serie 620 de relion protección y control del … · el resto de marcas o nombres de productos...

Serie 620 de Relion®

Protección y Control del TransformadorRET620Guía del producto

Contenido

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

2. Configuraciones predeterminadas.................................. 3

3. Funciones de protección................................................ 8

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

5. Soluciones ABB soportadas.........................................10

6. Control......................................................................... 11

7. Medida.........................................................................12

8. Calidad de potencia..................................................... 12

9. Registrador de perturbaciones..................................... 13

10. Registro de eventos.................................................... 13

11. Datos registrados........................................................13

12. Monitorización cond. .................................................. 13

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

14. Autosupervisión...........................................................13

15. Supervisión de falla de fusible......................................13

16. Supervisión de los circuitos de intensidad................... 13

17. Control de acceso.......................................................14

18. Entradas y salidas....................................................... 14

19. Comunicación con la estación.....................................14

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

21. HMI local.....................................................................57

22. Métodos de montaje................................................... 57

23. Caja y unidad enchufable del relé................................ 58

24. Datos de selección y pedidos......................................59

25. Accesorios y datos para pedidos................................ 62

26. Herramientas...............................................................62

27. Ciberseguridad............................................................63

28. Esquemas de conexión............................................... 64

29. Certificados.................................................................66

30. Referencias................................................................. 66

31. Códigos y símbolos de funciones................................ 67

32. Historial de revisión de documentos............................ 72

Límite de responsabilidad

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Marcas registradas

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Protección y Control del Transformador 1MRS758447 BRET620 Versión del producto: 2.0 FP1

2 ABB

1. DescripciónRET620 es un relé de gestión dedicado de protección, control,medida y supervisión de transformador de dos devanados paratransformadores elevadores incluyendo bloques de generador-transformador en sistemas eléctricos de potencia industriales yde distribución. El RET620 forma parte de la familia de

productos de control y protección ABB Relion® dentro de laserie 620. Los relés serie 620 se caracterizan por la escabilidadfuncional de su diseño y de unidad extraible.

La serie 620 ha sido concebida para utilizar todo el potencialdel estándar IEC 61850 para 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. Configuraciones predeterminadasLos 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 RET620 está disponible con una configuraciónpredeterminada. La señal predeterminada puede modificarsepor medio de la matriz gráfica de señales ó la función de laaplicación gráfica del Administrador del relé de protección ycontrol del PCM600. Además, la función de configuración de laaplicación de PCM600 admite la creación de funciones lógicasmulti-capa usando diversos elementos lógicos, comotemporizadores y biestables. Combinando bloques defunciones de protección y funciones lógicas, la configuraciónde la aplicación del relé puede adaptarse a los requisitosespecíficos del usuario.

Protección y Control del Transformador 1MRS758447 BRET620 Versión del producto: 2.0 FP1 Fecha de emisión: 2017-06-02

Revisión: B

ABB 3

Uo>59G

3×

ARC50L/50NL

3I>→67-1

MAP12MAP12

dIoLo>87NL

U/f>24

3I>>51P-2

MCS 3I, I2MCS 3I, I2

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

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

RELÉ DE CONTROL Y PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR

HMI LOCAL

RET620

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

8

6

Tipos de interfaces analógicas 1)

Transformador de intensidad

Transformador de tensión1) Entradas de transformador

convencionales

Versión 2.0 FP1

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 primario3) Función de indicación del estado del objeto primario

I2>46

3I>>>50P/51P

3I2f>68

3I>51P-1

Disparo maestroRelé de bloqueo

94/86

PROTECCIÓN

3I (HV)

3×

UL1

UL2

UL3

UL1UL2UL3

Uo

Uo

U12

6×RTD2×mA

Io>>51N-2

MCS 3IMCS 3I

CBCMCBCM

2×

3×

Io

Io>51N-1

SYNC25

U12

2×

3U<27

U2>47O-

U1<47U+

2× 2×

3U>59

3×

18×

UFLS/R81LSH

6×

UL1

UL2

UL3

3I (HV)

UL1

UL2

UL3

MCS 3IMCS 3I

TPOSM84M

COLTC90V

3I (LV)

2×

CVPSOFSOFT/21/50

P<32U

P>/Q>32R/32O

Io>51N-1

Io>>51N-2

3I>>→67-2

Io>→67N-1

Io>>→67N-2

dIoLo>87NL

dIoHi>87NH

dIoHi>87NH

3dI>T87T

3I>>>50P/51P

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I>51P-1

3I>>51P-2

I2>46

Disparo maestroRelé de bloqueo

94/86

Io(HV)

Io (LV)

Io

3Ith>T49T

2×

U12b

Io (LV)

Io (HV)

2×

2×

2×

f>/f<,df/dt

81

3×

U12b

2×3×

3×

OTRA FUNCIONALIDAD

Uo

Io

Io

Io

3I (HV)

Io (HV)

3I<37

3I<37

4×

GUID-BFA69E71-CDBB-4333-A91F-001F2A8A1E6B V2 ES

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


4 ABB

Tabla 1. Funciones admitidas

FunciónIEC 61850

A(CTs/VTs)

Protección

Protección de sobreintensidad trifásica no direccional, etapa baja PHLPTOC1 1 HV

PHLPTOC2 1 LV

Protección de sobreintensidad trifásica no direccional, etapa alta PHHPTOC1 1 HV

PHHPTOC2 1 LV

Protección de sobreintensidad trifásica no direccional, etapa instantánea PHIPTOC1 1 HV

