Feeder Proteção e controle REF615 Guia do Produto · 2018-05-10 · ... 20 9. Registro de eventos...

Relion® 615 series

Feeder Proteção e controleREF615Guia do Produto

Conteúdo

1. Descrição.......................................................................3

2. Configurações padrão....................................................3

3. Funções de proteção.....................................................8

4. Aplicações....................................................................13

5. Soluções da ABB suportadas.......................................18

6. Controle.......................................................................20

7. Medição.......................................................................20

8. Registrador de perturbações........................................20

9. Registro de eventos......................................................21

10. Dados registrados.......................................................21

11. Monitoramento da condição do disjuntor....................21

12. Supervisão do circuito de disparo...............................21

13. Auto supervisão..........................................................21

14. Supervisão de falha de fusível......................................21

15. Supervisão do circuito de corrente..............................22

16. Controle de acesso.....................................................22

17. Entradas e saídas........................................................22

18. Comunicação..............................................................24

19. Dados técnicos...........................................................27

20. IHM Local....................................................................60

21. Métodos de montagem...............................................61

22. Caixa e unidade plug-in do IED...................................62

23. Informações para seleção e aquisição.........................62

24. Acessórios e informações para pedidos......................67

25. Ferramentas................................................................67

26. Diagramas terminais....................................................71

27. Certificados.................................................................76

28. Relatórios de inspeção................................................76

29. Referências.................................................................76

30. Funções, códigos e símbolos......................................78

31. Documento com o histórico de revisões......................80

Aviso Legal

As informações neste documento estão sujeitas a alteração sem aviso e não devem ser interpretadas como um compromisso da ABB Oy. A ABB Oy não assume

responsabilidade por qualquer erro que possa aparecer neste documento.

© Copyright 2013 ABB.

Todos os direitos reservados.

Marca Registrada

ABB e Relion são marcas registradas do ABB Group. Todos os outros nomes de marca ou produto mencionados neste documento podem ser marcas comerciais

ou marcas registradas de seus respectivos proprietários.

Feeder Proteção e controle 1MRS756909 BREF615 Versão de produto: 3.0

2 ABB

1. DescriçãoREF615 é um IED (dispositivo eletrônicointeligente) do alimentador dedicado projetadopara a proteção, controle, medição e supervisãode subestações de utilidades e sistemas deenergia industrial, incluindo redes de distribuiçãoradial, de circuitos elétricos fechados e de malhascom ou sem geração de energia distribuída.

REF615 é membro da ABB’s Relion® proteção econtrole da família de produtos e parte dosprodutos da série 615. Os IEDs da série 615 sãocaracterizados por seu projeto compacto eunidade extraível.

A reformulação a partir do zero, a série 615 foiprojetada para desencadear o potencial completodo padrão IEC 61850 para comunicação einterporabilidade entre dispositivos de automaçãode subestação.

O IED fornece proteção principal para linhassuperiores e alimentadores de cabo nas redes dedistribuição. O IED é também utilizado comoproteção de back-up em aplicações, onde umsistema de proteção independente e redundanteé requerido.

Dependendo da configuração padrão escolhida, oIED é adapatado para a proteção de linhas

superiores e alimentadores de cabos em redesaterradas solidificamente e compensadas,resitência aterrada, em isolamento neutro. Vistoque a configuração padrão de IED foi dada aosajustes específicos de aplicação, esta pode serdiretamente em circulação.

A série do IED auxilia uma série de protocolos decomunicação incluindo IEC 61850 com

mensagem GOOSE, IEC 60870-5-103, Modbus®

e DNP3.

2. Configurações padrãoREF615 está disponível em oito configuraçõesalternativas padrão. A configuração de sinalpadrão pode ser alterado por meio de matriz desinal gráfico ou funcionalidade de aplicaçãográfica opcional de PCM600 de gerenciador deIED de Controle e Proteção. Além disso, afuncionalidade de configuração de aplicação dePCM600 suporta a criação de funções lógicas demulticamadas utilizando diversos elementoslógicos, incluindo temporizadores e multivibradorbiestável. Ao combinar as funções de proteçãocom os blocos de função lógica, a configuraçãode IED pode ser adapatada aos requerimentos deaplicação específicos do usuário.

