Diferencial Barras ABB REB500

Protección numérica de estación Protección de barras con protección de falla interruptor y protección de línea integrada

REB500 / REB500sys 1MRB520308-Bes Página 1 Edición: Septiembre 2003 Modificación de la versión de: Octubre 2002 Nos reservamos el derecho de introducir cambios técnicos sin notificación

Protección de barras REB500sys para una instalación descentralizada

Características principales REB500 / REB500sys

• Protec Protecció ción n de barra barrass de baja baja imped impedanc ancia ia • Protec Protecció ción n de stub stub y de de la zona zona en T • Alta Alta confiab confiabili ilidad dad debid debido o a dos criteri criterios os independientes de medida: - Algori Algoritmo tmo de corrie corriente nte difere diferenci ncial al estabi estabi-lizada - Algori Algoritmo tmo de compa comparac ración ión direc direccio cional nal de corrientes • Medi Medici ción ón fas fase e a fas fase e • Requer Requerimi imient entos os reduci reducidos dos para para los trans trans-formadores de corriente • Gran Gran estabil estabilida idad d frente frente a fallas fallas pasant pasantes, es, Aún en caso de saturación de los transformadores de corriente • Imagen Imagen de de barras barras tota totalme lmente nte de de estado estado sólido • No hay hay conmut conmutaci ación ón de circ circuit uitos os de TC TC • Una versió versión n de de hard hardwar ware e para para - corrie corriente ntess nomin nominale aless de 1 y 5 A - todas todas las las tensio tensiones nes auxi auxiliar liares es entre entre 48 V y 250 V CC - frecue frecuenci ncia a nomina nominall de 50, 50, 60 60 y 16,7 16,7 Hz Hz • Tiempo Tiempo corto de disparo disparo indepe independient ndiente e del del tamaño o de la configuración de la estación • Instal Instalaci ación ón central centraliza izada: da: instala instalació ción n del hardware en uno o más tableros

• Instal Instalació ación n descent descentral raliza izada: da: en caso caso de localización cercana a los alimentadores, unidades de bahía distribuidas con conexiones cortas a los t.c's, seccionadores, interruptores, etc. • Las cone conexio xiones nes entr entre e las unidad unidades es de de bahía y la unidad central con cables de fibra óptica - longit longitud ud máxi máxima ma permit permitida ida 1200 1200 m - para para instala instalación ción cent central ralizad izada a y distridistribuida • Conexi Conexione oness de fibra fibra ópti óptica ca con con lo cual cual se obtiene transferencia de datos a prueba de interferencias aún en la cercanía de cables de alta tensión • El reemp reemplaz lazo o de esque esquemas mas exis existen tentes tes de de protección de barra se pueden efectuar sin restricciones (distribución centralizada). En caso de ampliaciones de subestaciones con una mezcla de configuraciones centralizada y distribuida. • Fáci Fácilm lmen ente te exp expan andi dibl ble e • Interf Interfaz az human humano o máquin máquina a (IHM) (IHM) en comcomputador personal (PC) y de utilización sencilla • Proces Procesami amient ento o de seña señales les numéri numérico co • Autosu Autosuper pervis visión ión comple completa ta • Regist Registrad rador or de de event eventos os inte integra grado do • Regist Registrad rador or de falla fallass integra integrado do con las las corrientes del sistema

ABB Suiza SA Utility Automation Systems

Características principales REB500 / REB500sys (continuación)


• Necesi Necesidad dad de de pocas pocas part partes es de repu repuest esto o debido al alto grado de normalización y a la poca variedad de unidades diferentes • Interf Interface acess de comunic comunicaci ación ón con siste sistemas mas de supervisión y control de subestaciones. Opciones

• Protección Protección de falla falla interrupto interruptorr (opera (opera también separadamente de la protección de barras) • Prot Protec ecci ción ón de de zona zona mue muert rta a

REB500 / REB500sys 1MRB520308-Bes Página 2

• Regist Registrad rador or de falla fallass con las las tension tensiones es del del sistema • Medi Medici ción ón sepa separa rada da de I0 para redes aterrizadas por medio de impedancia • Comuni Comunicac cación ión con con el siste sistema ma de cont control rol y supervisión de la subestación (LON/ IEC60870-5-103) • IHM intern interno o con despli despliegu egue e • Alimen Alimenta tació ción n redunda redundante nte para para las las unidaunidades centrales y/o unidades de bahía.

• Protec Protecció ción n de sobreco sobrecorri rrient ente e de tiempo tiempo definido

Características principales adicionales REB500sys

• El siste sistema ma REB50 REB500sy 0syss combina combina la func funcioionalidad de protección de barras y protección de falla interruptor de la protección REB 500 fabricada por ABB con protecciones principal 2 o protección de respaldo para líneas o transformadores. • Protec Protección ción prin princip cipal al 2 ó protec protecció ción n de resrespaldo basados en la biblioteca de funciones de protección del REL316*4 de ABB para 50 Hz y 60 Hz. Protección principal 2 ó protección de respaldo de bahía:

• Protec Protección ción de de sobrecor sobrecorrie riente nte de fases fases,, direccional o no direccional

• Protec Protecció ción n de distan distancia cia de alta alta velo velocid cidad ad • Protec Protecció ción n direcc direccion ional al de falla fallass a tierra tierra para fallas de alta resistencia en redes aterrizadas sólidamente • Recierre - Recier Recierre re monop monopola olarr y recierr recierre e tripola tripolar r - Hasta Hasta 4 secue secuencia nciass de recier recierre re • Compro Comprobac bación ión de sinc sincron ronism ismo o con con - Medició Medición n de ampl amplitu itudes des,, ángulo ánguloss de fase y frecuencia de los dos vectores de tensión - Compro Comprobac bación ión de de línea línea muert muerta, a, barra barra viva, línea viva y barra muerta.

• Protección Protección de sobrec sobrecorrie orriente nte de falla a tietierra, direccional o no direccional

Aplicación REB500

La protección numérica de barras REB500 esta diseñada para la protección selectiva y de alta velocidad de instalaciones de barras de 50, 60 y 16,7 Hz en media, alta o extra alta tensión. El diseño está basado en una estructura de hardware y software modular que permite la adaptación fácil de la configuración de la protección de acuerdo con la configuración del sistema primario. La flexibilidad del sistema permite la realización de esquemas para proteger todas las configuraciones desde barras sencillas simples hasta barras cuádruples complejas con barras de transferencia, barras en anillo y esquemas de interruptor y medio (1½). En esquemas de interruptor y medio, se protegen las barras y los diámetros, incluyendo la protección de la zona T y del del stub. Un esquema integrado de disparos permite ahorrar lógicas exteriores, así como cableado.

La capacidad del sistema es suficiente para proteger hasta 60 alimentadores (unidades de bahía) y un un total de 32 zonas de protección de barras. La protección numérica de barra REB500 detecta fallas entre fases y fase a tierra en sistemas de potencia puestos rígidamente a tierra o a través de impedancia y fallas entre fases para sistemas aislados de tierra. Los transformadores de corriente principales deben cumplir modestos requerimientos (ver página 16). 16). La protección opera discriminadamente para todas las fallas dentro de la zona de protección y permanece estable para todas las fallas externas a la zona de protección.


Características principales REB500 / REB500sys (continuación)


• Necesi Necesidad dad de de pocas pocas part partes es de repu repuest esto o debido al alto grado de normalización y a la poca variedad de unidades diferentes • Interf Interface acess de comunic comunicaci ación ón con siste sistemas mas de supervisión y control de subestaciones. Opciones

• Protección Protección de falla falla interrupto interruptorr (opera (opera también separadamente de la protección de barras) • Prot Protec ecci ción ón de de zona zona mue muert rta a


• Regist Registrad rador or de falla fallass con las las tension tensiones es del del sistema • Medi Medici ción ón sepa separa rada da de I0 para redes aterrizadas por medio de impedancia • Comuni Comunicac cación ión con con el siste sistema ma de cont control rol y supervisión de la subestación (LON/ IEC60870-5-103) • IHM intern interno o con despli despliegu egue e • Alimen Alimenta tació ción n redunda redundante nte para para las las unidaunidades centrales y/o unidades de bahía.

• Protec Protecció ción n de sobreco sobrecorri rrient ente e de tiempo tiempo definido

Características principales adicionales REB500sys

• El siste sistema ma REB50 REB500sy 0syss combina combina la func funcioionalidad de protección de barras y protección de falla interruptor de la protección REB 500 fabricada por ABB con protecciones principal 2 o protección de respaldo para líneas o transformadores. • Protec Protección ción prin princip cipal al 2 ó protec protecció ción n de resrespaldo basados en la biblioteca de funciones de protección del REL316*4 de ABB para 50 Hz y 60 Hz. Protección principal 2 ó protección de respaldo de bahía:

• Protec Protección ción de de sobrecor sobrecorrie riente nte de fases fases,, direccional o no direccional

• Protec Protecció ción n de distan distancia cia de alta alta velo velocid cidad ad • Protec Protecció ción n direcc direccion ional al de falla fallass a tierra tierra para fallas de alta resistencia en redes aterrizadas sólidamente • Recierre - Recier Recierre re monop monopola olarr y recierr recierre e tripola tripolar r - Hasta Hasta 4 secue secuencia nciass de recier recierre re • Compro Comprobac bación ión de sinc sincron ronism ismo o con con - Medició Medición n de ampl amplitu itudes des,, ángulo ánguloss de fase y frecuencia de los dos vectores de tensión - Compro Comprobac bación ión de de línea línea muert muerta, a, barra barra viva, línea viva y barra muerta.

• Protección Protección de sobrec sobrecorrie orriente nte de falla a tietierra, direccional o no direccional

Aplicación REB500

La protección numérica de barras REB500 esta diseñada para la protección selectiva y de alta velocidad de instalaciones de barras de 50, 60 y 16,7 Hz en media, alta o extra alta tensión. El diseño está basado en una estructura de hardware y software modular que permite la adaptación fácil de la configuración de la protección de acuerdo con la configuración del sistema primario. La flexibilidad del sistema permite la realización de esquemas para proteger todas las configuraciones desde barras sencillas simples hasta barras cuádruples complejas con barras de transferencia, barras en anillo y esquemas de interruptor y medio (1½). En esquemas de interruptor y medio, se protegen las barras y los diámetros, incluyendo la protección de la zona T y del del stub. Un esquema integrado de disparos permite ahorrar lógicas exteriores, así como cableado.

La capacidad del sistema es suficiente para proteger hasta 60 alimentadores (unidades de bahía) y un un total de 32 zonas de protección de barras. La protección numérica de barra REB500 detecta fallas entre fases y fase a tierra en sistemas de potencia puestos rígidamente a tierra o a través de impedancia y fallas entre fases para sistemas aislados de tierra. Los transformadores de corriente principales deben cumplir modestos requerimientos (ver página 16). 16). La protección opera discriminadamente para todas las fallas dentro de la zona de protección y permanece estable para todas las fallas externas a la zona de protección.


Aplicación REB500sys


Está previsto que el REB500sys sea utilizado para proteger las barras y los alimentadores en subestaciones de media, alta y extra alta tensión con frecuencias nominales de 50 y 60 Hz. Las funciones de protección incluidas en el REB500sys se pueden utilizar como protección principal 2 ó protección de res paldo. El sistema REB500sys está previsto para las configuraciones de barras sencillas o dobles (versiones 1 a 5). Para sistemas de interruptor y medio, la versión 5 se puede utilizar para las funciones de recierre de bahía y compro bación de sincronismo. La capacidad es suficiente para 60 alimentadores (unidades de bahía) y un total de 32 zonas de barras. El REB500sys detecta todas las fallas en barras en sistemas aterrizados sólidamente y aterrizados por medio de elementos de baja resistividad, así como para todas las fallas en alimentadores en sistemas aterrizados sólidamente. La protección opera selectivamente para todas las fallas dentro de la zona de protección y permanece estable para todas las fallas afuera de la zona de protección. El sistema REB500sys se ajusta especialmente para conceptos de modernización y actualización paso a paso. La unidad de bahía se puede utilizar autónomamente para funciones de protección de la bahía (p.ej. protección de línea, recierre y comprobación de sincronismo). La unidad central se puede agregar en una etapa posterior para obtener la funcionalidad de protección de barras y de falla de interruptor.

