesorios y datos para pedidos................................ 70

26. Herramientas...............................................................70

27. Ciberseguridad............................................................71

28. Esquemas de conexión............................................... 72

29. Certificados.................................................................75

30. Referencias................................................................. 75

31. Códigos y símbolos de funciones................................ 76

32. Historial de revisión de documentos............................ 82

Límite de responsabilidad

La información contenida en este documento está sujeta a cambios sin previo aviso y no debe interpretarse como un compromiso de ABB. ABB no asume ninguna

responsabilidad derivada de los errores que puedan aparecer en este documento.

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Marcas registradas

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Protección y Control del Motor 1MRS758446 BREM620 Versión del producto: 2.0 FP1

2 ABB

1. DescripciónEl REM620 es un relé de gestión integral de motor dedicado deprotección, control, medida, y supervisión de motoresasíncronos y síncronos medianos y grandes, que tambiénrequieren protección diferencial, en la industria de fabricación yprocesos.

El REM620 forma parte de la familia de productos de control y

protección Relion® de ABB y su serie 620. Los relés de la serie620 se caracterizan por la escabilidad funcional de su diseño yde unidad extraible.

La serie 620 ha sido concebida para utilizar todo el potencialdel estándar IEC 61850para la comunicación einteroperabilidad de los dispositivos de automatización desubestaciones.

Los relés de la serie 620 admiten una amplia gama deprotocolos de comunicación que incluyen IEC 61850 consoporte de Edición 2, el bus de procesos según IEC 61850-9-2

LE, IEC 60870-5-103, Modbus® y DNP3. El protocolo decomunicación Profibus DPV1es compatible con el convertidordel protocoloSPA-ZC 302.

2. Configuración predeterminadaLos relés de la serie 620 están configurados con ajustespredeterminados que pueden ser utilizados como ejemplos de

la ingeniería de la serie 620 con diferentes bloques de función.Las configuraciones predeterminadas no están destinadas aser utilizadas como aplicaciones de los usuarios finales. Losusuarios finales siempre tienen que crear sus propiasconfiguraciones de la aplicación con la herramienta deconfiguración. Sin embargo, la configuración predeterminadapuede ser utilizada como punto de partida mediante lamodificación de acuerdo con los requisitos.

El REM620 está disponible en dos configuracionespredeterminadas: la configuración A con transductoresestándares de medida de tensión y intensidad y laconfiguración B con sensores de tensión y intensidad. Laconfiguración predeterminada puede modificarse por medio dela matriz gráfica de señales ó la función de la aplicación gráficadel Gestor de Relés de Protección y Control PCM600. Además,la función de configuración de la aplicación del PCM600 admitela creación de funciones lógicas multi-capa usando diversoselementos lógicos, como temporizadores y biestables.Combinando bloques de funciones de protección y funcioneslógicas, la configuración de la aplicación del relé puedeadaptarse a los requisitos específicos del usuario.

Protección y Control del Motor 1MRS758446 BREM620 Versión del producto: 2.0 FP1 Fecha de emisión: 2017-06-02

Revisión: B

ABB 3

U<RT27RT

3dl>M/G87M/G

3I<37

3dIHi>M87MH

3U<27

3U>59

U2>47O-

U1<47U+

f>/f<,df/dt

81

2× 2×

3×

Uo>59G

3×

3×

U_A<27_A

U_A>59_A

Io>R64R

MAPMAP

I2>M46M

3Ith>M49M

Io>>51N-2

Io>>>50N/51N

Io>51N-1

Io>→67N-1

Io>>→67N-2

3I>>51P-2

TCSTCM

OPTSOPTM

FUSEF60

3I>/Io>BF51BF/51NBF

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

OBSERVACIONES

Función opcional

Numero de instancias

Función alternativa a denir en el pedido

OR3×

Io/Uo

Valor calculado

MONITORIZACIÓN DEL ESTADO Y SUPERVISIÓN

MEDIDA

- I, U, Io, Uo, P, Q, E, pf, f- Supervisión del límite de valor - Perl de carga- Funciones de la calidad de potencia- Medidas RTD/mA- Componentes simétricos

PROTECCIÓN Y CONTROL DEL MOTOREntradas de instrumentos de transformador convencionales

HMI LOCAL

REM620

TAMBIÉN DISPONIBLE

- 16 × botón pulsador programable en la HMI Local- Registrador de perturbaciones y faltas- Registro de eventos y datos registrados- Módulo de salidas de alta velocidad (opcional)- Botón pulsador local/remoto en LHMI- Autosupervisión- Sincronización horaria: IEEE-1588, SNTP, IRIG-B- Gestión de usuarios- HMI web

ORAND

COMUNICACIÓN Protocolos : IEC 61580-8-1/-9-2LE Modbus® IEC 60870-5-103 DNP3

Interfaces: Ethernet: TX (RJ-45), FX (LC) Serie: Serie bra de vidrio (ST), RS-485, RS-232/485 Protocolos redundantes: HSR PRP RSTP

7

5

Tipos de interfaces analógicas 1)

Transformador de intensidad

Transformador de tensión1) Entradas de transformador convencionales

Versión

CONTROL AND INDICACIÓN 1)

Objeto Ctrl 2) Ind 3)

CB

DC

ES

3 -

4 4

3 31) Comprobar la disponibilidad de las entradas/salidas binarias en la documentación técnica.2) Función de la indicación y control del objeto primario 3) Función de indicación del estado del objeto primario

3I>>>50P/51P

3I>51P-1

Disparo maestroRelé de bloqueo

94/86

PROTECCIÓN

3I

ARC50L/50NL

UL1

UL2

UL3

UL1UL2UL3

Uo

Uo

U12

3×

CBCMCBCM

2×

3×

SYNC25

U12

2×

18×

UL1

UL2

UL3

3I

UL1

UL2

UL3

MCS 3IMCS 3I

2×

CVPSOFSOFT/21/50

P<32U

P>/Q>32R/32O

3I>>→67-2

Io

2×

3×

4×

Ist>51LR

I2>>46R

2×

Q>→, 3U<32Q, 27

X<40

3I(U)>51V

2×

2× 2× 2×

3×

2×dIoHi>87NH

M12×RTD4×mA

ESTARTESTART

3Ib

Io

6×

3I>→67-1

4×

OTRA FUNCIONALIDAD

3× Is2t n<49, 66, 48, 51LR

3Ib

U12

Io

Io

3I

2.0 FP1

GUID-A641F704-024A-447F-9112-E61DF258CA8C V2 ES

Figura 1. Resumen de la funcionalidad de la configuración predeterminada de las entradas de instrumentos convencionales detransformadores


4 ABB

ARC50L/50NL

U<RT27RT

3×

3I<37

3U<27

3U>59

U2>47O-

U1<47U+

f>/f<,df/dt

81

2× 2×

3×

Uo>59G

3×

3×

Io>R64R

MAPMAP

I2>M46M

3Ith>M49M

Io>>51N-2

Io>>>50N/51N

Io>51N-1

Io>→67N-1

Io>>→67N-2

3I>>51P-2

TCSTCM

OPTSOPTM

FUSEF60

3I>/Io>BF51BF/51NBF

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

OBSERVACIONES

Función opcional

Numero de instancias

Función alternativa a denir en el pedido

OR3×

Io/Uo

Valor calculado

MONITORIZACIÓN DEL ESTADO Y SUPERVISIÓN

MEDIDA

- I, U, Io, Uo, P, Q, E, pf, f- Supervisión del límite de valor - Perl de carga- Funciones de la calidad de potencia- Medidas RTD/mA- Componentes simétricos

PROTECCIÓN Y CONTROL DEL MOTOREntradas de sensor

HMI LOCAL

REM620

TAMBIÉN DISPONIBLE

- 16 × botón pulsador programable en la HMI Local- Registrador de perturbaciones y faltas- Registro de eventos y datos registrados- Módulo de salidas de alta velocidad (opcional)- Botón pulsador local/remoto en LHMI- Autosupervisión- Sincronización horaria: IEEE-1588, SNTP, IRIG-B- Gestión de usuarios- HMI web OR

AND

COMUNICACIÓN

Protocolos: IEC 61580-8-1/-9-2LE Modbus® IEC 60870-5-103 DNP3

Interfaces: Ethernet: TX (RJ-45), FX (LC) Serie: Serie bra de vidrio (ST), RS-485, RS-232/485 Protocolos redundantes: HSR PRP RSTP

Versión

CONTROL AND INDICACIÓN1)

Objeto Ctrl 2) Ind 3)

CB

DC

ES

3 -

4 4

3 31) Comprobar la disponibilidad de las entradas/salidas binarias en la documentación técnica.2) Función de la indicación y control del objeto primario3) Función de indicación del estado del objeto primario

3I>>>50P/51P

3I>51P-1

Disparo maestroRelé de bloqueo

94/86

PROTECCIÓN

CBCMCBCM

2×

3×

2×

18×

MCS 3IMCS 3I

2×

CVPSOFSOFT/21/50

P<32U

P>/Q>32R/32O

3I>>→67-2

2×

3×

4×

Ist>51LR

I2>>46R

2×

Q>→, 3U<32Q, 27

X<40

3I(U)>51V

2×

2× 2× 2×

3×

2×

M12×RTD4×mA

ESTARTESTART

6×

3I>→67-1

3I

UL1UL2UL3

Io 3

3

Tipos de interfaces analógicas 1)

Sensor de intensidad

Sensor de tensión

1)

Entradas de sensores combinados con entrada convencional Io

Transformador de intensidad 1

Uo

Io

Is2t n<49, 66, 48, 51LR

3I

2.0 FP1

4×

3×

OTRA FUNCIONALIDAD

UL1

UL2

UL3

UL1

UL2

UL3

Io

Io

3I

GUID-30D775E2-78F8-4228-B91F-4D3EADF8D313 V1 ES

Figura 2. Resumen de la funcionalidad de la configuración predeterminada de las entradas.


ABB 5

Tabla 1. Funciones admitidas

FunciónIEC 61850

A(CTs/VTs)

B(Sensores)

Protección

Protección de sobreintensidad trifásica no direccional, etapa baja PHLPTOC 1 1

Protección de sobreintensidad trifásica no direccional, etapa alta PHHPTOC 2 2

Protección de sobreintensidad trifásica no direccional, etapa instantánea PHIPTOC 1 1

Protección de sobreintensidad trifásica direccional, etapa baja DPHLPDOC 1 1

Protección de sobreintensidad trifásica direccional, etapa alta DPHHPDOC 2 2

Protección de sobreintensidad trifásica que depende de la tensión PHPVOC 2 2

Protección de falta a tierra no direccional, etapa baja EFLPTOC 11)2) 12)

Protección de falta a tierra no direccional, etapa alta EFHPTOC 11)2) 12)

Protección de falta a tierra no direccional, etapa instantánea EFIPTOC1 11)2) 12)

Protección de falta a tierra direccional, etapa baja DEFLPDEF 11)2) 12)3)

Protección de falta a tierra direccional, etapa alta DEFHPDEF 11)2) 12)3)

Protección de sobretensión residual ROVPTOV 3 3 3)

Protección de subtensión trifásica PHPTUV 4 4

Protección de subtensión monofásica, lado secundario PHAPTUV 1

Protección de sobretensión trifásica PHPTOV 3 3

Protección de sobretensión monofásica, lado secundario PHAPTOV 1

Protección de subtensión de secuencia positiva PSPTUV 2 2

Protección de sobretensión de secuencia negativa NSPTOV 2 2

Protección de frecuencia FRPFRQ 6 6

Sobreintensidad de secuencia negativa para maquinas MNSPTOC 2 2

Supervisión de deslastre de carga LOFLPTUC 2 2

Protección de bloqueo del motor JAMPTOC 1 1

Supervisión de arranque del motor STTPMSU 1 1

Protección de inversión de fase PREVPTOC 1 1

Protección de sobrecarga térmica para motores MPTTR 1 1

Protección diferencial estabilizada e instantánea para maquinas MPDIF 1

Protección diferencial basada en alta impedancia o balance de flujo paramotores MHZPDIF 1

Protección de falta a tierra restringida basada en impedancia alta HREFPDIF 1

Protección contra el fallo del interruptor CCBRBRF 3 3

Disparo maestro TRPPTRC 4 4

Protección de arco ARCSARC (3)4) (3) 4)

Protección multipropósito MAPGAPC 18 18

Lógica automática de cierre sobre falta (SOF) CVPSOF 1 1

Protección de subtensión direccional de potencia reactiva DQPTUV (2) (2)

Protección de subpotencia DUPPDPR (2) (2)


6 ABB

Tabla 1. Funciones admitidas, continuación

FunciónIEC 61850

A(CTs/VTs)

B(Sensores)

Protección de potencia inversa / sobre-potencia direccional DOPPDPR (3) (3)

Protección de sub-excitación trifásica UEXPDIS (2) (2)

Protección de huecos de tensión LVRTPTUV (3) (3)

Protección de falta a tierra del rotor MREFPTOC 1 1

Control

Control del interruptor CBXCBR 3 3

Control del seccionador DCXSWI 4 4

Control del seccionador de tierra ESXSWI 3 3

Indicación de posición del seccionador DCSXSWI 4 4

Indicación del seccionador de tierra ESSXSWI 3 3

Arranque de emergencia ESMGAPC 1 1

Comprobación de sincronismo y energización SECRSYN 1 (1)5)

Monitorización del estado y supervisión

Monitorización del estado del interruptor SSCBR 3 3

Supervisión del circuito de disparo TCSSCBR 2 2

Supervisión del circuito de intensidad CCSPVC 1 1

Supervisión de fallo de fusible SEQSPVC 1 1

Contador de funcionamiento para maquinas y dispositivos MDSOPT 2 2

Medida

Medida de intensidad trifásica CMMXU 2 1

Medida de secuencia de intensidad CSMSQI 2 1

Medida de intensidad residual RESCMMXU 1 1

Medida de tensión trifásica VMMXU 1 1

Medida de tensión monofásica VAMMXU 1 (1)5)

Medida de tensión residual RESVMMXU 1

Medida de secuencia de tensión VSMSQI 1 1

Medida de energía y potencia trifásica PEMMXU 1 1

Registro de perfil de cargas LDPRLRC 1 1

Medida de frecuencia FMMXU 1 1

Calidad de potencia

Distorsión de demanda total de la intensidad CMHAI 1 1

Distorsión armónica total de tensión VMHAI 1 1

Variación de tensión PHQVVR 1 1

Desequilibrio de tensión VSQVUB 1 1

Otros

Temporizador de pulsos mínimos (2 pcs) TPGAPC 4 4

Temporizador de pulsos mínimos (2 pcs, resolución de segundos) TPSGAPC 2 2


ABB 7

Tabla 1. Funciones admitidas, continuación

FunciónIEC 61850

A(CTs/VTs)

B(Sensores)

Temporizador de pulsos mínimos (2 pcs, resolución de minutos) TPMGAPC 2 2

Temporizador de pulsos (8 pcs) PTGAPC 2 2

Tiempo de retardo apagado (8 pcs) TOFGAPC 4 4

Tiempo de retardo encendido (8 pcs) TONGAPC 4 4

Establecer resetear (8 pcs) SRGAPC 4 4

Mover (8 pcs) MVGAPC 4 4

Mover valor entero MVI4GAPC 4 4

Escala de valores analógicos SCA4GAPC 4 4

Punto de control genérico (16 pcs) SPCGAPC 3 3

Puntos de control remotos genéricos SPCRGAPC 1 1

Puntos de control local genéricos SPCLGAPC 1 1

Contadores arriba-abajo genéricos UDFCNT 12 12

Botones programables (16 botones) FKEYGGIO 1 1

Funciones de registro

Osciloperturbógrafo RDRE 1 1

Registrador de faltas FLTRFRC 1 1

Registrador de la secuencia de eventos SER 1 11, 2, ... = Número de instancias incluidas Las instancias de una protección representan el número de bloques de función de protección idénticosdisponibles en la configuración estándar.() = opcional

1) La función utiliza el valor calculado cuando se utiliza la protección de falta a tierra restringida de alta impedancia2) La función utiliza el valor calculado cuando se utiliza la protección de falta a tierra del rotor3) Uo se calcula a partir de las tensiones de fase medidas4) Io se calcula a partir de las intensidades de fase medidas5) Disponible sólo con IEC 61850-9-2 LE


8 ABB

3. Funciones de protecciónEl REM620 ofrece una variedad de funciones que se puedenutilizar en las varias aplicaciones de motores asíncronos ysíncronos.

La configuración básica del relé de protección y control ofrecetoda la funcionalidad necesaria para la gestión del arranque y elnormal funcionamiento del motor incluyendo protección ydespeje de faltas en situaciones anormales. Las principalescaracterísticas del relé incluyen la protección de sobrecarga ycortocircuito del motor, sobrecarga térmica, supervisión deltiempo de arranque del motor, protección de rotor bloqueado yante problemas del arranque del motor demasiado frecuentes.El relé también incorpora protección de faltas a masa nodireccional, protección ante desequilibrios de intensidad desecuencia de fase negativa y contra sobretensión de respaldo.Además, el relé ofrece protección contra el calado durante elfuncionamiento del motor, supervisión de pérdida de carga yprotección ante inversión de fase.

Adicionalmente, la configuración predeterminada ofreceprotección de falta a tierra direccional, subtensión trifásica,sobretensión de secuencia negativa y subtensión de secuenciapositiva. La configuración también ofrece la protección defrecuencia que consiste de modos de protección de frecuenciade tasa de cambio, sobre-frecuencia y sub-frecuencia.

En la variante CT y VT, la configuración básica contiene lafuncionalidad de protección diferencial. La configuraciónbásica se dispone de una función de protección diferencialestabilizada e instantánea que utiliza medidas de intensidadtrifásica desde el lado del terminal del motor y medidas deintensidad trifásica desde el lado neutro del motor. Laconfiguración básica también incluye la función de proteccióndiferencial basada en alta impedancia o en el método deprotección del equilibrio de flujo, también conocido comonúcleo equilibrado. También está disponible una función defalta a tierra restringida.

El REM620 ofrece un paquete opcional de funciones deprotección para motores síncronos, incluyendo funciones paraproteger motores síncronos con protección de potencia baja,sobre-potencia, y subexcitación direccional. Una función deprotección de falta a tierra del rotor ya está disponible en laconfiguración básica. El paquete de motores síncronostambién incluye algunas funciones que pueden utilizarse en lageneración de energía distribuida cuando los códigos de redrequieren funciones como la protección de huecos de bajatensión, subtensión, y potencia reactiva direccional.

Las medidas RTD/ mA pueden utilizarse para supervisar lascondiciones de motor y alarma cuando se superan los límitesestablecidos.

En determinados accionamientos de motores de importanciaespecial, debe haber una posibilidad de anular la proteccióncontra sobrecarga térmica del motor para realizar un arranquede emergencia de un motor caliente. Para habilitar un arranque

en caliente de emergencia, el REM620 ofrece una función deejecución de arranque forzado.