PHIPTOC2 1 LV

Protección de sobreintensidad trifásica direccional, etapa baja DPHLPDOC 1 HV

Protección de sobreintensidad trifásica direccional, etapa alta DPHHPDOC 1 HV

Protección de falta a tierra no direccional, etapa baja EFLPTOC1 1 HV 1)

EFLPTOC2 1 LV 1)

Protección de falta a tierra no direccional, etapa alta EFHPTOC1 1 HV 1)

EFHPTOC2 1 LV 1)

Protección de falta a tierra direccional, etapa baja DEFLPDEF 2 HV 1)

Protección de falta a tierra direccional, etapa alta DEFHPDEF 1 HV 1)

Protección de sobreintensidad de secuencia negativa NSPTOC1 1 HV

NSPTOC2 1 LV

Protección de sobretensión residual ROVPTOV 3 HV

Protección de subtensión trifásica PHPTUV 4 HV

Protección de sobretensión trifásica PHPTOV 3 HV

Protección de subtensión de secuencia positiva PSPTUV 2 HV

Protección de sobretensión de secuencia negativa NSPTOV 2 HV

Protección de frecuencia FRPFRQ 3 HV

Protección de sobre-excitación OEPVPH 2 HV

Protección de sobrecarga térmica trifásica, dos constantes temporales T2PTTR 1 HV

Perdida de fase (subtensión) PHPTUC1 1 HV

PHPTUC2 1 LV

Protección diferencial estabilizada e instantánea para transformadores de dos devanados TR2PTDF 1

Protección de falta a tierra restringida de impedancia baja numéricamente estabilizada LREFPNDF1 1 HV

LREFPNDF2 1 LV

Protección de falta a tierra restringida basada en impedancia alta HREFPDIF1 1 HV

HREFPDIF2 1 LV


ABB 5

Tabla 1. Funciones admitidas, continuación

FunciónIEC 61850

A(CTs/VTs)

Protección contra el fallo de un interruptor automático CCBRBRF1 1 HV

CCBRBRF2 1 LV

CCBRBRF3 1 HV

Detector de energización trifásico INRPHAR 1 HV

Disparo maestro TRPPTRC 4

Protección de arco ARCSARC (3)2)

Deslastre de carga y restauración LSHDPFRQ 6 HV

Protección multipropósito MAPGAPC 18

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

Protección de subpotencia DUPPDPR 2 HV

Protección de potencia inversa / sobre-potencia direccional DOPPDPR 3 HV

Control

Control del interruptor CBXCBR1 1 HV

CBXCBR2 1 LV

CBXCBR3 1 HV

Control del seccionador DCXSWI1 1 HV

DCXSWI2 1 HV

DCXSWI3 1 LV

DCXSWI4 1 LV

Control del seccionador de tierra ESXSWI1 1 HV

ESXSWI2 1 LV

ESXSWI3 1 HV

Indicación de posición del seccionador DCSXSWI1 1 HV

DCSXSWI2 1 HV

DCSXSWI3 1 LV

DCSXSWI4 1 LV

Indicación del seccionador de tierra ESSXSWI1 1 HV

ESSXSWI2 1 LV

ESSXSWI3 1 HV

Comprobación de sincronismo y energización SECRSYN 1 HV

Indicador de posición del cambiador de tomas TPOSYLTC 1

Control del cambiador de toma con regulador de tensión OLATCC (1) LV

Monitorización del estado y supervisión


6 ABB


FunciónIEC 61850

A(CTs/VTs)

Monitorización del estado del interruptor SSCBR1 1 HV

SSCBR2 1 LV

SSCBR3 1 HV

Supervisión del circuito de disparo TCSSCBR1 1 HV

TCSSCBR2 1 LV

Supervisión del circuito de intensidad CCSPVC1 1 HV

CCSPVC2 1 LV

Supervisión avanzada del circuito de intensidad para transformadores CTSRCTF 1

Supervisión de fallo de fusible SEQSPVC 1 HV

Contador de funcionamiento para maquinas y dispositivos MDSOPT 2

Medida

Medida de intensidad trifásica CMMXU1 1 HV

CMMXU2 1 LV

Medida de secuencia de intensidad CSMSQI1 1 HV

CSMSQI2 1 LV

Medida de intensidad residual RESCMMXU1 1 HV

RESCMMXU2 1 LV

Medida de tensión trifásica VMMXU 1 HV

Medida de tensión monofásica VAMMXU2 1 LV

VAMMXU3 1 HV

Medida de tensión residual RESVMMXU 1 HV

Medida de secuencia de tensión VSMSQI 1 HV

Medida de energía y potencia trifásica PEMMXU 1 HV

Registro de perfil de cargas LDPRLRC 1 HV

Medida de frecuencia FMMXU 1 HV

Calidad de potencia

Distorsión de demanda total de la intensidad CMHAI 1 HV

Distorsión armónica total de tensión VMHAI 1 HV

Variación de tensión PHQVVR 1 HV

Desequilibrio de tensión VSQVUB 1 HV

Otros

Temporizador de pulsos mínimos (2 pcs) TPGAPC 4

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

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

Temporizador de pulsos (8 pcs) PTGAPC 2


ABB 7


FunciónIEC 61850

A(CTs/VTs)