Tabela 1. Configurações padrão

Descrição Conf. padrão

Proteção não-direcional contra sobrecorrente e direcional contra falha de terra A e B

Proteção não-direcional contra sobrecorrente e não-direcional contra falha de terra C e D

Proteção não-direcional contra sobrecorrente e direcional contra falha de terra combase em medições de tensão de fase E

A proteção contra falha à terra direcional e sobretensão direcional com tensão defase com base nas medições, proteção contra sobretensão e subtensão F

A proteção contra falha à terra direcional e sobretensão direcional, tensão de fasecom base na proteção e entradas de sensores G

A proteção contra falha à terra direcional e sobretensão direcional, tensão de fase efrequência com base na proteção e funções de medição, verificação de sincronização H

Feeder Proteção e controle 1MRS756909 BREF615 Versão de produto: 3.0 Emitido em: 2013-01-31

Revisão: B

ABB 3

Tabela 2. Funções suportadas

Funcionalidade A B C D E F G H

Proteção1)2)

Proteção não-direcional desobrecorrente trifásica, estágiobaixo, instância 1

● ● ● ● ● - - ●

Proteção não-direcional desobrecorrente trifásica, estágio alto,instância 1

● ● ● ● ● - - ●

Proteção não-direcional desobrecorrente trifásica, estágio alto,instância 2

● ● ● ● ● - - ●

Proteção contra sobretensão nãodirecional trifásica, estágioinstantâneo, instância 1

● ● ● ● ● ● ● ●

Proteção contra sobretensãodirecional trifásica, baixo estágio,instância 1

- - - - - ● ● -

Proteção contra sobretensãodirecional trifásica, baixo estágio,instâncias 1

- - - - - ● ● -

Proteção de sobrecorrente trifásicadirecional, estágio alto - - - - - ● ● -

Proteção contra falha à terra nãodirecional, baixo estágio, instância 1 - - ●4) ●4) - - - ●4)

Proteção contra falha à terra nãodirecional, baixo estágio, instância 2 - - ●4) ●4) - - - ●4)

Proteção contra falha à terra nãodirecional, alto estágio, instância 1 - - ●4) ●4) - - - ●4)

Proteção não-direcional de falta àterra, estágio instantâneo - - ●4) ●4) - - - ●4)

Proteção contra falha à terradirecional, baixo estágio, instância 1 ●3)4)6) ●3)4)6) - - ●3)4)5) ●3)4)5) ●3)4)7) -

Proteção contra à terra direcional,baixo estágio, instância 2 ●3)4)6) ●3)4)6) - - ●3)4)5) ●3)4)5) ●3)4)7) -

Proteção direcional de falta à terra,estágio alto ●3)4)6) ●3)4)6) - - ●3)4)5) ●3)4)5) ●3)4)7) -

Entrada com base na proteçãocontra à terra, instância 1 ●3)4)6) ●3)4)6) - - ●3)4)5) ●3)4)5) ●3)4)7) -

Proteção com base na proteçãocontra falha à terra, instância 2 ●3)4)6) ●3)4)6) - - ●3)4)5) ●3)4)5) ●3)4)7) -

Entrada com base na proteçãocontra à terra, instância 3 ●3)4)6) ●3)4)6) - - ●3)4)5) ●3)4)5) ●3)4)7) -

Proteção de falta à terra transitória/intermitente ●6)8) ●6)8) - - ●6)8) ●6)8) -


4 ABB

Tabela 2. Funções suportadas, continuação


Proteção não-direcional de falta àterra (cross-country), utilizando Iocalculado

●9) ●9) - - ●9) ●9) ●9) -

Proteção contra sobretensão dasequência negativa, instância 1 ● ● ● ● ● ● ● ●

Proteção contra sobretensão desequência negativa, instância 2 ● ● ● ● ● ● ● ●

Proteção contra descontinuidade defase ● ● ● ● ● ● ● ●

Porteção contra sobretensãoresidual, instância 1 ●6) ●6) - - ●5) ●5) ●7) ●5)