Fig. 1


Dependiendo del nivel de tensión de la red y la filosofía de protección, se aplican en forma general los siguientes conceptos de protección: • Dos esque esquemas mas de prote protecci cción ón princi principal pales es por bahía y una protección de barras. Con el REB500sys el concepto de protección se puede simplifi car. Debido a mayor integración de la funcionalidad, se puede eliminar uno de los equipos de protección principales. • Un esquem esquemaa con una una protec protecció ción n princip principal al y una protección de respaldo por bahía, sin protección de barras. Con el REB500sys se obtiene una mayor disponibilidad de suministro de energía, debido a la implementación de esquemas de protección de barras y de protección de falla interruptor donde antes no era posible debido a razones económicas. Se han definido cinco versiones para las funciones de principal 2 ó de respaldo: - Versión 1

protección protección de sobrecorrien sobrecorriente te direccional y no direccional

- Versión 2

como la versión versión 1 mas las protecciones de distancia y la protección direccional de falla a tierra

- Versi ersión ón 3

como como la vers versió ión n 2 mas mas la la fun fun-ción de recierre

- Versi ersión ón 4

como como la vers versió ión n 3 mas mas la la fun fun-ción de comprobación de sincronismo.


REB500 / REB500sys


1MRB520308-Bes Página 4

Tabla Tabla 1 Funcionalidad del REB 500 / REB500sys

Funciones principales

Protección de barras Detección de corriente de neutro I0 Protección de falla interrupor Protección de zona muerta Discrepancia de polos Función de comprobación de sobrecorriente Función de comprabación de tensión Protección de sobrecorriente temporizada Desvío de disparos Matriz de softw ftware para entradas / salidas / matriz de dispa sparos Registrador de eventos hasta 1000 eventos Registrador de fallas (4 x I) Registrador de fal fallas (4 x I, 5 x U) hasta 10 seg. para 2400 Hz Interfaz de comunicación LON / IEC60870-5-103 Sincronización de tiempo Alimentación Alimentación redundante redundante para unidad unidad central central y/o unidades unidades de bahía Supervisión de seccionadores Supervisión de corriente diferencial Amplia auto auto supervisión supervisión Réplica dinámica de barras con despliegue de corrientes Generador de prueba para puesta en marcha y mantenimiento IHM remoto Función retardo / integrador Funciones de lógica binaria y flip flop Función de corriente de tiempo definido Función de sobrecorriente de tiempo inverso Función de tensión de tiempo definido Func Funció ión n de de sob sobre reco corr rrie ient nte e a tie tierr rra a inv inver ersa sa y de tiem tiempo po defi defini nido do Función de sobrecorriente direcci ccional de tiempo mpo defin finido Función de sobrecorriente direccional de tiempo inverso y mínimo definido Control de plausibilidad Secuenciador de pruebas Protección de distancia Función de falla a tierra direccional para sistemas puestos a tierra Recierre automático Comprobación de sincronismo * solamente para aplicaciones especiales 500BU03: Unidad de bahía

IEEE

IEC61850

87B 87BN 50BF 51/62EF 51/62PD 51 27/59 51DT 94RD -

PBDF PBDF RBRF PTOC PTOC PTOC PTUV/PTOV PTOC RDRE RDRE -

51DT 51 27/59 51N 51N 67DT

-

r a d n á t s E

* l a i c e p s e o s i d e d n e o p i c r p o O P

e r a w d r 1 2 3 4 5 a n n n n n H ó i ó i ó i ó i ó a i í s s s s r r r r s r h e e e e e a v v v v v b - - - - - e s s s s s d e e e e e d n n n n n a o i o i o i o i o d i c c c c c i p p p p p n O O O O O U

X X X X X X X

z H 7 . 6 1 , z H 0 6 , z H 0 5 r ü f 3 0 U B 0 0 5

X X X X X X X X X X X X X X X X X

PTOC PTOC PTUV/PTOV PTOC PTOC PDOC

X X X X X

X X X X X

X X X X X

X X X X X

X X X X X

PDOC

X X X

X X X X X X X X

X X X X

X X X

X X X

X X X

67 46/47 21

PDIS

67N 79 25

PDEF RREC RSYN

-

d a d i l a n o i c n u F

X X

z H 0 6 , z H 0 5 r ü f 3 0 U B 0 0 5

0 0 5 B E R s y s 0 0 5 B E R / 0 0 5 B E R


Principio de instalación REB500 / REB500sys



Existen tres formas posibles de instalación de la protección numérica de barras REB500 y de la protección numérica de estación REB500sys: Instalación descentralizada

En este caso, las unidades de bahía (ver Fig. 19) se instalan en cajas o tableros asociados a la bahía correspondiente, están distribuidos en la subestación y se conectan a la

Fig. 2

Instalación descentralizada

Instalación centralizada

Las unidades de bahía individuales se montan en bastidores de 19 pulgadas, los cuales pueden contener hasta tres unidades de bahía, los bastidores y la unidad de procesamiento central se instalan dependiendo del tamaño del sistema en uno o varios tableros

Fig. 3

unidad de procesamiento central por medio de cables de fibra óptica. La unidad de procesamiento central está normalmente ubicada en un tablero centralizado o en la sala central de relés.

(ver Fig. 18). La instalación centralizada es la solución ideal para ampliar estaciones existentes, pues se requiere muy poco cableado adicional, y si se la compara con otros tipos de protección de barras existentes ofrece mucho mayor funcionalidad en el mismo espacio.

Instalación centralizada

Combinación de una instalación centralizada y descentralizada

Básicamente la única diferencia entre un sistema descentralizado y uno centralizado es

la localización de las unidades de bahía y por lo tanto se pueden hacer mezclas de los dos sistemas.


Diseño del sistema REB500 / REB500sys


Unidad de bahía (500BU03)

La unidad de bahía (ver Fig. 4) es el enlace entre la protección y los componentes del proceso del sistema primario, que son los transformadores de corrientes principales, seccionadores e interruptores; esta ejecuta las funciones de adquisición de datos, preprocesamiento y control. También provee el aislamiento galvánico entre los componentes del sistema primario y los circuitos electrónicos internos de la protección. El módulo de transformadores de entrada contiene los transformadores de corriente intermedios para medir las corrientes de fase y neutro con terminales para 1 A y 5 A. Como la compensación de las distintas relaciones de transformación de los transformadores de corriente se realiza configurando apropiadamente el software de cada unidad de bahía, no se necesitan transformadores de corriente intermedios adicionales. El módulo de transformadores de entrada, también posee cinco transformadores de entrada de tensión para la medición de las tres tensiones de fase y dos tensiones de barras y registro de perturbaciones de tensión. En el módulo de entradas analógicas y procesamiento, se filtran las señales analógicas de corriente, se convierten en señales digitales con una frecuencia de muestreo de 48 muestras por ciclo, se preprocesan y finalmente se filtran digitalmente. Las señales de tensión y corriente de secuencia cero también se calculan internamente.Los datos procesados se transfieren a intervalos regulares desde las unidades de bahía a la unidad central de procesamiento a través del bus de proceso.

Unidad de bahía (500BU03)


Cada unidad de bahía tiene 20 entradas binarias y 16 relés de salida. El módulo de entradas/salidas binarias detecta y procesa la posición de los seccionadores, los acopladores de barras, las señales de bloqueo, señales de arranque, señales de reposición externas, etc. Los canales de entrada binarias operan de acuerdo a un principio patentado de modulación de pulso, en un rango nominal de 48 a 250 V CC. El programa de computador de interfaz IHM permite efectuar los ajustes de los valores umbral de tensión de las entradas binarias. Todos los canales de salidas binarias están equipadas con relés de operación de alta velocidad y se pueden usar para propósitos de disparo y señalización (ver los datos de los contactos en la Tabla 8). Una lógica de disparo permite que los canales de entrada y de salida sean asignados a las diferentes funciones. Todos los datos, como corrientes, tensiones, entradas binarias, eventos, e información de diagnóstico adquiridos por la unidad de bahía, tienen un registro de tiempo. Donde se requieran mas entradas analógicas y binarias, se pueden combinar varias unidades de bahía para formar una bahía de alimentador / acoplador (p.ej. un campo acoplador con TCs a ambos lados del interruptor requieren dos unidades de bahía). La unidad de bahía posee inteligencia local y ejecuta funciones de protección localmente (p.ej. falla interruptor, zona muerta, discre pancia de polos), protección de la salida (protección de respaldo o protección principal 2), así como las funciones de registro de eventos y de fallas. Unidad central (500CU03) CC

CC

Interfaz óptical

CC

Reloj tiempo real

Interfaz SCS/SMS

Interfaz RS 232

CC

IHM local

Process-bus C

REB500 / REB500sys

IHM local

CPU Módulo CPU

E C E

DSP

A/D Filtro

DP

CIM

Mem Registro de entradas/ salidas binarias Módulo CPU

Filtro

Acoplador estrella

Separación galvanica

Fig. 4

Módulo CPU

Diagramas de bloques de unidad de bahía y unidad central

Entrada/ salida binaria

Acoplador estrella



En el evento en el que la unidad central se encuentre fuera de servicio o la comunicación de fibra óptica esté interrumpida se produce una alarma, la unidad de bahía continuará la operación y todas las funciones locales de protección y de registro (eventos y fallas) continuarán complemente funcionales (operación autónoma). La unidad de bahía tiene una interfaz IHM con dos posibles soluciones de montaje: • Sin IHM local: solución ideal si el acceso a toda la información a través de la unidad central o por medio de un sistema de automatización de la subestación es suficiente. • Con IHM local y 20 LEDs programables (Fig. 5): solución ideal para instalación con quioscos descentralizados, puesto que toda la información está disponible en la bahía. Para esta última opción es posible tener el IHM integrado o conectado a través de un cable flexible hasta su posición de montaje (ver Fig. 23). En caso de falla en la unidad de bahía, esta puede reemplazarse fácilmente. El reem plazo de la unida de bahía se puede manejar de una forma muy simple. Durante el arranque del sistema, la nueva unidad de bahía pide su identificación y sus direcciones, estas se entran directamente por medio de su IHM local. Los valores de ajuste y los datos de configuración se cargan automáticamente. Funcionalidad adicional "plug and play"

Se pueden agregar unidades de bahía adicionales a un sistema REB 500 existente de una forma muy simple.

IHM incorporada directamente en la unidad de bahía


Unidad central (CU)

La estructura de hardware se basa en bastidores estándar con relativamente pocos tipos diferentes de módulos para la unidad central (ver Fig. 4). Los módulos instalados en un esquema particular dependen del tamaño, complejidad y funcionalidad del sistema de barras Las interconexiones entre los módulos en un bastidor se efectúan a través de un bus paralelo sobre una tarjeta madre en la placa frontal. Las tarjetas se insertan desde la parte posterior. La unidad central es la administradora del sistema, es decir que tiene a su cargo la configuración del sistema, contiene la imagen de las barras, asigna las unidades de bahía dentro del sistema, administra el ajuste de parámetros de operación, actúa como controlador del bus del proceso, asegura la sincronización del sistema y controla la comunicación con el sistema de control de la estación. Las variables de la protección de barras se derivan dinámicamente de los datos del proceso, provistos por las unidades de bahía. Los datos del proceso se transfieren al procesador central a través de un módulo acoplador estrella. Se pueden conectar hasta 10 unidades de bahía al primer procesador central y 10 a los demás. Se deben agregar procesadores y módulos acopladores de estrella cuando el sistema de protección tiene mas de 10 unidades de bahía. Para instalaciones con más de 30 unidades de bahía, se requieren unidades centrales y acopladores de estrella adicionales.

Fig. 6 Fig. 5

REB500 / REB500sys

Unidad central

Todos los módulos de la unidad central tienen funcionalidad de plug and play para reducir los trabajos de configuración de los módulos.


REB500 / REB500sys



Diseño del sistema REB500 / REB500sys (continuación)

Se pueden conectar uno o dos módulos de entradas/salidas binarias a la unidad de procesamiento central.

La unidad central comprende un IHM local con 20 LEDs programables (Fig. 6), un puerto TCP/IP para conexión rápida del HMI500 dentro de la red de área local.

Funcionalidad del REB500 / REB500sys

Protección de barras

y la corriente de restricción es

Los algoritmos de protección se basan en dos principios de medición que han sido aplicados con éxito en los sistemas precedentes de protección de barras de ABB los cuales utilizan el principio de protección de barras de baja impedancia: • una medida de la corriente diferencial esta bilizada

N

I Rest

El primer principio de medición utiliza un algoritmo de corriente diferencial estabilizada. Las corrientes se evalúan individualmente para cada fase y por cada sección de barras (zona de protección). k=1

Corriente diferencial ( |Σ Ι | )

d e e a A r p a r o d i s

Area de restricción

IKmin 0 0

Fig. 7

Ajuste de k = kst max

Corriente de restricción ( Σ | Ι| )

Característica de disparo del algoritmo de corriente diferencial estabilizada.

(2)

n =1

donde N es la cantidad de alimentadores. Para que se detecte una falla interna se deben cum plir las siguientes dos condiciones:

• la determinación de la relación de fase entre las corrientes de los alimentadores (comparación de fase). Los algoritmos procesan los vectores de corriente complejos los cuales se obtienen por análisis de Fourier y que contienen solamente el componente de la frecuencia fundamental. Se suprimen las componentes de corriente continua y armónicas superiores.

