diferencial barras abb reb500

7/17/2019 Diferencial Barras ABB REB500

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Característi-

cas principa-

les REB500 /

REB500sys

• Protección de barras de baja impedancia

• Protección de stub y de la zona en T

• Alta confiabilidad debido a dos criterios in-dependientes de medida:

- Algoritmo de corriente diferencial estabi-lizada

- Algoritmo de comparación direccionalde corrientes

• Medición fase a fase

• Requerimientos reducidos para los trans-formadores de corriente

• Gran estabilidad frente a fallas pasantes, Aún en caso de saturación de los transfor-madores de corriente

• Imagen de barras totalmente de estadosólido

• No hay conmutación de circuitos de TC

• Una versión de hardware para

- corrientes nominales de 1 y 5 A

- todas las tensiones auxiliares entre48 V y 250 V CC

- frecuencia nominal de 50, 60 y 16,7 Hz

• Tiempo corto de disparo independiente deltamaño o de la configuración de la estación

• Instalación centralizada: instalación delhardware en uno o más tableros

• Instalación descentralizada: en caso delocalización cercana a los alimentadores,unidades de bahía distribuidas con con-exiones cortas a los t.c's, seccionadores,interruptores, etc.

• Las conexiones entre las unidades debahía y la unidad central con cables defibra óptica

- longitud máxima permitida 1200 m

- para instalación centralizada y distri-buida

• Conexiones de fibra óptica con lo cual seobtiene transferencia de datos a prueba deinterferencias aún en la cercanía de cablesde alta tensión

• El reemplazo de esquemas existentes deprotección de barra se pueden efectuar sin

restricciones (distribución centralizada). Encaso de ampliaciones de subestacionescon una mezcla de configuraciones centra-lizada y distribuida.

• Fácilmente expandible

• Interfaz humano máquina (IHM) en com-putador personal (PC) y de utilización sen-cilla

• Procesamiento de señales numérico

• Autosupervisión completa

• Registrador de eventos integrado

• Registrador de fallas integrado con lascorrientes del sistema

Protección numérica de estaciónProtección de barras con protección de fallainterruptor y protección de línea integrada

REB500 /

REB500sys1MRB520308-Bes

Edición: Septiembre 2003Modificación de la versión de: Octubre 2002

Nos reservamos el derecho de introducir cambios técnicos sin notificación

Protección de barras REB500sys para una instalación descentralizada



Protección numérica de estación Protección debarras con protección de falla interruptor y

protección de línea integrada

ABB Suiza SAUtility Automation Systems

REB500 / REB500sys1MRB520308-Bes

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Características princi-pales REB500 /REB500sys(continuación)

• Necesidad de pocas partes de repuestodebido al alto grado de normalización y a lapoca variedad de unidades diferentes

• Interfaces de comunicación con sistemasde supervisión y control de subestaciones.

Opciones

• Protección de falla interruptor (opera tam-bién separadamente de la protección debarras)

• Protección de zona muerta

• Protección de sobrecorriente de tiempodefinido

• Registrador de fallas con las tensiones delsistema

• Medición separada de I0 para redes aterri-

zadas por medio de impedancia

• Comunicación con el sistema de control ysupervisión de la subestación (LON/IEC60870-5-103)

• IHM interno con despliegue

• Alimentación redundante para las unida-des centrales y/o unidades de bahía.

Característi-

cas principa-les adicionales

REB500sys

• El sistema REB500sys combina la funcio-

nalidad de protección de barras y protec-ción de falla interruptor de la protecciónREB 500 fabricada por ABB con proteccio-nes principal 2 o protección de respaldopara líneas o transformadores.

• Protección principal 2 ó protección de res-paldo basados en la biblioteca de funcio-nes de protección del REL316*4 de ABBpara 50 Hz y 60 Hz.

Protección principal 2 ó protección de res-

paldo de bahía:

• Protección de sobrecorriente de fases,

direccional o no direccional• Protección de sobrecorriente de falla a tie-

rra, direccional o no direccional

• Protección de distancia de alta velocidad

• Protección direccional de fallas a tierrapara fallas de alta resistencia en redes ate-rrizadas sólidamente

• Recierre- Recierre monopolar y recierre tripolar

- Hasta 4 secuencias de recierre

• Comprobación de sincronismo con- Medición de amplitudes, ángulos de

fase y frecuencia de los dos vectores detensión

- Comprobación de línea muerta, barra

viva, línea viva y barra muerta.

Aplicación

REB500

La protección numérica de barras REB500esta diseñada para la protección selectiva y dealta velocidad de instalaciones de barras de50, 60 y 16,7 Hz en media, alta o extra altatensión. El diseño está basado en una estruc-tura de hardware y software modular que per-mite la adaptación fácil de la configuraciónde la protección de acuerdo con la configura-

ción del sistema primario.

La flexibilidad del sistema permite la realiza-ción de esquemas para proteger todas las con-figuraciones desde barras sencillas simpleshasta barras cuádruples complejas con barrasde transferencia, barras en anillo y esquemasde interruptor y medio (1½).

En esquemas de interruptor y medio, se prote-gen las barras y los diámetros, incluyendo la

protección de la zona T y del stub. Unesquema integrado de disparos permite aho-rrar lógicas exteriores, así como cableado.

La capacidad del sistema es suficiente para proteger hasta 60 alimentadores (unidades de bahía) y un total de 32 zonas de protección de barras.

La protección numérica de barra REB500detecta fallas entre fases y fase a tierra en sis-temas de potencia puestos rígidamente a tie-

rra o a través de impedancia y fallas entrefases para sistemas aislados de tierra.

Los transformadores de corriente principalesdeben cumplir modestos requerimientos (ver

página 16). La protección opera discrimina-damente para todas las fallas dentro de lazona de protección y permanece estable paratodas las fallas externas a la zona de protec-ción.






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AplicaciónREB500sys

Está previsto que el REB500sys sea utilizado para proteger las barras y los alimentadoresen subestaciones de media, alta y extra alta

tensión con frecuencias nominales de 50 y60 Hz. Las funciones de protección incluidasen el REB500sys se pueden utilizar como

protección principal 2 ó protección de respaldo.

El sistema REB500sys está previsto para lasconfiguraciones de barras sencillas o dobles(versiones 1 a 5). Para sistemas de interruptory medio, la versión 5 se puede utilizar paralas funciones de recierre de bahía y compro-

bación de sincronismo. La capacidad es sufi-ciente 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 yaterrizados por medio de elementos de bajaresistividad, así como para todas las fallas enalimentadores en sistemas aterrizados sólida-mente.

La protección opera selectivamente paratodas las fallas dentro de la zona de protec-ción y permanece estable para todas las fallasafuera de la zona de protección.

El sistema REB500sys se ajusta especial-mente para conceptos de modernización y

actualización paso a paso. La unidad de bahíase puede utilizar autónomamente para funcio-nes de protección de la bahía (p.ej. protecciónde línea, recierre y comprobación de sincro-nismo). La unidad central se puede agregar enuna etapa posterior para obtener la funcionali-dad de protección de barras y de falla de inte-rruptor.

Dependiendo del nivel de tensión de la red yla filosofía de protección, se aplican en formageneral los siguientes conceptos de protec-

ción:• Dos esquemas de protección principales

por bahía y una protección de barras.

Con el REB500sys el concepto de protec-ción se puede simplificar. Debido a mayorintegración de la funcionalidad, se puedeeliminar uno de los equipos de protección

principales.

• Un esquema con una protección principaly 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 esquemasde protección de barras y de protección defalla interruptor donde antes no era posibledebido a razones económicas.

Se han definido cinco versiones para las fun-ciones de principal 2 ó de respaldo:

- Versión 1 protección de sobrecorrientedireccional y no direccional

- Versión 2 como la versión 1 mas las protecciones de distancia y la protección direccional de fallaa tierra

- Versión 3 como la versión 2 mas la fun-ción de recierre

- Versión 4 como la versión 3 mas la fun-ción de comprobación de sin-cronismo.

Fig. 1







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Tabla 1 Funcionalidad del REB 500 / REB500sys

Funciones principales IEEE IEC61850 E s t á n d a r

O p c i o n e s

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

O p c i o n e s - v e r s i ó n 1





U n i d a d d e b a h í a H a r d w a r

e

Protección de barras 87B PBDF XDetección de corriente de neutro I0 87BN PBDF XProtección de falla interrupor 50BF RBRF XProtección de zona muerta 51/62EF PTOC X

Discrepancia de polos 51/62PD PTOC XFunción de comprobación de sobrecorriente 51 PTOC XFunción de comprabación de tensión 27/59 PTUV/PTOV XProtección de sobrecorriente temporizada 51DT PTOC XDesvío de disparos 94RD - XMatriz de software para entradas / salidas / matriz de disparos - - XRegistrador de eventos hasta 1000 eventos - - XRegistrador de fallas (4 x I) - RDRE XRegistrador de fallas (4 x I, 5 x U) hasta 10 seg. para 2400 Hz - RDRE XInterfaz de comunicación LON / IEC60870-5-103 - - XSincronización de tiempo - - X Alimentación redundante para unidad central y/o unidades debahía - - XSupervisión de seccionadores - - XSupervisión de corriente diferencial - - X

Amplia auto supervisión - - XRéplica dinámica de barras con despliegue de corrientes - - XGenerador de prueba para puesta en marcha y mantenimiento - - XIHM remoto - - XFunción retardo / integrador - - XFunciones de lógica binaria y flip flop - - XFunción de corriente de tiempo definido 51DT PTOC X X X X XFunción de sobrecorriente de tiempo inverso 51 PTOC X X X X XFunción de tensión de tiempo definido 27/59 PTUV/PTOV X X X X XFunción de sobrecorriente a tierra inversa y de tiempo definido 51N PTOC X X X X XFunción de sobrecorriente direccional de tiempo definido 67DT PDOC X X X X XFunción de sobrecorriente direccional de tiempo inverso ymínimo definido 67 PDOC X X X X XControl de plausibilidad 46/47 - X X X X XSecuenciador de pruebas - - X X X X XProtección de distancia 21 PDIS X X XFunción de falla a tierra direccional para sistemas puestos atierra 67N PDEF X X XRecierre automático 79 RREC X X XComprobación de sincronismo 25 RSYN X X

* solamente para aplicaciones especiales500BU03: Unidad de bahía

5 0 0 B U

0 3 f ü r 5 0 H z ,

6 0 H z

5 0 0 B U 0 3 f ü r 5 0 H z ,

6 0 H z ,

1 6 . 7

H z

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

R E B 5 0 0 / R

E B 5 0 0 s y s

R E B 5 0 0






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Principio deinstalaciónREB500 /

REB500sys

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

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

unidad de procesamiento central por mediode cables de fibra óptica. La unidad de proce-samiento central está normalmente ubicadaen un tablero centralizado o en la sala centralde relés.

