Serie 670 Relion Protección de barra REB670 2.0 Guía … · faltas internas de fase a fase y de...

Serie 670 Relion®

Protección de barra REB670 2.0Guía de Producto

Contenido

1. Aplicación.......................................................................3

2. Funciones disponibles..................................................11

3. Protección diferencial...................................................19

4. Selección de zonas......................................................20

5. Protección de corriente................................................23

6. Protección de tensión...................................................24

7. Protección de frecuencia..............................................25

8. Protección multifunción................................................26

9. Supervisión del sistema secundario..............................26

10. Control........................................................................26

11. Lógica.........................................................................28

12. Monitorización.............................................................30

13. Mediciones..................................................................32

14. Interfaz hombre-máquina............................................33

15. Funciones básicas del IED...........................................33

16. Comunicación de estación .........................................33

17. Comunicación remota.................................................34

18. Descripción del hardware............................................34

19. Diagramas de conexión...............................................37

20. Datos técnicos............................................................38

21. Pedidos de IED personalizados...................................82

22. Pedidos de IED preconfigurados.................................90

23. Pedido de accesorios..................................................94

Renuncia

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Protección de barra REB670 2.0 1MRK 505 305-BES A

Versión de producto: 2.0

2 ABB

1. AplicaciónEl REB670 está diseñado para la protección diferencialselectiva, fiable y rápida de barras, conexiones en T yesquinas en mallas. El REB670 se puede utilizar para laprotección de estaciones con una o dos barras, con barra detransferencia o sin ella, con dos interruptores o interruptor ymedio. El IED se puede emplear para la protección deinstalaciones de media tensión (MV), alta tensión (HV) y muyalta tensión (EHV), con una frecuencia de la red eléctrica de50 Hz o 60 Hz. El IED puede detectar todos los tipos defaltas internas de fase a fase y de fase a tierra en redeseléctricas conectadas a tierra rígidamente o conectadas atierra a través de una baja impedancia, así como todas lasfaltas multifásicas internas en redes eléctricas aisladas oconectadas a tierra a través de una alta impedancia.

El pedido de entradas VT dentro del IED de protección debarra permitirá la integración de funcionalidad relacionadacon la tensión, como el desbloqueo por subtensión,sobretensión residual, funciones de potencia, medición yregistro de la tensión durante las faltas. Sin embargo, hayque prestar atención al hecho de que la inclusión de entradasVT reducirá el número de entradas de TC disponibles (24entradas analógicas en total son el límite del producto). Porconsiguiente, cuando se pidan entradas VT el IED deprotección de barra será aplicable a barras con un menornúmero de bahías. En la práctica, el número de entradas deTC disponibles limitará el tamaño de la estación que sepuede proteger.

El REB670 tiene requisitos muy bajos para lostransformadores de corriente principales (es decir, los TC) yno requiere transformadores de interposición. En todas lasaplicaciones, se pueden mezclar TC principales con corrientenominal secundaria de 1 A y 5 A dentro de la misma zona deprotección. Normalmente, se puede utilizar TC con unadiferencia de relación máxima de 10:1 dentro de una mismazona de protección diferencial. El ajuste de diferentesrelaciones para los TC principales se realiza de formanumérica mediante ajustes de parámetros.

La función de protección diferencial de baja impedancianumérica está destinada a la protección rápida y selectiva defaltas dentro de la zona protegida. Todas las entradas de TCconectadas están provistas de una característica de

restricción. El valor mínimo de detección para la corrientediferencial se ajusta para proporcionar una sensibilidadadecuada para todas las faltas internas. Para aplicaciones deprotección de barra, el valor de configuración típico para lacorriente diferencial mínima de operación es del 50% al 150%del mayor TC. Este ajuste se realiza directamente enamperios primarios. La pendiente de funcionamiento para lacaracterística de operación diferencial está fijada en 53% enel algoritmo.

El tiempo de disparo rápido (el tiempo de disparo más cortoes de 5 ms) de la función de protección diferencial de bajaimpedancia es especialmente ventajoso para redes eléctricascon niveles altos de faltas o donde se requiere un despejerápido de las faltas para la estabilidad de la red eléctrica.

Todas las entradas de TC están provistas de unacaracterística de frenado. El funcionamiento se basa en elprincipio probado de estabilización de restricción porcentualRADSS, con una función de estabilización adicional paraestabilizar durante una saturación elevada de TC. Laestabilidad para faltas externas se garantiza si un TC no estásaturado durante al menos dos milisegundos durante cadaciclo de la red eléctrica.

El algoritmo avanzado de detección de TC abierto detecta deforma instantánea los circuitos secundarios de TC abiertos yevita una operación de la protección diferencial sin necesidadde una zona de comprobación adicional.

Las zonas de protección diferencial del REB670 incluyen unnivel de operación sensible. Este nivel de operación sensibleestá diseñado para poder detectar las faltas internas a tierrade barras en redes eléctricas de baja impedancia a tierra (esdecir, redes eléctricas en las que la corriente de falta a tierraestá limitada a cierto nivel específico, normalmente entre 300A y 2000 A primarios, mediante un reactor o una resistenciaen el punto neutro). Este nivel sensible también se puedeutilizar como alternativa cuando se requiere una altasensibilidad de la protección diferencial de barra (es decir,energización de la barra a través de una línea larga).

La característica de operación general de la funcióndiferencial de REB670 se muestra en la figura 1.


Versión de producto: 2.0 Fecha de emisión: Abril de 2015Revisión: A

ABB 3

Características deoperación dela protección diferencial

Area de operación

Nivel de operación diferencial

I d [A

mpe

rios

prim

ario

s]

Iin [Amperios primarios]

s=0.53

I d=I in

Protección diferencial sensible

=IEC06000142=1=es=Original.vsd

Nivel de operación sensible Boqueo Iin Sensible

IEC06000142 V1 ES

Figura 1. Característica de operación de REB670

Está disponible una característica de zona de comprobaciónglobal integrada, independiente de la posición losseccionadores. Puede utilizarse en estaciones de dos barraspara asegurar la estabilidad de la protección diferencial debarras en caso de indicación de estado completamenteerróneo del seccionador de barras en alguna de las bahías.

La función de Selección de zonas flexible, dinámica porsoftware hace posible una adaptación rápida y sencilla a lasdisposiciones más comunes de subestaciones, como lasestaciones con una barra y con barra de transferencia o sinella, con dos barras y con barra de transferencia o sin ella,con interruptor y medio, con dos barras y dos interruptores,con barras en disposición de anillo, etc. La Selección dezonas dinámica y por software asegura:

• Vinculación dinámica de corrientes de los TCs demedida a la zona de protección diferencialcorrespondiente según la topología de la subestación

• una unificación eficaz de dos zonas diferenciales cuandoasí lo requiera la topología de la subestación (es decir, latransferencia de carga)

• El funcionamiento selectivo de la protección diferencialde barras asegura el disparo selectivo de losinterruptores conectados a la zona de la falta

• Clasificación correcta de ordenes de disparo derespaldo desde protecciones de fallo de interruptor,integradas o externas, a todos los interruptoresadyacentes

• una sencilla incorporación de bahías de seccionamientoo acoplamiento de barras (es decir, los interruptores de

transferencia) con uno o dos juegos de TC en elesquema de protección.

• Supervisión del estado del seccionador y/o interruptor

La lógica avanzada de Selección de zonas, junto con lasprotecciones opcionales de zona muerta y de fallo deinterruptor, asegura el tiempo de disparo más corto posible yla selección de faltas dentro del punto ciego o la zonaextrema entre el TC y el interruptor de la bahía. Así, elREB670 ofrece la mejor cobertura posible para este tipo defaltas en bahías de línea y de seccionamiento o acoplamientode barras.

La función opcional de protección de fallo de interruptor, unapara cada entrada de TC en el REB670, ofrece una seguraprotección de respaldo local para los interruptores en laestación.

Las protecciones opcionales de sobreintensidad nodireccional de cuatro etapas, una para cada entrada de TCen el REB670, proporcionan una funcionalidad de respaldoremota para las estaciones del extremo remoto y las líneasconectadas.

Las funciones de protección de tensión y frecuenciadisponibles opcionalmente abren la posibilidad a incluir elcriterio de desbloqueo de tensión para la protección de barrao para integrar la protección de sobretensión y subtensiónindependiente para la barra en el IDE de protección de barra.

Las funciones de protección de sobreintensidad, sobrecargatérmica y bancos de condensadores disponiblesopcionalmente abren la posibilidad a integrar la protección dereactores shunt y bancos de condensadores shunt en el IEDde protección de barra.



4 ABB

Lo normal es tener un solo IED de protección de barras porbarra. Sin embargo, algunas aplicaciones emplean dos IEDde protección de barras independientes por zona deprotección. El IED REB670 se adapta a ambas soluciones.

Con un solo IED REB670 monofásico con transformadoresauxiliares de corriente de suma externos se puede obteneruna sencilla protección diferencial de barras para faltas defase y a tierra.

El control opcional de aparatos para un máximo de 30objetos puede proporcionar una función para trazar undiagrama unifilar (SLD) de la estación en la HMI local.

Descripción de los paquetes preconfiguradosHay cinco variantes preconfiguradas de REB670. Sedescriben en la siguiente tabla:

Tabla 1. Paquetes preconfigurados de REB670

12 AI máx. 3*tarjetasE/S 1/2 rack de 19"

24 AI máx.11*tarjetas E/S rackcompleto de 19"

Trifásico, 4 bahías,protección de BFP yOC opcional de 2zonas

Utilizado para zonasfijas de pequeñasdimensiones comoprotección T, esquinaen malla, esquemaH, barra en anillo, etc.REB670–A20

No corresponde

Trifásico, 8 bahías,protección de BFP yOC opcional de 2zonas

No corresponde Utilizado parasubestaciones/zonascon hasta 8 entradasde TC.REB670–A31

Monofásico, 12bahías, protección deBFP y OC opcionalde 2 zonas (serequieren tres IED)

Utilizado parasubestación conhasta 12 entradas deTC. Solo tres tarjetasde E/S disponiblesSin posibilidades deextensión a 24entradas de TCBuena solución paraestaciones conzonas fijas (es decir,estación coninterruptor y medio).REB670–B20

Utilizado parasubestación conhasta 12 entradas deTC. Posibilidad deampliar a 24entradas de TC. Sepueden utilizar LDCMopcionales paracompartir ESbinarias.REB670–B21

Monofásico, 24bahías, protección deBFP y OC opcionalde 2 zonas (serequieren tres IED)

No corresponde Utilizado parasubestación conhasta 24 entradas deTC. Se puedenutilizar LDCMopcionales paracompartir ESbinarias.REB670–B31

Configuraciones ACT disponibles para REB670preconfiguradoHay tres configuraciones disponibles para el IED REB670preconfigurado. Las tres configuraciones incluyen lassiguientes características:

• completamente configurado para la cantidad total debahías disponibles en cada variante de REB670;

• funcionalidad para poner fuera de servicio cualquierbahía a través de la HMI local o de manera externa através de una entrada binaria;

• funcionalidad para bloquear cualquiera de las dos zonasa través de la HMI local o de manera externa a través deuna entrada binaria;

• funcionalidad para bloquear todos los disparos de bahíaa través de la HMI local o de manera externa a través deuna entrada binaria, pero dejando en servicio todas lasdemás funciones (es decir, zonas BBP, BFP y OCPsegún corresponda);

• funcionalidad para iniciar de manera externa elregistrador de perturbaciones incorporado;

• funcionalidad para conectar señal externa de disparo derespaldo por fallo del interruptor desde cada bahía

• funcionalidad para conectar señal externa de disparo debahía

Configuración X01Esta configuración incluye solo protección de barras paradisposiciones de estaciones simples (es decir, estaciones conun interruptor y medio, dos interruptores o un solointerruptor). Además, se puede utilizar para estaciones condos barras y un interruptor, en las que la réplica delseccionador se realiza usando solo el contacto auxiliar b decada seccionador o interruptor. Como consecuencia, no seencuentra disponible la supervisión del seccionador/interruptor. También es posible adaptar esta configuracióncon la herramienta de matriz de señales para utilizarla comosustitución directa de terminales RED521. Esta configuraciónestá disponible para las cinco versiones de REB670 (es decir,A20, A31, B20, B21 y B31). Hay que tener en cuenta que lasfunciones opcionales de protección de fallo de interruptorCCRBRF, protección de zona muerta y protección desobreintensidad PH4SPTOC se pueden pedir junto con estaconfiguración, pero no estarán preconfiguradas. Por lo tanto,estas funciones opcionales deben ser configuradas por elusuario final.

Configuración X02Esta configuración incluye solo protección de barras paraestaciones con dos barras y un interruptor, en las que laselección de zonas se realiza utilizando los contactosauxiliares a y b de cada seccionador o interruptor. Por lotanto, se encuentra disponible la supervisión completa delseccionador/interruptor. Esta configuración solo estádisponible para tres versiones de REB670 (es decir, A31, B21y B31). Hay que tener en cuenta que las funciones opcionales



ABB 5

de protección de fallo de interruptor CCRBRF, protección dezona muerta y protección de sobreintensidad PH4SPTOC sepueden pedir junto con esta configuración, pero no estaránpreconfiguradas. Por lo tanto, estas funciones opcionalesdeben ser configuradas por el usuario final.

Configuración X03Esta configuración incluye BBP con protección de fallo deinterruptor CCRBRF, protección de zona muerta y protecciónde sobreintensidad PH4SPTOC para estaciones con dosbarras y un interruptor, en las que la selección de zonas serealiza utilizando los contactos auxiliares a y b de cadaseccionador o interruptor. Por lo tanto, se encuentradisponible la supervisión completa del seccionador/interruptor. Esta configuración solo está disponible para tresversiones de REB670 (es decir, A31, B21 y B31).

Para utilizar la configuración X03, hay que pedir las funcionesopcionales de fallo de interruptor y sobreintensidad.

Ejemplos de aplicación de REB670A continuación se ofrecen ejemplos de disposiciones típicasde estación que pueden protegerse con REB670:

xx06000009.vsdIEC06000009 V1 ES

Figura 2. Ejemplo de conexión en T

BI1 BI1 BI1 BI1

QA1 QA1 QA1 QA1

ZA

xx06000087.vsdIEC06000087 V1 ES

Figura 3. Ejemplo de una sección de una barra con seis bahías delínea

Tabla 2. Soluciones típicas para la disposición de barra simple

Versión de IED preconfigurado REB670 Cantidad de líneas por barra Cantidad de IED REB670 necesarios para elesquema

BBP trifásica, 2 zonas, 4 bahías (A20) 4 1


BBP monofásica, 2 zonas, 12 bahías (B20) 12 3





6 ABB

BI1 BI1 BI1 BI1 BI1 BI1 BI1

QA1 QA1 QA1 QA1 QA1 QA1 QA1

QB1ZA ZB

IEC11000238-1-en.vsdIEC11000238 V1 ES

Figura 4. Ejemplo de dos secciones de barras conectadas mediante un seccionador

Tabla 3. Soluciones típicas para estaciones con dos secciones de barra conectadas mediante un seccionador

Versión de IED preconfigurado REB670 Cantidad total de líneas en ambas seccionesde barras

Cantidad de IED REB670 necesarios para elesquema






BI1

QA1

QB1 QB7

BI1

QB7QB1

QA1

BI1

QB7QB1

QA1

BI1

QB7QB1

QA1

BI1

QB7QB1

QA1

ZA

ZB

BI1

QB7QB1

QA1

xx06000013.vsdIEC06000013 V1 ES

Figura 5. Ejemplo de estación de barra simple con barra de transferencia

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2BI1

QA1

BI1

QB1 QB2

QA1

ZA

ZB

IEC11000239-1-en.vsdIEC11000239 V1 ES

Figura 6. Ejemplo de estación de barra doble e interruptor simple



ABB 7

Tabla 4. Soluciones típicas para estaciones de un interruptor y doble barra

Versión de IED preconfigurado REB670 Cantidad de líneas en la estación (sin contarla bahía de acoplamiento de barras)


BBP trifásica, 2 zonas, 4 bahías (A20) 3*) 1


BBP monofásica, 2 zonas, 12 bahías (B20) N/D N/D

BBP monofásica, 2 zonas, 12 bahías (B21) 11*) 3


*) con una sola entrada de TC de la bahía de acoplamiento de barras

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB20QB2 QB7QB1

QA1 QA1 QA1 QA1 QA1

ZAZB

xx06000015.vsdIEC06000015 V1 ES

Figura 7. Ejemplo de estación de barra doble e interruptor simple con barra de transferencia

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2BI1

QA1

BI1 QA1

BI1 QA1

BI1

QB1 QB2

QA1

BI1

QA1

ZA1

ZB1

ZA2

ZB2

xx06000016.vsdIEC06000016 V1 ES

Figura 8. Ejemplo de estación de un interruptor y doble barra con dos interruptores de seccionamiento de barras y dos de acoplamiento debarras (disposición de estaciones GIS típicas)

Tabla 5. Posibles soluciones para una estación GIS típica

Versión de IED preconfigurado REB670 Cantidad de líneas en cada lado de laestación (sin contar las bahías deseccionamiento y de acoplamiento de barras)


BBP trifásica, 2 zonas, 4 bahías (A20) N/D N/D


BBP monofásica, 2 zonas, 12 bahías (B20) N/D N/D



*) con una sola entrada de TC de la bahía de acoplamiento de barras



8 ABB

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

ZA

ZB

IEC11000240-1-en.vsdIEC11000240 V1 ES

Figura 9. Ejemplo de estación de interruptor y medio

Tabla 6. Soluciones típicas para estaciones de interruptor y medio cuando no se requiere protección de fallo para el interruptor medio

Versión de IED preconfigurado REB670 Cantidad de diámetros en la estación Cantidad de IED REB670 necesarios para elesquema

BBP trifásica, 2 zonas, 4 bahías (A20) 2/4 1/2


BBP monofásica, 2 zonas, 12 bahías (B20) 6/12 3/6



QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2

ZA

ZB

xx06000018.vsdIEC06000018 V1 ES

Figura 10. Ejemplo de estación de barra doble e interruptor doble

Tabla 7. Soluciones típicas para la disposición de barras con dos interruptores

Versión de IED preconfigurado REB670 Cantidad de líneas por estación Cantidad de IED REB670 necesarios para elesquema








ABB 9

QB32

QB12BI1

QA3BI3

BI8

QA4

BI4

QA2

BI2

BI5

BI6BI7

QB5QB8

QB6QB7

QB31

QB11

QB42 QB22

QB21QB41

QA1ZA1 ZA2

ZB1 ZB2

xx06000019.vsdIEC06000019 V1 ES

Figura 11. Ejemplo de estación de barra en anillo o en malla

Recuerde que el REB670 personalizado se entrega sin ninguna configuración. Por tanto, la ingeniería completa del IED debeser realizada por el cliente o su integrador de sistemas. Con el fin de garantizar el funcionamiento correcto de la protecciónde barra, se recomienda estrictamente comenzar siempre los trabajos de ingeniería desde el proyecto de PCM600 delREB670 preconfigurado que sea más similar a la aplicación actual. A continuación, deberán realizarse las modificacionesnecesarias para adaptar la configuración del IED personalizado al diseño de la estación actual. El proyecto de PCM600 delos IED REB670 preconfigurados está disponible en el DVD de paquetes de conectividad.



10 ABB

2. Funciones disponibles

Principales funciones de protección

2 = número de instancias básicas0-3 = cantidades opcionales3-A03 = función opcional incluida en los paquetes A03 (consultar los detalles del pedido)

IEC 61850 ANSI Descripción de función Barra

REB670

RE

B67

0 (A

20)

RE

B67

0 (A

31)

RE

B67

0 (B

20)

RE

B67

0 (B

21)

RE

B67

0 (B

31)

Protección diferencial

BUTPTRC,BCZTPDIF,BZNTPDIF,BZITGGIO,BUTSM4

87B Protección diferencial de barra, 2 zonas,trifásica/4 bahías

1

BUTPTRC,BCZTPDIF,BZNTPDIF,BZITGGIO,BUTSM8

87B Protección diferencial de barra, 2 zonas,trifásica/8 bahías

1 1

BUSPTRC,BCZSPDIF,BZNSPDIF,BZISGGIO,BUSSM12

87B Protección diferencial de barra, 2 zonas,monofásica/12 bahías

1 1

BUSPTRC,BCZSPDIF,BZNSPDIF,BZISGGIO,BUSSM24

87B Protección diferencial de barra, 2 zonas,monofásica/24 bahías

1 1

BDCGAPC Estado del objeto de conmutación primariapara la selección de zona de protección debarra

96 20 40 60 60 96



ABB 11

Funciones de protección de respaldo


REB670

RE

B67

0 (A

20)

RE

B67

0 (A

31)

RE

B67

0 (B

20)

RE

B67

0 (B

21)

RE

B67

0 (B

31)

Protección de corriente

OC4PTOC 51_671) Protección de sobreintensidad de fase decuatro etapas

0-8 4-C06 8-C07

PH4SPTOC 51 Protección de sobreintensidad monofásicade cuatro etapas

0-24 12-C08

12-C08

24-C09

EF4PTOC 51N67N2)

Protección de sobreintensidad residual decuatro etapas

0-8

NS4PTOC 46I2 Protección de sobreintensidad desecuencia de fase negativa direccional decuatro etapas

0-8

TRPTTR 49 Protección de sobrecarga térmica, dosconstantes de tiempo

0-2

CCRBRF 50BF Protección de fallo de interruptor 0-8 4-C10 8-C11

CCSRBRF 50BF Protección de fallo de interruptor, versiónmonofásica

0-24 12-C12

12-C12

24-C13

GUPPDUP 37 Protección de mínima potencia direccional 0-4

GOPPDOP 32 Protección de máxima potencia direccional 0-4

CBPGAPC Protección de bancos de condensadores 0-2

Protección de tensión

UV2PTUV 27 Protección de subtensión de dos etapas 0-2

OV2PTOV 59 Protección de sobretensión de dos etapas 0-2

ROV2PTOV 59N Protección de sobretensión residual dedos etapas

0-2

VDCPTOV 60 Protección diferencial de tensión 0-2

LOVPTUV 27 Comprobación de pérdida de tensión 0-2

Protección de frecuencia

SAPTUF 81 Protección de subfrecuencia 0-6

SAPTOF 81 Protección de sobrefrecuencia 0-6

SAPFRC 81 Protección de derivada de la frecuencia 0-6

Protección multifunción

CVGAPC Protección general de corriente y tensión 0-6

1) 67 requiere tensión2) 67N requiere tensión



12 ABB

Funciones de control y monitorización


REB670

RE

B67

0 (A

20)

RE

B67

0 (A

31)

RE

B67

0 (B

20)

RE

B67

0 (B

21)

RE

B67

0 (B

31)

Control

SESRSYN 25 Comprobación de sincronismo, comprobación deenergización y sincronización

0-3

SMBRREC 79 Reenganche automático 0-2 2-H05 2-H05 2-H05 2-H05 2-H05

APC30 3 Control de aparatos para hasta 6 bahías, máx. 30aparatos (6 interruptores) incluyendoenclavamiento

0-1

QCBAY Control de aparatos 1+5/APC30 1 1 1 1 1

LOCREM Manejo de posiciones del conmutador LR 1+5/APC30 1 1 1 1 1

LOCREMCTRL Control del PSTO en la LHMI 1+5/APC30 1 1 1 1 1

SLGAPC Conmutador giratorio lógico para selección defunciones y presentación en la LHMI

15 15 15 15 15 15

VSGAPC Miniconmutador selector 20 20 20 20 20 20

DPGAPC Función de comunicación genérica paraindicación de doble punto

16 16 16 16 16 16

SPC8GAPC Control genérico de 8 señales de un único punto 5 5 5 5 5 5

AUTOBITS Bits de automatización, función de mando paraDNP3.0

3 3 3 3 3 3

SINGLECMD Orden simple, 16 señales 4 4 4 4 4 4

I103CMD Órdenes de funciones para IEC 60870-5-103 1 1 1 1 1 1

I103GENCMD Órdenes de funciones genéricas para IEC60870-5-103

50 50 50 50 50 50

I103POSCMD Órdenes de IED con posición y selección paraIEC 60870-5-103

50 50 50 50 50 50

I103IEDCMD Órdenes de IED para IEC 60870-5-103 1 1 1 1 1 1

I103USRCMD Órdenes de funciones definidas por el usuariopara IEC 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

Supervisión del sistema secundario

FUFSPVC Supervisión de fallo de fusible 0-2

VDSPVC 60 Supervisión de fallo de fusible basada en ladiferencia de tensión

0-2

Lógica

TMAGAPC Lógica de matriz de disparo 12

ALMCALH Lógica para alarma de grupo 5

WRNCALH Lógica para advertencia de grupo 5

INDCALH Lógica para indicación de grupo 5



ABB 13


REB670

RE

B67

0 (A

20)

RE

B67

0 (A

31)

RE

B67

0 (B

20)

RE

B67

0 (B

21)

RE

B67

0 (B

31)

AND, OR, INV,PULSETIMER,GATE,TIMERSET,XOR, LLD,SRMEMORY,RSMEMORY

Bloques de lógica configurables 40-420 40-280 40-280 40-280 40-280 40-280

ANDQT, ORQT,INVERTERQT,XORQT,SRMEMORYQT,RSMEMORYQT, TIMERSETQT,PULSETIMERQT, INVALIDQT,INDCOMBSPQT, INDEXTSPQT

Bloques de lógica configurables Q/T 0-1

SLGAPC,VSGAPC, AND,OR,PULSETIMER,GATE,TIMERSET,XOR, LLD,SRMEMORY,INV

Paquete de lógica extensible 0-1

FXDSIGN Bloque funcional de señales fijas 1 1 1 1 1 1

B16I Conversión de booleanos de 16 bits a enteros 18 18 18 18 18 18

BTIGAPC Conversión de booleanos de 16 bits a enteroscon representación de nodo lógico

16 16 16 16 16 16

IB16 Conversión de enteros a booleanos de 16 bits 18 18 18 18 18 18

ITBGAPC Conversión de enteros a booleanos de 16 bitscon representación de nodo lógico

16 16 16 16 16 16

TEIGAPC Integrador de tiempo transcurrido contransgresión de límites y supervisión dedesbordamiento

12 12 12 12 12 12

Monitorización

CVMMXN,CMMXU,VMMXU,CMSQI, VMSQI,VNMMXU

Mediciones 6 6 6 6 6 6

AISVBAS Bloque funcional para la presentación de losvalores de servicio de las entradas analógicassecundarias

1 1 1 1 1 1

EVENT Función de eventos 20 20 20 20 20 20



14 ABB


REB670

RE

B67

0 (A

20)

RE

B67

0 (A

31)

RE

B67

0 (B

20)

RE

B67

0 (B

21)

RE

B67

0 (B

31)

