Serie 615 de Relion Protección y Control del Motor …...1. Descripción El REM615 es un relé...

Serie 615 de Relion®

Protección y Control del MotorREM615Guía del producto

Contenido

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

2. Configuración estándar.................................................. 3

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

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

5. Soluciones ABB soportadas.........................................12

6. Control......................................................................... 14

7. Medida.........................................................................15

8. Registrador de perturbaciones..................................... 15

9. Registro de eventos......................................................15

10. Datos registrados........................................................15

11. Monitorización cond. .................................................. 15

12. Supervisión del circuito de disparo.............................. 15

13. Autosupervisión...........................................................16

14. Supervisión de falla de fusible......................................16

15. Supervisión de los circuitos de intensidad................... 16

16. Control de acceso.......................................................16

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

18. Comunicación con la estación.....................................17

19. Datos técnicos............................................................ 22

20. HMI local.....................................................................49

21. Métodos de montaje................................................... 50

22. Caja y unidad enchufable del relé................................ 50

23. Datos de selección y pedidos......................................50

24. Accesorios y datos para pedidos................................ 51

25. Herramientas...............................................................52

26. Ciberseguridad............................................................53

27. Esquemas de conexionado......................................... 54

28. Certificados.................................................................57

29. Referencias................................................................. 57

30. Códigos y símbolos de funciones................................ 58

31. Historial de revisión de documentos............................ 61

Descargo de responsabilidad

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Marcas registradas

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Protección y Control del Motor 1MRS758500 AREM615 Versión del producto: 5.0 FP1

2 ABB

1. DescripciónEl REM615 es un relé dedicado de motor concebido para laprotección, control, medida y supervisión de motoresasíncronos en la industria de fabricación y proceso.El REM615forma parte de la familia de productos de control y protección

Relion® de ABB y de su serie de control y protección 615. Losrelés de la serie 615 se caracterizan por su diseño compacto yde unidad extraíble.

El serie 615 ha sido re-diseñado desde cero y creado parautilizar todo el potencial de la norma IEC 61850decomunicación e interoperabilidad entre dispositivos deautomatización de subestaciones. Una vez establecidos losajustes específicos de la aplicación en el relé de configuraciónestándar, es posible ponerlo en servicio directamente.

Los relés de la serie 615 admiten una amplia gama deprotocolos de comunicación que incluyen IEC 61850 consoporte de Edición 2, el bus de procesos según IEC 61850-9-2

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

2. Configuración estándarREM615está disponible con cinco configuraciones estándaralternativas La configuración de las señales (binarias) estándarpuede modificarse por medio de la matriz gráfica de señales óla función de la aplicación gráfica del Administrador de IED deprotección y control del PCM600. Además, la función deconfiguración de la aplicación del relé admite la creación defunciones lógicas multi-capa usando diversos elementoslógicos, como temporizadores y biestables. Combinandobloques de funciones de protección y funciones lógicas, laconfiguración de la aplicación del relé puede adaptarse a losrequisitos específicos del usuario.

El relé se suministra de la fábrica con conexiones por defectoque se describen en los esquemas funcionales para lasentradas y salidas binarias, las conexiones de función a funcióny los LEDs de alarma. Algunas de las funciones soportadas enel REM615 se deben añadir con la Herramienta deConfiguración de la Aplicación que esta disponible en laherramienta de matriz de señales y en el relé. La dirección demedida positiva de las funciones de protección direccional estáhacia la línea de salida.

Protección y Control del Motor 1MRS758500 AREM615 Versión del producto: 5.0 FP1 Fecha de emisión: 2016-03-21

Revisión: A

ABB 3

Io

TAMBIÉN DISPONIBLE

- Registrador de perturbaciones y faltas- Registro de eventos y datos registrados- Módulo de salidas de alta velocidad (opcional)- Botón pulsador local/remoto en LHMI- Autosupervisión- Sincronización de tiempo: IEEE 1588 v2, SNTP, IRIG-B- Gestión de usuarios- HMI web

ORAND

OBSERVACIONES

OR

Io/Uo

3×

CONTROL AND INDICACIÓN 1) MEDIDA

PROTECCIÓN Y CONTROL DEL MOTOR

PROTECCIÓN HMI LOCAL

Tipos de interfaces analógicas 1)

Transformador de intensidad

Transformador de tensión

1) Entradas de transformador convencionales

ESTARTESTART

Objeto Ctrl 2) Ind 3)

CB 1 -

DC 2 3

es 1 21) Comprobar la disponibilidad de las entradas/

salidas binarias en la documentación técnica.

2) Función de la indicación y control del objeto primario

3) Función de indicación del estado del objeto primario

RL

ClearESCI

O

Configuration ASystemHMITimeAuthorization

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

18×MAPMAP

REM615

- I, Io- Supervisión del límite de valor- Registro de perfil de cargas- Medida RTD/mA (opcional)- Componentes simétricos

4

-

A

6xRTD2xmA

MCS 3IMCS 3I

3×ARC

50L/50NL

94/86

Disparo maestroRelé de bloqueo

3I<37

2×I2>M46M

I2>>46R

3Ith>M49M

Is2t n<49, 66, 48, 51LR

3I>>>50P/51P

3I>/Io>BF51BF/51NBF

Ist>51LR

3I>51P-1

Io>>51N-2

Io>51N-1

2×TCSTCM

CBCMCBCM

OPTSOPTM

Io

Io

3I

3×MONITORIZACIÓN DEL ESTADO Y SUPERVISIÓN

COMUNICACIÓN

Protocolos: IEC 61850-8-1 Modbus®

IEC 60870-5-103 DNP3Interfaces: Ethernet: Tx (RJ45), FX (LC) Serie: Serie fibra de vidrio (ST), RS-485, RS-232Protocolos redundantes: HSR PRP RSTP

3I>>51P-2

94/86

3×2×

CONFIGURACIÓN ESTÁNDAR


Función opcional

Numero de instancias

Función alternativa a definir en el pedido

Valor calculado

GUID-4A93E0BB-46C2-4A06-BC4F-50C42B51366F V2 ES

Figura 1. Resumen de funcionalidad para la configuración estándar A


4 ABB

MONITORIZACIÓN DEL ESTADO Y SUPERVISIÓN

TAMBIÉN DISPONIBLE


ORAND

OBSERVACIONES

OR

Io/Uo

3×








ESTARTESTART


CB 1 -

DC 2 3





RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

18×MAPMAP

REM615

- I, U, Io, P, Q, E, pf, f- Supervisión del límite de valor- Registro de perfil de cargas- Medida RTD/mA (opcional)- Componentes simétricos

4

3

COMUNICACIÓN

Protocolos: IEC 61850-8-1/-9-2LE Modbus®


94/86

Io>>51N-2

Io>→67N-1

3×ARC

50L/50NL

3I<37

2×I2>M46M

I2>>46R

3Ith>M49M

Is2t n<49, 66, 48, 51LR

3I>>>50P/51P

3I>/Io>BF51BF/51NBF

Ist>51LR

3I>51P-1

CBCMCBCM

FUSEF60

MCS 3IMCS 3I

2×TCSTCM

OPTSOPTM

3U<27

U2>47O-

U1<47U+

2×f>/f<,df/dt81

3I>>51P-2

3I

Io

Io

B

Io

Uo

3I Io

UL1UL2UL3 UL1

UL2

UL3

6xRTD2xmA

3×

UL1

UL2

UL3

94/86

3×2×




Función opcional



Valor calculado

GUID-521A1FAA-FF73-4988-BA61-33AA451F33E0 V2 ES

Figura 2. Resumen de funcionalidad para la configuración estándar B


ABB 5

Io


TAMBIÉN DISPONIBLE


OBSERVACIONES

OR

Io/Uo

3×








ESTARTESTART


CB 1 -

DC 2 3





RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

18×MAPMAP

REM615

- I, U, Io, Uo, P, Q, E, pf, f- Supervisión del límite de valor- Registro de perfil de cargas- Componentes simétricos

4

5

C

COMUNICACIÓN



2) Uno de las cinco entradas está reservada para futuras aplicaciones

2)

94/86

CBCMCBCM

FUSEF60

Io>→67N-1

3U<27

U2>47O-

U1<47U+

2×f>/f<,df/dt81

MCS 3IMCS 3I

2×TCSTCM

OPTSOPTM

3×ARC

50L/50NL

3I<37

2×I2>M46M

I2>>46R

3Ith>M49M

Is2t n<49, 66, 48, 51LR

3I>>>50P/51P

3I>/Io>BF51BF/51NBF

Ist>51LR

3I>51P-1

Io>>51N-2

3I>>51P-2

Uo

Io

3I Io

3I

Io

UL1UL2UL3

UL1

UL2

UL3

UL1

UL2

UL3

Uo

3×

ORAND

94/86

3×2×




Función opcional



Valor calculado

GUID-C6EEADA8-8AB0-4BE0-8D58-97351C7B0D07 V2 ES

Figura 3. Resumen de funcionalidad para la configuración estándar C


6 ABB

TAMBIÉN DISPONIBLE


OBSERVACIONES

OR

Io/Uo

3×




ESTARTESTART


CB 1 -

DC 2 3





RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

18×MAPMAP

REM615

Io - I, U, Io, P, Q, E, pf, f- Supervisión del límite de valor- Registro de perfil de cargas- Componentes simétricos

D


Sensor de intensidad

Sensor de tensión

Transformador de tensión1) Entradas de sensores combinados

con entrada convencional Io

3

3

1

94/86

Io>→67N-1

3U<27

U2>47O-

U1<47U+

2×f>/f<,df/dt81

3×ARC

50L/50NL

3I<37

2×I2>M46M

I2>>46R

3Ith>M49M

Is2t n<49, 66, 48, 51LR

3I>>>50P/51P

3I>/Io>BF51BF/51NBF

Ist>51LR

3I>51P-1

CBCMCBCM

FUSEF60

MCS 3IMCS 3I

2×TCSTCM

OPTSOPTM

Io>>51N-2

3I>>51P-2

3I

Io

Uo

Io

Io3I

UL1

UL2

UL3

3×

UL1

UL2

UL3


COMUNICACIÓN



ORAND

94/86

3×2×




Función opcional



Valor calculado

GUID-13051FBE-3F18-43EF-9309-7DE749EDA262 V2 ES

Figura 4. Resumen de funcionalidad para la configuración estándar D

Tabla 1. Configuración estándar

Descripción Conf. estánd.