Ampliado con hardware y software opcionales, el relé tambiénincorpora tres canales de detección de luz para la protecciónde fallo de arco de los compartimentos de interruptor, barrascolectoras y cables de la aparamenta de gabinetes metálicosde media tensión para uso interior.

El sensor de interfaz de protección de falta de arco estádisponible en el módulo opcional de comunicación. El disparorápido aumenta la seguridad del personal y limita el dañomaterial en caso de producirse una falta con arco. Se puedeseleccionar un módulo de entrada y salida binaria como unaopción - por tener tres salida binarias de alta velocidad (HSO)se puede disminuir aún más el tiempo total de operación a 4...6ms comparado con los salidas de potencia normales.

4. AplicaciónEl REM620 constituye la protección principal para motoresasíncronos y síncronos medianas y grandes que requierentambién protección diferencial en las industrias de procesos yde fabricación. Normalmente, el relé de protección de motor seutiliza con motores MV controlados por interruptor o contactor,y motores LV medianos y grandes, controlados por contactoren diversos accionamientos. Estos incluyen motoresasíncronos y síncronos tanto de operación continua comointermitente con carga variable.

El REM620 se puede usar con configuraciones de barras desubestación, individuales y dobles con uno o dos interruptoresy can varias configuraciones de dispositivos de conmutación.El relé admite un número sustancial de seccionadores yseccionadores de puesta a tierra operados manualmente o pormotor y es capaz de ejecutar grandes configuraciones. Elnúmero de dispositivos controlables depende del número deentradas y salidas que quedan libres de otras necesidades deaplicación. El número de E/S disponibles se puede aumentarcon el dispositivo remoto E/S del RIO600.

El relé ofrece amplias posibilidades para adaptar lasconfiguraciones a los requisitos de aplicación finales. La suitede herramientas para todos los relés Relion es el Gestor deRelés de Protección y Control PCM600, que ofrece todas lasherramientas necesarias para la configuración del dispositivo,incluyendo la funcionalidad, la parametrización, la HMI y lacomunicación.

El REM620 ha sido completamente adaptado para ofrecer laprotección de falta a tierra. Puede lograr una protección de faltaa tierra sensible y segura utilizando el transformador deintensidad de cable. También, los transformadores deintensidad de fase en una conexión Holmgreen (sumatorio) sepueden usar para la protección de falta a tierra. Para mejoraraún más la protección de arco y para minimizar los efectos deuna falta de arco, ya se pueden pedir los relés de la serie 620


ABB 9

con una tarjeta de E/S opcional equipada con salidas de altavelocidad que operan en un mili-segundo.

Io

3U

Uo

3I

Io

3I

3I

RTD

REF620Conf. predenida

ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

59G

81

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

Uo>

f>/f<,df/dt

3U Uo

Io

3I

3I

47O-/59

47U+/27

49,66,48,51LR

49M

50L/50NL

50P/51P

51LR

51P/51N

81

87M

ESTART

MAP

OPTM

U2>/3U>

U1</3U<

Is2t n<

3Ith>M

ARC

3I>>>

Ist>

3I/Io

f>/f<,df/dt

3dI>M

ESTART

MAP

OPTS

REM620Conf. predenida

ANSI IEC

RTD

Io

3I

47O-/59

47U+/27

49,66,48,51LR

49M

50L/50NL

50P/51P

51LR

51P/51N

81

ESTART

MAP

OPTM

U2>/3U>

U1</3U<

Is2t n<

3Ith>M

ARC

3I>>>

Ist>

3I/Io

f>/f<,df/dt

ESTART

MAP

OPTS


ANSI IEC

RTD

47O-/59

47U+/27

49,66,48,51LR

49M

50L/50NL

50P/51P

51LR

51P/51N

81

87M

ESTART

MAP

OPTM

U2>/3U>

U1</3U<

Is2t n<

3Ith>M

ARC

3I>>>

Ist>

3I/Io

f>/f<,df/dt

3dI>M

ESTART

MAP

OPTS


ANSI IEC


ANSI IEC

25

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

81

81LSH

SYNC

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

f>/f<,df/dt

UFLS/R

GUID-6F004016-C4D6-4BBB-B046-18FDDED4346A V2 ES

Figura 3. Un motor dedicado con diferentes métodos de arranque combinados en un único interruptor.


10 ABB

Io

3I

3I

3U Uo

RTD

47O-/59

47U+/27

49,66,48,51LR

49M

50L/50NL

50P/51P

51LR

51P/51N

81

87M

ESTART

MAP

OPTM

U2>/3U>

U1</3U<

Is2t n<

3Ith>M

ARC

3I>>>

Ist>

3I/Io

f>/f<,df/dt

3dI>M

ESTART

MAP

OPTS


ANSI IEC

GUID-012EABD8-57B0-496C-B5C3-B726B0DAF97D V2 ES

Figura 4. Método de arranque bajo carga directa, con el motor conectado directamente al interruptor de media-tensión.

Io

3I

3I

3U Uo

RTD

47O-/59

47U+/27

49,66,48,51LR

49M

50L/50NL

50P/51P

51LR

51P/51N

81

87M

ESTART

MAP

OPTM

U2>/3U>

U1</3U<

Is2t n<

3Ith>M

ARC

3I>>>

Ist>

3I/Io

f>/f<,df/dt

3dI>M

ESTART

MAP

OPTS


ANSI IEC

GUID-96593CE9-3E6D-46F5-AE9E-619C73CFBB39 V2 ES

Figura 5. Motor arrancado por reactor de choque que disminuye la intensidad del arranque del motor y ayuda a controlar el flujo de carga en lared de media-tensión.


ABB 11

Io

3I

3U Uo

RTD

47O-/59

47U+/27

49,66,48,51LR

49M

50L/50NL

50P/51P

51LR

51P/51N

81

ESTART

MAP

OPTM

U2>/3U>

U1</3U<

Is2t n<

3Ith>M

ARC

3I>>>

Ist>

3I/Io

f>/f<,df/dt

ESTART

MAP

OPTS


ANSI IEC

GUID-D4876FE7-FC25-4F7E-BCF2-C6C3508BBF96 V2 ES

Figura 6. El método de arranque con accionamientos de frecuencia-variable VFD facilita el control y optimiza el consumo de energía

3I

Io

3I

3U

RTD

REM620

Conf. predenida

ANSI IEC

47U+/27

48,66,51LR

49M

50P/51P

51BF/51NBF

51LR

51N-1/51N-2

51P-1

60

87MH

ESTART

U1</3U<

Is2t n<

3Ith>M

3I>>>

3I>/Io>BF

Ist>

Io>/Io>>

3I>

FUSEF

3dIHi>M

ESTART

GUID-22858346-DDF7-4543-A55E-CD703635994D V1 ES

Figura 7. Protección del motor con protección diferencial basada en el equilibrio de flujo


12 ABB

Io

3I

3I

SMRTD

REM620

Conf. predenida + Opción S

ANSI IEC

32R/32O

37

40

46

46R

47O-/59

47U+/27

48,66,51LR

49M

50P/51P

51BF/51NBF

51P-1/51P-2

51LR

67N-1/67N-2

87M/87G

P>/Q>

3I<

X<

I2>

I2>>

U2>/3U>

U1</3U<

Is2t n<

3Ith>M

3I>>>

3I>/Io>BF

3I>>/3I>

Ist>

Io>→/Io>>→3dI>M/G

3U

GUID-62252710-2D5A-4EC1-8640-451705723283 V1 ES

Figura 8. Motores síncronos MV más grandes con protección diferencial, y arranque por auto-transformador

Io

3I

3I

SMRTD

REM620

Conf. predenida + Opción S

ANSI IEC

32R/32O

37

40

46

46R

47O-/59

47U+/27

48,66,51LR

49M

50P/51P

51BF/51NBF

51P-1/51P-2

51LR

64R

67N-1/67N-2

87M/87G

P>/Q>

3I<

X<

I2>

I2>>

U2>/3U>

U1</3U<

Is2t n<

3Ith>M

3I>>>

3I>/Io>BF

3I>>/3I>

Ist>

Io>R

Io>→/Io>>→3dI>M/G

3U

EXC.AVR

Ufn

REK510

GUID-6C1876EF-3CD3-461F-8FD4-3796D7B4EF48 V1 ES

Figura 9. La REM620 para motores síncronos MV más grandes con escobillas con protección diferencial y protección EF de rotor


ABB 13

Io

3I

3U

RTD

Io

3I

3U

RTD

Io

3I

3U


ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→


ANSI IEC

32R/32O

37

46R

47O-/59

47U+/27

49,66,48,51LR

49M

50L/50NL

50P/51P

51LR

51P/51N

ESTART

P>/Q>

3I<

I2>>

U2>/3U>

U1</3U<

Is2t n<

3Ith>M

ARC

3I>>>

Ist>

3I/Io

ESTART


ANSI IEC

32R/32O

37

46R

47O-/59

47U+/27

49,66,48,51LR

49M

50L/50NL

50P/51P

51LR

51P/51N

ESTART

P>/Q>

3I<

I2>>

U2>/3U>

U1</3U<

Is2t n<

3Ith>M

ARC

3I>>>

Ist>

3I/Io

ESTART

GUID-B157FE8C-7ACF-44AF-82F1-7D65108FCA9E V1 ES

Figura 10. Protección de sobrecarga y cortocircuito para motores con variantes de sensor

5. Soluciones ABB soportadasLa serie de protección 620 y los relés de control de ABB, juntocon el Gestor de Subestaciones COM600 conforman unasolución IEC 61850 auténtica para la distribución fiable deenergía en instalaciones industriales y públicas. Para facilitar yoptimizar la ingeniería de sistemas, los relés de ABB sesuministran con paquetes de conectividad. Las paquetes deconectividad incluyen una recopilación de informaciónespecifica del relé, incluyendo plantillas de esquemas unifilaresy un modelo completo de datos del relé. El modelo de datostambién incluye las listas de eventos y parámetros. Gracias alos paquetes de conectividad, los relés pueden configurarse através del PCM600 y integrarse con la Unidad deAutomatización de Subestaciones COM600 o con el sistemade administración y control de red MicroSCADA Pro.

Los relés de la serie 620 ofrecen soporte nativo para la Edición2 de IEC 61850 e incluyen mensajes GOOSE binarios yanalógicos horizontal. Adicionalmente, se admite el bus deproceso que además de recibir valores muestreados detensiones, también envía valores muestreados de tensionesanalógicas y intensidades. En comparación con lasinstalaciones tradicionales de cableado entre dispositivos, lacomunicación peer-to-peer en una red LAN Ethernetconmutada facilita una plataforma avanzada y versátil para laprotección de sistemas de potencia. Entre las característicasdistintivas del enfoque del sistema de protección, habilitadopor la plena aplicación de normativa IEC 61850 deautomatización de subestaciones, son la capacidad de rápidacomunicación, la supervisión continua de la integridad delsistema de control y protección y la flexibilidad intrínseca del


14 ABB

para re-configuraciones y mejoras. Esta serie de relés deprotección es capaz de utilizar de manera óptima lainteroperabilidad proporcionada por las características de laEdición 2 de IEC 61850.

A nivel de subestación, COM600 emplea los datos de los relésa nivel de bahía para permitir una mayor funcionalidad a nivel desubestación. COM600 cuenta con una HMI basada ennavegador web, proporcionando una pantalla personalizablepara la visualización gráfica de esquemas unifilares parasolución bahía de aparamenta. La Web HMI del COM600también proporciona un resumen global de la subestaciónentera, incluyendo esquemas unifilares especificas del relé. losdispositivos y procesos de subestación también se puedenacceder de forma remota a través de la HMI Web, lo que mejorala seguridad del personal.

Asimismo, COM600 puede usarse como un repositorio dedatos local para la documentación técnica y para los datos dela red recopilados por los relés. Los datos recogidos de la redfacilitan la notificación y el análisis de falla de la red utilizandolas características del COM600 de registrador de datos ycontrol de eventos. El registrador de datos puede utilizarsepara una supervisión precisa del rendimiento del equipo y delproceso mediante cálculos basados en valores históricos y entiempo real. Fusionando las medidas de proceso basadas entiempo real con las eventos de producción y mantenimiento seconsigue una comprensión mejor de la dinámica del proceso.

COM600 también cuenta con funciones Gateway,proporcionando una conectividad sin interrupciones entre losdispositivos de la subestación y los sistemas de gestión y decontrol a nivel de red, tales como MicroSCADA Pro y System800xA

Tabla 2. Soluciones ABB soportadas

Producto Versión

La Unidad de Gestión de Subestaciones COM600 4.0 SP1 ó posterior

4.1 o posterior (Edición 2)

MicroSCADA Pro SYS 600 9.3 FP2 ó posterior

9.4 o posterior (Edición 2)

System 800xA 5.1 ó posterior


ABB 15

PCM600Switch Ethernet

Utilidad: IEC 60870-5-104Industria: OPC

COM600HMI web

ABBMicroSCADA Pro/

Sistema 800xA

Comunicación GOOSE horizontal analógica

y binariaIEC 61850

PCM600Switch Ethernet

COM600HMI web

Comunicación GOOSE horizontal analógica

y binariaIEC 61850

GUID-4D002AA0-E35D-4D3F-A157-01F1A3044DDB V2 ES

Figura 11. Ejemplo de red de distribución de ABB usando los relés Relion, la Unidad de Gestión de Subestaciones COM600 y el sistemaMicroSCADA Pro 800xA

6. ControlEl El REM620 integra funcionalidad para el control deinterruptores, seccionadores, seccionadores a tierra mediantela HMI del panel frontal o por medio de controles remotos.El Elrelé incluye tres bloques de control de interruptor. Además delcontrol del interruptor, el relé dispone de cuatro bloques decontrol adicionales para seccionadores o carros motorizados,incluyendo mando. Además, el relé ofrece tres bloques decontrol destinados al control por motor del seccionador detierra. Además de eso, el relé incluye cuatro bloquesindicadores de la posición de seccionador adicionales y tresbloques indicadores de la posición de seccionador a tierra quese usan con seccionadores y seccionadores a tierracontrolados sólo manualmente.

El relé requiere dos entradas digitales físicas y dos salidasdigitales físicas para cada dispositivo principal empleado.Según la configuración del Hardware elegida del relé, varia elnumero de entradas y salidas binarias. En caso de que lacantidad de entradas o salidas binarias disponibles de laconfiguración de hardware elegido no es suficiente, la conexión

de una entrada externa o módulo de salida, por ejemploRIO600, al relé puede extender las entradas y salidas binariasutilizables en la configuración del relé. Se pueden usar lasentradas y salidas digitales del modulo I/O externo para lasseñales digitales de criticidad temporal. La integración permiteliberar algunas entradas y salidas binarias inicialmentereservadas del relé.

La idoneidad de las entradas digitales del relé elegidas para elcontrol de los dispositivos principales debe sercuidadosamente verificada, por ejemplo cierre y mantenimientoo el poder de corte. Si no se cumplen los requisitos del circuitode control del dispositivo principal, se debe considerar el usode relés auxiliares.

La pantalla LCD de la HMI del relé incluye un esquema unifilar(SLD) con indicación de posición de los dispositivos principalesmás relevantes. Las lógicas de enclavamiento exigidas por laaplicación se configuran mediante la matriz de señales o através de las herramientas de la aplicación de la configuracióndel PCM600.


16 ABB

La configuración predeterminada A incorpora una función decomprobación del sincronismo para asegurar que la tensión, elángulo de fase y la frecuencia de los dos lados de un interruptorabierto cumplen con las condiciones de interconexión de lasdos redes. La comprobación del sincronismo también se puedeusar con la configuración predeterminada B cuando se utiliza elbus de proceso 9-2. En comparación con la configuraciónpredeterminada A, hay menos medidas físicas de tensióndisponibles y, por lo tanto, las medidas de tensión desde el otrolado del interruptor deben leerse a través del bus de proceso9-2.

7. MedidaEl relé mide continuamente las intensidades de fase y laintensidad del neutro. Además, el relé mide las tensiones defase y la tensión residual. Además, el relé calcula lascomponentes simétricas de las intensidades y tensiones, lafrecuencia del sistema, la potencia activa y reactiva, el factor depotencia, los valores de energía activa y reactiva, así como elvalor de demanda de intensidad y potencia durante un marcode tiempo preestablecido y seleccionable por el usuario Losvalores calculados se obtienen también de las funciones demonitorización de protección y del estado del relé.

El relé también se ofrece con entradas RTD / mA y puede medirhasta 16 señales analógicas como el devanado del estator y lastemperaturas del cojinete mediante las 12 entradas RTD o lascuatro entradas mA utilizando transductores.

Los valores medidos son accesibles localmente a través de lainterfaz de usuario del panel frontal del relé, o remotamente através de la interfaz de comunicación del relé. Los valorestambién pueden consultarse de forma local o remota, a travésde la interfaz de usuario basada en el navegador de Web.

El relé cuenta con un registrador de perfil de cargas. La funciónde perfil de carga guarda los datos de carga históricoscapturados en un intervalo de tiempo periódico (intervalo dedemanda). Los registros están en el formato COMTRADE.

8. Calidad de potenciaEn las normas EN, la calidad de la potencia se define a travésde las características de la tensión de alimentación.Transitorios, de corta duración y variaciones de tensión delarga duración y de desequilibrio y distorsiones de forma deonda son las características claves que describen la calidad depotencia. Las funciones de monitorización de distorsión seutilizan para la supervisión de la distorsión de la demanda totalde la intensidad y la distorsión armónica.

La monitorización de la calidad de potencia es un servicioesencial que los distribuidores de energía pueden proveer a susclientes clave y industriales. Un sistema de monitorizaciónpuede proporcionar la información sobre las perturbaciones delsistema y sus posibles causas. También puede detectar en quecondición están los problemas en el sistema antes de queafecten a los clientes, los equipos e incluso daños o fallos.

Problemas de la calidad de potencia De hecho, la mayoría delos problemas de calidad de potencia se localiza en lasinstalaciones del cliente. Por lo tanto, la monitorización la decalidad de potencia no es sólo una estrategia de servicio alcliente eficaz, pero también una manera de proteger lareputación de servicio y calidad del distribuidor de energía.

El relé de protección ofrece las siguientes funciones demonitorización de potencia.

• Variación de tensión• Desequilibrio de tensión• Armónicos de intensidad• Armónicos de tensión

Las funciones de la variación de tensión y desequilibrio detensión se usan para medir variaciones de tensión de corta-duración y para monitorizar las condiciones de desequilibrio detensión en redes de transmisión y distribución.

Las funciones de tensión y los armónicos de intensidadproporcionan un método para monitorizar la calidad de lapotencia a través de la distorsión de forma de onda deintensidad y de la distorsión de la forma de onda de tensión.Las funciones proporcionan un promedio de tres segundos acorto plazo y la demanda a largo plazo para distorsión total dela demanda TDD y distorsión total armónica THD.