DRPRDRE,A1RADR,A2RADR,A3RADR,A4RADR,B1RBDR,B2RBDR,B3RBDR,B4RBDR,B5RBDR,B6RBDR

Informe de perturbaciones 1 1 1 1 1 1

SPGAPC Función de comunicación genérica paraindicación de un solo punto

64 64 64 64 64 64

SP16GAPC Función de comunicación genérica paraindicación de un solo punto, 16 entradas

16 16 16 16 16 16

MVGAPC Función de comunicación genérica para valormedido

24 24 24 24 24 24

BINSTATREP Informe de estado de señales lógicas 3 3 3 3 3 3

RANGE_XP Bloque de expansión del valor medido 28 28 28 28 28 28

SSIMG 63 Supervisión de medio gaseoso 21

SSIML 71 Supervisión de medio líquido 3 3 3 3 3 3

SSCBR Monitorización de interruptor 0-8 4-M14 8-M16

I103MEAS Mensurandos para IEC 60870-5-103 1 1 1 1 1 1

I103MEASUSR Señales definidas por el usuario paramensurados de IEC 60870-5-103

3 3 3 3 3 3

I103AR Estado de la función de reenganche automáticopara IEC 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103EF Estado de la función de falta a tierra para IEC60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103FLTPROT Estado de la función de protección de faltas paraIEC 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103IED Estado de IED para IEC 60870-5-103 1 1 1 1 1 1

I103SUPERV Estado de supervisión para IEC 60870-5-103 1 1 1 1 1 1

I103USRDEF Estado para señales definidas por el usuario paraIEC 60870-5-103

20 20 20 20 20 20

L4UFCNT Contador de eventos con supervisión de límites 30 30 30 30 30 30

Mediciones

PCFCNT Lógica de contador de pulsos 16

ETPMMTR Función de cálculo de energía y administraciónde la demanda

6



ABB 15

Comunicación

IEC 61850 ANSI Descripción de función Seccionador de

REB670

RE

B67

0 (A

20)

RE

B67

0 (A

31)

RE

B67

0 (B

20)

RE

B67

0 (B

21)

RE

B67

0 (B

31)

Comunicación de estación

LONSPA, SPA Protocolo de comunicación SPA 1 1 1 1 1 1

ADE Protocolo de comunicación LON 1 1 1 1 1 1

HORZCOMM Variables de red a través de LON 1 1 1 1 1 1

PROTOCOL Selección de operación entre SPA e IEC60870-5-103 para SLM

1 1 1 1 1 1

RS485PROT Selección de operación para RS485 1 1 1 1 1 1

RS485GEN RS485 1 1 1 1 1 1

DNPGEN Protocolo general de comunicación DNP3.0 1 1 1 1 1 1

DNPGENTCP Protocolo TCP general de comunicaciónDNP3.0

1 1 1 1 1 1

CHSERRS485 DNP3.0 para el protocolo de comunicaciónEIA-485

1 1 1 1 1 1

CH1TCP,CH2TCP,CH3TCP,CH4TCP

DNP3.0 para el protocolo de comunicaciónTCP/IP

1 1 1 1 1 1

CHSEROPT DNP3.0 para el protocolo de comunicaciónTCP/IP y EIA-485

1 1 1 1 1 1

MST1TCP,MST2TCP,MST3TCP,MST4TCP

DNP3.0 para el protocolo de comunicaciónserie

1 1 1 1 1 1

DNPFREC Registros de faltas DNP3.0 para elprotocolo de comunicación TCP/IP y EIA-485

1 1 1 1 1 1

IEC61850-8-1 Función de ajuste de parámetros para IEC61850

1 1 1 1 1 1

GOOSEBINRCV

Recepción binaria de GOOSE 16 16 16 16 16 16

GOOSEDPRCV

Bloque funcional GOOSE para recibir unvalor de dos puntos

64 64 64 64 64 64

GOOSEINTRCV

Bloque funcional GOOSE para recepción deun valor entero

32 32 32 32 32 32

GOOSEMVRCV

Bloque funcional GOOSE para recepción deun valor de magnitud de medición

60 60 60 60 60 60

GOOSESPRCV

Bloque funcional GOOSE para recepción deun valor de un punto

64 64 64 64 64 64

MULTICMDRCV,MULTICMDSND

Transmisión y órdenes múltiples 60/10 60/10 60/10 60/10 60/10 60/10



16 ABB

IEC 61850 ANSI Descripción de función Seccionador de

REB670

RE

B67

0 (A

20)

RE

B67

0 (A

31)

RE

B67

0 (B

20)

RE

B67

0 (B

21)

RE

B67

0 (B

31)

FRONT,LANABI,LANAB,LANCDI,LANCD

Configuración Ethernet de los enlaces 1 1 1 1 1 1

GATEWAY Configuración Ethernet del enlace uno 1 1 1 1 1 1

OPTICAL103 Comunicación serie óptica IEC 60870-5-103 1 1 1 1 1 1

RS485103 Comunicación serie IEC 60870-5-103 paraRS485

1 1 1 1 1 1

AGSAL Componente de aplicación de seguridadgenérica

1 1 1 1 1 1

LD0LLN0 IEC 61850 LD0 LLN0 1 1 1 1 1 1

SYSLLN0 IEC 61850 SYS LLN0 1 1 1 1 1 1

LPHD Información del dispositivo físico 1 1 1 1 1 1

PCMACCS Protocolo de configuración de IED 1 1 1 1 1 1

SECALARM Componente para asignación de eventos deseguridad a protocolos tales como DNP3 yIEC103

1 1 1 1 1 1

FSTACCS Acceso a Field Service Tool a través delprotocolo SPA mediante comunicaciónethernet

1 1 1 1 1 1

ACTIVLOG Parámetros de registro de actividad 1 1 1 1 1 1

ALTRK Seguimiento del servicio 1 1 1 1 1 1

SINGLELCCH Estado del enlace del puerto ethernetindividual

1 1 1 1 1 1

PRPSTATUS Estado del enlace del puerto ethernet dual 1 1 1 1 1 1

PRP Protocolo de redundancia en paralelo IEC62439-3

0-1 1-P03 1-P03 1-P03 1-P03 1-P03

Comunicación remota

Transmisión/recepción de transferencia deseñales binarias

6/36 6/36 6/36 6/36 6/36 6/36

Transmisión de datos analógicos desde elLDCM

1 1 1 1 1 1

Estado de recepción binaria desde el LDCMremoto

6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3



ABB 17

Funciones básicas del IED

Tabla 8. Funciones básicas del IED

IEC 61850 o nombre defunción

Descripción

INTERRSIG Autosupervisión con lista de eventos internos

SELFSUPEVLST Autosupervisión con lista de eventos internos

TIMESYNCHGEN Módulo de sincronización horaria

SYNCHBIN,SYNCHCAN,SYNCHCMPPS,SYNCHLON,SYNCHPPH,SYNCHPPS,SYNCHSNTP,SYNCHSPA,SYNCHCMPPS

Sincronización horaria

TIMEZONE Sincronización horaria

DSTBEGIN,DSTENABLE, DSTEND

Módulo de sincronización horaria GPS

IRIG-B Sincronización horaria

SETGRPS Número de grupos de ajustes

ACTVGRP Grupos de ajustes de parámetros

TESTMODE Funcionalidad de modo de prueba

CHNGLCK Función de bloqueo de cambios

SMBI Matriz de señales para entradas binarias

SMBO Matriz de señales para salidas binarias

SMMI Matriz de señales para entradas mA

SMAI1 - SMAI20 Matriz de señales para entradas analógicas

3PHSUM Bloque de suma trifásico

ATHSTAT Estado de autorizaciones

ATHCHCK Comprobación de autorización

AUTHMAN Administración de autorizaciones

FTPACCS Acceso a FTP con contraseña

SPACOMMMAP Asignación de comunicación SPA

SPATD Fecha y hora a través del protocolo SPA

DOSFRNT Denegación de servicio, control de velocidad de cuadros para puerto frontal

DOSLANAB Denegación de servicio, control de velocidad secuencial para puerto AB de OEM

DOSLANCD Denegación de servicio, control de velocidad secuencial para puerto CD de OEM

DOSSCKT Denegación de servicio, control de flujo de terminal

GBASVAL Valores básicos generales para ajustes

PRIMVAL Valores primarios del sistema

ALTMS Supervisión de dispositivo maestro de tiempo

ALTIM Gestión de tiempo



18 ABB

Tabla 8. Funciones básicas del IED, continuación

IEC 61850 o nombre defunción

Descripción

ALTRK Seguimiento de servicio

ACTIVLOG Parámetros de registro de actividad

FSTACCS Acceso a herramientas de servicio de campo con el protocolo SPA a través de comunicación Ethernet

PCMACCS Protocolo de configuración de IED

SECALARM Componente para asignación de eventos de seguridad a protocolos tales como DNP3 y IEC103

DNPGEN Protocolo general de comunicación DNP3.0

DNPGENTCP Protocolo TCP general de comunicación DNP3.0

CHSEROPT DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP y EIA-485

MSTSER DNP3.0 para el protocolo de comunicación serie

OPTICAL103 Comunicación serie óptica IEC 60870-5-103

RS485103 Comunicación serie IEC 60870-5-103 para RS485

IEC61850-8-1 Función de ajuste de parámetros para IEC 61850

HORZCOMM Variables de red a través de LON

LONSPA Protocolo de comunicación SPA

LEDGEN Parte de indicación general de LED para LHMI

3. Protección diferencialLa función consta de algoritmo de protección diferencial,algoritmo de protección diferencial sensible, algoritmo dezona de comprobación, algoritmo de TI abierto y dosalgoritmos de supervisión.

Protección diferencial de barraEsta función de protección está indicada para el disparorápido y selectivo de faltas dentro de la zona protegida. Paracada entrada de corriente, la relación de los TC se puededefinir desde la HMI frontal o a través de la herramienta deajuste de parámetros PCM600. De este modo la adaptación adiferentes relaciones de los TC se consigue de la maneramás simple. El valor mínimo de activación para la corrientediferencial se ajusta entonces con el fin de proporcionar unasensibilidad adecuada para todas las faltas internas. Esteajuste se realiza directamente en amperios primarios. Paraaplicaciones de protección de barra, el valor típico de ajustede la mínima corriente diferencial de operación es del 50% al150% del TC más grande. Los ajustes se pueden modificardesde la HMI frontal o a través de la herramienta de ajuste deparámetros, PCM600.

Todas las entradas de corriente están provistasindirectamente de una característica de frenado. Elfuncionamiento se basa en el principio RADSS deestabilización de frenado por porcentaje diferencial, que ya hademostrado su eficacia, con un característica extra de

frenado para una saturaración muy fuerte del TC. Segarantiza la estabilidad para faltas externas si un TC no sesatura durante al menos dos milisegundos durante cada ciclode la red eléctrica. También es posible añadir criteriosexternos de disparo mediante señales binarias.

La orden de disparo de la protección diferencial, que incluyeprotección diferencial sensible y órdenes de disparo derespaldo por fallo de interruptor, puede ajustarse parareposición automática o como bloqueado. En el segundocaso se necesita la reposición manual para restablecer loscontactos de salida de disparo de la bahía individual.

Nivel diferencial sensibleLas zonas de protección diferencial del REB670 incluyen unnivel de operación sensible. Este nivel de operación sensiblese ha diseñado para poder detectar faltas a tierra internas debarra en sistemas de conexión a tierra de baja impedancia (esdecir, sistemas de puesta a tierra en que la corriente de faltaa tierra está limitada a un determinado nivel, típicamenteentre 300 A y 2000 A primarios, mediante un reactor o unaresistencia en el punto neutro). Para mayor seguridad, laprotección diferencial sensible debe activarse externamentemediante una señal binaria (por ejemplo, desde el reléexterno de sobretensión del TT en triángulo abierto o desdeel relé externo de sobreintensidad de punto neutro deltransformador de potencia). Por último, también es posibleestablecer un retardo de tiempo antes de que se dé la señal



ABB 19

de disparo desde la protección diferencial sensible. Este nivelsensible, de manera alternativa, se puede utilizar enaplicaciones especiales cuando se requiera alta sensibilidaddesde la protección diferencial de barra (es decir,energización de la barra inactiva a través de una línea larga).

El funcionamiento y la característica de operación de laprotección diferencial sensible se pueden ajustarindependientemente de la característica de operación de laprotección diferencial principal. Sin embargo, el niveldiferencial sensible se bloquea en cuanto la corriente entrantetotal excede el nivel preestablecido o cuando la corrientediferencial supera la corriente de activación mínima definidapara la protección diferencial habitual. Por lo tanto, mediantelos ajustes adecuados se puede asegurar el bloqueo de estenivel sensible para todas las faltas multifase externas, lo cualpuede provocar la saturación del TC. La característica deoperación de la característica diferencial sensible se observaen la figura 1.

Zona de comprobaciónPara la protección de barra en estaciones con dos barras,cuando se necesita selección dinámica de zonas, a veces serequiere incluir la zona diferencial global (es decir, la zona decomprobación). Así, la zona de comprobación globalincorporada está disponible en el IED. Puesto que lamedición de corriente de la zona de comprobaciónincorporada no depende del estado del seccionador, estacaracterística asegura la estabilidad de la proteccióndiferencial de barra incluso con una indicación de estadocompletamente erróneo desde los seccionadores. Hay quetener en cuenta que la zona de comprobación global solosupervisa el funcionamiento usual de la protección diferencial.Las órdenes de disparo externas, las órdenes de disparo derespaldo por fallo de interruptor y el funcionamiento de laprotección diferencial sensible no son supervisados por lazona de comprobación global.

La zona de comprobación global tiene un algoritmo simple defuncionamiento de la corriente, que asegura una operación enla zona de comprobación para todas las faltas internas,independientemente de la distribución de la corriente de falta.Para lograrlo, la corriente saliente de la zona decomprobación global se utiliza como cantidad de frenado. Sies necesario, el funcionamiento de la zona de comprobaciónse puede activar de manera externa mediante una señalbinaria.

Detección de TC abiertoEl innovador algoritmo de medición proporciona estabilidadpara los circuitos secundarios de los TC abiertos o encortocircuito, lo que significa que no se requiere una zona decomprobación aparte. El nivel de arranque para la detecciónde TC abierto, por lo general, se puede ajustar para detectarla condición de circuito abierto del TC más pequeño. Estacaracterística incorporada permite ajustar el terminal deprotección muy sensible, incluso a un valor más bajo que elmáximo valor primario del TC en la estación. Al detectar

problemas en los circuitos secundarios del TC, la proteccióndiferencial se puede bloquear de manera instantánea y seemite una alarma. De manera alternativa, la proteccióndiferencial se puede desensibilizar automáticamente paraasegurar la estabilidad de la protección diferencial de barraen una condición de carga normal. Cuando se hanencontrado problemas en circuitos secundarios del TC y sehan corregido los errores asociados, se debe realizar unareposición manual del IED. Esto se puede hacer de maneralocal desde la HMI o de manera remota a través de unaentrada binaria o un enlace de comunicación.

Sin embargo, hay que tener en cuenta que esta característicasolo se puede utilizar parcialmente cuando se usa el principiode suma.

Supervisión de protección diferencialSe encuentra disponible la monitorización doble del estadode la protección diferencial. La primera característica demonitorización funciona después de un retardo ajustable,cuando la corriente diferencial es mayor que el nivel ajustablepor el usuario. Esta característica se puede utilizar, porejemplo, para diseñar la lógica de reposición automática parala característica de detección de TC abierto descritaanteriormente. La segunda característica de monitorizaciónfunciona de manera inmediata cuando la corriente que pasapor la barra es mayor que el nivel ajustable por el usuario.Ambas características de monitorización son segregadas porfases y emiten señales binarias, que se pueden utilizar paraactivar el registrador de perturbaciones o para alarmas.

4. Selección de zonasNormalmente los circuitos secundarios de los TI, de cadabahía de la subestación, están conectados a la protección debarras. La función de "software" integrada denominada"Selección de zona" proporciona un control simple peroeficaz de los TC conectados al IED de protección de barras,para lograr un esquema de protección diferencial totalmenteoperativo para aplicaciones de varias zonas, tanto en enbarras pequeñas como en grandes.

La función consta de un algoritmo de supervisión de estadodel seccionador/interruptor específico, un algoritmo decontrol de conexión del TC específico de bahía y un algoritmode interconexión de zona.

Monitorización del estado del seccionadorPara estaciones con disposición primaria compleja (es decir,estaciones con dos barras y un interruptor, con o sin barra detransferencia), la información sobre la posición delseccionador de barra en cada bahía es crucial para laprotección de barra. Las posiciones de estos seccionadoresdeterminan qué entrada de TC (es decir, qué bahía) seconecta a qué zona de la protección diferencial. Para algunascaracterísticas más avanzadas, como la protección de zonamuerta o punto ciego, el estado real del interruptor enalgunas bahías o en todas también puede ser una



20 ABB

información vital para la protección de barra. El bloquefuncional del seccionador se utiliza para ver el estado de doscontactos auxiliares del dispositivo primario, evaluarlos yenviar la posición del contacto primario del dispositivo alresto de la lógica de selección de zona.

Para tales aplicaciones, por lo general, se conectan al IEDdos contactos auxiliares (es decir, contactos auxiliaresnormalmente abierto y normalmente cerrado) de cada objetode conmutación primario relevante. Así se determina elestado de cada objeto de conmutación primario. Seencuentra disponible el bloque funcional específico para cadaobjeto de conmutación primario, a fin de determinar el estadode los contactos primarios del objeto. Mediante un ajuste deparámetros, el usuario final puede seleccionar uno de los dosesquemas lógicos siguientes para cada objeto primario porseparado:

• Si no abierto, entonces cerrado (es decir, como enesquemas RADSS).

• Abierto o cerrado solo si se indica claramente medianteel estado del contacto auxiliar (es decir, como enesquemas INX).

En la tabla 9 se ofrece una rápida visión general de ambosesquemas.

Observe que el primer esquema solo requiere un contactoauxiliar normalmente cerrado de corte rápido (es decir,

contacto b) para el funcionamiento correcto. El control deltiempo del contacto auxiliar normalmente abierto no escrítico, ya que solo se utiliza para la supervisión del estadodel objeto primario. El segundo esquema requiere, además,un contacto auxiliar normalmente abierto de cierreadelantado, con ajuste de tiempo adecuado (es decir,contacto a de cierre adelantado) para el funcionamientocorrecto.

Independientemente del esquema que se utilice, estádisponible la alarma retardada de supervisión del estado delinterruptor/seccionador (es decir, estado del contacto auxiliar00 o bien 11). El usuario final puede configurar libremente elcomportamiento de las dos zonas de protección integradas,cuando aparece la alarma del seccionador.

También es posible, mediante un ajuste de parámetros,invalidar el estado del objeto primario comopermanentemente abierto o permanentemente cerrado. Estacaracterística puede ser útil durante la comprobación,instalación y puesta en servicio del esquema de protecciónde barra. Al mismo tiempo, se emite una alarma aparte paraindicar que se ha sobrescrito el estado real del objetomediante un parámetro de ajuste.

Tenga en cuenta que también es posible utilizar solocontactos auxiliares normalmente cerrados para la lógica deselección de zona. En ese caso, no se utilizan los bloquesfuncionales del conmutador.

Tabla 9. Tratamiento del estado del contacto auxiliar del objeto primario

Equipo primario Estado en la protección de barra Característica de alarma

Estado decontactoauxiliarnormalmenteabierto(es decir,contacto“cerrado” o“a”)

Estado decontactoauxiliarnormalmentecerrado(es decir,contacto“abierto” o“b”)

si“Esquema 1RADSS”estáseleccionado

si“Esquema 2INX”estáseleccionado

Alarma trasretardoajustable

Información visible en la HMI local

abierto abierto cerrado Última posiciónguardada

sí intermedio_00

abierto

cerrado abierto abierto no abierto

cerrado

abierto cerrado cerrado no cerrado

cerrado cerrado cerrado cerrado sí EstadoErroneo_11

BahíaCada entrada del TC está asignada a un bloque funcional debahía específico. Este bloque funcional se utiliza paraproporcionar al usuario una interfaz completa para todas lasseñales desde esta bahía y hacia ella. También se utiliza parainfluir en la corriente medida de la bahía.

Mediante el ajuste del parámetro CTConnection es posibleconectar o desconectar la entrada del TC al bloque funcionalde bahía. Una vez que la entrada del TC está conectada albloque funcional de bahía, la entrada de corriente asociadase puede incluir o excluir de las dos funciones diferencialesdisponibles internamente en el software. Esto se puede hacer



ABB 21

mediante el ajuste de un parámetro para las disposiciones deestaciones simples (es decir, estaciones de un interruptor ymedio) o a través de un esquema lógico específico (es decir,estaciones con dos barras). Para cada bahía, el usuario finaldebe seleccionar una de las cinco alternativas siguientes:

• Conectar de manera permanente la corriente de estabahía a la zona A (es decir, ZA).

• Conectar de manera permanente la corriente de estabahía a la zona B (es decir, ZB).

• Conectar de manera permanente la corriente de estabahía a la zona A y la corriente invertida de la bahía a ZB(es decir, ZA y ZB).

• Conectar la corriente de esta bahía a ZA o ZB, según elestado lógico de las dos señales binarias de entradadisponibles en este bloque funcional de bahía. Estas dosseñales de entrada incluyen la corriente medida en lazona respectiva cuando su valor lógico es uno (es decir,CntrlIncludes). Esta opción se utiliza, junto con losbloques funcionales de conmutador anteriormentedescritos, para proporcionar una lógica completa deselección de zona.

• Conecte la corriente de bahía a ZA o ZB, según elestado lógico de las dos señales binarias de entradadisponibles en este bloque funcional de bahía. Estas dosseñales incluyen la corriente medida en la zonarespectiva cuando su valor lógico es cero (es decir,CntrlExcludes). Por lo general, esta opción se utilizacuando solamente los contactos auxiliares normalmentecerrados del seccionador de barra están disponiblespara la lógica de selección de zona.

Al mismo tiempo, también se encuentra disponible unacaracterística adicional para la desconexión instantánea oretardada, o incluso la inversión de la corriente de la bahíaconectada, a través de señales lógicas separadas. Estacaracterística se proporciona para facilitar la desconexión delTC de seccionamiento o de acoplamiento de barras, parainterruptores de enlace con un TC en uno solo de sus lados.Esto asegura el despeje rápido y correcto de las faltas entreel TC y el interruptor en esas bahías. Esta mismacaracterística también se puede utilizar por separado encualquier bahía de línea, para optimizar el rendimiento de laprotección diferencial de barra cuando el interruptor estáabierto. Por ende, se encuentra disponible la protección dezona muerta para faltas entre el interruptor y el TC. Sinembargo, para utilizar esta característica, los contactosauxiliares del interruptor y la orden de cierre deben estarconectados a las entradas binarias del IED. Por lo tanto, elIED ofrece la mejor cobertura posible para estas faltasespeciales entre el TC y el interruptor en bahías de línea y deseccionamiento o de acoplamiento de barras.

Dentro del bloque funcional de bahía, mediante un ajuste deparámetros, se decide el comportamiento de la bahía durantela interconexión de zonas (es decir, transferencia de carga).

Para cada bahía por separado, se puede seleccionar una delas tres opciones siguientes:

• La corriente de bahía se saca de ambas zonas durantela interconexión de zona (utilizada para bahías deacoplamiento de barras)

• La corriente de bahía se introduce de formaincondicional en ambas zonas durante la interconexiónde zona (utilizada en aplicaciones especiales)

• La corriente de bahía se conecta a ambas zonas durantela interconexión de zona si la bahía se conectópreviamente a una de las dos zonas (normalmenteutilizada para bahías de línea)

La tercera opción asegura que la línea, que está fuera deservicio, no se conecte a ninguna de las dos zonas durante lainterconexión de zona.

Dentro del bloque funcional de bahía, mediante un ajuste deparámetros, se decide si la bahía se debe conectar o no a lazona de comprobación. De este modo, el usuario final tieneun control simple de las bahías, que se deben conectar a lazona de comprobación global.

Mediante una lógica de configuración adecuada, es posibledejar cualquier bahía (es decir, entrada del TC) fuera deservicio. Esto se puede hacer desde la HMI local o de maneraexterna a través de una señal binaria. En ese caso, sedesactivan todas las funciones de medición de corrienteinterna (es decir, protección diferencial, protección diferencialsensible, zona de comprobación, protección de fallo deinterruptor y protección de sobreintensidad). Al mismotiempo, se puede inhibir cualquier orden de disparo a esteinterruptor de bahía.

Mediante dos señales de entrada binaria específicas esposible:

• Desconectar solo el interruptor de bahía (paradesconexión de protección de OC integrada)

• Desconectar la zona diferencial completa a la que estáconectada esta bahía (para comando de desconexión derespaldo desde protección de fallo de interruptor debahía integrada o externa)

Por último, se encuentra disponible una salida binaria dedisparo específica, desde el bloque funcional de bahía, paraproporcionar una señal común de disparo al interruptor de labahía desde la protección diferencial de barra, la protecciónde fallo de interruptor, la protección de sobreintensidad derespaldo, etc.

De este modo, la interfaz del usuario es lo más simple posibley el trabajo de ingeniería del IED es bastante sencillo.

Interconexión de zonas (transferencia de carga)Cuando esta característica está activada, las dos zonasintegradas de la protección diferencial se unifican en unazona diferencial global común. Esta característica se requiere



22 ABB

en las estaciones con dos barras cuando ambosseccionadores se cierran al mismo tiempo en cualquiera delas bahías de línea (es decir, transferencia de carga). Comose ha explicado en la sección anterior, “Bahía”, cada entradade TC se comporta del modo preestablecido para asegurarun equilibrio adecuado de la corriente durante esta condiciónespecial. Esta característica se puede iniciar de manera

automática (cuando la lógica de selección de zona determinaque ambos seccionadores se cierran al mismo tiempo en unabahía de línea) o de manera externa, a través de una señalbinaria específica. Si esta característica está activada durantemás tiempo que el valor preestablecido, se emite la señal dealarma.

5. Protección de corriente

Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapasOC4PTOCLa función de protección de sobreintensidad de fases decuatro etapas OC4PTOC presenta un retardo de tiempoinverso o definido independiente para las etapas 1 a 4 porseparado.

Se encuentran disponibles todas las características detiempo inverso IEC y ANSI, junto con una característica detiempo opcional definida por el usuario.

La función direccional necesita una tensión, ya que es latensión polarizada con memoria. La función se puede ajustarpara que sea direccional o no direccional de formaindependiente para cada una de las etapas.

Es posible establecer el nivel de bloqueo por segundoarmónico para la función y utilizarlo para bloquearindividualmente cada etapa.