= ∑ I Ln

k st

=

I Diff I Re st

> k st max

I Diff > I K min

(3)

(4)

donde k st

factor de estabilización

k st max

factor límite de estabilización. Un valor típico de k st max = 0.80

IK min

valor de corriente diferencial de arranque

Los cálculos y evaluaciones anteriores son ejecutados por la unidad central. El segundo principio de medición determina la dirección del flujo de energía e involucra la comparación de fases de las corrientes de todos los alimentadores conectados a una sección de barras. Se comparan los fasores de corriente de la frecuencia fundamental ϕ1..n (5). En caso de una falla interna, todas las corrientes de los alimentadores tienen aproximadamente el mismo ángulo de fase, mientras que durante operación normal o durante una falla externa al menos una corriente está desfasada aproximadamente 180° comparada con las otras.

En la figura 7 la corriente diferencial es

I Diff

=

N

∑

I Ln

n =1

(1)

ϕ

n

=

 Im ( I Ln )    Re ( I Ln )

arctan 

(5)



El algoritmo detecta una falla interna cuando la diferencia de fases entre todas las corrientes de los alimentadores está en el rango de disparo del comparador de fase (ver Fig. 8). Caso 1: Falla externa ∆ϕ = 144° Im

Diagrama de barras

I2

Caso 2: Falla interna ∆ϕ = 36°

Area sin disparo

∆ϕ

max

= 74°

Area de disparo 0° Caso

Fig. 8

1

2

• internamente por los algoritmos de protección de barras (y si están configuradas por las funciones de protección de línea interna, de protección de sobrecorriente y discrepancia de polos) y por las funciones de protección de la unidad de bahía

Después que expira el tiempo ajustado en el primer temporizador, se envía una orden de disparo a la segunda bobina de disparo del interruptor y simultáneamente se envía una señal de disparo a la estación del otro extremo de la línea.

Im

Desplacamiento de fase ∆ϕ 74°

Página 9

Re

I1

180°

1MRB520308-Bes

• externamente por medio de una entrada binaria, por ejemplo por la protección de línea, protección de transformador, etc.

ϕ12 = 144°

Característica de operación

REB500 / REB500sys

I1

Re

I2

ϕ12 = 36°

Característica del comparador de fase para determinar la dirección de la energía

La tarea de procesar los algoritmos está com partida por las unidades de bahía y la unidad de procesamiento central. Cada una de las unidades de bahía supervisa continuamente las corrientes de su alimentador, las preprocesa y realiza el filtrado de las variables resultantes según una función de Fourier. Los datos filtrados se transfieren a intervalos regulares a la unidad central, en donde se procesan los algoritmos de protección. Dependiendo del ángulo de fase de la falla, el tiempo de disparo varía entre 20 - 30 mseg para Idiff /Ikmin ≥5, este tiempo, incluye el tiempo del relé auxiliar de disparo. Opcionalmente, la señal de disparo se puede enclavar por una función de comprobación de corriente o tensión en la unidad de bahía la cual libera el disparo solamente cuando la corriente que fluye es mayor que cierto valor mínimo o el valor de tensión está por debajo de cierto valor. Protección de falla de interruptor

La función de protección de falla interruptor en las unidades de bahía supervisa las corrientes de fase independientemente de la función de protección de barras. La protección está equipada con dos temporizadores con ajustes independientes. La operación de la función de falla de interruptor se puede iniciar:

El primer temporizador opera como función independiente en la unidad de bahía. Si la falla todavía persiste al expirar el tiempo del segundo temporizador, la función de protección de falla de interruptor utiliza la imagen de la barra para disparar todos los interruptores sobre la misma sección de barras a través de sus unidades de bahía respectivas. Es posible configurar mediante software que la señal de disparo remoto se transmita al ex pirar el tiempo del primer o segundo temporizador. La medición segregada de las fases en cada bahía permite aclarar adecuadamente las fallas evolutivas. Protección de zona muerta

Para proteger la "zona muerta" entre el interruptor y los transformadores de corriente asociados, se aplica una combinación de la orden de cierre y la posición del interruptor a una entrada binaria. La protección de zona muerta se habilita des pués de transcurrido un cierto tiempo posterior a la apertura del interruptor. En caso de una falla en la zona muerta se dispararán los interruptores adyacentes comprometidos. Esta función es ejecutada en forma independiente por cada unidad de bahía. Función de sobrecorriente

Un esquema de protección de sobrecorriente de tiempo definido de respaldo se puede integrar a cada unidad de bahía individualmente. (La operación de la función, puede arrancar el esquema de protección local de falla interruptor, cuando se ha parametrizado).


Funcionalidad del REB500 / REB500sys (continuación)


Esta función es ejecutada en forma autónoma por la unidad de bahía. Función de comprobación de sobrecorriente

La función de comprobación de sobrecorriente solo se ejecuta a nivel de bahía. Se activa por un disparo de protección de barras o por una señal de disparo transferido (incluyendo protección de zona muerta y falla interruptor) y previene que aquellos alimentadores que están conduciendo corrientes por debajo del ajuste de sobrecorriente sean dis parados. Función de comprobación de tensión

El criterio de tensión se efectua en la unidad de bahía. Por lo tanto se deben instalar transformadores de tensión en los alimentadores respectivos. La función se puede configurar como criterio de liberación por zona a través de un enlace interno en la unidad central. Esto requiere la existencia de un juego de transformadores de tensión por zona en una de las unidades de bahía. El disparo es posible solamente si la tensión cae por debajo o excede el valor ajustado. Alternativamente el criterio de liberación de disparo se puede configurar para cada alimentador (se deben instalar transformadores de tensión). (para los criterios de liberación de disparo, ver la Tabla 22).


Registrador de eventos

Los eventos se registran en cada unidad de bahía. Cada evento binario tiene una estam pación de tiempo con una resolución de 1 mseg. Los eventos se dividen en tres grupos: • eventos del sistema • eventos de protección • eventos de prueba. Los eventos se almacenan localmente en la unidad de bahía y/o en la unidad central. Registrador de fallas

Esta función registra las corrientes y las entradas binarias de cada unidad de bahía. Las tensiones se pueden registrar en forma opcional (ver Tabla 14). Para activar el registro se pueden utilizar los flancos crecientes o decrecientes de las entradas binarias o señales de salida o eventos resultantes de los algoritmos de protección. Se pueden configurar hasta 10 entradas binarias de propósito general, para iniciación externa del registro de fallas. Además la unidad central y la unidad de bahía posee una entrada binaria para arrancar los registradores de falla de todas las unidades de bahía. La cantidad de canales analógicos que se pueden registrar, la frecuencia de muestreo y la duración del registro se pueden ver en la Tabla 14. Una frecuencia de muestreo inferior permite un período de registro mayor.

Detección de corriente de neutro I0

Las corrientes de falla a tierra en sistemas aterrizados por medio de impedancia pueden ser bajas y no siempre pueden ser detectadas por la función de corriente diferencial estabilizada ni por la función de comparación de fase. La evaluación de la corriente de neutro está disponible, pero únicamente para fallas monofásicas a tierra.

El período de registro total puede dividirse hasta en máximo 15 ventanas de registro por unidad de bahía.

Discrepancia de polos

La función se puede configurar separadamente para registrar los estados previos y posteriores a la falla.

El algoritmo de la protección de dis crepancia de polos supervisa que los tres polos del interruptor abran dentro de cierto tiempo dado. Esta función supervisa la discrepancia entre las corrientes de las tres fases del interruptor. Cuando la protección arranca, la función no envía señal de disparo a la unidad central, pero si está configurada, arranca la protección de falla interruptor (PFI lógica 3). Esta función es ejecutada individualmente en forma autónoma por la unidad de bahía.

Cada unidad de bahía es capaz de registrar un máximo de 32 señales binarias, de las cuales se pueden definir 12 como señales de activación.

El usuario puede determinar si los datos registrados deben retenerse o sobreescribirse, al presentarse una nueva falla (FIFO = First In, First Out). Esta función también se ejecuta en forma autónoma en cada unidad de bahía (ver página 6).



Nota: Los datos de la falla almacenados en la memoria se pueden transferir a través de la unidad central hacia otros sistemas de computación para su evaluación por medio de programas tales como E_wineve [4]. Los archivos se transfieren en formato COMTRADE.

Después de obtener los datos de los r egistradores de falla, es posible desplegarlos y vis ualizarlos gráficamente con E_wineve directamente.


Generador de pruebas

El programa de interface hombre máquina (IHM500/REBWIN), el cual corre sobre un PC portátil conectado ya sea a una unidad de bahía, o a la unidad de procesamiento central, incluye un generador de pruebas. Durante la puesta en servicio y mantenimiento del sistema, el generador de pruebas le permite al usuario: • activar señales binarias de entrada o salida • supervisar la respuesta del sistema

Interfaces de comunicación

Si se desea conectar la protección de barras a un sistema de control o supervisión de la estación (SCS/SMS), se instala un módulo de comunicaciones en la unidad de procesamiento central. Este módulo permite manejar dos tipos diferentes de protocolo para el bus entre bahías: LON e IEC 60870-5-103. Utilizando el bus entre bahías LON es posible transferir la siguiente información: • Sincronización • Eventos binarios (señales, disparos y diagnóstico) • Ordenes de reposición de disparos • Corrientes diferenciales de cada zona de protección • Datos del registrador de fallas (a través del IHM500). Utilizando el bus entre bahías IEC 60870-5103, es posible transferir la siguiente información: • Sincronización • Los eventos seleccionados listados en el dominio público • Todos los eventos binarios asignados a una parte privada • Todos los eventos binarios de la parte genérica • Ordenes de reposición de disparos • Datos del registrador de fallas.

• probar el circuito de disparo incluyendo el interruptor • prueba de los ciclos de recierre • establecer y ejecutar secuencias de pruebas con corrientes y tensiones para la protección de la bahía del sistema REB500sys. El secuenciador de pruebas permite probar fácilmente la unidad de bahía sin necesidad de sacar de servicio la protección de barras. Se pueden arrancar hasta siete secuencias por estado de prueba. Las secuencias se pueden grabar y ser reactivadas posteriormente para pruebas futuras. Supervisión de seccionadores

La imagen de seccionadores es una característica ejecutada completamente en software sin considerar elementos mecánicos de maniobra. La lógica de software para la réplica, determina dinámicamente los límites de las zonas de la barra protegida (zonas de protección). El sistema supervisa cualquier inconsistencia en los circuitos de entradas binarias conectadas a los contactos auxiliares de los seccionadores y genera una alarma des pués del cumplimiento del tiempo ajustad. En la ocurrencia de una alarma, la protección puede ser bloqueada completamente o bloqueada selectivamente.


Funcionalidad del REB500 / REB500sys (continuación)



Tabla 2 Contacto NA: "Seccionador CERRADO"

Contacto NC: "Seccionador ABIERTO"

abierto

abierto

Ultima posición almacenada + alarma de seccionador temporizada + señal de maniobra prohibida

abierto

cerrado

ABIERTO

cerrado

abierto

CERRADO

cerrado

cerrado

CERRADO + alarma de seccionador temporizada + señal de maniobra prohibida

Supervisión de corriente diferencial

La corriente diferencial se supervisa permanentemente. Cualquier corriente diferencial inicia una alarma temporizada y la protección se bloquea completa o selectivamente. Desvío del disparo

Puede proveerse un canal de entrada binario para supervisar la presión de aire del interruptor. El disparo no es posible sin una señal activa. Cuando la señal se inactive, un dis paro que se genere en la unidad de bahía se desvía automaticamente a la estación del extremo remoto de la línea y también a la lógica de disparos transferidos para disparar todos los interruptores conectados a la misma sección de barras. La transferencia de disparos también se puede configurar con un criterio de corriente (característica de comprobación de sobrecorriente). Interfaz Hombre-Máquina (IHM)

La protección numérica de barras se configura y mantiene con la ayuda de interfaces hombre-máquina a tres niveles. IHM local

La interfaz del despliegue local instalada en la unidad central y en las unidades de bahía comprende: • Un LCD de cuatro líneas con 16 caracteres por línea para desplegar datos del sistema y mensajes de error • Teclado para controlar el despliegue y 3 LED's para indicar disparos, alarmas y operación normal • 20 LED's adicionales programables libremente para las indicaciones de la aplicación específica en la unidad de bahía 500BU03 y la unidad central 500CU03.