9. Registrador de perturbacionesEl relé cuenta con un registrador de perturbaciones concapacidad para hasta 12 canales de señal analógica y 64canales de señal binaria. Los canales analógicos puedenconfigurarse para registrar la forma de onda o la tendencia delas intensidades y las tensiones medidas.

Los canales analógicos pueden configurarse para disparar lafunción de registro si el valor medido cumple los valoresestablecidos, ya sea por debajo o por encima. Los canales deseñal binaria pueden configurarse para iniciar la grabación en elflanco ascendente o descendente de la señal, o en ambosflancos.

De forma predeterminada, los canales binarios se configuranpara registrar señales de relé externas o internas, es decir, lasseñales de inicio o disparo de las etapas de relé, o bienbloqueos externos o señales de control. Las señales binariasdel relés, como las señales del arranque de protección y dedisparo, o una señal externa de control del relé a través de unaentrada binaria, pueden ajustarse para disparar el inicio de lagrabación.La información grabada se almacena en unamemoria no volátil y puede cargarse para el análisis posteriorde los fallos.

10. Registro de eventosPara recopilar información de la secuencia de eventos, el reléincorpora una memoria no volátil con capacidad paraalmacenar 1024 eventos con sus correspondientes registros


ABB 17

de fecha y hora. La memoria no volátil conserva sus datostambién en el caso de que el relé pierda temporalmente sualimentación auxiliar. El registro de eventos facilita la realizaciónde análisis detallados de fallos y perturbaciones en las líneas,tanto antes como después del fallo. El incremento decapacidad para procesar y guardar datos y eventos en el reléofrece los pre-requisitos para soportar la creciente demandade información de configuraciones de redes futuras.

La información de la secuencia de eventos es accesiblelocalmente a través de la interfaz de usuario del panel frontal delrelé, o remotamente a través de la interfaz de comunicación delrelé. La información también está disponible, ya sea de formalocal o remota, a través de la interfaz de usuario basada en elnavegador de Web.

11. Datos registradosEl relé tiene capacidad para almacenar los registros de los 128últimos eventos de faltas. Los registros permiten al usuarioanalizar los eventos del sistema de potencia. Cada registroincluye intensidad, valores de ángulo y de tensión, la hora yfecha de registro, etc. El registrador de faltas puede iniciarsepor la señal de inicio ó la señal de disparo de un bloque deprotección, ó ambas. Los modos de medida disponibles sonDFT, RMS y pico a pico. Los registros de faltas almacenan losvalores de medida del relé en el momento en que cualquierfunción se arranque. Además, se registra separadamente laintensidad máxima de demanda, con su indicación de fecha yhora. Por defecto, los registros se almacenan en la memoria novolátil.

12. Monitorización cond.Las funciones de monitorización del estado del relé chequeanconstantemente el comportamiento y el estado del interruptorautomático. La monitorización abarca el tiempo de carga delresorte, la presión del gas SF6, el tiempo de recorrido y eltiempo de inactividad del interruptor automático.

Las funciones de monitorización proporcionan datos históricosde funcionamiento del interruptor que pueden usarse paraprogramar su mantenimiento preventivo.

Además, el relé incluye un contador de duración para supervisalas horas en que el dispositivo ha estado en funcionamiento,permitiendo así la programación del mantenimiento preventivobasado en el tiempo del dispositivo.

13. Supervisión del circuito de disparoLa supervisión del circuito de disparo monitorizacontinuamente la disponibilidad y el funcionamiento del circuitode disparo. Proporciona una monitorización de circuito abiertotanto cuando el interruptor del circuito está cerrado comocuando está abierto. También detecta la pérdida de tensión decontrol de los interruptores automáticos.

14. AutosupervisiónEl sistema incorporado de supervisión del relé supervisaconstantemente el estado del hardware del relé y elfuncionamiento del software del mismo. Cualquier fallo ofuncionamiento defectuoso detectado alertará al operador.

Un fallo permanente del relé bloqueará sus funciones deprotección para prevenir que funcione de forma incorrecta.

15. Supervisión de falla de fusibleLa supervisión de fallo de fusibles detecta fallos entre el circuitode medida de tensión y el relé. Se detectan los fallos medianteun algoritmo basado en secuencia negativa o a través delalgoritmo de tensión delta y intensidad delta. En la detección deun fallo, la función de supervisión del fallo de fusible activa unaalarma y bloquea las funciones de protección dependientes dela tensión de una operación no intencional.

16. Supervisión de los circuitos de intensidadLa supervisión del circuito de intensidad se utiliza para detectarfaltas en los circuitos secundarios de transformadores deintensidad. En la detección de una falta, la función desupervisión del circuito de intensidad activa una alarma LED ybloquea ciertas funciones de protección para evitarfuncionamientos accidentales. La función de supervisión delcircuito de intensidad calcula la suma de las intensidades defase de los núcleos de protección y la compara con laintensidad de referencia individual de un transformador deintensidad de núcleo equilibrado o de otros núcleos separadosen los transformadores de intensidad de fase.

17. Control de accesoPara proteger el relé de accesos no autorizados y paramantener la integridad de la información, el relé cuenta con unsistema de autorización de cuatro niveles basado en roles, concontraseñas individuales programables por el administradorpara los niveles de visualizador, operador, ingeniero yadministrador. El control de accesos se aplica a la interfaz deusuario del panel frontal, la interfaz de usuario basada en Web yla herramienta PCM600.

18. Entradas y salidasEl REM620 se puede seleccionar para medir intensidades ytensiones, ya sea con transductores de intensidad y tensiónconvencionales o con sensores de intensidad y de tensión. Lavariante del relé con transductores convencionales estáequipado con seis entradas de intensidad de fase, una entradade intensidad residual, tres entradas de tensión de fase, unaentrada de tensión residual y una entrada de tensión de fase afase para la comprobación del sincronismo. Además de lasmedidas de intensidad y tensión, la configuración básica delrelé incluye 20 entradas binarias y 14 salidas binarias.Alternativamente, se puede seleccionar otra configuraciónbásica que incluye, además de medidas de intensidad ytensión, 12 entradas binarias y 10 salidas binarias y también


18 ABB

seis entradas RTD y dos entradas mA. Las entradas deintensidad de fase y las entradas de intensidad residual se hanvalorado como 1/5 A, es decir, las entradas permiten laconexión de cualquiera de 1 A o 5 A transformadores deintensidad secundaria. La entrada del intensidad residualsensible opcional de 0,2/1 A se utiliza normalmente enaplicaciones que requieren una protección contra pérdida atierra sensible y que incorporan transformadores de intensidadequilibrados. Las tres entradas de tensión de fase y la entradade tensión residual cubren el rango de tensiones nominales de60-210 V. Pueden conectarse tanto las tensiones entre fasescomo las tensiones fase a tierra.

El variante del relé equipado con sensores de intensidad ytensión tiene tres entradas de sensores para la conexióndirecta de sensores combinados con conectores RJ-45.Alternativamente, se pueden emplear sensores separados deintensidad y tensión mediante el uso de adaptadores. Además,los adaptadores permiten el uso de sensores con conectoresdobles BNC. Además, el relé incluye una entrada de intensidadresidual de 0,2/1 A se utiliza normalmente en aplicaciones querequieren una protección contra pérdida a tierra sensitiva y queincorporan transformadores de intensidad equilibrados.Además de las medidas de intensidad y tensión, laconfiguración básica del relé incluye 16 entradas binarias y 14salidas binarias.

Como una adición opcional, la configuración básica del reléincluye una ranura disponible que se puede equipar con uno delos siguientes módulos opcionales. La primera opción, elmódulo opcional de entradas y salidas binarias, añade ochoentradas binarias y cuatro salidas binarias al relé. Esta opciónes especialmente necesaria cuando se conecta el relé a variosobjetos controlables. La segunda opción, un módulo deentrada de RTD/mA adicional, aumenta el relé con seisentradas RTD y dos entradas mA cuando sean de interés las

medidas de los sensores adicionales con el motor protegido,por ejemplo para temperaturas, presiones, niveles, etc. Latercera opción es una tarjeta de salida de alta velocidad queincluye ocho entradas binarias y tres salidas de alta velocidad.Las salidas de alta velocidad tienen un tiempo de activaciónmás corto comparado con los relés de salida mecánicosconvencionales, acortando el tiempo total de funcionamientodel relé en 4...6 ms con aplicaciones de tiempo crítico como deprotección de arco. Las salidas de alta velocidad son de libreconfiguración en la aplicación del relé y no se limitan a laprotección de arco solamente.

Los valores nominales de las entradas de intensidad y tensiónson parámetros de ajuste del relé. Además, los umbrales deentradas binarias se pueden seleccionar en el rango 16...176 VDC cambiando los ajustes de los parámetros del relé.

Todos los contactos de las entradas y salidas binarios puedenconfigurarse libremente con la matriz de señales y la función deconfiguración de la aplicación de PCM600.

Consulte la tabla de vista general de entrada/salida y losesquemas de conexionado para obtener más informaciónrelativa a las entradas y salidas.

Si el número de las propias entradas y salidas del relé no cubretodos los fines previstos, la conexión con un módulo de entradao salida externa, por ejemplo el RIO600, aumentará el númerode entradas y salidas binarias utilizables en la configuración delrelé. En este caso, las entradas y salidas externas se conectanal relé a través de GOOSE IEC 61850 para alcanzar tiempos dereacción rápida entre la información del relé y el RIO600. Lasconexiones de entrada y salida binarios necesarias entre lasunidades de relé y RIO600 se pueden configurar con unaherramienta PCM600y luego utilizarse en la configuración derelé.


ABB 19

Tabla 3. Vista general de entrada/salida

Conf.predefinida

Cifra del código de orden Canales analógicos Canales binarios

5-6 7-8 TI VT Sensorcombinado

BI BO RTD mA

A AA/AB AA 7 5 - 20 4 PO + 10SO

6 2

AB 12 4 PO + 6SO 12 4

AC 20 4 PO + 6 SO+ 3 HSO

6 2

NN 12 4 PO + 6 SO 6 2

AC/AD AA 7 5 - 28 4 PO + 14SO

- -

AB 20 4 PO + 10SO

6 2

AC 28 4 PO + 10SO + 3 HSO

- -

NN 20 4 PO + 10SO

- -

B DA AA 1 - 3 24 4 PO + 14SO

- -

AB 16 4 PO + 10SO

6 2

AC 24 4 PO + 10SO + 3 HSO

- -

NN 16 4 PO + 10SO

- -


20 ABB

19. Comunicación con la estaciónEl relé admite toda una variedad de protocolos decomunicación incluyendo IEC 61850 Edición 1 y Edición 2, IEC

61850-9-2 LE, IEC 60870-5-103, Modbus® y DNP3. Elprotocolo Profibus DPV1 está soportado por el uso delconvertidor de protocolo SPA-ZC 302. La informaciónoperativa y los controles están disponibles a través de estosprotocolos. Sin embargo, cierta funcionalidad decomunicación, como por ejemplo la comunicación horizontalentre los relés, sólo es posible a través del protocolo decomunicación IRC 61850.

El protocolo IEC 61850 es una parte fundamental del reléporque la protección y aplicación de control se basantotalmente en el modelado estándar. El relé soporta lasversiones de la edición 2 y la edición 1 del protocolo. Con elsoporte de la Edición 2, el relé tiene la funcionalidad elmodelado para las aplicaciones de subestaciones y la mejorinteroperabilidad de subestaciones modernas. Tambiénincorpora el soporte total de funcionalidad del modo deldispositivo estándar que soporta varias aplicaciones deprueba. Las aplicaciones de control pueden utilizar la nuevacaracterística de autoridad de control de estación segura yavanzada.

La implementación de la comunicación IEC 61850 admitetodas las funciones de monitorización y control. Además, losajustes de parámetros, los archivos de perturbaciones y losregistros de fallas son accesibles a través del protocoloIEC61850. Los archivos de perturbaciones están disponibles paracualquier aplicación basada en Ethernet en el formato estándarCOMTRADE. El relé admite la notificación simultáneamente deeventos a cinco clientes distintos del bus de estación. El relépuede intercambiar datos con otros dispositivos mediante elprotocolo IEC 61850.

El relé puede enviar señales digitales y analógicas a otrosdispositivos usando el perfil IEC61850-8-1 GOOSE (GenericObject Oriented Substation Event). Los mensajes GOOSEdigitales pueden, por ejemplo, emplearse en esquemas deprotección y protección de enclavamiento. El relé cumple conlos requisitos de funcionamiento de GOOSE para aplicacionesde disparo en subestaciones de distribución, como define lanormativa IEC 61850 (<10 ms intercambio de datos entredispositivos). El relé es compatible con el envío y la recepciónde valores analógicos mediante mensajes GOOSE. Losmensajes GOOSE analógicas permiten una fácil transferenciade valores de medida analógicos a través del bus de estación,facilitando de este modo el envío de valores de medida entre losrelés al controlar los transformadores que funcionan enparalelo.

El relé admite el bus de proceso IEC 61850 que además derecibir valores muestreados de tensiones, también envíavalores muestreados de tensiones analógicas y intensidades.Con esta funcionalidad el cableado interpanel galvánico puedeser reemplazado con la comunicación Ethernet. Los valoresmedidos se transfieren como valores muestreados usando elprotocolo IEC 61850-9-2 LE. La aplicación destinada a valoresmuestreados comparte las tensiones con otros relés de la serie620, por tener funciones basadas en tensión y soporte 9-2. losrelés 620, con aplicaciones basadas en bus de proceso,utilizan el IEEE 1588 para la sincronización de tiempo de altaprecisión.

Para la comunicación Ethernet redundante, el relé ofrece dosinterfaces aisladas galvanicamente ó dos interfaces ópticas dered Ethernet. Un tercer puerto con una interfaz aisladagalvanicamente de Ethernet también está disponible. Latercera interfaz de Ethernet proporciona conectividad paracualquier otro dispositivo Ethernet a un bus de estación IEC61850 en una bahía de aparamenta; por ejemplo la conexión deuna Remota E/S. La redundancia de red Ethernet se puedelograr utilizando el protocolo (HSR) o el protocolo deredundancia en paralelo (PRP) o con un anillo auto-correctivomediante RSTP en los switches gestionados. La redundanciaEthernet puede aplicarse a los protocolos IEC 61850, Modbusy DNP3 basados en Ethernet.

El estándar IEC 61850 especifica una redundancia de red quemejora la disponibilidad del sistema para comunicaciones desubestaciones. La redundancia de red se basa en dosprotocolos complementarios definidos en el estándar IEC62439-3: los protocolos PRP y HSR. Ambos protocolos soncapaces de superar el fallo de un enlace ó switch con un tiempode conmutación cero. En ambos protocolos, cada nodo de redtiene dos puertos Ethernet idénticos dedicados a una conexiónde red. Los protocolos dependen de la duplicación de toda lainformación transmitida y proporcionan una conmutación detiempo cero si los enlaces o switches fallan, cumpliendo así contodos los estrictos requisitos de tiempo real de laautomatización de subestaciones.

En PRP, cada nodo de red está conectado a dos redesindependientes que operan en paralelo. Estas redes estáncompletamente separadas para asegurar la independencia defallos, y pueden tener diferentes topologías. Las redes operanen paralelo, proporcionando de este modo la recuperación atiempo cero y verificación continua de redundancia para evitarfallos de comunicación.


ABB 21

Switch EthernetIEC 61850 PRPSwitch Ethernet

REF615 REF620 RET620 REM620 REF615

SCADACOM600

GUID-334D26B1-C3BD-47B6-BD9D-2301190A5E9D V1 ES

Figura 12. Protocolo de redundancia paralela (PRP)

El HSR aplica el principio PRP de operaciones en paralelo a unúnico anillo. Para cada mensaje enviado, el nodo envía dostramas, una a través de cada puerto. Las dos tramas circulanen direcciones opuestas en el anillo. Cada nodo reenvía lastramas que recibe de un puerto a otro para llegar al siguientenodo. Cuando el nodo remitente de origen recibe la trama que

envió, el nodo emisor descarta la trama para evitar bucles. Elanillo HSR de los relés de la serie 620 permite conectar hasta30 relés. Si se tienen que conectar más de treinta relés, serecomienda dividir la red en varios anillos para garantizar elrendimiento de las aplicaciones en tiempo real.


22 ABB

Switch Ethernet

Cajaredundante

IEC 61850 HSR

Cajaredundante

Cajaredundante

REF615 REF620 RET620 REM620 REF615

SCADADispositivos queno admiten HSR

COM600

GUID-7996332D-7FC8-49F3-A4FE-FB4ABB730405 V1 ES

Figura 13. Solución de High-availability Seamless Redundancy (HSR)

La elección entre los protocolos de redundancia HSR y PRPdepende de la funcionalidad, coste, complejidad requerida

La solución autocorrectiva (redundante) del anillo Ethernet concapacidad posibilita un anillo de comunicación económico, conuna buena relación de precio y calidad, controlado por unswitch gestionable con el protocolo RSTP (Rapid SpanningTree l Protocol). El switch gestionable supervisa la coherenciadel circuito cerrado, dirige los datos y corrige el flujo de datos

en caso de que haya una alteración en la comunicación. Losrelés de la topología de anillo actúan como switches nogestionables que envían un tráfico de datos sin relación. Lasolución de anillo de Ethernet permite conectar hasta treintarelés de la serie 620. Si se tienen que conectar más de treintarelés, se recomienda dividir la red en varios anillos. La soluciónautocorrectiva del anillo Ethernet evita problemas ocasionadospor averías en un único punto y aumenta la fiabilidad de lacomunicación.


ABB 23

Interruptor Ethernet gestionadocon compatibilidad RSTP

Interruptor Ethernet gestionadocon compatibilidad RSTP

Cliente BCliente A

Red ARed B

GUID-AB81C355-EF5D-4658-8AE0-01DC076E519C V4 ES

Figura 14. Solución autocorrectiva del anillo Ethernet

Todos los conectores de comunicación, excepto el conectordel puerto del frontal, están situados en módulos decomunicación opcionales integrados. El relé puede conectarsea sistemas de comunicación basados en Ethernet a través delRJ-45 conector (100Base-TX) o del conectorLC de fibra óptica(100Base-FX). Si es necesaria la conexión a un bus serie,puede utilizarse el conector de terminal con tornillo RS-485 de9 clavijas. Tiene a su disposición una interfaz de serie opcionalpara la comunicación RS-232.

La implementación Modbus admite los modos RTU, ASCII yTCP. Además de la funcionalidad Modbus estándar, el reléadmite la obtención de eventos con registro de tiempo, elcambio de grupo de ajuste activo y la carga de los registros defallos más recientes. Si se utiliza una conexión Modbus TCP, esposible tener conectados al relé cinco clientes a la vez.Asimismo, el Modbus de serie y el Modbus TCP se pueden usaren paralelo y, si es necesario, los protocolos IEC 61850 yModbus pueden funcionar simultáneamente.