Protección del motor básica (RTD opcional) A

Protección del motor con protección basada en tensión y frecuencia, y con funciones de medida (RTD opcional). B

Protección del motor con protección basada en tensión y frecuencia, y con funciones de medida. C

Protección del motor con protección basada en tensión y frecuencia, y con funciones de medida (entradas de sensores) D


ABB 7

Tabla 2. Funciones admitidas

Función IEC 61850 A B C D

ProtecciónProtección de sobreintensidad trifásica no direccional, etapabaja

PHLPTOC 1 1 1 1

Protección de sobreintensidad trifásica no direccional, etapa alta PHHPTOC 1 1 1 1Protección de sobreintensidad trifásica no direccional, etapainstantánea

PHIPTOC 1 1 1 1

Protección de falta a tierra no direccional, etapa baja EFLPTOC 1 Protección de falta a tierra no direccional, etapa alta EFHPTOC 1 1 1 1Protección de falta a tierra direccional, etapa baja DEFLPDEF 11) 1 11)

Protección de subtensión trifásica PHPTUV 1 1 1Protección de subtensión de secuencia positiva PSPTUV 1 1 1Protección de sobretensión de secuencia negativa NSPTOV 1 1 1Protección de frecuencia FRPFRQ 2 2 2Protección de sobreintensidad de secuencia negativa paramaquinas

MNSPTOC 2 2 2 2

Supervisión de deslastre de carga LOFLPTUC 1 1 1 1Protección de bloqueo del motor JAMPTOC 1 1 1 1Supervisión de arranque del motor STTPMSU 1 1 1 1Protección de inversión de fase PREVPTOC 1 1 1 1Protección de sobrecarga térmica para motores MPTTR 1 1 1 1Protección contra el fallo del interruptor CCBRBRF 1 1 1 1Disparo maestro TRPPTRC 2

(3) 2)2(3) 2)

2(3) 2)

2(3) 2)

Protección de arco ARCSARC (3) (3) (3) (3)Protección multipropósito MAPGAPC 18 18 18 18ControlControl del interruptor CBXCBR 1 1 1 1Control del seccionador DCXSWI 2 2 2 2Control del seccionador de tierra ESXSWI 1 1 1 1Indicación de posición del seccionador DCSXSWI 3 3 3 3Indicación del seccionador de tierra ESSXSWI 2 2 2 2Arranque de emergencia ESMGAPC 1 1 1 1Monitorización del estado y supervisiónMonitorización del estado del interruptor SSCBR 1 1 1 1Supervisión del circuito de disparo TCSSCBR 2 2 2 2Supervisión del circuito de intensidad CCSPVC 1 1 1 1Supervisión de fallo de fusible SEQSPVC 1 1 1Contador de funcionamiento para maquinas y dispositivos MDSOPT 1 1 1 1MedidaOsciloperturbógrafo RDRE 1 1 1 1Registro de perfil de cargas LDPRLRC 1 1 1 1Registro de faltas FLTRFRC 1 1 1 1Medida de intensidad trifásica CMMXU 1 1 1 1Medida de secuencia de intensidad CSMSQI 1 1 1 1Medida de intensidad residual RESCMMXU 1 1 1 1Medida de tensión trifásica VMMXU 1 1 1Medida de tensión residual RESVMMXU 1 Medida de secuencia de tensión VSMSQI 1 1 1Medida de energía y potencia trifásica PEMMXU 1 1 1Medida RTD/mA XRGGIO130 (1) (1) Medida de frecuencia FMMXU1 1 1 1

Enviar valor muestreado IEC 61850-9-2 LE 3)4) SMVSENDER (1) (1) (1)

Recibir valor muestreado IEC 61850-9-2 LE (tensióncompartida) 3)4)

SMVRCV (1) (1) (1)

OtrosTemporizador de pulsos mínimos (2 pcs) TPGAPC 4 4 4 4


8 ABB

Tabla 2. Funciones admitidas, continuaciónFunción IEC 61850 A B C D

Temporizador de pulsos mínimos (2 pcs, resolución desegundos)

TPSGAPC 1 1 1 1

Temporizador de pulsos mínimos (2 pcs, resolución de minutos) TPMGAPC 1 1 1 1Temporizador de pulsos (8 pcs) PTGAPC 2 2 2 2Tiempo de retardo apagado (8 pcs) TOFGAPC 4 4 4 4Tiempo de retardo encendido (8 pcs) TONGAPC 4 4 4 4Establecer resetear (8 pcs) SRGAPC 4 4 4 4Mover (8 pcs) MVGAPC 2 2 2 2Punto de control genérico (16 pcs) SPCGAPC 2 2 2 2Escala de valores analógicos (4 pcs) SCA4GAPC 4 4 4 4Mover valor entero (4 pcs) MVI4GAPC 1 1 1 11, 2, ... = Número de instancias incluidas Las instancias de una protección representan el número de bloques de función de protección idénticos disponibles en laconfiguración estándar.() = opcional

1) Siempre se usa el valor "Uo calculado"2) El disparo maestro está incluido y conectado al correspondiente HSO en la configuración solo cuando se usa el módulo BIO0007. Si se selecciona la opción ARC adicionalmente, ARCSARC

se conectará a la entrada del disparo maestro correspondiente en la configuración.3) Disponible sólo con IEC 61850-9-24) Disponible sólo con COM0031-0037

3. Funciones de protecciónEl relé ofrece toda la funcionalidad necesaria para la gestión delarranque y el normal funcionamiento del motor incluyendoprotección y despeje de faltas en situaciones anormales. Lasprincipales características del relé incluyen la protección desobrecarga térmica, supervisión del tiempo de arranque delmotor, protección de rotor bloqueado y ante problemas delarranque del motor demasiado frecuentes. El relé tambiénincorpora protección de faltas a masa no direccional,protección ante desequilibrios de corriente de secuencia defase negativa y contra sobretensión de respaldo. Además, elrelé ofrece protección contra el calado durante elfuncionamiento del motor, supervisión de pérdida de carga yprotección ante inversión de fase.

Adicionalmente, las configuraciones estándar B, C y D ofrecenprotección de faltas a tierra direccional, subtensión trifásica,sobretensión de secuencia de fase negativa y subtensión desecuencia positiva. Las configuraciones B, C y D ofrecen laprotección de frecuencia, incluyendo modos de protección defrecuencia de tasa de cambio, sobre-frecuencia y sub-frecuencia.

El módulo RTD/mA ofrecido como una opción para lasconfiguraciones A y B facilite la utilización de las funciones deprotección multiuso opcionales, que pueden emplearse conpropósitos de disparo y alarma mediante los datos de medidadel RTD/mA o valores analógicos comunicados vía mensajesGOOSE.

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

en caliente de emergencia, el REM615 ofrece una función deejecución de arranque forzado.

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

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

4. AplicaciónREM615 constituye la protección principal para motoresasíncronos y sus accionamientos Normalmente, el relé deprotección de motor se utiliza con motores HV controlados porinterruptor o contactor, y motores LV, medianos y grandes,controlados por contactor en diversos accionamientos, talcomo bombas y transportadoras, trituradoras,desmenuzadores, mezcladoras y agitadores, ventiladores yaireadores.

El relé del motor es completamente adaptado para ofrecerprotección de faltas a tierra. Puede lograr una protección defaltas a tierra sensible y segura utilizando transformadores deintensidad de cable. También, los transformadores deintensidad de fase en una conexión Holmgreen (sumatorio) sepueden usar para la protección faltas a tierra. En este caso,


ABB 9

pueden prevenirse potenciales operaciones no deseadas deprotección de faltas a tierra debido a saturación de TI alarrancar el motor, utilizando las características de interbloqueointerna del relé o un resistor de estabilización adecuado en elcircuito de retorno de neutro común.

El módulo RTD/mA opcional ofrecido para las configuracionesestándar A y B facilita la medición de hasta ocho señalesanalógicas a través de las seis entradas RTD o de las dosentradas mA utilizando transductores. Las entradas RTD y mApueden utilizarse para medir la temperatura de los cojinetes delmotor y de las bobinas del estátor, prolongando así lafuncionalidad de la protección ante sobrecarga térmica ypreviniendo el envejecimiento prematuro del bobinado delmotor. Además, las entradas RTD/mA pueden utilizarse paramedir la temperatura ambiente del aire de refrigeración. Losvalores de temperatura analógica pueden, si se requiere,enviarse a otros dispositivos utilizando mensajería GOOSEhorizontal analógica. Los valores de temperatura tambiénpueden ser recibidos desde otros dispositivos mediante laestación de bus, aumentando así el alcance de la informaciónrelevante.

La configuración estándar D incluye una entrada de intensidadresidual convencional (Io) y tres entradas de sensorescombinados para intensidades de fase y tensiones de fase. Laconexión de los tres sensores combinados se realiza conconectores de tipo RJ-45.