Posición del seccionador

Las siguientes son algunas de las informaciones que se pueden desplegar: • Corrientes, tensiones entradas • Corrientes diferenciales (para la protección de barras) • Estado del sistema, alarmas • Posiciones de los interruptores y seccionadores (dentro de la función de protección de barras) • Señales de disparo y arranque de las funciones de protección. IHM externo (IHM500/REBWIN)

Un control más completo y conveniente se realiza utilizando el software (IHM), el cual corre en un PC portátil conectado por medio de una interface óptica ya sea a la unidad de procesamiento central o a una unidad de bahía. Lo anterior asegura una comunicación libre de interferencias. El software permite configurar todo el sistema de protección de barras, realizar todos los ajustes y probar y controlar la funcionalidad completa del sistema. El IHM500/REBWIN se puede tam bién operar a través del bus de datos LON del MicroSCADA, evitando así la conexión serial a la unidad central. El IHM corre en Windows NT, Windows 98, Windows 2000 y Windows XP de Microsoft. El IHM500 está equipado con una función de ayuda en línea. Una función de comparación de bases de datos, permite efectuar una com paración detallada entre dos archivos de configuración (ejemplo: entre el PC y la unidad central o entre dos archivos del PC).



IHM remoto

Con una segunda conexión serial en la parte posterior de la unidad central, es posible esta blecer una conexión remota con la unidad

Funciones adicionales REB500sys


central por medio de un cable de fibra óptica o con un enlace con modem. La operación y funcionalidad de IHM500/REBWIN son las mismas en utilización local y remota.

Funciones del nivel de bahía

Protección de distancia y protección direccional de falla a tierra

Funcionalidad básica

Estas funciones están basadas en las funciones incorporadas en la protección REL316*4 de ABB.

La funcionalidad básica contiene las siguientes funciones: • Lógicas, retardos e integradores Estas funciones permiten que el ingeniero de protecciones programe fácilmente algunas funciones lógicas adicionales y están disponibles como funciones estándar en la funcionalidad de REB500 • Función de sobrecorriente de tiempo definido Esta función se utiliza como función principal 2 ó función de respaldo para bahías de línea, transformador o acoplador. Cuando esta función está activada, tam bién dará arranque a la función de protección de falla interruptor (siempre y cuando la protección de falla interruptor, esté dis ponible en el equipo suministrado). Esta función se puede activar en las fases y/o en el neutro • Función de sobrecorriente direccional de tiempo definido Como el anterior pero con criterio de direccionalidad • Función de sobrecorriente de tiempo mínimo inverso Esta aplicación es como la anterior pero comprende únicamente las características de tiempo inverso según la norma B.S. 142 (IEC60255-3) y la característica RXIDG • Función de sobrecorriente direccional de tiempo mínimo inverso Como la aplicación anterior pero con el criterio de direccionalidad • Funciones de sobre tensión o baja tensión de tiempo definido • Comprobación de plausibilidad Estas funciones se usan para comprobar la suma y la secuencia de fases de las corrientes y tensiones trifásicas

La protección de distancia se puede utilizar como protección principal 2 ó como protección de respaldo para bahías de líneas o transformadores. La protección de distancia se describe en los datos técnicos del REL316*4 [1]. Esta contiene todas las funciones adicionales requeridas normalmente para la aplicación de un esquema de protección de distancia: • Función de bloqueo por oscilación de potencia • Esquemas de teleprotección con las lógicas para bloqueo transitorio (líneas paralelas), lógica de eco, PUTT, POTT, etc. • Cierre en falla • Supervisión del circuito del transformador de tensión. En el modo supervisión se despliegan en el IHM500 las potencias activa y reactiva, así como la respectiva dirección del flujo de energía. Además de la función de protección de distancia, se tiene la función de protección direccional de falla a tierra, la cual trabaja con el mismo canal de comunicación de la protección de distancia o con un canal independiente. Esta función también se describe en los datos técnicos del REL316*4 [1]. Función de recierre

La función de recierre se basa en la función de recierre del REL316*4 [1]. Permite hasta cuatro ciclos de recierre trifásicos. El primer ciclo puede ser monopolar o tripolar. Si la función de recierre del REB500sys se utiliza, esta se puede usar como respaldo del recierre realizado externamente (equipo separado o en la protección principal 1).




Funciones adicionales REB500sys (continuación)

Cuando el recierre se efectúa por fuera del REB500sys, todas las entradas y salidas requeridas por un equipo de recierre externo están disponibles para garantizar la funcionalidad correcta.

Comprobación de sincronismo

Characterísticas adicionales REB500 / REB500sys

Autosuprervisión

pueden activar utilizando el IHM cuando la instalación primaria se realice o cuando se necesiten las funciones.

Para asegurar la máxima seguridad, confiabilidad y disponibilidad de la protección, se su pervisan continuamente todas las funciones del sistema. Si se presentara un defecto en el sistema de protección, el aspecto de fiabilidad más importante es el de evitar bajo cualquier circunstancia un disparo falso. En caso de presentarse un defecto, una respuesta incorrecta o incongruente, se inicia la acción correspondiente para establecer un estado seguro, se emite una alarma y se produce un registro de eventos de diagnóstico para su análisis posterior. Los componentes importantes del hardware (por ejemplo, fuentes auxiliares, convertidores A/D, y memorias principales y de programa) están sujetos a diferentes pruebas durante la puesta en funcionamiento del sistema y también durante la operación. Una función de watchdog supervisa continuamente la integridad de las funciones de software y también el intercambio de datos a través del bus del proceso.

La función de comprobación de sincronismo determina la diferencia entre las amplitudes, ángulos de fase y frecuencias de dos vectores de tensión. Además incluye la detección de línea o barra muerta.

Las funciones adicionales del sistema, p.ej. falla interruptor, zona muerta o principal 2 / respaldo de la bahía se pueden activar a cualquier momento sin necesidad de hardware adicional. Reposición de las órdenes de disparo/ señales

Los siguientes modos de reposición se pueden seleccionar individualmente para cada salida binaria (disparos o señales): • Disparo enganchado hasta que sea repuesto manualmente. • Reposición automática luego de una tem porización ajustada. Inspección/mantenimiento

Se prevee una entrada binaria que excluye la unidad de bahía de la evaluación del sistema de protección. Esta función se usa cuando se hace mantenimiento en el equipo primario.

También es muy importante desde el punto de vista de la seguridad y confiabilidad el procesamiento de las órdenes de disparo. Corres pondientemente, cada canal de salida com prende dos órdenes redundantes, las cuales deben ser habilitadas a intervalos regulares por el "watchdog". Si las condiciones del "watchdog" no se satisfacen, los canales se bloquean

Dos módulos de fuentes de alimentación se pueden conectar en forma redundante, por ejemplo para facilitar el mantenimiento de las baterías de la estación. Esta es una opción tanto para la unidad central como para las unidades de bahía.

Ampliación del sistema

Sincronización

Fuentes de alimentación redundantes (opción)

Las funciones del sistema se determinan por el software configurado usando para ello la herramienta de configuración.

La precisión absoluta en la medición de tiem po, con respecto a la referencia horaria externa, depende del tipo de sincronización utilizada:

La ingeniería del sistema se puede desarrollar completamente con anterioridad, de tal forma que corresponda a la configuración final de la estación. Los módulos de software para las nuevas bahías y funciones adicionales, se

• sin sincronización externa del tiempo: precisión de aproximadamente 1 minuto por mes • telegrama de tiempo periódico (por onda de radio, señal de satélite, o del s istema de control de estación) con un pulso por minuto: precisión típica de ±10 mseg.



• telegrama de tiempo periódico como arriba con un pulso por segundo: precisión típica de ±1 mseg.


La sincronización también se puede realizar por medio de un pulso por minuto conectado a una entrada binaria de la unidad central.

• Es posible efectuar una conexión directa a los sistemas GPS o DCF77 desde la unidad central: precisión típica ±1 mseg.

Requerimientos

Respetar los radios de curvatura permitidos al tender los cables.

Cables de fibra óptica

La instalación del tipo descentralizada de la protección de barras requiere cables de fibra óptica y conectores con las siguientes características: • 2 cables de fibra óptica por unidad de bahía.

Los siguientes valores de atenuación son los típicos que pueden utilizarse para calcular un balance de atenuación aproximado para cada unidad de bahía:

• fibras de vidrio con índice por gradiente.

Equipo óptico

• diámetros del núcleo y del revestimiento de 62.5 y 125 µm respectivamente.

Atenuación típica

Por índice de gradiente (840 nm)

3.5 dB/km

• atenuación máxima permitida ≤5 dB

Por conector

0.7 dB/km

Por empalme de cable

0.2 dB/km

• Conector FST (para fibras ópticas de 62.5 µm). • con protección contra roedores, y a prueba de agua longitudinalmente si se instalan en ductos para cables.

Unidad central

1m

1200 m

Conector FST

Unidad de bahía 1m

Conector FST

≤ 5 dB Fig. 9

Atenuación

Contactos auxiliares del seccionador

Los contactos auxiliares de los seccionadores se conectan a las entradas binarias de las unidades de bahía para establecer la imagen de barras, para la protección numérica de barras. Cada seccionador debe contar con un contacto libre de potencial normalmente abierto (N.A.) y otro normalmente cerrado (N.C.). El contacto N.A. indica que el seccionador esta "CERRADO" y el contacto N.C., que el sec-

cionador está "ABIERTO". Durante el movimiento de cierre, el contacto N.A. debe cerrarse antes que el contacto principal del seccionador llegue a la mínima distancia de aislamiento, es decir antes de que se produzca el arco. De igual manera durante el movimiento de apertura, el contacto N.A. no debe abrir antes que la apertura del contacto principal exceda el punto de arco.


REB500 / REB500sys


Requerimientos (continuación)


Posiciòn de apertura

Posiciòn de cierre

Cierre del seccionador

Contacto principal del seccionador

Apertura del seccionador

Distancia de aislamiento

Contacto auxiliar “Cerrado” (N.A.) Contacto auxiliar “Abierto” (N.C.)

El contacto auxiliar debe estar cerrado El contacto auxiliar puede estar cerrado El contacto auxiliar debe estar abierto

Fig. 10

Secuencias de maniobra del seccionador mostrando la operación de los contactos auxiliares usados para controlar la imagen de barras.

Imagen réplica del interruptor

Cuando se lee la réplica del interruptor en cualquier alimentador o interruptor de acople, el comando Cerrado del interruptor se debe conectar. Transformadores de corriente principales

Como consecuencia de los algoritmos utilizados y las características de estabilización incluidas, la protección de barras es altamente insensible al fenómeno de saturación de los transformadores de corriente. Se pueden utilizar transformadores de corriente tipo TPS (B.S. clase x), TPX, TPY, 5P.. o 10P... . En una estación con esquema de falla entre fases se pueden mezclar los transformadores de corriente TPX, TPY y TPZ. Dados los requerimientos relativamente bajos de los transformadores de corriente, necesarios para la protección de barras, es posible compartir los núcleos de protección con otros dispositivos de protección. Requerimientos de los transformadores de corriente principales para asegurar estabilidad durante fallas externas (Protección de barras)

Los requerimientos mínimos de los transformadores de corriente para sistemas trifásicos se calculan con base en la corriente de falla máxima.

Para asegurar la operación correcta de la protección de barras, para fallas externas, se debe controlar el factor límite de precisión efectivo (n'). El factor límite de precisión nominal es dado por el fabricante del transformador de corriente. Dependiendo de la capacidad y del consumo propio del transformador, se obtiene un factor límite de precisión efectivo n, el cual se define a continuación:

n' = n ⋅ donde: n = P N = PE

=

PB =

PN + PE PB + PE

factor límite de precisión nominal. Carga nominal del transformador de corriente. Pérdidas del transformador de corriente. Carga conectada en corriente nominal.

En caso de un esquema con medición fasefase, n’ debe cumplir las dos ecuaciones siguientes: 1)

1 ⋅ I Kmax n ′ ≥ ------------------5 ⋅ I 1N

donde: IKmax = corriente máxima de falla en la línea, para una falla pasante.



I1N

=

corriente nominal del primario del transformador de corriente.

Considerando la constante de tiempo de c.c. del alimentador, el factor efectivo n debe ser


Los requisitos de los transformadores de corriente para REB500sys / protección de distancia de describen en una publicación separada [2]. Arranques para fallas internas

2)

n' ≥ 10 para T N ≤120 mseg o n' ≥ 20 para 120 mseg
donde: T N = constante de tiempo CC Ejemplo: IKmax = 30000 A I1N = 1000 A T N = ≤120 mseg

Aplicando las relaciones 1) y 2): 1)

2)

30000 n ′ ≥ ---------------- = 6 5000 n' ≥10

Conclusión: n' ≥10

En caso de falla interna en barras, la saturación de los transformadores de corriente es menos probable, porque cada transformador de corriente transporta solamente la corriente del alimentador. En estaciones donde la saturación de los transformadores de corriente es posible, es importante controlar que la corriente mínima de corto circuito exceda al valor de ajuste Ikmin. Observaciones:

ara sistemas con medición de I 0, se debe diligenciar y enviar a ABB el Apéndice L1 del cuestionario del REB 500 1MRB520371Ken para poder comprobar los requerimientos de los transformadores de corriente para asegurar una medición correcta en los sistemas con medición de I 0.