Proteção contra sobretensãoresidual, instância 2 ●6) ●6) - - ●5) ●5) ●7) ●5)

Proteção contra sobretensãoresidual, instância 3 ●6) ●6) - - ●5) ●5) ●7) ●5)

Proteção contra subtensão trifásica,instância 1 - - - - - ● ● ●



Proteção contra sobretensãotrifásica, instância 1 - - - - - ● ● ●



Proteção contra subtensão desequência positiva, instância 1 - - - - - ● ● -

Proteção contra sobretensão desequência negativa, instância 1 - - - - - ● ● -

Proteção contra frequência,instância 1 - - - - - - - ●



Proteção térmica trifásica paradispositivos de alimentação, cabose transformadores de distribuição

● ● ● ● ● ● ● -

Proteção contra falha de disjuntor ● ● ● ● ● ● ● ●

Detector de corrente de partidatrifásica ● ● ● ● ● ● ● ●


ABB 5



Trip Master, instância 1 ● ● ● ● ● ● ● ●

Disparo Máster, instância 2 ● ● ● ● ● ● ● ●

Proteção contra arco, instância 1 o o o o o o o o



Controle

Controle de disjuntor ● ● ● ● ● ● ● ●

Indicação da posição deseccionadora, instância 1 - ● - ● ● ● ● ●



Indicação de chave de aterramento - ● - ● ● ● ● ●

Religamento automático o o o o o o o o

Verificação de sincronismo eenergização - - - - - - - ●

Monitoramento de condição

Monitoramento de condições dodisjuntor - ● - ● ● ● ● ●

Supervisão do circuito de disparo,instância 1 ● ● ● ● ● ● ● ●

Supervisão do circuito de disparo,instância 2 ● ● ● ● ● ● ● ●

Supervisão do circuito de corrente - - - - ● ● ● ●

Supervisão de falha de fusível - - - - ● ● ● ●

Medição

Oscilografia ● ● ● ● ● ● ● ●

Medição de corrente trifásica,instância 1 ● ● ● ● ● ● ● ●

Medição de corrente de sequência ● ● ● ● ● ● ● ●

Medição da corrente residual,instância 1 ● ● ● ● ● ● ● ●

Medição de tensão trifásica - - - - ● ● ● ●

Medição de tensão residual ● ● - - ● ● - ●

Medição de sequência de tensão - - - - ● ● ● ●


6 ABB



Medição da energia e potênciatrifásica, incluindo fator de potência - - - - ● ● ● ●

Medição de freqüência - - - - - - - ●● = Incluída,○ = Opcional no momento da compra1) Observe que todas as funções de proteção direcionais podem também ser utilizadas em modo não direcional.2) As instâncias de uma função de proteção representa o número de blocos idênticos da função de proteção disponíveis em uma mesma configuração

padrão. Pelos ajustes específicos da aplicação de uma instância, um estágio de proteção pode ser estabelecido.3) Entrada com base em E/F pode ser selecionada como alternativa para o E/F direcional ao solicitar.4) Io selecionável pelo parâmetro, Io medido como padrão.5) Uo selecionável pelo parâmetro, Uo medido como padrão.6) Uo medido sempre que utilizado.7) Uo é calculado sempre que utilizado.8) Io é medido sempre que utilizado.9) Io selecionável pelo parâmetro, Io calculado como padrão.


ABB 7

3. Funções de proteçãoO IED oferece sobrecorrente direcional e nãodirecional e proteção de sobrecarga térmica, bemcomo proteção contra falhas à terra direcional enão direcional. Dependendo da configuraçãopadrão, a proteção contra a falha à terra combase na entrada é oferecida como uma alternativapara a proteção contra falha à terra direcional.Além disso, a proteção contra falha à terrasensitivo dos recursos IED, a proteção dedescontinuação da fase, proteção contra falha àterra intermitente/transitório, proteção contrasobretensão e subtensão, proteção contrasobretensão residual, subtensão de sequênciapositiva e proteção contra a sobretensão desequência negativa. Proteção de Frequência,incluindo frequência excessiva, proteção contraalteração de taxa de frequência e subfrequência,

é oferecida em IEDs com configuração padrão H.Além disso, o IED oferece três funções de autodesligamento de múltiplos disparos do polo paraos alimentadores de linha superiores.