Tiempo de retardo apagado (8 pcs) TOFGAPC 4

Tiempo de retardo encendido (8 pcs) TONGAPC 4

Establecer resetear (8 pcs) SRGAPC 4

Mover (8 pcs) MVGAPC 4

Mover valor entero MVI4GAPC 4

Escala de valores analógicos SCA4GAPC 4

Punto de control genérico (16 pcs) SPCGAPC 3

Puntos de control remotos genéricos SPCRGAPC 1

Puntos de control local genéricos SPCLGAPC 1

Contadores arriba-abajo genéricos UDFCNT 12

Botones programables (16 botones) FKEYGGIO 1

Funciones de registro

Osciloperturbógrafo RDRE 1

Registrador de faltas FLTRFRC 1

Registrador de la secuencia de eventos SER 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.() = opcionalHV = El bloque de función se debe utilizar en el lado de alta tensión de la aplicaciónLV = El bloque de función se debe utilizar en el lado de baja tensión de la aplicación

1) La función utiliza el valor calculado cuando se utiliza la protección de falta a tierra restringida de alta impedancia2) Io se calcula a partir de las intensidades de fase medidas

3. Funciones de protecciónEl RET620 cuenta con protección diferencial de transformadorestabilizado (polarizado) trifásica, multi-pendiente, de etapas yuna fase instantánea para ofrecer una protección rápida yselectiva ante cortocircuitos fase a fase, fallo entre espiras delbobinado y contorneo de aisladores. Además de la segundarestricción armónica, un algoritmo avanzado de bloqueobasado en forma de onda asegura la estabilidad durante laactivación de energía del transformador y la quinta función derestricción armónica asegura una buena estabilidad deprotección durante la sobre-excitación moderada deltransformador. La protección de falta a tierra restringida (REF)completa la protección diferencial integral que incluye ladetección de faltas a tierra monofásicas cerca del punto depuesta a tierra del neutro del transformador. Puede utilizarse elesquema convencional de alta impedancia o un esquemanumérico de baja impedancia para la protección de losdevanados del transformador. Cuando se utiliza la protecciónde baja impedancia REF, no se necesitan ni los resistores ni losvaristores y, como un beneficio adicional, la relación detransformación de los CTs de puesta a tierra del neutro puedediferir de la de los transformadores de intensidad de fase.

Debido a su carácter de protección unitario y a su selectividadabsoluta, el REF no precisa calificación por uso de tiempo conotros esquemas de protección y, por lo tanto, puede lograrseuna limpieza de fallos de alta velocidad.

El relé también incorpora una función de protección desobrecarga térmica que supervisa el estrés térmico de losdevanados del transformador para prevenir el envejecimientoprematuro del aislamiento de los devanados. Protección demúltiples etapas de cortocircuito, de sobreintensidad de fase,de secuencia negativa, y de respaldo de falta a tierra, estándisponibles por separado para ambos lados del transformadorde potencia. Una protección de falta a tierra basada en latensión residual medida o calculada también está disponible. Elrelé también cuenta con protección de sobretensión trifásica,protección de subtensión trifásica y protección desobretensión residual. Además, el relé también ofreceprotección contra fallos de interruptor y protección de sobre-potencia y de baja potencia direccional.

Ampliado con hardware y software opcionales, el relé tambiénincorpora sensores de lente punto a punto para proteger contra


8 ABB

una falta con arco el interruptor, las barras de distribución, y elcompartimiento de cables de aparamenta bajo envolventemetálica 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 RET620 ha sido concebido para ser la protección principalpara transformadores de potencia de dos devanados y bloquesde transformador-generador de potencia. El relé tambiénincluye una función de regulación de tensión opcional.

El RET620 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 de

entradas 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 deProtección y Control del relé PCM600, que ofrece todas lasherramientas necesarias para la configuración del dispositivo,incluyendo la funcionalidad, la parametrización, la HMI y lacomunicación.

El RET620 proporciona la protección del transformador y elcontrol del regulador de tensión al mismo tiempo. La capacidadde regulación de tensión está dirigida a la regulación de tensiónautomática y manual de transformadores de potenciaequipados con un cambiador de toma en carga accionado pormotor. La regulación automática de tensión se puede aplicartanto a un sólo transformador, así como a hasta cuatrotransformadores que se ejecuten en paralelo. El relé también seadmite la protección de falta a tierra de alta impedancianuméricamente calculada y basada en la conexión deresistencia. Para mejorar aún más la protección de arco yminimizar los efectos de una falta de arco, ya se pueden pedirlos relés de la serie 620 con una tarjeta de E/S opcionalequipada con salidas de alta velocidad.

Io HV

Io LV

3I HV

3I LV

3U

U12

U12b

Uo

RTD

RET620Conf. predenida + Opción A

ANSI IEC

25

50L/50NL

50P/51P

51P/51N

67/67N

84M

87T

90V

MAP

32R/32O

49T

87NH

87NL

87NH

87NL

SYNC

ARC

3I>>>

3I/Io

3I→/Io→

TPOSM

3dI>T

COLTC

MAP

P>/Q>

3Ith>T

dIoHi>

dIoLo>

dIoHi>

dIoLo>

Lado

HV

Lado

LV

GUID-A758C254-7907-4965-9389-113BCBD77B75 V2 ES

Figura 2. La protección HV/MV, ó de transformador MV/MV con protección de falta a tierra de baja impedancia en ambos lados deltransformador.