Fig. 2 Instalación descentralizada

Instalación centralizada

Las unidades de bahía individuales se montanen bastidores de 19 pulgadas, los cuales pue-

den contener hasta tres unidades de bahía, los bastidores y la unidad de procesamiento cen-tral se instalan dependiendo del tamaño delsistema en uno o varios tableros

(ver Fig. 18). La instalación centralizada es lasolución ideal para ampliar estaciones exis-tentes, pues se requiere muy poco cableado

adicional, y si se la compara con otros tiposde protección de barras existentes ofrecemucho mayor funcionalidad en el mismoespacio.

Fig. 3 Instalación centralizada

Combinación de una instalación centrali-

zada y descentralizada

Básicamente la única diferencia entre un sis-tema descentralizado y uno centralizado es

la localización de las unidades de bahíay por lo tanto se pueden hacer mezclas de losdos sistemas.







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Diseño delsistema REB500 /REB500sys

Unidad de bahía (500BU03)

La unidad de bahía (ver Fig. 4) es el enlaceentre la protección y los componentes del

proceso del sistema primario, que son lostransformadores de corrientes principales,seccionadores e interruptores; esta ejecuta lasfunciones de adquisición de datos, preproce-samiento y control. También provee el aisla-miento galvánico entre los componentes delsistema primario y los circuitos electrónicosinternos de la protección.

El módulo de transformadores de entradacontiene los transformadores de corrienteintermedios para medir las corrientes de fasey neutro con terminales para 1 A y 5 A. Comola compensación de las distintas relaciones de

transformación de los transformadores decorriente se realiza configurando apropiada-mente el software de cada unidad de bahía, nose necesitan transformadores de corrienteintermedios adicionales. El módulo de trans-formadores de entrada, también posee cincotransformadores de entrada de tensión para lamedición de las tres tensiones de fase y dostensiones de barras y registro de perturbacio-nes de tensión.

En el módulo de entradas analógicas y proce-samiento, se filtran las señales analógicas decorriente, se convierten en señales digitales

con una frecuencia de muestreo de 48 mues-tras por ciclo, se preprocesan y finalmente sefiltran digitalmente. Las señales de tensión ycorriente de secuencia cero también se calcu-lan internamente.Los datos procesados setransfieren a intervalos regulares desde lasunidades de bahía a la unidad central de pro-cesamiento a través del bus de proceso.

Cada unidad de bahía tiene 20 entradas bina-rias y 16 relés de salida. El módulo de entra-das/salidas binarias detecta y procesa la

posición de los seccionadores, los acopla-dores de barras, las señales de bloqueo, seña-les de arranque, señales de reposición exter-nas, etc. Los canales de entrada binariasoperan de acuerdo a un principio patentado demodulación de pulso, en un rango nominal de48 a 250 V CC. El programa de computadorde interfaz IHM permite efectuar los ajustesde los valores umbral de tensión de las entra-das binarias. Todos los canales de salidas

binarias están equipadas con relés de opera-ción de alta velocidad y se pueden usar para

propósitos de disparo y señalización (ver losdatos de los contactos en la Tabla 8).

Una lógica de disparo permite que los canalesde entrada y de salida sean asignados a lasdiferentes funciones. Todos los datos, comocorrientes, tensiones, entradas binarias, even-tos, e información de diagnóstico adquiridos

por la unidad de bahía, tienen un registro detiempo.

Donde se requieran mas entradas analógicas y binarias, se pueden combinar varias unidadesde bahía para formar una bahía de alimenta-dor / acoplador (p.ej. un campo acoplador conTCs a ambos lados del interruptor requieren

dos unidades de bahía).

La unidad de bahía posee inteligencia local yejecuta funciones de protección localmente(p.ej. falla interruptor, zona muerta, discre-

pancia de polos), protección de la salida (pro-tección de respaldo o protección principal 2),así como las funciones de registro de eventosy de fallas.

Fig. 4 Diagramas de bloques de unidad de bahía y unidad central

CIM

Unidad central (500CU03)

CC

CCInterfaz

SCS/SMSInterfazRS 232

Relojtiempo

real

Acoplador estrella

Entrada/salidabinaria

MóduloCPU

MóduloCPU

MóduloCPU

Acoplador estrella

Separación

galvanica

Process-bus

Registro de entradas/salidas binarias

A/D

Filtro

CPUE

C

Interfazóptical

CC

CC

DSPDP

Mem

Unidad de bahía (500BU03)

IHM local

Filtro

E

C

IHM local






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En el evento en el que la unidad central seencuentre fuera de servicio o la comunicaciónde fibra óptica esté interrumpida se produce

una alarma, la unidad de bahía continuará laoperación y todas las funciones locales de protección y de registro (eventos y fallas)continuarán complemente funcionales (opera-ción autónoma).

La unidad de bahía tiene una interfaz IHMcon dos posibles soluciones de montaje:

• Sin IHM local: solución ideal si el accesoa toda la información a través de la unidadcentral o por medio de un sistema de auto-matización de la subestación es suficiente.

• Con IHM local y 20 LEDs programables

(Fig. 5): solución ideal para instalacióncon quioscos descentralizados, puesto quetoda la información está disponible en la

bahía.

Para esta última opción es posible tener elIHM integrado o conectado a través de uncable flexible hasta su posición de montaje(ver Fig. 23).

En caso de falla en la unidad de bahía, esta puede reemplazarse fácilmente. El reemplazo de la unida de bahía se puede manejar

de una forma muy simple. Durante el arran-que del sistema, la nueva unidad de bahía pide su identificación y sus direcciones, estasse entran directamente por medio de su IHMlocal. Los valores de ajuste y los datos deconfiguración se cargan automáticamente.

Funcionalidad adicional "plug and play"

Se pueden agregar unidades de bahía adicio-nales a un sistema REB 500 existente de unaforma muy simple.

Fig. 5 IHM incorporada directamente en la uni-dad de bahía

Unidad central (CU)

La estructura de hardware se basa en bastido-res estándar con relativamente pocos tipos

diferentes de módulos para la unidad central(ver Fig. 4).

Los módulos instalados en un esquema parti-cular dependen del tamaño, complejidad yfuncionalidad del sistema de barras

Las interconexiones entre los módulos en un bastidor se efectúan a través de un bus para-lelo sobre una tarjeta madre en la placa fron-tal. Las tarjetas se insertan desde la parte

posterior.

La unidad central es la administradora del sis-

tema, es decir que tiene a su cargo la configu-ración del sistema, contiene la imagen de las

barras, asigna las unidades de bahía dentrodel sistema, administra el ajuste de parámet-ros de operación, actúa como controlador del

bus del proceso, asegura la sincronización delsistema y controla la comunicación con el sis-tema de control de la estación.

Las variables de la protección de barras sederivan dinámicamente de los datos del pro-ceso, provistos por las unidades de bahía.

Los datos del proceso se transfieren al proce-sador central a través de un módulo acopladorestrella. Se pueden conectar hasta 10 unida-des de bahía al primer procesador central y 10a los demás. Se deben agregar procesadores ymódulos acopladores de estrella cuando elsistema de protección tiene mas de 10 unida-des de bahía. Para instalaciones con más de30 unidades de bahía, se requieren unidadescentrales y acopladores de estrella adiciona-les.

Fig. 6 Unidad central

Todos los módulos de la unidad central tienenfuncionalidad de plug and play para reducir

los trabajos de configuración de los módulos.







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Diseño delsistema REB500 /REB500sys(continuación)

Se pueden conectar uno o dos módulos deentradas/salidas binarias a la unidad de proce-samiento central.

La unidad central comprende un IHM localcon 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

Los algoritmos de protección se basan en dos principios de medición que han sido aplica-dos con éxito en los sistemas precedentes de

protección de barras de ABB los cuales utili-zan el principio de protección de barras de

baja impedancia:

• una medida de la corriente diferencial esta-

bilizada

• la determinación de la relación de faseentre las corrientes de los alimentadores(comparación de fase).

Los algoritmos procesan los vectores decorriente complejos los cuales se obtienen poranálisis de Fourier y que contienen solamenteel componente de la frecuencia fundamental.Se suprimen las componentes de corrientecontinua y armónicas superiores.

El primer principio de medición utiliza un

algoritmo de corriente diferencial estabili-zada. Las corrientes se evalúan individual-mente para cada fase y por cada sección de

barras (zona de protección).

Fig. 7 Característica de disparo del algoritmo decorriente diferencial estabilizada.

En la figura 7 la corriente diferencial es

y la corriente de restricción es

donde N es la cantidad de alimentadores. Paraque se detecte una falla interna se deben cum-

plir las siguientes dos condiciones:

donde

k st factor de estabilización

k st max factor límite de estabilización. Unvalor típico de k st max = 0.80

IK min valor de corriente diferencial dearranque

Los cálculos y evaluaciones anteriores sonejecutados por la unidad central.

El segundo principio de medición determinala dirección del flujo de energía e involucra lacomparación de fases de las corrientes de to-dos los alimentadores conectados a una sec-ción de barras.

Se comparan los fasores de corriente de lafrecuencia fundamental ϕ1..n (5). En caso deuna falla interna, todas las corrientes de losalimentadores tienen aproximadamente elmismo ángulo de fase, mientras que duranteoperación normal o durante una falla externaal menos una corriente está desfasada aproxi-madamente 180° comparada con las otras.