Sensores ofrecen ciertas ventajas comparado contransformadores de intensidad y tensión convencionales, porejemplo, sensores de intensidad no se saturan a corrienteselevadas, consumen menos energía, y pesan menos. En lossensores de tensión se elimina el riesgo de ferro-resonancia.Las entradas de sensor también permiten el empleo del relé enaparamenta de tensión media compacta con espacio limitadopara transformadores de medida convencionales, comoUniGear Digital, SafeRing y SafePlus de ABB, requiriéndose asíel uso de tecnología de sensores. Además, los adaptadorespermiten también el uso de sensores con conectores doblesBNC.


10 ABB

3U Uo

REU615Conf. estánd.

ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

50L/50NL1)

59G

81

81LSH

U2>/3U>

U1</3U<

ARC1)

Uo>

f</f>,df/dt

UFLS/R

A

Io

3I

Io

3I

REM615Conf. estánd.

ANSI IEC

37

46R

47O-/59

47U+/27

49,66,48,51LR

49M

50L/50NL

51N-2/67N-1

50P/51P

51LR

51P/51N

3I<

I2>>

U2>/3U>

U1</3U<

Is2t n<

3Ith>M

ARC

Io>>/Io> ->

3I>>>

Ist>

3I/Io

B

RTD RTD

1) Sólo detección de luz

Io

3I

REF615Conf. estánd.

ANSI IEC

46

50L/50NL

50P/51P

50N/51N-1/51N-2

51BF/51NBF

68

I2>

ARC

3I>>>

Io>>>/Io>>/Io>

3I>/Io>BF

3I2f>

C/D


ANSI IEC

37

46R

49,66,48,51LR

49M

50L/50NL

51N-1/51N-2

50P/51P

51LR

51P/51N

3I<

I2>>

Is2t n<

3Ith>M

ARC

Io>>/Io>

3I>>>

Ist>

3I/Io

A

GUID-52860380-D410-4969-A44E-7C7311221D0F V5 ES

Figura 5. Protección de motor y control de motores controlados por interruptor o contactor utilizando las configuraciones estándar A y B.

La figura 5 muestra un ejemplo de la protección de motor ycontrol de motores controlados por interruptor o contactorutilizando las configuraciones estándar A y B. Para evitar laposible inestabilidad en el sistema de potencia debido alcolapso de tensión de barras, la puesta en marcha simultánea

de varios motores puede ser inhibida con la entrada de"reiniciar inhibir" del REM615. Las entradas RTD y de mApueden utilizarse para medir la temperatura de los cojinetes ydevanados del motor.


ABB 11

Io

3I

3U

RTD

Io

3I

3U

RTD

Io

3I

3U

REF615Conf. estánd.

ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→

L


ANSI IEC

37

46R

47O-/59

47U+/27

49,66,48,51LR

49M

50L/50NL

50P/51P

51LR

51P/51N

3I<

I2>>

U2>/3U>

U1</3U<

Is2t n<

3Ith>M

ARC

3I>>>

Ist>

3I/Io

D


ANSI IEC

37

46R

47O-/59

47U+/27

49,66,48,51LR

49M

50L/50NL

50P/51P

51LR

51P/51N

3I<

I2>>

U2>/3U>

U1</3U<

Is2t n<

3Ith>M

ARC

3I>>>

Ist>

3I/Io

D

GUID-1D463521-838D-4518-BFE5-438DD6F8E0A8 V1 ES

Figura 6. Protección de motor y control de motores controlados por interruptor o contactor utilizando la configuración estándar D

Un ejemplo de protección de motor y control de motorescontrolados por interruptor o contactor utilizando laconfiguración estándar D que se presenta en la figura 6. En estaconfiguración, los sensores de intensidad (Bobina deRogowski) y los sensores de tensión (divisor de tensión) seutilizan para las medidas. Para evitar la posible inestabilidad enel sistema de potencia debido al colapso de tensión de barras,la puesta en marcha simultánea de varios motores puede ser

inhibida con la entrada de "reiniciar inhibir" del REM615. Lasentradas RTD y de mA pueden utilizarse para medir latemperatura de los cojinetes y devanados del motor.

La configuración estándar D ha sido pre-configuradaespecialmente para aparamenta de ABB, por ejemplo, UnigearDigital. El uso de la configuración no se limita solamente paraeste propósito.

5. Soluciones ABB soportadasLa serie de protección 615 y los relés de control de ABB, juntocon el COM600 conforman una solución IEC 61850 auténticapara la distribución fiable de energía en instalacionesindustriales y públicas.Para facilitar y optimizar la ingeniería desistemas, los relés de ABB se suministran con paquetes deconectividad. Las paquetes de conectividad incluyen una

recopilación de información especifica del relé, incluyendoplantillas de esquemas unifilares y un modelo completo dedatos del relé. El modelo de datos también incluye las listas deeventos y parámetros. Gracias a los paquetes de conectividad,los relés pueden configurarse a través del PCM600 y integrarsecon la Unidad de Automatización de Subestaciones COM600 o


12 ABB

con el sistema de administración y control de red MicroSCADAPro.

Los relés de la serie 615 ofrecen soporte nativo para la Edición2 de IEC 61850 e incluyen mensajes GOOSE digital y analógicahorizontal. Adicionalmente, se admite el bus de proceso queademás de recibir valores muestreados de tensiones, tambiénenvía valores muestreados de tensiones analógicas yintensidades.En comparación con las instalacionestradicionales de cableado entre dispositivos, la comunicaciónpeer-to-peer en una red LAN Ethernet conmutada facilita unaplataforma avanzada y versátil para la protección de sistemasde potencia. Entre las características distintivas del enfoque delsistema de protección, habilitado por la plena aplicación denormativa IEC 61850 de automatización de subestaciones, sonla capacidad de rápida comunicación, la supervisión continuade la integridad del sistema de control y protección y laflexibilidad intrínseca del para re-configuraciones y mejoras.Esta serie de relés de protección es capaz de utilizar de maneraóptima la interoperabilidad proporcionada por lascaracterísticas de la Edición 2 de IEC 61850.

A nivel de subestación, COM600 emplea los datos de los relésa nivel de bahía para permitir una mayor funcionalidad a nivel desubestación. COM600 cuenta con una HMI basada ennavegador web, proporcionando una pantalla personalizablepara la visualización gráfica de esquemas unifilares parasolución bahía de aparamenta. La característica SLD esespecialmente útil cuando se emplean relés de las series 615sin la característica opcional de esquemas unifilares.La Web

HMI del COM600 también proporciona un resumen global de lasubestación entera, incluyendo esquemas unifilaresespecificas del relé. los dispositivos y procesos de subestacióntambién se pueden acceder de forma remota a través de la HMIWeb, lo que mejora la seguridad del personal.

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

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

La interfaz de analizador de GOOSE en el COM600 permite losiguiente y el análisis de la aplicación horizontal IEC 61850durante la puesta en marcha y la operación a nivel de laestación. Registra todos los eventos GOOSE durante laoperación de la subestación para permitir una mejorsupervisión del sistema.

Tabla 3. Soluciones ABB soportadas

Producto Versión

Unidad de Automatización de Subestación COM600 4.0 SP1 ó posterior

4.1 o posterior (Edición 2)

MicroSCADA Pro SYS 600 9.3 FP2 ó posterior

9.4 o posterior (Edición 2)

System 800xA 5.1 ó posterior


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PCM600Switch Ethernet

Utilidad: IEC 60870-5-104Industria: OPC

COM600HMI web

ABBMicroSCADA Pro/

Sistema 800xA

Comunicación GOOSE horizontal analógica

y binariaIEC 61850

PCM600Switch Ethernet

COM600HMI web

Comunicación GOOSE horizontal analógica

y binariaIEC 61850

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

Figura 7. Ejemplo de red de distribución de ABB usando los relés Relion, la Unidad de Automatización de Subestación COM600 y el sistemaMicroSCADA Pro 800xA

6. ControlEl REM615 integra funcionalidad para el control del interruptormediante el HMI del panel frontal o por medio de controlesremotos. Además del control del interruptor, el relé dispone dedos bloques de control adicionales para seccionadores ocarros motorizados, incluyendo mando y señalización de losmismos. Asimismo, el relé ofrece un bloque de mando para elcontrol del seccionador de tierra y su señalización.

El relé requiere dos entradas digitales físicas y dos salidasdigitales físicas para cada dispositivo principal empleado.Según la configuración estándar elegida del relé, varia elnumero de entradas y salidas digitales no usadas También,algunas configuraciones estándar ofrecen módulos dehardware opcional que aumentan el numero de entradas ysalidas digitales disponibles.

Si la cantidad de entradas o salidas binarias disponibles de laconfiguración estándar escogida no es suficiente, laconfiguración estándar puede ser modificado para liberaralgunas entradas binarias o salidas que originalmente han sidoconfiguradas para otros propósitos, cuando sea aplicable, un

módulo de entrada o salida externa, por ejemplo, el RIO600 sepuede integrar al relé. Se pueden usar las entradas y salidasdigitales del modulo E/S externo para las señales digitales decriticidad temporal. La integración permite liberar algunasentradas y salidas digitales inicialmente reservadas en laconfiguración estándar del relé.

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

La pantalla LCD grande opcional del HMI del relé incluye unesquema unifilar (SLD) con señalización de los dispositivosprincipales más relevantes. Las lógicas de enclavamientoexigidas por la aplicación se configuran mediante la matriz deseñales o a través de la función de la configuración de laaplicación del PCM600.


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

7. MedidaEl relé mide continuamente las intensidades de fase y laintensidad del neutro. Además, el relé mide las tensiones defase y la tensión residual. Dependiendo de la configuraciónestándar, el relé incluye además medidas de frecuencia.Además, el relé calcula las componentes simétricas de lasintensidades y tensiones, el valor de demanda de intensidad ypotencia durante un marco de tiempo preestablecido yseleccionable por el usuario, la potencia activa y reactiva, elfactor de potencia, y los valores de energía activa y reactiva.Los valores calculados se obtienen también de las funciones demonitorización de protección y del estado del IED.