ABB 9

Io HV

3I LV

3I HV

3U

U12/U12b

Uo

RTD

RET620Conf. predenida + Opción A

ANSI IEC

25

50L/50NL

50P/51P

51P/51N

84M

87T

90V

MAP

49T

87NH

87NL

SYNC

ARC

3I>>>

3I/Io

TPOSM

3dI>T

COLTC

MAP

3Ith>T

dIoHi>

dIoLo>

Lado

HV

GUID-510B91B4-88A8-4A57-8789-C38683DC2A92 V2 ES

Figura 3. La protección HV/MV de transformador con protección de falta a tierra restringida en el lado superior del transformador.

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 del

sistema de control y protección y la flexibilidad intrínseca delpara 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.


10 ABB

COM600 también cuenta con funciones Gateway,proporcionando una conectividad sin interrupciones entre losdispositivos de la subestación y los sistemas de gestión y de

control 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

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 4. 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 El RET620 integra funcionalidad para el control deinterruptores, seccionadores, seccionadores a tierra mediantela HMI del panel frontal o por medio de controles remotos. 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.


ABB 11

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 conexiónde 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.

Se incorpora una función de comprobación del sincronismopara asegurar que la tensión, el ángulo de fase y la frecuenciade los dos lados de un interruptor abierto cumplen con lascondiciones de interconexión de las dos redes.

Una funcionalidad se incluye opcionalmente para controlar latensión en el lado de la carga del transformador de potencia.Basado en los valores medidos, el relé envía comandos decontrol al cambiador de tomas, permitiendo así la regulaciónautomática de tensión opcional.

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 puede medir señales analógicas, como la temperatura, lapresión y los valores de posición del cambiador de tomasmediante las entradas RTD o las entradas mA utilizandotransductores. Además del módulo RTD en la combinaciónbásica HW, también es posible añadir un módulo RTD / mA másopcional.

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.


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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 registrosde 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 la

intensidad 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 la


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intensidad 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 relé está equipado con seis entradas de intensidad de fase,dos entradas de intensidad residual, tres entradas de tensiónde fase, una entrada de tensión residual, una entrada detensión de fase-a fase para la comprobación del sincronismo yuna entrada de tensión de fase a fase para un regulador detensión automático mediante un cambiador de tomas en línea.Además de las medidas de intensidad y tensión, laconfiguración básica del relé incluye 8 entradas binarias y 13salidas binarias. Además, la configuración básica ofrece dosentradas RTD y una entrada mA. Las entradas de intensidad defase y las entradas de intensidad residual se han valorado como1/5 A, es decir, las entradas permiten la conexión de cualquierade 1 A o 5 A transformadores de intensidad secundaria. Lastres entradas de tensión de fase y la entrada de tensión residualcubren el rango de tensiones nominales de 60-210 V. Puedenconectarse tanto las tensiones entre fases como las tensionesfase a tierra.

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 opción

es especialmente necesaria cuando se conecta el relé convarios objetos 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 lasmedidas de los sensores adicionales, por ejemplo paratemperaturas, presiones, niveles, etc. La tercera opción es unatarjeta de salida de alta velocidad que incluye ocho entradasbinarias y tres salidas de alta velocidad. Las salidas de altavelocidad tienen un tiempo de activación más corto comparadocon los relés de salida mecánicos convencionales, acortando eltiempo total de funcionamiento del relé en 4...6 ms conaplicaciones de tiempo crítico como de protección de arco. Lassalidas de alta velocidad son de libre configuración en laaplicación del relé y no se limitan a la protección de arcosolamente.

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.

Tabla 3. Vista general de entrada/salida

Conf.predefinida

Cifra del código de orden Canales analógicos Canales binarios

5-6 7-8 TI VT BI BO RTD mA

A AA AA 8 6 16 4 PO + 13 SO 2 1

AB 8 4 PO + 9 SO 8 3

AC 16 4 PO + 9 SO+ 3 HSO

2 1

NN 8 4 PO + 9 SO 2 1

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 información


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operativa 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 envía

valores 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.


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Switch EthernetIEC 61850 PRPSwitch Ethernet

REF615 REF620 RET620 REM620 REF615

SCADACOM600

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

Figura 5. 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.


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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 6. 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.


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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 7. 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.


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• 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


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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. 5,5 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


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Tabla 7. Entradas energizadas

Descripción Valor

Frecuencia nominal 50/60 Hz ± 5 Hz

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

Capacidad de resistencia térmica:

• Continuamente 20 A

• Durante 1 s 500 A

Resistencia dinámica a laintensidad

• Valor de semi-onda 1250 A

Impedancia de entrada <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) Intensidad residual y/o intensidad de fase

Tabla 8. 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


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Tabla 9. 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 10. 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 BIO0005X110: SO1, SO2 cuando el REF620 ó el RET620 está equipado con BIO0005


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Tabla 11. 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 BIO0005X110: SO3, SO4 cuando el REF620 ó el RET620 está equipado con BIO0005X130: SO1, SO2 cuando el RET620 está equipado con RTD0002

Tabla 12. 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 13. Salida de señal/disparo con una alta función TCS de cierre y mantenimiento






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)

1A/0.25A/0.15A


1) X130: SO3/TO1 cuando el RET620 está equipado con RTD0002


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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


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


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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

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 25

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


26 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 27

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


28 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

PHHPTOCyPHIPTOC

±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 1)2) 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: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 3)

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) 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 medidas

2) Incluye el retardo del contacto de la señal de salida3) Incluye el retardo del contacto de salida resistente


ABB 29

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 40...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.