Esta función se puede utilizar como protección de bahía derespaldo (por ejemplo, para transformadores, reactores,condensadores shunt e interruptores de enlace). Unaaplicación especial consiste en utilizar esta protección desobreintensidad de fase para detectar cortocircuitos entre elinterruptor de línea y el TC de línea en una bahía de líneacuando el interruptor está abierto. Esta funcionalidad recibeel nombre de protección de falta en el extremo. En tal caso,se puede prevenir una operación innecesaria de la proteccióndiferencial de barra y se puede enviar solo una señal dedisparo de sobreintensidad rápida al extremo remoto de lalínea. Para utilizar esta funcionalidad el estado del interruptory la orden de cierre del interruptor deben estar conectados aREB670. Una de las etapas de sobreintensidad se puedeajustar y configurar para que actúe como protección de faltaen el extremo en REB670.

Protección de sobreintensidad monofásica de cuatro etapasPH4SPTOCLa protección de sobreintensidad no direccional monofásicade cuatro etapas (PH4SPTOC) tiene un retardo de tiempoinverso o definido independiente para cada etapa.

Se encuentran disponibles todas las características deretardo IEC y ANSI junto con una característica de tiempoopcional definida por el usuario.

La función se utiliza normalmente como protección de faltaen el extremo para despejar faltas entre transformador deintensidad e interruptor.

Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas,dirección de secuencia cero y secuencia negativa EF4PTOCLa protección de sobreintensidad residual de cuatro etapasEF4PTOC tiene un retardo inverso o definido independientepara cada etapa.

Se encuentran disponibles todas características de retardoIEC y ANSI, junto con una característica opcional definida porel usuario.

EF4PTOC se puede ajustar como direccional o no direccionalde forma independiente para cada una de las etapas.

IDir, UPol y IPol pueden seleccionarse independientementecomo secuencia cero o secuencia negativa.

Se puede ajustar un bloqueo por segundo armónico de formaindividual para cada etapa.

EF4PTOC se puede utilizar como protección principal parafaltas de fase a tierra.

EF4PTOC también se puede utilizar para proporcionar unrespaldo del sistema, por ejemplo, en caso de que laprotección primaria esté fuera de servicio debido a un fallo decomunicación o en el circuito del transformador de tensión.

La corriente residual se puede calcular sumando lascorrientes trifásicas o tomando la entrada de TC neutro

Protección de sobreintensidad de secuencia negativa decuatro etapas NS4PTOCLa protección de sobreintensidad de secuencia negativa decuatro etapas (NS4PTOC) tiene un retardo de tiempo inversoo definido independiente para cada etapa.

Todas las características de retardo IEC y ANSI seencuentran disponibles, junto con una característica opcionaldefinida por el usuario.

La función direccional es la tensión polarizada.

NS4PTOC se puede ajustar como direccional o no direccionalde forma independiente para cada una de las etapas.



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NS4PTOC se puede utilizar como protección principal parafaltas asimétricas; faltas de cortocircuitos de fase a fase, decortocircuitos de fase a fase a tierra y de fase a tierra.

NS4PTOC también se puede utilizar para proporcionar unrespaldo del sistema, por ejemplo, en caso de que laprotección primaria esté fuera de servicio debido a un fallo decomunicación o del circuito del transformador de tensión.

Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempoTRPTTRSi un transformador de potencia alcanza temperaturas muyaltas se puede dañar. El aislamiento dentro del transformadorexperimentará un envejecimiento forzado. Comoconsecuencia, aumenta el riesgo de faltas internas de fase afase o de fase a tierra.

La protección de sobrecarga térmica calcula el contenido decalor interno del transformador (temperatura) de formacontinua. Este cálculo se realiza utilizando un modelo térmicodel transformador con dos constantes de tiempo, que estábasado en la medición de corriente.

Existen dos niveles de alarma. Esto permite que las medidascorrectivas se tomen antes de alcanzar temperaturaspeligrosas. Si la temperatura sigue aumentando hasta el valorde disparo, la protección inicia la desconexión deltransformador protegido.

Se presenta el tiempo estimado de disparo antes de laoperación.

Protección de fallo de interruptor CCRBRFLa protección de fallo de interruptor (CCRBRF) garantiza undisparo de respaldo rápido de los interruptores adyacentesen caso de que el propio interruptor no se pueda abrir.CCRBRF puede estar basado en corriente, basado encontactos o en una combinación adaptativa de estas doscondiciones.

Como criterio de comprobación se utiliza una función decomprobación de corriente con un tiempo de reposiciónextremadamente corto para obtener una alta seguridadcontra operaciones accidentales.

Es posible utilizar criterios de comprobación en el caso deque la corriente de falta a través del interruptor sea pequeña.

CCRBRF se puede iniciar de manera monofásica o trifásicapara permitir el uso con aplicaciones de una fase un disparo.Para la versión trifásica de CCRBRF , el criterio de corrientese puede ajustar para que funcione solo si dos de las cuatro,por ejemplo, dos fases o una fase más la corriente residual seinician. Esto proporciona mayor seguridad a la orden dedisparo de respaldo.

La función CCRBRF se puede programar para queproporcione un redisparo monofásico o trifásico del propiointerruptor, para evitar el disparo innecesario de interruptores

adyacentes en un inicio incorrecto debido a errores durante lacomprobación.

Protección de fallo de interruptor, versión monofásicaCCSRBRFLa función de protección de fallo de interruptor, versiónmonofásica (CCSRBRF) asegura el disparo de respaldorápido de los interruptores adyacentes.

Como criterio de comprobación, se utiliza una función decomprobación de la corriente con un tiempo de reposiciónextremadamente corto para obtener una alta seguridadcontra una operación innecesaria.

CCSRBRF se puede programar para proporcionar elredisparo del propio interruptor a fin de evitar el disparoinnecesario de interruptores adyacentes por un arranqueincorrecto debido a errores durante pruebas.

Protección de máxima/mínima potencia direccionalGOPPDOP/GUPPDUPLa protección de máxima/mínima potencia direccionalGOPPDOP/GUPPDUP se puede utilizar siempre que senecesite una protección o sistema de alarma para la potenciaalta/baja activa, reactiva o aparente. Las funciones tambiénse pueden utilizar para comprobar la dirección del flujo depotencia activa o reactiva en la red eléctrica. Existennumerosas aplicaciones en las que se requiere estafuncionalidad. Algunas de ellas son:

• detección de flujo de potencia activa invertida• detección de flujo de potencia reactiva alta

Cada función tiene dos etapas con retardo de tiempodefinido.

Protección de bancos de condensadores (CBPGAPC)Los bancos de condensadores shunt (SCB) se utilizan en unsistema de potencia para proporcionar compensación depotencia reactiva y corrección del factor de potencia.También se utilizan como partes integrantes deCompensadores estáticos de VAr (SVC) o instalaciones defiltros armónicos. La función de protección de bancos decondensadores (CBPGAPC) se ha diseñado específicamentepara ofrecer funciones de protección y supervisión para SCB.

6. Protección de tensión

Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUVEn el sistema eléctrico puede haber subtensiones durantefaltas o condiciones anómalas. La función de protección desubtensión de dos etapas (UV2PTUV) se puede utilizar paraabrir interruptores a fin de prepararse para la restauración delsistema en el caso de apagones eléctricos o como respaldocon retardo de tiempo prolongado para la protección primaria.

UV2PTUV tiene dos etapas de tensión, cada una con retardode tiempo inverso o definido.



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UV2PTUV tiene una relación de reposición alta a fin depermitir unos ajustes próximos a la tensión nominal de la red.

Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOVEn la red eléctrica, se producen tensiones altas durantecondiciones anormales, como pérdida repentina de potencia,fallos de regulación del cambiador de tomas y extremos delínea abiertos en líneas largas.

OV2PTOV tiene dos etapas de tensión, cada una con retardode tiempo inverso o definido.

OV2PTOV tiene una relación de reposición alta a fin depermitir unos ajustes próximos a la tensión de servicio de lared.

Protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOVEn el sistema eléctrico puede haber tensiones residualesdurante faltas a tierra.

La función de protección de sobretensión residual de dosetapas ROV2PTOV calcula la tensión residual de lostransformadores de entrada de tensión trifásica o la midedesde un solo transformador de entrada de tensiónalimentado desde un transformador de tensión conectado entriángulo abierto o de punto neutro.

ROV2PTOV tiene dos etapas de tensión, cada una conretardo de tiempo inverso o definido.

El retardo de reposición garantiza una operación por faltas atierra intermitentes.

Protección diferencial de tensión VDCPTOVSe dispone de una función de monitorización diferencial detensión. Esta compara las tensiones de dos juegos trifásicosde transformadores de tensión y tiene una etapa de alarmasensible y una etapa de disparo.

Comprobación de pérdida de tensión LOVPTUVLa comprobación de pérdida de tensión LOVPTUV resulta útilen las redes con una función de restauración automática delsistema. LOVPTUV envía una orden de disparo de tres polosal interruptor, cuando todas las tensiones trifásicas caen pordebajo del valor ajustado durante un tiempo superior alajustado y el interruptor permanece cerrado.

El funcionamiento de LOVPTUV se supervisa mediante lasupervisión de fallo de fusible FUFSPVC.

7. Protección de frecuencia

Protección de subfrecuencia SAPTUFLa subfrecuencia se produce como resultado de la ausenciade generación en la red.

La protección de subfrecuencia SAPTUF mide la frecuenciacon una alta exactitud y se utiliza para sistemas de deslastrede carga, esquemas de acciones correctivas, arranque de

turbinas de gas, etc. Se proporcionan retardos de tiempodefinido separados para operación y restauración.

SAPTUF dispone de un bloqueo por subtensión.

La operación se basa en la medición de la tensión desecuencia positiva y requiere dos tensiones de fase a fase otres tensiones de fase a neutro para conectarse. Paraobtener información sobre cómo conectar las entradasanalógicas, consulte Application manual/IED application/Analog inputs/Setting guidelines

Protección de sobrefrecuencia SAPTOFLa función de protección de sobrefrecuencia SAPTOF sepuede aplicar en todas las situaciones en las que se necesitecontar con una detección fiable de la frecuencia fundamentalalta del sistema eléctrico.

La sobrefrecuencia ocurre debido a caídas repentinas de lacarga o faltas de shunt en la red eléctrica. Cerca de la centraleléctrica, problemas con la regulación del generador tambiénpueden causar sobrefrecuencia.

SAPTOF mide la frecuencia con una alta exactitud y se utilizaespecialmente para deslastre de generación y esquemas demedidas correctivas. También se utiliza como una etapa defrecuencia de inicio de restauración de la carga. Seproporciona un retardo de tiempo definido para la operación.

SAPTOF incluye un bloqueo por subtensión.

La operación se basa en la medición de la tensión desecuencia positiva y requiere dos tensiones de fase a fase otres tensiones de fase a neutro para conectarse. Paraobtener información sobre cómo conectar las entradasanalógicas, consulte Application manual/IED application/Analog inputs/Setting guidelines

Protección de derivada de la frecuencia SAPFRCLa función de protección de derivada de la frecuenciaSAPFRC proporciona una indicación anticipada de unaperturbación mayor en el sistema. SAPFRC mide lafrecuencia con una alta exactitud y se puede utilizar paradisminuir la generación, deslastre de carga y para esquemasde medidas correctivas. SAPFRC puede diferenciar entrecambio de frecuencia positivo y negativo. Se proporciona unretardo de tiempo definido para la operación.

SAPFRC incluye un bloqueo de subtensión. La operación sebasa en la medición de la tensión de secuencia positiva yrequiere dos tensiones de fase a fase o tres tensiones de fasea neutro para conectarse. Para obtener información sobrecómo conectar las entradas analógicas, consulte Applicationmanual/IED application/Analog inputs/Setting guidelines.



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8. Protección multifunción

Protección general de corriente y tensión CVGAPCLa protección general de corriente y tensión (CVGAPC) sepuede utilizar como protección de tensión y/o corriente desecuencia cero o negativa para detectar condicionesasimétricas, como faltas asimétricas o de fase abierta.

9. Supervisión del sistema secundario

Supervisión de fallo de fusible FUFSPVCEl objetivo de la función de supervisión de fallo de fusibleFUFSPVC es bloquear las funciones de medición de tensiónante fallos en los circuitos secundarios entre el transformadorde tensión y el IED, a fin de evitar operaciones accidentalesque, de otro modo, puedan ocurrir.

La función de supervisión de fallo de fusible tiene,básicamente, tres métodos de detección diferentes:detección basada en la secuencia negativa y la secuenciacero, detección adicional de cambio de tensión y cambio deintensidad.

Se recomienda el algoritmo de detección de secuencianegativa para los IED que se utilizan en redes de neutroaislado o de conexión a tierra de alta impedancia. Se basa enlas cantidades de secuencia negativa.

Se recomienda la detección de secuencia cero para los IEDque se utilizan en redes de neutro rígido a tierra o deconexión a tierra de baja impedancia. Se basa en lascantidades de medición de secuencia cero.

La selección de diferentes modos de funcionamiento esposible mediante un parámetro de ajuste con el fin de teneren cuenta la conexión a tierra concreta de la red.

Se puede agregar un criterio basado en mediciones decambios de corriente y cambios de tensión a la función desupervisión de fallo de fusible, para detectar un fallo defusible trifásico, lo cual, en términos prácticos, se asocia máscon la conmutación del transformador de tensión durante lasmaniobras en la estación.

Supervisión de fallo de fusible VDSPVCLas diferentes funciones de protección dentro del IED deprotección funcionan en base a la tensión medida en el puntodel relé. Algunos ejemplos de funciones de protección son:

• Función de protección de distancia.• Función de subtensión.• Función de energización y comprobación de tensión

para la lógica de alimentación débil.

Estas funciones pueden operar accidentalmente si seproduce una falta en los circuitos secundarios entre lostransformadores de medida de tensión y el IED. VDSPVCpuede evitar una operación accidental.

VDSPVC se ha diseñado para detectar faltas de fusibles ofaltas en el circuito de medida de tensión, a partir de lacomparación en todas las fases de las tensiones del circuitoprincipal y los piloto fusionados. La salida de bloqueo deVDSPVC se puede configurar para bloquear funciones quedeban bloquearse en caso de faltas en el circuito de tensión.

10. Control

Comprobación de sincronismo, comprobación deenergización y sincronización SESRSYNLa función de sincronización permite cerrar las redesasíncronas en el momento adecuado, incluido el tiempo decierre del interruptor, lo cual mejora la estabilidad de la red.

La función de comprobación de sincronismo, comprobaciónde energización y sincronización SESRSYN comprueba quelas tensiones en ambos lados del interruptor estén ensincronismo o con al menos un lado muerto para asegurarque el cierre se pueda realizar de forma segura.

La función SESRSYN incluye un esquema de selección detensiones incorporado para disposiciones de barra doble einterruptor y medio o disposiciones de barra en anillo.

El cierre manual y el reenganche automático se puedencomprobar mediante la función y pueden tener diferentesajustes.

Para los sistemas que funcionan de manera asíncrona, seproporciona una función de sincronización. La finalidadprincipal de la función de sincronización es proporcionar uncierre controlado de los interruptores cuando se va aestablecer la conexión entre dos sistemas asíncronos. Lafunción de sincronización evalúa la diferencia de tensión, ladiferencia de ángulo de fase, el deslizamiento de la frecuenciay la derivada de la frecuencia antes de emitir un cierrecontrolado del interruptor. El tiempo de cierre del interruptores un ajuste de parámetro.

Reenganche automático SMBRRECLa función de reenganche automático proporciona unreenganche automático tripolar de alta velocidad o retardado.El reenganche automático se puede utilizar para larestauración de una barra con un retardo. Se puedenproporcionar dos reenganchadores (SMBRREC), uno paracada barra.

Control de aparatos APCLas funciones del control de aparatos se utilizan para elcontrol y la supervisión de interruptores, seccionadores yseccionadores de tierra dentro de una bahía. Se da permisopara operar después de la evaluación de las condicionesdesde otras funciones, como enclavamiento, comprobaciónde sincronismo, selección de la ubicación del operador ybloqueos internos o externos.

Características del control de aparatos:



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• Principio de selección-ejecución para proporcionar altafiabilidad

• Función de selección para evitar maniobras simultáneas• Selección y supervisión de la ubicación del operador• Supervisión de órdenes• Bloqueo/desbloqueo de la maniobra• Bloqueo/desbloqueo de la actualización de indicaciones de

posición• Sustitución de indicaciones de posición y calidad• Cancelación de funciones de enclavamiento• Cancelación de la comprobación de sincronismo• Contador de operaciones• Eliminación de la posición media

Se pueden utilizar dos tipos de modelos de órdenes:• Directo con seguridad estándar• SBO (selección antes de la maniobra) con seguridad

mejorada

La seguridad estándar implica que solo se evalúa la orden yno se supervisa la posición resultante. La seguridad mejoradaimplica que la orden se evalúa con supervisión adicional delvalor de estado del objeto de control. La secuencia deórdenes con seguridad mejorada siempre se terminamediante una primitiva del servicio CommandTermination yuna AddCause que indica si la orden se ha realizadocorrectamente o bien ha habido algún problema.

La operación de control se puede llevar a cabo desde la HMIlocal con control de autorización, si se define de ese modo.

Controlador de conmutación SCSWIEl controlador de conmutación (SCSWI) inicia y supervisatodas las funciones para seleccionar y utilizar adecuadamentelos aparatos de conmutación primarios. El controlador deconmutación puede manejar y operar un dispositivo trifásicoo hasta tres dispositivos monofásicos.

Interruptor SXCBREl objetivo de la función de Interruptor (SXCBR) esproporcionar el estado real de las posiciones y llevar a cabolas operaciones de control, es decir, enviar todas las órdenesa los aparatos primarios en forma de interruptores a través detarjetas de salida binarias y supervisar la actuación deconmutación y la posición.

Seccionador SXSWIEl objetivo de la función de Seccionador (SXSWI) esproporcionar el estado real de las posiciones y llevar a cabolas operaciones de control, es decir, enviar todas las órdenesa los aparatos primarios en forma de seccionadores oseccionadores de puesta a tierra a través de tarjetas desalida binarias y supervisar la actuación de conmutación y laposición.

Función de reserva QCRSVEl objetivo de la función de reserva es principalmentetransferir información de enclavamiento entre los IED demanera segura y evitar el accionamiento doble en una bahía,en una parte del patio de maniobras o en la subestacióncompleta.

Entrada de reserva RESINLa función de entrada de reserva (RESIN) recibe lainformación de reserva de otras bahías. La cantidad deinstancias es igual a la cantidad de bahías incluidas (seencuentran disponibles hasta 60 instancias).

Control de bahías QCBAYLa función de control de bahías QCBAY se utiliza junto con lafunción de remoto local y la función de control remoto localpara controlar la selección de la ubicación del operador encada bahía. QCBAY también proporciona funciones debloqueo que se pueden distribuir a distintos aparatos dentrode la bahía.

Local o remoto LOCREM/Control local o remotoLOCREMCTRLLas señales de la HMI local o de un conmutador local/remotoexterno se conectan a través de los bloques funcionalesLOCREM y LOCREMCTRL al bloque funcional de control debahías QCBAY. El parámetro ControlMode del bloquefuncional LOCREM se ajusta para elegir si las señales deconmutación provienen de la HMI local o de un conmutadorfísico externo conectado a través de entradas binarias.

Conmutador giratorio lógico para selección de funciones ypresentación LHMI, SLGAPCLa función de conmutador giratorio lógico para selección defunciones y presentación LHMI SLGAPC (o bloque funcionalde conmutador selector) se utiliza para obtener unafuncionalidad mejorada del conmutador selector similar a laque proporciona un conmutador selector de hardware. Lascompañías eléctricas utilizan mucho los conmutadoresselectores de hardware para tener distintas funciones queoperan con valores preestablecidos. Sin embargo, losconmutadores de hardware requieren mantenimientoconstante, brindan poca fiabilidad del sistema y requieren unmayor volumen de compras. La función de conmutadorselector pone fin a todos estos problemas.

Miniconmutador selector VSGAPCEl bloque funcional de miniconmutador selector VSGAPC esuna función multipropósito que se utiliza en diversasaplicaciones como conmutador de uso general.

VSGAPC se puede controlar desde el menú o desde unsímbolo en el diagrama unifilar (SLD), en la HMI local.

Función de comunicación genérica para indicación de doblepunto DPGAPCEl bloque funcional de la función de comunicación genéricapara indicación de doble punto DPGAPC se utiliza para enviar



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indicaciones dobles a otros sistemas, equipos o funciones dela subestación a través del IEC 61850-8-1 u otros protocolosde comunicación. Se utiliza especialmente en las lógicas deenclavamiento de toda la estación.

Control genérico de un solo punto de 8 señales SPC8GAPCEl bloque funcional de control genérico de un solo punto deocho señales SPC8GAPC es un conjunto de ocho órdenes deun solo punto, diseñadas para transmitir órdenes desdeREMOTE (SCADA) a las partes de la configuración lógica queno necesitan una amplia funcionalidad de recepción deórdenes (por ejemplo, SCSWI). De este modo, se puedenenviar órdenes simples directamente a las salidas del IED, sinconfirmación. Se supone que la confirmación (estado) delresultado de las órdenes se obtiene por otros medios, comoentradas binarias y bloques funcionales SPGAPC. Lasórdenes pueden ser por pulsos o continuas con un tiempo depulso ajustable.

Bits de automatización, función de mando para DNP3.0AUTOBITSLa función de bits de automatización según DNP3(AUTOBITS) se utiliza dentro del PCM600 para entrar en laconfiguración de las órdenes provenientes del protocoloDNP3. La función AUTOBITS cumple el mismo papel que lasfunciones GOOSEBINRCV (para IEC 61850) yMULTICMDRCV (para LON).

Orden simple, 16 señalesLos IED pueden recibir órdenes tanto de un sistema deautomatización de subestaciones como desde la HMI local. Elbloque funcional de órdenes tiene salidas que se puedenutilizar, por ejemplo, para controlar aparatos de alta tensión opara otra funcionalidad definida por el usuario.

11. Lógica

Lógica de matriz de disparo TMAGAPCLa función de lógica de matriz de disparo TMAGAPC seutiliza para dirigir señales de disparo y otras señales lógicasde salida a distintos contactos de salida en el IED.

La función de lógica de matriz de disparo tiene 3 señales desalida y estas salidas se pueden conectar a las salidas dedisparo físicas en función de las necesidades específicas dela aplicación para salida de pulso ajustable o salida continua.

Función de lógica de alarma de grupo ALMCALHLa función de lógica de alarma de grupo ALMCALH se utilizapara enrutar varias señales de alarma hacia una indicacióncomún, LED y/o contacto, en el IED.

Función de lógica de alarma de grupo WRNCALHLa función de lógica de alarma de grupo WRNCALH se utilizapara enrutar varias señales de advertencia hacia unaindicación común, LED y/o contacto, en el IED.

Función de lógica de indicación de grupo INDCALHLa función de lógica de indicación de grupo INDCALH seutiliza para enrutar varias señales de indicación hacia unaindicación común, LED y/o contacto, en el IED.

Bloques de lógica configurablesEl usuario dispone de un número de bloques de lógica ytemporizadores para adaptar la configuración a lasnecesidades específicas de la aplicación.

• OR bloque funcional. Cada bloque tiene 6 entradas y dossalidas y una está invertida.

• INVERTER bloques funcionales que invierten la señal deentrada.

• PULSETIMER bloque funcional que se puede utilizar, porejemplo, para extensiones de pulsos o delimitación deoperación de salidas, tiempo de pulso ajustable.

• GATE bloque funcional que se utiliza para que una señalpueda pasar o no desde la entrada a la salida.

• XOR bloque funcional. Cada bloque tiene dos salidas y unaestá invertida.

• LOOPDELAY bloque funcional que se utiliza para retardar laseñal de salida un ciclo de ejecución.

• TIMERSET función que tiene salidas retardadas deactivación y desconexión relacionadas con la señal deentrada. El temporizador tiene un retardo de tiempoajustable.

• AND bloque funcional. Cada bloque tiene cuatro entradas ydos salidas y una está invertida

• SRMEMORY bloque funcional biestable que puede activaro reponer una salida desde dos entradas respectivamente.Cada bloque tiene dos salidas y una está invertida. Elajuste de la memoria controla si la salida del bloque deberestablecerse o volver al estado en el que se encontraba,después de una interrupción de la alimentación. La entradade activación tiene prioridad.

• RSMEMORY bloque funcional biestable que puede reponero activar una salida desde dos entradas respectivamente.Cada bloque tiene dos salidas y una está invertida. Elajuste de la memoria controla si la salida del bloque deberestablecerse o volver al estado en el que se encontraba,después de una interrupción de la alimentación. RESETtiene prioridad.

Lógica configurable Q/TSe dispone de una cantidad de bloques lógicos ytemporizadores con la capacidad de propagar el registro dehora y calidad de las señales de entrada. Los bloques



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funcionales ayudan al usuario a adaptar la configuración delos IED a las necesidades de aplicaciones específicas.

• ORQT OR bloque funcional que también propaga la marcade hora y calidad de las señales de entrada. Cada bloquetiene seis entradas y dos salidas y una está invertida

• INVERTERQT bloque funcional que invierte la señal deentrada y propaga la marca de hora y calidad de la señalde entrada.

• PULSETIMERQT Bloque funcional de temporizador depulsos que se puede utilizar, por ejemplo, para extensionesde pulsos o delimitación de operación de salidas. Lafunción también propaga la marca de hora y calidad de laseñal de entrada.

• XORQT Bloque funcional XOR. La función también propagala marca de hora y calidad de las señales de entrada. Cadabloque tiene dos salidas y una está invertida.

• TIMERSETQT función que tiene salidas retardadas deactivación y desconexión relacionadas con la señal deentrada. El temporizador tiene un retardo de tiempoajustable. La función también propaga la marca de hora ycalidad de la señal de entrada.

• ANDQT Bloque funcional AND. La función también propagala marca de hora y calidad de las señales de entrada. Cadabloque tiene cuatro entradas y dos salidas y una estáinvertida.

• SRMEMORYQT bloque funcional biestable que puedeactivar o reponer una salida desde dos entradasrespectivamente. Cada bloque tiene dos salidas y una estáinvertida. El ajuste de la memoria controla si, después deuna interrupción de la alimentación, el bloque deberíavolver al estado previo a la interrupción o se deberíareponer. La función también propaga la marca de hora ycalidad de la señal de entrada.

• RSMEMORYQT bloque funcional biestable que puedereponer o activar una salida desde dos entradasrespectivamente. Cada bloque tiene dos salidas y una estáinvertida. El ajuste de la memoria controla si, después deuna interrupción de la alimentación, el bloque deberíavolver al estado previo a la interrupción o se deberíareponer. La función también propaga la marca de hora ycalidad de la señal de entrada.