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

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

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

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

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

9. Registro de eventosPara recopilar información de la secuencia de eventos, el reléincorpora una memoria no volátil con capacidad paraalmacenar 1024 eventos con sus correspondientes registrosde fecha y hora. La memoria no volátil conserva sus datostambién en el caso de que el relé pierda temporalmente sualimentación auxiliar. El registro de eventos facilita la realizaciónde análisis detallados de fallos y perturbaciones en las líneas,tanto antes como después del fallo. El incremento decapacidad para procesar y guardar datos y eventos en el reléofrece los pre-requisitos para soportar la creciente demandade información de configuraciones de redes futuras.

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

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

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

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

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

12. Supervisión del circuito de disparoLa supervisión del circuito de disparo monitorizacontinuamente la disponibilidad y el funcionamiento del circuitode disparo. Proporciona una monitorización de circuito abiertotanto cuando el interruptor del circuito está cerrado como


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cuando está abierto. También detecta la pérdida de tensión decontrol de los interruptores automáticos.

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

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

14. Supervisión de falla de fusibleEl relé incluye la función de supervisión de fallo de fusible.Lasupervisión de fallo de fusibles detecta fallos entre el circuito demedida de tensión y el relé. Se detectan los fallos mediante unalgoritmo basado en secuencia negativa o a través delalgoritmo de tensión delta y intensidad delta. En la detección deun fallo, la función de supervisión del fallo de fusible activa unaalarma y bloquea las funciones de protección dependientes dela tensión de una operación no intencional.

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

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

17. Entradas y salidasEl relé está equipado con tres entradas de intensidad de fase,una entrada de intensidad residual, tres entradas de tensión de

fase, y una entrada de tensión residual. Las entradas deintensidad de fase y las entradas de intensidad residual se hanvalorado como 1/5 A, es decir, las entradas permiten laconexión de cualquiera de 1 A o 5 A transformadores deintensidad secundaria. La entrada del intensidad residualopcional de 0,2/1 A se utiliza normalmente en aplicaciones querequieren una protección contra pérdida a tierra sensible y queincorporan transformadores de intensidad equilibrados. Lastres entradas de tensión de fase y la entrada de tensión residualcubren el rango de tensiones nominales de 60-210 V. Puedenconectarse tanto las tensiones entre fases como las tensionesfase a tierra.

La configuración estándar D incluye una entrada de intensidadresidual convencional (Io 0,2/1 A) y tres entradas de sensorpara la conexión directa de tres sensores combinados conconectores RJ-45. Como alternativa a los sensorescombinados, y mediante el uso de adaptadores, se puedenemplear sensores separados de intensidad y tensión. Además,los adaptadores permiten el uso de sensores con conectoresdobles BNC.

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

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

Como una opción para las configuraciones estándar A y B, elrelé ofrece seis entradas RTD y dos entradas mA. A través delmódulo opcional de RTD / mA puede medir hasta ocho señalesanalógicas, como la temperatura, la presión y los valores deposición del cambiador de tomas mediante las seis entradasRTD o las dos entradas mA utilizando transductores. Ademásde la medida y seguimiento, los valores pueden ser utilizadospara propósitos de disparo y alarma utilizando las funciones deprotección de usos multi-multipropósito que se ofrecen.

Opcionalmente, se puede seleccionar un módulo de entrada ysalida binaria. Tiene tres salidas binarias de alta velocidad(HSO) y se disminuye aún más el tiempo total de operación a4...6 ms comparado con los salidas de potencia normales.

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


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Tabla 4. Vista general de entrada/salida

Conf.estánd.

Cifra del código de orden Canales analógicos Canales binarios

5-6 7-8 CT VT Sensorcombinado

BI BO RTD mA

AAC / AD

AB 4 - - 4 4 PO + 2 SO - -

AD 4 - - 12 4 PO + 6 SO - -

FE 4 - - 12 4 PO + 2 SO+ 3 HSO

- -

AG / AH AB 4 - - 4 4 PO + 2 SO 6 2

B

CA / CB

AH 4 3 - 8 4 PO + 6 SO - -

AJ 4 3 - 14 4 PO + 9 SO - -

FD 4 3 - 8 4 PO + 2 SO+ 3 HSO

- -

FF 4 3 - 14 4 PO + 5 SO+ 3 HSO

- -

CC / CD

AH 4 3 - 8 4 PO + 6 SO 6 2

FD 4 3 - 8 4 PO + 2 SO+ 3 HSO

6 2

C AE / AF

AG 4 5 - 16 4 PO + 6 SO - -

FC 4 5 - 16 4 PO + 2 SO+ 3 HSO

- -

D DA

AH 1 - 3 8 4 PO + 6 SO - -

FD 1 - 3 8 4 PO + 2 SO+ 3 HSO

- -

18. Comunicación con la estaciónEl relé admite toda una variedad de protocolos decomunicación incluyendo IEC 61850 Edición 2, IEC 61850-9-2

LE, IEC 60870-5-103, Modbus® y DNP3. El protocolo ProfibusDPV1 está soportado por el uso del convertidor de protocoloSPA-ZC 302. La información operativa y los controles estándisponibles a través de estos protocolos. Sin embargo, ciertafuncionalidad de comunicación, como por ejemplo lacomunicación horizontal entre los relés, sólo es posible a travésdel protocolo de comunicación IRC 61850.

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

La implementación de la comunicación IEC 61850 admitetodas las funciones de monitorización y control. Además, losajustes de parámetros, los archivos de perturbaciones y losregistros de faltas son accesibles a través del protocolo IEC61850 Los archivos de perturbaciones están disponibles paracualquier aplicación basada en Ethernet en el formato estándarCOMTRADE. El relé admite la notificación simultáneamente deeventos a cinco clientes distintos del bus de estación. El relépuede intercambiar datos con otros dispositivos mediante elprotocolo IEC 61850.

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


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facilitando de este modo el envío de valores de medida entre losrelés al controlar los transformadores que funcionan enparalelo.

El relé admite el bus de proceso IEC 61850 que además derecibir valores muestreados de tensiones, también envíavalores muestreados de tensiones analógicas y intensidades.Con esta funcionalidad el cableado interpanel galvánico puedeser reemplazado con la comunicación Ethernet. Los valoresmedidos se transfieren como valores muestreados usando elprotocolo IEC 61850-9-2 LE. La aplicación destinada a valoresmuestreados comparte las tensiones con otros relés de la serie615, por tener funciones basadas en tensión y soporte 9-2. losrelés 615, con aplicaciones basadas en bus de proceso,utilizan el IEEE 1588 para la sincronización de tiempo de altaprecisión.

Para la comunicación Ethernet redundante, el relé ofrece dosinterfaces aisladas galvanicamente ó dos interfaces ópticas dered Ethernet. Un tercer puerto con una interfaz aisladagalvanicamente de Ethernet también está disponible. Latercera interfaz Ethernet proporciona conectividad de cualquierotro dispositivo Ethernet a una estación de bus IEC 61850dentro de una bahía de conmutación, por ejemplo, la conexiónde una Remota E/S.La redundancia de red Ethernet puedeconseguirse utilizando el protocolo HSR o el protocolo de

redundancia en paralelo (PRP) o con el anillo de auto-correctivomediante RSTP en los switches gestionados. La redundanciaEthernet puede aplicarse a los protocolos IEC 61850, Modbusy DNP3 basados en Ethernet.

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

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

Switch EthernetIEC 61850 PRPSwitch Ethernet

REF615 REF620 RET620 REM620 REF615

SCADACOM600

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

Figura 8. Protocolo de redundancia paralela (PRP)


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

envió, el nodo emisor descarta la trama para evitar bucles. Elanillo HSR de los relés de la serie 615 permite conectar hasta30 relés. Si se tienen que conectar más de treinta relés, serecomienda dividir la red en varios anillos para garantizar elrendimiento de las aplicaciones en tiempo real.

Switch Ethernet

Cajaredundante

IEC 61850 HSR

Cajaredundante

Cajaredundante

REF615 REF620 RET620 REM620 REF615

SCADADispositivos queno admiten HSR

COM600

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

Figura 9. Solución de High-availability Seamless Redundancy (HSR)

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

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

en caso de que haya una alteración en la comunicación. Losrelés de la topología de anillo actúan como switches nogestionables que envían un tráfico de datos sin relación. Lasolución de anillo de Ethernet permite conectar hasta 30 relésde la serie 615. Si se tienen que conectar más de treinta relés,se recomienda dividir la red en varios anillos. La soluciónautocorrectiva del anillo Ethernet evita problemas ocasionadospor averías en un único punto y aumenta la fiabilidad de lacomunicación.


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Interruptor Ethernet gestionadocon compatibilidad RSTP

Interruptor Ethernet gestionadocon compatibilidad RSTP

Cliente BCliente A

Red ARed B

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

Figura 10. Solución autocorrectiva del anillo Ethernet

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

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

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

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

La serie 615 admite protocolo Profibus DPV1 con soporte deladaptador Profibus SPA-ZC 302. Si se requiere protocoloProfibus, el relé debe ser pedido con opciones de serieModbus. La aplicación Modbus incluye la funcionalidad deemulación de protocolo SPA. Esta funcionalidad facilita laconexión con SPA-ZC 302.

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

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

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

Con cableado especial de sincronización de tiempo.