( | | )Σ Ι

0Corriente de restricción

( | | )Σ Ι0

IKmin

k = 1

Ajuste de k= kst max

A r e a

d e

d i s p a

r oCorrientediferencial

Area derestricción

∑==

N

n Ln

I 1

Diff

I (1)

∑=

= N

n

Ln I 1

RestI (2)

max

Re

Diff I st

st

st k I

k >= (3)

min K Diff I I > (4)

( )

( )

=

Ln I Re

Ln I Imarctan

nϕ (5)






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El algoritmo detecta una falla interna cuandola diferencia de fases entre todas las corrien-tes de los alimentadores está en el rango de

disparo del comparador de fase (ver Fig. 8).

Fig. 8 Característica del comparador de fasepara determinar la dirección de la energía

La tarea de procesar los algoritmos está com- partida por las unidades de bahía y la unidadde procesamiento central. Cada una de lasunidades de bahía supervisa continuamentelas corrientes de su alimentador, las prepro-cesa y realiza el filtrado de las variables re-sultantes según una función de Fourier. Los

datos filtrados se transfieren a intervalos re-gulares a la unidad central, en donde se pro-cesan los algoritmos de protección.

Dependiendo del ángulo de fase de la falla, eltiempo de disparo varía entre 20 - 30 mseg

para Idiff /Ikmin ≥5, este tiempo, incluye eltiempo del relé auxiliar de disparo.

Opcionalmente, la señal de disparo se puedeenclavar por una función de comprobación decorriente o tensión en la unidad de bahía lacual libera el disparo solamente cuando lacorriente que fluye es mayor que cierto valormínimo o el valor de tensión está por debajode cierto valor.

Protección de falla de interruptor

La función de protección de falla interruptoren las unidades de bahía supervisa las cor-rientes de fase independientemente de la fun-ción de protección de barras. La protecciónestá equipada con dos temporizadores conajustes independientes.

La operación de la función de falla de inte-rruptor se puede iniciar:

• internamente por los algoritmos de protec-ción de barras (y si están configuradas porlas funciones de protección de línea

interna, de protección de sobrecorriente ydiscrepancia de polos) y por las funcionesde protección de la unidad de bahía

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

Después que expira el tiempo ajustado en el primer temporizador, se envía una orden dedisparo a la segunda bobina de disparo delinterruptor y simultáneamente se envía unaseñal de disparo a la estación del otro ex-tremo de la línea.

El primer temporizador opera como funciónindependiente en la unidad de bahía.

Si la falla todavía persiste al expirar el tiempodel segundo temporizador, la función de pro-tección de falla de interruptor utiliza la ima-gen de la barra para disparar todos los inter-ruptores sobre la misma sección de barras através de sus unidades de bahía respectivas.

Es posible configurar mediante software quela señal de disparo remoto se transmita al ex-

pirar el tiempo del primer o segundo tempori-

zador.

La medición segregada de las fases en cada bahía permite aclarar adecuadamente lasfallas evolutivas.

Protección de zona muerta

Para proteger la "zona muerta" entre el inte-rruptor y los transformadores de corrienteasociados, se aplica una combinación de laorden de cierre y la posición del interruptor auna entrada binaria.

La protección de zona muerta se habilita des- pués de transcurrido un cierto tiempo poste-rior a la apertura del interruptor. En caso deuna falla en la zona muerta se dispararán losinterruptores adyacentes comprometidos.

Esta función es ejecutada en forma indepen-diente por cada unidad de bahía.

Función de sobrecorriente

Un esquema de protección de sobrecorrientede tiempo definido de respaldo se puede inte-grar a cada unidad de bahía individualmente.(La operación de la función, puede arrancar el

esquema de protección local de falla interrup-tor, cuando se ha parametrizado).

Desplaca-mientode fase∆ϕ

74°

0° ϕ12 = 36°

ϕ12 = 144°

Area sin disparo

Caso 1 2

∆ϕ max = 74°

Area de disparo

Diagrama de barras

Característica de operación

Re

Im

I1

I2

Im

ReI1

I2

180°

Caso 1: Falla externa

∆ϕ = 144°

Caso 2: Falla interna

∆ϕ = 36°



Protección numérica de estación Protecciónde barras con protección de falla interruptor y



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Funcionalidad delREB500 / REB500sys(continuación)



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

Función de comprobación de sobre-corriente

La función de comprobación de sobreco-rriente solo se ejecuta a nivel de bahía. Seactiva por un disparo de protección de barraso por una señal de disparo transferido (inclu-yendo protección de zona muerta y falla inte-rruptor) y previene que aquellos alimentado-res que están conduciendo corrientes pordebajo 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 trans-formadores de tensión en los alimentadoresrespectivos. La función se puede configurarcomo criterio de liberación por zona a travésde un enlace interno en la unidad central. Estorequiere la existencia de un juego de transfor-madores de tensión por zona en una de lasunidades de bahía. El disparo es posible sola-mente si la tensión cae por debajo o excede elvalor ajustado.

Alternativamente el criterio de liberación dedisparo se puede configurar para cada alimen-

tador (se deben instalar transformadores detensión). (para los criterios de liberación dedisparo, ver la Tabla 22).

Detección de corriente de neutro I0

Las corrientes de falla a tierra en sistemasaterrizados por medio de impedancia puedenser bajas y no siempre pueden ser detectadas

por la función de corriente diferencial estabi-lizada ni por la función de comparación defase. La evaluación de la corriente de neutroestá disponible, pero únicamente para fallasmonofásicas a tierra.

Discrepancia de polosEl algoritmo de la protección de discrepanciade polos supervisa que los tres polos del in-terruptor abran dentro de cierto tiempo dado.

Esta función supervisa la discrepancia entrelas corrientes de las tres fases del interruptor.

Cuando la protección arranca, la función noenvía señal de disparo a la unidad central,

pero si está configurada, arranca la protecciónde falla interruptor (PFI lógica 3).

Esta función es ejecutada individualmente enforma autónoma por la unidad de bahía.

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 1mseg. Los eventos se dividen en tres grupos:

• eventos del sistema

• eventos de protección

• eventos de prueba.

Los eventos se almacenan localmente en launidad de bahía y/o en la unidad central.

Registrador de fallas

Esta función registra las corrientes y lasentradas binarias de cada unidad de bahía.Las tensiones se pueden registrar en formaopcional (ver Tabla 14).

Para activar el registro se pueden utilizar losflancos crecientes o decrecientes de las entra-das binarias o señales de salida o eventos re-sultantes de los algoritmos de protección. Se

pueden configurar hasta 10 entradas binariasde propósito general, para iniciación externadel registro de fallas. Además la unidad cen-tral y la unidad de bahía posee una entrada

binaria para arrancar los registradores de fallade todas las unidades de bahía.

La cantidad de canales analógicos que se pue-

den registrar, la frecuencia de muestreo y laduración del registro se pueden ver en laTabla 14. Una frecuencia de muestreo inferior

permite un período de registro mayor.

El período de registro total puede dividirsehasta en máximo 15 ventanas de registro porunidad de bahía.

Cada unidad de bahía es capaz de registrar unmáximo de 32 señales binarias, de las cualesse pueden definir 12 como señales de activa-ción.

La función se puede configurar separada-mente para registrar los estados previos y

posteriores a la falla.

El usuario puede determinar si los datos regi-strados deben retenerse o sobreescribirse, al

presentarse una nueva falla (FIFO = First In,First Out).

Esta función también se ejecuta en formaautónoma en cada unidad de bahía (ver

página 6).






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Nota:Los datos de la falla almacenados en la me-moria se pueden transferir a través de la uni-

dad central hacia otros sistemas de computa-ción para su evaluación por medio de progra-mas tales como E_wineve [4]. Los archivosse transfieren en formato COMTRADE.

Después de obtener los datos de los registra-dores de falla, es posible desplegarlos y visu-alizarlos gráficamente con E_wineve direct-amente.

Interfaces de comunicación

Si se desea conectar la protección de barras aun sistema de control o supervisión de la esta-ción (SCS/SMS), se instala un módulo de co-

municaciones en la unidad de procesamientocentral.

Este módulo permite manejar dos tipos dife-rentes de protocolo para el bus entre bahías:LON e IEC 60870-5-103.

Utilizando el bus entre bahías LON es posibletransferir la siguiente información:

• Sincronización

• Eventos binarios (señales, disparos y di-agnóstico)

• Ordenes de reposición de disparos

• Corrientes diferenciales de cada zona de protección

• Datos del registrador de fallas (a través delIHM500).

Utilizando el bus entre bahías IEC 60870-5-103, es posible transferir la siguiente infor-mación:

• Sincronización

• Los eventos seleccionados listados en eldominio público

• Todos los eventos binarios asignados a una parte privada

• Todos los eventos binarios de la partegenérica

• Ordenes de reposición de disparos

• Datos del registrador de fallas.

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 mantenimien-to del sistema, el generador de pruebas le per-mite al usuario:

• activar señales binarias de entrada o salida

• supervisar la respuesta del sistema

• probar el circuito de disparo incluyendo elinterruptor

• prueba de los ciclos de recierre

• establecer y ejecutar secuencias de pruebascon corrientes y tensiones para la protec-ción de la bahía del sistema REB500sys.

El secuenciador de pruebas permite probarfácilmente la unidad de bahía sin necesidadde sacar de servicio la protección de barras.Se pueden arrancar hasta siete secuencias porestado de prueba. Las secuencias se puedengrabar y ser reactivadas posteriormente para

pruebas futuras.

Supervisión de seccionadores

La imagen de seccionadores es una car-acterística ejecutada completamente en soft-ware sin considerar elementos mecánicos demaniobra. La lógica de software para laréplica, determina dinámicamente los límitesde las zonas de la barra protegida (zonas de

protección). El sistema supervisa cualquierinconsistencia en los circuitos de entradas

binarias conectadas a los contactos auxiliaresde 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 blo-queada selectivamente.