• INVALIDQT función que marca la calidad no válida de lassalidas según una entrada "válida". Las entradas se copiana las salidas. Si la entrada VALID es 0 o si el bit de calidadno válida está activado, el bit de calidad no válida de todaslas salidas se ajusta a inválido. La marca de hora de unasalida se ajusta a la última marca de hora de las entradasINPUT y VALID.

• INDCOMBSPQT combina señales de entrada simples enseñales de grupo. La entrada de posición simple se copiaen la parte del valor de la salida SP_OUT. La entrada TIMEse copia en la parte del tiempo de la salida SP_OUT. Losbits de entrada de calidad se copian en la correspondienteparte de la calidad de la salida SP_OUT.

• INDEXTSPQT extrae señales individuales de una entradade señales de grupo. La parte del valor de una entrada deposición simple se copia en la salida SI_OUT. La parte deltiempo de una entrada de posición simple se copia en lasalida TIME. Los bits de calidad en la parte común y laparte de indicación de las señales de entrada se copian enla salida de calidad correspondiente.

Paquete de lógica extensibleEl paquete de bloque de lógica extensible incluye lógica dematriz de disparo adicional y bloques de lógica configurables.

Conmutador giratorio lógico para selección de funciones ypresentación LHMI, SLGAPCLa función de conmutador giratorio lógico para selección defunciones y presentación LHMI SLGAPC (o bloque funcionalde conmutador selector) se utiliza para obtener unafuncionalidad mejorada del conmutador selector similar a laque proporciona un conmutador selector de hardware. Lascompañías eléctricas utilizan mucho los conmutadoresselectores de hardware para tener distintas funciones queoperan con valores preestablecidos. Sin embargo, losconmutadores de hardware requieren mantenimientoconstante, brindan poca fiabilidad del sistema y requieren unmayor volumen de compras. La función de conmutadorselector pone fin a todos estos problemas.

Miniconmutador selector VSGAPCEl bloque funcional de miniconmutador selector VSGAPC esuna función multipropósito que se utiliza en diversasaplicaciones como conmutador de uso general.

VSGAPC se puede controlar desde el menú o desde unsímbolo en el diagrama unifilar (SLD), en la HMI local.

Bloque funcional de señales fijasLa función de señales fijas FXDSIGN genera nueve señalespreestablecidas (fijas) que pueden utilizarse en laconfiguración de un IED, tanto para forzar las entradas noutilizadas en los otros bloques funcionales a un determinadonivel/valor, como para crear una lógica determinada. Estándisponibles los tipos de señales booleana, entera, comaflotante o cadena.

Integrador de tiempo transcurrido con transgresión de límitesy supervisión de desbordamiento (TEIGAPC)La función de Integrador de tiempo transcurrido TEIGAPC esuna función que acumula el tiempo transcurrido cuando unaseñal binaria determinada ha sido alta.

Principales características de TEIGAPC



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• Aplicable a integración de tiempo larga (≤ 999 999,9segundos).

• Supervisión de las condiciones de transgresión delímites y desbordamiento.

• Posibilidad de definir una advertencia o alarma con laresolución de 10 milisegundos.

• Retención del valor de integración.• Posibilidades para el bloqueo y la reposición.• Notificación del tiempo integrado.

Conversión de booleanos de 16 bits a enteros conrepresentación de nodo lógico BTIGAPCLa función de conversión de booleanos de 16 bits a enteroscon representación de nodo lógico BTIGAPC se utiliza paratransformar un conjunto de 16 señales (lógicas) binarias enun entero. La entrada BLOCK congela la salida en el últimovalor.

BTIGAPC puede recibir valores remotos a través de IEC61850 según la entrada de posición del operador (PSTO).

Conversión de enteros a booleanos de 16 bits IB16La función de conversión de enteros a booleanos de 16 bitsIB16se utiliza para transformar un entero en un conjunto de16 señales (lógicas) binarias.

Conversión de enteros a booleanos de 16 bits conrepresentación de nodo lógico ITBGAPCLa conversión de enteros a booleanos de 16 bits con funciónde representación de nodo lógico ITBGAPC se utiliza paratransformar un entero que se transmite a través del IEC61850 y es recibido por la función en señales de salidacodificadas (lógicas) binarias de 16 bits.

La función o puede recibir valores remotos a través de IEC61850 cuando el pulsador R/L (remoto/local) de la HMI frontalindica que el modo de control para el operador está enposición R (remoto, es decir, el LED junto a R estáencendido), y la señal correspondiente está conectada albloque funcional PSTO ITBGAPC de entrada. La entradaBLOCK congelará la salida en el último valor recibido ybloqueará los nuevos valores enteros que se reciban yconviertan a salidas codificadas binarias.

12. Monitorización

Mediciones CVMMXN, CMMXU, VNMMXU, VMMXU, CMSQI,VMSQILas funciones de medición se utilizan para obtenerinformación on-line del IED. Estos valores de serviciopermiten mostrar información on-line en la HMI local y en elsistema de automatización de subestaciones acerca de:

• las tensiones; corrientes; frecuencia; potencia activa,reactiva y aparente; y del factor de potencia medidos

• fasores primarios• las corrientes y tensiones de secuencias positiva,

negativa y cero• mA, corrientes de entrada• los contadores de pulsos

La tensión y la potencia solo se pueden medir cuando lasentradas de VT al REB670 están disponibles.

Supervisión de señales de entrada mAEl objetivo principal de la función es medir y procesar señalesde diferentes transductores de medida. Muchos dispositivosusados en el control de procesos representan variosparámetros como, por ejemplo, frecuencia, temperatura ytensión de batería CC como valores de corriente bajos,normalmente en el margen 4-20 mA o 0-20 mA.

Los límites de alarma se pueden ajustar y usar comoiniciadores, por ejemplo, para generar señales de disparo oalarma.

La función requiere que el IED esté equipado con el módulode entrada mA.

Informe de perturbaciones DRPRDRELas funciones de información de perturbaciones son las quepermiten obtener datos completos y fidedignos de lasperturbaciones en el sistema primario y/o secundario juntocon un registro continuo de eventos.

Informe de perturbaciones DRPRDRE, que se incluye siemprecon el IED, captura una muestra de los datos de todas lasentradas analógicas y señales binarias seleccionadas queestén conectadas al bloque funcional, con un máximo de 40señales analógicas y 96 señales binarias.

La funcionalidad de informes de perturbaciones incluye variasfunciones bajo un mismo nombre:

• Lista de eventos• Indicaciones• Registrador de eventos• Registrador de valores de disparo• Registrador de perturbaciones

La función de informe de perturbaciones se caracteriza poruna gran flexibilidad en cuanto a la configuración,condiciones de arranque, tiempos de registro y grancapacidad de almacenamiento.

Una perturbación se puede definir como la activación de unaentrada en los bloques funcionales AnRADR o BnRBDR, queestán ajustados para activar el registrador de perturbaciones.En el registro se incluyen todas las señales conectadas,desde el inicio del tiempo previo a la falta hasta el final deltiempo posterior a ella.



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Todos los registros del informe de perturbaciones se guardanen el IED en formato Comtrade estándar, como un archivo delector HDR, un archivo de configuración CFG y un archivo dedatos DAT. Lo mismo sucede con todos los eventos, que sevan guardando continuamente en un búfer de anillo. La HMIlocal se utiliza para obtener información sobre los registros.Los archivos de informe de perturbaciones se pueden cargaren el PCM600, para analizarlos en más detalle con laherramienta de administración de perturbaciones.

Lista de eventos DRPRDREUn registro continuo de eventos resulta útil para lasupervisión del sistema desde una perspectiva general y esun complemento de las funciones específicas del registradorde perturbaciones.

La lista de eventos registra todas las señales de entradasbinarias conectadas a la función de registrador deperturbaciones. La lista puede contener hasta 1000 eventoscon indicador de cronología almacenados en un búfer deanillo.

Indicaciones DRPRDREObtener información rápida, concisa y fiable sobre lasperturbaciones en el sistema primario o secundario esimportante para conocer, por ejemplo, las señales binariasque han cambiado de estado durante una perturbación. Lainformación se utiliza en una perspectiva a corto plazo paraobtener información a través de la HMI local de maneradirecta.

Hay tres LED en la HMI local (verde, amarillo y rojo), quecomunican el estado del IED y de la función de registrador deperturbaciones (activada).

La función de lista de indicaciones muestra todas las señalesde entrada binarias seleccionadas que están conectadas a lafunción de registrador de perturbaciones y que han cambiadode estado durante una perturbación.

Registrador de eventos DRPRDREEs fundamental contar con información rápida, completa yfiable sobre las perturbaciones en el sistema primario osecundario, por ejemplo, eventos con indicador de cronologíaregistrados durante las perturbaciones. Esta información seutiliza para diferentes fines a corto plazo (por ejemplo,medidas correctivas) y a largo plazo (por ejemplo, análisisfuncional).

El registrador de eventos registra todas las señales deentrada binarias seleccionadas que están conectadas a lafunción de registrador de perturbaciones. Cada registropuede contener hasta 150 eventos con indicador decronología.

La información del registrador de eventos se puede utilizarlocalmente en el IED para las perturbaciones.

La información de registro de eventos es una parte integradadel registro de perturbaciones (archivo Comtrade).

Registrador de valores de disparo DRPRDRELa información sobre los valores previos a la falta y de faltade la corriente y la tensión son imprescindibles para laevaluación de la perturbación.

El registrador de valores de disparo calcula los valores detodas las señales de entrada analógicas seleccionadas queestán conectadas a la función de registrador deperturbaciones. El resultado es la magnitud y el ángulo defase, antes y durante la falta, para cada señal analógica deentrada.

La información del registrador de valor de disparo se puedeutilizar para las perturbaciones localmente en el IED.

La información del registrador de valor de disparo es unaparte integrada del registro de perturbaciones (archivoComtrade).

Registrador de perturbaciones DRPRDRELa función del registrador de perturbaciones proporcionainformación rápida, completa y fiable sobre lasperturbaciones en la red eléctrica. Facilita la comprensión delcomportamiento del sistema y de los equipos primarios ysecundarios asociados, durante una perturbación y despuésde ella. La información registrada se utiliza para diferentesfines en una perspectiva a corto plazo (por ejemplo medidascorrectivas) y en una perspectiva a largo plazo (por ejemploanálisis funcional).

El registrador de perturbaciones adquiere muestras de datosde las señales analógicas y binarias seleccionadas,conectadas con la función de registrador de perturbaciones(máximo 40 señales analógicas y 96 señales binarias). Lasseñales binarias disponibles son las mismas señales que parala función del registrador de eventos.

La función se caracteriza por una gran flexibilidad y nodepende de la operación de funciones de protección. Puederegistrar perturbaciones no detectadas por funciones deprotección. En el archivo de perturbaciones es posibleguardar diez segundos de datos previos al instante deldisparo.

La información del registrador de perturbaciones sobre unmáximo de 100 perturbaciones se guarda en el IED y se usala HMI local para ver la lista de registros.

Bloque funcional EventosAl utilizar un sistema de automatización de subestacionescon comunicación LON o SPA, los eventos con su indicadorde cronología (time tag) se pueden enviar en los cambios ode forma cíclica desde el IED al nivel de estación. Estoseventos se crean desde cualquier señal disponible en el IED,que esté conectada a la función de eventos (EVENT). El



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bloque funcional Eventos se utiliza para comunicaciones LONy SPA.

Los valores analógicos y de indicación doble también setransfieren a través de la función Eventos.

Función de comunicación genérica para indicación de unsolo punto SPGAPCLa función de comunicación genérica para indicación de unsolo punto SPGAPC se utiliza para enviar una sola señallógica a otros sistemas o equipos de la subestación.

Función de comunicación genérica para valor medidoMVGAPCLa función de comunicación genérica para valor medidoMVGAPC se utiliza para enviar el valor instantáneo de unasalida analógica a otros sistemas o equipos de lasubestación. También se puede utilizar dentro del mismo IEDpara proporcionar un aspecto RANGE a un valor analógico ypermitir la supervisión de la medición de dicho valor.

Bloque de expansión del valor medido RANGE_XPLas funciones de medición de corriente y tensión (CVMMXN,CMMXU, VMMXU y VNMMXU), las funciones de medición dela secuencia de corriente y tensión (CMSQI y VMSQI) y lasfunciones de E/S de comunicaciones genéricas de IEC 61850(MVGAPC) cuentan con una función de supervisión demedición. Todos los valores medidos se pueden supervisarcon cuatro límites ajustables: límite bajo-bajo, límite bajo,límite alto y límite alto-alto. Se ha introducido el bloque deexpansión del valor medido (RANGE_XP) para poder traducirla señal de salida de tipo entero de las funciones de medicióna 5 señales binarias: por debajo del límite bajo-bajo, pordebajo del límite bajo, normal , por encima del límite alto, opor encima del límite alto-alto. Las señales de salida sepueden utilizar como condiciones en la lógica configurable opara fines de alarmas.

Monitorización de interruptor SSCBRLa función de monitorización de interruptor SSCBR se utilizapara monitorizar diferentes parámetros del estado delinterruptor. Cuando la cantidad de operaciones ha alcanzadoun valor predefinido, el interruptor requiere mantenimiento.Para lograr un funcionamiento adecuado del interruptor,resulta fundamental monitorizar su funcionamiento, laindicación de carga de los resortes o el desgaste delinterruptor, el tiempo de desplazamiento, la cantidad deciclos de operación y calcular la energía acumulada duranteperiodos de arco.

Contador de eventos con supervisión de límites L4UFCNTEl contador de límite 12 Up L4UFCNT proporciona uncontador ajustable con cuatro límites independientes quecuentan el número de flancos positivos y/o negativos de laseñal de entrada con respecto a los valores de límiteajustados. La salida de cada límite se activa cuando el valorcontado alcanza ese límite.

Se incluye la indicación de desbordamiento para cadacontador ascendente.

13. Mediciones

Lógica del contador de pulsos PCFCNTLa función de lógica del contador de pulsos (PCGGIO) cuentalos pulsos binarios generados de forma externa; por ejemplo,los pulsos que proceden de un medidor de energía externo,para el cálculo de los valores de consumo de energía. Lospulsos son capturados por el módulo de entradas binarias yluego leídos por la función PCFCNT. Se dispone de un valorde servicio en escala en el bus de estación. Se debe solicitarel módulo de entradas binarias especial con característicasmejoradas de recuento de pulsos para lograr estafuncionalidad.

Función de cálculo de energía y administración de lademanda (ETPMMTR)El bloque funcional de mediciones (CVMMXN) se puedeutilizar para medir valores de potencia tanto activos comoreactivos. La función de cálculo de energía y administraciónde la demanda (ETPMMTR) utiliza la potencia activa y reactivamedida como entrada y calcula los pulsos acumulados deenergía activa y reactiva, en dirección hacia delante y haciaatrás. Los valores de energía se pueden leer o generar comopulsos. Los valores de potencia de máxima demanda tambiénse calculan con esta función. Esta función incluye sujeción apunto cero para eliminar el ruido de la señal de entrada.Como salida de esta función podemos encontrar: cálculos deenergía periódicos, integración de valores energéticos,cálculo de pulsos energéticos, señales de alarma porincumplimiento de límites de los valores de energía y máximademanda de potencia.

Los valores de energía activa y energía reactiva se calculan apartir de los valores de potencia de entrada mediante suintegración en un tiempo seleccionado tEnergy. Laintegración de los valores de energía activa y reactiva seproducirá tanto en dirección hacia delante como hacia atrás.Estos valores de energía están disponibles como señales desalida y también como salidas de pulsos. La integración delos valores de energía se puede controlar mediante entradas(STARTACC y STOPACC) y el ajuste EnaAcc, y se puederestablecer a los valores iniciales con la entrada RSTACC .

La demanda máxima de potencia activa y reactiva se calculapara el intervalo de tiempo establecido tEnergy y estosvalores se actualizan cada minuto a través de canales desalida. Los valores de demanda de potencia máxima activa yreactiva se calculan tanto para dirección hacia adelante comohacia atrás y estos valores se pueden restablecer conRSTDMD .



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14. Interfaz hombre-máquina

HMI local

IEC13000239 V1 ES

Figura 12. Interfaz hombre-máquina local

La LHMI del IED incluye los siguientes elementos:• Pantalla gráfica capaz de mostrar un diagrama unifilar

definido por el usuario y proporcionar una interfaz para elcontrol de la aparamenta.

• Botones de navegación y cinco botones de órdenesdefinidos por el usuario para accesos directos al árbol de laHMI u órdenes sencillas.

• 15 LED tricolores definidos por el usuario.• Puerto de comunicación para el PCM600.

La LHMI se utiliza para ajustar, monitorizar y controlar.

15. Funciones básicas del IED

Sincronización horariaEl selector de fuente de sincronización horaria se utiliza paraseleccionar una fuente común de hora absoluta para el IEDcuando este forma parte de un sistema de protección. Estopermite comparar datos de eventos y perturbaciones entretodos los IED de un sistema de automatización de estaciones.

16. Comunicación de estación

Protocolos serie 670Cada IED está provisto de una interfaz de comunicación quele permite conectarse a uno o varios sistemas de nivel desubestación, ya sea en el bus de Automatización deSubestación (SA) o en el bus de Supervisión de Subestación(SM).

Están disponibles los siguientes protocolos de comunicación:

• Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1• Protocolo de comunicación LON• Protocolo de comunicación SPA o IEC 60870-5-103• Protocolo de comunicación DNP3.0

En teoría, se pueden combinar varios protocolos en el mismoIED.

Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1IEC 61850 Ed.1 o Ed.2 se puede elegir mediante un ajuste enPCM600. El IED incluye un puerto Ethernet óptico posteriorsimple o doble (según el pedido) para la comunicación porbus de estación IEC 61850-8-1. La comunicación según IEC61850-8-1 también es posible desde el puerto Ethernetóptico delantero. El protocolo IEC 61850-8-1 permite quedispositivos eléctricos inteligentes (IED) de distintosfabricantes intercambien información y simplifica el diseño delsistema. Se admite la comunicación de IED a IED mediantecomunicación cliente-servidor y GOOSE a través de MMS. Lacarga del archivo de registro de perturbaciones (COMTRADE)se puede realizar a través de MMS o FTP.

Comunicación en serie, LONLas subestaciones existentes con bus de subestación LON,de ABB, se pueden ampliar con el uso de la interfaz LONóptica. Esto permite total funcionalidad del SA, incluyendomensajería punto a punto y cooperación entre IED existentesde ABB y el nuevo IED 670.

Protocolo de comunicación SPASe proporciona un puerto simple de vidrio o de plástico parael protocolo SPA de ABB. Esto permite extensiones desistemas de automatización de subestaciones simples, perosu uso principal es para sistemas de monitorización desubestaciones SMS.

Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103Para la norma IEC 60870-5-103 se proporciona un únicopuerto de vidrio o plástico. Permite el diseño de sistemassimples de automatización de subestaciones que incluyenequipos de diferentes fabricantes. Permite la carga dearchivos de perturbaciones.

Protocolo de comunicación DNP3.0Para la comunicación DNP3.0 hay disponible un puertoRS485 eléctrico y un puerto Ethernet óptico. Para lacomunicación con RTU, puertas de enlace o sistemas HMI seproporciona comunicación DNP3.0 nivel 2 con eventos nosolicitados, sincronización de tiempo e informe deperturbaciones.

Comando múltiple y transmisiónCuando se utilizan IED 670 en sistemas de automatización desubestaciones con protocolos de comunicación LON, SPA oIEC 60870-5-103, los bloques funcionales de eventos yórdenes múltiples se utilizan como interfaz de comunicaciónpara la comunicación vertical con la estación HMI y la



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pasarela y como interfaz horizontal para la comunicaciónpunto a punto (solo sobre LON).

Protocolo redundante en paralelo IEC 62439-3Comunicación de bus de estación redundante conforme aIEC 62439-3 edición 1 e IEC 62439-3 edición 2 estándisponibles como opciones en los IED serie 670. El protocoloredundante en paralelo IEC 62439-3 es una cantidadopcional y la selección se realiza en el momento del pedido.La comunicación de bus de estación redundante conforme aIEC 62439-3 utiliza ambos puertos AB y CD del módulo OEM.

17. Comunicación remota

Transferencia de señales analógicas y binarias al extremoremotoSe pueden intercambiar tres señales analógicas y ochobinarias entre dos IED. Esta funcionalidad se utilizaprincipalmente para la protección diferencial de línea. Sinembargo, también puede utilizarse en otros productos. UnIED se puede comunicar con hasta 4 IED remotos.

Transferencia de señales binarias al extremo remoto, 192señalesSi el canal de comunicación se utiliza solamente para latransferencia de señales binarias, se pueden intercambiarhasta 192 señales binarias entre dos IED. Por ejemplo, estafuncionalidad puede utilizarse para enviar información comoestado de la aparamenta de conexión primaria o señales deteledisparo al IED remoto. Un IED se puede comunicar conhasta 4 IED remotos.

Módulo de comunicación de datos de línea, LDCM de cortoalcanceEl módulo de comunicación de datos de línea (LDCM) seutiliza para la comunicación entre IED situados a distancias<110 km o desde el IED hasta el convertidor de óptico aeléctrico con la interfaz G.703 o G.703E1 situados adistancias de <3 km. El módulo LDCM envía y recibe losdatos, hacia y desde otro módulo LDCM. Se utiliza el formatoestándar IEEE/ANSI C37.94.

Módulo de comunicación galvánica de datos de línea X.21 X.21-LDCMTambién hay disponible un módulo con convertidor X.21galvánico integrado que puede conectarse, por ejemplo, amódems para cables piloto.

Interfaz galvánica G.703 y G.703E1 respectivamenteEl convertidor galvánico, externo, de comunicación de datos,G.703/G.703E1 realiza la conversión de óptico a galvánicopara la conexión al multiplexor. Estas unidades estándiseñadas para funcionamiento de 64 kbit/s y 2Mbit/srespectivamente. El convertidor se suministra con accesoriosde montaje en rack de 19”.

18. Descripción del hardware

Módulos de hardwareMódulo de alimentación auxiliar PSMEl módulo de fuente de alimentación se utiliza paraproporcionar las tensiones internas correctas y un aislamientocompleto entre el IED y el sistema de batería. Existe unasalida de alarma de fallo interno.

Módulo de entradas binarias BIMEl módulo de entradas binarias tiene 16 entradas aisladasópticamente y está disponible en dos versiones, una estándary una con capacidades mejoradas de recuento de pulsos enlas entradas para utilizarse con la función contador de pulsos.Las entradas binarias se pueden programar libremente ypueden utilizarse para la entrada de señales lógicas encualquier función. También se pueden incluir en las funcionesregistro de perturbaciones y registro de eventos. Esto permiteuna amplia monitorización y evaluación del funcionamientodel IED y de todos los circuitos eléctricos asociados.

Módulo de salidas binarias BOMEl módulo de salidas binarias tiene 24 relés de salidaindependientes y se utiliza para salidas de disparo o paracualquier señalización.

Módulo de salidas binarias estáticas SOMEl módulo de salida binaria estática tiene seis salidasestáticas rápidas y seis relés biestables de salida para utilizaren aplicaciones que requieran alta velocidad.

Módulo de entradas/salidas binarias IOMEl módulo de entradas/salidas binarias se utiliza cuando senecesitan solo unos pocos canales de entrada y salida. Losdiez canales de salida estándar se utilizan para salidas dedisparo o para cualquier señalización. Los dos canales desalida de señal de alta velocidad se utilizan para aplicacionesen las que es esencial un tiempo de operación corto. Ochoentradas binarias aisladas ópticamente ofrecen la informaciónrequerida de entradas binarias.

Módulo de entradas de mA MIMEl módulo de entradas de miliamperios se utiliza comointerfaz para las señales de los transductores en el rango de-20 a +20 mA, por ejemplo, las de los transductores deposición de los OLTC, los transductores de temperatura o losde presión. El módulo tiene seis canales independientes,separados galvánicamente.

Módulo Ethernet óptico OEMEl módulo óptico de Ethernet rápida se utiliza para conectarun IED a los buses de comunicación (como el bus deestación) que utilizan el protocolo IEC 61850-8-1 (A, B). Elmódulo tiene uno o dos puertos ópticos con conectores ST.

El módulo de comunicación LON y en serie SLM admite SPA/IEC 60870-5-103, LON y DNP 3.0.El módulo de comunicación LON y en serie (SLM) se utilizapara las comunicaciones SPA, IEC 60870-5-103, DNP3 y



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LON. Este módulo tiene dos puertos de comunicación ópticapara plástico/plástico, plástico/vidrio o vidrio/vidrio. Unpuerto se utiliza para la comunicación en serie (SPA, IEC60870-5-103 y puerto DNP3) y el otro puerto es específicopara la comunicación LON.

Módulo de comunicación de datos de línea LDCMCada módulo tiene un puerto óptico, uno por cada extremoremoto con el que se comunica el IED.

Se dispone de tarjetas alternativas para intervalo largo (1550nm modo simple), intervalo medio (1310 nm modo simple) eintervalo corto (850 nm modo múltiple).

Módulo de comunicación galvánica de datos de línea X.21 X.21-LDCMEl módulo de comunicación galvánica de datos de línea X.21se utiliza para la conexión al equipo de telecomunicación, porejemplo, líneas de teléfono contratadas. Este módulo admitela comunicación de datos entre los IED a 64 kbit/s.

Ejemplos de aplicaciones:

• Protección diferencial de línea• Transferencia de señales binarias

Módulo de comunicación galvánica en serie RS485El módulo de comunicación galvánica RS485 se utiliza para lacomunicación DNP3.0. e IEC 60870-5-103. Este módulotiene un puerto de comunicación RS485. RS485 es unacomunicación en serie equilibrada que se puede utilizar enconexiones de 2 o 4 hilos. La conexión de dos hilos utiliza lamisma señal para RX y TX y es una comunicación multipuntosin maestro ni esclavo específicos. Sin embargo, estavariante requiere un control de la salida. La conexión de 4hilos tiene señales separadas para RX y es una comunicaciónmultipunto con un maestro específico, y el resto sonesclavos. No se requiere ningún control especial en este caso.

Módulo de sincronización horaria GPS GTMEste módulo incluye el receptor de GPS que se utiliza para lasincronización horaria. El GPS tiene un contacto SMA para laconexión con una antena. También incluye una salida deconector ST PPS óptico.

Módulo de sincronización horaria IRIG-BEl módulo de sincronización horaria IRIG-B se utiliza para unasincronización horaria precisa del IED desde un reloj de laestación.

Conexión eléctrica (BNC) y óptica (ST) para compatibilidadcon IRIG-B 0XX y 12X.

Módulo de entrada de transformadores TRMEl módulo de entrada de los transformadores se utiliza paraseparar galvánicamente y adaptar las corrientes y tensionessecundarias generadas por los transformadores de medición.El módulo tiene doce entradas en diferentes combinacionesde entradas de tensión y corriente.