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

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

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

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

Ethernet• Perfil de potencia 1588 v2

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

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

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

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

Tabla 5. Interfaces y protocolos de comunicación admitidos con la estación

Interfaces/Protocolos Ethernet Serie

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

IEC 61850-8-1 - -

IEC 61850-9-2 LE - -

MODBUS RTU/ASCII - -

MODBUS TCP/IP - -

DNP3 (serie) - -

DNP3 TCP/IP - -

IEC 60870-5-103 - - = Soportado


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19. Datos técnicos

Tabla 6. Dimensiones

Descripción Valor

Anchura Bastidor 177 mm

Carcasa 164 mm

Altura Bastidor 177 mm (4U)

Carcasa 160 mm

Profundidad 201 mm (153 + 48 mm)

Peso Relé de protección completo 4,1 kg

Sólo unidad extraible 2,1 kg

Tabla 7. Fuente de alimentación

Descripción Tipo 1 Tipo 2

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

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

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

50 ms a Un

Variación de tensión auxiliar 38...110% del Un (38...264 V de CA) 50...120% del Un (12...72 V de CC)

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

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

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

CC < 12,0 W (nominal)/< 18,0 W (max)CA <16.0 W (nominal)/<21.0 W (max)

CC < 12,0 W (nominal)/< 18,0 W (max)

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

Tipo de fusible T4 A/250 V


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Tabla 8. Entradas análogas

Descripción Valor

Frecuencia nominal 50/60 Hz

Entradas de intensidad Intensidad nominal, In 0,2/1 A1) 1/5 A2)

Capacidad de resistencia térmica:

• Continuamente 4 A 20 A

• Durante 1 s 100 A 500 A

Resistencia dinámica a la intensidad

• Valor de media onda 250 A 1250 A

Impedancia de entrada <100 mÙ <20 mÙ

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

Resistencia de tensión:

• Continua 240 V CA

• Durante 10 s 360 V CA

Carga con la tensión nominal <0,05 VA

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

Tabla 9. Entradas de energización (sensores)

Descripción Valor

Entrada del sensor deintensidad

Tensión de intensidad nominal (enparte secundaria)

75 mV...9000 mV1)

Resistencia de tensión continua 125 V

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

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

Resistencia de tensión continua 50 V

Impedancia de entrada a 50/60 Hz 3 MΩ

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

Tabla 10. Entradas binarias

Descripción Valor

Rango de funcionamiento ±20% de la tensión nominal

Tensión nominal 24...250 V CC

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

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

Tensión umbral 16...176 V DC

Tiempo de reacción <3 ms


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Tabla 11. Medida de RTD/mA (XRGGIO130)

Descripción Valor

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

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

Rango de resistencia admitido 0...2 kΩ

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

Aislamiento 2 kV (entradas de puesta a tierra )

Tiempo de respuesta <4 s

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

Precisión de funcionamiento Resistencia Temperatura

± 2,0% ó ±1 Ω ±1°CCobre 10 Ω: ±2°C

Entradas mA Rango de intensidad admitido 0…20 mA

Impedancia de entrada deintensidad 44 Ω ± 0,1%

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

Tabla 12. Salida de señal x100: SO1

Descripción Valor

Tensión nominal 250 V CA/CC

Capacidad continua de contacto 5 A

Cierre y conducción durante 3,0 s 15 A

Cierre y mantenimiento durante 0,5 s 30 A

Capacidad de ruptura cuando la constante de tiempo del circuito decontrol es L/R<40 ms

1 A/0.25 A/0.15 A

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

Tabla 13. Salidas de señal y salida IRF

Descripción Valor


Capacidad continua de contacto 5 A

Cierre y conducción durante 3,0 s 10 A

Make and carry para 0,5 s 15 A

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

1 A/0.25 A/0.15 A

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


24 ABB

Tabla 14. Relés de salida de potencia de doble polo con función TCS

Descripción Valor


Intensidad continua del contacto 8 A

Make and carry para 3,0 s 15 A

Make and carry para 0.5 s 30 A

Capacidad de ruptura cuando la constante de tiempo del circuito decontrol es L/R<40 ms, a 48/110/220 V CC (dos contactos conectados enserie)

5 A/3 A/1 A

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

Monitoreo del circuito de disparo (TCS):

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

• Intensidad circulante a través del circuito de supervisión ~1,5 mA

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

Tabla 15. Relés de salida de potencia de polo único

Descripción Valor


Mantenimiento contacto continuo 8A



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

5 A/3 A/1 A

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

Tabla 16. Salida de alta velocidad HSO con BIO0007

Descripción Valor

Tensión nominal 250 V AC/DC

Mantenimiento contacto continuo 6 A



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

5 A/3 A/1 A

Tiempo de operación <1 ms

Resetear <20 ms, carga resistiva

Tabla 17. Puerto frontal de interfaces Ethernet

Interfaz de Ethernet Protocolo Cable Tasa de transferencia dedatos

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


ABB 25

Tabla 18. Enlace de comunicación de estación, fibra óptica

Conector Tipo de fibra1) Longitud de onda Longitud max.

típica.2)

Atenuación de la ruta de acceso

permitida3)

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

1 300 nm 2 km <8 dB

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

820...900 nm 1 km <11 dB

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

Tabla 19. IRIG-B

Descripción Valor

Formato de código de tiempo IRIG B004, B0051)

Aislamiento 500V 1 min

Modulación Sin modulación

Nivel lógico 5 V TTL

Consumo de intensidad <4 mA

Consumo de potencia <20 mW

1) Según la norma-IRIG 200-04

Tabla 20. Sensor de lente y fibra óptica para protección de arco

Descripción Valor

Cable de fibra óptica incluyendo la lente 1.5 m, 3.0 m ó 5.0 m

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

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

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

Tabla 21. Grado de protección de relé de protección empotrado

Descripción Valor

Lado frontal IP 54

Lado trasero, terminales de conexión IP 20

Tabla 22. Condiciones medio ambientales

Descripción Valor

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

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

Humedad relativa <93%, sin condensación

Presión atmosférica 86...106 kPa

Altitud Hasta 2000 m

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

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


26 ABB

Tabla 23. Pruebas de compatibilidad electromagnética

Descripción Valor de la prueba tipo Referencia

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

• Modo común 2,5 kV

• Modo diferencial 2,5 kV

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

• Modo común 2,5 kV

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

• Descarga de contacto 8 kV

• Descarga de aire 15 kV

Ensayos de interferencia de radiofrecuencia

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

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

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

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

10 V/mf = 900 MHz

ENV 50204IEC 60255-26, clase III

20 V/m (rms)f = 80...1000 MHz

IEEE C37.90.2-2004

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

• Todos los puertos 4 kV

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

• Comunicación 1 kV fase-tierra

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

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

IEC 61000-4-8

• Continua• 1...3 s

300 A/m1000 A/m

Ensayo de inmunidad frente a campomagnético pulsante

1000 A/m6.4/16 µs

IEC 61000-4-9

Ensayo de inmunidad frente a campomagnético oscilatorio amortiguado

IEC 61000-4-10

• 2 s 100 A/m

• 1 MHz 400 transitorios/s

Inmersiones de tensión e interrupciones breves 30%/10 ms60%/100 ms60%/1.000 ms>95%/5.000 ms

IEC 61000-4-11


ABB 27

Tabla 23. Pruebas de compatibilidad electromagnética, continuación


Ensayo de inmunidad frente a frecuenciaindustrial

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

• Modo común 300 V rms

• Modo diferencial 150 V rms

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

IEC 61000-4-16

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

• Conducido

0,15...0,50 MHz < 79 dB (µV) cuasi-pico< 66 dB (µV) media

0,5...30 MHz < 73 dB (µV) cuasi-pico< 60 dB (µV) media

• Radiada

30...230 MHz < 40 dB (µV/m) cuasi-pico, medida a unadistancia de 10 m

230...1000 MHz < 47 dB (µV/m) cuasi-pico, medida a unadistancia de 10 m

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

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

Tabla 24. Pruebas de aislamiento


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

IEC 60255-27

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

IEC 60255-27

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

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

Tabla 25. Ensayos mecánicos

Descripción Referencia Requisitos

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

Clase 2

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

Clase 2

Ensayo sísmico IEC 60255-21-3 Clase 2


28 ABB

Tabla 26. Ensayos medioambientales

Descripción Valor de ensayo tipo Referencia

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

IEC 60068-2-2

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

IEC 60068-2-1

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

IEC 60068-2-30

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

IEC60068-2-14

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

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

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

Tabla 27. Seguridad del producto

Descripción Referencia

Directiva LV 2006/95/EC

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

Tabla 28. Compatibilidad electromagnética

Descripción Referencia

Directiva EMC 2004/108/EC

Estándar EN 60255-26 (2013)

Tabla 29. Cumplimiento de RoHS

Descripción

Cumple la directiva 2002/95/EC de RoHS


ABB 29

Funciones de protección

Tabla 30. Protección de sobreintensidad trifásica no direccional (PHxPTOC)

Característica Valor

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

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

PHHPTOC1)

yPHIPTOC

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

Tiempo de arranque 2)3) Mínimo Típico Máximo

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

16 ms 11 ms

19 ms 12 ms

23 ms 14 ms

PHHPTOC1) y PHLPTOC:IFalla = 2 x ajuste Valor de arranque

23 ms

26 ms

29 ms

Tiempo de restablecimiento Típico 40 ms

Relación de restablecimiento Típico 0,96

Tiempo de retardo <30 ms

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

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

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

1) No se incluye en el REM6152) Ajuste Tiempo de retardo operativo = 0,02 s, Tipo de curva operativa = IEC tiempo definido, Modo de medida = por defecto (depende de la etapa), intensidad previa de la falta = 0.0 × In, fn =

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


30 ABB

Tabla 31. Ajustes principales de protección de sobreintensidad trifásica no direccional (PHxPTOC)

Parámetros Función Valor (rango) Paso

Valor inicial PHLPTOC 0.05...5.00 × In 0.01

PHHPTOC1) 0.10...40.00 × In 0.01

PHIPTOC 1.00...40.00 × In 0.01

Multiplicador de tiempo PHLPTOC 0.05...15.00 0.01

PHHPTOC 1) 0.05...15.00 0.01

Tiempo retardo operación PHLPTOC 40...200000 ms 10

PHHPTOC 1) 40...200000 ms 10

PHIPTOC 20...200000 ms 10

Tipo de curva operativa2) PHLPTOC Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

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

PHIPTOC Tiempo definido

1) No se incluye en el REM6152) Para más información, vea la tabla de características de operación

Tabla 32. Protección de falla a tierra no direccional (EFxPTOC)



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

EFHPTOCyEFIPTOC1)

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


EFIPTOC1):IFalla = 2 × ajuste Valor de arranqueIFalla = 10 × ajuste Valor dearranque

16 ms11 ms

19 ms12 ms

23 ms14 ms

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

23 ms

26 ms

29 ms





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

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

1) No se incluye en el REM6152) Modo de medida = por defecto (depende de la etapa), intensidad previa a la falta = 0.0 × In, fn = 50 Hz, 50 Hz, intensidad de falta a tierra con frecuencia nominal aplicada desde una ángulo de

fase aleatorio, resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas.3) Incluye el retardo de la señal del contacto de la salida4) Máximo Valor de arranque = 2.5 × In, Valor de arranque múltiples en el rango de 1.5...20.