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Supervisión de corriente diferencial

La corriente diferencial se supervisa perma-nentemente. Cualquier corriente diferencialinicia una alarma temporizada y la protecciónse bloquea completa o selectivamente.

Desvío del disparo

Puede proveerse un canal de entrada binario para supervisar la presión de aire del interrup-tor. El disparo no es posible sin una señalactiva. Cuando la señal se inactive, un dis-

paro que se genere en la unidad de bahía sedesvía automaticamente a la estación delextremo remoto de la línea y también a lalógica de disparos transferidos para disparartodos los interruptores conectados a la mismasección de barras.

La transferencia de disparos también se puedeconfigurar con un criterio de corriente (car-acterística de comprobación de sobrecorri-ente).

Interfaz Hombre-Máquina (IHM)

La protección numérica de barras se confi-gura y mantiene con la ayuda de interfaceshombre-máquina a tres niveles.

IHM local

La interfaz del despliegue local instalada enla unidad central y en las unidades de bahíacomprende:

• Un LCD de cuatro líneas con 16 caracteres por línea para desplegar datos del sistemay mensajes de error

• Teclado para controlar el despliegue y 3LED's para indicar disparos, alarmas yoperación normal

• 20 LED's adicionales programables libre-mente para las indicaciones de la aplica-ción específica en la unidad de bahía500BU03 y la unidad central 500CU03.

Las siguientes son algunas de las informacio-nes que se pueden desplegar:

• Corrientes, tensiones entradas

• Corrientes diferenciales (para la protec-ción de barras)

• Estado del sistema, alarmas

• Posiciones de los interruptores y secciona-dores (dentro de la función de protecciónde barras)

• Señales de disparo y arranque de las fun-ciones de protección.

IHM externo (IHM500/REBWIN)

Un control más completo y conveniente serealiza utilizando el software (IHM), el cual

corre en un PC portátil conectado por mediode una interface óptica ya sea a la unidad de

procesamiento central o a una unidad de ba-hía. Lo anterior asegura una comunicaciónlibre de interferencias. El software permiteconfigurar todo el sistema de protección de

barras, realizar todos los ajustes y probar ycontrolar la funcionalidad completa del sis-tema. El IHM500/REBWIN se puede tam-

bién operar a través del bus de datos LON delMicroSCADA, evitando así la conexiónserial 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 deayuda en línea. Una función de comparaciónde bases de datos, permite efectuar una com-

paración detallada entre dos archivos de con-figuración (ejemplo: entre el PC y la unidadcentral o entre dos archivos del PC).

Tabla 2

Contacto NA:

"Seccionador CERRADO"

Contacto NC:

"Seccionador ABIERTO"Posición del seccionador

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






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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

central por medio de un cable de fibra ópticao con un enlace con modem. La operación yfuncionalidad de IHM500/REBWIN son las

mismas en utilización local y remota.

Funciones

adicionales

REB500sys

Funciones del nivel de bahía

Funcionalidad básica

La funcionalidad básica contiene las siguien-tes funciones:

• Lógicas, retardos e integradores

Estas funciones permiten que el ingenierode protecciones programe fácilmentealgunas funciones lógicas adicionales yestán disponibles como funciones están-

dar en la funcionalidad de REB500

• Función de sobrecorriente de tiempo defi-nido

Esta función se utiliza como función prin-cipal 2 ó función de respaldo para bahíasde línea, transformador o acoplador.Cuando esta función está activada, tam-

bién dará arranque a la función de protec-ción de falla interruptor (siempre y cuandola protección de falla interruptor, esté dis-

ponible en el equipo suministrado).Esta función se puede activar en las fasesy/o en el neutro

• Función de sobrecorriente direccional detiempo definido

Como el anterior pero con criterio dedireccionalidad

• Función de sobrecorriente de tiempomínimo inverso

Esta aplicación es como la anterior perocomprende únicamente las característicasde tiempo inverso según la norma B.S. 142(IEC60255-3) y la característica RXIDG

• Función de sobrecorriente direccional detiempo mínimo inverso

Como la aplicación anterior pero con elcriterio de direccionalidad

• Funciones de sobre tensión o baja tensiónde tiempo definido

• Comprobación de plausibilidad

Estas funciones se usan para comprobar lasuma y la secuencia de fases de las corrien-tes y tensiones trifásicas

Protección de distancia y protección direc-

cional de falla a tierra

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

La protección de distancia se puede utilizarcomo protección principal 2 ó como protec-ción de respaldo para bahías de líneas o trans-formadores.

La protección de distancia se describe en losdatos técnicos del REL316*4 [1]. Esta con-tiene todas las funciones adicionales requeri-das normalmente para la aplicación de unesquema de protección de distancia:

• Función de bloqueo por oscilación de potencia

• Esquemas de teleprotección con las lógi-cas para bloqueo transitorio (líneas parale-las), lógica de eco, PUTT, POTT, etc.

• Cierre en falla

• Supervisión del circuito del transformador

de tensión.

En el modo supervisión se despliegan en elIHM500 las potencias activa y reactiva, asícomo la respectiva dirección del flujo deenergía.

Además de la función de protección de dis-tancia, se tiene la función de protección direc-cional de falla a tierra, la cual trabaja con elmismo canal de comunicación de la protec-ción de distancia o con un canal indepen-diente.

Esta función también se describe en los datos

técnicos del REL316*4 [1].

Función de recierre

La función de recierre se basa en la funciónde recierre del REL316*4 [1]. Permite hastacuatro ciclos de recierre trifásicos. El primerciclo puede ser monopolar o tripolar.

Si la función de recierre del REB500sys seutiliza, esta se puede usar como respaldo delrecierre realizado externamente (equipo sepa-rado o en la protección principal 1).







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FuncionesadicionalesREB500sys(continuación)

Cuando el recierre se efectúa por fuera delREB500sys, todas las entradas y salidas re-queridas por un equipo de recierre externo

están disponibles para garantizar la funciona-lidad correcta.

Comprobación de sincronismo

La función de comprobación de sincronismodetermina la diferencia entre las amplitudes,

ángulos de fase y frecuencias de dos vectoresde tensión. Además incluye la detección delínea o barra muerta.

Characterísti-

cas adiciona-

les REB500 /

REB500sys

Autosuprervisión

Para asegurar la máxima seguridad, confiabi-lidad y disponibilidad de la protección, se su-

pervisan continuamente todas las funcionesdel sistema. Si se presentara un defecto en elsistema de protección, el aspecto de fiabilidadmás importante es el de evitar bajo cualquiercircunstancia un disparo falso. En caso de

presentarse un defecto, una respuesta incor-

recta o incongruente, se inicia la acción cor-respondiente para establecer un estado se-guro, se emite una alarma y se produce unregistro de eventos de diagnóstico para suanálisis posterior.

Los componentes importantes del hardware(por ejemplo, fuentes auxiliares, convertido-res A/D, y memorias principales y de pro-grama) están sujetos a diferentes pruebasdurante la puesta en funcionamiento del sis-tema y también durante la operación. Unafunción de watchdog supervisa continua-

mente la integridad de las funciones de soft-ware y también el intercambio de datos a tra-vés del bus del proceso.

También es muy importante desde el punto devista de la seguridad y confiabilidad el proce-samiento de las órdenes de disparo. Corres-

pondientemente, cada canal de salida comprende dos órdenes redundantes, las cualesdeben ser habilitadas a intervalos regulares

por el "watchdog". Si las condiciones del"watchdog" no se satisfacen, los canales se

bloquean

Ampliación del sistemaLas funciones del sistema se determinan porel software configurado usando para ello laherramienta de configuración.

La ingeniería del sistema se puede desarrollarcompletamente con anterioridad, de tal formaque corresponda a la configuración final de laestación. Los módulos de software para lasnuevas bahías y funciones adicionales, se

pueden activar utilizando el IHM cuando lainstalación primaria se realice o cuando senecesiten las funciones.

Las funciones adicionales del sistema, p.ej.falla interruptor, zona muerta o principal 2 /respaldo de la bahía se pueden activar a cual-quier momento sin necesidad de hardwareadicional.

Reposición de las órdenes de disparo/

señales

Los siguientes modos de reposición se pue-den seleccionar individualmente para cadasalida binaria (disparos o señales):

• Disparo enganchado hasta que searepuesto manualmente.

• Reposición automática luego de una tem- porización ajustada.

Inspección/mantenimiento

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

Fuentes de alimentación redundantes

(opción)

Dos módulos de fuentes de alimentación se pueden conectar en forma redundante, porejemplo para facilitar el mantenimiento de las

baterías de la estación. Esta es una opcióntanto para la unidad central como para lasunidades de bahía.

SincronizaciónLa precisión absoluta en la medición de tiem-

po, con respecto a la referencia horaria ex-terna, depende del tipo de sincronización uti-lizada:

• sin sincronización externa del tiempo: precisión de aproximadamente 1 minuto por mes

• telegrama de tiempo periódico (por ondade radio, señal de satélite, o del sistema decontrol de estación) con un pulso por mi-nuto: precisión típica de ±10 mseg.






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• telegrama de tiempo periódico como arribacon un pulso por segundo: precisión típicade ±1 mseg.

• Es posible efectuar una conexión directa alos sistemas GPS o DCF77 desde la unidadcentral: precisión típica ±1 mseg.

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

Requerimien-

tos

Cables de fibra óptica

La instalación del tipo descentralizada de la protección de barras requiere cables de fibraóptica y conectores con las siguientes caracte-rísticas:

• 2 cables de fibra óptica por unidad de bahía.

• fibras de vidrio con índice por gradiente.• diámetros del núcleo y del revestimiento

de 62.5 y 125 µm respectivamente.

• atenuación máxima permitida ≤5 dB

• Conector FST (para fibras ópticas de62.5 µm).

• con protección contra roedores, y a pruebade agua longitudinalmente si se instalan enductos para cables.

Respetar los radios de curvatura permitidos altender los cables.