Melhorada com hardware e software opcional, oIED também apresenta três canais de detecçãode luz para a proteção contra o arco do disjuntor,compartimento do cabo e barramento demecanismos de ligação internos revestidos demetal.

A interface do sensor de proteção contra falha doarco está disponível no módulo de comunicaçãoopcional. Disparo rápido aumenta a segurançados colaboradores e limita os danos demecanismos de ligação e devem ocorrer umafalha no arco.

1)Opcional2)Ordem de opção, tanto EF direcional ou EF base de Admitância

REF615(CONF A/B PADRÃO)

IECA070911 V4 PT

Figura 1. Visão geral da função de proteção para a configuração padrão A e B


8 ABB

REF615(CONF C/D PADRÃO)

1) Opcional

IECA070912 V4 PT

Figura 2. Visão geral da função de proteção para a configuração padrão C e D


ABB 9

REF615(CONF E PADRÃO)


GUID-91451BCB-E984-4F50-AE18-732D0ED542CF V2 PT

Figura 3. Visão geral da função de proteção para a configuração padrão E


10 ABB


REF615(CONF F PADRÃO)

GUID-C5A6DAD5-BC11-4E7B-B0B4-4E9138AD63B4 V2 PT

Figura 4. Visão geral da função de proteção para a configuração padrão F


ABB 11

REF615(CONF G PADRÃO COM SENSORES)

1) Opcional

2) Ordem de opção, tanto EF direcional ou EF base de admitância3) Bobina de Rogowski4) Divisor de voltagem5) Equilíbrio de núcleo CT

GUID-E84B7815-9877-4E23-994F-0B2CF2D0F220 V1 PT

Figura 5. Resumo da função de proteção da pré-configuração G


12 ABB

REF615 ( CONF H PADRÃO)

1)Opcional

GUID-5A8E3AE6-5877-4EC8-B76A-098B5A9EF1ED V1 PT

Figura 6. Resumo da função de proteção da pré-configuração H

4. AplicaçõesO IED REF615 de proteção de alimentação podeser fornecido adicionalmente com proteçãocontra falha à terra direcional ou não direcional.Proteção contra falha à terra direcional é utilizadaprincipalmente em redes compensadas ouneutras isoladas, considerando que a proteçãocontra falha à terra não direcional destina-se àsredes aterradas neutra de baixa impedância oudiretamente. O IED podem também ser utilizadospara a proteção de tipo de anel e redes dedistribuição de malha, bem como redes radiaiscontendo geração de energia distribuída.

As configurações padrão A e B oferecemproteção contra falha à terra direcional, se o

alimentador de saída estiver equipado com ostransformadores de corrente de fase, umtransformador de balanço principal e medição devoltagem residual. A corrente residual é calculadaa partir das correntes de fase que podem serutilizadas para proteção contra falha à terra (entrepaíses). O IED apresenta ainda proteção contrafalha à terra transitória/intermitente. Asconfigurações padrão C e D oferecem proteçãocontra falha à terra não direcional paraalimentadores de saída equipados comtransformadores de corrente de fase. A correnteresidual para a proteção contra falha à terra éderivada a partir de correntes de fase. Quandoaplicável, os transformadores de núcleobalanceado pode ser utilizado para medir a


ABB 13

corrente residual, principalmente quando aproteção contra falha à terra sensitiva forrequerida. As configurações padrão E e Foferecem proteção contra falha à terra direcionalcom voltagem de fase e medição de tensãoresidual. Além disso, duas configurações E e Fincluem supervisão de circuito de corrente esupervisão de falha de fusíveis paraalimentadores de entrada fornecendo medição detensão de barramento. Além da funcionalidade daconfiguração E padrão, a configuração padrão Foferece proteção contra sobretensão direcional,proteção sobretensão e subtensão, proteçãocontra sobretensão de sequência negativa epositiva e proteção contra tensão residual.