ABB 31

Tabla 33. Ajustes principales de protección de falta a tierra no direccional (EFxPTOC)


Valor inicial EFLPTOC 0.010...5.000 × In 0.005

EFHPTOC 0.10...40.00 × In 0.01

EFIPTOC 1) 1.00...40.00 × In 0.01

Multiplicador de tiempo EFLPTOC 0.05...15.00 0.01

EFHPTOC 0.05...15.00 0.01

Tiempo retardo operación EFLPTOC 40...200000 ms 10

EFHPTOC 40...200000 ms 10

EFIPTOC1) 20...200000 ms 10

Tipo de curva operativa2) EFLPTOC Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

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

EFIPTOC1) Tiempo definido

1) No se incluye en el REM6152) Para más información, vea la tabla de características de operación


32 ABB

Tabla 34. Protección de falla a tierra direccional (DEFxPDEF)



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

DEFHPDEF1) Intensidad:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × In(todas las intensidades dentro del rango de 0.1…10 × In)±5,0% del valor de ajuste(todas las intensidades dentro del rango de 10…40 × In)Tensión:±1,5% del valor de ajuste ó ±0,002 × UnÁngulo de fase:±2°


DEFHPDEF1)

IFalla = 2 × ajuste Valor de arranque 42 ms

46 ms

49 ms

DEFLPDEFIFalla = 2 × ajuste Valor de arranque

58 ms 62 ms 66 ms




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

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

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

1) No se incluye en el REM6152) Ajuste Tiempo de retardo de operación = 0.06 s,Tipo de curva de operación = IEC tiempo definido, Modo de medida = por defecto (depende de la etapa), intensidad previa a la falta = 0.0 × In,

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

3) Incluye el retardo de la señal del contacto de salida4) Máximo Valor de arranque = 2.5 × In, Valor de arranque múltiples en el rango de 1.5...20.


ABB 33

Tabla 35. Ajustes principales de protección de falta a tierra direccional (DEFxPDEF)


Valor inicial DEFLPDEF 0.010...5.000 × In 0.005

DEFHPDEF1) 0.10...40.00 × In 0.01

Modo direccional DEFLPDEF y DEFHPDEF 1 = No direccional2 = Hacia adelante3 = Hacia atrás

Multiplicador de tiempo DEFLPDEF 0.05...15.00 0.01

DEFHPDEF1) 0.05...15.00 0.01

Tiempo retardo operación DEFLPDEF 60...200000 ms 10

DEFHPDEF 1) 40...200000 ms 10

Tipo de curva operativa2) DEFLPDEF Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

DEFHPDEF1) Tiempo definido o inversoTipo de curva: 1, 3, 5, 15, 17

Modo de operación DEFLPDEF y DEFHPDEF1) 1 = Ángulo de fase2 = IoSin3 = IoCos4 = Ángulo de fase 805 = Ángulo de fase 88

1) No se incluye en el REM6152) Para más información, consulte la tabla de características operativas

Tabla 36. Protección de subtensión trifásica (PHPTUV)


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

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

Tiempo de arranque1)2) Mínimo Típico Máximo

UFalla = 0.9 × ajuste Valor dearranque

62 ms 66 ms 70 ms


Relación de restablecimiento Según el ajuste Histéresis relativa


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

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

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

1) Valor de arranque = 1.0 × Un, Tensión antes de falta = 1.1 × Un, fn = 50 Hz, subtensión en una fase a fase con frecuencia nominal inyectada con un ángulo de fase aleatorio, resultados

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


34 ABB

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


Valor inicial PHPTUV 0.05...1.20 × Un 0.01

Multiplicador de tiempo PHPTUV 0.05...15.00 0.01

Tiempo retardo operación PHPTUV 60...300000 ms 10

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

1) Para más información, vea la tabla de características de operación

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





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

52 ms44 ms

55 ms47 ms

58 ms50 ms


Relación de restablecimiento Según el ajuste Histéresis relativa




1) Valor de arranque = 1.0 × Un, Tensión de secuencia positiva antes de falta = 1.1 × Un, fn = 50 Hz, subtensión de secuencia positiva con frecuencia nominal inyectada con un ángulo de fase

aleatorio, resultados basados en la distribución estadística de 1000 medidas2) Incluye el retardo de señal del contacto de la salida

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


Valor inicial PSPTUV 0.010...1.200 × Un 0.001

Tiempo retardo operación PSPTUV 40...120000 ms 10

Valor del bloque de tensión PSPTUV 0.01...1.0 × Un 0.01


ABB 35

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





UFalla = 1,1 × ajuste Valor dearranqueUFalla = 2,0 × ajuste Valor dearranque

33 ms24 ms

35 ms26 ms

37 ms28 ms






1) Tensión de secuencia negativa previa a la falla = 0,0 × Un, fn = 50 Hz, sobretensión de secuencia positiva con frecuencia nominal inyectada con un ángulo de fase aleatorio, resultados

basados en una distribución estadística de 1000 mediciones2) Incluye el retardo de la señal del contacto de la salida

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


Valor inicial NSPTOV 0.010...1.000 × Un 0.001

Tiempo retardo operación NSPTOV 40...120000 ms 1

Tabla 42. Protección de frecuencia (FRPFRQ)


Precisión de funcionamiento f>/f< ±5 mHz

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

Tiempo de arranque f>/f< <80 ms

df/dt <120 ms

Tiempo de restablecimiento <150 ms

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


36 ABB

Tabla 43. Ajustes principales de protección de frecuencia (FRPFRQ)

Parámetro Función Valor (rango) Paso

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

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

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

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

Tm Frec operación FRPFRQ 80...200000 ms 10

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

Tabla 44. Sobreintensidad de secuencia negativa para maquinas (MNSPTOC)



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


IFalta = 2.0 × ajuste Valor dearranque

23 ms 25 ms 28 ms





Precisión del tiempo de funcionamiento en modo de tiempo inverso ±5.0% del valor técnico ó ±20 ms3)


1) Intensidad de secuencia negativa previa a la falta = 0,0 × Ufn = 50 Hz, resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas

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

Tabla 45. Ajustes principales de protección de sobreintensidad de secuencia de fase negativa (MNSPTOC)


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

Tipo de curva operativa MNSPTOC ANSI Def. TiempoIEC Def. TiempoInv. Curva AInv. Curva B

-

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

Tiempo enfriamiento MNSPTOC 5...7200 s 1

Operación MNSPTOC DesactivadoActivado

-


ABB 37

Tabla 46. Supervisión de perdida de carga(LOFLPTUC)


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

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

Tiempo de arranque Típico 300 ms


Relación de restablecimiento Típico 1.04



Tabla 47. Ajustes principales de supervisión de perdida de carga (LOFLPTUC)


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

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

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

Operación LOFLPTUC DesactivadoActivado

-

Tabla 48. Protección del motor bloqueado (JAMPTOC)





Relación de resetear Típico 0,96



Tabla 49. Ajustes principales de protección de motor bloqueado (JAMPTOC)


Operación JAMPTOC DesactivadoActivado

-

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

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


38 ABB

Tabla 50. Supervisión de arranque del motor (STTPMSU)





IFalta = 1.1 × ajuste Detecciónarranque A

27 ms 30 ms 34 ms

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

Relación de restablecimiento Típico 0.90

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

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

Tabla 51. Ajustes principales de la supervisión del arranque del motor (STTPMSU)


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

Tiempo del arranque del motor STTPMSU 1...80.0 s 1

Tiempo bloqueo rotor STTPMSU 2...120 s 1

Operación STTPMSU DesactivadoActivado

-

Modo de operación STTPMSU IItIIt, CBIIt y stallIIt y stall, CB

-

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

Tabla 52. Protección inversión fase (PREVPTOC)





IFalta = 2.0 × ajuste Valor dearranque

23 ms 25 ms 28 ms






1) Intensidad de secuencia negativa previa a la falta = 0,0 × Ufn = 50 Hz, resultados basados en una distribución estadística de 1000 medidas

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


ABB 39

Tabla 53. Ajustes principales de protección de fase inversa (PREVPTOC)


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

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

Operación PREVPTOC DesactivadoActivado

-

Tabla 54. Protección de sobrecarga térmica para motores (MPTTR)



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

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

1) Sobrecarga de intensidad > 1,2 x Temperatura del nivel de funcionamiento

Tabla 55. Ajustes principales de protección de sobrecarga térmica para motores (MPTTR)