30 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 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.


ABB 31

Tabla 34. 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



32 ABB

Tabla 35. 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.


ABB 33

Tabla 36. 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 37. Protección de sobreintensidad de secuencia negativa (NSPTOC)


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

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


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

23 ms15 ms

26 ms18 ms

28 ms20 ms





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


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) Máximo Valor de arranque = 2.5 × In, Valor de arranque múltiples en el rango de 1.5...20.


34 ABB

Tabla 38. Ajustes principales de protección de sobreintensidad de secuencia de fase negativa (NSPTOC)


Valor inicial NSPTOC 0.01...5.00 × In 0.01

Multiplicador de tiempo NSPTOC 0.05...15.00 0.01

Tiempo retardo operación NSPTOC 40...200000 ms 10

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


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 35

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 sobretensión trifásica (PHPTOV)





UFalla = 1.1 × ajuste Valor dearranque

23 ms 27 ms 31 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 = 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


36 ABB

Tabla 44. 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


Tabla 45. 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

Tabla 46. 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


ABB 37

Tabla 47. 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 48. 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 49. 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


38 ABB

Tabla 50. Ajustes principales de protección de frecuencia (FRPFRQ)

Parámetro Función Valor (rango) Paso

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 51. Protección de sobre-excitación (OEPVPH)



±2.5% del valor de ajuste ó 0.01 x Ub/f

Tiempo de arranque1)2) Cambio de frecuencia Típico 200 ms (±20 ms)

Cambio de tensión Típico 100 ms (±20 ms)





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

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

Tabla 52. Ajustes principales de la protección de sobre-excitación (OEPVPH)


Valor de arranque OEPVPH 100...200% 1

Tipo de curva operativa OEPVPH Tiempo positivo o inversoTipo de curva: 5, 15, 17, 18, 19, 20

Multiplicador de tiempo OEPVPH 0.1...100.0 0.1

Tiempo de retardo de operación OEPVPH 200...200000 ms 10

Tiempo enfriamiento OEPVPH 5...10000 s 1


ABB 39

Tabla 53. Protección de sobrecarga térmica trifásica, dos constantes temporales (T2PTTR)


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

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

Precisión del tiempo de operación1) ±2,0% del valor teórico ó ±0,50 s

1) Corriente de sobrecarga > 1.2 x Temperatura del nivel de operación

Tabla 54. Ajuste principales de protección de sobrecarga térmica trifásica, dos constantes temporales (T2PTTR)


Subida de temperatura T2PTTR 0.0...200.0°C 0.1

Temperatura máxima T2PTTR 0.0...200.0°C 0.1

Temperatura de operación T2PTTR 80.0...120.0% 0.1

Constante de tiempo corto T2PTTR 6...60000 s 1

Factor de ponderación P T2PTTR 0.00...1.00 0.01

Referencia de intensidad T2PTTR 0.05...4.00 × In 0.01

Operación T2PTTR 1 = encendido5 = apagado

-

Tabla 55. Perdida de fase, sub-intensidad (PHPTUC)




Tiempo de arranque Típico <55 ms


Relación de restablecimiento Típico 1.04


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

Tabla 56. Ajustes principales de la protección de subtensión de fase (PHPTUC)


Valor de bloque de intensidad PHPTUC 0.00...0.50 × In 0.01

Valor de arranque PHPTUC 0.01...1.00 × In 0.01

Tiempo de retardo de operación PHPTUC 50...200000 ms 10


40 ABB

Tabla 57. Protección diferencial estabilizada e instantánea para transformadores de dos devanados (TR2PTDF)



±3.0% del valor de ajuste ó ±0,002 × In


Fase bajaFase alta

36 ms21 ms

41 ms22 ms

46 ms24 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 salida. Cuando la intensidad diferencial = 2 x ajuste de valor operativo y fn = 50 Hz.

Tabla 58. Ajustes principales de protección diferencial estabilizada para transformadores de dos devanados (TR2PTDF)


Valor alto de operación TR2PTDF 500...3000 %Ir 10

Valor bajo de operación TR2PTDF 5...50 %Ir 1

Sección de Inclinación 2 TR2PTDF 10...50% 1

Sección final 2 TR2PTDF 100...500 %Ir 1

Modo de restricción TR2PTDF 5 = Forma de onda6 = 2.h + forma de onda8 = 5.h + forma de onda9 = 2.h + 5.h + wav

-

Valor de inicio 2.H TR2PTDF 7...20% 1

Valor de arranque 5.H TR2PTDF 10...50% 1

Operación TR2PTDF 1 = encendido5 = apagado

-

Tipo devanado 1 TR2PTDF 1 = Y2 = YN3 = D4 = Z5 = ZN

-

Tipo devanado 2 TR2PTDF 1 = y2 = yn3 = d4 = z5 = zn

-

Eliminación Cero A TR2PTDF 1 = No eliminado2 = Devanado 13 = Devanado 24 = Devanado 1 y 2