Datos técnicos



Tabla 3 Datos Generales

Rango de temperaturas: - operación - almacenamiento y transporte Pruebas de clima: - Frío - Calor seco - Calor húmedo (larga duración)

-10°C...+55°C

EN 60255-6 (1994), IEC 60255-6 (1988),

-40°C...+85°C

EN 60255-6 (1994), IEC 60255-6 (1988)

-25°C / 16 horas +70°C / 16 horas -25° a 70°, 1°/min, 2 ciclos +40°C; 93% humedad relativa / 4 días

EN 60068-2-1 (1993), IEC 68-2-1 (1990), EN 60068-2-2 (1993), IEC 68-2-2 (1974), EN 60068-2-14 (2000), IEC 60068-2-14 (2000), IEC 68-2-3 (1984)

Capacidad térmica de materiales aislantes

EN 60950 (1995) Sec. 5.1

Distancia de aislamiento y descarga

EN 60255-5 (2001), IEC 60255-5 (2000), EN 60950 (1995), IEC 60950 (1995)

Pruebas de resistencia del aislamiento

0.5 kV / >100 MΩ

EN 60255 (2001), IEC 60255-5 (2000), VDE 0411

Pruebas dielectricas

2 kV AC o 3 kV DC/1 min 1 kV AC o 1.4 kV DC/1 min (a través de contactos abiertos)

EN 60255 (2001), IEC 60255-5 Cl.C (2000), EN 60950 (1995), IEC 60950 (1995), BS 142-1966, ANSI/IEEE C37.90-1989

Pruebas de impulso

1.2/50 µs/0.5 Julios 5 kV AC

EN 60255-5 (2001), IEC 60255-5 (2000)

Tabla 4 Compatibilidad Electromagnética (EMC) Inmunidad

Prueba de perturbación de 1 MHz

1.0/2.5 kV, 1 MHz, respuesta de frec. 400 Hz

IEC 60255-22-1, Cl. 3 (1988), ANSI/IEEE C37.90.1-1989

Inmunidad

Ambiente industrial

EN 50263 (1996)

Prueba de descarga electrostática (ESD) - descarga en aire - descarga en contactos

8 kV 6 kV

EN 61000-4-2, Cl. 3 (1996), IEC 61000-4-2 (2001)

Prueba de transitorio rápido

2/4 kV

EN 61000-4-4, Cl. 4 (1995), IEC 61000-4-4 (1995)

Prueba de inmunidad al campo magnético a la frecuencia industrial (50/60 Hz) - campo continuo - corta duración

30 A/m 300 A/m

EN 61000-4-8, Cl. 4 (1993), IEC 61000-4-8 (1993)

Prueba de interferencia de radio frecuencia (RFI)

0.15 - 80 MHz, 80% amplitud modulada 10 V, Cl. 3 80 - 1000 MHz, 80% amplitud modulada 10 V/m, Cl. 3 900 MHz, impulso modulado10 V/m, Cl. 3

EN 61000-4-6 (1996), IEC 61000-4-6 (1996), EN 61000-4-3 (1996), IEC 61000-4-3 (1995),

Emisión

Ambiente industrial Procedimiento de prueba

EN 55022 (1998), CISPR 22 (1990)




Tabla 5 Pruebas mecánicas Vibración y choque

Investigación de resonancia

2...150 Hz / 0.5 gn

EN 60255-21-1 (1996), IEC 60255-21-1 (1988), IEEE 344-1987

Esfuerzo permanente

10...150 Hz / 1 gn

EN 60255-21-1 (1996), IEC 60255-21-1 (1988)

Prueba sísmica

2...33 Hz, 2 gn

EN 60255-21-3 (1995), IEC 60255-21-3 (1995), IEEE 344-1987

Prueba de choque

Cl.1; A = 15 gn; D = 11 ms; Pulsos en cada dirección = 3

Prueba de choque permanente

Cl.1; A = 10 gn; D = 16 ms; Pulsos en cada dirección = 1000

EN 60255-21-2 (1996), IEC 60255-21-2 (1988), IEC 60068-2-27 (1987) EN 60255-21-2 (1996), IEC 60255-21-2 (1988), IEC 60068-2-29 (1987)

Tabla 6 Clases de protección Unidad de bahía

Unidad central 19”

Tablero (ver Tabla 12)

IP40

IP20

IP40-50

Módulos de Hardware Tabla 7 Entradas analógicas, (Unidad de bahía) Corrientes

4 canales de entrada

I 1, I2, I3, I4

Corriente nominal (I N)

1 A o 5 A según se elijan los terminales, relación de transformación ajustable via IHM500

Valores térmicos nominales: continuos

4 x IN

durante10 seg durante 1 seg

30 x IN 100 x I N

impulso (medio ciclo)

250 x I N (valor pico)

Consumo por fase

EN 60255-6 (1994), IEC 60255-6 (1988), VDE 0435, part 303 EN 60255-6 (1994), IEC 60255-6 (1988), VDE 0435, part 303

≤0.02 VA para I N = 1 A ≤0.10 VA para I N = 5 A

Tensiones (opción)


U 1, U2, U3, U4

500BU02


U 1, U2, U3, U4, U5

500BU03

Tensión nominal (UN)

100 V, 50/60 Hz, 16,7 Hz 200 V, 50/60 Hz, relación de transformación ajustable via IHM500

Valores térmicos nominales: continuo durante 10 seg. Consumo por fase

2 x UN 3 x UN

≤0.3 VA con U N

Datos comunes

Frecuencia nominal (f N)

50 Hz, 60 Hz, 16.7 Hz, ajustable via IHM500

EN 60255-6 (1994), IEC 60255-6 (1988), VDE 0435, part 303


Datos técnicos (continuación)



Tabla 8 Entradas/Salidas binarias (Unidad de bahía, unidad central) Salidas binarias General

Tiempo de operación

3 mseg (típico)

Tensión de operación máxima

≤300 V CA/CC ≤8 A

Corriente nominal continua Corriente de cierre y conducción para 0.5 seg

≤30 A

Potencia de cierre máxima a 110 V CC

≤3300 W

Comportamiento de reposición por salida binaria, programable

- retención - reposición automática (Ajuste 0... 60 seg.)

Contactos N/A de servicio pesado CR08...CR16, 500BU03 Contactos N.A. de servicio pesado CR01...CR04, CR07...CR09 - unidad central Corriente de apertura (L/R=40 mseg) para 1 contacto para 2 contactos en serie

U <50 V CC U <120 V CC U <250 V CC U <50 V CC U <120 V CC U <250 V CC

≤1.5 A ≤0.3 A ≤0.1 A ≤5 A ≤1 A ≤0.3 A

Contactos para señalización CR01...CR07, 500BU03 Contactos para señalización CR05, CR06 - unidad central Capacidad de interrupción

U <50 V CC ≤0.5 A U <120 V CC ≤0.1 A U <250 V CC ≤0.04 A

Entradas binarias

Cantidad de entradas por unidad de bahía

20 opto acopladores 9 grupos con terminal común

Cantidad de entradas por unidad central

12 opto acopladores por módulo binario I/O (2 max.) 3 grupos con terminal común

Rango de tensión (U oc)

48...250 V CC Ajuste de la operación a través del IHM500

Corriente de operación

≥10 mA

Tiempo de actuación

<1 mseg

Tabla 9 Fuente de alimentación auxiliar Módulo Tipo

Unidad de bahía

Unidad central

Tensión de entrada (U aux) ±25%

48...250 V CC

48...250 V CC

Fusible

sin fusible

10 A lento

Carga

11 W

100 W

Datos comunes

Duración permitida de la interrupción de tensión durante la cual se mantiene la tensión de salida

>50 mseg, IEC 60255-11 (1979) VDE 0435, parte 303

Señal sobre el panel frontal

LED verde de „Disponible“

Selector

ON/OFF

Redundancia de la fuente de alimentación:

opcional en las unidades de bahía y en la unidad central


REB500 / REB500sys



Tabla 10 Interfaces óptico/eléctricas

Número de núcleos

2 núcleos de fibra óptica por unidad de bahía

Diámetros del núcleo/recubrimiento

62.5/125 µm (multimode)

Atenuación máxima permitida

≤5 dB (ver Fig. 9)

Longitud máxima

aproximadamente 1200 m

Conector

tipo FST para cables de fibra óptica de 62.5 µm

Tabla 11 Diseño mecánico Montaje

Unidad de Bahía:

Montaje empotrado en marcos o en tableros, IHM integrado o montado separadamente

Unidad central:

Montaje empotrado en marcos o en tableros

Tabla 12 Diseño de tablero

Tipo RESP97 estándar (para mas información ver 1MRB520159-Ken)

Tablero

Dimensiones (ancho, profundidad, altura)

800 x 800 x 2200 mm (sencillo) 1600 x 800 x 2200 mm (doble) 2400 x 800 x 2200 mm (triple) *

*mayor dimensión de despacho Peso total (con todas las unidades insertadas)

Aprox. 400-600 kg por armario

Terminales

Tipo de terminal

Datos de conexión Sólido

Trenzado

mm 2

0.5 - 6 mm2

Para TCs

Phoenix URTK/S

0.5 - 10

Para TPs *)

Phoenix URTK/S

0.5 - 10 mm 2

0.5 - 6 mm2

Para alimentación

Phoenix UK 6 N

0.2 - 10 mm 2

0.2 - 6 mm2

Para disparo

Phoenix UK 10-Twin

0.5 - 16 mm 2

0.5 - 10 mm 2

Para entradas/salidas binarias

Phoenix UKD 4-MTK-P/P

0.2 - 4 mm 2

0.2 - 2.5 mm 2

Cableado interno

Para TC´s

Cable flexible 2.5 mm 2

Para TP´s


Para alimentación


Para entradas/salidas binarias


Funciones de registro Tabla 13 Registrador de eventos

Registrador de eventos

Unidad de bahía

Unidad central

Eventos del sistema Eventos de protección Eventos de prueba

100 en total

1000 en total





Tabla 14 Registrador de fallas Estándar para 500BU03: 4xI, 5xU, 32 señales binarias por unidad de bahía (total 1.5 seg. (U si los TP están disponibles) Tiempo de registro

Frecuencia de muestreo

Frecuencia del sistema

1.5 seg 3.0 seg 6.0 seg

2400/2880/802 Hz 1200/1440/401 Hz 600/720 Hz

(50/60/16.7 Hz) (50/60/16.7 Hz) (50/60 Hz)

Opción 1: Corrientes y tensiones Tiempo de registro



6.0 seg 12.0 seg 24.0 seg

400/2880/802 Hz 1200/1440/401 Hz 600/720 Hz

(50/60/16.7 Hz) (50/60/16.7 Hz) (50/60 Hz)

Opción 2: Corrientes y tensiones Tiempo de registro



10.0 seg 20.0 seg 40.0 seg

2400/2880/802 Hz 1200/1440/401 Hz 600/720 Hz

(50/60/16.7 Hz) (50/60/16.7 Hz) (50/60 Hz)

Número de registros de falla = tiempo total de registro/ ajust e de tiempo de registro (máx 15) Ajustes individuales de pre - falla y post - falla, mínimo 200 mseg

Tabla 15 Protocolos del bus entre bahías Protocolo LON entre bahías

El protocolo LON permite

Sincronización: precisión típica ±1 mseg. Eventos binarios (señales, disparos y diagnósticos) Ordenes de reposición de disparos Corrientes diferenciales de cada zona de protección, datos del registrador de fallas (500BU03 via IHM500)

Protocolo IEC 60870-5-103 entre bahías

El protocolo IEC 60870-5-103 permite

Sincronización: precisión típica ±5 mseg. Grupo de eventos binarios según lo especifica IEC Ordenes de reposición de disparos Transferencia de datos del registrador de fall as Rango privado: soporte de todos los eventos binarios Modo genérico: soporte de todos los eventos binarios

Ajustes de direcciones de la estación

0...254

Ajustes de subdirecciones, direcciones comunes de ADSU

0...255 (CAA) CAA seleccionable libremente por unidad de bahía para la unidad 500BU03




Módulos de Software Funciones de nivel de estación (Aplicable para frecuencias nominales de 50, 60 y 16.7 Hz) Tabla 16 Protección de barras (87B)

Ajuste de la corriente mínima de falla (Ikmin) Sistema de corriente de neutro

500...6000 A en escalones de 100 A 100...6000 A

Factor de estabilización (k)

0.7...0.9 en escalones de 0.05

Alarmas corriente diferencial Ajuste de corriente Ajuste de retardo

5...50% x I kmin en escalones de of 5% 2...50 seg en escalones de 1 seg.