Se pueden pedir conectores alternativos de anillo o de tipocompresión.

Disposición y dimensionesDimensiones

CB

D

E

A

IEC08000163-2-en.vsd

IEC08000163 V2 EN

Figura 13. Caja con cubierta posterior

xx08000165.vsd

JG

F

K

H

IEC08000165 V1 EN

Figura 14. Caja con cubierta posterior y kit de montaje en rack de19”



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IEC06000182-2-en.vsd

IEC06000182 V2 EN

Figura 15. IED serie 670 de 1/2 x 19” adyacente a RHGS6.

Tamaño decaja (mm)

A B C D E F G H J K

6U, 1/2 x 19” 265.9 223.7 242.1 255.8 205.7 190.5 203.7 - 228.6 -

6U, 3/4 x 19” 265.9 336.0 242.1 255.8 318.0 190.5 316.0 - 228.6 -

6U, 1/1 x 19” 265.9 448.3 242.1 255.8 430.3 190.5 428.3 465.1 228.6 482.6

Las dimensiones H y K están definidas por el kit de montaje en rack de 19”.

Alternativas de montaje• Kit de montaje en rack de 19”• Kit de montaje empotrado con dimensiones de corte:

– Tamaño de caja 1/2 (al.) 254.3 mm (an.) 210.1 mm– Tamaño de caja 1/1 (al.) 254.3 mm (an.) 434.7 mm

• Kit de montaje mural

Consulte en pedidos las distintas alternativas de montajedisponibles.



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19. Diagramas de conexión

Diagramas de conexiónLos diagramas de conexión se entregan en el DVD depaquetes de conectividad del IED como parte del suministrodel producto.

Las versiones más recientes de los diagramas de conexiónpueden descargarse desdehttp://www.abb.com/substationautomation.

Diagramas de conexión para productos personalizados

Diagrama de conexión, serie 670 2.0 1MRK002801-AE

Diagramas de conexión para productos configurados

Diagrama de conexión, REB670 2.0, A20 1MRK002803-BH

Diagrama de conexión, REB670 2.0, A31X011MRK002803-BK

Diagrama de conexión, REB670 2.0, A31X021MRK002803-BL

Diagrama de conexión, REB670 2.0, A31X031MRK002803-BM

Diagrama de conexión, REB670 2.0, B20 1MRK002803-BA

Diagrama de conexión, REB670 2.0, B21X011MRK002803-BB

Diagrama de conexión, REB670 2.0, B21X021MRK002803-BC

Diagrama de conexión, REB670 2.0, B21X031MRK002803-BD

Diagrama de conexión, REB670 2.0, B31X011MRK002803-BE

Diagrama de conexión, REB670 2.0, B31X021MRK002803-BF

Diagrama de conexión, REB670 2.0, B31X031MRK002803-BG



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http://www.abb.com/substationautomation

http://search-ext.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK002801-AE&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

HTTP://SEARCH-EXT.ABB.COM/LIBRARY/DOWNLOAD.ASPX?DOCUMENTID=1MRK002803-BH&LANGUAGECODE=EN&DOCUMENTPARTID=&ACTION=LAUNCH

HTTP://SEARCH-EXT.ABB.COM/LIBRARY/DOWNLOAD.ASPX?DOCUMENTID=1MRK002803-BK&LANGUAGECODE=EN&DOCUMENTPARTID=&ACTION=LAUNCH

HTTP://SEARCH-EXT.ABB.COM/LIBRARY/DOWNLOAD.ASPX?DOCUMENTID=1MRK002803-BL&LANGUAGECODE=EN&DOCUMENTPARTID=&ACTION=LAUNCH

HTTP://SEARCH-EXT.ABB.COM/LIBRARY/DOWNLOAD.ASPX?DOCUMENTID=1MRK002803-BM&LANGUAGECODE=EN&DOCUMENTPARTID=&ACTION=LAUNCH

HTTP://SEARCH-EXT.ABB.COM/LIBRARY/DOWNLOAD.ASPX?DOCUMENTID=1MRK002803-BA&LANGUAGECODE=EN&DOCUMENTPARTID=&ACTION=LAUNCH

HTTP://SEARCH-EXT.ABB.COM/LIBRARY/DOWNLOAD.ASPX?DOCUMENTID=1MRK002803-BB&LANGUAGECODE=EN&DOCUMENTPARTID=&ACTION=LAUNCH

HTTP://SEARCH-EXT.ABB.COM/LIBRARY/DOWNLOAD.ASPX?DOCUMENTID=1MRK002803-BC&LANGUAGECODE=EN&DOCUMENTPARTID=&ACTION=LAUNCH

HTTP://SEARCH-EXT.ABB.COM/LIBRARY/DOWNLOAD.ASPX?DOCUMENTID=1MRK002803-BD&LANGUAGECODE=EN&DOCUMENTPARTID=&ACTION=LAUNCH

HTTP://SEARCH-EXT.ABB.COM/LIBRARY/DOWNLOAD.ASPX?DOCUMENTID=1MRK002803-BE&LANGUAGECODE=EN&DOCUMENTPARTID=&ACTION=LAUNCH

HTTP://SEARCH-EXT.ABB.COM/LIBRARY/DOWNLOAD.ASPX?DOCUMENTID=1MRK002803-BF&LANGUAGECODE=EN&DOCUMENTPARTID=&ACTION=LAUNCH

HTTP://SEARCH-EXT.ABB.COM/LIBRARY/DOWNLOAD.ASPX?DOCUMENTID=1MRK002803-BG&LANGUAGECODE=EN&DOCUMENTPARTID=&ACTION=LAUNCH

20. Datos técnicos

General

Definiciones

Valor dereferencia

El valor especificado de un factor influyente al que se refieren las características de un equipo

Rango nominal El rango de valores de una cantidad influyente (factor) dentro del cual, bajo condiciones específicas, el equipo cumple conlos requisitos especificados

Rango operativo El rango de valores de una cantidad de energización dada para el cual el equipo, bajo condiciones específicas, es capaz deejecutar las funciones para las que se ha diseñado de acuerdo con los requisitos especificados

Cantidades de energización, valores nominales y límitesEntradas analógicas

Tabla 10. TRM: cantidades de energización, valores nominales y límites para los módulos de transformador de protección

Cantidad Valor nominal Rango nominal

Corriente Ir = 1 o 5 A (0.2-40) × Ir

Rango de operación (0-100) x Ir

Sobrecarga permitida 4 × Ir cont.100 × Ir para 1 s *)

Carga < 150 mVA a Ir = 5 A< 20 mVA a Ir = 1 A

Tensión CA Ur = 110 V 0.5–288 V

Rango de operación (0–340) V

Sobrecarga permitida 420 V cont.450 V 10 s

Carga < 20 mVA a 110 V

Frecuencia fr = 50/60 Hz ± 5%

*) máx. 350 A para 1 s cuando se incluye el dispositivo de prueba COMBITEST.

Tabla 11. Módulo de entradas mA, MIM

Cantidad: Valor nominal: Rango nominal:

Resistencia de entrada Ren = 194 Ohm -

Rango de entrada ± 5, ± 10, ± 20mA0-5, 0-10, 0-20, 4-20mA

-

Consumo de potenciacada tarjeta mAcada entrada mA

£ 2 W£ 0.1 W

-



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Tabla 12. Módulo Ethernet óptico, OEM

Cantidad Valor nominal

Número de canales 1 ó 2

Estándar IEEE 802.3u 100BASE-FX

Tipo de fibra fibra de modos múltiples de 62.5/125 mm

Longitud de onda 1300 nm

Conector óptico Tipo ST

Velocidad de comunicación Fast Ethernet 100 Mbit/s

Tensión CC auxiliar

Tabla 13. Módulo de alimentación auxiliar, PSM


Tensión CC auxiliar, EL (entrada) EL = (24 - 60) VEL = (90 - 250) V

EL ± 20%EL ± 20%

Consumo de potencia 50 W típicamente -

Potencia CC auxiliar de conexión < 10 A durante 0,1 s -

Entradas y salidas binarias

Tabla 14. Módulo de entradas binarias, BIM


Entradas binarias 16 -

Tensión CC, RL 24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V

RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%

Consumo de potencia24/30 V, 50mA48/60 V, 50mA110/125 V, 50mA220/250 V, 50mA220/250 V, 110mA

máx. 0.05 W/entradamáx. 0.1 W/entradamáx. 0.2 W/entradamáx. 0.4 W/entradamáx. 0,5 W/entrada

-

Frecuencia de entrada de contador 10 pulsos/s máx. -

Discriminador de señal oscilante Bloqueo ajustable 1–40 HzDesbloqueo ajustable 1–30 Hz

Filtro de rebote Ajustable 1-20 ms



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Tabla 15. Módulo de entradas binarias con capacidades mejoradas de recuento de pulsos, BIM




RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%

Consumo de potencia24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V

máx. 0.05 W/entradamáx. 0.1 W/entradamáx. 0.2 W/entradamáx. 0.4 W/entrada

-

Frecuencia de entrada de contador 10 pulsos/s máx. -

Frecuencia de entrada de contador equilibrada 40 pulsos/s máx. -

Discriminador de señal oscilante Bloqueo ajustable 1–40 HzDesbloqueo ajustable 1–30 Hz

Tabla 16. Módulo de entradas/salidas binarias, IOM




RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%

Consumo de potencia24/30 V, 50 mA48/60 V, 50 mA110/125 V, 50 mA220/250 V, 50 mA220/250 V, 110 mA

máx. 0.05 W/entradamáx. 0.1 W/entradamáx. 0.2 W/entradamáx. 0.4 W/entradamáx. 0,5 W/entrada

-

Frecuencia de entrada del contador 10 pulsos/s máx.

Frecuencia de entrada del contador equilibrada 40 pulsos/s máx.

Discriminador de señal oscilante Bloqueo ajustable 1-40 HzDesbloqueo ajustable 1-30 Hz

Filtro de rebote Ajustable 1-20 ms



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Tabla 17. Datos de contacto del módulo de entrada/salida binaria, IOM (normativa de referencia: IEC 61810-2)

Función o cantidad Relés de de disparo yseñalización

Relés de señal rápida (reléreed en paralelo)

Salidas binarias 10 2

Tensión máxima del sistema 250 V CA, CC 250 V CC

Tensión de prueba sobre un contacto abierto, 1 min. 1.000 V rms 800 V CC

Capacidad de conducción de corrientePor relé, continuoPor relé, 1 sPor pin del conector de proceso, continua

8 A10 A12 A

8 A10 A12 A

Capicidad de cierre con carga inductiva con L/R>10 ms 0,2 s1,0 s

30 A10 A

0,4 A0,4 A

Capacidad de cierre con carga resistiva 0,2 s1,0 s

30 A10 A

220-250 V/0,4 A110-125 V/0,4 A48-60 V/0,2 A24-30 V/0,1 A

Capaicidad de apertura para CA, cos φ > 0.4 250 V/8,0 A 250 V/8,0 A

Capicidad de apertura para CC con L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0,4 A125 V/0,35 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A

48 V/1 A110 V/0,4 A125 V/0,35 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A

Carga capacitiva máxima - 10 nF



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Tabla 18. IOM con MOV e IOM 220/250 V, 110 mA - datos de contacto (norma de referencia: IEC 61810-2)

Función o cantidad Relés de disparo y de señal Relés de señal rápida (relé reed en paralelo)

Salidas binarias IOM: 10 IOM: 2

Tensión máxima del sistema 250 V CA, CC 250 V CC

Tensión de prueba sobre uncontacto abierto, 1 min.

250 V rms 250 V rms

Capacidad de paso de corrientePor relé, continuoPor relé, 1 sPor pin del conector de proceso,continua

8 A10 A12 A

8 A10 A12 A

Capacidad de cierre con cargainductiva con L/R>10 ms0,2 s1 s

30 A10 A

0,4 A0,4 A

Capacidad de cierre con cargaresistiva 0,2 s1 s

30 A10 A

220-250 V/0,4 A110-125 V/0,4 A48-60 V/0,2 A24-30 V/0,1 A

Capacidad de apertura para CA,cos j>0.4

250 V/8 A 250 V/8 A

Capacidad de apertura para CCcon L/R < 40 ms

48 V/1 A110 V/0,4 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A

48 V/1 A110 V/0,4 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A

Carga máxima capacitiva - 10 nF

Tabla 19. Módulo de salidas estáticas SOM (normativa de referencia: IEC 61810-2): Salidas binarias estáticas

Función de cantidad Salidas de disparo binarias estáticas

Tensión nominal 48 - 60 VDC 110 - 250 VDC

Número de salidas 6 6

Impedancia en estado abierto ~300 kΩ ~810 kΩ

Tensión de prueba de un contacto abierto, 1 min. Sin separación galvánica Sin separación galvánica

Capacidad de paso de corriente:

continua 5A 5A

1 s 10 A 10 A

Capacidad de cierre con carga capacitiva con unacapacitancia máxima de 0,2 μF:

0,2 s 30 A 30 A

1 s 10 A 10 A

Capacidad de apertura para CC con L/R ≤ 40 ms 48 V/1 A 110 V/0,4 A

60 V/0,75 A 125 V/0,35 A

220 V/0,2 A

250 V/0,15 A

Tiempo de operación <1ms <1ms



42 ABB

Tabla 20. Datos del módulo de salidas estáticas SOM (normativa de referencia: IEC 61810-2): Salidas de relé electromecánico

Función de cantidad Relés de desconexión y de señal

Tensión máxima del sistema 250 V CA/CC

Número de salidas 6

Tensión de prueba de un contacto abierto, 1 min. 1000 V rms

Capacidad de paso de corriente:

continua 8 A

1 s 10 A

Capacidad de cierre con carga capacitiva con una capacitanciamáxima de 0,2 μF:

0,2 s 30 A

1 s 10 A

Capacidad de apertura para CC con L/R ≤ 40 ms 48 V/1 A

110 V/0,4 A

125 V/0,35 A

220 V/0,2 A

250 V/0,15 A

Tabla 21. Datos de contactos del módulo de salida binaria, BOM (normativa de referencia: IEC 61810-2)

Función o cantidad Relés de disparo y señalización

Salidas binarias 24

Tensión máxima del sistema 250 V CA, CC

Tensión de prueba de contacto abierto, 1 min. 1.000 V rms

Capacidad de paso de corrientePor relé, continuoPor relé, 1 sPor pin del conector de proceso, continua

8 A10 A12 A

Capacidad de cierre con carga inductiva con L/R>10 ms0,2 s1,0 s

30 A10 A

Capacidad de apertura para CA, cos j>0.4 250 V/8,0 A

Capacidad de apertura para CC con L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0,4 A125 V/0,35 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A

Factores de influencia

Tabla 22. Influencia de temperatura y humedad

Parámetro Valor de referencia Rango nominal Influencia

Temperatura ambiente, valor deoperación

+20 °C -10 °C a +55 °C 0.02% /°C

Humedad relativaRango de operación

10%-90%0%-95%

10%-90% -

Temperatura de almacenamiento –40 °C a +85 °C - -



ABB 43

Tabla 23. Influencia de la tensión de alimentación de CC auxiliar en la funcionalidad durante el funcionamiento

Dependencia en Valor dereferencia

Dentro del rangonominal

Influencia

Rizado, en tensión CC auxiliarRango de operación

máx. 2%Rectificado deonda completa

15% de EL 0.01% /%

Dependencia de tensión auxiliar, valorde operación

± 20% de EL 0.01% /%

Tensión CC auxiliar interrumpida

24-60 V CC ± 20% 90-250 V CC ± 20%

Intervalo deinterrupción0–50 ms

Sin reinicio

0–∞ s Comportamiento correcto con perdida de potencia

Tiempo de reinicio < 300 s

Tabla 24. Influencia de frecuencia (normativa de referencia: IEC 60255–1)

Dependencia en Dentro del rango nominal Influencia

Dependencia de frecuencia, valor de operación fr ± 2.5 Hz para 50 Hzfr ± 3.0 Hz para 60 Hz

± 1.0% / Hz

Dependencia de frecuencia para protección diferencial fr ± 2.5 Hz para 50 Hzfr ± 3.0 Hz para 60 Hz

± 2.0% / Hz

Dependencia de frecuencia armónica (20% contenido) 2º, 3º y 5º armónico de fr ± 2,0%

Dependencia de frecuencia armónica para protección diferencial(10% contenido)

2º, 3º y 5º armónico de fr ± 6.0%



44 ABB

Ensayos tipo según las normativas

Tabla 25. Compatibilidad electromagnética

Prueba Valores de pruebas tipo Normativa de referencia

Prueba de ráfagas a 1 MHz 2.5 kV IEC 60255-26

Prueba de inmunidad de onda oscilante amortiguada lenta a 100 kHz 2,5 kV IEC 61000-4-18, clase III

Prueba de inmunidad de onda oscilatoria, 100 kHz 2-4 kV IEC 61000-4-12, clase IV

Prueba de capacidad de resistencia a sobretensiones 2.5 kV, oscilante4.0 kV, transitoria rápida

IEEE/ANSI C37.90.1

Descarga electrostáticaAplicación directaAplicación indirecta

Descarga de aire de 15 kVDescarga de contacto de 8 kVDescarga de contacto de 8 kV

IEC 60255-26 IEC 61000-4-2, Clase IV

Descarga electrostáticaAplicación directaAplicación indirecta

Descarga de aire de 15 kVDescarga de contacto de 8 kVDescarga de contacto de 8 kV

IEEE/ANSI C37.90.1

Perturbación transitoria rápida 4 kV IEC 60255-26, Zona A

Prueba de inmunidad de sobretensiones 2-4 kV, 1,2/50 msalta energía

IEC 60255-26, Zona A

Prueba de inmunidad de frecuencia industrial 150-300 V, 50 Hz IEC 60255-26, Zona A

Prueba de inmunidad realizada en el modo común 15 Hz-150 kHz IEC 61000-4-16, clase IV

Prueba de campo magnético de frecuencia industrial 1000 A/m, 3 s100 A/m, cont.

IEC 61000-4-8, Clase V

Prueba de inmunidad de campo magnético de pulso 1000 A/m IEC 61000-4-9, clase V

Prueba de campo magnético de oscilación amortiguada 100 A/m IEC 61000-4-10, Clase V

Perturbación electromagnética de campos radiados 20 V/m, 80-1000 MHz 1,4-2,7 GHz

IEC 60255-26

Perturbación electromagnética de campos radiados 20 V/m80-1000 MHz

IEEE/ANSI C37.90.2

Perturbación conducida de campo electromagnético 10 V, 0.15-80 MHz IEC 60255-26

Emisión radiada 30-5000 MHz IEC 60255-26

Emisión radiada 30-5000 MHz IEEE/ANSI C63.4, FCC

Emisión conducida 0.15-30 MHz IEC 60255-26

Tabla 26. Aislamiento


Prueba dieléctrica 2.0 kV CA, 1 min. IEC 60255-27

Prueba de tensión de impulso 5 kV, 1.2/50 ms, 0.5 J

Resistencia de aislamiento >100 MW a 500 VDC



ABB 45

Tabla 27. Pruebas ambientales

Prueba Valor de pruebas tipo Normativa de referencia

Prueba de funcionamiento en frío Prueba Ad de 16 h a -25°C IEC 60068-2-1

Prueba de almacenamiento en frío Prueba Ad de 16 h a -40°C IEC 60068-2-1

Prueba de funcionamiento con calorseco

Prueba Bd de 16 h a +70°C IEC 60068-2-2

Prueba de almacenamiento con calorseco

Prueba Bd durante 16 h a +85 °C IEC 60068-2-2

Prueba de cambio de temperatura Prueba Nb durante 5 ciclos a -25 °C hasta 85 °C IEC 60068-2-14

Prueba de calor húmedo, régimenpermanente

Prueba Ca durante 10 días a +40 °C y humedad del 93% IEC 60068-2-78

Prueba de calor húmedo, cíclico Prueba Db de 6 ciclos a +25 hasta +55 °C y humedad de 93 a 95% (1ciclo = 24 horas)

IEC 60068-2-30

Tabla 28. Conformidad con CE

Prueba De conformidad con

Inmunidad EN 60255-26

Emisividad EN 60255-26

Directiva de baja tensión EN 60255-27

Tabla 29. Pruebas mecánicas


Prueba de respuesta de vibración Clase II IEC 60255-21-1

Prueba de resistencia a la vibración Clase I IEC 60255-21-1

Prueba de respuesta de choque Clase I IEC 60255-21-2

Prueba de resistencia al choque Clase I IEC 60255-21-2

Prueba de golpes Clase I IEC 60255-21-2

Prueba sísmica Clase II IEC 60255-21-3



46 ABB

Protección diferencial

Tabla 30. Protección diferencial de barra

Función Rango o valor Precisión

Característica de operación S=0.53 fijado ± 2,0% de Ir para I ≤ Ir± 2,0% de I para I > Ir

Relación de reposición > 95% -

Nivel de operación de corrientediferencial

(10-99999) A ± 2,0% de Ir para I ≤ Ir± 2,0% de I para I > Ir

Nivel de operación diferencialsensible

(10-99999) A ± 2,0% de Ir para I ≤ Ir± 2,0% de I para I < Ir

Nivel de operación de zona decomprobación

(10-99999) A ± 2,0% de Ir para I ≤ Ir± 2,0% de I para I > Ir

Pendiente de zona decomprobación

(0.0-0.9) -

Tiempo de operación en 0 a 2 x Id Mín. = 10 msMáx. = 20 ms

-

Tiempo de reposición en 2 a 0 xId

Mín. = 10 msMáx. = 20 ms

-

Tiempo de operación en 0 a 10 xId


-

Tiempo de reposición en 10 a 0x Id


-

Tiempo de impulso crítico 8 ms normalmente de 0 a 2 x Id -

Retardo de tiempoindependiente para alarma paratransferencia de cargademasiado larga

(0.00-6000.00) s ± 0,2% o ± 20 ms, lo que sea mayor

Retardo de tiempoindependiente para nivel dealarma de corriente diferencialen 0 a 2 x IdAlarm


Retardo de tiempoindependiente para alarma deapertura lenta de un CT en 2 a 0x OCTLev

(1,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 25 ms, lo que sea mayor

Retardo de tiempoindependiente para forzar lacorriente a cero a través de unaseñal binaria




ABB 47

Tabla 30. Protección diferencial de barra , continuación


Retardo de tiempoindependiente para caída dedisparo diferencial en 2 a 0 xIdLev


Retardo de tiempoindependiente para funcióndiferencial sensible en 0 a 2 xIdSens


Retardo de tiempoindependiente para invertir lacorriente a través de señal binaria




48 ABB

Protección de corriente

Tabla 31. Protección de sobreintensidad de fases de cuatro etapas OC4PTOC

Función Rango de ajuste Precisión

Corriente de operación (5-2500)% de lBase ± 1% de Ir en I ≤ Ir± 1.0% de I a I > Ir

Relación de reposición > 95% a (50-2500)% de lBase -

Corriente de operación mínima (1-10000)% de lBase ± 1% de Ir en I ≤ Ir±1,0% de I en I > Ir

Ángulo característico del relé(RCA)

(40,0-65,0) grados ± 2.0 grados

Ángulo de operación del relé (ROA) (40,0-89,0) grados ± 2.0 grados

Bloqueo del segundo armónico (5–100)% de componente fundamental ± 2.0% de Ir

Retardo de tiempo independientea 0 a 2 x Iset


Tiempo de disparo mínimo (0.000-60.000) s ± 2,0 % o ± 40 ms, lo que sea mayor

Características inversas, consultarla tabla 92, tabla 93 y la tabla 94

Consultar la tabla 92, tabla 93 y latabla 94

Tiempo de operación, arranque nodireccional a 0 a 2 x Iset

Mín. = 15 ms

Máx. = 30 ms

Tiempo de reposición, arranqueno direccional a 2 a 0 x Iset

Mín. = 15 ms

Máx. = 30 ms

Tiempo de impulso crítico 10 ms típicamente en 0 a 2 x Iset -

Tiempo de rango de impulso 15 ms típicamente -



ABB 49

Tabla 32. Protección de sobreintensidad monofásica de cuatro etapas PH4SPTOC

Función Rango de ajuste Precisión

Corriente de operación (5-2500)% de lBase ± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Relación de reposición > 95% a (50-2500)% de IBase -

Bloqueo por segundo armónico (5–100)% de componentefundamental

± 2,0% de Ir

Retardo de tiempo independientea 0 a 2 x Idefinido


Tiempo de operación mínimo (0.000-60.000) s ± 2,0% o ± 40 ms, lo que sea mayor

Características inversas,consultar la tabla 92, la tabla 93y la tabla 94

16 tipos de curvas Consultar la tabla 92, la tabla 93 y la tabla 94

Tiempo de operación, función dearranque a 0 a 2 x Idefinido


-

Tiempo de reposición, función dearranque a 2 a 0 x Idefinido


-

Tiempo de impulso crítico 15 ms típicamente en 0 a 2 xIdefinido

-

Tiempo de margen de impulso 10 ms típicamente -



50 ABB

Tabla 33. Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas EF4PTOC datos técnicos


Corriente de operación (1-2500)% de lBase ± 1,0% de Ir en I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Relación de reposición > 95% a (10-2500)% de lBase -

Ángulo característico del relé (-180 a 180) grados ± 2,0 grados

Corriente de operación paracomparación direccional

(1–100)% de lBase Para RCA ± 60 grados:± 2,5% de Ir en I ≤ Ir± 2,5% de I en I > Ir

Retardo de tiempo independientepara las etapas 1, 2, 3 y 4 a 0 a2 x Iset

(0.000-60.000) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo que seamayor

Características inversas,consultar la tabla 92, tabla 93 yla tabla 94

16 tipos de curva Consultar la tabla 92, tabla 93 yla tabla 94

Operación de restricción porsegundo armónico

(5–100)% de componente fundamental ± 2,0% de Ir

Tensión de polarización mínima (1-100)% de UBase ± 0,5% de Ur

Corriente de polarización mínima (2-100)% de IBase ± 1,0% de Ir

Parte real de la fuente Z utilizadapara la polarización de corriente

(0.50-1000.00) W/fase -

Parte imaginaria de la fuente Zutilizada para la polarización decorriente

(0.50–3000.00) W/fase -

Tiempo de operación, función dearranque a 0 a 2 x Iset


-

Tiempo de reposición, función dearranque a 2 a 0 x Iset


-

Tiempo de impulso crítico 10 ms normalmente de 0 a 2 x Iset -

Tiempo de margen de impulso 15 ms normalmente -



ABB 51

Tabla 34. Protección de sobreintensidad de secuencia negativa de cuatro etapas NS4PTOC


Valor de operación, corrientede secuencia negativa, etapa1-4

(1-2500)% de lBase ± 1,0% de Ir en I £ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Relación de reposición > 95% a (10-2500)% de IBase -