-


ABB 41

Tabla 59. Protección de falta a tierra restringida estabilizada numérica basada en alta impedancia (LREFPNDF)



±2.5% del valor de ajuste ó ±0.002 x In


IFalta = 2.0 × ajuste Valor operativo 37 ms 41 ms 45 ms







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

Tabla 60. Ajustes principales de protección de falta a tierra restringida de impedancia baja numéricamente estabilizada (LREFPNDF)


Valor operativo LREFPNDF 5...50 %In 1

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

Modo de restricción LREFPNDF 1 = Ninguno2 = Armónico2

-

Valor de inicio 2.H LREFPNDF 10...50% 1

Operación LREFPNDF 1 = encendido5 = apagado

-

Tabla 61. Protección de falta a tierra restringida basada en impedancia alta (HREFPDIF)


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



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

16 ms11 ms

21 ms13 ms

23 ms14 ms

Tiempo de resetear Típico 40 ms

Relación de resetear Típico 0,96




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


42 ABB

Tabla 62. 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 63. 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 64. 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

Tabla 65. Detector de energización trifásico (INRPHAR)


Precisión de funcionamiento Con la frecuencia f = fn

Medida de intensidad:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × InMedida de relación I2f/I1f:±5,0% del valor de ajuste

Tiempo de restablecimiento +35 ms / -0 ms


Precisión del tiempo de funcionamiento +35 ms / -0 ms


ABB 43

Tabla 66. Ajustes principales del detector de energización trifásico (INRPHAR)


Valor de arranque INRPHAR 5...100% 1

Tiempo retardo operación INRPHAR 20...60000 ms 1

Tabla 67. 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 68. 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 69. Deslastre de carga y restauración (LSHDPFRQ)


Precisión de operación f< ±10 mHz

df/dt ±100 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< <80 ms

df/dt <120 ms


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


44 ABB

Tabla 70. Ajustes principales de deslastre de carga y restauración (LSHDPFRQ)


Modo de deslastre de carga LSHDPFRQ 1 = Frec<6 = Frec< O df/dt8 = Freq< Y df/dt

-

Modo de restauración LSHDPFRQ 1 = Deshabilitado2 = Auto3 = Manual

-

Valor de arranque de Frec. LSHDPFRQ 0.800...1.200 × fn 0.001

Valor de arranque df/dt LSHDPFRQ -0.200...-0.005 × fn 0.005

Tm Frec operación LSHDPFRQ 80...200000 ms 10

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

Restaurar valor de arranque LSHDPFRQ 0.800...1.200 × fn 0.001

Restaurar tiempo de retardo LSHDPFRQ 80...200000 ms 10

Tabla 71. Protección multipropósito (MAPGAPC)


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

Tabla 72. 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 73. 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


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

Tabla 74. Ajustes principales de la lógica automática de cierre sobre falta (CVPSOF)


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


ABB 45

Tabla 75. (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°

Tiempo de arranque2)3) Típico 45 ms


Relación de resetear Típico 1.04


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

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


Tabla 76. 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 77. 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°

Tiempo de arranque2)3) Típico 45 ms


Relación de restablecimiento Típico 0.94


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

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



46 ABB

Tabla 78. 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

Tabla 79. Características de operación

Parámetros Valor (rango)

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

Tipo de curva operación (protección de tensión) 5 = ANSI Def. Tiempo15 = IEC Def. Tiempo17 = Inv. Curva A18 = Inv. Curva B19 = Inv. Curva C20 = Programable21 = Inv. Curva A22 = Inv. Curva B23 = Programable


ABB 47

Funciones de control

Tabla 80. Comprobación de sincronismo y energización (SECRSYN)



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




Tabla 81. 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

Tabla 82. Indicador de posición del cambiador de tomas (TPOSYLTC)

Descripción Valor

Tiempo de respuesta para entradas binarias Típico 100 ms


48 ABB

Tabla 83. Control del cambiador de tomas con regulador de tensión (OLATCC)


Precisión de operación1) Según la frecuencia de la intensidad medida: fn ±2 Hz

Tensión diferencial Ud = ±0.5% del valor medido ó ±0.005 × Un (entensiones medidas <2.0 × Un)Valor operativo = ±1.5% de Ud para Us = 1.0 × Un

Precisión del tiempo de operación en modo de tiempo definido2) +4.0%/-0% del valor de ajuste

Precisión del tiempo de operación en modo de tiempo inverso2) +8.5%/-0% del valor de ajuste(siendo B teórico en un rango de 1.1…5.0)También, tenga en cuenta el mínimo tiempo de operación fijado (IDMT)de 1 s.