A configuração padrão G inclui uma entrada decorrente residual convencional (Io) e três entradasde sensor para conexão de três sensores decombinação com os conectores RJ-45. Asentradas do sensor permite o uso de IED emmecanismo de ligação de tensão médiacompacta com espaço limitado para ostransformadores de medição convencional, destemodo requirindo o uso de tecnologia de sensor.Mecanismo de ligação de tensão médiacompacta, bem como SafeRing and SafePlus daABB são designados para as aplicações como assubestações secundárias compactas, unidadesde potência da turbina eólica, pequenasinstalações industriais e grandesestabelecimentos. Como uma alternativa aos

sensores de combinação, os sensores de tensãoe corrente separada podem ser utilizados comoadaptadores. Além disso, os adaptadorestambém permitem o uso de sensores comconectores BNC similares.

A configuração padrão H inclui sobretensão nãodirecional e proteção contra à terra nãodirecional, frequência e tensão de fase com basenas funções de medição e proteção. Afuncionalidade fornecida suporta o uso deconfiguração padrão nos sistemas de energiaindustrial, onde a energia é gerada na planta e/ouderivada da rede de distribuição. Completadacom a função de verificação de sincronização, osIEDs com configuração padrão H garantem umainterconexão segura de duas redes.

Para a proteção contra falha à terra com base naentrada de configurações padrão de A, B, E, F eG, utilizando os critérios neutros (Yo), é oferecidacomo uma opção para a proteção contra falha àterra direcional. A proteção contra falha à terracom base na entrada garante a operação decorreção de proteção contra falha, mesmo se asinformações de status de conexão de bobina dePetersen for perdida. Além disso, a entrada combase no princípio da proteção contra falha à terraoferece alta independência de resistência defalha, princípios de ajuste justo e sensibilidademelhorada de proteção.


14 ABB

Religamento

LIN

HA

SU

SP

EN

SA

OpcionalOrdem de opção,EF tanto direcional ou EF base em Admitância

Opcional

CA

BO

Sinal de desarme para os alimentadores de saída

Luz detectada no seccionador

OpcionalOrdem de opção,EF tanto direcional ou EF base em Admitância Ordem de opção,EF tanto direcional ou EF base em Admitância

( CONF A/B PADRÃO) ( CONF A/B PADRÃO)REF 615 REF 615

( CONF A/B PADRÃO)REF 615

IECA070905 V4 PT

Figura 7. Proteção de subestação contra sobrecorrente e falha de terra usando a configuração padrão A ou Bcom as opções adequadas. No bay do dispositivo de alimentação de entrada, as funções de proteçãonão usadas estão indicadas por blocos de linha tracejada não coloridos. Os IEDs estão equipados comfunções opcionais de proteção contra arco, permitindo proteção rápida e seletiva contra arco por todoo dispositivo de manobra.


ABB 15

Bloqueio de sobrecorrente

LIN

HA

SU

SP

EN

SA

1)Opcional 1)Opcional

CA

BO

1)Opcional

REF615 (CONF C/D PADRÃO ) REF615 (CONF C/D PADRÃO )

REF615 (CONF C/D PADRÃO )

IECA070920 V4 PT

Figura 8. Proteção de subestação contra sobrecorrente e falha de terra usando a configuração padrão C ou Dcom as opções adequadas. No bay do dispositivo de alimentação de entrada, as funções de proteçãonão empregadas estão indicadas por blocos de linha tracejada não coloridos. A proteção debarramento está baseada no princípio do intertravamento, no qual o início da proteção contrasobrecorrente do dispositivo de alimentação de saída envia um sinal de bloqueio para o estágio desobrecorrente instantânea do dispositivo de alimentação de entrada. Na ausência do sinal de bloqueio,a proteção contra sobrecorrente do dispositivo de alimentação de entrada apagará a falha interna dodispositivo de manobra (barramento).