La implementación del IEC 60870-5-103 admite dosconexiones de bus serie paralelo a dos maestros diferentes.Además de la funcionalidad estándar básica, el relé admite elcambio del grupo de ajuste activo y la carga de los registros deperturbaciones en formato IEC 60870-5-103. Además, lanorma IEC 60870-5-103 se puede utilizar al mismo tiempo conel protocolo IEC 61850.

El DNP3 admite la conexión de hasta cinco maestros, tanto delos modos serie como TCP. Se admiten el cambio de laconfiguración activa y la lectura de registros de faltas Sepueden usar la serie DNP y DNP TCP en paralelo. Si serequiere, pueden ejecutarse simultáneamente los protocolosIEC 61850 y DNP.

La serie 620 admite protocolo Profibus DPV1 con soporte deladaptador Profibus SPA-ZC 302. Si se requiere protocoloProfibus, el relé debe ser pedido con opciones de serieModbus. La aplicación Modbus incluye la funcionalidad deemulación de protocolo SPA. Esta funcionalidad facilita laconexión con SPA-ZC 302.

Si el relé utiliza el bus RS-485 para la comunicación serie, seadmiten tanto las conexiones de dos hilos como las de cuatro.Las resistencias de terminación y pull-up/pull-down puedenconfigurarse con puentes en la tarjeta de comunicación, deforma que no se requieren resistencias externas.

El relé admite los métodos siguientes de sincronización detiempo con una resolución de registro de tiempo de 1 ms:

Basado en Ethernet:• SNTP (Protocolo de tiempo de red simple)

Con cableado especial de sincronización de tiempo.


24 ABB

• IRIG-B (Grupo de Instrumentación de Interrango: Formato decódigo de tiempo B)

El relé admite el siguiente método de sincronización de tiempode alta precisión con una resolución de sello de tiempo de 4 msque se requiere especialmente en aplicaciones de bus deproceso.• PTP (IEEE 1588) v2 con perfil de potencia.

El soporte IEEE 1588 está incluido en todas las variantes quetienen un módulo de comunicación Ethernet redundante.

Características IEEE 1588 v2• Reloj Ordinaria con el algoritmo de Mejor Reloj Maestro• Reloj Transparente de un paso para topología de anillo

Ethernet• Perfil de potencia 1588 v2

• Recibir (esclavo): 1-paso/2-paso• Transmitir (maestro): 1-paso• Mapeo capa 2• Cálculo de retardo entre pares• Operación Multicast

la precisión requerida del reloj gran-maestro es +/-1 µs. El relépuede funcionar como reloj maestro por algoritmo BMC si elreloj gran maestro externo no está disponible en el corto plazo.

El soporte IEEE 1588 está incluido en todas las variantes quetienen un módulo de comunicación Ethernet redundante.

Además, el relé admite la sincronización de tiempo a través delos protocolos de comunicación serie Modbus, DNP3 y IEC60870-5-103:

Tabla 4. Interfaces y protocolos de comunicación admitidos con la estación

Interfaces/Protocolos Ethernet Serie

100BASE-TX RJ-45 100BASE-FX LC RS-232/RS-485 STde fibra óptica

IEC 61850-8-1 - -

IEC 61850-9-2 LE - -

MODBUS RTU/ASCII - -

MODBUS TCP/IP - -

DNP3 (serie) - -

DNP3 TCP/IP - -

IEC 60870-5-103 - - = Admitido


ABB 25

20. Datos técnicos

Tabla 5. Dimensiones

Descripción Valor

Anchura Bastidor 262,2 mm

Carcasa 246 mm

Altura Bastidor 177 mm, 4U

Carcasa 160 mm

Profundidad 201 mm

Peso Relé de protección completo max. 5,1 kg

Sólo unidad extraible max. 3,0 kg

Tabla 6. Fuente de alimentación

Descripción Tipo 1 Tipo 2

Uaux nominal 100, 110, 120, 220, 240 V de CA, 50 y 60 Hz 24, 30, 48, 60 V de CC

48, 60, 110, 125, 220, 250 V CC

Tiempo máximo de interrupción de latensión de CC auxiliar sin restablecimientodel relé

50 ms a Un nominal

Uaux variación 38...110% del Un (38...264 V AC) 50...120% del Un (12...72 V DC)

80...120% de Un (38,4...300 V CC)

Umbral de arranque 19.2 V CC (24 V CC × 80%)

Carga de alimentación de tensión auxiliaren una situación quiescente (Pqq)/decondición de operación

DC <18.0 W (nominal1))/<22.5 W (max2))AC <19.0 W (nominal1))/<23.0 W (max2))

DC <18.5 W (nominal1))/<22.5 W (max2))

Rizado en la tensión auxiliar CC Máx. 15% del valor de CC (a una frecuencia de 100 Hz)

Tipo de fusible T4 A/250 V

1) Durante la medida del consumo de potencia, el relé se alimenta a la tensión de alimentación auxiliar nominal y las cantidades de excitación se energizan sin que se active ninguna salidabinaria

2) Durante la medida del consumo de potencia, el relé se alimenta a la tensión de alimentación auxiliar nominal y las cantidades de excitación se energizan para activar al menos la mitad de lassalidas binarias


26 ABB

Tabla 7. Entradas energizadas

Descripción Valor

Frecuencia nominal 50/60 Hz

Entradas de intensidad Intensidad nominal, In 0.2/1 A1) 1/5 A2)

Capacidad de resistencia térmica:

• Continuamente 4 A 20 A

• Durante 1 s 100 A 500 A

Resistencia dinámica a laintensidad

• Valor de semi-onda 250 A 1250 A

Impedancia de entrada <100 mΩ <20 mΩ

Entradas de tensión Tensión nominal 60...210 V CA

Resistencia de tensión:

• Continua 240 V CA

• Durante 10 s 360 V CA

Carga a la tensión nominal <0,05 VA

1) Opción de pedido para la entrada de intensidad residual2) Intensidad residual y/o intensidad de fase

Tabla 8. Entradas energizadas (sensores)

Descripción Valor

Entrada del sensor de intensidad Tensión de intensidad nominal (enparte secundaria)

75...9000 mV1)

Resistencia de tensión continua 125 V

Impedancia de entrada a 50/60 Hz 2...3 MΩ2)

Entrada del sensor de tensión Tensión nominal 6...30 kV3)

Resistencia de tensión continua 50 V

Impedancia de entrada a 50/60 Hz 3 MΩ

1) Equivale al rango de intensidad 40...4000 A con 80 A, 3 mV/Hz Rogowski2) Dependiente de la intensidad nominal usada (ganancia del hardware)3) Este rango está cubierto (hasta 2 x nominal) con una relación de división del sensor de 10 000:1

Tabla 9. Entradas binarias

Descripción Valor

Rango de funcionamiento ±20% de la tensión nominal

Tensión nominal 24...250 V CC

Consumo de intensidad 1,6...1,9 mA

Consumo de potencia 31,0...570,0 mW

Tensión umbral 16...176 V DC

Tiempo de reacción <3 ms


ABB 27

Tabla 10. Medida RTD/mA

Descripción Valor

Entradas RTD Sensores RTD admitidos Platino 100 ΩPlatino 250 ΩNíquel 100 ΩNíquel 120 ΩNíquel 120 ΩCobre 10 Ω

TCR 0,00385 (DIN 43760)TCR 0,00385TCR 0,00618 (DIN 43760)TCR 0,00618TCR 0,00618TCR 0,00427

Rango de resistencia admitido 0...2 kΩ

Resistencia máxima del conductor(medida de tres cables) 25 Ω por cable

Aislamiento 2 kV (entradas de puesta a tierra )

Tiempo de respuesta <4 s

RTD /detección de intensidad porresistencia Máximo 0,33 mA rms

Precisión de funcionamiento Resistencia Temperatura

± 2,0% ó ±1 Ω ±1°CCobre 10 Ω: ±2°C

Entradas mA Rango de intensidad admitido 0…20 mA

Impedancia de entrada deintensidad 44 Ω ± 0,1%

Precisión de funcionamiento ±0,5% o ±0,01 mA

Tabla 11. Salida de señal con cierre y mantenimiento alto

Descripción Valor 1)

Tensión nominal 250 V CA/CC

Mantenimiento contacto continuo 5 A

Cierre y mantenimiento durante 0,3 s 15 A


Poder de corte cuando la constante de tiempo 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

1) X100: SO1X105: SO1, SO2, cuando cualquiera de los relés de protección está equipado con BIO0005X115: SO1, SO2 cuando el REF620 ó el REM620 está equipado con BIO0005


28 ABB

Tabla 12. Salidas de señales y salida de IRF


Tensión nominal 250 V AC/DC



Cierre y mantenimiento 0,5 s 15 A

Poder de corte cuando la constante de tiempo del circuito de control L/R<40 ms, a 48/110/220 V CC

1 A/0,25 A/0,15 A

Carga de contacto mínima 10 mA a 5 V CA/CC

1) X100: IRF,SO2X105: SO3, SO4, cuando cualquiera de los relés de protección está equipado con BIO0005X115: SO3, SO4 cuando el REF620 ó el REM620 está equipado con BIO0005

Tabla 13. Salidas de potencia de doble-polo con función X100 TCS: PO3 y PO4






Poder de corte cuando la constante de tiempo del circuito de control es I/D<40 ms, a 48/110/220 V CC (dos contactos conectados en serie)

5 A/3 A/1 A


Monitorización del circuito de disparo (TCS)

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

• Corriente circulante a través del circuito de monitorización ~1,5 mA

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

1) PSM0003: PO3, PSM0004: PO3, PSM0003: PO4 y PSM0004: PO4.

Tabla 14. Relés de salida de potencia de polo único X100: PO1 y PO2

Descripción Valor





Poder de corte cuando la constante de tiempo del circuito de control L/R<40 ms, a 48/110/220 V CC

5 A/3 A/1 A



ABB 29

Tabla 15. Salida de alta velocidad HSO






Capacidad de corte cuando la constante de tiempo del circuito de controlL/R<40 ms, a 48/110/220 V CC

5 A/3 A/1 A

Tiempo de operación <1 ms

Resetear <20 ms, carga resistiva

1) X105: HSO1, HSO2 HSO3, cuando cualquiera de los relés de protección está equipado con BIO0007

Tabla 16. Puerto frontal de interfaces Ethernet

Interfaz de Ethernet Protocolo Cable Tasa de transferencia dedatos

Frontal Protocolo TCP/IP Cable estándar Ethernet CAT 5 con RJ-45 conector 10 MBits/s

Tabla 17. Enlace de comunicación de estación, fibra óptica

Conector Tipo de fibra1) Longitud de onda Longitud max.

típica.2)

Atenuación de la ruta de acceso

permitida3)

LC MM 62.5/125 o 50/125 μmnúcleo de fibra de vidrio

1 300 nm 2 km <8 dB

ST MM 62,5/125 ó MM 50/125 μmnúcleo de fibra de vidrio

820...900 nm 1 km <11 dB

1) (MM) fibra multi-modo (SM) fibra modo-único2) Longitud máxima depende de la atenuación del cable y la calidad, la cantidad de empalmes y conectores en el camino.3) Máxima atenuación permitida provocada por los conectores y el cable de forma conjunta

Tabla 18. IRIG-B

Descripción Valor

Formato de código de tiempo IRIG B004, B0051)

Aislamiento 500V 1 min

Modulación Sin modulación

Nivel lógico 5 V TTL

Consumo de intensidad <4 mA

Consumo de potencia <20 mW

1) Según la norma-IRIG 200-04

Tabla 19. 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 servicio de la lente -40...+100°C

Rango de temperaturas máximas de servicio de la lente, max. 1 h +140°C

Radio de doblado mínimo admisible de la fibra de conexión 100 mm


30 ABB

Tabla 20. Grado de protección de relé de protección empotrado

Descripción Valor

Lado frontal IP 54

Lado trasero, terminales de conexión IP 20

Tabla 21. Condiciones medioambientales

Descripción Valor

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

Rango de temperaturas de servicio durante un tiempo breve -40...+85 ºC (<16 h)1)2)

Humedad relativa <93%, sin condensación

Presión atmosférica 86...106 kPa

Altitud Hasta 2 000 m

Rango de temperatura de transporte y almacenamiento -40...+85ºC

1) Degradación del rendimiento de MTBF y HMI fuera del rango de temperaturas de -25...+55 ºC2) Para relés con una interfaz de comunicación LC, la máxima temperatura de operación es de +70ºC


ABB 31

Tabla 22. Ensayos de compatibilidad electromagnética

Descripción Valor de ensayo tipo Referencia

Ensayo de ráfaga de 100 kHz y 1 MHz IEC 61000-4-18IEC 60255-26, clase IIIIEEE C37.90.1-2002

• Modo común 2,5 kV

• Modo diferencial 2,5 kV

Ensayo de ráfaga de 3 MHz, 10 MHz y 30 MHz IEC 61000-4-18IEC 60255-26, clase III

• Modo común 2,5 kV

Ensayo de descarga electrostática IEC 61000-4-2IEC 60255-26IEEE C37.90.3-2001

• Descarga por contacto 8 kV

• Descarga por aire 15 kV

Ensayos de interferencia de radiofrecuencia

10 V (rms)f = 150 kHz...80 MHz

IEC 61000-4-6IEC 60255-26, clase III

10 V/m (rms)f = 80...2700 MHz

IEC 61000-4-3IEC 60255-26, clase III

10 V/mf = 900 MHz

ENV 50204IEC 60255-26, clase III

Ensayos de perturbaciones transitorias rápidas IEC 61000-4-4IEC 60255-26IEEE C37.90.1-2002

• Todos los puertos 4 kV

Ensayo de inmunidad frente a picos IEC 61000-4-5IEC 60255-26

• Comunicación 1 kV, fase-tierra

• Otros puertos 4 kV, fase-tierra2 kV, fase-fase

Ensayo de inmunidad frente a campomagnético de frecuencia industrial (50 Hz)

IEC 61000-4-8

• Continua• 1...3 s

300 A/m1000 A/m

Ensayo de inmunidad frente a campomagnético pulsante

1000 A/m6.4/16 µs

IEC 61000-4-9

Ensayo de inmunidad frente a campomagnético oscilatorio amortiguado

IEC 61000-4-10

• 2 s 100 A/m

• 1 MHz 400 transitorios/s

Huecos de tensión e interrupciones breves 30%/10 ms60%/100 ms60%/1000 ms>95%/5000 ms

IEC 61000-4-11

Ensayo de inmunidad frente a frecuenciaindustrial

Sólo entradas digitales IEC 61000-4-16IEC 60255-26, clase A


32 ABB

Tabla 22. Ensayos de compatibilidad electromagnética, continuación


• Modo común 300 V rms

• Modo diferencial 150 V rms

Perturbaciones conducidas de modo común 5 Hz...150 kHzNivel de ensayo 3 (10/1/10 V rms)

IEC 61000-4-16

Ensayos de emisión EN 55011, clase AIEC 60255-26CISPR 11CISPR 12

• Conducido

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

• Radiada

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

1…3 GHz <76 dB (µV/m) pico<56 dB (µV/m) promedio, medido a 3 m dedistancia

3…6 GHz <80 dB (µV/m) pico<60 dB (µV/m) promedio, medido a 3 m dedistancia

Tabla 23. Pruebas de aislamiento

Descripción Valor de la prueba tipo Referencia

Ensayos dieléctricos 2 kV, 50 Hz, 1 min500 V, 50 Hz, 1 min, comunicación

IEC 60255-27

Ensayo de tensión de impulsos 5 kV, 1,2/50 μs, 0,5 J1 kV, 1,2/50 μs, 0,5 J, comunicación

IEC 60255-27

Medidas de resistencia de aislamiento >100 MΩ, 500 V DC IEC 60255-27

Resistencia de aislamiento protector <0.1 Ω, 4 A, 60 s IEC 60255-27

Tabla 24. Ensayos mecánicos

Descripción Referencia Requisitos

Ensayos de vibración (sinusoidal) IEC 60068-2-6 (Ensayo Fc)IEC 60255-21-1

Clase 2

Ensayo de impactos y golpes IEC 60068-2-27 (Ensayo "Ea impacto")IEC 60068-2-29 (Ensayo "Eb golpes")IEC 60255-21-2

Clase 2

Ensayo sísmico IEC 60255-21-3 Clase 2


ABB 33

Tabla 25. Ensayos medioambientales


Ensayo de calor seco • 96 h a +55 ºC• 16 h a +85 ºC1)

IEC 60068-2-2

Ensayo de frío seco • 96 h a -25 ºC• 16 h a -40 ºC

IEC 60068-2-1

Ensayo de calor húmedo • 6 ciclos (12 h + 12 h) a +25°C…+55°C,humedad >93%

IEC 60068-2-30

Ensayo de cambio de temperatura • 5 ciclos (3 h + 3 h)a -25°C...+55°C

IEC60068-2-14

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

IEC 60068-2-1IEC 60068-2-2

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

Tabla 26. Seguridad del producto

Descripción Referencia

Directiva LV 2006/95/EC

Estándar EN 60255-27 (2013)EN 60255-1 (2009)

Tabla 27. Compatibilidad electromagnética

Descripción Referencia

Directiva EMC 2004/108/EC

Estándar EN 60255-26 (2013)

Tabla 28. Cumplimiento de RoHS

Descripción

Cumple la directiva 2002/95/EC de RoHS


34 ABB

Funciones de protección

Tabla 29. Protección de sobreintensidad trifásica no direccional (PHxPTOC)

Característica Valor

Precisión de funcionamiento Según la frecuencia de la intensidad medida: fn ±2 Hz

PHLPTOC ±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × In

PHHPTOC1)

yPHIPTOC

±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × In(todas las intensidades dentro del rango de 0.1…10 × In)±5,0% del valor de ajuste(todas las intensidades dentro del rango de 10…40 × In)

Tiempo de arranque 2)3) Mínimo Típico Máximo

PHIPTOC:IFalla = 2 × ajuste Valor de arranqueIFalla = 10 × ajuste Valor dearranque

16 ms 11 ms

19 ms 12 ms

23 ms 14 ms

PHHPTOC y PHLPTOC:1)

IFalla = 2 × ajuste Valor de arranque 23 ms

26 ms

29 ms

Tiempo de restablecimiento Típico 40 ms

Relación de restablecimiento Típico 0,96

Tiempo de retardo <30 ms

Precisión del tiempo de operación en modo de tiempo definido ±1,0% del valor de ajuste ó ±20 ms

Precisión del tiempo de operación en modo de tiempo inverso ±5,0% del valor de ajuste teórico ó ±20 ms 4)

Supresión de armónicos RMS: Sin supresiónDFT: -50 dB siendo f = n × fn, donde n = 2, 3, 4, 5,…Pico a pico: Sin supresiónP-a-P+backup: Sin supresión

1) No se incluye en el REM6202) Ajuste Tiempo de retardo operativo = 0,02 s, Tipo de curva operativa = IEC tiempo definido, Modo de medida = por defecto (depende de la etapa), intensidad previa de la falta = 0.0 × In, fn =

50 Hz, intensidad de falta en una fase con frecuencia inyectada con un ángulo de fase aleatorio, resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas3) Incluye el retardo del contacto de la señal de salida4) Incluye el retardo del contacto de salida resistente


ABB 35

Tabla 30. Ajustes principales de protección de sobreintensidad trifásica no-direccional (PHxPTOC)

Parámetros Función Valor (rango) Paso

Valor de arranque PHLPTOC 0.05...5.00 × In 0.01

PHHPTOC 0.10...40.00 × In 0.01

PHIPTOC 1.00...40.00 × In 0.01

Multiplicador de tiempo PHLPTOC 0.05...15.00 0.01

PHHPTOC 0.05...15.00 0.01

Tiempo retardo operación PHLPTOC 40...200000 ms 10

PHHPTOC 40...200000 ms 10

PHIPTOC 20...200000 ms 10

Tipo de curva operativa1) 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 más información, vea la tabla de características de operación

Tabla 31. Protección de sobreintensidad (DPHxPDOC)


Precisión de funcionamiento Según la frecuencia de la intensidad/tensión medida: fn ±2 Hz

DPHLPDOC Intensidad:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × InTensión:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × UnÁngulo de fase: ±2°

DPHHPDOC Intensidad:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × In(todas las intensidades dentro del rango de 0.1…10 × In)±5,0% del valor de ajuste(todas las intensidades dentro del rango de 10…40 × In)Tensión:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × UnÁngulo de fase: ±2°

Tiempo de arranque1)2) Mínimo Típico Máximo

IFalla = 2.0 × ajuste Valor dearranque

39 ms 43 ms 47 ms





Precisión del tiempo de operación en modo de tiempo inverso ±5,0% del valor de ajuste teórico ó ±20 ms3)

Supresión de armónicos DFT: -50 dB siendo f = n × fn, donde n = 2, 3, 4, 5,…

1) Modo de medida y Cantidad Pol = por defecto, intensidad previa a la falta = 0.0 × In, tensión previa a la falta = 1.0 × Un, fn = 50 Hz, intensidad de la falta en una fase con frecuencia nominal

inyectada desde una ángulo de fase aleatorio, resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas.2) Incluye el retardo de la señal del contacto de la salida3) Máximo Valor de arranque = 2.5 × In, Valor de arranque múltiples en el rango de 1.5...20.