Los siguientes valores de atenuación son lostípicos que pueden utilizarse para calcular un

balance de atenuación aproximado para cadaunidad de bahía:

Fig. 9 Atenuación

Contactos auxiliares del seccionador

Los contactos auxiliares de los seccionadores

se conectan a las entradas binarias de las uni-dades de bahía para establecer la imagen de

barras, para la protección numérica de barras.

Cada seccionador debe contar con un con-tacto libre de potencial normalmente abierto(N.A.) y otro normalmente cerrado (N.C.). Elcontacto N.A. indica que el seccionador esta"CERRADO" y el contacto N.C., que el sec-

cionador está "ABIERTO". Durante el movi-miento de cierre, el contacto N.A. debe cer-

rarse antes que el contacto principal del sec-cionador llegue a la mínima distancia de ais-lamiento, es decir antes de que se produzca elarco.

De igual manera durante el movimiento deapertura, el contacto N.A. no debe abrir antesque la apertura del contacto principal excedael punto de arco.

Equipo óptico Atenua-ción típica

Por índice de gradiente (840 nm) 3.5 dB/km

Por conector 0.7 dB/km

Por empalme de cable 0.2 dB/km

Unidad central Unidad de bahía1200 m1 m1 m

Conector FST

≤ 5 dB

Conector FST






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Requerimientos (conti-nuación)Requerimientos (conti-nuación)


Fig. 10 Secuencias de maniobra del seccionador mostrando la operación de los contactos auxiliares usa-dos para controlar la imagen de barras.

Imagen réplica del interruptor

Cuando se lee la réplica del interruptor encualquier alimentador o interruptor de acople,el comando Cerrado del interruptor se debeconectar.

Transformadores de corriente principales

Como consecuencia de los algoritmos utiliza-dos y las características de estabilización inc-luidas, la protección de barras es altamenteinsensible al fenómeno de saturación de lostransformadores de corriente. Se pueden utili-zar transformadores de corriente tipo TPS(B.S. clase x), TPX, TPY, 5P.. o 10P... .

En una estación con esquema de falla entrefases se pueden mezclar los transformadoresde corriente TPX, TPY y TPZ. Dados los re-

querimientos relativamente bajos de los trans-formadores de corriente, necesarios para la protección de barras, es posible compartir losnúcleos de protección con otros dispositivosde protección.

Requerimientos de los transformadores de

corriente principales para asegurar estabi-

lidad durante fallas externas (Protección

de barras)

Los requerimientos mínimos de los transfor-madores de corriente para sistemas trifásicosse calculan con base en la corriente de fallamáxima.

Para asegurar la operación correcta de la pro-tección de barras, para fallas externas, se debecontrolar el factor límite de precisión efectivo(n').

El factor límite de precisión nominal es dado por el fabricante del transformador de cor-riente. Dependiendo de la capacidad y delconsumo propio del transformador, se obtieneun factor límite de precisión efectivo n, elcual se define a continuación:

donde:

n = factor límite de precisión nominal.

P N = Carga nominal del transformador de

corriente.PE = Pérdidas del transformador de cor-

riente.

PB = Carga conectada en corriente nomi-nal.

En caso de un esquema con medición fase-fase, n’ debe cumplir las dos ecuacionessiguientes:

donde:

IKmax = corriente máxima de falla en lalínea, para una falla pasante.

Cierre del seccionador

Distancia de aislamiento

El contacto auxiliar debe estar cerrado

El contacto auxiliar debe estar abierto

El contacto auxiliar puede estar cerrado

Contactoprincipaldel seccionador

Contactoauxiliar “Abierto” (N.C.)

Contactoauxiliar “Cerrado” (N.A.)

Posiciònde cierre

Posiciònde apertura

Apertura del seccionador

EB

EN

PP

PPnn'

++

⋅=

n′1 IKmax⋅5 I1N⋅

-------------------≥1)






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I1N = corriente nominal del primario deltransformador de corriente.

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

2) n' ≥ 10 para T N ≤120 mseg on' ≥ 20 para 120 mseg <T N ≤300 mseg

donde:

T N = constante de tiempo CC

Ejemplo: IKmax = 30000 AI1N = 1000 AT N = ≤120 mseg

Aplicando las relaciones 1) y 2):

2) n' ≥10

Conclusión: n' ≥10

Los requisitos de los transformadores de cor-riente para REB500sys / protección de distan-cia de describen en una publicación separada

[2].

Arranques para fallas internas

En caso de falla interna en barras, la satura-ción de los transformadores de corriente esmenos probable, porque cada transformadorde corriente transporta solamente la corrientedel alimentador.

En estaciones donde la saturación de lostransformadores de corriente es posible, esimportante controlar que la corriente mínimade corto circuito exceda al valor de ajusteIkmin.

Observaciones:

ara sistemas con medición de I0, se debe dili-genciar y enviar a ABB el Apéndice L1 delcuestionario del REB 500 1MRB520371-Ken para poder comprobar los requerimientosde los transformadores de corriente para ase-gurar una medición correcta en los sistemascon medición de I0.

n′300005000

---------------- 6=≥1)







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Datos técnicos Tabla 3 Datos Generales

Rango de temperatu-ras:

- operación- almacenamiento y

transporte

-10°C...+55°C

-40°C...+85°C

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

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

Pruebas de clima:- Frío- Calor seco- Calor húmedo

(larga duración)

-25°C / 16 horas+70°C / 16 horas-25° a 70°, 1°/min, 2 ciclos+40°C; 93% humedad rela-tiva / 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 resisten-

cia del aislamiento 0.5 kV / >100 MΩ EN 60255 (2001), IEC 60255-5 (2000), VDE 0411Pruebas dielectricas 2 kV AC o 3 kV DC/1 min

1 kV AC o 1.4 kV DC/1 min

(a través de contactosabiertos)

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 Julios5 kV AC

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

Tabla 4 Compatibilidad Electromagnética (EMC)

Inmunidad

Prueba de perturbación de1 MHz

1.0/2.5 kV, 1 MHz, res-puesta 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 electro-stática (ESD)

- descarga en aire- descarga en contactos

8 kV6 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 alcampo magnético a la fre-cuencia 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 deradio frecuencia (RFI)

0.15 - 80 MHz, 80% ampli-tud modulada 10 V, Cl. 380 - 1000 MHz, 80% ampli-tud modulada 10 V/m, Cl. 3900 MHz, impulsomodulado10 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 industrialProcedimiento de prueba EN 55022 (1998), CISPR 22 (1990)






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Tabla 5 Pruebas mecánicas

Módulos de Hardware

Vibración y choque

Investigación de resonancia 2...150 Hz / 0.5 gn EN 60255-21-1 (1996), IEC 60255-21-1

(1988), IEEE 344-1987Esfuerzo 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 EN 60255-21-2 (1996), IEC 60255-21-2

(1988), IEC 60068-2-27 (1987)

Prueba de choque perma-nente

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

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

Tabla 6 Clases de protección

Unidad de bahía Unidad central 19” Tablero (ver Tabla 12)

IP40 IP20 IP40-50

Tabla 7 Entradas analógicas, (Unidad de bahía)

Corrientes

4 canales de entrada I1, I2, I3, I4

Corriente nominal (IN) 1 A o 5 A según se elijan los termi-nales, relación de transformaciónajustable via IHM500

Valores térmicos nominales:continuos

durante10 segdurante 1 seg

impulso (medio ciclo)

4 x IN

30 x IN100 x IN

250 x IN (valor pico)

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

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

Consumo por fase ≤0.02 VA para IN = 1 A≤0.10 VA para IN = 5 A

Tensiones (opción)

4 canales de entrada U1, U2, U3, U4 500BU02

5 canales de entrada U1, U2, U3, U4, U5 500BU03

Tensión nominal (UN) 100 V, 50/60 Hz, 16,7 Hz200 V, 50/60 Hz, relación de trans-formación ajustable via IHM500

Valores térmicos nominales:continuo

durante 10 seg.

2 x UN

3 x UN

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

Consumo por fase ≤0.3 VA con UN

Datos comunes

Frecuencia nominal (f N) 50 Hz, 60 Hz, 16.7 Hz, ajustable viaIHM500






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Datos técnicos (conti-nuación)Datos técnicos (conti-nuación)


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

Corriente nominal continua ≤8 A

Corriente de cierre y conduc-ción para 0.5 seg

≤30 A

Potencia de cierre máxima a110 V CC

≤3300 W

Comportamiento de reposi-ción por salida binaria, progra-mable

- 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 centralCorriente de apertura(L/R=40 mseg)

para 1 contacto

para 2 contactos en serie

U <50 V CC ≤1.5 AU <120 V CC ≤0.3 AU <250 V CC ≤0.1 A

U <50 V CC ≤5 AU <120 V CC ≤1 AU <250 V CC ≤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 AU <120 V CC ≤0.1 A

U <250 V CC ≤0.04 AEntradas binarias

Cantidad de entradas por uni-dad de bahía

20 opto acopladores9 grupos con terminal común

Cantidad de entradas por uni-dad central

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

Rango de tensión (Uoc) 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 (Uaux) ±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 detensión durante la cual se mantiene la ten-sión 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






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Funciones de registro

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, IHMintegrado o montado separadamente

Unidad central: Montaje empotrado en marcos o en tableros

Tabla 12 Diseño de tablero

TableroTipo RESP97 estándar (para mas información ver1MRB520159-Ken)

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 unidadesinsertadas)

Aprox. 400-600 kg por armario

Terminales Tipo de terminal Datos de conexiónSólido Trenzado

Para TCs Phoenix URTK/S 0.5 - 10 mm2 0.5 - 6 mm2

Para TPs *) Phoenix URTK/S 0.5 - 10 mm2 0.5 - 6 mm2

Para alimentación Phoenix UK 6 N 0.2 - 10 mm2 0.2 - 6 mm2

Para disparo Phoenix UK 10-Twin 0.5 - 16 mm2 0.5 - 10 mm2

Para entradas/salidas binarias Phoenix UKD 4-MTK-P/P 0.2 - 4 mm2 0.2 - 2.5 mm2

Cableado interno

Para TC´s Cable flexible 2.5 mm2

Para TP´s Cable flexible 1.5 mm2

Para alimentación Cable flexible 1.5 mm2

Para entradas/salidas binarias Cable flexible 1.5 mm2

Tabla 13 Registrador de eventos

Registrador de eventos Unidad de bahía Unidad central

Eventos del sistemaEventos de protecciónEventos de prueba

100 en total 1000 en total






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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 seg3.0 seg6.0 seg