16 ABB

1)Opcional1)Opcional

REF615 ( CONF F PADRÃO ) REF615 ( CONF F PADRÃO )

GUID-28FD0F8B-3D60-4702-A4C2-473A6D4B529B V2 PT

Figura 9. Proteção e controle de dois dispositivos de alimentação de entrada usando IEDs na configuraçãopadrão F. Os dois dispositivos de alimentação de entrada podem ser conectados em paralelo fechandoo disjuntor seccionador do barramento. Para obter proteção seletiva contra sobrecorrente, sãonecessários estágios direcionais de sobrecorrente. A proteção principal e de reserva do barramento,para dispositivos de alimentação de saída, é implementada usando estágios de proteção contrasobretensão residual. A proteção contra subtensão e sobretensão de fase pode ser usada paradesligamento ou apenas alarme.


ABB 17

LINH

A S

US

PE

NS

A

CA

BO

TR

AN

SF

OR

MA

DO

R/G

ER

AD

OR

REF615(CONF G PADRÃO COM SENSORES) REF615(CONF G PADRÃO COM SENSORES) REF615(CONF G PADRÃO COM SENSORES)

1) Opcional2) Opção de ordem, tanto EF direcional ou EF base de admitância3) Bobina de Rogowski4) Divisor de voltagem5)Equilíbrio de núcleo CT



GUID-CAFB8FA9-B405-43FE-867D-8625BEBA82C2 V1 PT

Figura 10. A proteção e controle de um mecanismo de tensão média típica utilizando REF615 IEDs com aconfiguração padrão G. As correntes de fase e tensão de fase são medidas utilizando sensores decombinação suportando o sensor de corrente de Rogowski e princípios do divisor de tensão. Acorrente de falha à terra é medida utilizando um transformador de corrente de cabo convencional.

5. Soluções da ABB suportadasOs IEDs de proteção e controle da série 615 daABB juntamente com o dispositivo de automaçãoda estação COM600, constituem uma autênticasolução IEC 61850 para uma distribuição deenergia confiável em concessionárias e sistemasindustriais de energia. Para facilitar e agilizar osistema de engenharia, os IEDs da ABB sãofornecidos com pacotes de conectividadecontendo uma compilação de software einformações específicas do IED, incluindomodelos de diagrama unifilar, um modelo dedados completo do IED incluindo listas deeventos e parâmetros. Ao utilizar os pacotes deconectividade, os IEDs podem ser facilmenteconfigurados através o gerenciador de IEDs deproteção e controle PCM600 e integrado com odispositivo de automação da estação COM600ou o sistema de gerenciamento e controle derede MicroSCADA Pro.

Os IEDs da série 615 oferecem suporte nativopara a norma IEC 61850, incluindo mensagenshorizontais GOOSE binárias e analógicas.Comparado com a troca de sinais entre

dispositivos com a fiação tradicional, acomunicação ponto à ponto em uma LANEthernet oferece uma plataforma avançada eversátil para a proteção dos sistemas depotência. A rápida comunicação baseada emsoftware, a supervisão contínua da integridade dosistema de proteção e comunicação e umaflexibilidade inerente para reconfiguração eatualizações estão entre as característicasdistintas da abordagem do sistema de proteçãogarantidas pela completa implementação danorma de automação de subestações IEC 61850

No nível de subestação, a COM600 utiliza oconteúdo de dados do nível de bay dos IEDs paraoferecer uma funcionalidade no nível desubestação A COM600 possui uma IHM combase em navegador web, fornecendo um displaygráfico customizado para a visualização dosdiagramas mímicos unifilares para soluções empainíes. A função SLD é especialmente útilquando IEDs da série 615 sem a característicaopcional de diagrama unifilar são utilizados. Alémdisso, a IHM Web da COM600 oferece uma visãogeral de toda a subestação, incluindo diagramas