Alarma seccionador Retardo

0.5...90 seg

Tiempo de disparo típico

20...30 mseg para I diff /Ikmin ≥5 incl. los relés de disparo; para f N = 50, 60 Hz 30...40 mseg para I diff /Ikmin ≥5 incl. los relés de disparo; para f N = 16.7 Hz

Relación de transformación de los transformadores de corriente por alimentador

50...10 000/1 A, 50...10 000/5 A, ajustable a través del IHM

Tiempo de reposición

30...96 mseg (para 1.2
Tabla 17 Protección de falla de Interruptor (50BF) (opcional)

Medición: Rango de ajuste

0.1...2 x I N en escalones de 0.1 x I N

Precisión

±5%

Temporizadores:

Rango de ajuste de los temporizadores t1 t2

10...5000 mseg en escalones de 10 mseg 0...5000 mseg en escalones de 10 mseg

Precisión

±5%

Pulso de disparo remoto

100...2000 mseg en escalones de 10 mseg

Relación de reposición

80% típica

Tabla 18 Protección de zona muerta (51) (opcional)

Rango de ajuste del temporizador

100...10.000 mseg en escalones de 100 mseg

Rango de ajuste de corriente

0.1...2 x I N en escalones de 0.1 I N


95%


17...63 mseg (con 1.2 < I/I ajuste <20); para f N = 50, 60 Hz





Tabla 19 Protección de sobrecorriente temporizada (51) (opcional)

Característica

tiempo definido

Medición:

Rango de ajuste

0.1...20 x I N en escalones de 0.1 x I N

Rango de ajuste del tiempo de retardo

10 mseg...20 seg en escalones de 10 mseg


95% típica


20...60 mseg (con 1.2
Tabla 20 Protección de discrepancia de polos del interruptor (51) (opcional)

Rango de ajuste Tiempo de retardo Factor de discrepancia

0.1 IN ... 2.0 I N en escalones de 0.1I N, valor por definición 0.2 I N 100...10000 mseg en esc. de 100 mseg, valor por definición 1500 mseg 0.01* I max...0.99 * I max en esc. de 0.01 * I max, valor por definición 0.6 * I max

Para alimentadores con disparo y recierre monopolar, el ajuste de tiempo para la protección de discrepancia de polos debe ser mayor que el tiempo de recierre. El factor de discrepancia es la diferencia máxima permisible entre las amplitudes de dos fases.

Tabla 21 Función de comprobación de sobrecorriente (51) (opcional)

Rango de ajuste (por alimentador)

0.1 IN... 4.0 I N en escalones de 0.1 I N, valor por definición 0.7 I N

Si la función de comprobación de baja corri ente no está activada, la orden de disparo ("21110_Disparo") se da independientemente de la corriente (ajuste estándar) La función de comprobación de corriente solamente permite el disparo de un interruptor, si la corriente del alimentador es mayor que el ajuste. Esto se puede ajustar individualmente para cada bahía

Tabla 22 Liberación de tensión (27/59) (opcional)

Rango de ajuste (por alimentador)

0.2 UN... 1.0 U N en escalones de 0.1 U N, valor por definición 0.7 U N

Si la característica de comprobación de tensión no está activada, los comandos de disparo se da independientemente de la tensión (ajuste estándar). La característica de comprobación de tensión se utiliza como un criterio adicional para la protección de barras (también para las otras funciones de protección de la estación) y opera por zona.

Tabla 23 Temporización/Integrador

• Para la temporización o la reposición o para integrar 1 señal binaria • Se puede invertir la entrada • 4 juegos de parámetros independiente Ajustes: Tiempo de operación o reposición

0 a 300 seg en escalones de 0.01 seg

Integración

si/no




Tabla 24 Lógica

• Lógica para 4 entradas binarias con las 3 configuraciones siguientes: 1. puerta OR 2. puerta AND 3. Flip-flop bi-estable con 2 entradas de ajuste y 2 entradas de r esposición (ambas puertas OR), con prioridad para la resposición • 4 juegos de parámetros independiente Todas las configuraciones tienen una entrada de bloqueo adicional. Se pueden invertir todas las entradas.

Funciones de unidad de bahía para protección de respaldo / protección principal 2 REB500sys (Aplicable para frecuencias nominales de 50 y 60 Hz) Tabla 25 Función de corriente de tiempo definido (51)

• Detección de sobre y subcorriente • Medición mono o trifásica con detección de la corriente de fase más alta, o más baja respectivamente • Bloqueo de corrientes de energización elevadas debido a la detección de la 2da. armónica • 4 juegos de parámetros independiente Ajustes: Corriente de operación

0.02...20 I N en escalones de 0.01 I N

Temporización

0.02...60 seg en escalones de 0.01 seg

Precisión del ajuste de operación (a f N)

±5%

Relación de reposición sobrecorriente subcorriente

>94% (para función de máx.) <106% (para función de mín.)

Tiempo de operación max. sin temporización intencional

60 mseg

Bloqueo de la corriente de energización ajuste de operación relación de reposición

opcional 0.1 I2h/I1h 0.8

Tabla 26 Función de sobrecorriente de tiempo inverso (51)

• Medición mono o trifásica con detección de la • 4 juegos de parámetros independiente Característica de tiempo inverso (de acuerdo con B.S. 142, IEC 60255-3 con rango de ajuste extendido) normal inversa muy inversa extremadamente inversa inversa de larga duración o característica RXIDG

corriente de fase más alta t = k1 / ((I/IB)C- 1) c = 0.02 c=1 c=2 c=1 t = 5.8 - 1.35 · In (I/I B)

Ajustes: Número de fases

1o3

Corriente de base I B

0.04...2.5 I N en escalones de 0.01 I N

Corriente de operación I arranque

1... 4 IB en escalones de 0.01 I B

Ajuste mínimo de tiempo t min

0...10 seg en escalones de 0.1 seg




REB500 / REB500sys 1MRB520308-Bes

Ajuste de k1


Clases de precisión para el tiempo de operación de acuerdo con Bri tish Standard 142, IEC 60255-3, característica RXIDG

E 5.0 ±4% (1 - I/80 I B)

Relación de resposición

95%

Página 26

Tabla 27 Función de tensión de tiempo definido (27/59)

• Detección de sobre y subtensión • Medición mono o trifásica con detección de la tensión de fase más alta, o más baja respectivamente • 4 juegos de parámetros independiente Ajustes: Tensión de operación

0.01...2.0 U N en escalones de 0.01 U N

Temporización


Precisión del ajuste de operación (a f N)

±2% o ±0.005 UN

Relación de reposición (U ≥0.1 UN) sobretensión subtensión

>96% (para función de máx.) <104% (para función de mín.)

Tiempo de operación max. sin temporización intencional

60 mseg

Tabla 28 Función de sobrecorriente de tiempo inverso de falla a tierra (51 N)

• Medición de corriente de neutro (derivada en forma externa o interna) • 4 juegos de parámetros independiente Característica de tiempo inverso (de acuerdo con B.S. 142, IEC 60255-3 con rango de ajuste extendido) normal inversa muy inversa extremadamente inversa inversa de larga duración

t = k1 / ((I/IB)C - 1)

o característica RXIDG

t = 5.8 - 1.35 · In (I/I B)

c = 0.02 c=1 c=2 c=1

Ajustes: Número de fases

1o3

Corriente de base I B


Corriente de operación I arranque

1...4 I B en escalones de 0.01 I B

Ajuste mínimo de tiempo t min


Ajuste de k1


Clases de precisión para el tiempo de operación de acuerdo con British Standard 142, IEC 60255-3,característica RXIDG Relación de resposición

E 5.0 ±4% (1 - I/80 I B) 95%




Tabla 29 Función de sobrecorriente direccional de tiempo definido (67)

• Protección de sobrecorriente direccional con detección del flujo de potencia • Protección de respaldo • 4 juegos de parámetros independiente • Medición trifásica • Supresión de componentes de CC y de alta frecuencia • Característica de tiempo definido • Memoria de tensión para fallas cercanas • Respuesta solucionable cuando la dirección de potencia no está disponible (disparo o bloqueo) Ajustes: Corriente

0.02…20 I N en escalones de 0.01 I N

Angulo

-180°…+180° en escalones de 15°

Retardo

0.02…60 seg en escalones de 0.01 seg

Tiempo de espera


Duración de la memoria


Exactitud: La exactitud de las mediciones está definida por: • Rango de frecuencia 0.9...1.05 f N • Tensión sinusoidal i ncluyendo 3., 5., 7. y 9. armónico Exactitud del valor de arranque Relación de reposición Exactitud del ángulo de medición (para 0.97...1.03 f N)

±5% 95%

• Rango de tensión de entrada • Rango de memoria de tensión • Exactitud de la medición de ángulo a la tensión de la memoria • Dependencia de la frecuencia para la medición del ángulo a la tensión de la memoria • Tiempo de respuesta sin retardo

0.005…2 U N <0.005 U N ±20°

±5°

±0.5°/Hz 60 mseg

Tabla 30 Función de sobrecorriente direccional de tiempo inverso y mínimo definido (67)

• Protección de sobrecorriente direccional con detección del flujo de potencia • Respaldo de la protección de distancia • 4 juegos de parámetros independiente • Medición trifásica • Supresión de componentes de CC y de alta frecuencia • Característica de tiempo inverso • Memoria de tensión para fallas cercanas • Respuesta seleccionable cuando la dirección de potencia no está disponible (disparo o bloqueo) Ajustes: Corriente

1…4 I N en escalones de 0.01 I N

Angulo

-180°…+180° en escalones de 15°

Característica de tiempo inverso (de acuerdo con B.S. 142, IEC 60255-3 con rango de ajuste extendido) normal inversa muy inversa extremadamente inversa inversa de larga duración

t = k1 / ((I/IB)C - 1)

t-min

0…20 seg en escalones de 0.01 seg

Valor IB

0.04…2.5 I N en escalones de 0.01 I N

c = 0.02 c=1 c=2 c=1





Tiempo de espera


Duración de la memoria

0.2 …60 seg en escalones de 0.01 seg

Página 28

Exactitud: La exactitud de las mediciones está definida por: • Rango de frecuencia 0.9...1.05 f N Exactitud del valor de arranque Relación de reposición Exactitud del ángulo de medición (para 0.97 ... 1.03 f N)

±5% 95% ±5°

• Rango de tensión de entrada • Rango de memoria de tensión • Exactitud de la medición de ángulo a la tensión de la memoria • Dependencia de la frecuencia para la medición del ángulo a la tensión de la memoria • Tiempo de respuesta sin retardo

0.005…2 U N <0.005 U N ±20° ±0.5°/Hz 60 ms

Tabla 31 Control de plausbilidad (46/47)

Se provee la función de control de plausibilidad para cada entrada de corrie nte trifásica y tensión trifásica que realiza lo siguiente: • Determinación de la suma y secuencia de fases de las 3 corrientes y tensiones de fase • 4 juegos de parámetros independiente Precisión de los ajustes de operación con frecuencia nominal

±2% IN en el rango 0.2...1.2 I N ±2% UN en el rango 0.2...1.2 U N


≥90% en el rango completo >95% (con U >0.1 U N o I >0.1 I N)

Ajuste de la plausibilidad de la corriente Valor de operación diferencial para la suma de las corrientes internas


Compensación de la amplitud para la sumatoria del TC

-2.00...+2.00 en escalones de 0.01

Temporización


Ajuste de la plausibilidad de la tensión Valor de operación diferencial para la suma de las tensiones internas


Compensación de la amplitud para la sumatoria del t.p.