Relación de restablecimiento de la operación de controlRelación de restablecimiento para los bloque basados en analógicos(excepto el bloqueo de tensión de retroceso rápido de aumento)

Típico 0.80 (1.20)Típico 0.96 (1.04)

1) Valores de ajustes predeterminados utilizados2) Tensión previa a la desviación = ajuste Tensión de centro de banda


ABB 49

Tabla 84. Ajustes principales del control del cambiador de tomas con regulador de tensión (OLATCC)


Modo Paralelo Automático OLATCC 2 = Maestro automático3 = Seguidor automático5 = NRP7 = MCC

-

Tensión de centro de banda OLATCC 0.000...2.000 × Un 0.001

Caída de línea V Ris OLATCC 0.0...25.0% 0.1

Caída de línea V React OLATCC 0.0...25.0% 0.1

Factor de estabilidad OLATCC 0.0...70.0% 0.1

Ángulo de fase de carga OLATCC -89...89° 1

Tiempo de control del retardo 1 OLATCC 1000...300000 ms 100

Tiempo de control del retardo OLATCC 1000...300000 ms 100

Modo de operación OLATCC 1 = Manual2 = Simple automático3 = Paralelo automático4 = Control de entrada5 = Comando

-

Bloqueo Man Personalizado OLATCC 1 = Personalizar desactivado2 = OC3 = UV4 = OC, UV5 = EXT6 = OC, EXT7 = UV, EXT8 = OC, UV, EXT

-

Características de retardo OLATCC 0 = Tiempo inverso1 = Tiempo definido

-

Tensión de ancho de banda OLATCC 1.20...18.00 %Un 0.01

Límite de intensidad de carga OLATCC 0.10...5.00 × In 0.01

Bloqueo tensión baja OLATCC 0.10...1.20 × Un 0.01

Subir T de retroceso rápido OLATCC 0.80...2.40 × In 0.01

Límite de intensidad de circuito OLATCC 0.10...5.00 × In 0.01

Límite LDC OLATCC 0.00...2.00 × Un 0.01

Bajar bloqueo de toma OLATCC -36...36 -

Subir bloqueo de toma OLATCC -36...36 -

Tiempo de pulso LCT OLATCC 500...10000 ms 100

Habilitar LDC OLATCC 0 = Falso1 = Verdadero

-

Tiempo de retardo del seguidor OLATTC 6...20 s -


50 ABB

Funciones de monitorización y supervisión del estado

Tabla 85. 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 86. Supervisión del circuito de intensidad (CCSPVC)


Tiempo de operación1) <30 ms

1) Incluye el retardo del contacto de salida

Tabla 87. 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 88. Supervisión avanzada del circuito de intensidad para transformadores (CTSRCTF)


Tiempo de operación1) <30 ms

1) Incluye el retardo del contacto de salida

Tabla 89. Ajustes principales de supervisión avanzada del circuito de intensidad para transformadores (CTSRCTF)


Intensidad operativa mínima CTSRCTF 0.01...0.50 × In 0.01

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

Intensidad Sec Neg Máx CTSRCTF 0.01...1.00 × In 0.01

Tabla 90. 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


ABB 51

Tabla 91. 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.


52 ABB

Funciones de medida

Tabla 92. 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 93. 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 94. Medida de intensidad residual (RESCMMXU)



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


Tabla 95. 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 96. 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 53

Tabla 97. Medida de tensión residual (RESVMMXU)



±0.5% ó ±0.002 × Un


Tabla 98. 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 99. 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 100. Medida de frecuencia (FMMXU)


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


54 ABB

Funciones de la calidad de potencia

Tabla 101. 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 102. 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 103. Desequilibrio de tensión (VSQVUB)


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


Tabla 104. 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 55

Otras funciones

Tabla 105. Temporizador de pulso (PTGAPC)



Tabla 106. Tiempo retardo apagado (8 pcs) (TOFPAGC)



Tabla 107. Tiempo retardo encendido (8 pcs) (TONGAPC)




56 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, o el cambio de losmodos de operación para las funciones, o para el control losequipos externos del relé, por ejemplo, bajar o subir elcambiador de tomas, a través de salidas binarias del relé. Estosbotones también llevan un pequeño indicador LED para cadabotón. Este LED se puede configurar libremente, por lo que esposible utilizar 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.

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Figura 8. 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 57

48

153

177

160

262,2246

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Figura 9. Montaje empotrado

98

280

160

177

246

103

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

Figura 10. Montaje semiempotrado

48

482.6 (19")

160

246

177

153

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Figura 11. Montaje en bastidor

259

186

318

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

Figura 12. 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.


58 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 de transformador T

4 Aplicación funcional

Ejemplo de conguración N

5-6 Entradas y salidas analógicas

8I (I0 1/5 A) + 6U + 8BI + 13BO + 2RTD in + 1mA in AA

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 T N A A N N A B C 1 B N N 1 1 G

GUID-87D41197-0C6A-407B-9ED4-F27D96CDB2D5 V2 ES


ABB 59

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 que incluya Ethernet (por ejemplo, "BC") en el caso que se requiera un bus para el PCM600 o WebHMI.

9 -

10

Comunicación (Serie/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)

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

AB

AN

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

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) con HSR/PRPBD

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

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

BG

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

Serie bra de vidrio (ST) y Conector serie RS 485, Conector D-Sub 9 RS 232/485 y Entrada para IRIG-B (no se puede combinar con la 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)

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

CN

NA

NB

NC

ND

NE

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

Ethernet 100Base-TX (3xRJ45) con HSR/PRP y IEC61850-9-2LE

NG

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

Ningún módulo de comunicación NN


GUID-F2CA701B-A04C-4114-BE10-F89190E4ED54 V1 ES


60 ABB

# Descripción

11 Protocolos de comunicación

IEC 61850 (para comunicación de módulos Ethernet y IEDs sin módulo 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. BB, BN, CB y CN) B

Ninguna N

15 Opción 2

Regulador automático de tensión A

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-8371B9C1-556F-46E4-8171-D6D3FF06ED29 V3 ES

Ejemplo de código: N B T 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-4A128E8F-8129-4411-B56A-38A279E6C946 V2 ES

Figura 13. Clave de pedidos para relés de protección completos


ABB 61

25. Accesorios y datos para pedidos

Tabla 108. Cables

Elemento Número de pedido

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



Tabla 109. 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 110. 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 RET620 2.1 o posterior


62 ABB

Tabla 111. 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 63

28. Esquemas de conexión

RET620

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

X110

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 se desconecta la unidad enchufable.