Env modo temperatura MPTTR Sólo FLCUtilizar RTDAjustar temp amb

-

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

Valor alarma térmica MPTTR 50.0...100.0% 0.1

Reiniciar valor térmico MPTTR 20.0...80.0% 0.1

Factor sobrecarga MPTTR 1.00...1.20 0.01

Factor de ponderación P MPTTR 20.0...100.0 0.1

Constante tiempo normal MPTTR 80...4000 s 1

Iniciar constante tiempo MPTTR 80...4000 s 1

Operación MPTTR DesactivadoActivado

-

Tabla 56. Protección de falla de interruptor (CCBRBRF)




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

Tiempo de restablecimiento1) Típico 40 ms


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


40 ABB

Tabla 57. Ajustes principales de protección de falla de interruptor (CCBRBRF)


Valor de intensidad (intensidad defase operativa)

CCBRBRF 0.05...1.00 × In 0.05

Valor de intensidad res. (intensidadresidual operativa)

CCBRBRF 0.05...1.00 × In 0.05

Modo falla CB (modo operación defunción)

CCBRBRF 1 = Intensidad2= Estado del Interruptor3 = Ambos

-

Modo falla disparo CB CCBRBRF 1 = Apagado2= Sin comprobar3 = Comprobar Intensidad

-

Tiempo de redisparo CCBRBRF 0...60000 ms 10

Retardo defecto CB CCBRBRF 0...60000 ms 10

Retardo falla CB CCBRBRF 0...60000 ms 10

Tabla 58. Protección de arco (ARCSARC)


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

Tiempo de funcionamiento Mínimo Típico Máximo

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

9 ms3)

4 ms4)12 ms 3)

6 ms4)15 ms 3)

9 ms4)

Modo de funcionamiento = "Sóloluz"2)

9 ms3)

4 ms4)10 ms3)

6 ms4)12 ms3)

7 ms4)



1) Valor de arranque de fase = 1,0 × In, intensidad previa a la falta = 2,0 × ajuste Valor de arranque de fase, fn = 50 Hz, falta con frecuencia nominal, resultados basados en la distribución

estadística de 200 mediciones2) Incluye el retardo del contacto de salida de alta capacidad3) Salida de potencia normal4) Salida de alta velocidad

Tabla 59. Ajustes principales de la protección de arco (ARCSARC)


Valor de inicio de fase (intensidadde fase operativa)

ARCSARC 0,50...40,00 x In 0.01

Valor de inicio de tierra (intensidadresidual operativa)

ARCSARC 0,05...8,00 x In 0.01

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

Tabla 60. Protección multipropósito (MAPGAPC)


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


ABB 41

Tabla 61. Ajustes principales de la protección (MAPGAPC)


Valor de arranque MAPGAPC -10000.0...10000.0 0.1

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

Modo de operación MAPGAPC Por encimaPor debajo

-


42 ABB

Funciones de control

Tabla 62. Arranque de emergencia (ESMGAPC)


Precisión de funcionamiento Con la frecuencia f = fn

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

Tabla 63. Ajustes principales del arranque de emergencia (ESMGAPC)


Operación ESMGAPC DesactivadoActivado

-

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


ABB 43

Funciones de supervisión del estado

Tabla 64. Monitorización del estado del interruptor (SSCBR)


Precisión de medida de intensidad ±1,5% ó ±0,002 x In(todas las intensidades dentro del rango de 0,1…10 x In)±5.0%(todas las intensidades dentro del rango de 10…40 x In)


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

Tabla 65. Supervisión del circuito de intensidad (CCSPVC)


Tiempo de operación1) <30 ms

1) Incluye el retardo del contacto de salida

Tabla 66. Ajustes principales de supervisión del circuito de corriente (CCSPVC)


Valor inicial CCSPVC 0.05...0.20 × In 0.01

Máxima intensidad de operación CCSPVC 1.00...5.00 × In 0.01

Tabla 67. Supervisión de fallo de fusible (SEQSPVC)


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

<33 ms

UFalla = 5.0 × ajuste Niv Sec Neg detensión

<18 ms

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

<30 ms

ΔU = 2.0 × ajuste Ratio del cambiode la tensión

<24 ms

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

estadística de 1000 mediciones

Tabla 68. Contador de funcionamiento para maquinas y dispositivos (MDSOPT)

Descripción Valor

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

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


44 ABB

Funciones de medida

Tabla 69. Medida de intensidad trifásica (CMMXU)



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

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

Tabla 70. Medida de secuencia de intensidad (CSMSQI)


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

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


Tabla 71. Medida de intensidad residual (RESCMMXU)



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


Tabla 72. Medición de tensión trifásica (VMMXU)


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

±0.5% ó ±0.002 × Un


Tabla 73. Medida de tensión residual (RESVMMXU)



±0.5% ó ±0.002 × Un



ABB 45

Tabla 74. Medida de secuencia de tensión (VSMSQI)


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

±1.0% ó ±0.002 × Un


Tabla 75. Medida de energía y potencia trifásica (PEMMXU)


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

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

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

±0,015 para factor de potencia


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

Tabla 76. Medida de RTD/mA (XRGGIO130)

Descripción Valor

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

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

Rango de resistencia admitido 0...2 kΩ

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

Aislamiento 2 kV (entradas de puesta a tierra )

Tiempo de respuesta <4 s

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

Precisión de funcionamiento Resistencia Temperatura

± 2,0% ó ±1 Ω ±1°CCobre 10 Ω: ±2°C

Entradas mA Rango de intensidad admitido 0…20 mA

Impedancia de entrada deintensidad 44 Ω ± 0,1%

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


46 ABB

Tabla 77. Medida de frecuencia (FMMXU)


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


ABB 47

Otras funciones

Tabla 78. Bloque de función del temporizador de pulso (PTGAPC)



Tabla 79. Tiempo retardo apagado (8 pcs) (TOFPAGC)



Tabla 80. Tiempo retardo encendido (8 pcs) (TONGAPC)




48 ABB

20. HMI localEl relé está disponible con dos pantallas opcionales, unagrande y una pequeña. La pantalla grande es adecuada parainstalaciones con relé en las que se utiliza frecuentemente elinterfaz de usuario del panel frontal y se requiere un esquemaunifilar. La pantalla pequeña es adecuada para subestacionescontroladas de forma remota en las que el relé sólo se utilizaocasionalmente de forma local a través de la interfaz de usuariodel panel frontal.

Las dos pantallas LCD ofrecen toda la funcionalidad de lainterfaz de usuario del panel frontal con navegación por menúsy vistas de menús. Sin embargo, la pantalla grande ofrece unamayor facilidad de uso del panel frontal, con menosdesplazamiento por los menús y una mejor visión de conjuntode la información. La pantalla grande incluye además unesquema unifilar (SLD) configurable por el usuario conseñalización para el equipo primario asociado. Según laconfiguración estándar elegida, el relé muestra los valores de

medida relacionados excepto por el esquema unifilar pordefecto. La vista SLD también puede consultarse de formalocal o remota, a través de la interfaz de usuario basada ennavegador de Web. El SLD por defecto puede ser modificadosegún los requisitos del usuario mediante el editor de la pantallagráfica en PCM600. El usuario puede crear hasta 10 paginasSLD.

El HMI local incluye un botón pulsador (L/R) para lal operaciónlocal/remoto del relé. En modo local, el relé solo puede seroperado mediante el panel frontal del interfaz de usuario. Enmodo remota, el relé puede ejecutar comandos enviadosdesde una ubicación remota. El relé soporta la selecciónremota del modo local/remoto mediante una entrada digital.Esta función facilita, por ejemplo, el uso de un conmutadorexterno en la subestación para asegurar que todas los relésestén en modo local durante trabajos de mantenimiento y queel centro de control de la red no pueda operar los interruptoresde forma remota.

IECA070904 V3 ES

Figura 11. Pantalla pequeña

IECA070901 V3 ES

Figura 12. Pantalla grande

Tabla 81. Pantalla pequeña

Tamaño de fuente1) Filas en la vista Caracteres por fila

Pequeños, monoespaciada (6x12 píxeles) 5 20

Grandes, ancho variable (13x14 píxeles) 3 8 ó más

1) Según el idioma seleccionado

Tabla 82. Pantalla grande

Tamaño de fuente1) Filas en la vista Caracteres por fila

Pequeños, monoespaciada (6x12 píxeles) 10 20

Grandes, ancho variable (13x14 píxeles) 7 8 ó más

1) Según el idioma seleccionado


ABB 49

21. Métodos de montajeCon los accesorios de montaje adecuados, la caja estándar delos relés de la serie 615 puede montarse empotrada,semiempotrado o en pared. Las cajas de relé empotradas ymontadas en pared también puede montarse en posicióninclinada (25°) con ayuda de accesorios especiales.

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

Para las pruebas de rutina, las cajas de los relés puedendotarse de interruptores de prueba de tipo RTXP 18, quepueden montarse al lado de las cajas.

Métodos de montaje:

• Montaje empotrado• Montaje semiempotrado• Montaje semiempotrado con una inclinación de 25°• Montaje en bastidor• Montaje de pared• Montaje en un bastidor de 19 pulgadas para equipos• Montaje con bloque de prueba RTXP 18 a un bastidor de

19"

Recorte del panel para montaje empotrado:• Altura: 161.5 ±1 mm• Anchura: 165.5 ±1 mm

48

177

160

177

153

164

IECA070900 V4 ES

Figura 13. Montaje empotrado

98

177

160

186

103

IECA070903 V4 ES

Figura 14. Montaje semiempotrado23

0

107

25°

133

190

IECA070902 V4 ES

Figura 15. Semiempotrado con inclinaciónde 25º

22. Caja y unidad enchufable del reléPor motivos de seguridad, las cajas de los relés de medición deintensidad cuentan con contactos automáticos paracortocircuitar los circuitos de secundario de lostransformadores de intensidad al retirar una unidad de relé desu caja. Además, la caja del relé cuenta con un sistema decodificación mecánico que impide que las unidades de relé demedición de intensidad sean insertadas en cajas previstas para

unidades de medición de tensión y viceversa. Es decir, las cajasde relé tienen asignado un tipo determinado de unidadenchufable de relé.