36 ABB

Tabla 32. Ajustes principales de protección de sobreintensidad trifásica direccional (DPHxPDOC)


Valor inicial DPHLPDOC 0.05...5.00 × In 0.01

DPHHPDOC 0.10...40.00 × In 0.01

Multiplicador de tiempo DPHxPDOC 0.05...15.00 0.01

Tiempo retardo operación DPHxPDOC 40...200000 ms 10

Tipo de curva operativa1) 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

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

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

-

Ángulo característico DPHxPDOC -179...180° 1

1) Para más información, consulte la tabla de características operativas

Tabla 33. Protección de sobreintensidad trifásica que depende de la tensión (PHPVOC)


Precisión de operación Según la frecuencia de la intensidad y tensión medida:fn ±2 Hz

Intensidad:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × InTensión:±1.5% del valor de ajuste ó ±0.002 × Un

Tiempo de arranque1)2) Típico 26 ms


Relación de resetear Típico 0,96


Precisión del tiempo de operación en modo de tiempo inverso ±5,0% del valor de ajuste o ±20 ms

Supresión de armónicos -50 dB siendo f = n × fn, donde n = 2, 3, 4, 5,…

1) Modo de medida = por defecto, intensidad previa a la falta = 0.0 × In, fn = 50 Hz, intensidad de falta en una fase con frecuencia nominal inyectada desde una ángulo de fase aleatorio,

resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas.2) Incluye el retardo del contacto de la señal de salida


ABB 37

Tabla 34. Ajustes principales de protección de sobreintensidad trifásica que depende de la tensión (PHPVOC)

Parámetro Función Valor (rango) Paso

Valor de arranque PHPVOC 0.05...5.00 × In 0,01

Bajo valor de arranque PHPVOC 0.05...1.00 × In 0,01

Límite superior de tensión PHPVOC 0.01...1.00 × Un 0,01

Límite bajo de tensión PHPVOC 0.01...1.00 × Un 0,01

Mult. valor de arranque PHPVOC 0.8...10.0 0,1

Multiplicador de tiempo PHPVOC 0,05...15,00 0,01

Tipo de curva operativa1) PHPVOC Tiempo positivo o inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

Tiempo de retardo de operación PHPVOC 40...200000 ms 10


Tabla 35. Protección de falla a tierra no direccional (EFxPTOC)



EFLPTOC ±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × In

EFHPTOCyEFIPTOC

±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × In(todas las intensidades dentro del rango de 0.1…10 × In)±5,0% del valor de ajuste(todas las intensidades dentro del rango de 10…40 × In)


EFIPTOC:IFalla = 2 × ajuste Valor de arranqueIFalla = 10 × ajuste Valor dearranque

16 ms11 ms

19 ms12 ms

23 ms14 ms

EFHPTOC y EFLPTOC:IFalla = 2 × ajuste Valor de arranque

23 ms

26 ms

29 ms




Precisión del tiempo de funcionamiento en modo de tiempo definido ±1,0% del valor de ajuste ó ±20 ms

Precisión del tiempo de funcionamiento en modo de tiempo inverso ±5,0% del valor de ajuste teórico ó ±20 ms 3)

Supresión de armónicos RMS: Sin supresiónDFT: -50 dB siendo f = n × fn, donde n = 2, 3, 4, 5,…Pico a pico: Sin supresión

1) Modo de medida = por defecto (depende de la etapa), intensidad previa a la falta = 0.0 × In, fn = 50 Hz, 50 Hz, intensidad de falta a tierra con frecuencia nominal aplicada desde una ángulo de

fase aleatorio, resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas.2) Incluye el retardo de la señal del contacto de la salida3) Máximo Valor de arranque = 2.5 × In, Valor de arranque múltiples en el rango de 1.5...20.


38 ABB

Tabla 36. Ajustes principales de protección de falta a tierra no direccional (EFxPTOC)


Valor inicial EFLPTOC 0.010...5.000 × In 0.005

EFHPTOC 0.10...40.00 × In 0.01

EFIPTOC 1.00...40.00 × In 0.01

Multiplicador de tiempo EFLPTOC 0.05...15.00 0.01

EFHPTOC 0.05...15.00 0.01

Tiempo retardo operación EFLPTOC 40...200000 ms 10

EFHPTOC 40...200000 ms 10

EFIPTOC 20...200000 ms 10

Tipo de curva operativa1) 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



ABB 39

Tabla 37. Protección de falla a tierra direccional (DEFxPDEF)



DEFLPDEF Intensidad:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × InTensión±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × UnÁngulo de fase:±2°

DEFHPDEF Intensidad:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × In(todas las intensidades dentro del rango de 0.1…10 × In)±5,0% del valor de ajuste(todas las intensidades dentro del rango de 10…40 × In)Tensión:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × UnÁngulo de fase:±2°


DEFHPDEFIFalla = 2 × ajuste Valor de arranque

42 ms

46 ms

49 ms

DEFLPDEFIFalla = 2 × ajuste Valor de arranque

58 ms 62 ms 66 ms





Precisión del tiempo de operación en modo de tiempo inverso ±5,0% del valor de ajuste teórico ó ±20 ms 3)

Supresión de armónicos RMS: Sin supresiónDFT: -50 dB siendo f = n × fn, donde n = 2, 3, 4, 5,…Pico a pico: Sin supresión

1) Ajuste Tiempo de retardo de operación = 0.06 s,Tipo de curva de operación = IEC tiempo definido, Modo de medida = por defecto (depende de la etapa), intensidad previa a la falta = 0.0 × In,

fn = 50 Hz, 50 Hz, intensidad de falta a tierra con frecuencia nominal aplicada desde una ángulo de fase aleatorio, resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas.

2) Incluye el retardo de la señal del contacto de salida3) Máximo Valor de arranque = 2.5 × In, Valor de arranque múltiples en el rango de 1.5...20.


40 ABB

Tabla 38. Ajustes principales de protección de falla a tierra direccional (DEFxPDEF)


Valor de arranque DEFLPDEF 0.010...5.000 × In 0.005

DEFHPDEF 0.10...40.00 × In 0.01

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

-

Multiplicador de tiempo DEFLPDEF 0.05...15.00 0.01

DEFHPDEF 0.05...15.00 0.01

Tiempo retardo operación DEFLPDEF 60...200000 ms 10

DEFHPDEF 40...200000 ms 10

Tipo de curva operativa1) 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 DEFxPDEF 1 = Ángulo de fase2 = IoSin3 = IoCos4 = Ángulo de fase 805 = Ángulo de fase 88

-

1) Para más información, consulte la tabla de características operativas

Tabla 39. Protección de sobretensión residual (ROVPTOV)


Precisión de funcionamiento Según la frecuencia de la tensión medida: fn ±2 Hz

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


UFalla = 2 × ajuste Valor dearranque

48 ms 51 ms 54 ms






1) Tensión residual antes de la falta= 0,0 × Un, fn = 50 Hz, tensión residual con frecuencia nominal aplicada desde ángulo de fase, resultados basados en una distribución estadística de 1000

medidas2) Incluye el retardo del contacto de la señal de salida

Tabla 40. Ajustes principales de protección de sobretensión residual (ROVPTOV)


Valor inicial ROVPTOV 0.010...1.000 × Un 0.001

Tiempo retardo operación ROVPTOV 40...300000 ms 1


ABB 41

Tabla 41. Protección de subtensión trifásica (PHPTUV)





UFalla = 0.9 × ajuste Valor dearranque

62 ms 66 ms 70 ms


Relación de restablecimiento Según el ajuste Histéresis relativa


Precisión del tiempo de funcionamiento en modo de tiempo definido ±1,0% del valor de ajuste o ±20 ms

Precisión del tiempo de funcionamiento en modo de tiempo inverso ±5,0% del valor de ajuste teórico ó ±20 ms3)


1) Valor de arranque = 1.0 × Un, antes de la falta = 1.1 × Un, fn = 50 Hz, subtensión en una fase/fase con frecuencia nominal aplicada desde ángulo de fase, resultados basados en una

distribución estadística de 1000 medidas2) Incluye el retardo del contacto de la salida de la señal3) Mínimo Valor de arranque = 0,50, Valor de arranque múltiples en un rango desde 0,90...0,20

Tabla 42. Ajustes principales de protección de subtensión trifásica (PHPTUV)


Valor inicial PHPTUV 0.05...1.20 × Un 0.01

Multiplicador de tiempo PHPTUV 0.05...15.00 0.01

Tiempo retardo operación PHPTUV 60...300000 ms 10

Tipo de curva operativa1) PHPTUV Tiempo definido o inversoTipo de curva: 5, 15, 21, 22, 23


Tabla 43. Protección de subtensión trifásica (PHAPTUV)


Precisión de operación Según la frecuencia de la tensión medida: fn ±2 Hz

±1.5% del valor de ajuste ó ±0.002 × Un


UFalta = 0.9 × set Valor de arranque 64 ms 68 ms 71 ms

Tiempo de resetear Típico 40 ms

Relación de resetear Según el ajuste Histéresis relativa




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

1) Valor de arranque = 1.0 × Un, tensión antes de la falta = 1.1 × Un, fn = 50 Hz, subtensión en una fase/fase con frecuencia nominal aplicada desde ángulo de fase, resultados basados en una

distribución estadística de 1000 medidas2) Incluye el retardo del contacto de la señal de salida3) Máximo Valor de arranque = 0.50 × Un, Valor de arranque múltiples en el rango de 0.90...0.20


42 ABB

Tabla 44. Ajustes principales de protección de subtensión monofásica (PHAPTUV)


Valor de arranque PHAPTUV 0.05...1.20 × Un 0,01

Multiplicador de tiempo PHAPTUV 0,05...15,00 0,01

Tiempo de retardo de operación PHAPTUV 60...300000 ms 10

Tipo de curva operativa1) PHAPTUV Tiempo positivo o inversoTipo de curva: 5, 15, 21, 22, 23


Tabla 45. Protección de sobretensión trifásica (PHPTOV)





UFalla = 1.1 × ajuste Valor dearranque

23 ms 27 ms 31 ms







1) Valor de arranque = 1.0 × Un, antes de la falta = 0.9 × Un, fn = 50 Hz, sobretensión en una fase/fase con frecuencia nominal aplicada desde ángulo de fase, resultados basados en una

distribución estadística de 1000 medidas2) Incluye el retardo del contacto de la salida de la señal3) Máximo Valor de arranque = 1.20 × Un, Valor de arranque múltiples en el rango de 1.10...2.00

Tabla 46. Ajustes principales de protección de sobretensión trifásica (PHPTOV)


Valor inicial PHPTOV 0.05...1.60 × Un 0.01

Multiplicador de tiempo PHPTOV 0.05...15.00 0.01

Tiempo retardo operación PHPTOV 40...300000 ms 10

Tipo de curva operativa1) PHPTOV Tiempo definido o inversoTipo de curva: 5, 15, 17, 18, 19, 20



ABB 43

Tabla 47. Protección de subtensión monofásica (PHAPTOV)


Precisión de operación Según la frecuencia de la tensión medida: fn ±2 Hz



UFalta = 1.1 × set Valor de arranque 25 ms 28 ms 32 ms


Relación de resetear Según el ajuste Histéresis relativa





1) Valor de arranque = 1.0 × Un, tensión antes de la falta = 0.9 × Un, fn = 50 Hz, sobretensión en una fase/fase con frecuencia nominal aplicada desde ángulo de fase, resultados basados en una

distribución estadística de 1000 medidas2) Incluye el retardo del contacto de la señal de salida3) Máximo Valor de arranque = 1.20 × Un, Valor de arranque múltiples en el rango de 1.10...2.00

Tabla 48. Ajustes principales de protección de sobretensión monofásica (PHAPTOV)


Valor de arranque PHAPTOV 0.05...1.60 × Un 0,01

Multiplicador de tiempo PHAPTOV 0,05...15,00 0,01

Tiempo de retardo de operación PHAPTOV 40...300000 ms 10

Tipo de curva operativa1) PHAPTOV Tiempo positivo o inversoTipo de curva: 5, 15, 17, 18, 19, 20


Tabla 49. Protección de subtensión de secuencia positiva (PSPTUV)





UFalla = 0.99 × ajuste Valor dearranqueUFalla = 0.9 × ajuste Valor dearranque

52 ms44 ms

55 ms47 ms

58 ms50 ms






1) Valor de arranque = 1.0 × Un, tensión de secuencia positiva antes de la falta = 1.1 × Un, fn = 50 Hz, subtensión de secuencia positiva con frecuencia nominal aplicada desde ángulo de fase,

resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas.2) Incluye el retardo de señal del contacto de la salida


44 ABB

Tabla 50. Ajustes principales de protección de subtensión de secuencia positiva (PSPTUV)


Valor inicial PSPTUV 0.010...1.200 × Un 0.001

Tiempo retardo operación PSPTUV 40...120000 ms 10

Valor del bloque de tensión PSPTUV 0.01...1.00 × Un 0.01

Tabla 51. Protección de sobretensión de secuencia de fase negativa (NSPTOV)





UFalla = 1.1 × ajuste Valor dearranqueUFallas = 2.0 × ajuste Valor dearranque

33 ms24 ms

35 ms26 ms

37 ms28 ms






1) Tensión de secuencia negativa antes de la falta = 0.0 × Un, fn = 50 Hz, sobretensión de secuencia positiva con frecuencia nominal aplicada desde ángulo de fase, resultados basados en una

distribución estadística de 1000 medidas.2) Incluye el retardo de la señal del contacto de la salida

Tabla 52. Ajustes principales de protección de sobretensión de secuencia negativa (NSPTOV)


Valor inicial NSPTOV 0.010...1.000 × Un 0.001

Tiempo retardo operación NSPTOV 40...120000 ms 1

Tabla 53. Protección de frecuencia (FRPFRQ)


Precisión de funcionamiento f>/f< ±5 mHz

df/dt ±50 mHz/s (en el rango |df/dt| < 5 Hz/s)± 2,0% del valor del ajuste (en el rango 5 Hz/s < |df/dt| < 15 Hz/s)

Tiempo de arranque f>/f< <80 ms

df/dt <120 ms

Tiempo de restablecimiento <150 ms

Precisión del tiempo de operación ±1,0% del valor de ajuste ó ±30 ms


ABB 45

Tabla 54. Ajustes principales de protección de frecuencia (FRPFRQ)


Modo de funcionamiento FRPFRQ 1 = Frec<2 = Frec>3 = df/dt4 = Frec< + df/dt5 = Frec> + df/dt6 = Frec< OR df/dt7 = Frec> OR df/dt

-

Valor de arranque de Frec> FRPFRQ 0.9000...1.2000 × fn 0.0001

Valor de arranque de Frec< FRPFRQ 0.8000...1.1000 × fn 0.0001

Valor de arranque df/dt FRPFRQ -0.2000...0.2000 × fn/s 0.0025

Tm Frec operación FRPFRQ 80...200000 ms 10

Tm operación df/dt FRPFRQ 120...200000 ms 10

Tabla 55. Sobreintensidad de secuencia negativa para maquinas (MNSPTOC)



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


IFalta = 2.0 × ajuste Valor dearranque

23 25 ms 28 ms





Precisión del tiempo de operación en modo de tiempo inverso ±5,0% del valor de ajuste teórico ó ±20 ms3)


1) El valor de intensidad de secuencia negativa previa a la falta = 0.0, fn = 50 Hz, resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas.