18 ABB

unifilares específicos dos IEDs, permitindo assimuma acessibilidade conveniente de informações.Para melhorar a segurança pessoal, a IHM Webtambém autoriza o acesso remoto aos processose dispositivos da subestação. Além disso, aCOM600 pode ser utilizada como um armazémde dados locais para documentação técnica dasubestação e para os dados da rede coletadospelos IEDs. Os dados coletados da rede facilitamo descrições e análises extensas das situaçõesde falha na rede utilizando o histórico de dados eeventos manuseando as características daCOM600. O histórico de dados pode ser utilizadopara o monitoramento preciso do desempenho

de processos, pelo acompanhando de cálculosde desempenho dos equipamento e processoscom valores de histórico e de tempo real. Umamelhor compreensão do comportamento doprocesso reunindo as medições com base detempo do processo com os eventos de produçãoe manutenção auxilia o usuário na compreensãoda dinâmica do processo.

A COM600 também possui a funcionalidade de"gateway", fornecendo uma suave conexão entreos IEDs da subestação e sistemas de controle egerenciamento da rede, tal como MicroSCADAPro e o Sistema 800xA.

Tabela 3. Soluções da ABB suportadas

Produto Versão

Automação de Estações COM600 3.3 ou posterior

MicroSCADA Pro 9.2 SP1 ou posterior

Sistema 800xA 5.0 Service Pack 2

IEC 61850

IEC 60870-5-104

COM600Web HMI

ABBMicroSCADA

PCM600

REF615 REU615RED615 RET615RET615REF615REU615 RED615

COM600

IEC 61850

COM600Web HMI

PCM600

COM600

Sinal de transferênciabinário

Comunicação diferêncialde linha

Comunicação GOOSE analógica e horizontal binária

Comunicação GOOSE analógica e horizontal binária

Dispositivo EthernetDispositivo Ethernet

GUID-66EB52A0-21A1-4D1F-A1EF-61060B371384 V2 PT

Figura 11. Exemplo de uma rede de distribuição de energia de uma concessionária, utilizando IEDs da série 615,o dispositivo de automação de estação COM600 e o MicroSCADA Pro


ABB 19

COM600

PCM600 PCM600

REM615REF615REU615 RET615 RED615 RET615RED615 REM615 REF615 REU615

OPC

COM600Web HMI

COM600Web HMI

COM600

IEC 61850IEC 61850

SistemaABB 800xA

Comunicaçãodiferêncial de

linha

Comunicação GOOSE horizontal analógica e binária

Interruptor Ethernet

Transferênciade sinal binário

Comunicação GOOSE horizontal analógica e binária

Interruptor Ethernet

GUID-6984D893-45D5-427A-BABF-F1E1015C18E2 V2 PT

Figura 12. Exemplo de uma rede de distribuição de energia de uma indústria, utilizando IEDs da série 615, odispositivo de automação de estação COM600 e o 800xA

6. ControleO IED oferece controle de um disjuntor combotões dedicados para a abertura e ofechamento do disjuntor. Além disso, o LCDgráfico opcional da IHM do IED, inclui umdiagrama unifilar com indicação de posição parao disjuntor relevante. Os sistemas deintertravamento exigidos pela aplicação sãoconfiguradas utilizando a matriz de sinal ou aferramenta de configuração da aplicação doPCM600.

Dependendo da configuração padrão, o IEDtambém possui uma função de verificação desincronismo para garantir que a tensão, o ângulode fase e a frequência em cada lado de umdisjuntor aberto satisfaçam as condições parauma conexão segura de duas redes.

7. MediçãoO IED mede continuamente as correntes de fase,as componentes simétricas das correntes e acorrente residual. Se o IED inclui medições detensão, também mede a tensão residual, astensões de fase e as componentes de sequênciade tensão. Dependendo da configuração padrão,

o IED oferece também a medição de frequência.Além disso, o IED calcula o valor de demanda decorrente sobre estruturas de tempo pré-estabelecidas e selecionáveis pelo usuário, asobrecarga térmica do objeto protegido, e odesequilíbrio de fase com base na razão entre ascorrentes de sequência negativa e positiva.