23. Datos de selección y pedidosUtilice la Biblioteca ABB para acceder a la selección y lainformación del pedido y para generar el número del pedido.


50 ABB

http://search.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRS758059&LanguageCode=en&Action=Launch

24. Accesorios y datos para pedidos

Tabla 83. Cables

Artículo Número de pedido

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

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

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

Tabla 84. Accesorios de montaje

Artículo Número de pedido

Kit de montaje semiempotrado 1MRS050696

Kit de montaje de pared 1MRS050697

Kit de montaje inclinado semiempotrado 1MRS050831

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

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

Soporte de montaje para un relé con interruptor de prueba RTXP en 4U Combiflex (RHGT 19” variante C) 2RCA022642P0001

Soporte de montaje para un relé en 4U Combiflex (RHGT 19” variante C) 2RCA022643P0001

Kit de montaje en rack de 19” para un relé y un interruptor de prueba RTXP18 (el interruptor de prueba no estáincluido)

2RCA021952A0003

Kit de montaje en rack de 19” para un relé y un interruptor de prueba RTXP24 (el interruptor de prueba no estáincluido)

2RCA022561A0003

Kit de repuesto para un relé de las series Strömberg SP_J40 (corte en el centro de la placa de instalación) 2RCA027871A0001

Kit de repuesto para un relé de las series Strömberg SP_J40 (corte a la izquierda o a la derecha en la placa deinstalación)

2RCA027874A0001

Kit de repuesto para dos relés de la series Strömberg SP_J3 2RCA027880A0001

Kit de repuesto de rack de 19” para relés de las series Strömberg SP_J3/J6 (un corte) 2RCA027894A0001

Kit de repuesto de rack de 19” para relés de las series Strömberg SP_J3/J6 (dos cortes) 2RCA027897A0001

Kit de repuesto para un relé de las series Strömberg SP_J6 2RCA027881A0001

Kit de repuesto para tres relés de las series BBC S 2RCA027882A0001

Kit de repuesto para un relé de las series SPA 300 2RCA027885A0001


ABB 51

25. HerramientasEl relé de protección se suministra como una unidad pre-configurada.Los valores predeterminados de los ajustes de losparámetros pueden cambiarse a través de la interfaz de usuariodel panel frontal, la interfaz de usuario basada en navegador deWeb (Web HMI) o la herramienta PCM600 en combinación conel paquete de conectividad específico del relé.

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

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

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

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

Tabla 85. Herramientas

Herramientas de configuración y ajuste Versión

PCM600 2.6 (Rollup 20150626) o posterior

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

Paquete de conectividad REM615 5.1 ó posterior


52 ABB

Tabla 86. Funciones soportadas

Función HMI web PCM600

Ajuste de parámetros del relé

Almacenamiento de ajustes de parámetros de relé en el relé

Monitoreo de señales

Manejo del registrador de perturbaciones

Visualización de LEDs de alarma

Administración del control de accesos

Configuración de señales de relés (Signal Matrix) -

Configuración de comunicaciones Modbus® (gestión decomunicaciones) -

Configuración de comunicaciones DNP3 (gestión de comunicaciones) -

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

Almacenamiento de ajustes de parámetros del relé en la herramienta -

Análisis de registros de perturbaciones -

XRIO parámetro exportación/importación -

Configuración del display gráfico -

Configuración de la aplicación -

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

Visualización de diagramas de las fases -

Visualización de eventos

Guardado de datos de incidencias en el PC del usuario

Monitorización en línea - = Soportado

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

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


ABB 53

27. Esquemas de conexionado

1) Opcional2) El IED presenta un mecanismo de cortocircuito automático en el conector TI cuando se desconecta la unidad enchufable.

Sensor de luz, entrada 1



GUID-B2057B3C-DDFD-4A85-98AF-9E14D947439D V1 ES

Figura 16. Esquema de conexionado para la configuración estándar A


54 ABB

1) Opcional2) El IED presenta un mecanismo de cortocircuito automático en el conector TI cuando se desconecta la unidad enchufable.3) Módulo RTD o Módulo BIO opcionales




GUID-FB8CC4CD-F5ED-4FE5-837D-B39CB06ED67C V1 ES

Figura 17. Diagrama del terminal de la configuración estándar B


ABB 55





Fuera de uso

GUID-1589F909-AB4D-44A7-9445-057B7385AFD7 V2 ES

Figura 18. Esquema de conexionado para la configuración estándar C


56 ABB

REM615

X13Sensor de luz, entrada 1 1)



16

17

1918

X100

67

89

10

111213

15

14

2

1

3

45

22

212324

SO2

TCS2

PO4

SO1

TCS1

PO3

PO2

PO1

IRF

+

-Uaux

20

X110

34

56

7

89

10BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 712

13

11

BI 112

X110

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

SO2

SO1

23SO4

24


X130

12

X131

45

IL1

78

U1

X132

45

IL2

78

U2

X133

45

IL3

78

U3

Io0,2/1A

N

GUID-6C78FB07-4F88-4810-B265-F78B98C9F584 V1 ES

Figura 19. Diagrama del terminal de la configuración estándar D

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

Nivel A1 para las series Relion® serie 615. Numero decertificado: 7410570I-OPE/INC 15-1136.

DNV GL ha emitido un certificado IEC 61850 de Nivel A1 para

las series Relion® serie 615. Numero de certificado: 74105701-OPE/INC 15-1145.

Certificados adicionales se pueden encontrar en lapágina del producto.

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

Encontrará la última información respecto al relé de proteccióny control REM615 en página del producto. Desplazarse por lapágina para buscar y descargar la documentación relacionada.


ABB 57

http://new.abb.com/medium-voltage/distribution-automation/numerical-relays/motor-protection-and-control/motor-protection-and-control-rem615-iec

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

http://new.abb.com/medium-voltage/distribution-automation/numerical-relays/motor-protection-and-control/motor-protection-and-control-rem615-iec

30. Códigos y símbolos de funciones

Tabla 87. Funciones incluidas en el relé

Función IEC 61850 IEC 60617 IEC-ANSI

Protección

Protección de sobreintensidad trifásica nodireccional, etapa baja

PHLPTOC1 3I> (1) 51P-1 (1)

Protección de sobreintensidad trifásica nodireccional, etapa alta

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

Protección de sobreintensidad trifásica nodireccional, etapa instantánea

PHIPTOC1 3I>>> (1) 50P/51P (1)

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

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

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

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

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

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

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

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

Sobreintensidad de secuencia negativa paramaquinas

MNSPTOC1 I2>M (1) 46M (1)

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

Protección contra mínima corriente LOFLPTUC1 3I< (1) 37 (1)

Protección contra rotor bloqueado JAMPTOC1 Ist> (1) 51LR (1)

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

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

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

Protección contra el fallo de un interruptorautomático

CCBRBRF1 3I>/Io>BF (1) 51BF/51NBF (1)

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

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

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



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

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

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


58 ABB

Tabla 87. Funciones incluidas en el relé, continuación


Protección multipropósito MAPGAPC1 MAP (1) MAP (1)

MAPGAPC2 MAP (2) MAP (2)

















Control

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

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

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

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

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

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

DCSXSWI3 I<-> O DC (3) I<-> O DC (3)

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

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

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

Monitorización del estado y supervisión

Supervisión del estado del seccionador SSCBR1 CBCM (1) CBCM (1)

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

TCSSCBR2 TCS (2) TCM (2)

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

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

Contador de tiempo de servicio para equipos ydispositivos

MDSOPT1 OPTS (1) OPTM (1)

Medición


ABB 59



Reg. perturbaciones RDRE1 DR (1) DFR (1)

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

Registro de faltas FLTRFRC1 FAULTREC (1) FAULTREC (1)

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

Medición de corriente secuencial CSMSQI1 I1, I2, I0 (1) I1, I2, I0 (1)

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

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

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

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

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

Medición RTD/mA XRGGIO130 X130 (RTD) (1) X130 (RTD) (1)

Medición de frecuencia FMMXU1 f (1) f (1)

Enviar valor muestreado IEC 61850-9-2 LE SMVSENDER SMVSENDER SMVSENDER

Recibir valor muestreado IEC 61850-9-2 LE(tensión compartida)

SMVRCV SMVRCV SMVRCV

Otros

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

TPGAPC2 TP (2) TP (2)



Temporizador de pulsos mínimos (2 pcs, resoluciónde segundos)

TPSGAPC1 TPS (1) TPS (1)

Temporizador de pulsos mínimos (2 pcs, resoluciónde minutos)

TPMGAPC1 TPM (1) TPM (1)

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

PTGAPC2 PT (2) PT (2)

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

TOFGAPC2 TOF (2) TOF (2)



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

TONGAPC2 TON (2) TON (2)



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

SRGAPC2 SR (2) SR (2)




60 ABB



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

MVGAPC2 MV (2) MV (2)

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

SPCGAPC2 SPC (2) SPC (2)

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

SCA4GAPC2 SCA4 (2) SCA4 (2)



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

31. Historial de revisión de documentos

Revisión/fecha del documento Versión del producto Historial

A/2016-03-21 5.0 FP1 Traducción de la versión inglés L (1MRS756890)


ABB 61

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