2) Incluye el retardo de la señal del contacto de la salida3) Valor de arranque múltiples en el rango de 1.10...5.00

Tabla 56. Ajustes principales de protección de sobreintensidad de secuencia de fase negativa (MNSPTOC)


Valor de arranque MNSPTOC 0.01...0.50 × In 0.01

Tipo de curva operativa MNSPTOC 5 = ANSI Def. Tiempo15 = IEC Def. Tiempo17 = Inv. Curva A18 = Inv. Curva B

-

Tiempo de retardo de operación MNSPTOC 100...120000 ms 10

Operación MNSPTOC 1 = encendido5 = apagado

-

Tiempo enfriamiento MNSPTOC 5...7200 s 1


46 ABB

Tabla 57. Supervisión de perdida de carga(LOFLPTUC)


Precisión de operación Según la frecuencia de la intensidad medida: fn ±2 Hz

±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × In

Tiempo de arranque Típico 300 ms


Relación de restablecimiento Típico 1.04



Tabla 58. Ajustes principales de supervisión de perdida de carga (LOFLPTUC)


Bajo valor de arranque LOFLPTUC 0.01...0.50 × In 0.01

Alto valor de arranque LOFLPTUC 0.01...1.00 × In 0.01

Tiempo de retardo de operación LOFLPTUC 400...600000 ms 10

Operación LOFLPTUC 1 = encendido5 = apagado

-

Tabla 59. Protección del motor bloqueado (JAMPTOC)








Tabla 60. Ajustes principales de protección de motor bloqueado (JAMPTOC)


Operación JAMPTOC 1 = encendido5 = apagado

-

Valor de arranque JAMPTOC 0.10...10.00 × In 0.01

Tiempo de retardo de operación JAMPTOC 100...120000 ms 10


ABB 47

Tabla 61. Supervisión de arranque del motor (STTPMSU)





IFalta = 1.1 × ajuste Detecciónarranque A

27 ms 30 ms 34 ms



1) Intensidad previa a la falta = 0.0 × In, fn = 50 Hz, sobreintensidad en una fase, resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas

2) Incluye el retardo de la señal del contacto de la salida

Tabla 62. Ajustes principales de la supervisión del arranque del motor (STTPMSU)


Arranque del motor A STTPMSU 1.0...10.0 × In 0.1

Tiempo del arranque del motor STTPMSU 1...80 s 1

Tiempo bloqueo rotor STTPMSU 2...120 s 1

Operación STTPMSU 1 = encendido5 = apagado

-

Modo de operación STTPMSU 1 = IIt2 = IIt, CB3 = IIt + stall4 = IIt + stall, CB

-

Reiniciar tiempo de inhibir STTPMSU 0...250 min 1

Tabla 63. Protección inversión fase (PREVPTOC)






23 ms 25 ms 28 ms






1) El valor de intensidad de secuencia negativa previa a la falta = 0.0, fn = 50 Hz, resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas.

2) Incluye el retardo de la señal del contacto de la salida


48 ABB

Tabla 64. Ajustes principales de protección de fase inversa (PREVPTOC)


Valor de arranque PREVPTOC 0.05...1.00 x In 0.01

Tiempo de retardo de operación PREVPTOC 100...60000 ms 10

Operación PREVPTOC 1 = encendido5 = apagado

-

Tabla 65. Protección de sobrecarga térmica para motores (MPTTR)



Medida de intensidad: ±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 ±0.002 × In (conintensidades en el rango desde 0,01...4,00 × In)

Precisión del tiempo de funcionamiento1) ±2,0% del valor teórico ó ±0,50 s

1) Sobrecarga de intensidad > 1.2 × Temperatura del nivel de funcionamiento

Tabla 66. Ajustes principales de protección de sobrecarga térmica para motores (MPTTR)


Factor sobrecarga MPTTR 1.00...1.20 0.01

Valor alarma térmica MPTTR 50.0...100.0% 0.1

Reiniciar valor térmico MPTTR 20.0...80.0% 0.1

Factor de ponderación P MPTTR 20.0...100.0% 0.1

Constante tiempo normal MPTTR 80...4000 s 1

Iniciar constante tiempo MPTTR 80...4000 s 1

Env modo temperatura MPTTR 1 = Sólo FLC2 = Utilice entrada3 = Ajuste temp amb

-

Env ajuste temperatura MPTTR -20.0...70.0°C 0.1

Operación MPTTR 1 = encendido5 = apagado

-

Tabla 67. Protección diferencial estabilizada e instantánea para maquinas (MPDIF)


Precisión de funcionamiento Con la frecuencia f = fn

±3% del valor de ajuste ó ±0.002 x In

Tiempo de operación 1)2) Etapa baja polarizada Etapa altainstantánea3)

Típico 40 ms (±10 ms)Típico 15 ms (±10 ms)




1) Fn = 50 Hz, resultados basados en la distribución estadística de 1000 medidas.2) Incluye el retardo del contacto de salida de alta velocidad3) Ifalta = 2 x Valor alto de operación


ABB 49

Tabla 68. Ajustes principales de protección diferencial estabilizada e instantánea para maquinas (MPDIF)


Valor bajo de operación MPDIF 5...30 %Ir 1

Valor alto de operación MPDIF 100...1000 %Ir 10

Sección de Inclinación 2 MPDIF 10...50% 1

Sección final 1 MPDIF 0...100 %Ir 1

Sección final 2 MPDIF 100...300 %Ir 1

Habilitar restricción CC MPDIF 0 = Falso1 = Verdadero

Tipo de conexión CT MPDIF 1 = Tipo 12 = Tipo 2

Ti relación Corr. línea MPDIF 0.40...4.00 0.01

CT relación Corr. Neut MPDIF 0.40...4.00 0.01

Tabla 69. Protección diferencial basada en alta impedancia o balance de flujo para motores (MHZPDIF)



±1,5% del valor de ajuste ó 0,002 × In


IFalta = 2.0 × ajuste Valor inicial(falta monofásica)

13 ms 17 ms 21 ms

IFalta = 2.0 × ajuste Valor inicial(falta trifásica)

11 ms 14 ms 17 ms

Tiempo de resetear <40 ms




1) Modo de medida = pico a pico, intensidad previa a la falta = 0.0 × In, fn = 50 Hz, intensidad de falta con frecuencia nominal inyectada desde una ángulo de fase aleatorio, resultados basados

en una distribución estadística de 1000 medidas.2) Incluye el retardo del contacto de la señal de salida

Tabla 70. Ajustes principales de protección diferencial basada en alta impedancia o balance de flujo para motores (MHZPDIF)


Valor operativo MHZPDIF 0.5...50.0 %In 0,1

Tiempo mínimo de operación MHZPDIF 20...300000 ms 10


50 ABB

Tabla 71. Protección de falta a tierra restringida basada en impedancia alta (HREFPDIF)





IFalta = 2.0 × ajuste Valor operativoIFalta = 10.0 × ajuste Valor operativo

16 ms11 ms

21 ms13 ms

23 ms14 ms





1) Intensidad previa a la falta = 0.0, fn = 50 Hz, resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas

2) Incluye el retardo del contacto de la señal de salida

Tabla 72. Ajustes principales de protección de falta a tierra restringida basada en impedancia alta (HREFPDIF)


Valor operativo HREFPDIF 1.0...50.0%In 0.1

Tiempo mínimo de operación HREFPDIF 40...300000 ms 1

Operación HREFPDIF 1 = encendido5 = apagado

-

Tabla 73. Protección de falla de interruptor (CCBRBRF)





Tiempo de resetear1) Típico 40 ms


1) El tiempo del pulso de disparo determina la duración del pulso mínimo.

Tabla 74. Ajustes principales de protección de falla de interruptor (CCBRBRF)


Valor de intensidad CCBRBRF 0.05...2.00 × In 0.01

Valor de intensidad res. CCBRBRF 0.05...2.00 × In 0.01

Modo de fallo del interruptor CCBRBRF 1 = Intensidad2= Estado del Interruptor3 = Ambos

-

Modo del re-disparo del fallo deinterruptor

CCBRBRF 1 = Apagado2= Sin comprobar3 = Comprobar Intensidad

-

Tiempo de redisparo CCBRBRF 0...60000 ms 10

Retardo defecto CB CCBRBRF 0...60000 ms 10

Retardo falla CB CCBRBRF 0...60000 ms 10


ABB 51

Tabla 75. Protección de arco (ARCSARC)


Exactitud de funcionamiento ±3% del valor de ajuste o ±0.01 × In

Tiempo de operación Mínimo Típico Máximo

Modo de operación = "Luz+intensidad"1)2)

9 ms3)

4 ms4)12 ms 3)

6 ms4)15 ms 3)

9 ms4)

Modo de funcionamiento = "Sóloluz"2)

9 ms3)

4 ms4)10 ms3)

6 ms4)12 ms3)

7 ms4)

Tiempo de restablecimiento Típico 40 ms3)

<55 ms4)


1) Valor de fase de arranque = 1.0 × In, intensidad antes de la falta = 2.0 × set Valor de fase de arranque, fn = 50 Hz, falta con frecuencia nominal, resultados basados en la distribución

estadística de 200 medidas.2) Incluye el retardo del contacto de salida de alta capacidad3) Salida de potencia normal4) Salida de alta velocidad

Tabla 76. Ajustes principales de la protección de arco (ARCSARC)


Valor de fase de arranque ARCSARC 0.50...40.00 × In 0.01

Valor de puesta a tierra ARCSARC 0.05...8.00 × In 0.01

Modo de operación ARCSARC 1 = Luz+intensidad2 = Sólo luz3 = BI controlado

-

Tabla 77. Protección multipropósito (MAPGAPC)


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

Tabla 78. Ajustes principales de la protección (MAPGAPC)


Valor de arranque MAPGAPC -10000.0...10000.0 0.1

Tiempo de retardo de operación MAPGAPC 0...200000 ms 100

Modo de operación MAPGAPC 1 = Encima2 = Debajo

-

Tabla 79. Cierre sobre falta automático (CVPSOF)


Precisión de operación Según la frecuencia de la tensión medida: fn ±2Hz

Intensidad: ±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × InTensión: ±1.5% del valor de ajuste ó ±0.002 × Un




52 ABB

Tabla 80. Ajustes principales de la lógica automática de cierre sobre falta (CVPSOF)


SOTF tiempo de restablecimiento CVPSOF 0...60000 ms 10

Tabla 81. Protección de subtensión direccional de potencia reactiva (DQPTUV )


Precisión de operación Según la frecuencia de la intensidad y tensión medida:fn ±2 HzPotencia reactiva en rango |PF| <<> 0.71

Potencia:±3.0% ó ±0.002 × QnTensión:±1.5% del valor de ajuste ó ±0.002 × Un






1) Valor de arranque = 0.05 × Sn, potencia reactiva previa a la falta = 0.8 × Valor de arranque, superación de potencia reactiva 2 veces, resultados basados en la distribución estadística de 1000

medidas.2) Incluye el retardo del contacto de la señal de salida

Tabla 82. Ajustes principales de protección de subtensión direccional de potencia reactiva (DQPTUV)


Valor de arranque de tensión DQPTUV 0.20...1.20 × Un 0,01

Tiempo de retardo de operación DQPTUV 100...300000 ms 10

Potencia reactiva mínima DQPTUV 0.01...0.50 × Sn 0,01

Min Sec Pos intensidad DQPTUV 0.02...0.20 × In 0,01

Pot sector reducción DQPTUV 0...10° 1

Tabla 83. (DUPPDPR) Protección de baja potencia


Precisión de operación 1) Según la frecuencia de la intensidad y tensión medida:fn ±2 Hz

Precisión de medida de potencia ±3% del valor de ajuste ó ±0.002 × SnÁngulo de fase: ±2°



Relación de resetear Típico 1.04



1) Modo de medida = “Sec Pos” (defecto)2) U = Un, fn = 50 Hz, resultados basados en la distribución estadística de 1000 medidas.



ABB 53

Tabla 84. Ajustes principales de protección de baja potencia (DUPPDPR)


Valor de arranque DUPPDPR 0.01...2.00 × Sn 0,01

Tiempo de retardo de operación DUPPDPR 40...300000 ms 10

Polaridad inversa DUPPDPR 0 = Falso1 = Verdadero

-

Deshabilitar hora DUPPDPR 0...60000 ms 1000

Tabla 85. Protección de potencia inversa / sobre-potencia direccional (DOPPDPR)


Precisión de operación 1)

Según la frecuencia de la intensidad y tensión medida:f = fn ±2 Hz

Precisión de medida de potencia ±3% del valor de ajuste ó ±0.002 × SnÁngulo de fase: ±2°






1) Modo de medida = “Sec Pos” (defecto)2) U = Un, fn = 50 Hz, resultados basados en la distribución estadística de 1000 medidas.


Tabla 86. Ajustes principales de protección de potencia inversa / sobre-potencia direccional (DOPPDPR)


Valor de arranque DOPPDPR 0.01...2.00 × Sn 0.01

Tiempo de retardo de operación DOPPDPR 40...300000 10

Modo direccional DOPPDPR 2 = Hacia adelante3 = Hacia atrás

-

Ángulo de potencia DOPPDPR -90...90° 1


54 ABB

Tabla 87. Protección de sub-excitación trifásica (UEXPDIS)


Precisión de operación Según la frecuencia de la intensidad y tensión medida:f = fn ± 2 Hz

±3.0% del valor de ajuste o ±0,02% Zb



Relación de resetear Típico 1.04

Tiempo de retardo El tiempo total de retardo cuando la impedancia vuelve del círculooperativo <40 ms



1) fn = 50 Hz, resultados basados en la distribución estadística de 1000 medidas.


Tabla 88. Ajustes principales de la protección de sub-excitación trifásica (UEXPDIS)


Diámetro UEXPDIS 1...6000 %Zn 1

Compensado UEXPDIS -1000...1000 %Zn 1

Desplazamiento UEXPDIS -1000...1000 %Zn 1

Tiempo de retardo de operación UEXPDIS 60...200000 ms 10

Det. Perdida Ext. Hab. UEXPDIS 0 = Deshabilitar1 = Habilitar

-

Tabla 89. Protección de huecos de tensión (LVRTPTUV)


Precisión de operación Según la frecuencia de la tensión medida:fn ±2 Hz



Tiempo de restablecimiento Basado en el valor máximo de Tiempo de recuperación ajuste



1) Pruebas para determinar si Numero de fases de arranque = 1 de 3, resultados basados en la distribución estadística de 1000 medidas.2) Incluye el retardo del contacto de la señal de salida


ABB 55

Tabla 90. Ajustes principales de protección de huecos de tensión (LVRTPTUV)


Valor de arranque de tensión LVRTPTUV 0.05...1.20 × Un 0,01

Num de fases de arranque LVRTPTUV 4 = Exactamente 1 de 35 = Exactamente 2 de 36 = Exactamente 3 de 3

-

Selección de tensión LVRTPTUV 1=Tensión más elevada fase-tierra2=Tensión más baja fase-tierra3=Tensión más elevada fase-fase4=Tensión más baja fase-fase5=Sec. Positiva

-

Coordenadas activas LVRTPTUV 1...10 1

Nivel de tensión 1 LVRTPTUV 0.00...1.20 ms 0,01










Tiempo de recuperación 1 LVRTPTUV 0...300000 ms 1











56 ABB

Tabla 91. Protección de falta a tierra de rotor (MREFPTOC)






30 ms 34 ms 38 ms

Tiempo de resetear <50 ms





1) = Intensidad previa a la falta = 0.0 × In, fn = 50 Hz, intensidad de falta a tierra con frecuencia nominal inyectada desde una ángulo de fase aleatorio, resultados basados en una distribución

estadística de 1000 medidas.2) Incluye el retardo del contacto de la señal de salida

Tabla 92. Ajustes principales de la protección de falta a tierra de rotor (MREFPTOC)


Valor de arranque operativo MREFPTOC 0.010...2.000 × In 0,001

Valor de arranque del alarma MREFPTOC 0.010...2.000 × In 0,001

Tiempo de retardo de operación MREFPTOC 40...20000 ms 1

Tiempo de retardo de alarma MREFPTOC 40...200000 ms 1


ABB 57

Funciones de control

Tabla 93. Arranque de emergencia (ESMGAPC)


Precisión de funcionamiento Con la frecuencia f = fn


Tabla 94. Ajustes principales del arranque de emergencia (ESMGAPC)


Motor parado A ESMGAPC 0.05...0.20 × In 0.01

Operación ESMGAPC 1 = encendido5 = apagado

-

Tabla 95. Comprobación de sincronismo y energización (SECRSYN)



Tensión:±3.0% del valor de ajuste o ±0,01 x UnFrecuencia:±10 mHzÁngulo de fase:±3°





58 ABB

Tabla 96. Ajustes principales de la comprobación de sincronismo y energización (SECRSYN)


Modo vivo/muerto SECRSYN -1 = Apagado1=Ambos muertos2=Vivo L, Muerto B3=Muerto L, Vivo B4=Barra muerta, L Cualquier5=Muerto L, Cualquier barra6=Uno vivo, Muerto7=No vivos los dos

-

Diferencia de tensión SECRSYN 0.01...0.50 × Un 0.01

Diferencia de frecuencia SECRSYN 0.001...0.100 × fn 0.001

Diferencia de ángulo SECRSYN 5...90° 1

Modo de comprobación desincronismo

SECRSYN 1 = Apagado2 = Sincrónico3 = Asincrónico

-

Valor de línea muerta SECRSYN 0.1...0.8 × Un 0.1

Valor de línea viva SECRSYN 0.2...1.0 × Un 0.1

Cerrar pulso SECRSYN 200...60000 ms 10

Energización máxima T SECRSYN 0.50...1.15 × Un 0.01

Modo de control SECRSYN 1 = Continuo2 = Comando

-

Desplazamiento de fase SECRSYN -180...180° 1

Tiempo mínimo de sincronismo SECRSYN 0...60000 ms 10

Tiempo máximo de Sinc SECRSYN 100...6000000 ms 10

Tiempo de energización SECRSYN 100...60000 ms 10

Tiempo de cierre de Int SECRSYN 40...250 ms 10


ABB 59

Funciones de monitorización y supervisión del estado

Tabla 97. Monitorización del estado del interruptor (SSCBR)


Precisión de medida de intensidad ±1.5% or ±0.002 × In(todas las intensidades dentro del rango de 0.1…10 × In)±5.0%(todas las intensidades dentro del rango de 10…40 × In)


Medida de tiempo de recorrido +10 ms / -0 ms

Tabla 98. Supervisión del circuito de intensidad (CCSPVC)


Tiempo de operación1) <30 ms

1) Incluye el retardo del contacto de salida

Tabla 99. Ajustes principales de supervisión del circuito de corriente (CCSPVC)


Valor inicial CCSPVC 0.05...0.20 × In 0.01

Intensidad operativa máxima CCSPVC 1.00...5.00 × In 0.01

Tabla 100. Supervisión de fallo de fusible (SEQSPVC)


Tiempo de funcionamiento1) Función NPS UFalla = 1.1 × ajuste Niv Sec Neg detensión

<33 ms

UFalla = 5.0 × ajuste Niv Sec Neg detensión

<18 ms

Función delta ΔU = 1.1 × ajuste Ratio del cambiode la tensión

<30 ms

ΔU = 2.0 × ajuste Ratio del cambiode la tensión

<24 ms

1) Incluye el retardo de la señal del contacto de la salida, fn = 50 Hz, tensión de la falla con frecuencia nominal inyectada con un ángulo de fase aleatorio, resultados basados en una distribución

estadística de 1000 mediciones

Tabla 101. Contador de funcionamiento para maquinas y dispositivos (MDSOPT)

Descripción Valor

Precisión de la medida del tiempo del funcionamiento del motor1) ±0.5%

1) De la lectura, para un relé independiente sin sincronización de tiempo.