Retardo de tiempoindependiente para las etapas1, 2, 3 y 4 a 0 a 2 x Iset

(0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo que seamayor

Características inversas,consultar la tabla 92, latabla 93 y la tabla 94

16 tipos de curvas Consultar la tabla 92, la tabla 93y la tabla 94

Corriente mínima deoperación para las etapas 1-4

(1,00-10000,00)% de IBase ± 1,0% de Ir a I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Ángulo característico del relé (-180 a 180) grados ± 2,0 grados

Valor de operación, corrientenegativa para desbloqueodireccional

(1-100)% de IBase Para RCA ± 60 grados:± 2,5% de Ir a I ≤ Ir± 2,5% de I en I > Ir

Mínima tensión depolarización

(1-100)% de UBase ± 0,5% de Ur

Mínima corriente depolarización

(2-100)% de IBase ± 1,0% de Ir

Parte real de la impedanciade fuente de secuencianegativa utilizada para lapolarización de corriente

(0,50-1000,00) W/fase -

Parte imaginaria de laimpedancia de fuente desecuencia negativa utilizadapara la polarización decorriente

(0,50-3000,00) W/fase -

Tiempo de operación, funciónde arranque a 0 a 2 x Iset


-

Tiempo de reposición, funciónde arranque a 2 a 0 x Iset


-

Tiempo de impulso crítico,función de arranque

10 ms típicamente en 0 a 2 x Iset -

Tiempo de margen deimpulso, función de arranque

15 ms típicamente -

Sobrealcance transitorio < 10% en τ = 100 ms -



52 ABB

Tabla 35. Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo TRPTTR


Corriente de base 1 y 2 (30-250)% de IBase ± 1,0% de Ir

Tiempo de operación:

2 2

2 2p

ref

I It ln

I It

æ ö-ç ÷= ×ç ÷-è ø

EQUATION1356 V2 ES (Ecuación 1)

I = corriente real medidaIp = corriente de carga antes dela sobrecargaIref = corriente de carga dereferencia

Ip = corriente de carga antes dela sobrecargaConstante de tiempo τ = (1–500)minutos

± 5,0% o ± 200 ms, lo que sea mayor

Nivel de alarma 1 y 2 (50-99)% del valor de operaciónde contenido de calor

± 2.0% de disparo por contenido de calor

Corriente de operación (50-250)% de IBase ± 1,0% de Ir

Temperatura de nivel dereposición

(10–95)% de disparo porcontenido de calor

± 2.0% de disparo por contenido de calor

Tabla 36. Protección de fallo de interruptor CCRBRF


Corriente de fase de operación (5-200)% de lBase ± 1,0% de Ir en I £ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Relación de reposición, corriente de fase > 95% -

Corriente residual de operación (2-200)% de lBase ± 1,0% de Ir en I £ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Relación de reposición, corriente residual > 95% -

Nivel de corriente de fase para el bloqueo de la función de contacto (5-200)% de lBase ± 1,0% de Ir en I £ Ir± 1,0% de I en I > Ir


Tiempo de operación para la detección de corriente 10 ms típicamente -

Tiempo de reposición para la detección de corriente 15 ms máximo -

Retardo de tiempo para redisparo en 0 a 2 x Iset (0.000-60.000) s ± 0,2% o ± 15 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo para disparo de respaldo en 0 a 2 x Iset (0.000-60.000) s ± 0,2% o ± 15 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo para disparo de respaldo en arranquemultifásico en 0 a 2 x Iset


Retardo de tiempo adicional para segundo disparo de respaldoen 0 a 2 x Iset


Retardo de tiempo para la alarma de interruptor defectuoso (0.000-60.000) s ± 0,2% o ± 15 ms, lo que seamayor



ABB 53

Tabla 37. Protección de fallo de interruptor, versión monofásica CCSRBRF


Corriente de fase de operación (5-200)% de lBase ± 1,0% de Ir en I £ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Relación de reposición, corriente de fase > 95% -

Nivel de corriente de fase para el bloqueo de la función de contacto (5-200)% de lBase ± 1,0% de Ir en I £ Ir± 1,0% de I en I > Ir


Tiempo de operación para la detección de corriente 20 ms típicamente -

Tiempo de reposición para la detección de corriente 25 ms máximo -

Retardo de tiempo para redisparo en 0 a 2 x Iset (0.000-60.000) s ± 0,2% o ± 30 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo para disparo de respaldo en 0 a 2 x Iset (0.000-60.000) s ± 0,2% o ± 30 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo adicional para segundo disparo de respaldoen 0 a 2 x Iset


Retardo de tiempo para la alarma de interruptor defectuoso (0.000-60.000) s ± 0,2% o ± 30 ms, lo que seamayor

Tabla 38. Protección de mínima potencia direccional GUPPDUP


Nivel de potenciapara Etapa 1 y Etapa 2

(0-500)% de SBase % de Sr en S ≤ Sr

± 1,0% de S en S > Sr

donde

1.732r r rS U I= × ×

Ángulo característicopara Etapa 1 y Etapa 2

(-180.0–180.0) grados ± 2,0 grados

Retardo de tiempo independiente para operarpara Etapa 1 y Etapa 2 en 2 a 0,5 x Sr y k =0,000


Tabla 39. Protección de máxima potencia direccional GOPPDOP


Nivel de potenciapara Etapa 1 y Etapa 2

(0,0-500,0)% de SBase

% de Sr en S ≤ Sr

± 1,0% de S en S > Sr

Ángulo característicopara Etapa 1 y Etapa 2

(-180.0–180.0) grados ± 2,0 grados

Tiempo de operación, arranque en 0,5 a 2 x Sr

y k = 0,000Mín. = 10 ms

Máx. = 25 ms

Tiempo de reposición, arranque en 2 a 0,5 xSr y k = 0,000

Mín. = 35 ms

Máx. = 55 ms

Retardo de tiempo independiente para operarpara Etapa 1 y Etapa 2 en 0,5 a 2 x Sr y k =0,000




54 ABB

Tabla 40. Protección de bancos de condensadores CBPGAPC


Valor de operación, sobreintensidad (10-900)% de lBase ± 2,0% de Ir a I ≤ Ir± 2,0% de I en I > Ir

Relación de reposición, sobreintensidad > 95% a (100-900)% de IBase -

Tiempo de arranque, sobreintensidad, en 0 a 2 x Iset Mín. = 5 msMáx. = 20 ms

-

Tiempo de reposición, sobreintensidad, en 2 x Iset a 0 Mín. = 25 msMáx. = 40 ms

-

Tiempo crítico de pulsos, arranque de protección de sobreintensidad 2 ms típicamente en 0 a 2 x Iset1 ms típicamente en 0 a 10 x Iset

-

Tiempo de margen de pulsos, arranque de protección de sobreintensidad 10 ms típicamente

Valor de operación, subtensión (5-100)% de IBase ± 1,0% de Ir

Relación de reposición, subtensión < 105% a (30-100)% de IBase -

Valor de operación, función de inhibición de reconexión (4-1000)% de IBase ± 1,0% de Ir a I ≤ Ir± 1,0% de I en I > Ir

Valor de operación, función de sobrecarga de energía reactiva (10-900)% ± 1,0% de Sr a S ≤ Sr

± 1,0% de S en S > Sr

Valor de operación, función de protección de tensión para sobrecargaarmónica (tiempo definido)

(10-500)% ± 0,5% de Ur a U ≤ Ur

± 0,5% de U a U > Ur

Valor de operación, función de protección de tensión para sobrecargaarmónica (tiempo inverso)

(80-200)% ± 0,5% de Ur a U ≤ Ur

± 0,5% de U a U > Ur

Característica de tiempo inverso Conforme a IEC 60871-1 (2005) e IEEE/ANSI C37.99 (2000)

± 20% o ± 200 ms, lo quesea mayor

Retardo de tiempo máximo de disparo, sobrecarga armónica IDMT (0,05-6000,00) s ± 20% o ± 200 ms, lo quesea mayor

Retardo de tiempo mínimo de disparo, sobrecarga armónica IDMT (0,05-60,00) s ± 20% o ± 200 ms, lo quesea mayor

Retardo de tiempo independiente, sobreintensidad en 0 a 2 x Iset (0,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 30 ms, lo quesea mayor

Retardo de tiempo independiente, subintensidad en 2 x Iset a 0 (0,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 60 ms, lo quesea mayor

Retardo de tiempo independiente, función de sobrecarga de energíareactiva en 0 a 2 x QOL>

(1,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 60 ms, lo quesea mayor

Retardo de tiempo independiente, sobrecarga armónica en 0 a 2 x HOL> (0,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo quesea mayor



ABB 55

Protección de tensión

Tabla 41. Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV


Tensión de operación, etapa baja y alta (1,0-100,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Histéresis absoluta (0,0-50,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Nivel de bloqueo interno, etapa 1 y etapa 2 (1-50)% de UBase ± 0,5% de Ur

Características de tiempo inverso para etapa 1 y etapa 2,consulte la tabla 96

- Véase tabla 96

Retardo de tiempo definido, etapa 1 en 1,2 a 0 x Uset (0,00-6000,00) s ± 0,2% o ± 40 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo definido, etapa 2 en 1,2 a 0 x Uset (0.000-60.000) s ± 0,2% o ± 40 ms, lo que seamayor

Tiempo de operación mínimo, características inversas (0.000–60.000) s ± 0,2% o ± 40 ms, lo que seamayor

Tiempo de operación, arranque en 2 a 0 x Uset Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Tiempo de reposición, arranque en 0 a 2 x Uset Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Tiempo de operación, arranque en 1,2 a 0 x Uset Mín. = 5 msMáx. = 25 ms

-

Tiempo de reposición, arranque en 0 a 1,2 x Uset Mín. = 15 msMáx. = 35 ms

-

Tiempo de impulso crítico 5 ms típicamente en 1,2 a 0 x Uset -




56 ABB

Tabla 42. Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV


Tensión de operación , etapa 1 y 2 (1,0-200,0)% de UBase ± 0.5% de Ur en U ≤ Ur

± 0.5% de U en U > Ur

Histéresis absoluta (0,0-50,0)% de UBase ± 0.5% de Ur en U ≤ Ur

± 0.5% de U en U > Ur

Características de tiempo inverso para etapas 1 y 2,consulte la tabla 95

- Véase tabla 95

Retardo de tiempo definido, etapa baja (etapa 1) en 0 a 1,2x Uset

(0 - 6000) s ± 0,2% o ± 45 ms, lo que sea mayor

Retardo de tiempo definido, etapa alta (etapa 2) en 0 a 1,2x Uset


Tiempo mínimo de operación, características inversas (0.000-60.000) s ± 0,2% o ± 45 ms, lo que sea mayor


-


-

Tiempo de operación, arranque en 0 a 1,2 x Uset Mín. = 20 msMáx. = 35 ms

-

Tiempo de reposición, arranque en 1,2 a 0 x Uset Mín. = 5 msMáx. = 25 ms

-

Tiempo de impulso crítico 10 ms típicamente en 0 a 2 x Uset -




ABB 57

Tabla 43. Protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV


Tensión de operación, etapa 1 y etapa 2 (1,0-200,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur

± 0,5% de U en U > Ur

Histéresis absoluta (0,0-50,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur

± 0,5% de U en U > Ur

Características de tiempo inverso para etapa baja y alta,véase tabla ""

- Véase tabla ""

Etapa baja de retardo de tiempo definido (etapa 1) en 0 a 1,2x Uset


Etapa alta de retardo de tiempo definido (etapa 2) en 0 a 1,2 xUset

(0.000–60.000) s ± 0,2% o ± 45 ms, lo que sea mayor

Tiempo mínimo de operación (0.000-60.000) s ± 0,2% o ± 45 ms, lo que sea mayor


-


-

Tiempo de operación, arranque en 0 a 1,2 x Uset Mín. = 20 msMáx. = 35 ms

-

Tiempo de reposición, arranque en 1,2 a 0 x Uset Mín. = 5 msMáx. = 25 ms

-

Tiempo de impulso crítico 10 ms típicamente en 0 a 2 x Uset -


Tabla 44. Protección diferencial de tensión VDCPTOV


Diferencia de tensión paraalarma y disparo

(2,0-100,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Nivel de subtensión (1,0-100,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Retardo de tiempo independientepara alarma de diferencial detensión en 0,8 a 1,2 x UDAlarm

(0.000–60.000)s ± 0,2% o ± 40 ms, lo que sea mayor

Retardo de tiempo independientepara disparo de diferencial detensión en 0,8 a 1,2 x UDTrip


Retardo de tiempo independientepara reposición de diferencial detensión en 1,2 a 0,8 x UDTrip




58 ABB

Tabla 45. Comprobación de pérdida de tensión LOVPTUV


Tensión de operación (1-100)% de UBase ± 0.5% de Ur

Temporizador de pulsos aldesconectar las tres fases


Retardo de tiempo para laactivación de las funcionesdespués de la restauración


Retardo de tiempo de operaciónal desconectar las tres fases


Retardo de tiempo de bloqueocuando todas las tensionestrifásicas no son bajas




ABB 59

Protección de frecuencia

Tabla 46. Protección de subfrecuencia SAPTUF


Valor de operación , función de arranque, entensión trifásica simétrica

(35.00-75.00) Hz ± 2.0 mHz

Tiempo de operación , arranque en fset + 0,02 Hz afset - 0,02 Hz fn = 50 Hz

Mín. = 80 ms

-Máx. = 95 ms

fn = 60 HzMín. = 65 ms

Máx. = 80 ms

Tiempo de reposición, arranque en fset - 0,02 Hz afset + 0,02 Hz

Mín. = 15 msMáx. = 30 ms -

Tiempo de operación , función de tiempo definidoen fset + 0,02 Hz a fset - 0,02 Hz

(0.000-60.000)s ± 0,2% o ± 100 ms, lo que sea mayor

Tiempo de reposición, función de tiempo definidoen fset - 0,02 Hz a fset + 0,02 Hz

(0.000-60.000)s ± 0,2% o ± 120 ms, lo que sea mayor

Retardo de tiempo dependiente de tensión Ajustes:UNom=(50-150)% de Ubase

UMín=(50-150)% de Ubase

Exponente=0.0-5.0tMáx= (0,010-60,000)stMín= (0,010-60,000)s

± 1,0% o ± 120 ms, lo que sea mayor

( )ExponentU UMin

t tMax tMin tMinUNom UMin

-= × - +

-é ùê úë û

EQUATION1182 V1 ES (Ecuación 2)

U=Umedido

Tabla 47. Protección de sobrefrecuencia SAPTOF


Valor de operación , función de arranque en tensión trifásica simétrica (35,00-90,00) Hz ± 2,0 mHz

Tiempo de operación , arranque en fset - 0,02 Hz a fset + 0,02 Hz fn = 50Hz Mín. = 80 msMáx. = 95 ms

-

fn = 60 Hz Mín. = 65 msMáx. = 80 ms

Tiempo de reposición, arranque en fset + 0,02 Hz a fset - 0,02 Hz Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Tiempo de operación , función de tiempo definido en fset - 0,02 Hz a fset +0,02 Hz

(0.000-60.000)s ± 0.2% ± 100 ms loque sea mayor

Tiempo de reposición, función de tiempo definido en fset + 0,02 Hz a fset -0,02 Hz

(0.000-60.000)s ± 0,2% ± 120 ms, loque sea mayor



60 ABB

Tabla 48. Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC


Valor de operación, función de arranque (-10.00-10.00) Hz/s ± 10.0 mHz/s

Valor de funcionamiento, restaura/activa la frecuencia (45,00-65,00) Hz ± 2,0 mHz

Retardo de tiempo de restauración definido (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 100 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo definido para disparo de gradiente de frecuencia (0,200-60,000) s ± 0,2% o ± 120 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo de reposición definido (0,000-60,000) s ± 0,2% o ± 250 ms, lo que seamayor



ABB 61

Protección multifunción

Tabla 49. Protección general de corriente y tensión CVGAPC


Entrada de corriente medida phase1, phase2, phase3, PosSeq, -NegSeq, -3*ZeroSeq, MaxPh, MinPh,UnbalancePh, phase1-phase2, phase2-phase3, phase3-phase1, MaxPh-Ph,MinPh-Ph, UnbalancePh-Ph

-

Corriente base (1 - 99999) A -

Entrada de tensión medida phase1, phase2, phase3, PosSeq, -NegSeq, -3*ZeroSeq, MaxPh, MinPh,UnbalancePh, phase1-phase2, phase2-phase3, phase3-phase1, MaxPh-Ph,MinPh-Ph, UnbalancePh-Ph

-

Tensión base (0.05 - 2000.00) kV -

Arranque por sobreintensidad, etapa 1 y 2 (2 - 5000)% de IBase ± 1,0% de Ir para I ≤ Ir± 1,0% de I para I > Ir

Arranque por subintensidad, etapa 1 y 2 (2 - 150)% de IBase ± 1,0% de Ir para I ≤ Ir± 1,0% de I para I > Ir

Retardo de tiempo independiente, sobreintensidad en 0 a 2 xIdefinido

(0.00 - 6000.00) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo que seamayor

Retardo de tiempo independiente, subintensidad en 2 a 0 x Idefinido (0.00 - 6000.00) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo que seamayor

Sobreintensidad:

Tiempo de arranque en 0 a 2 x Idefinido Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Tiempo de reposición en 2 a 0 x Idefinido Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Subintensidad:

Tiempo de arranque en 2 a 0 x Idefinido Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Tiempo de reposición en 0 a 2 x Idefinido Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Véase tabla 92 y tabla 93 Intervalos para característica definida porel cliente nº 17:k: 0,05-999,00A: 0.0000 - 999.0000B: 0.0000 - 99.0000C: 0.0000 - 1.0000P: 0.0001 - 10.0000PR: 0.005 - 3.000TR: 0.005 - 600.000CR: 0.1 - 10.0

Véase tabla 92 y tabla 93

Nivel de tensión para el cual la memoria de tensión prevalezca (0,0-5,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Sobretensión de arranque, etapa 1 y 2 (2,0-200,0)% de UBase ± 0,5% de Ur para U ≤ Ur

± 0,5% de U para U > Ur

Subtensión de arranque, etapa 1 y 2 (2,0-150,0)% de UBase ± 0,5% de Ur para U ≤ Ur




62 ABB

Tabla 49. Protección general de corriente y tensión CVGAPC , continuación


Retardo de tiempo independiente, sobretensión en 0,8 a 1,2 xUdefinido


Retardo de tiempo independiente, subtensión en 1,2 a 0,8 xUdefinido


Sobretensión:

Tiempo de arranque en 0,8 a 1,2 x Udefinido Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Tiempo de reposición en 1,2 a 0,8 x Udefinido Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Subtensión:

Tiempo de arranque en 1,2 a 0,8 x Udefinido Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Tiempo de reposición en 1,2 a 0,8 x Udefinido Mín. = 15 msMáx. = 30 ms

-

Límite de tensión superior e inferior, operación dependiente de latensión

(1,0-200,0)% de UBase ± 1,0% de Ur para U ≤ Ur


Función direccional Ajustable: NonDir, hacia delante y haciaatrás

-

Ángulo característico del relé (-180 a +180) grados ± 2.0 grados

Ángulo de operación del relé (1 a 90) grados ± 2.0 grados

Relación de reposición, sobreintensidad > 95% -

Relación de reposición, subintensidad < 105% -

Relación de reposición, sobretensión > 95% -

Relación de reposición, subtensión < 105% -

Sobreintensidad:

Tiempo de impulso crítico 10 ms normalmente para 0 a 2 x Idefinido -


Subintensidad:

Tiempo de impulso crítico 10 ms normalmente para 2 a 0 x Idefinido -


Sobretensión:

Tiempo de impulso crítico 10 ms típicamente en 0,8 a 1,2 x Udefinido -


Subtensión:

Tiempo de impulso crítico 10 ms típicamente en 1,2 a 0,8 x Udefinido -




ABB 63

Supervisión del sistema secundario

Tabla 50. Supervisión de fallo de fusible FUFSPVC


Tensión de operación, secuencia cero (1-100)% de UBase ± 0,5% de Ur

Corriente de operación, secuencia cero (1–100)% de IBase ± 0,5% de Ir

Tensión de operación, secuencia negativa (1-100)% de UBase 0,5% de Ur

Corriente de operación, secuencia negativa (1–100)% de IBase ± 0,5% de Ir

Nivel de cambio de tensión de operación (1-100)% de UBase ± 10,0% de Ur

Nivel de cambio de corriente de operación (1–100)% de IBase ± 10,0% de Ir

Tensión de fase de operación (1-100)% de UBase ± 0,5% de Ur

Corriente de fase de operación (1–100)% de IBase ± 0,5% de Ir

Tensión de operación de línea muerta defase

(1-100)% de UBase ± 0,5% de Ur

Corriente de operación de línea muerta defase

(1–100)% de IBase ± 0,5% de Ir

Tiempo de operación, arranque,monofásico, en 1 a 0 x Ur


-

Tiempo de reposición, arranque,monofásico, en 0 a 1 x Ur


-

Tabla 51. Supervisión de fallo de fusible VDSPVC


Valor de operación, bloqueo defallo del fusible principal

(10,0-80,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Relación de reposición < 110%

Tiempo de operación, bloqueode fallo del fusible principal en 1a 0 x Ur

Mín. = 5 ms –

Máx. = 15 ms

Tiempo de reposición, bloqueode fallo del fusible principal en 0a 1 x Ur

Mín. = 15 ms –

Máx. = 30 ms

Valor de operación, alarma parafallo del fusible piloto

(10,0-80,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Relación de reposición < 110% –

Tiempo de operación, alarmapara fallo del fusible piloto en 1 a0 x Ur

Mín. = 5 ms –

Máx. = 15 ms

Tiempo de reposición, alarmapara fallo del fusible piloto en 0 a1 x Ur

Mín. = 15 ms –

Máx. = 30 ms



64 ABB

Control

Tabla 52. Comprobación de sincronismo, comprobación de energización y sincronización SESRSYN


Desplazamiento de fase, jlínea - jbarra (-180 a 180) grados -

Límite superior de tensión para sincronización y comprobación desincronismo

(50,0-120,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur

± 0,5% de U en U > Ur

Relación de reposición, comprobación de sincronismo > 95% -

Límite de diferencia de frecuencia entre barra y línea para comprobaciónde sincronismo

(0.003-1.000) Hz ± 2,5 mHz

Límite de diferencia de ángulo de fase entre barra y línea paracomprobación de sincronismo

(5.0-90.0) grados ± 2.0 grados

Límite de diferencia de tensión entre barra y línea para sincronización ycomprobación de sincronismo

(0,02-0,5) p.u. ± 0,5% de Ur

Salida de retardo de tiempo para comprobación de sincronismo cuandola diferencia de ángulo entre la barra y la línea salta de “PhaseDiff” + 2grados a “PhaseDiff” - 2 grados


Límite mínimo de diferencia de frecuencia para sincronización (0,003-0,250) Hz ± 2,5 mHz

Límite máximo de diferencia de frecuencia para sincronización (0,050-0,500) Hz ± 2,5 mHz

Máxima variación permitida de la frecuencia (0,000-0,500) Hz/s ± 10,0 mHz/s

Duración del pulso de cierre del interruptor (0,050-60,000) s ± 0.2% o ± 15 ms, lo que seamayor

tMaxSynch, que restablece la función de sincronización si no se harealizado ningún cierre antes del tiempo ajustado

(0,000-6000,00) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo que seamayor

Tiempo mínimo de aceptación de las condiciones de sincronización (0-60) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo que seamayor

Límite superior de tensión para comprobación de energización (50,0-120,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur

± 0,5% de U en U > Ur

Relación de reposición, límite superior de tensión > 95% -

Límite inferior de tensión para comprobación de energización (10,0-80,0)% de UBase ± 0,5% de Ur

Relación de reposición, límite inferior de tensión < 105% -

Tensión máxima para energización (50,0-180,0)% de UBase ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur

± 0,5% de U en U > Ur

Retardo de tiempo para comprobación de energización cuando la tensiónsalta de un 0 a un 90% de Urated


Tiempo de operación para función de comprobación de sincronismocuando la diferencia de ángulo entre la barra y la línea salta de“PhaseDiff” + 2 grados a “PhaseDiff” - 2 grados


–

Tiempo de operación para función de energización cuando la tensiónsalta de un 0 a un 90% de Urated


–



ABB 65

Tabla 53. Reenganche automático SMBRREC


Cantidad de intentos del reenganche automático 1 - 5 -

Tiempo de apertura del reenganche automático:intento 1 - t1 1 faseintento 1 - t1 2 fasesintento 1 - t1 3 fases HSintento 1 - t1 3 fases

(0,000-120,000) s

± 0,2% o ± 35 ms, lo quesea mayor

intento 2 - t2 3 fasesintento 3 - t3 3 fasesintento 4 - t4 3 fasesintento 5 - t5 3 fases

(0-6000) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo quesea mayor

Tiempo de apertura extendido del reenganche automático (0-60) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo quesea mayor

Tiempo mínimo que el interruptor debe permanecer cerrado antes de que AR estépreparado para el ciclo de reenganche automático

(0-6000) s ± 0,2% o ± 35 ms, lo quesea mayor

Duración máxima del pulso de operación (0-60) s ± 0,2% o ± 15 ms, lo quesea mayor

Tiempo de recuperación (0-6000) s ± 0,2% o ± 15 ms, lo quesea mayor

Longitud del pulso de cierre del interruptor (0-60) s ± 0,2% o ± 15 ms, lo quesea mayor

Espera de desbloqueo maestro (0-6000) s ± 0,2% o ± 15 ms, lo quesea mayor

Tiempo de reposición de la inhibición (0-60) s ± 0,2% o ± 45 ms, lo quesea mayor

Tiempo máximo de espera para sincronismo del reenganche automático (0-6000) s ± 0,2% o ± 45 ms, lo quesea mayor

Tiempo de comprobación del interruptor antes del fallo (0-6000) s ± 0,2% o ± 45 ms, lo quesea mayor

Tiempo de espera después de la orden de cierre, antes de proceder al siguiente intento (0-60) s ± 0,2% o ± 45 ms, lo quesea mayor



66 ABB

Lógica

Tabla 54. Bloques lógicos configurables

Bloques lógicos Cantidad con velocidad deactualización

Rango o valor Precisión

rápida media normal

LogicAND 90 90 100 - -

LogicOR 90 90 100 - -

LogicXOR 15 15 10 - -

LogicInverter 45 45 50 - -

LógicaSRMemoria 15 15 10 - -

Memoria lógica RS 15 15 10 - -

LogicGate 15 15 10 - -

LogicTimer 15 15 10 (0.000–90000.000) s ± 0.5% ± 10 ms

LogicPulseTimer 15 15 10 (0.000–90000.000) s ± 0.5% ± 10 ms

LogicTimerSet 15 15 10 (0.000–90000.000) s ± 0.5% ± 10 ms

LogicLoopDelay 15 15 10 (0.000–90000.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Booleano de 16 bitsa entero