2400/2880/802 Hz1200/1440/401 Hz600/720 Hz

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

Opción 1: Corrientes y tensiones


6.0 seg12.0 seg24.0 seg

400/2880/802 Hz1200/1440/401 Hz600/720 Hz

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

Opción 2: Corrientes y tensiones


10.0 seg20.0 seg40.0 seg

2400/2880/802 Hz1200/1440/401 Hz600/720 Hz

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

Número de registros de falla = tiempo total de registro/ ajuste 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 disparosCorrientes 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 IECOrdenes de reposición de disparosTransferencia de datos del registrador de fallasRango privado:

soporte de todos los eventos binariosModo 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 parala unidad 500BU03






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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 A100...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 Ikmin 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 Idiff /Ikmin ≥5 incl. los relés de disparo;para f N = 50, 60 Hz

30...40 mseg para Idiff /Ikmin ≥5 incl. los relés de disparo;para f N = 16.7 Hz

Relación de transformación de los trans-formadores 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 <Ik/Ikmin <20); para f N = 50, 60 Hz45...159 mseg (para 1.2 <Ik/Ikmin <20); para f N = 16.7 Hz

Tabla 17 Protección de falla de Interruptor (50BF) (opcional)

Medición:

Rango de ajuste 0.1...2 x IN en escalones de 0.1 x IN

Precisión ±5%

Temporizadores:

Rango de ajuste de los temporizadorest1t2

10...5000 mseg en escalones de 10 mseg0...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 IN en escalones de 0.1 IN

Relación de reposición 95%

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






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

Característica tiempo definido

Medición:

Rango de ajuste 0.1...20 x IN en escalones de 0.1 x IN

Rango de ajuste del tiempo de retardo 10 mseg...20 seg en escalones de 10 mseg

Relación de reposición 95% típica

Tiempo de reposición 20...60 mseg (con 1.2 <I/Iajuste <20); para f N = 50, 60 Hz

Tabla 20 Protección de discrepancia de polos del interruptor (51) (opcional)

Rango de ajusteTiempo de retardoFactor de discrepancia

0.1 IN ... 2.0 IN en escalones de 0.1IN, valor por definición 0.2 IN100...10000 mseg en esc. de 100 mseg, valor por definición1500 mseg

0.01* Imax...0.99 * Imax en esc. de 0.01 * Imax, valor por definición 0.6 * ImaxPara alimentadores con disparo y recierre monopolar, el ajuste de tiempo para la protección de discre-pancia de polos debe ser mayor que el tiempo de recierre. El factor de discrepancia es la diferenciamáxima 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 IN en escalones de 0.1 IN,valor por definición 0.7 IN

Si la función de comprobación de baja corriente 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 corrientedel 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 ali-mentador)

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

Si la característica de comprobación de tensión no está activada, los comandos de disparo se da inde-pendientemente de la tensión (ajuste estándar).

La característica de comprobación de tensión se utiliza como un criterio adicional para la protección debarras (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






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Funciones de unidad de bahía para protección de respaldo / pro-tección principal 2 REB500sys

(Aplicable para frecuencias nominales de 50 y 60 Hz)

Tabla 24 Lógica

• Lógica para 4 entradas binarias con las 3 configuraciones siguientes:1. puerta OR

2. puerta AND3. Flip-flop bi-estable con 2 entradas de ajuste y 2 entradas de resposición (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.

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 IN en escalones de 0.01 IN

Temporización 0.02...60 seg en escalones de 0.01 seg

Precisión del ajuste de operación (a f N) ±5%

Relación de reposiciónsobrecorrientesubcorriente

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

Tiempo de operación max. sin temporizaciónintencional

60 mseg

Bloqueo de la corriente de energizaciónajuste de operaciónrelación de reposición

opcional0.1 I2h/I1h0.8

Tabla 26 Función de sobrecorriente de tiempo inverso (51)

• Medición mono o trifásica con detección de la corriente de fase más alta• 4 juegos de parámetros independiente

Característica de tiempo inverso(de acuerdo con B.S. 142, IEC 60255-3 con

rango de ajuste extendido)normal inversamuy inversaextremadamente inversainversa de larga duración

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

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

o característica RXIDG t = 5.8 - 1.35 · In (I/IB)

Ajustes:

Número de fases 1 o 3

Corriente de base IB 0.04...2.5 IN en escalones de 0.01 IN

Corriente de operación Iarranque 1... 4 IB en escalones de 0.01 IB

Ajuste mínimo de tiempo tmin 0...10 seg en escalones de 0.1 seg






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Ajuste de k1 0.01...200 seg en escalones de 0.01 seg

Clases de precisión para el tiempo de opera-ción de acuerdo con Bri tish Standard 142,

IEC 60255-3, característica RXIDG

E 5.0

±4% (1 - I/80 IB)Relación de resposición 95%

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 UN en escalones de 0.01 UN


Precisión del ajuste de operación (a f N) ±2% o ±0.005 UN

Relación de reposición (U ≥0.1 UN)sobretensiónsubtensión

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

Tiempo de operación max. sin temporizaciónintencional

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 conrango de ajuste extendido)

normal inversamuy inversaextremadamente inversainversa de larga duración

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

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

o característica RXIDG t = 5.8 - 1.35 · In (I/IB)

Ajustes:

Número de fases 1 o 3

Corriente de base IB 0.04...2.5 IN en escalones de 0.01 IN

Corriente de operación Iarranque 1...4 IB en escalones de 0.01 IB

Ajuste mínimo de tiempo tmin 0...10 seg en escalones de 0.1 seg Ajuste de k1 0.01...200 seg en escalones de 0.01 seg

Clases de precisión para el tiempo de opera-ción de acuerdo con British Standard 142,IEC 60255-3,característica RXIDG E 5.0

±4% (1 - I/80 IB)

Relación de resposición 95%






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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 IN en escalones de 0.01 IN

Angulo -180°…+180° en escalones de 15°

Retardo 0.02…60 seg en escalones de 0.01 seg

Tiempo de espera 0.02…20 seg en escalones de 0.01 seg

Duración de la memoria 0.2…60 seg en escalones de 0.01 seg

Exactitud:La exactitud de las mediciones está definida por:• Rango de frecuencia 0.9...1.05 f N• Tensión sinusoidal incluyendo 3., 5., 7. y 9. armónico

Exactitud del valor de arranqueRelación de reposiciónExactitud del ángulo de medición (para0.97...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 UN<0.005 UN±20°

±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 IN en escalones de 0.01 IN

Angulo -180°…+180° en escalones de 15°

Característica de tiempo inverso(de acuerdo con B.S. 142, IEC 60255-3 con rango deajuste extendido)

normal inversamuy inversaextremadamente inversainversa de larga duración

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

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

t-min 0…20 seg en escalones de 0.01 seg

Valor IB 0.04…2.5 IN en escalones de 0.01 IN






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Tiempo de espera 0.02…20 seg en escalones de 0.01 seg

Duración de la memoria 0.2 …60 seg en escalones de 0.01 seg

Exactitud:La exactitud de las mediciones está definida por:• Rango de frecuencia 0.9...1.05 f N

Exactitud del valor de arranqueRelación de reposiciónExactitud 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 UN<0.005 UN±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 corriente trifásica y tensión trifásicaque 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 frecuencianominal

±2% IN en el rango 0.2...1.2 IN±2% UN en el rango 0.2...1.2 UN

Relación de reposición ≥90% en el rango completo>95% (con U >0.1 UN o I >0.1 IN)

Ajuste de la plausibilidad de la corriente

Valor de operación diferencial para la suma de las corrien-tes internas 0.05...1.00 IN en escalones de 0.05 IN

Compensación de la amplitud para la sumatoria del TC -2.00...+2.00 en escalones de 0.01


Ajuste de la plausibilidad de la tensión

Valor de operación diferencial para la suma de las tensio-nes internas 0.05...1.2 UN en escalones de 0.05 UN

Compensación de la amplitud para la sumatoria del t.p. -2.00...+2.00 en escalones de 0.01


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 secuenciacero

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 0...10 seg en escalones de 0.01 seg

Arranque de subimpedancia -999...999Ω

/fase en escalones de 0.1Ω

/fase

Arranque de sobrecorriente 0.5...10 IN en escalones de 0.01 IN






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Corriente mínima de operación 0.1...2 IN en escalones de 0.01 IN

Respaldo por sobrecorriente 0...10 IN en escalones de 0.01 IN

Criterio corriente de neutro 0.1...2 IN en escalones de 0.01 IN

Criterio tensión de neutro 0...2 UN en escalones de 0.01 UN

Criterio de tensión mínima para detectar,por ejemplo alimentación débil

0...2 UN en escalones de 0.01 UN

Supervisión del transformador de tensiónCriterio tensión de neutro/secuenciade fase negativaCriterio corriente de neutro/secuenciade fase negativa

0.01...0.5 UN en escalones de 0.01 UN

0.01...0.5 IN en escalones de 0.01 IN

Precisión (aplicable para constantes detiempo de corriente entre 40 y 150 mseg)

error de amplituderror de faseerror adicional por

- fluctuación de frecuencia de ± 10%-10% de contenido de3ra. armónica-10% de contenido de5ta. armónica

±5% para U/UN >0.1±2° para U/UN >0.1

±5%±10%±10%

Tiempos de operación para la función deprotección de distancia (incluyendo el reléde disparo)

mínimotípico(ver también curvas isocrónicas)

20 mseg25 mseg

Tiempo de reposición típico 25 mseg

Requerimientos de operación de los con-tactos auxiliares del mini interruptor de losTP.