-2.00...+2.00 en escalones de 0.01

Temporización


Tabla 32 Protección de distancia (21) (opcional)

• Cinco etapas de medición con característica poligonal de impedancia hacia adelante o hacia atrás • Todos los valores de ajuste están referidos al nivel secundario, cada zona puede ajustarse en forma independiente de las otras • 4 juegos de parámetros independiente Medición de impedancia

-300...300 Ω/fase en escalones de 0.01 Ω/fase

Compensación de corriente de secuencia cero

0...8 en escalones de 0.01, -180°...+90° en escalones de 1°

Impedancia mutua para líneas en paralelo

0...8 en escalones de 0.01, -90° a +90° en escalones de 1°

Rango de ajuste de los temporizadores


Arranque de subimpedancia

-999...999 Ω/fase en escalones de 0.1 Ω/fase

Arranque de sobrecorriente




REB500 / REB500sys

Corriente mínima de operación


Respaldo por sobrecorriente

0...10 I N en escalones de 0.01 I N

Criterio corriente de neutro


Criterio tensión de neutro

0...2 U N en escalones de 0.01 U N

Criterio de tensión mínima para detectar, por ejemplo alimentación débil

0...2 UN en escalones de 0.01 U N

Supervisión del transformador de tensión Criterio tensión de neutro/secuencia de fase negativa Criterio corriente de neutro/secuencia de fase negativa


Precisión (aplicable para constantes de tiempo de corriente entre 40 y 150 mseg) error de amplitud error de fase error adicional por - fluctuación de frecuencia de ± 10% -10% de contenido de3ra. armónica -10% de contenido de5ta. armónica Tiempos de operación para la función de protección de distancia (incluyendo el relé de disparo) mínimo típico (ver también curvas isocrónicas)


±5% para U/U N >0.1 ±2° para U/U N >0.1 ±5% ±10% ±10%

20 mseg 25 mseg

Tiempo de reposición típico

25 mseg

Requerimientos de operación de los contactos auxiliares del mini interruptor de los TP. Tiempo de operación

<15 mseg




REB500 / REB500sys



Tiempos de operación de la función de protección de distancia

Curvas isocrónicas Falla monofásica (mín)

L

Falla monofásica (max)

1

1

0.8

0.8

0.6

31ms

0.6

L

Z / F Z 0.4

Z / F Z 0.4 18ms

0.2

29ms

0.2

17ms 18ms

0

0 0.1

1

10

100

0.1

1000

1

10

100

1000

SIR (ZS /ZL)

SIR (ZS /ZL)

Falla bifásica (mín)

Falla bifásica (max)

1

1

0.8

0.8

32ms

19ms L 0.6 Z / F Z 0.4

L 0.6 Z / F Z 0.4

0.2

0.2 17ms 18ms

29ms

0

0 0.1

1

10

100

0.1

1000

1

SIR (ZS /ZL)

Falla trifásica (mín) 1

10

100

1000

SIR (ZS /ZL)

Falla trifásica (max) 1

20ms

0.8

0.8

L 0.6 Z / F Z 0.4

Z / 0.6 F Z

33ms

L

0.4

0.2

0.2

17ms

18ms

29ms

0

0

0.1

1

10

100

1000

SIR (ZS /ZL)

Abreviaturas: ZS = impedancia de fuente ZF = impedancia de falla ZL = ajuste de impedancia de zona 1

0.1

1

10

SIR (ZS /ZL)

100

1000




Tabla 33 Función direccional de falla a tierra para sistemas a tierra (67 N) (opcional)

• Detección de fallas a tierra de alta resistencia • Ajuste corriente de habilitación 3I 0 • Dirección determinada con base en las variables de neutro (derivadas en forma externa o interna) • Esquema de comparación direccional permisivo o de bloqueo • Lógica eco para alimentación débil • Lógica para el cambio en la dirección de la energía • 4 juegos de parámetros independiente Ajustes: Ajuste de la corriente de operación


Ajuste de la tensión de operación

0.003...1 U N en escalones de 0.001 U N

Ángulo característico

-90°...+90° en escalones de 5°

Temporización


Precisión del ajuste de la corriente de operación

±10% del ajuste

Tabla 34 Recierre automático (79) (opcional)

• Recierre automático mono-trifásico. • Operación en conjunto con las funciones de distancia, sobrecorriente y comprobación de sincronismo y también con relés externos de protección y comprobación de sincronismo. • Lógica para protección principal y respaldo, duplex y maestro/seguidor. • Hasta cuatro intentos de recierre rápidos o lentos • Detección de fallas evolutivas • 4 juegos de parámetros independiente Ajustes: 1er. recierre

ninguno falla 1f - recierre 1f falla 1f - recierre 3f falla 1f/3f - recierre 3f falla 1f/3f - recierre 1f/3f

2do. a 4to. recierres

ninguno dos ciclos de recierre tres ciclos de recierre cuatro ciclos de recierre

Tiempo muerto monofásico

0.05...300 seg

Tiempo muerto trifásico

0.05...300 seg

Extensión del tiempo muerto por una señal externa

0.05...300 seg

Tiempos muertos para el 2do., 3ro y 4to. recierre

0.05...300 seg

Tiempo de duración de la falla

0.05...300 seg

Tiempo de espera

0.05...300 seg

Tiempo de bloqueo

0.05...300 seg

Tiempos de discriminación mono-trifásico

0.1...300 seg Todos los ajustes en escalones de 0.01 seg





Tabla 35 Comprobación de sincronismo (25) (opcional)

• Determinación de la comprobación de sincronismo Medición monofásica. Se determina la diferencia entre las amplitudes, ángulos de fase y frecuencias de dos vectores de tensión • Supervisión de tensión Medición mono o trifásica Evaluación de valores instantáneos debido al amplio rango de frecuencia Determinación de valores máximos y mínimos en el caso de entradas trifásicas • Selección de fase para entradas de tensión • Posibilidad de conmutar a una entrada de tensión diferente (para sistemas de barras dobles) • Selección remota del modo de operación • 4 juegos de parámetros independiente Ajustes: Diferencia máx. de tensión


Diferencia máx. de fase

5...80° en escalones de 5°

Diferencia máx. de frecuencia

0.05...0.4 Hz en escalones de 0.05 Hz

Tensión mínima


Tensión máxima


Tiempo de supervisión


Tiempo de resposición


Precisión Diferencia de tensión Diferencia de fase Diferencia de frecuencia

para 0.9...1.1 f N ±5% UN ±5° ±0.05 Hz


Diagramas

REB500 / REB500sys



Entradas / salidas unidad central

Tarjeta entrada salida opcional Entradas binarias

Salidas binarias

Entradas binarias

Salidas binarias

500BIO01

Tarjeta entrada/salida opcional

Uaux

U

3

Fig. 11

Diagrama de cableado de los módulos de la unidad central

Abreviaturas

OCxx CRxx OLxx

500PSM03

Explicación

Optoacoplador Relé de comando Enlace óptico

Bloque de terminales

Explicación

Tipo de cable/ conductor

A B P

Entradas binarias Salidas binarias Alimentación

1.5 mm2 1.5 mm2 1.5 mm2




Diagrama de conexión de la unidad de bahía 500BU03 Se presenta una descripción detallada de cada versión en las notas de aplicación [3]. Unidad de bahía

Funciones de protección

500BU03

Valor medido

Nivel de estación Nivel de bahía

r o t p u r r e t n i l e d s o l o p e r d o t s a e p a i u t r c n r o r e n i e u a s t n n m p s i e e a t a r r a c r l l n s e s a a o i d l a b f z d n l a e e e e ó f d d d d i c e n n n n a d ó i ó i ó i ó i b o o r c c c c r c c c c p t s e t e t e t e i t m g o r o r o r o r o e P P P P C R

s a g o l á n a s a d a r t n E

o d i o n o d i i f d n i e i n f d i e f . d e n í d o m o m i n m i n o n o í c í d m . i m n n v a i n n f o r i r o e c . e t c d a i t í s a o s r r a s e r p e a t o e m v l l c d n e i i v a i r s n t f a n i i e a e s f e a e c i e a d c t d n c t a n l d i s o o t t e í e i a r r i d s r o í r i n i e r s e p r n n o t o n e t i e i i e m t r c f c a c t e e c r a c a e e i o r d a t e l d d r c a l r e a e c o i a d d . p o d f d c r r a a r e t e b e e d m t d t o o m e i s n d i l i l n n s c i i t n e . i e e e e b i b e r c i i i i r d r c s s r r o r r r b d a e i o l o n c o i r u u a c o a a c n s n c d l l n c e r e o e ó e . p p i i s r a r i s t r d b b e r e e s b i o o c l n d d e d o a t d s s c s o e n n r n e n e c e e e i ó d e ó ó o d i r i d d d d i b c i c c n n n n c a a c n a n o ó ó i ó i ó i ó i e i b ó i s b b r o c e o r o c c c c i c r c c c c d c p c d r e t e t e t e t . t e e t . p p t t m m m o r o r o r o r o r o r o o r o r o o P P P P P P C P P C C

Corrientes 1 1 2 5

I1

Corriente de fase L1 (línea)

I2


I3


3 0 4 1 5 5 6 0 7 1 8 5 9 0 10 1 11 5 12

Corriente residual Lo (Y) (línea)

I4

0

Corriente residual derivada internamente Io= Σ IL1+IL2+IL3

Derivada internamente Tensiones 1

U1

Tensión de fase L1 (línea)

U2


U3


U4

Tensión de fase L2 (barra 1) 1f -> L2-E

U5

Tensión de fase L2 (barra 2) 1f -> L2-E

2 0 4

5 0 7

8 0 10

11 0 13

14

0

Tensión residual derivada internamente Uo=Σ UL1+UL2+UL3

Derivada internamente Asignación fija de TC/TP Ajustes recomendados con el software IHM500 Solamente para PB, m edición Io (función opcional)

Fig. 13

Diagrama de cableado de las unidades de bahía 500BU03

Página 35


Diagramas (continuación)

REB500 / REB500sys



REB500: Asignación típica de las entradas / salidas Entradas binarias

Acept. alarma imagen barras

1

Reposición externa

2

Salidas binarias 1

OC01

2 OC02

Bloquear toda la protección

3

Bloquear relé de salida

4

OC03

CR01

3

CR02

4

Generador de prueba activado

CR03

5

Alarma seccionador

OC04 5

6

6

Bloquear protección de barras

CR04

7

7 OC05

Bloquear prot. falla interruptor

Protección bloqueada / relé de salida bloqueada

Comando inhibido

8

8

CR05

OC06

9 10

9

Alarma sistema

OC07

11 10

12

CR06

OC08 11 12

En servicio

13 14

13 OC09

15

14 OC10

15 OC11

16

CR07

16

Alarma corriente diferential

CR08

17

Disparo protección de barras

CR09

18

Disparo prot. falla interruptor

OC12 17 18

Fig. 14

REB500: Asignación típica de las entradas / salidas de una unidad central para protecciones de barras y falla interruptor. Entradas binarias Arranque PFI 1 fase L1 Arranque PFI 1 fase L2

1 2 3

OC01

A

Salidas binarias 1

C CR01

OC02

Arranque PFI 1 fase L3 Arranque PFI 1 fases L1L2L3

6 7

4 CR02

OC03

9 10 11

13 14 15

Bloqueo comando de cierre

7 CR03

8 9

OC05

10

OC06

CR04 CR05

12


5 6

OC04

8

Arranque PFI 2 fase L1 Arranque PFI 2 fase L2

En servicio

3

4 5

2

11

Disparo remoto, canal 1

12 13

OC07

CR06 OC08

CR07

14

Disparo remoto, canal 2

15

16 17 18 1 2 3 4

1

D

OC09

2 OC10 OC11 OC12

B

CR08 CR09 CR10

6 7 8 9

Seccionador de barra 2 Q2 cerrado

12 13 14

5

7 OC13 OC14 OC15

CR11

8

CR12

9

CR13

10

Disparo fase L1, bobina de disparo 1 Disparo fase L2, bobina de disparo 1 Disparo fase L3, bobina de disparo 1

11

10 11

4

6

5

Seccionador de barra 1 Q1 abierto Seccionador de barra 1 Q1 cerrado Seccionador de barra 2 Q2 abierto

3

12 OC16

CR14

13

OC17

CR15

14

CR16

15

OC18

Disparo faseL1, bobina de disparo 2 Disparo fase L2, bobina de disparo 2 Disparo fase L3, bobina de disparo 2

15 16 17 18

Fig. 15

OC19 OC20

REB500: Asignación típica de las entradas / salidas para una barra doble de una unidad central para protecciones de barras y falla interruptor. 500BU02




REB500sys: Asignación típica de las entradas / salidas de la versión 4

Entradas binarias Versión No. 4 Arranque PFI 1 fase L1 Arranque PFI 1 fase L2

1 2 3

OC01

A

Salidas binarias Versión No. 4 1

C CR01

OC02


6 7

4 CR02

OC03

Recepción de portadora prot. distancia Recepción de portadora prot DEF

10 11

OC04

13 14 15

Bloqueo comando de cierre

7 CR03

8

Comando cierre del recierre

9

OC05

10

OC06

CR04 CR05

12

Falla MCB TP Barra 1 Falla MCB TP Barra 2

5 6

8 9

En servicio

3

4 5

2

11 12

Disparo remoto, canal 1 Envío de portadora, prot. distancia

13

OC07

CR06

OC08

CR07

14 15

Disparo remoto, canal 2 Envío de portadora, prot. DEF

16

Comando de cierre interruptor Q0 Falla MCB TP línea Todos los polos de int. cerrados, prot. DEF OCO preparado para liberación recierre

17 18 1 2 3 4

OC10 OC11

1

D

OC09

2

B

CR08 CR09 CR10

OC12

Seccionador de barra 1 Q1 abierto Seccionador de barra 1 Q1 cierre Seccionador de barra 2 Q2 abierto

7 8 9

Seccionador de barra 2 Q2 cierre Interruptor Q0 abierto Interruptor Q0 cerrado

12 13 14

5

Arranque L1L2L3 al recierre principal 1 Disparo 3p. int. al recierre principal 1 Disparo int. al recierre principal 1

7 OC13 OC14

CR11

8

CR12

9

CR13

10

OC15


11 12

10 11

4

6

5 6

3

OC16 OC17

CR14

13

CR15

14

CR16

15


OC18

15

Prepare disparo 3P de principal 1 Principal 1 operativa / en servicio (Blk. AR)