4 4 8 - -

Booleano de 16 bitsa entero con nodológico

4 4 8 - -

Entero a booleano de16 bits

4 4 8 - -

Entero a booleano de16 bits con nodológico

4 4 8 - -

Tabla 55. Integrador de tiempo transcurrido con transgresión de límites y supervisión de desbordamiento TEIGAPC

Función Tiempo de ciclo (ms) Rango o valor Precisión

Integración de tiempo transcurrido 3 0 ~ 999999,9 s ± 0,2% o ± 20 ms, lo que sea mayor

8 0 ~ 999999,9 s ± 0,2% o ± 100 ms, lo que sea mayor

100 0 ~ 999999,9 s ± 0,2% o ± 250 ms, lo que sea mayor



ABB 67

Monitorización

Tabla 56. Mediciones CVMMXN


Frecuencia (0.95-1.05) × fr ± 2.0 mHz

Tensión (0.1-1.5) ×Ur ± 0.5% de Ur a U£Ur

± 0.5% de U a U > Ur

Corriente conectada (0.2-4.0) × Ir ± 0.5% de Ir a I £ Ir± 0.5% de I a I > Ir

Potencia activa, P 0.1 x Ur< U < 1.5 x Ur

0.2 x Ir < I < 4.0 x Ir± 1.0% de Sr a S ≤ Sr

± 1.0% de S a S > Sr

Condiciones:0,8 x Ur < U < 1,2 Ur

0,2 x Ir < I < 1,2 Ir

Potencia reactiva, Q 0.1 x Ur< U < 1.5 x Ur

0.2 x Ir < I < 4.0 x Ir

Potencia aparente, S 0.1 x Ur < U < 1.5 x Ur

0.2 x Ir< I < 4.0 x Ir

Factor de potencia, cos (φ) 0.1 x Ur < U < 1.5 x Ur

0.2 x Ir< I < 4.0 x Ir± 0.02

Tabla 57. Medición de corriente de faseCMMXU


Corriente con carga simétrica (0,1-4,0) × Ir ± 0,3% de Ir en I ≤ 0,5 × Ir± 0,3% de I en I > 0,5 × Ir

Ángulo de fase con cargasimétrica

(0,1-4,0) × Ir ± 1,0° en 0,1 × Ir < I ≤ 0,5 × Ir± 0,5° en 0,5 × Ir < I ≤ 4,0 × Ir

Tabla 58. Medición de tensión trifásica VMMXU


Tensión (10 a 300) V ± 0,5% de U a U ≤ 50 V± 0,2% de U a U > 50 V

Ángulo de fase (10 a 300) V ± 0,5° a U ≤ 50 V± 0,2° a U > 50 V

Tabla 59. Medición de la tensión fase a neutro VNMMXU


Tensión (5 a 175) V ± 0,5% de U a U ≤ 50 V± 0,2% de U a U > 50 V

Ángulo de fase (5 a 175) V ± 0,5° a U ≤ 50 V± 0,2° a U > 50 V



68 ABB

Tabla 60. Medición del componente de secuencia de corriente CMSQI


Secuencia positiva de corriente,I1 ajustes trifásicos

(0,1-4,0) × Ir ± 0,3% de Ir en I ≤ 0,5 × Ir± 0,3% de I en I > 0,5 × Ir

Secuencia cero de corriente, 3I0ajustes trifásicos


Secuencia negativa de corriente,I2 ajustes trifásicos


Ángulo de fase (0,1-4,0) × Ir ± 1,0° en 0,1 × Ir < I ≤ 0,5 × Ir± 0,5° en 0,5 × Ir < I ≤ 4,0 × Ir

Tabla 61. Medición de la secuencia de la tensión VMSQI


Secuencia positiva de tensión, U1 (10 a 300) V ± 0,3% de U en U ≤ 50 V± 0,2% de U en U > 50 V

Secuencia cero de tensión, 3U0 (10 a 300) V ± 0,3% de U en U ≤ 50 V± 0,2% de U en U > 50 V

Secuencia negativa de tensión,U2

(10 a 300) V ± 0,3% de U en U ≤ 50 V± 0,2% de U en U > 50 V

Ángulo de fase (10 a 300) V ± 0,3º en U ≤ 50 V± 0,2º en U > 50 V

Tabla 62. Supervisión de señales de entrada mA


Función de medición mA ± 5, ± 10, ± 20 mA0-5, 0-10, 0-20, 4-20 mA

± 0.1 % del valor definido ± 0.005 mA

Corriente máxima deltransductor a la entrada

(-20.00 a +20.00) mA

Corriente mínima deltransductor a la entrada

(-20.00 a +20.00) mA

Nivel de alarma para entrada (-20.00 a +20.00) mA

Nivel de advertencia paraentrada

(-20.00 a +20.00) mA

Histéresis de alarma paraentrada

(0.0-20.0) mA

Tabla 63. Contador de límites L4UFCNT


Valor de contador 0-65535 -

Máx. velocidad de conteo 30 impulsos/s (50% de ciclo decarga)

-



ABB 69

Tabla 64. Informe de perturbaciones DRPRDRE


Periodo previo a la falta (0.05–9.90) s -

Periodo posterior a la falta (0,1-10) s -

Tiempo límite (0.5–10.0) s -

Número máximo de registros 100, primero en entrar, primeroen salir

-

Resolución de cronología absoluta 1 ms Consulte la tabla 88

Número máximo de entradas analógicas 30 + 10 (externas + derivadasinternamente)

-

Número máximo de entradas binarias 96 -

Número máximo de fasores en el registrador de valores de disparo por registro 30 -

Número máximo de indicaciones en un informe de perturbaciones 96 -

Número máximo de eventos en el registro de eventos por cada registro 150 -

Número máximo de eventos en la lista de eventos 1000, primero en entrar, primeroen salir

-

Tiempo total máximo de registro (tiempo de registro 3.4 s y número máximo decanales, valor típico)

340 segundos (100 registros) a50 Hz, 280 segundos (80registros) a 60 Hz

-

Frecuencia de muestreo 1 kHz a 50 Hz1.2 kHz a 60 Hz

-

Ancho de banda de registro (5-300) Hz -

Tabla 65. Monitorización de interruptores SSCBR


Nivel de alarma para el tiempo dedesplazamiento de apertura y cierre

(0 – 200) ms ± 2 ms

Nivel de alarma para la cantidad deoperaciones

(0 – 9999) -

Retardo de tiempo independiente para laalarma de tiempo de carga de resortes

(0,00 – 60,00) s ± 0,2% o ± 30 ms, lo que sea mayor

Retardo de tiempo independiente para laalarma por presión de gas


Retardo de tiempo independiente para elbloqueo por presión de gas


Tabla 66. Lista de eventos

Función Valor

Capacidad de búfer Número máximo de eventos en la lista 1000

Resolución 1 ms

Precisión Depende de la sincronización horaria



70 ABB

Tabla 67. Indicaciones

Función Valor

Capacidad de búfer Número máximo de indicaciones presentadas para perturbación simple 96

Número máximo de perturbaciones registradas 100

Tabla 68. Registrador de eventos

Función Valor

Capacidad de búfer Número máximo de eventos en el informe de perturbaciones 150

Número máximo de informes de perturbaciones 100

Resolución 1 ms

Precisión En función de lasincronizaciónhoraria

Tabla 69. Registrador de valores de disparo

Función Valor

Capacidad de búfer

Número máximo de entradas analógicas 30


Tabla 70. Registrador de perturbaciones

Función Valor

Capacidad de búfer Número máximo de entradas analógicas 40

Número máximo de entradas binarias 96


Tiempo total máximo de registro (tiempo de registro 3.4 s y número máximode canales, valor típico)

340 segundos (100 registros) a 50 Hz280 segundos (80 registros) a 60 Hz

Tabla 71. Contador de límites L4UFCNT


Valor de contador 0-65535 -

Máx. velocidad de conteo 30 impulsos/s (50% de ciclo decarga)

-



ABB 71

Comunicación de estación

Tabla 72. Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1

Función Valor

Protocolo IEC 61850-8-1

Velocidad de comunicación para los IED 100BASE-FX


Velocidad de comunicación para los IED 9600 o 19200 Bd

Protocolo DNP3.0

Velocidad de comunicación para los IED 300–19200 Bd

Protocolo TCP/IP, Ethernet

Velocidad de comunicación para los IED 100 Mbit/s

Tabla 73. Protocolo de comunicación LON

Función Valor

Protocolo LON

Velocidad de comunicación 1.25 Mbit/s

Tabla 74. Protocolo de comunicación SPA

Función Valor

Protocolo SPA

Velocidad de comunicación 300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200 ó 38400 Bd

Número de esclavo 1 a 899

Tabla 75. Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103

Función Valor


Velocidad de comunicación 9600, 19200 Bd

Tabla 76. Puerto SLM – LON

Cantidad Rango o valor

Conector óptico Fibra de vidrio: tipo STFibra de de plástico: tipo HFBR de presión

Fibra, balance óptico Fibra de vidrio: 11 dB (1000 m normalmente *)Fibra de plástico: 7 dB (10 m normalmente *)

Diámetro de fibra Fibra de vidrio: 62.5/125 mmFibra de plástico: 1 mm

*) según el cálculo del balance óptico



72 ABB

Tabla 77. SLM: puerto SPA/IEC 60870-5-103/DNP3


Conector óptico Fibra de vidrio: tipo STFibra de de plástico: tipo HFBR de presión

Fibra, balance óptico Fibra de vidrio: 11 dB (3000ft/1000 m normalmente *)Fibra de plástico: 7 dB (80ft/25 m normalmente *)

Diámetro de fibra Fibra de vidrio: 62.5/125 mmFibra de plástico: 1 mm

*) según el cálculo del balance óptico

Tabla 78. Módulo de comunicación galvánica de datos de línea X.21 (X.21-LDCM)


Conector, X.21 Macho de 15 polos micro D-sub, paso de 1,27 mm (0,050")

Conector, selección de tierra Terminal de tornillo de 2 polos

Estándar CCITT X21

Velocidad de comunicación 64 kbit/s

Aislamiento 1 kV

Longitud máxima de cable 100 m

Tabla 79. Módulo de comunicación RS485 galvánico


Velocidad de comunicación 2400 -19200 baudios

Conectores externos Conector RS-485 de 6 polosConector a tierra de 2 polos

Tabla 80. Protocolo de redundancia en paralelo IEC 62439-3 edición 1 y edición 2

Función Valor


Velocidad de comunicación 100 Base-FX



ABB 73

Comunicación remota

Tabla 81. Módulo de comunicación de datos de línea

Características Rango o valor

Tipo de LDCM Alcance corto(SR)

Alcance medio (MR) Alcance largo (LR)

Tipo de fibra Multimodo deíndice gradual62,5/125 µm

Monomodo 9/125 µm Monomodo 9/125 µm

Longitud de onda de emisión picoNominalMáximoMínimo

820 nm865 nm792 nm

1310 nm1330 nm1290 nm

1550 nm1580 nm1520 nm

Balance ópticoMultimodo de índice gradual 62.5/125 mm, Multimodo de índice gradual 50/125 mm

13 dB (distanciamás común deaproximadamente3 km *)9 dB (distanciamás común deaproximadamente2 km *)

22 dB (distancia máscomún de 80 km *)

26 dB (distancia más común de110 km *)

Conector óptico Tipo ST Tipo FC/PC Tipo FC/PC

Protocolo C37.94 C37.94implementación **)

C37.94 implementación **)

Transmisión de datos Sincrónica Sincrónica Sincrónica

Velocidad de transmisión / Tasa de datos 2 Mb/s / 64 kbit/s 2 Mb/s / 64 kbit/s 2 Mb/s / 64 kbit/s

Fuente de reloj Interno o obtenidode la señalrecibida

Interno o obtenido dela señal recibida

Interno o obtenido de la señalrecibida

*) según el cálculo del balance óptico**) C37.94 definido originalmente solo para multimodo; usando el mismo encabezamiento, configuración y formato de datos que C37.94



74 ABB

HardwareIED

Tabla 82. Caja

Material Chapa de acero

Placa frontal Perfil de lámina de acero con abertura para HMI

Tratamiento de lasuperficie

Acero prechapado con aluzinc

Acabado Gris claro (RAL 7035)

Tabla 83. Nivel de protección frente a agua y polvo según IEC 60529

Frontal IP40 (IP54 con junta de estanquidad)

Laterales, parte dearriba y de abajo

IP20

Parte posterior IP20 con tipo de compresión de tornilloIP10 con terminales de tipo anillo

Tabla 84. Peso

Tamaño de la caja Peso

6U, 1/2 x 19” £ 10 kg

6U, 3/4 x 19” £ 15 kg

6U, 1/1 x 19” £ 18 kg

Sistema de conexión

Tabla 85. Conectores de circuito de TI y TT

Tipo de conector Tensión y corriente nominal Sección de conductor máxima

Tipo de compresión de tornillo 250 V CA, 20 A 4 mm2 (AWG14)2 x 2,5 mm2 (2 x AWG14)

Bloques de terminales adecuados para terminales de anillo 250 V CA, 20 A 4 mm2 (AWG12)

Tabla 86. Sistema de conexión de E/S binaria

Tipo de conector Tensión nominal Sección de conductor máxima

Tipo de compresión de tornillo 250 V CA 2,5 mm2 (AWG14)2 × 1 mm2 (2 x AWG18)

Bloques de terminales adecuados para terminales de anillo 300 V CA 3 mm2 (AWG14)



ABB 75

Funciones básicas del IED

Tabla 87. Autosupervisión con lista de eventos internos

Datos Valor

Modo de registro Continuo, con control de eventos

Tamaño de la lista 40 eventos, primero en entrar, primero en salir

Tabla 88. Sincronización horaria, indicación de cronología

Función Valor

Resolución de indicación de cronología, eventos y muestras de valores de medición 1 ms

Error de indicación de cronología con sincronización un pulso/min (sincronización de pulsos por minuto), Eventosy muestras de valores de medición

± 1.0 ms normalmente

Error de indicación de cronología con sincronización SNTP, muestras de valores de medición ± 1.0 ms normalmente

Tabla 89. Módulo de sincronización horaria GPS (GTM)


Receptor – ±1μs UTC relativo

Tiempo para referencia de tiempo fiable con antena ennueva posición o tras pérdida de potencia de más de 1mes

<30 minutos –

Tiempo para referencia de tiempo fiable tras pérdidade potencia de más de 48 horas

<15 minutos –

Tiempo para referencia de tiempo fiable tras pérdidade potencia de menos de 48 horas

<5 minutos –

Tabla 90. GPS: antena y cable

Función Valor

Máx. atenuación del cable de antena 26 db @ 1.6 GHz

Impedancia del cable de antena 50 ohmios

Protección contra rayos Debe proporcionarse externamente

Conector del cable de antena SMA en el extremo receptorTNC en el extremo antena

Precisión +/-1μs



76 ABB

Tabla 91. IRIG-B

Cantidad Valor nominal

Número de canales IRIG-B 1

Número de canales PPS 1

Conector eléctrico:

Conector eléctrico IRIG-B BNC

Modulado por ancho de pulsos 5 Vpp

Modulado por amplitud– bajo nivel– alto nivel

1-3 Vpp3 x bajo nivel, máx. 9 Vpp

Formatos admitidos IRIG-B 00x, IRIG-B 12x

Precisión +/-10 μs para IRIG-B 00x y +/-100 μs para IRIG-B 12x

Impedancia de entrada 100 k ohmios

Conector óptico:

Conector óptico PPS e IRIG-B Tipo ST

Tipo de fibra Fibra multimodo de 62.5/125 μm

Formatos admitidos IRIG-B 00x, PPS

Precisión +/- 1μs



ABB 77

Característica inversa

Tabla 92. Características de tiempo inverso ANSI


Característica de operación:

( )1PAt B k tDef

I

æ öç ÷= + × +ç ÷ç - ÷è ø

EQUATION1249-SMALL V2 ES

Característica de reposición:

( )2 1= ×

-

trt kI


I = Imeasured/Iset

k = (0,05-2,00) en etapas de 0,01 ANSI/IEEE C37.112 , ±2,0% o ± 40 ms, lo quesea mayor

ANSI Extremadamente inversa A=28,2; B=0,1217; P=2 ; tr=29,1

ANSI Muy inversa A=19,61; B=0,491; P=2 , tr=21,6

ANSI Inversa normal A=0,0086, B=0,0185; P=0,02; tr=0,46

ANSI Moderadamente inversa A=0,0515; B=0,1140; P=0,02; tr=4,85

ANSI Extremadamente inversa de tiempolargo

A=64,07; B=0,250; P=2; tr=30

ANSI Muy inversa de tiempo largo A=28,55; B=0,712; P=2; tr=13,46

ANSI Inversa de tiempo largo A=0,086; B=0,185; P=0,02; tr=4,6



78 ABB

Tabla 93. Características de tiempo inverso IEC


Característica de operación:

( )1= ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At k

I


I = Imeasured/Iset

k = (0,05-2,00) en etapas de 0,01 IEC 60255-151, ± 2,0%o ± 40 ms, lo que seamayor

IEC Inversa normal A=0.14, P=0.02

IEC Muy inversa A=13.5, P=1.0

IEC Inversa A=0.14, P=0.02

IEC Extremadamente inversa A=80.0, P=2.0

IEC Inversa de tiempo corto A=0.05, P=0.04

IEC Inversa de tiempo largo A=120, P=1.0

Característica programableCaracterística de operación:

( )= + ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At B k

I C


Característica de reposición:

( )= ×

-PR

TRt k

I CR


I = Imeasured/Iset

k = (0,05-999) en etapas de 0,01A=(0.005-200.000) en etapas de 0.001B=(0.00-20.00) en etapas de 0.01C=(0.1-10.0) en etapas de 0.1P=(0.005-3.000) en etapas de 0.001TR=(0.005-100.000) en etapas de 0.001CR=(0.1-10.0) en etapas de 0.1PR=(0.005-3.000) en etapas de 0.001

Tabla 94. Características de tiempo inverso tipo RI y RD


Característica de tiempo inverso tipo RI

1

0.2360.339

= ×

-

t k

IEQUATION1137-SMALL V1 ES

I = Imeasured/Iset

k = (0,05-2,00) en etapas de 0,01 IEC 60255-151, ± 2,0%o ± 40 ms, lo que seamayor

Característica inversa logarítmica tipo RD

5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø

tI

Ink


I = Imeasured/Iset

k = (0,05-999) en etapas de 0,01



ABB 79

Tabla 95. Características de tiempo inverso para la protección de sobretensión


Curva de tipo A:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = Uset

U = Umeasured

k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01 ± 5,0% o ± 45 ms, loque sea mayor

Curva de tipo B:

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01

Curva de tipo C:

3.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01

Curva programable:

×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01A = (0.005-200.000) en etapas de 0.001B = (0.50-100.00) en etapas de 0.01C = (0.0-1.0) en etapas de 0.1D = (0.000-60.000) en etapas de 0.001P = (0.000-3.000) en etapas de 0.001



80 ABB

Tabla 96. Características de tiempo inverso para la protección de subtensión


Curva de tipo A:

=< -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

UEQUATION1431-SMALL V1 ES

U< = Uset

U = Umeasured

k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01 ± 5,0% o ± 45 ms, lo quesea mayor

Curva de tipo B:

2.0

4800.055

32 0.5

×= +

< -× -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = Uset

U = Umeasured

k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01

Curva programable:

×= +

< -× -

<

é ùê úê úê úæ öê úç ÷ë è ø û

P

k At D

U UB C

U


U< = Uset

U = Umeasured

k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01A = (0.005-200.000) en etapas de 0.001B = (0.50-100.00) en etapas de 0.01C = (0.0-1.0) en etapas de 0.1D = (0.000-60.000) en etapas de 0.001P = (0.000-3.000) en etapas de 0.001



ABB 81

21. Pedidos de IED personalizados

Tabla 97. Directrices generales

DirectricesLea las instrucciones con atención y téngalas presentes para evitar inconvenientes durante la gestión del pedido.Consulte la tabla de funciones disponibles para conocer las funciones de aplicación incluidas.PCM600 se puede utilizar para efectuar cambios o incorporaciones a la configuración preconfigurada suministrada de fábrica.

Tabla 98. Ejemplo de código de pedido

Para obtener el código de pedido completo, combine los códigos de las tablas de selección, como se muestra en el siguiente ejemplo.Hay que rellenar la cantidad seleccionada de cada tabla; si no es posible ninguna selección el código es 0Ejemplo de un código completo: REB670*2.0-F00X00 - A01010000000000 - B000000000000000000000000 - C0824088000282400440200000 - D22202020 - E6660- F6 - S0 - G022 - H13021110000 - K00000000 - L0011 - M80 - P01 - B1X0 - AC - KB - B - A3X0 - D1D1ARGN1N1XXXXXXX - AAFXXX - AX

Definición del producto - Protección diferencial -REB670* 2.0 - X00 - A 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -

Protección de impedancia -B 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -

Protección de corriente -C 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -

Protección de tensión - Protección de frecuencia - Protecciónmultifunción

- Cálculo general -

D 0 0 0 - E 0 - F - S 0 -

Supervisión del sistemasecundario

- Control -

G 0 0 - H 0 0 0 0 0 0 -

Esquemas de comunicación - Lógica - Monitorización - Comunicación de estación -K 0 0 0 0 0 0 0 0 - L - M 0 - P 0 -

Idioma - Caja ymontaje

- Conexiónyalimentación

- HMI - Entradaanalógica

- Entrada/salida binaria -

B1 - - - - - -

Comunicación serie con el extremo remoto - Unidad de comunicación serie para comunicación de estación -

Tabla 99. Definición del producto

REB670* 2.0 X00

Tabla 100. Códigos de pedido de definición del producto

Producto REB670*Versión del software 2.0Alternativas de configuraciónProtección de barra REB670 F00Selección: Configuración de la ACTNo se ha descargado ninguna configuración de la ACT X00

Tabla 101. Protección diferencial

Posición

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

A 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0



82 ABB

Tabla 102. Funciones diferenciales

Función Identificación de lafunción

N.º de pedido Posición

Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Protección diferencial de barra, 2 zonas, trifásica/8 bahías BBP3PH8B 1MRK005904-AC 2 0-1 Nota: Solose debepedir unaproteccióndiferencialde barras.

Protección diferencial de barra, 2 zonas, monofásica/24 bahías BBP1PH24B 1MRK005904-BC 4 0-1

Tabla 103. Protección de impedancia

Posición

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

B 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Tabla 104. Protección de corriente

Posición

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

C 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Tabla 105. Funciones de corriente



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas OC4PTOC 1MRK005910-BA 2 0-8 Nota: Solose puedeseleccionar un PTOC

Protección de sobreintensidad monofásica de cuatro etapas PH4SPTOC 1MRK005910-CA 3 0-24

Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas EF4PTOC 1MRK005910-EA 5 0-8 Protección de sobreintensidad de secuencia de fase negativadireccional de cuatro etapas

NS4PTOC 1MRK005910-FA 6 0-8

Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo TRPTTR 1MRK005910-HA 10 0-2 Protección de fallo de interruptor CCRBRF 1MRK005910-LA 11 0-8 Nota: Solo

se puedeseleccionar un BRF

Protección de fallo de interruptor, versión monofásica CCSRBRF 1MRK005910-MA 12 0-24

Protección de mínima potencia direccional GUPPDUP 1MRK005910-RA 15 0-4 Protección de máxima potencia direccional GOPPDOP 1MRK005910-TA 16 0-4 Protección de bancos de condensadores CBPGAPC 1MRK005910-UA 18 0-2

Tabla 106. Protección de tensión

Posición 1 2 3 4 5 6 7 8

D 0 0 0

Tabla 107. Funciones de tensión



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV 1MRK005912-AA 1 0-2 Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV 1MRK005912-BA 2 0-2 Protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV 1MRK005912-CA 3 0-2 Protección diferencial de tensión VDCPTOV 1MRK005912-EA 5 0-2 Comprobación de pérdida de tensión LOVPTUV 1MRK005912-GA 7 0-2

Tabla 108. Protección de frecuencia

Posición 1 2 3 4

E 0



ABB 83

Tabla 109. Funciones de frecuencia


N.º de pedido posición

Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Protección de subfrecuencia SAPTUF 1MRK005914-AA 1 0-6 Protección de sobrefrecuencia SAPTOF 1MRK005914-BA 2 0-6 Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC 1MRK005914-CA 3 0-6

Tabla 110. Protección multifunción

Posición 1

F

Tabla 111. Funciones multipropósito



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Protección general de corriente y tensión CVGAPC 1MRK005915-AA 1 0-6

Tabla 112. Cálculo general

Posición 1

S 0

Tabla 113. Supervisión del sistema secundario

Posición 1 2 3

G 0

Tabla 114. Funciones de supervisión del sistema secundario



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Supervisión de fallo de fusible FUFSPVC 1MRK005916-BA 2 0-2 Supervisión de fallo de fusible basada en la diferencia de tensión VDRFUF 1MRK005916-CA 3 0-2

Tabla 115. Control

Posición 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

H 0 0 0 0 0 0 0 0

Tabla 116. Funciones de control



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Comprobación de sincronismo, comprobación de energización ysincronización

SESRSYN 1MRK005917-XA 2 0-3

Reenganche automático SMBRREC 1MRK005917-XB 4 0-2 Control de aparatos para hasta 6 bahías, máx. 30 aparatos (6interruptores) incl. enclavamiento

APC30 1MRK005917-CX 7 0-1

Tabla 117. Esquemas de comunicación

Posición 1 2 3 4 5 6 7 8

K 0 0 0 0 0 0 0 0

Tabla 118. Lógica

Posición 1 2

L



84 ABB

Tabla 119. Funciones de lógica



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Bloques de lógica configurables Q/T 1MRK005922-ML 1 0-1 Paquete de lógica extensible 1MRK005922-AX 2 0-1

Tabla 120. Monitorización

Posición 1 2

M 0

Tabla 121. Funciones de monitorización



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Monitorización de la condición del interruptor SSCBR 1MRK005924-HA 1 0-24

Tabla 122. Comunicación de estación

Posición 1 2

P 0

Tabla 123. Funciones de comunicación de estación



Cant.disponible

Cant.seleccionada

Notas ynormas

Protocolo de redundancia en paralelo IEC 62439-3 PRP 1MRK002924-YB 2 0-1 Nota:RequierenOEM de 2canales

Tabla 124. Selección de idioma

Primer idioma de diálogo del usuario de la HMI local Selección Notas y normas

Idioma de la HMI, inglés IEC B1 Idioma adicional de la HMI Ningún idioma adicional de la HMI X0 Idioma de la HMI, inglés de EE.UU. A12 Seleccionado

Tabla 125. Selección de caja

Caja Selección Notas y normas

Caja 1/2 x 19" A Caja de rack 3/4 x 19" 1 ranura TRM B Caja 3/4 x 19" 2 ranuras TRM C Caja 1/1 x 19" 1 ranura TRM D Caja 1/1 x 19" 2 ranuras TRM E Seleccionado



ABB 85

Tabla 126. Selección de montaje

Detalles de montaje con grado de protección IP40 desde la parte frontal Selección Notas y normas

Sin kit de montaje incluido X Kit de montaje en rack de 19" para caja de 1/2 x 19" de 2xRHGS6 o RHGS12 A Kit de montaje en rack de 19" para caja de 3/4 x 19" o 3xRGHS6 B Kit de montaje en rack de 19" para caja de 1/1 x 19" C Kit de montaje mural D Nota: No se recomienda el

montaje mural con módulos decomunicación con conexión defibra (SLM, OEM, LDCM)

Kit de montaje empotrado E Kit de montaje empotrado + junta de montaje IP54 F Seleccionado

Tabla 127. Tipo de conexión y fuente de alimentación

Tipo de conexión para módulos de fuente de alimentación y para módulos de entrada/salida Selección Notas y normas

Terminales de compresión K Terminales de anillo L Fuente de alimentación auxiliar Módulo de fuente de alimentación 24-60 V CC A Módulo de fuente de alimentación 90-250 V CC B Seleccionado

Tabla 128. Selección de interfaz hombre-máquina

Interfaz de hardware hombre-máquina Selección Notas y normas

Pantalla gráfica de tamaño mediano, símbolos de teclado IEC B Pantalla gráfica de tamaño mediano, símbolos de teclado ANSI C Seleccionado

Tabla 129. Selección de sistema analógico

Sistema analógico Selección Notas y normas

Terminales de compresión A Nota: Solo el mismo tipo de TRM(compresión o anillo) en el mismoterminal. Terminales de anillo B

Primer TRM, 12I, 1A, 50/60 Hz 1 Primer TRM, 12I, 5A, 50/60 Hz 2 Primer TRM, 9I+3U 1A, 100/220 V, 50/60 Hz 3 Primer TRM, 9I+3U 5A, 100/220 V, 50/60 Hz 4 Primer TRM, 6I+6U 1A, 100/220 V, 50/60 Hz 6 Primer TRM, 6I+6U 5A, 100/220 V, 50/60 Hz 7 No se incluye segundo TRM X0 Terminales de compresión A Terminales de anillo B Segundo TRM, 12I, 1A, 50/60 Hz 1 Segundo TRM, 12I, 5A, 50/60 Hz 2 Segundo TRM, 9I+3U 1A, 100/220 V, 50/60 Hz 3 Segundo TRM, 9I+3U 5A, 100/220 V, 50/60 Hz 4 Segundo TRM, 6I+6U 1A, 100/220 V, 50/60 Hz 6 Segundo TRM, 6I+6U 5A, 100/220 V, 50/60 Hz 7 Seleccionado



86 ABB

Tabla 130. Cantidad máxima de módulos E/S

Nota: En los pedidos de módulos E/S, tenga en cuenta las cantidades máximas que aparecen en las tablas siguientes.