Tiempo de operación <15 mseg






Página 30



Tiempos de operación de la función de protección de distancia

Curvas isocrónicas

Abreviaturas: ZS = impedancia de fuenteZF = impedancia de falla

ZL = ajuste de impedancia de zona 1

Falla monofásica (mín)

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0.1 1 10 100 1000

18ms

Falla monofásica (max)

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0.1 1 10 100 1000

31ms

29ms

SIR (ZS /ZL)

Z F / Z L

Z F / Z L

SIR (ZS /ZL)

18ms17ms

Falla bifásica (mín)

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0.1 1 10 100 1000

Falla bifásica (max)

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0.1 1 10 100 1000

29ms

32ms

Z F / Z L

Z F / Z L

SIR (ZS /ZL)SIR (ZS /ZL)

18ms17ms

19ms

Falla trifásica (mín)

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0.1 1 10 100 1000

20ms

Falla trifásica (max)

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0.1 1 10 100 1000

29ms

33ms

Z F / Z L

Z F / Z L

SIR (ZS /ZL) SIR (ZS /ZL)

18ms17ms






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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 3I0

• 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 0.1...1.0 IN en escalones de 0.01 IN

Ajuste de la tensión de operación 0.003...1 UN en escalones de 0.001 UN

Ángulo característico -90°...+90° en escalones de 5°

Temporización 0...1 seg en escalones de 0.001 seg

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 ningunofalla 1f - recierre 1f

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

2do. a 4to. recierres ningunodos ciclos de recierretres ciclos de recierrecuatro 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 segTiempo de bloqueo 0.05...300 seg

Tiempos de discriminación mono-trifásico 0.1...300 seg

Todos los ajustes en escalones de 0.01 seg






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Tabla 35 Comprobación de sincronismo (25) (opcional)

• Determinación de la comprobación de sincronismoMedición monofásica. Se determina la diferencia entre las amplitudes, ángulos de fase y frecuencias

de dos vectores de tensión• Supervisión de tensión

Medición mono o trifásicaEvaluación de valores instantáneos debido al amplio rango de frecuenciaDeterminación 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 0.05...0.4 UN en escalones de 0.05 UN

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 0.6...1 UN en escalones de 0.05 UN

Tensión máxima 0.1...1 UN en escalones de 0.05 UN

Tiempo de supervisión 0.05...5 seg en escalones de 0.05 seg

Tiempo de resposición 0...1 seg en escalones de 0.05 seg

PrecisiónDiferencia de tensiónDiferencia de faseDiferencia de frecuencia

para 0.9...1.1 f N±5% UN±5°±0.05 Hz






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Diagramas Entradas / salidas unidad central

Fig. 11 Diagrama de cableado de los módulos de la unidad central

Entradasbinarias

Salidasbinarias

U

3

Entradasbinarias

Salidasbinarias

500BIO01

500PSM03

aux

Tarjeta entrada salida opcional

Tarjeta entrada/salida opcional

U

Abreviaturas Explicación

OCxxCRxxOLxx

Optoacoplador Relé de comandoEnlace óptico

Bloque de

terminalesExplicación

Tipo de

cable/

conductor

ABP

Entradas binariasSalidas binarias

Alimentación

1.5 mm2

1.5 mm2

1.5 mm2






Página 35


Diagrama de conexión de la unidad de bahía 500BU03

Se presenta una descripción detallada de cada versión en las notas de aplicación [3].

Fig. 13 Diagrama de cableado de las unidades de bahía 500BU03

Unidad

de bahíaFunciones de protección

500BU03 Nivel de estación Nivel de bahía Valor medido

E n t r a d a s a n á l o g a s

P r o t e c c i ó n d e b a r r a s

P r o t e c c i ó n d e f a l l a i n t e r r u p t o r

P r o t e c c i ó n d e z o n a m u e r t a

P r o t e c c i ó n d e d i s c r e p a n c i a d e p o l o s d e l i n t e r r u p t o r

C o m p r o b a c i ó n d e t e n s i o n e s

R e g i s t r o d e f a l l a s

P r o t e c c i ó n d e d i s t a n c i a

P r o t e c c i ó n d e s o b r e c o r r i e n t e d e t i e m p o d e f i n

i d o

P r o t e c c i ó n d e s o b r e c o r r i e n t e c a r a c t e r í s t i c a i n v e r s a c o n m í n i m o d e f i n i d o

P r o t e c c i ó n d i r e c c i o n a l d e s o b r e c o r r i e n t e d e t

i e m p o d e f i n i d o

P r o t . d i r e c c i o n a l d e s o b r e c o r r . c a r a c t e r í s t i c a

i n v e r s a c o n m í n i m o d e f i n i d o

P r o t e c c i ó n d e t e n s i ó n d e t i e m p o d e f i n i d o

C o m p r o b a c i ó n d e s i n c r o n i s m o

P r o t e c c i ó n d e s o b r e c o r r i e n t e d i r e c c i o n a l d e f a l l a a t i e r r a

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

C o m p r o b a c i ó n d e p l a u s i b i l i d a d d e c o r r i e n t e s

C o m p r o b a c i ó n d e p l a u s i b i l i d a d d e t e n s i o n e s

Corrientes

I1

Corriente de fase L1 (línea)

I2


I3


I4 Corriente residual Lo (Y)(línea)

Corriente residual derivadainternamente Io=Σ IL1+IL2+IL3

Tensiones

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

Tensión residual derivada internamente

Uo=Σ UL1+UL2+UL3

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

Derivadainternamente

Derivada internamente

10

12

0

1

5

1

2

3

0

4

5

1

5

6

0

7

5

1

8

9

0

5

1

11

2 0

1

5 0

4

8 0

7

11 0

10

13

14 0






Página 36

Diagramas (continua-ción)Diagramas (continua-ción)


REB500: Asignación típica de las entradas / salidas

Fig. 14 REB500: Asignación típica de las entradas / salidas de una unidad central para protecciones debarras y falla interruptor.

Fig. 15 REB500: Asignación típica de las entradas / salidas para una barra doble de una unidad centralpara protecciones de barras y falla interruptor. 500BU02

OC01

1

OC02

2

OC03

3

OC04

4

5

6

OC05

7

OC06

8

OC07

9

OC08

10

11

12

OC09

13

OC10

14

OC11

15

OC12

16

17

18

1

2

3

4

5

CR01

CR02

CR03

6

7CR04

8

9

10

11

12

13

CR05

CR06

14

15

16

17

18

CR07

CR08

CR09

Acept. alarma imagen barras

Reposición externa

Bloquear toda la protección

Bloquear relé de salida

Bloquear protección de barras

Bloquear prot. falla interruptor

Generador de prueba activado

Alarma seccionador

Comando inhibido

Alarma sistema

En servicio

Alarma corriente diferential

Disparo protección de barras

Disparo prot. falla interruptor

Protección bloqueada / relé de salida bloqueada

Entradas binarias Salidas binarias

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

OC01

OC02

OC03

OC04

OC05

OC06

OC07

OC08

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

OC10

OC11

OC12

OC13

OC14

OC15

OC16

A

B

16

17

18OC09

OC17

OC18

OC19

OC20

16

17

18

Entradas binarias

Seccionador de barra 1 Q1 abierto

Seccionador de barra 1 Q1 cerrado


Seccionador de barra 2 Q2 cerrado

Arranque PFI 1 fases L1L2L3

Arranque PFI 1 fase L1






Arranque PFI 2 fasesL1L2L3

En servicio

Bloqueo comando de cierre

Disparo remoto, canal 1


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

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

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

CR01

CR02

CR03

CR04

CR05

CR06

CR07

CR08

CR09CR10

CR11

CR12

CR13

CR14

CR15

CR16

C

D

Salidas binarias






Página 37


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

Fig. 16 REB500sys: Asignación típica de las entradas / salidas de la versión 4 de 500BU03Ver [3] Notas de aplicación

Entradas binariasVersión No. 4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

OC01

OC02

OC03

OC04

OC05

OC06

OC07

OC08

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

OC10

OC11

OC12

OC13

OC14

OC15

OC16

A

B

16

17

18OC09

OC17

OC18

OC19

OC20

16

17

18


Seccionador de barra 1 Q1 cierre

Seccionador de barra 2 Q2 cierre

Arranque PFI 1 fases L1L2L3




Recepción de portadora prot. distancia

Recepción de portadora prot DEF

Falla MCB TP Barra 1

Falla MCB TP Barra 2


Interruptor Q0 abierto

Interruptor Q0 cerrado

Comando de cierre interruptor Q0

Prepare disparo 3P de principal 1

Principal 1 operativa / en servicio (Blk. AR)

Falla MCB TP línea

Todos los polos de int. cerrados, prot. DEF

OCO preparado para liberación recierre

En servicio

Bloqueo comando de cierre





1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

CR01

CR02

CR03

CR04

CR05

CR06

CR07

CR08

CR09

CR10

CR11

CR12

CR13

CR14

CR15

CR16

C

D

Salidas binariasVersión No. 4

Comando cierre del recierre

Envío de portadora, prot. distancia

Envío de portadora, prot. DEF

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







Página 38

Planos de dimen-siones (in mm)

Unidad de bahía 500BU02

Fig. 17 Unidad de bahía para montaje empotrado, clase de protección de la caja IP40 (sin IHM local)

Fig. 18 Versión centralizada para montaje en placa de 19", con hasta tres unidades de bahía.Opcionalmente con IHM local

Caution

Achtung

Atencion

Attention

Area de conexión: 2.5 mm2

max. 4.0 mm2

E s p a c i o

p a r a

e l c a b l e a d o

d e l p r o c e s o

Area de conexión: max. 2.5 mm2

max. 4.0 mm2

E s p a c i o

p a r a

e l

c a b l e a d o

d e l p r o c e s o






Página 39


Unidad de bahía 500BU03

Fig. 19 Dimensiones de unidad de bahía con IHM local, montage clásico.Caja con clase de protección IP40

Area de conexión: max.2.5mm2

223

2 7 6

Max.4.0mm2

REB500

* *

M a d e i n S w i t z e r l a n d

5 0 0 B U 0 3

4 . 5

c a . 1

0 0

1 8 9

2 5

Espacio para el cableado del proceso 204

2 6 7

Dimensiones de perforación en panel

210

2 0 0

0

±0.5

± 0 . 5

+ 0 . 1

1 0

9

3

6

5

4

7

8

1

2

2 0

1 9

1 3

1 6

1 7

1 8

1 5

1 4

1 2

1 1

6 U = 2 6 5 . 8

500BU03

B

+

-

0

I

D

U5

U5[0]

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

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

+

-

0

I

DC

HMI

H

A

Rx

C

Tx Rx

E

Tx

U3[0]

U4

U4[0]

U2[0]

U3

U2

U1

U1[0]

REB500

R P

I4[0]

I4[1A]

I4[5A]

U

I2[1A]

I3[5A]

I3[0]

I3[1A]

I2[5A]

I2[0]

I1[5A]

I1[0]

I1[1A]

I






Página 40

Planos de dimensio-nes (in mm) (continua-ción)



Unidad central

Fig. 20 Dimensiones de unidad centralClase de protección IP20

Vista posterior a p p r o x .