Fig. 16

16 17 18

OC19 OC20

REB500sys: Asignación típica de las entradas / salidas de la versión 4 de 500BU03 Ver [3] Notas de aplicación


Planos de dimensiones (in mm)



Unidad de bahía 500BU02 2

Area de conexión: 2.5 mm

max. 4.0 mm

o s e c o r p l e d o d a e l b a c l e a r a p o i c a p s E

Fig. 17

2

Achtung Caution Attention Atencion

Unidad de bahía para montaje empotrado, clase de protección de la caja IP40 (sin IHM local)

2

Area de conexión: max. 2.5 mm

max. 4.0 mm

2

o s e c l o r e p l a r e a d p o o d i c a e a l p b s a E c

Fig. 18

Versión centralizada para montaje en placa de 19", con hasta tres unidades de bahía. Opcionalmente con IHM local


REB500 / REB500sys



Unidad de bahía 500BU03 Area de conexión: max.2.5mm 223

2

Max.4.0mm2

REB500 REB500 E

U

I

Tx

I1[1A]

A Tx

I1[5A]

Rx

U1 U1[0]

I1[0]

Rx

I2[1A]

U2 U2[0]

I2[5A]

C I2[0]

U3 U3[0]

I3[1A]

U4 U4[0]

I3[5A]

U5 U5[0]

I4[1A]

I3[0]

8 . 5 6 2 = U 6

I4[5A] I4[0]

6 7 2 B

1

11

2

12

3

13

4

14

5

15

6

16

7

17

8

18

9

19

10

20

D

H

HMI

d n a l r e z t i w 3 S 0 i n U B e 0 d 0 a 5 M

DC

* *

I

I

0

0 R + -

P + -

x / x / x x R 1 1 R 7 1 0 7 0 0 5 0 1 5 B 1 R B M R M 1 1

500BU03

0 0 1 . a c

Espacio para el cableado del proceso

204

±0.5

5 . 4

5 . 0 ±

9 8 1

0 0 2

5 2

210

Dimensiones de perforación en panel

Fig. 19

Dimensiones de unidad de bahía con IHM local, montage clásico. Caja con clase de protección IP40

1 . 0 0 +

7 6 2


Planos de dimensiones (in mm) (continuación)



Unidad central

482.6

8 . 5 6 2 = U 6

0 7 . x o r p p a

Vista posterior

2 1 2

443

5 3 2 . x o r p p a

0 3

Fig. 20

Dimensiones de unidad central Clase de protección IP20


REB500 / REB500sys



Unidad central

Fig. 21

Vista frontal de la protección de barras REB500 (ejemplo)

Fig. 22

Bastidor abisagrado y pared posterior

Ejemplo con 11 unidades de bahía Los cubículos están equipados con rejillas para la fijación de los cables. Por razones de espacio no se suministran ductos para los cables.

Tabla 37 Cantidades máximas de módulos por tablero (configuración centralizada) Unidad

Cantidad de 500BU03

Sección area de cable externa

Cantidad de cables del sistema por bahía

4

2,5 mm 2 - 6 mm2

1

5

1,5 mm 2 -

6

mm2

1

Entradas binarias por bahía

20

1,5

mm 2 -

2,5

mm2

1-3

Salidas binarias por bahía

16

1,5 mm 2 - 2,5 mm2

1-3

Cantidad máxima de bahías por cubículo con unidad central

9*

Cantidad máxima de bahías por cubículo sin unidad central

12*

Transf. de corr. por bahía Transf. de tension por bahía

* Cantidad de bahías por cubículo (2200 x 800 x 800 mm) depende de la sección transversal mínima y la cantidad promedio de cables.


Planos de dimensiones (in mm) (continuación)



Table 38 Pesos Unidad

Pesos

Unidad de bahía 4l, montage clásico (con IHM)

5.1 kg

Unidad de bahía 4l, 4U (5U), alimentation redundante, montage clásico (con IHM)

6.2 kg

Unidad de bahía 4l, version basico

3.9 kg

Unidad de bahía 4l, 4U (5U), alimentation redundante, version basico

5.0 kg

Unidad central

9.0 kg (peso promedio => en este caso para 11 alimentadores e interfaz de comunicación)

Unidad central con alimentation redundante

10.0 kg

Autónomo

Versión basico Fig. 23

IHM flexible

Montage clásico

Versión basico

Montage clásico

Posibles arreglos de la unidad de bahía con IHM (interfaz hombre máquina)


Ejemplo de especificación


Protección numérica combinada de estación y bahías con total auto supervisión y conversión análoga digital de todas las magnitudes de entrada. La arquitectura debe ser descentralizada con unidades de bahía y unidad central. Debe ser apta para protección de subestaciones de barra sencilla y subestaciones de barra doble, así como para la protección (principal 2 o respaldo) de alimentadores de entrada y salida, bahías de línea, cable o transformador. El hardware debe permitir que se activen las funciones desde la biblioteca del software: • Protección de barras, basado en principio de baja impedancia y con al menos dos criterios independientes de disparo • Protección de zona muerta


• Función de sobrecorriente direccional de falla a tierra basada en componentes de secuencia cero con esquema de comunicación separada o utilizando el mismo canal que la protección de distancia • Función de recierre, mono o trifásico y varios ciclos • Función de comprobación de sincronismo con los diferentes modos de operación (comprobaciones con línea muerta y barra muerta). No se requieren TCs auxiliares y el sistema posee comprobación interna de los circuitos de corriente y tensión. La adaptación a los diferentes TCs se efectúa por medio de soft ware. Una moderna interfaz humana máquina debe permitir la asignación de las señales de entrada y salidas.

• Protección de falla interruptor • Criterios adicionales para la protección de barras como liberación por sobrecorriente o baja tensión • Funciones de respaldo de sobre-/baja corriente y sobre-/baja tensión en las bahías (sobrecorriente direccional y no direccional) • Protección de distancia con todas las funciones relevantes, tales como cierre en falla, esquemas de teleprotección, supervisión de tensión, bloqueo por oscilación de potencia

Comunicación a través de un computador o por medio de una interfaz con sistemas de control y supervisión para permitir que se muestre el despliegue de la barra. Se deben incluir los registros de eventos y de fallas, recolección de datos en las unidades de bahía y el registro completo de toda la estación debe estar disponible en la unidad central. El sistema propuesto debe poder ser expandido fácilmente en caso de ampliaciones de la subestación.


Pedido REB500 / REB500sys


Pedido y alcance de suministro

Cuando se envíe una solicitud de oferta, esta se debe acompañar con la versión corta del cuestionario adjunto ( página 45) debidamente diligenciado y el diagrama unifilar de la estación. Esto nos permite entregar una oferta que corresponda mas adecuadamente a las necesidades. Al momento del pedido, se debe diligenciar la versión completa del cuestionario 1MRB520371-Ken, si sus requerimientos se desvían de las asignaciones estándares de ABB (ver páginas 36/37). Estos datos se requieren para llevar acabo la ingeniería de la protección, p.e.: asignación de seccionadores, asignación de t.c's, entradas y salidas binarias, etc. Los datos del cuestionario son por lo tanto absolutamente necesarios. Alcance de suministro

El sistema de protección se entrega completamente probado y acompañado de la siguiente documentación y software • la disposición de los bastidores y tableros si corresponde.


• 1 CD que contiene documentación estandar y software de operación en alemán, inglés, francés y español • el software del sistema con la configuración de la estación y los ajustes de los parámetros almacenados en un medio magnético. Prueba del sistema realizado en el campo de pruebas: • instalación del software del sistema con la configuración de la estación y los ajustes de los parámetros • prueba de la imagen de barras y funciones de protección asociadas. La prueba de recepción puede realizarse en el campo de pruebas, sujeto a un acuerdo previo con el cliente. El plazo de entrega se cuenta a partir de la recepción de la orden técnica y comercialmente completa, acompañada del cuestionario completo.


REB500 / REB500sys



Questionario corto 1. Cliente

Cliente

Estación

Referencia de cliente Represent. cliente, fecha

2. ABB (diligenciado por ABB)

Oferta No.

Pedido No.

Ing. ventas

3. Diagrama unifilar válido

Diagrama No.

Fecha

Indice rev.

Fecha rev.

Nota: Absolutamente indispensable! Configuración de barras Simple Interr. y medio Doble Anillo Triple Barra transfeCuadruple renc. addition.

(Debe incluir localización y configuraci n de bah as futuras) Tensión sistema [kV] Tierra

4. Sistema primario

Aterriz. sólidamente Aislodo Compensado Baja resistencia.

Frecuencia [Hz]

Instalación

AIS

Cantidad de bobinas de disparo conectadas al REB500 Una bobina de disparo

5. Circuitos de disparo

6. Configuración unidad central

Gerente proyecto

Protección de barras BBP

Comunicación SCS/ SMS (Opción)

GIS

Dos bobinas de disparo

Con medición de c orriente de neutro (Especial -> para sistemas aterrizados con baja resistencia IO únicamente ----> Interfaz IEC 60870-5-103 LON

Cantidad de tarjetas de entradas/salidas (BIO) para unidad central Nota: 12 entradas binarias y 9 salidas binarias por tarjeta BIO Una BIO Alimentación redundante para la unidad central

Alimentación CC para la unidad central Udc

(Opción) 7. Tipo de instalación

Distribuido

UC unidades sueltas

(Opción) Dos BIO's

Centralizado

UC y UT unidades sueltas

Centralizado

UC y UT instalado en tableros

[V]

UT unidades sueltas Distribuido

UC instalado en tableros UT instalado en tableros

8. Tableros

9. Cable de fibra óptica

Se debe entregar en tablero especificación 1MRB520159 -Ken

(Solamente se llena si las unidades BU

(Especificación de cubiclo ABB tipo RESP97)

y/o CU se deben montar en tableros)

Longitud total para todas las bahías (tipo interior) Longitud total para todas las bahías (tipo exterior)

10. Documentación

[m] [m]

REB500 estándar, 3 juegos completos de documentación

(Solamente se llena si los cables de fibra óptica se deben ofrecer) Cantid. de juegos adicional. (opcional)

Idioma:

Inglés

Español

11. Notas

Abreviaciónes:

UC UT SCS SMS BIO AIS GIS IHM

REB500 Unidad central Definitions: REB500 Unidades de bahía Sistema de control de estación Sistema de supervisión Módulo entradas/salidas binarias Instalación convencional en aire Instalación convencional en SF6 Interfaz Hombre Máquina

Función o versión estándar Función o versión opcional (Especial) Solamente para aplicaciones especiales 4I 4 transformadores de corriente 4I+5U 4 transf. de corr. y 5 t ransf. de tens. 4I+5U+red 4 transf. de corr. y 5 transf. de tens., incluye alimentación redundante Configuración 1-8 Dependiendo del equipo protegido (línea transformador, acoplador) y la topologia de la estación, las unidades de bahía pueden tener configuración diferente. (Estándar) (Opción)

Por favor marque con X para seleccionar




Questionario corto (continuación) 500BU03 Configuración unidad de bahía Ejemplo 12. Tipo de bahía

Línea

x

Transformador Acoplador Seccionador Interruptor y medio Reactor 13. Tipo de unidad de bahía BU03 (clásica montaje empotrado con IHM local)

4I (Estándar) ABB

REB500

x

4I + 5U 4I + 5U + red. BU03 (autónoma) (Estándar)

4I + 5U 4I + 5U + red. Long. cable = 0.5m o Long. cable = 3.0 m

Incluir IHM local

introducir 0.5 o 3

(Opción) BU03 (Instalación centralizada) (Estándar)

4I + 5U 4I + 5U + red. max. 3 BU02 por bastidor de 19"

Incluir IHM local max. 3 IHM por bastidor de 19" (Opción)

14. Funciones de protección Protección de falla interruptor PFI

x

(Opción)

A rranque PFI Arranque monofásico

x

Arranque trifásico

Protección de zona muerta PZM

(Opción)

Prot. de sobrecorr. de tiempo definido PSCT

(Opción)

Protección de discrepancia de polos PDF

(Especial)

Liberación por baja tensión UV

(Especial)

(*)

Liberación por sobrecorriente OC

(Especial)

15. Protección de alimentador Versiónes V1 - V5

(*)

4

16. Registro de fallas RF Tiempo de registro 1.5 seg con tensión (*)

a

z

st n ar

Tiempo de registro 6 seg con tensión (*)

x

a 2400 (2880/802) Hz (Opción) Tiempo de registro 10 seg con tensión (*) a z pc n 17. Cantidad de unidades de bahía

Cantidad de unidades de bahía equipadas para esta configuración Cantidad de unidades de bahía futuras para esta configuración (Ingeni. ejecutada)

(*) Para esta opción se debe seleccionar las unidades de bahía 4I + 5U o 4I + 5U + red

10 3




Diferencial Barras ABB REB500

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