Tamaños de caja BIM IOM BOM/SOM

MIM Máximo en la caja

1/1 x 19”, un (1) TRM 14 6 4 4 14 (máx. 4 BOM+SOM+MIM)

1/1 x 19”, dos (2) TRM 11 6 4 4 11 (máx. 4 BOM+SOM+MIM)

3/4 x 19”, un (1) TRM 8 6 4 4 8 (máx. 4 BOM+SOM+1MIM)

3/4 x 19”, dos (2) TRM 5 5 4 4 5 (máx. 4 BOM+SOM+1MIM)

1/2 x 19”, un (1) TRM 3 3 3 1 3



ABB 87

Tabla 131. Selección de módulo de entrada/salida binaria

Módulos de entradas/salidas binarias

Selección Notas y normas

Posición de las ranuras(vista posterior) X3

1

X41

X51

X61

X71

X81

X91

X101

X111

X121

X131

X141

X151

X161 Atención: Máx. 3 posiciones en

rack 1/2, 8 en rack 3/4 con 1TRM, 5 en rack 3/4 con 2 TRM,11 en rack 1/1 con 2 TRM y 14en rack 1/1 con 1 TRM

Caja 1/2 con 1 TRM █ █ █ Caja 3/4 con 1 TRM █ █ █ █ █ █ █ █ Caja 3/4 con 2 TRM █ █ █ █ █ Caja 1/1 con 1 TRM █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ Caja 1/1 con 2 TRM █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ Sin placa en la ranura X X X X X X X X X X X X X X Módulo de salida binaria,

24 relés de salida (BOM)A A A A A A A A A A A A A A

BIM 16 entradas,RL24-30 V CC, 50 mA

B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1


C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1


D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1


E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1

BIM 16 entradas,220-250 V CC, 120 mA

E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2

BIMp 16 entradas,RL24-30 V CC, 30 mA,para recuento de pulsos

F F F F F F F F F F F F F F

BIMp 16 entradas,RL48-60 V CC, 30 mA,para recuento de pulsos

G G G G G G G G G G G G G G

BIMp 16 entradas,RL110-125 V CC, 30mA, para recuento depulsos

H H H H H H H H H H H H H H

BIM 16 entradas,RL220-250 V CC, 30mA, para recuento depulsos

K K K K K K K K K K K K K K

IOM 8 entradas, 10+2salidas, RL24-30 V CC,50 mA

L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1

IOM 8 entradas, 10+2salidas, RL48-60 V CC,50 mA

M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1

IOM 8 entradas, 10+2salidas, RL110-125 VCC, 50 mA

N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1

IOM 8 entradas, 10+2salidas, RL220-250 VCC, 50 mA

P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1

IOM 8 entradas, 10+2relés de salida, 220-250V CC, 110 mA

P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2

IOM con MOV 8entradas, 10-2 salidas,24-30 V CC, 30 mA

U U U U U U U U U U U U U U


V V V V V V V V V V V V V V


W W W W W W W W W W W W W W


Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y

Módulo MIM de entradamA, 6 canales

R R R R R R R R R R R R R R



88 ABB

Tabla 131. Selección de módulo de entrada/salida binaria, continuaciónMódulos de entradas/salidas binarias


Módulo de salidasestáticas SOM, 12salidas, 48-60 V CC

T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 Nota: SOM no debe colocarse enla posición más próxima a NUM;caja 1/2 ranura P5, caja 3/4 1ranura TRM P10, caja 3/4 2ranuras TRM P7, caja 1/1 1ranura TRM P16, caja 1/1 2ranuras TRM P13

Módulo de salidasestáticas SOM, 12salidas, 110-250 V CC

T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2

Seleccionado.

Tabla 132. Selección de comunicación serie con el extremo remoto

Comunicación con el extremo remoto, módulos de sincronización horaria y com.serie DNP


Posición de las ranuras (vista posterior)

X312

X313

X302

X303

X322

X323

Ranuras disponibles en caja 1/2, 3/4 o 1/1 con 1 TRM █ █ █ █ Nota: Máx. 1 LDCM en caja 1/2 Ranuras disponibles en caja 3/4 y 1/1 con 2 TRM █ █ █ █ █ █ Nota: Máx. 2 LDCM en caja 3/4 y

1/1 No se incluye placa para comunicación remota X X X X X X Corto alcance óptico, LDCM A A A A A A Nota: Se pueden seleccionar

máx. 2 LDCM (del mismo tipo odistinto) Medio alcance óptico, LDCM 1310 nm B B B B B B

Largo alcance óptico, LDCM 1550 nm C C C C C C Módulo de comunicación galvánica de datos de línea X21 E E E E E E Módulo de sincronización horaria IRIG-B F F F F F F Módulo de comunicación galvánica RS485 G G G G G G Módulo de sincronización horaria GPS S S S S Seleccionado

Tabla 133. Unidad de comunicación serie para selección de comunicación de estación

Unidad de comunicación serie para comunicación de estación Selección Notas y normas


X301

X311

No se incluye placa para comunicación X X Interfaz de plástico serie SPA/LON/DNP/IEC 60870-5-103 A Interfaz de plástico/vidrio serie SPA/LON/DNP/IEC 60870-5-103 B Interfaz de vidrio serie SPA/LON/DNP/IEC 60870-5-103 C Módulo ethernet óptico, 1 canal de vidrio D Módulo ethernet óptico, 2 canales de vidrio E Seleccionado.



ABB 89

22. Pedidos de IED preconfigurados

DirectricesLea las instrucciones con atención y téngalas presentes para evitar inconvenientes durante la gestión del pedido.Consulte la tabla de funciones disponibles para conocer las funciones de aplicación incluidas.PCM600 se puede utilizar para efectuar cambios o incorporaciones a la configuración preconfigurada suministrada de fábrica.

Para obtener el código de pedido completo, combine los códigos de las tablas, como se muestra en el siguiente ejemplo.Referencia de ejemplo: REB670 *2.0-A30X00- A02H02-B1A3-AC-KB-B-A3X0-DAB1RGN1N1XXXXXXX-AXFXXX-AX. Utilizando el código de cada posición #1-12especificado como REB70*1-2 2-3 3 3 3 3 3 3 3-4 4-5-6-7 7-8-9 9 9 9-10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10-11 11 11 11 11 11-12 12

# 1 - 2 - 3 - 4 - 5 6 - 7 - 8 -REB670* - - - - - . -

9 - 10 - 11 - 12 - . -

Po

sici

ón

SOFTWARE #1 Notas y normas

Número de versión N.º de versión 2.0

Selección de posición #1.

Alternativas de configuración #2 Notas y normas

3 fases, 4 bahías A20 3 fases, 8 bahías A31 1 fase, 12 bahías, barra simple B20 1 fase, 12 bahías, barra doble B21 1 fases, 24 bahías B31 Configuración de la ACT Disposición de estación simple, 1 1/2 CB, 2 CB, 1 CB, contactos b, solo BBP X01 Barra doble, 1 CB, contactos a y b, solo BBP X02 Nota: Solo para A31, B21 y B31 Barra doble, 1 CB, contactos a y b, BBP, EnFP y OCP X03 Nota: Solo para A31, B21 y B31

Nota: Hay que pedir uno de cadade Protección de fallo deinterruptor y Protección desobreintensidad


Opciones de software #3 Notas y normas

Sin opción X00 No es necesario rellenar todoslos campos del impreso de pedido

Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas, 4 bahías C06 Nota: Solo para A20 Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas, 8 bahías C07 Nota: Solo para A31 Protección de sobreintensidad monofásica de cuatro etapas, 12 bahías C08 Nota: Solo para B20 y B21 Protección de sobreintensidad monofásica de cuatro etapas, 24 bahías C09 Nota: Solo para B31 Protección de fallo de interruptor, 4 bahías C10 Nota: Solo para A20 Protección de fallo de interruptor, 8 bahías C11 Nota: Solo para A31 Protección de fallo de interruptor, 12 bahías, monofásica C12 Nota: Solo para B20 y B21 Protección de fallo de interruptor, 24 bahías, monofásica C13 Nota: Solo para B31 Reenganchador automático, 2 interruptores H05 Monitorización de la condición del interruptor, 12 CB M12 Nota: M12 solo para A20, B20 y

B21. M14 solo para A31 y B31. Monitorización de la condición del interruptor, 24 CB M14 Protocolo de redundancia en paralelo IEC 62439-3 P03 Selección de posición #3



90 ABB

Primer idioma de diálogo del usuario de la HMI local #4 Notas y normas

Idioma de la HMI, inglés IEC B1 Idioma adicional de diálogo del usuario de la HMI local Ningún idioma adicional de la HMI X0 Idioma de la HMI, inglés de EE.UU. A12 Selección de posición #4.

Caja #5 Notas y normas

Caja 1/2 x 19" A Nota: Solo para A20/B20 Caja 3/4 x 19" 1 TRM B Nota: Solo para A20/B20 Caja 3/4 x 19" 2 TRM C Nota: Solo para A31/B21/B31 Caja 1/1 x 19" 2 ranuras TRM E Nota: Solo para A31/B21/B31 Selección de posición #5.

Detalles de montaje con grado de protección IP40 desde la parte frontal #6 Notas y normas

Sin kit de montaje incluido X Kit de montaje en rack de 19" para caja de 1/2 x 19" de 2xRHGS6 o RHGS12 A Nota: Solo para A20/B20 Kit de montaje en rack de 19" para caja de 3/4 x 19" o 3xRGHS6 B Kit de montaje en rack de 19" para caja de 1/1 x 19" C Kit de montaje mural D Nota: No se recomienda el

montaje mural con módulos decomunicación con conexión defibra (SLM, OEM, LDCM)

Kit de montaje empotrado E Kit de montaje empotrado + junta de montaje IP54 F Selección de posición #6.

Tipo de conexión de la fuente de alimentación, módulos de entradas/salidas y de comunicación #7 Notas y normas

Terminales de compresión K Fuente de alimentación auxiliar 24-60 V CC A 90-250 V CC B Selección de posición #7.

Interfaz de hardware hombre-máquina #8 Notas y normas

Pantalla gráfica de tamaño mediano, símbolos de teclado IEC B Pantalla gráfica de tamaño mediano, símbolos de teclado ANSI C Selección de posición #8.

Tipo de conexión de los módulos analógicos #9 Notas y normas

Terminales de compresión A Terminales de anillo B Sistema analógico Primer TRM, 12I, 1A 1 Primer TRM, 12I, 5A 2 No se incluye segundo TRM X0 Nota: A31/B31 debe incluir un

segundo TRM, opcional en B21 Terminales de compresión A Terminales de anillo B Segundo TRM, 12I, 1A 1 Segundo TRM, 12I, 5A 2 Selección de posición #9.



ABB 91

Módulo de entradas/salidas binarias, placas con sincronizaciónhoraria y mA.

#10 Notas y normas

Para recuento de pulsos, por ejemplo medición de kWh, hay que utilizar BIM con capacidades mejoradas de recuento de pulsos.Nota: 1 BIM y 1 BOM incluidos en A20, A31 y B20. 2 BIM y 1 BOM incluidos en B21 y B31.


X31

X41

X51

X61

X71

X81

X91

X101

X111

X121

X131 Nota: Máx. 3 posiciones

en rack 1/2, 8 en rack3/4 con 1 TRM, 5 enrack 3/4 con 2 TRM y 11en rack 1/1 con 2 TRM

Caja 1/2 con 1 TRM █ █ █ Nota: Solo para A20/B20. Solo se puedeseleccionar de laposición X31 a X51

Caja 3/4 con 1 TRM █ █ █ █ █ █ █ █ Nota: Solo para A20/B20Caja 3/4 con 2 TRM █ █ █ █ █ Nota: Solo para A31/

B21/B31Caja 1/1 con 2 TRM █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ Nota: Solo para A31/

B21/B31 Sin placa en la ranura X X X X X X X X X Módulo de salida binaria, 24 relés de salida (BOM) A A A A A A A A A A Nota: Máximo 4 placas

BOM+SOM+MIM- X51no en B21/B31

BIM 16 entradas, 24-30 V CC, 50 mA B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 BIM 16 entradas, 48-60 V CC, 50 mA C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 BIM 16 entradas, 110-125 V CC, 50 mA D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 BIM 16 entradas, 220-250 V CC, 50mA E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 BIM 16 entradas, 220-250 V CC, 120 mA E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 BIMp 16 entradas, 24-30 V CC, 30 mA, para recuento de pulsos F F F F F F F F F Nota: X51 no en B21/

B31. BIMp 16 entradas, 48-60 V CC, 30 mA, para recuento de pulsos G G G G G G G G G BIMp 16 entradas, 110-125 V CC, 30 mA, para recuento de pulsos H H H H H H H H H BIMp 16 entradas, 220-250 V CC, 30 mA, para recuento de pulsos K K K K K K K K K IOM 8 entradas, 10+2 relés de salida, 24-30 V CC, 50 mA L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 IOM 8 entradas, 10+2 relés de salida, 48-60 V CC, 50 mA M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 IOM 8 entradas, 10+2 relés de salida, 110-125 V CC, 50 mA N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 IOM 8 entradas, 10+2 relés de salida, 220-250 V CC, 50mA P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 IOM 8 entradas, 10+2 relés de salida, 220-250 V CC, 110 mA P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 IOM con MOV 8 entradas, 10 salidas, 2 de alta velocidad, 24-30 V

CC, 30 mA U U U U U U U U U

IOM con MOV 8 entradas, 10 salidas, 2 de alta velocidad, 48-60 VCC, 30 mA

V V V V V V V V V

IOM con MOV 8 entradas, 10 salidas, 2 de alta velocidad,110-125 V CC, 30 mA

W W W W W W W W W

IOM con MOV 8 entradas, 10 salidas, 2 de alta velocidad,220-250 V CC, 30 mA

Y Y Y Y Y Y Y Y Y

Módulo MIM de entrada mA, 6 canales R R R R R R R R R Nota: Máximo 1 MIM encaja 1/2.X51 no en B21/B31.

Módulo de salidas binarias estáticas SOM, 12 salidas; 6 relésestándar + 6 salidas estáticas, 48-60 V CC

T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 Nota: SOM no debecolocarse en la posiciónmás próxima a NUM;caja 1/2 ranura P5, caja3/4 1 ranura TRM P10,caja 3/4 2 ranuras TRMP7, caja 1/1 1 ranuraTRM P16, caja 1/1 2ranuras TRM P13X51 no en B21/B31.

Módulo de salidas binarias estáticas SOM, 12 salidas; 6 relésestándar + 6 salidas estáticas, 110-250 V CC

T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2




92 ABB

Comunicación con el extremo remoto, módulos de sincronización horaria y com.serie DNP

#11 Notas y normas


X312

X313

X302

X303

X322

X323

Ranuras disponibles en caja 1/2 y 3/4 con 1 TRM █ █ █ █ Nota: Máx. 1 LDCM en caja 1/2 Ranuras disponibles en caja 3/4 y 1/1 con 2 TRM █ █ █ █ █ █ Nota: Máx. 2 LDCM en caja 3/4 y

1/1 No se incluye placa para comunicación remota X X X X X X Corto alcance óptico, LDCM A A A A A A Nota: Se pueden seleccionar

máx. 2 LDCM.Regla: Coloque siempre losmódulos LDCM en la mismaplaca para permitir lacomunicación redundante; enP30:2 y P30:3, P31:2 y P31:3 oP32:2 y P32:3

Módulo de sincronización horaria IRIG-B F F F F F F Módulo de comunicación galvánica RS485 G G G G G G Módulo de sincronización horaria GPS S S S S Selección de posición #11.

Unidad de comunicación serie para comunicación de estación #12 Notas y normas


X301

X311

No se incluye placa para comunicación X X Interfaz de plástico serie SPA/LON/DNP/IEC 60870-5-103 A Interfaz de plástico/vidrio serie SPA/LON/DNP/IEC 60870-5-103 B Interfaz de vidrio serie SPA/LON/DNP/IEC 60870-5-103 C Módulo ethernet óptico, 1 canal de vidrio D Módulo ethernet óptico, 2 canales de vidrio E Selección de posición #12.



ABB 93

23. Pedido de accesorios

AccesoriosUnidad de transformador de intensidad externa

Nota: Solo para REB670 B20, B21 y B31

Transformadores de suma SLCE 8–1 de 3 piezas en placa de aparatos (altura 2U), 1/1 A Cantidad: 1MRK 000 643-EA

Transformadores de suma SLCE 8–1 de 3 piezas en placa de aparatos (altura 2U), 5/1 A Cantidad: 1MRK 000 643-FA

Transformadores de suma SLCE 8–1 de 3 piezas en placa de aparatos (altura 2U), 2/1 A Cantidad: 1MRK 000 643-GA

Antena GPS y detalles de montaje

Antena GPS, incluye kits de montaje Cantidad: 1MRK 001 640-AA

Cable de antena, 20 m Cantidad: 1MRK 001 665-AA

Cable de antena, 40 m Cantidad: 1MRK 001 665-BA

Convertidor de interfaz (para comunicación de datos con el extremo remoto)

Convertidor de interfaz externo de C37.94 a G703 Cantidad: 1 2 1MRK 002 245-AA

Convertidor de interfaz externo de C37.94 a G703.E1 Cantidad: 1 2 1MRK 002 245-BA

Dispositivo de pruebaEl sistema de pruebas COMBITEST diseñado para utilizarsecon los productos IED 670 se describe en 1MRK 512 001-BEN y 1MRK 001024-CA. Para obtener más información,consulte la página web: www.abb.com/substationautomation.

Debido a la gran flexibilidad de nuestro producto y la ampliavariedad de aplicaciones posibles, el dispositivo de pruebadebe seleccionarse para cada aplicación específica.

Seleccione el dispositivo de prueba adecuado basándose enlas disposiciones de los contactos que se muestran en ladocumentación de referencia.

Sin embargo, nuestras propuestas de variantes adecuadasson:

RK926 315-AV se proporciona con una entrada de TCtrifásica con corriente de cortocircuito y con dieciséis

contactos de bloqueo de salida de desconexión. Esadecuado cuando la puesta a tierra del TC externo serequiere tanto para la versión trifásica como para lasversiones monofásicas. En ese caso, se utiliza un dispositivopor bahía. Con tal disposición están disponibles las mejorescaracterísticas de prueba para BBP y BFP integrado

Los interruptores de pruebas del tipo RTXP 24 se piden porseparado. Para obtener referencias a los documentoscorrespondientes, consulte la sección Documentosrelacionados.

La caja RHGS 6 o la caja RHGS 12 con RTXP 24 montado yel conmutador de encendido/apagado para suministro de CCse piden por separado. Para obtener referencias a losdocumentos correspondientes, consulte la secciónDocumentos relacionados.



94 ABB

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

Cubierta protectora

Cubierta protectora para parte posterior de RHGS6, 6U, 1/4 x 19” Cantidad: 1MRK 002 420-AE

Cubierta protectora para la parte posterior del terminal, 6U, 1/2 x 19” Cantidad: 1MRK 002 420-AC

Cubierta protectora para la parte posterior del terminal, 6U, 3/4 x 19” Cantidad: 1MRK 002 420-AB

Cubierta protectora para la parte posterior del terminal, 6U, 1/1 x 19” Cantidad: 1MRK 002 420-AA

Combiflex

Interruptor de llave para ajustes

Interruptor de llave para bloqueo de ajustes a través de LCD-HMI Cantidad: 1MRK 000 611-A

Nota: Para conectar el interruptor de llave deben utilizarse cables Combiflex de 10 A en un extremo.

Kit para montaje adyacente Cantidad: 1MRK 002 420-Z

Herramientas de configuración y monitorización

Cable de conexión frontal entre LCD-HMI y PC Cantidad: 1MRK 001 665-CA

Papel especial tamaño A4 para etiquetas LED, 1 pz Cantidad: 1MRK 002 038-CA

Papel especial tamaño Letter para etiquetas LED, 1 pz Cantidad: 1MRK 002 038-DA

Manuales

Nota: En cada IED siempre se incluye un (1) CD de conexión del IED que contiene documentación parael usuario (en inglés: Operation manual, Technical manual, Installation manual, Commissioning manual,Application manual y Getting started guide), paquetes de conectividad y una plantilla de etiquetas LED.

Regla: Especifique la cantidad adicional de CD de conexión del IED solicitados. Cantidad: 1MRK 002 290-AD



ABB 95

User documentation (Documentación para el usuario)

Regla: Especifique el número de manuales impresos solicitados

Manual de aplicación IEC Cantidad: 1MRK 505 302-UEN

ANSI Cantidad: 1MRK 505 302-UUS

Manual técnico IEC Cantidad: 1MRK 505 303-UEN


Manual de puesta en servicio IEC Cantidad: 1MRK 505 304-UEN


Manual del protocolo de comunicación, IEC 61850 Edición 1, serie 670 IEC Cantidad: 1MRK 511 302-UEN

Manual del protocolo de comunicación, IEC 61850 Edición 2, serie 670 IEC Cantidad: 1MRK 511 303-UEN

Manual del protocolo de comunicación, IEC 60870-5-103, serie 670 IEC Cantidad: 1MRK 511 304-UEN

Manual del protocolo de comunicación, LON, serie 670 IEC Cantidad: 1MRK 511 305-UEN

Manual del protocolo de comunicación, SPA, serie 670 IEC Cantidad: 1MRK 511 306-UEN

Manual del protocolo decomunicación, DNP, serie 670


Manual de lista de puntos, DNP serie 670 ANSI Cantidad 1MRK 511 307-UUS

Manual de operador, serie 670 IEC Cantidad: 1MRK 500 118-UES


Manual de instalación, serie 670 IEC Cantidad: 1MRK 514 019-UES




96 ABB

Manual de ingeniería, serie 670 IEC Cantidad: 1MRK 511 308-UES


Directriz sobre seguridad cibernética IEC Cantidad: 1MRK 511 309-UEN

Información de referencia

Para nuestra referencia y estadísticas, le agradeceríamos que nos facilitara los siguientes datos de aplicación:

País: Usuario final:

Nombre de estación: Nivel de tensión: kV

Documentos relacionados

Documentos relacionados conREB670

Número de identificación

Manual de aplicación 1MRK 505 302-UEN

Manual de puesta en servicio 1MRK 505 304-UEN

Guía del producto 1MRK 505 305-BES

Manual técnico 1MRK 505 303-UEN

Certificado de pruebas tipo 1MRK 505 305-TEN

Formulario de pedido, REB670personalizado

1MRK 505 312-BEN

Formulario de pedido, REB670preconfigurado

1MRK 505 313-BEN

Manuales de la serie 670 Número de identificación

Manual de operador 1MRK 500 118-UES

Manual de ingeniería 1MRK 511 308-UES

Manual de instalación 1MRK 514 019-UES

Manual del protocolo decomunicación, DNP3

1MRK 511 301-UUS

Manual del protocolo decomunicación, IEC 60870-5-103

1MRK 511 304-UEN

Manual del protocolo decomunicación, IEC 61850 Edición1

1MRK 511 302-UEN

Manual del protocolo decomunicación, IEC 61850 Edición2

1MRK 511 303-UEN

Manual del protocolo decomunicación, LON

1MRK 511 305-UEN

Manual del protocolo decomunicación, SPA

1MRK 511 306-UEN

Manual de lista de puntos, DNP3 1MRK 511 307-UUS

Guía de accesorios 1MRK 514 012-BEN

Directriz de implementación deseguridad cibernética

1MRK 511 309-UEN

Componentes de instalación yconexión

1MRK 513 003-BEN

Sistema de prueba, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN



ABB 97

Contacto

ABB ABSubstation Automation ProductsSE-721 59 Västerås, SueciaTeléfono +46 (0) 21 32 50 00Fax +46 (0) 21 14 69 18

www.abb.com/substationautomation

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Serie 670 Relion Protección de barra REB670 2.0 Guía … · faltas internas de fase a fase y de...

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