60 ABB

Funciones de medida

Tabla 102. Medida de intensidad trifásica (CMMXU)



±0.5% or ±0.002 × In(todas las intensidades dentro del rango de 0.01...4.00 × In)

Supresión de armónicos DFT: -50 dB siendo f = n × fn, donde n = 2, 3, 4, 5,…RMS: Sin supresión

Tabla 103. Medida de secuencia de intensidad (CSMSQI)


Precisión de funcionamiento Según la frecuencia de la intensidad medida: f/fn = ±2 Hz

±1.0% o ±0.002 × Incon todas las intensidades dentro del rango de 0.01...4.00 × In


Tabla 104. Medida de intensidad residual (RESCMMXU)



±0.5% o ±0.002 × Incon todas las intensidades dentro del rango de 0.01...4.00 × In


Tabla 105. Medición de tensión trifásica (VMMXU)


Precisión de operación Según la frecuencia de la tensión medida : fn ±2 HzCon tensiones en el rango de 0,01…1,15 x Un

±0.5% ó ±0.002 × Un


Tabla 106. Medida de tensión monofásica (VAMMXU)


Precisión de funcionamiento Según la frecuencia de la tensión medida: fn ±2 HzCon tensiones en el rango de 0.01…1.15 × Un

±0.5% o ±0.002 × Un

Supresión de armónicos DFT: -50 dB siendo f = n x fn, donde n = 2, 3, 4, 5,…RMS: Sin supresión


ABB 61

Tabla 107. Medida de tensión residual (RESVMMXU)



±0.5% ó ±0.002 × Un


Tabla 108. Medida de secuencia de tensión (VSMSQI)


Precisión de funcionamiento Según la frecuencia de la tensión medida: fn ±2 HzCon tensiones en el rango de 0,01…1,15 x Un

±1.0% ó ±0.002 × Un


Tabla 109. Medida de energía y potencia trifásica (PEMMXU)


Precisión de operación Con las tres intensidades en rango de 0,10…1,20 x InCon las tres tensiones en rango de 0,50…1,15 x UnCon la frecuencia fn ±1 Hz

±1.5% para potencia aparente S±1.5% para potencia activa P y energía activa.1)

±1.5% para potencia reactiva P y energía reactiva.2)

±0,015 para factor de potencia


1) |PF| >0.5 que equivale |cosφ| >0.52) |PF| <0.86 que equivale |sinφ| >0.5

Tabla 110. Medida de frecuencia (FMMXU)


Precisión de funcionamiento ±10 mHz(en el rango de medida 35 - 75 Hz)


62 ABB

Funciones de la calidad de potencia

Tabla 111. Variación de tensión (PHQVVR)


Precisión de operación ±1.5% del valor de ajuste ó ±0.2% de la tensión de referencia

Relación de restablecimiento Típico: 0,96 (Swell), 1,04 (Dip, interrupción)

Tabla 112. Ajustes principales de la variación de tensión (PHQVVR)


Ajuste 1 caída tensión PHQVVR 10.0...100.0% 0,1



Ajuste 1 aumento tensión PHQVVR 100.0...140.0% 0,1



Ajuste Int Tensión PHQVVR 0.0...100.0% 0,1

Max Dur VVa PHQVVR 100...3600000 ms 100

Tabla 113. Desequilibrio de tensión (VSQVUB)


Precisión de operación ±1.5% del valor de ajuste ó ±0.002 × Un


Tabla 114. Ajustes principales de desequilibrio de tensión (VSQVUB)


Operación VSQVUB 1 = encendido5 = apagado

-

Método detección deseq VSQVUB 1 = Sec Neg2 = Sec Cero3 = Sec Neg a Pos4 = Sec Cero a Pos5 = Comp vectores fase

-


ABB 63

Otras funciones

Tabla 115. Temporizador de pulso (PTGAPC)



Tabla 116. Tiempo retardo apagado (8 pcs) (TOFPAGC)



Tabla 117. Tiempo retardo encendido (8 pcs) (TONGAPC)




64 ABB

21. HMI localEl relé admite la información de proceso y el estado demonitorización del relé local mediante la pantalla y los IEDs deindicación/alarma. La LHMI local también permite que lasoperaciones de control de los equipos conectados ycontrolados por el relé, ya sea a través de la pantalla a pormedio de botones pulsadores manuales disponibles en la HMIlocal.

la pantalla LCD ofrece toda la funcionalidad de la interfaz deusuario del panel frontal con navegación por menús y vistas demenús. La pantalla incluye además un esquema unifilar (SLD)de dos páginas configurable por el usuario con señalizaciónpara el equipo primario asociado y medidas primarias delproceso. El SLD puede ser modificado según los requisitos delusuario mediante el editor de la pantalla gráfica en PCM600.

La HMI local también incluye 11 LEDs programables. EstosLEDs pueden ser configurados para mostrar las alarmas eindicaciones según sea necesario mediante la herramienta deconfiguración gráfica del PCM600. Los LEDs incluyen doscolores controlables por separado, rojo y verde, por lo que unLED es capaz de indicar mejor los diferentes estados del objetomonitorizado.

El relé también incluye 16 botones pulsadores configurables ymanuales, que se pueden configurar libremente mediante laherramienta de configuración gráfica del PCM600. Estosbotones se pueden configurar para controlar las funcionesinternas del relé, por ejemplo, el cambio del grupo de ajustes, eldisparo de los registros de perturbaciones, y el cambio de losmodos de operación para las funciones, o para el control losequipos externos del relé, por ejemplo, arrancar o parar elequipo, a través de salidas binarias del relé. Estos botonestambién llevan un pequeño indicador LED para cada botón.Este LED se puede configurar libremente, por lo que es posibleutilizar los botones pulsadores del LED para indicar lasactividades de botón o como indicadores/alarmas adicionalesdel LED, además de los 11 LEDs programables.

El HMI local incluye un botón pulsador (L/R) para la operaciónlocal/remoto del relé. En modo local, el relé solo puede seroperado mediante el panel frontal del interfaz de usuario. Enmodo remoto, el relé puede ejecutar comandos enviadosremotamente. El relé soporta la selección remota del modolocal/remoto mediante una entrada digital. Esta función facilita,por ejemplo, el uso de un conmutador externo en lasubestación para asegurar que todas los relés estén en modolocal durante trabajos de mantenimiento y que el centro decontrol de la red no pueda operar los interruptores de formaremota.

GUID-7A40E6B7-F3B0-46CE-8EF1-AAAC3396347F V1 ES

Figura 15. Ejemplo de la LHMI

22. Métodos de montajeCon los accesorios de montaje adecuados, la caja estándar delos relés de la serie 615 puede montarse empotrada,semiempotrado o en pared.

Además, los relés pueden montarse en cualquier armario deinstrumentos estándar de 19 pulgadas, por medio de panelesde montaje de 19 pulgadas disponibles con calados para uno odos relés.Como alternativa, los relés también pueden montarseen armarios de instrumentos de 19 pulgadas por medio debastidores Combiflex para equipos, con altura 4U.

Para las pruebas de rutina, las cajas de los relés puedendotarse de interruptores de prueba de tipo RTXP 24, quepueden montarse al lado de las cajas.

Métodos de montaje

• Montaje empotrado• Montaje semiempotrado• Montaje en bastidor• Montaje de pared• Montaje en un bastidor de 19 pulgadas para equipos• Montaje con un interruptor de prueba RTXP 24 en un

bastidor de 19 pulgadas

Recorte del panel para montaje empotrado:• Altura: 162 ±1 mm• Anchura: 248 ±1 mm


ABB 65

48

153

177

160

262,2246

GUID-89F4B43A-BC25-4891-8865-9A7FEDBB84B9 V1 ES

Figura 16. Montaje empotrado

98

280

160

177

246

103

GUID-1DF19886-E345-4B02-926C-4F8757A0AC3E V1 ES

Figura 17. Montaje semiempotrado

48

482.6 (19")

160

246

177

153

GUID-D83E2F4A-9D9B-4400-A2DC-AFF08F0A2FCA V1 ES

Figura 18. Montaje en bastidor

259

186

318

GUID-65A893DF-D304-41C7-9F65-DD33239174E5 V1 ES

Figura 19. Montaje de pared

23. Caja y unidad enchufable del reléPor motivos de seguridad, las cajas de los relés de medición deintensidad cuentan con contactos automáticos paracortocircuitar los circuitos de secundario de lostransformadores de intensidad al retirar una unidad de relé desu caja. Además, la caja del relé cuenta con un sistema decodificación mecánico que impide que las unidades de relé demedición de intensidad sean insertadas en cajas previstas paraunidades de medición de tensión y viceversa. Es decir, las cajasde relé tienen asignado un tipo determinado de unidadenchufable de relé.


66 ABB

24. Datos de selección y pedidosEl adhesivo con el tipo de relé y número de serie identifican alrelé de protección y control. La etiqueta se coloca sobre la HMI,en la parte superior de la unidad enchufable. Hay una etiquetade código de pedido situada en el lateral del la unidad deconexión, así como en el interior de la carcasa. El código depedido consta de una cadena de letras y dígitos generados enfunción de los módulos de hardware y software del relé.

Utilice la Biblioteca ABB para acceder a la selección y lainformación del pedido y para generar el número del pedido.

Herramienta de Selección de Producto (PST), una herramientade número de pedido de última-generación, admite la creaciónde código de pedido para los productos IEC de ABBDistribution Automation con énfasis en, pero noexclusivamente, la familia de productos Relion. PST es unaherramienta en línea, fácil de usar, que siempre proporciona lainformación más reciente del producto. El código de pedidocompleto se puede crear con una especificación detallada y elresultado se puede imprimir y enviar por correo. Es necesarioregistrarse.

# Descripción

1 Relé

Relé de serie 620 (carcasa incluida) N

Relé completo con revestimiento conformado 5

2 Estándar

IEC B

CN C

3 Aplicación principal

Protección y control del motor M

4 Aplicación funcional

Ejemplo de conguración N

5-6 Entradas y salidas analógicas

7I (I0 1/5 A) + 5U + 12BI + 10BO + 6RTD + 2mA in AA

7I (I0 0,2/1 A) + 5U + 12BI + 10BO + 6RTD + 2mA in AB

7I (I0 1/5 A) + 5U + 20BI + 14BO AC

7I (I0 0,2/1 A) + 5U + 20BI + 14BO AD

Sensores (3I + 3U) + 1CT + 16BI + 14BO DA

7-8 Placa opcional

I/Os opcionales 8BI + 4BO AA

RTDs opcionales 6RTD in + 2mA in AB

I/Os de alta velocidad opcionales 8BI + 3HSO AC

Ninguna placa opcional NN

N B M N A A N N A B C 1 B N N 1 1 G

GUID-7DDA4163-29F6-469A-8E69-A6D3FE3F24D0 V2 ES


ABB 67

http://search.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRS758396&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

https://abbtm.fi.abb.com/PST/#/

Si se elige la comunicación serie, elija un módulo de comunicación serie queincluya Ethernet (por ejemplo, "BC") en el caso que se requiera un buspara el PCM600 o WebHMI.

9 -

10

Communication (Serial/Ethernet)

Serie RS 485, incl. una entrada para IRIG-B y Ethernet 100Base-FX(1xLC) AA

Serie RS 485, incl. una entrada para IRIG-B y Ethernet 100Base-TX(1xRJ45) AB

AN

Serie bra de vidrio (ST) + Ethernet 100Base TX (1xRJ45) y Conectorserie RS 485, Conector D-Sub 9 RS-232/485 y Entrada para IRIG-B (no se puede combinar con la protección de arco)

Serie RS 485, incl. una entrada para IRIG-B

BB

Serie bra de vidrio (ST) + Ethernet 100Base-TX y -FX (1xLC, 2xRJ45)con HSR/PRP BC

Serie bra de vidrio (ST) y Ethernet 100Base-TX (3xRJ45) conHSR/PRP BD

Serie bra de vidrio (ST) + Ethernet 100Base-TX y -FX (2xLC, 1xRJ45)con HSR/PRP BE

Serie bra de vidrio (ST) + Ethernet 100Base-TX y -FX (1xLC, 2xRJ45)con HSR/PRP y IEC61850-9-2LE BF

BG

Serie bra de vidrio (ST) + Ethernet 100Base-TX y -FX (2xLC, 1xRJ45)con HSR/PRP y IEC61850-9-2LE

Serie bra de vidrio (ST) + Ethernet 100Base-TX (3xRJ45) conHSR/PRP y IEC61850-9-2LE

BH

Serie bra de vidrio (ST) y Conector serie RS 485, Conector D-Sub9 RS 232/485 y Entrada para IRIG-B (no se puede combinar conla protección de arco)

BN

RS 232/485 (incluye IRIG-B) + Ethernet 100Base TX (1xRJ45)(no se puede conectar con protección de arco) CB

RS 232/485 + RS 485/ ST bra de vidrio (incluye IRIG-B)(no se puede conectar con protección de arco) CN

NA

NB

NC

ND

NE

Ethernet 100Base-TX y -FX (1xLC, 2xRJ45) con HSR/PRPy IEC61850-9-2LE

Ethernet 100Base FX (1xLC)

Ethernet 100Base TX (1xRJ45)

Ethernet 100Base-TX y FX (1xLC, 2xRJ45) con HSR/PRP

Ethernet 100Base TX (3xRJ45) con HSR/PRP

Ethernet 100Base TX y FX (2xLC, 1xRJ45) con HSR/PRP

NF

Ethernet 100Base-TX (3xRJ45) con HSR/PRP yIEC61850-9-2LE NG

Ethernet 100Base-TX y -FX (2xLC, 1xRJ45) con HSR/PRP yIEC61850-9-2LE NH

Ningún módulo de comunicación NN


GUID-826CA103-C0A7-4EAF-B225-B6A2A2F8D909 V1 ES


68 ABB

# Descripción

11 Protocolos de comunicación

IEC 61850 (para comunicación de módulos Ethernet y IEDs sinmódulo de comunicación) A

Modbus (para Ethernet/serie ó módulos de comunicación serie y Ethernet) B

IEC 61850 + Modbus (para Ethernet ó serie y módulos de comunicación Ethernet) C

IEC 60870-5-103 (para serie ó Ethernet y módulos de comunicación serie) D

DNP3 (para Ethernet/serie ó módulos de comunicación serie y Ethernet) E

IEC 61850 + IEC 60870-5-103 (para módulos de comunicación serie y Ethernet) G

IEC 61850 + DNP3 (para Ethernet ó serie y módulos de comunicación Ethernet) H

12 Idioma

Inglés 1

Inglés y chino 2

13 Panel frontal

Pantalla LCD grande con Esquema Unilar - IEC B

Pantalla LCD grande con Esquema Unilar - CN D

14 Opción 1

Protección de arco (requiere un módulo de comunicación, no se puede comunicar con las opciones de módulos de com. BN, BB, CB y CN) B

Ninguna N

15 Opción 2

Paquete de protección de maquinas asíncronas S

Ninguna N

16 Alimentación

Alimentación 48-250 VDC, 100-240 VAC 1

Alimentación 24-60 VDC 2

17 -

18

Reservado

Versión del producto 2.0 FP1 1G


GUID-600ABF01-7959-4459-A46C-BAB01DB6AF72 V3 ES

Ejemplo de código: N B M N A A N N A B C 1 B N N 1 1 G

Su referencia para pedidos:

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

Código

GUID-161F35FF-C0CC-4411-B6F4-2109C0623B48 V2 ES

Figura 20. Clave de pedidos para relés de protección completos


ABB 69

25. Accesorios y datos para pedidos

Tabla 118. Cables

Elemento Número de pedido

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



Tabla 119. Accesorios de montaje

Elemento Número de pedido

Kit de montaje semiempotrado 2RCA030573A0001

Kit de montaje de pared 2RCA030894A0001

Kit de montaje en rack de 19” con marco para un relé 2RCA031135A0001

Kit de montaje en rack de 19” para un relé y un interruptor de prueba RTXP24 (el interruptor de prueba y elarnés de cables no están incluidos)

2RCA032818A0001

Soporte de montaje para un relé con interruptor de prueba RTXP en 4U Combiflex (variante C de 19" RHGT(el interruptor de prueba, el arnés de cables y la variante C de Combiflex 19" RGHT no están incluidos en laentrega)

2RCA032826A0001

Brida de puesta a tierra funcional para los módulos RTD 2RCA036978A00011)

1) No se puede utilizar cuando el relé está montado con el bastidor Combiflex de 19" (2RCA032826A0001)

26. HerramientasEl relé de protección se suministra como una unidad pre-configurada y incluye el ejemplo de configuración.Los valorespredeterminados de los ajustes de los parámetros puedencambiarse a través de la interfaz de usuario del panel frontal, lainterfaz de usuario basada en navegador de Web (Web HMI) ola herramienta PCM600 en combinación con el paquete deconectividad específico del relé.

El Gestor de IEDs de Protección y Control PCM600 ofreceamplias funciones de configuración de IED, como laconfiguración de señales de IED, la configuración deaplicaciones, la configuración de la pantalla gráfica, laconfiguración de esquemas unifilares y la configuración de lacomunicación IEC 61850 con comunicación horizontalGOOSE.

Al utilizar la interfaz de usuario basada en navegador deInternet, puede accederse al relé de protección tanto localcomo remotamente utilizando un navegador de Internet

(Internet Explorer). Por motivos de seguridad, la interfaz deusuario basada en navegador de Web está desactivada deforma predeterminada pero se puede activar mediante el panel-frontal de la interfaz del usuario. La funcionalidad HMI Webpuede limitarse a acceso de sólo lectura.

El paquete de conectividad es una colección de software einformación específica de relé que permite conectarse einteractuar con el relé a los productos y herramientas delsistema. Los paquetes de conectividad reducen el riesgo deerrores en la integración de sistemas, minimizando los tiemposde instalación y de configuración del dispositivo. Además, losPaquetes de conectividad para los relés de protección de estaserie de productos incluyen una herramienta de actualizaciónflexible para añadir un texto HMI local adicional para el relé deprotección. La herramienta de actualización se activa conPCM600 y permite múltiples actualizaciones del lenguaje HMIadicional, ofreciendo medios flexibles para posiblesactualizaciones futuras del lenguaje.