7 0

2 1 2

482.6

6 U = 2 6 5 . 8

a p p r o x .

2 3 5

3 0

443






Página 41


Fig. 21 Vista frontal de la protección de barrasREB500 (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 espaciono se suministran ductos para los cables.

Unidadcentral

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

UnidadCantidad de

500BU03

Sección area de

cable externa

Cantidad de cables

del sistema por bahía

Transf. de corr. por bahía 4 2,5 mm2 - 6 mm2 1

Transf. de tension por bahía 5 1,5 mm2 - 6 mm2 1

Entradas binarias por bahía 20 1,5 mm2 - 2,5 mm2 1 - 3

Salidas binarias por bahía 16 1,5 mm2 - 2,5 mm2 1 - 3

Cantidad máxima de bahíaspor cubículo con unidad cen-tral

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

por cubículo sin unidad cen-tral

12*






Página 42




Autónomo IHM flexible Montage clásico

Versión basico Versión basico Montage clásico

Fig. 23 Posibles arreglos de la unidad de bahía con IHM (interfaz hombre máquina)

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 casopara 11 alimentadores e interfaz de comu-nicación)

Unidad central con alimentation redundante 10.0 kg






Página 43


Ejemplo de espe-cificación

Protección numérica combinada de estación y bahías con total auto supervisión y conver-sión análoga digital de todas las magnitudes

de entrada.

La arquitectura debe ser descentralizada conunidades de bahía y unidad central.

Debe ser apta para protección de subestacio-nes de barra sencilla y subestaciones de barradoble, así como para la protección (principal2 o respaldo) de alimentadores de entrada ysalida, bahías de línea, cable o transformador.

El hardware debe permitir que se activen lasfunciones desde la biblioteca del software:

• Protección de barras, basado en principiode baja impedancia y con al menos dos cri-terios independientes de disparo

• Protección de zona muerta

• Protección de falla interruptor

• Criterios adicionales para la protección de barras como liberación por sobrecorrienteo baja tensión

• Funciones de respaldo de sobre-/baja

corriente y sobre-/baja tensión en las bahías (sobrecorriente direccional y nodireccional)

• Protección de distancia con todas las fun-ciones relevantes, tales como cierre enfalla, esquemas de teleprotección, supervi-sión de tensión, bloqueo por oscilación de

potencia

• Función de sobrecorriente direccional defalla a tierra basada en componentes desecuencia cero con esquema de comunica-

ción separada o utilizando el mismo canalque la protección de distancia

• Función de recierre, mono o trifásico yvarios ciclos

• Función de comprobación de sincronismocon los diferentes modos de operación(comprobaciones con línea muerta y barramuerta).

No se requieren TCs auxiliares y el sistema posee comprobación interna de los circuitosde 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 deentrada y salidas.

Comunicación a través de un computador o por medio de una interfaz con sistemas decontrol y supervisión para permitir que semuestre 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 esta-ción debe estar disponible en la unidad cen-tral.

El sistema propuesto debe poder ser expan-dido fácilmente en caso de ampliaciones de lasubestación.







Página 44

Pedido REB500 /REB500sys

Pedido y alcance de suministro

Cuando se envíe una solicitud de oferta, estase debe acompañar con la versión corta del

cuestionario adjunto ( página 45) debidamentediligenciado y el diagrama unifilar de la esta-ción. Esto nos permite entregar una oferta quecorresponda mas adecuadamente a las necesi-dades.

Al momento del pedido, se debe diligenciar laversión completa del cuestionario 1MRB520-371-Ken, si sus requerimientos se desvían delas asignaciones estándares de ABB (ver

páginas 36/37). Estos datos se requieren parallevar acabo la ingeniería de la protección,

p.e.: asignación de seccionadores, asignaciónde t.c's, entradas y salidas binarias, etc. Los

datos del cuestionario son por lo tanto absolu-tamente necesarios.

Alcance de suministro

El sistema de protección se entrega completa-mente probado y acompañado de la siguientedocumentación y software

• la disposición de los bastidores y tablerossi corresponde.

• 1 CD que contiene documentación estan-dar y software de operación en alemán,inglés, francés y español

• el software del sistema con la configura-ción de la estación y los ajustes de los

parámetros almacenados en un mediomagnético.

Prueba del sistema realizado en el campo de pruebas:

• instalación del software del sistema con laconfiguración de la estación y los ajustesde los parámetros

• prueba de la imagen de barras y funciones

de protección asociadas.

La prueba de recepción puede realizarse en elcampo de pruebas, sujeto a un acuerdo previocon el cliente.

El plazo de entrega se cuenta a partir de larecepción de la orden técnica y comercial-mente completa, acompañada del cuestiona-rio completo.






Página 45


Questionariocorto

1. Cliente Cliente Estación Referencia de cliente Represent. cliente, fecha

2. ABB (diligenciado por ABB) Oferta No. Pedido No. Ing. ventas Gerente proyecto

3. Diagrama unifilar válido Diagrama No. Fecha Indice rev. Fecha rev. Nota: (Debe incluir localización y con- Absolutamente figuraci n de bah as futuras) indispensable!

4. Sistema primario Tensión sistema [kV] Tierra Configuración de barras

Aterriz. sólidamente Simple Interr. y medio

Aislodo Doble Anillo

Frecuencia [Hz] Compensado Triple Barra transfe-

Baja resistencia. Cuadruple renc. addition.

Instalación AIS GIS

5. Circuitos de disparo Cantidad de bobinas de disparo conectadas al REB500Una bobina de disparo Dos bobinas de disparo

6. Configuración unidad central Protección de barras Con medición de corriente de neutro

BBP IO (Especial -> para sistemas aterrizados con baja resistencia

únicamente

Comunicación SCS/ SMS ----> Interfaz

(Opción) LON IEC 60870-5-103

Cantidad de tarjetas de entradas/sal idas (BIO) para unidad centra l (Opción)Nota: 12 entradas binarias y 9 salidas binarias por tarjeta BIO Una BIO Dos BIO's

Alimentación redundante para la unidad central Alimentación CC para la unidad central

(Opción) Udc [V]

7. Tipo de instalación Distribuido UC unidades sueltas Centralizado UC y UT unidades sueltas

UT unidades sueltas

Distribuido UC instalado en tableros Centralizado UC y UT instalado en tablerosUT instalado en tableros

8. Tableros 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)

9. Cable de fibra óptica Longitud total para todas las bahías (tipo interior) [m] (Solamente se llena si los cables de

Longitud total para todas las bahías (tipo exterior) [m] fibra óptica se deben ofrecer)

10. Documentación REB500 estándar, 3 juegos completos de documentación Cantid. de juegos adicional. (opcional)

Idioma:

Inglés Español

11. Notas

Abreviaciónes: UC REB500 Unidad central Definitions: (Estándar) Función o versión estándar

UT REB500 Unidades de bahía (Opción) Función o versión opcional

SCS Sistema de control de estación (Especial) Solamente para aplicaciones especiales

SMS Sistema de supervisión 4I 4 transformadores de corriente

BIO Módulo entradas/salidas binarias 4I+5U 4 transf. de corr. y 5 t ransf. de tens.

AIS Instalación convencional en aire 4I+5U+red 4 transf. de corr. y 5 transf. de tens.,

GIS Instalación convencional en SF6 incluye alimentación redundanteIHM Interfaz Hombre Máquina Configuración 1-8 Dependiendo del equipo protegido (línea

transformador, acoplador) y la topologia de

la estación, las unidades de bahía pueden

tener configuración diferente.

Por favor marque con X para seleccionar






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Questionario corto(continuación)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) x

4I + 5U4I + 5U + red.

BU03 (autónoma)

(Estándar)

4I + 5U

4I + 5U + red.

Incluir IHM localintroducir 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 (Opción) x 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 (*) 416. Registro de fallas RF

Tiempo de registro 1.5 seg con tensión (*)

a z st n ar x Tiempo de registro 6 seg con tensión (*)

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 bahíaequipadas para esta configuración 10

Cantidad de unidades de bahía futuraspara esta configuración (Ingeni. ejecutada)

3

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

Long. cable = 0.5m oLong. cable = 3.0 m

ABB REB500






Página 47








Página 48

Referencias [1] Datos técnicos REL316*4 1MRK506013-Bes

[2] CT requirements for REB500 / REB500sys 1KHL020347-AEN

[3] Application description REB500sys 1MRB520295-Aen

[4] Datos técnicos E_wineve 1MRB520153-Bes

Operating instructions REB500 / REB500sys 1MRB520292-Uen

Cubicle specification RESP97-questionnaire 1MRB520159-Ken

Data sheet RESP97 1MRB520115-Ben

Reference list REB500 1MRB520009-Ren

Ordering questionnaire REB500 1MRB520371-Ken

ABB Suiza SAUtility Automation SystemsBrown-Boveri-Strasse 6CH-5400 Baden/SuizaTeléfono +41 58 585 77 44T l f 41 58 585 55 77

diferencial barras abb reb500

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