2)

X115

1

23

4567

89

1011

12

14IoB

IL1B

IL2B

IL3B

1/5A

N1/5A

N1/5A

N1/5A

N

13

Uo60 -

N

210V

60 -

N

210V

60 -

N

210V U_SYN

U_AVR

2)

X120

1

23

4567

89

1011

12

14Io

IL1

IL2

IL3

1/5A

N1/5A

N1/5A

N1/5A

N

13

U1

U2

U360 -

N

210V

60 -

N

210V

60 -

N

210V

X130

3456

78

RTD 1

RTD 2

mA 1mA1

2

RTD 1 GND

RTD 2 GND

X130

10

9

11

13

12

14

1617

SO2

SO1

SO3

Figura：RRET620 TE201 Esquema de conexión para módulos estándares

L1L2L3

S2

S1

S2

S1P1

P2

P2

P1

L1L2L3

LV

HV

a

nN

A

da dn

S2

S1

P2

P1

Uab

Uab

S1

S2

P1

P2

X110

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

23SO4

24

SO1

SO2

Dirección deIntensidad Positiva

X105

Puede ser vacío o opcional con BIO0005, BIO0007 y RTD0003

GUID-B8E8FE37-C9B8-45A0-953F-A3D0464FE251 V3 ES

Figura 14. Conexión para la configuración A


64 ABB

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 15. 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 16. 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 17. Módulo opcional RTD0003 (ranura X105)


ABB 65

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 controlRET620 se encuentra en página del producto. Desplazarse porla página para buscar y descargar la documentaciónrelacionada.


66 ABB

http://new.abb.com/medium-voltage/distribution-automation/numerical-relays/transformer-protection-and-control/transformer-protection-and-control-ret620-iec

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

http://new.abb.com/medium-voltage/distribution-automation/numerical-relays/transformer-protection-and-control/transformer-protection-and-control-ret620-iec

31. Códigos y símbolos de funciones

Tabla 112. 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)

PHLPTOC2 3I> (2) 51P-1 (2)

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)

PHIPTOC2 3I>>> (2) 50P/51P (2)

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)

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

EFLPTOC2 Io> (2) 51N-1 (2)

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

EFHPTOC2 Io>> (2) 51N-2 (2)

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

DEFLPDEF2 Io> -> (2) 67N-1 (2)

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

Protección de sobreintensidad de secuencia negativa NSPTOC1 I2> (1) 46 (1)

NSPTOC2 I2> (2) 46 (2)

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

PHPTOV2 3U> (2) 59 (2)

PHPTOV3 3U> (3) 59 (3)

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)

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

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

FRPFRQ3 f>/f<,df/dt (3) 81 (3)


ABB 67

Tabla 112. Funciones incluidas en el relé, continuación


Protección de sobre-excitación OEPVPH1 U/f> (1) 24 (1)

OEPVPH2 U/f> (2) 24 (2)

Protección de sobrecarga térmica trifásica, dosconstantes temporales T2PTTR1 3Ith>T/G/C (1) 49T/G/C (1)

Perdida de fase (sub-intensidad) PHPTUC1 3I< (1) 37 (1)

PHPTUC2 3I< (2) 37 (2)

Protección diferencial estabilizada e instantánea paratransformadores de dos devanados TR2PTDF1 3dI>T (1) 87T (1)

Protección de falta a tierra restringida de impedanciabaja numéricamente estabilizada

LREFPNDF1 dIoLo> (1) 87NL (1)

LREFPNDF2 dIoLo> (2) 87NL (2)

Protección de falta a tierra restringida basada enimpedancia alta

HREFPDIF1 dIoHi> (1) 87NH (1)

HREFPDIF2 dIoHi> (2) 87NH (2)

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)

Detector de energización trifásico INRPHAR1 3I2f> (1) 68 (1)

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)

Deslastre de carga y restauración LSHDPFRQ1 UFLS/R (1) 81LSH (1)

LSHDPFRQ2 UFLS/R (2) 81LSH (2)






68 ABB



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 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)

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)

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)


ABB 69



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)

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

Indicador de posición del cambiador de tomas TPOSYLTC1 TPOSM (1) 84M (1)

Control del cambiador de tomas con regulador detensión OLATCC1 COLTC (1) 90V (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)

CCSPVC2 MCS 3I (2) MCS 3I (2)

Supervisión avanzada del circuito de corriente paratransformadores CTSRCTF1 MCS 3I,I2 (1) MCS 3I,I2 (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)

ESCMMXU2 Io (2) In (2)

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

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

VAMMXU3 U_A (3) V_A (3)

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

Medida de secuencia de tensión 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)


70 ABB



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)




ABB 71



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)

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 (1MRS757846)

B/2017-06-02 2.0 FP1 Traducción de la versión inglés E (1MRS757846)


72 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

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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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