Tabla 120. Herramientas

Herramientas de configuración y ajuste Versión

PCM600 2.6 (Rollup 20150626) o posterior

Interfaz de usuario basada en navegador Web IE 8.0, IE 9.0, IE 10.0 o IE 11.0

Paquete de conectividad REM620 2.1 o posterior


70 ABB

Tabla 121. Funciones soportadas

Función HMI web PCM600

Ajuste de parámetros del relé

Almacenamiento de ajustes de parámetros de relé en el relé

Monitoreo de señales

Manejo del registrador de perturbaciones

Visualización de LEDs de alarma

Administración del control de accesos

Configuración de señales de relés (Signal Matrix) -

Configuración de comunicaciones Modbus® (gestión decomunicaciones) -

Configuración de comunicaciones DNP3 (gestión de comunicaciones) -

Configuración de comunicaciones IEC 60870-5-103 (gestión decomunicaciones) -

Almacenamiento de ajustes de parámetros del relé en la herramienta -

Análisis de registros de perturbaciones -

XRIO parámetro exportación/importación -

Configuración del display gráfico -

Configuración de la aplicación -

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

Visualización de diagramas de las fases -

Visualización de eventos

Guardado de datos de incidencias en el PC del usuario

Monitorización en línea - = Soportado

27. CiberseguridadEl relé admite autenticación y autorización basada en gruposde usuarios. Es capaz de almacenar 2048 eventos de la pistade auditoria en la memoria no volátil. La memoria no volátil sebasa en un tipo de memoria que no necesita respaldo debatería o el intercambio habitual de componentes paramantener el almacenamiento de la memoria. FTP y Web HMI

utilizan el cifrado TLS con un mínimo de clave de longitud de128 bits que protege los datos de tránsito. En este caso losprotocolos de comunicación utilizados son FTPS y HTTPS.Todos los puertos de comunicación traseros y servicios deprotocolo opcionales se pueden desactivar según laconfiguración del sistema requerido.


ABB 71

28. Esquemas de conexión

REM620

X13Sensor de luz, entrada 11)



16

17

1918

X100

67

89

10

111213

15

14

2

1

3

45

22

212324

SO2

TCS2

PO4

SO1

TCS1

PO3

PO2

PO1

IRF

+

-Uaux

20

X115

34

56

7

89

10BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 712

13

11

BI 112

1) Pedido seleccionable - Opcional2) El relé presenta un mecanismo de cortocircuito

automático en el conector TI cuando sedesconecta la unidad enchufable.

X13012

34

56

BI 4

BI 3

BI 2

BI 1

87

9101112

U_SYN

1314

U1

1516

U2

1718

U3

Uo60 -

N

210V

60 -

N

210V

60 -

N

210V

60 -

N

210V

60 -

N

210V

2)

X120

7

89

1011

12

14Io

IL1

IL2

IL3

1/5A

N1/5A

N1/5A

N1/5A

N

13

1

23

45

6

IL1_N

IL2_N

IL3_N

1/5A

N1/5A

N1/5A

N

L1L2L3

P2

P1 S1

S2

da dn

a

nN

A

S1

S2

P1

P2

X115

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

23SO4

24

SO1

SO2

Dirección deIntensidadPositiva

Uab

S1

S2

P1

P2

M3~

X105

Puede ser vacío o opcional con BIO0005, BIO0007 y RTD0003

X110

Alternativa con BIO0005 o RTD0003

GUID-19F39D16-3819-4030-877F-08E5872EEC5D V3 ES

Figura 21. Esquema de conexión para la configuración A


72 ABB

REM620

X13Sensor de luz, entrada 1 1)



16

17

1918

X100

67

89

10

111213

15

14

2

1

3

45

22

212324

SO2

TCS2

PO4

SO1

TCS1

PO3

PO2

PO1

IRF

+

-Uaux

20

X115

34

56

7

89

10BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 712

13

11

BI 112

1) Pedido seleccionable - Opcional

L1L2L3

X115

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

23SO4

24

SO1

SO2

Dirección deIntensidad Positiva

M3~

P2

P1 S1

S2

I

I

I

X130

12

X131

45

IL1

78

U1

X132

45

IL2

78

U2

X133

45

IL3

78

U3

Io0.2/1A

N

X110

34

56

7

89

10BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 712

13

11

BI 112

X110

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

23SO4

24

SO1

SO2

X105

Puede ser vacío o opcional con BIO0005, BIO0007 y RTD0003

GUID-151453C9-66F6-4D15-BE82-F0E87C698FFB V1 ES

Figura 22. Esquema de conexión para la configuración B


ABB 73

Módulo BIO0005

34

56

7

89

10BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 712

13

11

BI 112

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

23SO4

24

SO1

SO2

X105/X110 X105/

X110

GUID-5298DCA3-4597-44C2-850A-889384DF423B V2 ES

Figura 23. Módulo opcional BIO0005 (ranura X105)

2

3

5

6

7BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 7

10

8

BI 11

4

9

1516

19

23

20

24

HSO3

HSO2

HSO1

Módulo BIO0007X105

X105

GUID-D019E095-29EF-41B1-BDF4-D9D427201B88 V2 ES

Figura 24. Módulo opcional BIO0007 para salidas rápidas (ranura X105)

1314

56

78910

RTD 1

1112

RTD 2

mA 1mA

mA 2mA

1516

RTD 3

2122

1718

RTD 4

1920

RTD 5

RTD 6

RTD GND ordinarioRTD GND ordinario

Módulo RTD003X105/X110

GUID-987D427B-C5F7-4073-8D5F-D0C37BEAF5E5 V2 ES

Figura 25. Módulo opcional RTD0003 (ranura X105)


74 ABB

29. CertificadosDNV GL ha emitido un Certificado Edición 2 de IEC 61850 de

Nivel A1 para la serie Relion® 620. Numero de certificado:74108008-OPE/INC 15-2319.

DNV GL ha emitido un Certificado Edición 1 de IEC 61850 de

Nivel A1 para la serie Relion® 620. Numero de certificado:74108008-OPE/INC 15-2323.

Certificados adicionales se pueden encontrar en lapágina del producto.

30. ReferenciasEl www.abb.com/substationautomation portal ofreceinformación sobre toda la gama de productos y servicios deautomatización de distribución.

La última información respecto al relé de protección y controlREM620 se encuentra en página del producto. Desplazarse porla página para buscar y descargar la documentaciónrelacionada.


ABB 75

http://new.abb.com/medium-voltage/distribution-automation/numerical-relays/motor-protection-and-control/motor-protection-and-control-rem620-iec

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

http://new.abb.com/medium-voltage/distribution-automation/numerical-relays/motor-protection-and-control/motor-protection-and-control-rem620-iec

31. Códigos y símbolos de funciones

Tabla 122. Funciones incluidas en el relé

Función IEC 61850 IEC 60617 ANSI

Protección

Protección de sobreintensidad trifásica no direccional,etapa baja PHLPTOC1 3I> (1) 51P-1 (1)

Protección de sobreintensidad trifásica no direccional,etapa alta

PHHPTOC1 3I>> (1) 51P-2 (1)

PHHPTOC2 3I>> (2) 51P-2 (2)

Protección de sobreintensidad trifásica no direccional,etapa instantánea PHIPTOC1 3I>>> (1) 50P/51P (1)

Protección de sobreintensidad trifásica direccional,etapa baja DPHLPDOC1 3I> -> (1) 67-1 (1)

Protección de sobreintensidad trifásica direccional,etapa alta

DPHHPDOC1 3I>> -> (1) 67-2 (1)

DPHHPDOC2 3I>> -> (2) 67-2 (2)

Protección de sobreintensidad trifásica que depende dela tensión

PHPVOC1 3I(U)> (1) 51V (1)

PHPVOC2 3I(U)> (2) 51V (2)

Protección de falta a tierra no direccional, etapa baja EFLPTOC1 Io> (1) 51N- 1 (1)

Protección de falta a tierra no direccional, etapa alta EFHPTOC1 Io>> (1) 51N- 2 (1)

Protección de falta a tierra no direccional, etapainstantánea EFIPTOC1 Io>>> (1) 50N/51N (1)

Protección de falta a tierra direccional, etapa baja DEFLPDEF1 Io> -> (1) 67N-1 (1)

Protección de falta a tierra direccional, etapa alta DEFHPDEF1 Io>> -> (1) 67N-2 (1)

Protección de sobretensión residual ROVPTOV1 Uo> (1) 59G (1)

ROVPTOV2 Uo> (2) 59G (2)

ROVPTOV3 Uo> (3) 59G (3)

Protección de subtensión trifásica PHPTUV1 3U< (1) 27 (1)

PHPTUV2 3U< (2) 27 (2)

PHPTUV3 3U< (3) 27 (3)

PHPTUV4 3U< (4) 27 (4)

Protección de subtensión monofásica, lado secundario PHAPTUV1 U_A< (1) 27_A (1)

Protección de sobretensión trifásica PHPTOV1 3U> (1) 59 (1)

PHPTOV2 3U> (2) 59 (2)

PHPTOV3 3U> (3) 59 (3)

Protección de sobretensión monofásica, ladosecundario PHAPTOV1 U_A> (1) 59_A (1)

Protección de subtensión de secuencia positiva PSPTUV1 U1< (1) 47U+ (1)

PSPTUV2 U1< (2) 47U+ (2)

Protección de sobretensión de secuencia negativa NSPTOV1 U2> (1) 47O- (1)

NSPTOV2 U2> (2) 47O- (2)


76 ABB

Tabla 122. Funciones incluidas en el relé, continuación


Protección de frecuencia FRPFRQ1 f>/f<,df/dt (1) 81 (1)

FRPFRQ2 f>/f<,df/dt (2) 81 (2)





Sobreintensidad de secuencia negativa para maquinas MNSPTOC1 I2>M (1) 46M (1)

MNSPTOC2 I2>M (2) 46M (2)

Supervisión de deslastre de carga LOFLPTUC1 3I< (1) 37 (1)

LOFLPTUC2 3I< (2) 37 (2)

Protección de bloqueo del motor JAMPTOC1 Ist> (1) 51LR (1)

Supervisión de arranque del motor STTPMSU1 Is2t n< (1) 49,66,48,51LR (1)

Protección de inversión de fase PREVPTOC1 I2>> (1) 46R (1)

Protección de sobrecarga térmica para motores MPTTR1 3Ith>M (1) 49M (1)

Protección diferencial estabilizada e instantánea paramaquinas MPDIF1 3dl>M/G (1) 87M/G (1)

Protección diferencial basada en alta impedancia obalance de flujo para motores MHZPDIF1 3dIHi>M (1) 87MH (1)

Protección de falta a tierra restringida basada enimpedancia alta HREFPDIF1 dIoHi> (1) 87NH (1)

Protección contra el fallo de un interruptor automático CCBRBRF1 3I>/Io>BF (1) 51BF/51NBF (1)

CCBRBRF2 3I>/Io>BF (2) 51BF/51NBF (2)

CCBRBRF3 3I>/Io>BF (3) 51BF/51NBF (3)

Disparo maestro TRPPTRC1 Disparo maestro (1) 94/86 (1)

TRPPTRC2 Disparo maestro (2) 94/86 (2)

TRPPTRC3 Disparo Maestro (3) 94/86 (3)

TRPPTRC4 Disparo Maestro (4) 94/86 (4)

Protección de arco ARCSARC1 ARC (1) 50L/50NL (1)

ARCSARC2 ARC (2) 50L/50NL (2)

ARCSARC3 ARC (3) 50L/50NL (3)


ABB 77



Protección multipropósito MAPGAPC1 MAP (1) MAP (1)

MAPGAPC2 MAP (2) MAP (2)

















Lógica automática de cierre sobre falta (SOF) CVPSOF1 CVPSOF (1) SOFT/21/50 (1)

Protección de subtensión direccional de potenciareactiva

DQPTUV1 Q> -> ,3U< (1) 32Q,27 (1)

DQPTUV2 Q> -> ,3U< (2) 32Q,27 (2)

Protección de subpotencia DUPPDPR1 P< (1) 32U (1)

DUPPDPR2 P< (2) 32U (2)

Protección de potencia inversa / sobre-potenciadireccional

DOPPDPR1 P>/Q> (1) 32R/32O (1)

DOPPDPR2 P>/Q> (2) 32R/32O (2)

DOPPDPR3 P>/Q> (3) 32R/32O (3)

Protección de sub-excitación trifásica UEXPDIS1 X< (1) 40 (1)

UEXPDIS2 X< (2) 40 (2)

Protección de huecos de tensión LVRTPTUV1 U<RT (1) 27RT (1)

LVRTPTUV2 U<RT (2) 27RT (2)

LVRTPTUV3 U<RT (3) 27RT (3)

Protección de falta a tierra del rotor MREFPTOC1 Io>R (1) 64R (1)

Control

Control del interruptor CBXCBR1 I <-> O CB (1) I <-> O CB (1)

CBXCBR2 I <-> O CB (2) I <-> O CB (2)

CBXCBR3 I <-> O CB (3) I <-> O CB (3)


78 ABB



Control del seccionador DCXSWI1 I <-> O DCC (1) I <-> O DCC (1)

DCXSWI2 I <-> O DCC (2) I <-> O DCC (2)



Control del seccionador de tierra ESXSWI1 I <-> O ESC (1) I <-> O ESC (1)

ESXSWI2 I <-> O ESC (2) I <-> O ESC (2)

ESXSWI3 I <-> O ESC (3) I <-> O ESC (3)

Indicación de posición del seccionador DCSXSWI1 I <-> O DC (1) I <-> O DC (1)

DCSXSWI2 I <-> O DC (2) I <-> O DC (2)



Indicación del seccionador de tierra ESSXSWI1 I <-> O ES (1) I <-> O ES (1)

ESSXSWI2 I <-> O ES (2) I <-> O ES (2)

ESSXSWI3 I <-> O ES (3) I <-> O ES (3)

Arranque de emergencia ESMGAPC1 ESTART (1) ESTART (1)

Comprobación de sincronismo y energización SECRSYN1 SYNC (1) 25 (1)

Monitorización del estado y supervisión

Monitorización del estado del interruptor SSCBR1 CBCM (1) CBCM (1)

SSCBR2 CBCM (2) CBCM (2)

SSCBR3 CBCM (3) CBCM (3)

Supervisión del circuito de disparo TCSSCBR1 TCS (1) TCM (1)

TCSSCBR2 TCS (2) TCM (2)

Supervisión del circuito de intensidad CCSPVC1 MCS 3I (1) MCS 3I (1)

Supervisión de fallos de fusibles SEQSPVC1 FUSEF (1) 60 (1)

Contador de funcionamiento para maquinas ydispositivos

MDSOPT1 OPTS (1) OPTM (1)

MDSOPT2 OPTS (2) OPTM (2)

Medida

Medida de intensidad trifásica CMMXU1 3I (1) 3I (1)

CMMXU2 3I (2) 3I (2)

Medida de secuencia de intensidad CSMSQI1 I1, I2, I0 (1) I1, I2, I0 (1)

CSMSQI2 I1, I2, I0 (B) (1) I1, I2, I0 (B) (1)

Medida de intensidad residual RESCMMXU1 Io (1) In (1)

Medida de tensión trifásica VMMXU1 3U (1) 3V (1)

Medida de tensión monofásica VAMMXU2 U_A (2) V_A (2)

Medida de tensión residual RESVMMXU1 Uo (1) Vn (1)

Medida de tensión secuencial VSMSQI1 U1, U2, U0 (1) V1, V2, V0 (1)

Medida de energía y potencia trifásica PEMMXU1 P, E (1) P, E (1)

Registro de perfil de cargas LDPRLRC1 LOADPROF (1) LOADPROF (1)


ABB 79



Medida de frecuencia FMMXU1 f (1) f (1)

Calidad de potencia

Distorsión de demanda total de la intensidad CMHAI1 PQM3I (1) PQM3I (1)

Distorsión armónica total de tensión VMHAI1 PQM3U (1) PQM3V (1)

Variación de tensión PHQVVR1 PQMU (1) PQMV (1)

Desequilibrio de tensión VSQVUB1 PQUUB (1) PQVUB (1)

Otros

Temporizador de pulsos mínimos (2 pcs) TPGAPC1 TP (1) TP (1)

TPGAPC2 TP (2) TP (2)



Temporizador de pulsos mínimos (2 pcs, resolución desegundos)

TPSGAPC1 TPS (1) TPS (1)

TPSGAPC2 TPS (2) TPS (2)

Temporizador de pulsos mínimos (2 pcs, resolución deminutos)

TPMGAPC1 TPM (1) TPM (1)

TPMGAPC2 TPM (2) TPM (2)

Temporizador de pulsos (8 pcs) PTGAPC1 PT (1) PT (1)

PTGAPC2 PT (2) PT (2)

Tiempo de retardo apagado (8 pcs) TOFGAPC1 TOF (1) TOF (1)

TOFGAPC2 TOF (2) TOF (2)



Tiempo de retardo encendido (8 pcs) TONGAPC1 TON (1) TON (1)

TONGAPC2 TON (2) TON (2)



Establecer resetear (8 pcs) SRGAPC1 SR (1) SR (1)

SRGAPC2 SR (2) SR (2)



Mover (8 pcs) MVGAPC1 MV (1) MV (1)

MVGAPC2 MV (2) MV (2)



Mover valor entero MVI4GAPC1 MVI4 (1) MVI4 (1)

MVI4GAPC2 MVI4 (2) MVI4 (2)




80 ABB



Escala de valores analógicos SCA4GAPC1 SCA4 (1) SCA4 (1)

SCA4GAPC2 SCA4 (2) SCA4 (2)



Punto de control genérico (16 pcs) SPCGAPC1 SPC (1) SPC (1)

SPCGAPC2 SPC (2) SPC (2)

SPCGAPC3 SPC (3) SPC (3)

Puntos de control remotos genéricos SPCRGAPC1 SPCR (1) SPCR (1)

Puntos de control local genéricos SPCLGAPC1 SPCL (1) SPCL (1)

Contadores arriba-abajo genéricos UDFCNT1 UDCNT (1) UDCNT (1)

UDFCNT2 UDCNT (2) UDCNT (2)











Botones programables (16 botones) FKEYGGIO1 FKEY (1) FKEY (1)

Funciones de registro

Osciloperturbógrafo RDRE1 DR (1) DFR (1)

Registrador de faltas FLTRFRC1 FAULTREC (1) FAULTREC (1)

Registrador de la secuencia de eventos SER1 SER (1) SER (1)


ABB 81

32. Historial de revisión de documentos

Revisión/fecha del documento Versión del producto Historial

A/2015-11-24 2.0 Traducción de la versión inglés D (1MRS757845)

B/2017-06-02 2.0 FP1 Traducción de la versión inglés E (1MRS757845)


82 ABB

Contacto

ABB OyMedium Voltage Products,Distribution AutomationP.O. Box 699FI-65101 VAASA, FinlandiaTeléfono +358 10 22 11Fax +358 10 22 41094

www.abb.com/mediumvoltagewww.abb.com/substationautomation

ABB India Limited,Distribution AutomationManeja WorksVadodara-390013, IndiaTeléfono +91 265 6724402Fax +91 265 6724423

www.abb.com/mediumvoltagewww.abb.com/substationautomation

ABBNanjing SAC Power Grid Automation Co.Ltd.NO.39 Shuige Road, Jiangning DevelopmentZone211100 Nanjing, ChinaTeléfono +86 25 51183000Fax +86 25 51183883

www.abb.com/substationautomation

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