Ainda, o IED oferece medição de energia epotência trifásica, incluindo fator de potência.

Os valores medidos são acessados localmenteatravés da interface do usuário no painel frontaldo IED ou remotamente através da interface decomunicação do IED. Os valores também sãoacessados local ou remotamente utilizando ainterface do usuário baseado no web-browser.

8. Registrador de perturbaçõesO IED possui um registrador de perturbações queapresenta até 12 canais para sinais analógicos e64 binários. Os canais analógicos podem serconfigurados para gravar tanto a forma de ondacomo a tendência das correntes e tensõesmedidas.


20 ABB

Os canais analógicos podem ser configuradospara disparar a função de gravação quando ovalor medido cair abaixo ou ultrapassar os valoresestabelecidos. Os canais para sinais bináriospodem ser configurados para iniciar umagravação na borda de subida ou de descida dosinal binário, ou em ambas.

Por padrão, os canais binários são configuradospara gravar sinais externos ou internos do IED,por exemplo, os sinais de início ou disparo dosestágios do IED, ou sinais externos de bloqueioou controle. A gravação pode ser configuradapara disparo por sinais bináros do IED, tais comoum sinal de início ou atuação da proteção, ou porum sinal de controle externo em uma entradabinária do IED. As informações gravadas sãoarmazenadas em uma memória não-volátil epodem ser descarregadas para análise posteriorde falhas.

9. Registro de eventosPara coletar invormações de sequência deeventos, (SoE), o IED incorpora uma memória não-volátil com capacidade para armazenamento de512 eventos com estampa de tempo associada.A memória não volátil também retém os dadoscaso o IED perca temporariamente a alimentaçãoauxiliar. O registro de eventos facilita as análisesdetalhadas de pré e pós-falta e dos distúrbios. Oaumento da capacidade de processamento earmazenamento de dados e eventos no IEDoferece pré-requisitos para suportar a crescentedemanda por informações de futurasconfigurações de rede.

As informações de SoE podem ser acessadaslocalmente pela interface de usuário no painelfrontal do IED, ou remotamente através dainterface de comunicação do IED. As informaçõespodem ainda ser acessadas, seja local ouremotamente, usando a interface de usuário emnavegador web.

10. Dados registradosO IED tem a capacidade de armazenar osregistros dos últimos 32 eventos de falta. Osregistros permitem ao usuário analisar os eventosdo sistema de potência. Cada registro incluivalores de corrente, tensão e ângulo, estampa detempo, etc. O registro da falta pode serdisparado pelo sinal de partida ou sinal de trip de

uma função de proteção, ou por ambos. Osmodos de medição disponíveis incluem DFT,RMS e pico a pico. Adicionalmente, a máximademanda de corrente é gravada separadamentecom sua estampa de tempo. Por padrão, osregistros são armazenados em uma memória não-volátil.

11. Monitoramento da condição do disjuntorAs funções de monitoramento da condição dodisjuntor do IED monitoram constantemente odesempenho e a condição do disjuntor. Omonitoramento compreende o tempo de carga damola, a pressão do gás SF6, o tempo demanobra e o tempo de inatividade do disjuntor.

As funções de monitoramento disponibilizam osdados operacionais do histórico do disjuntor, quepode ser usado para programação damanutenção preventiva do disjuntor.

12. Supervisão do circuito de disparoA supervisão do circuito de disparo monitoracontinuamente a sua disponibilidade eoperabilidade. Isso proporciona ummonitoramento de circuito aberto tanto quando odisjuntor está fechado como quando está aberto.Ela também detecta a perda da tensão decontrole do disjuntor.

13. Auto supervisãoO sistema de auto-supervisão incorporado no IEDmonitora continuamente o estado do hardwaredo IED e a operação do seu software. Qualquerfalha ou mal funcionamento detectado será usadopara alertar ao operador.

Uma falha permanente do IED irá bloquear asfunções de proteção para evitar a operaçãoincorreta.

14. Supervisão de falha de fusívelDependendo da configuração padrão escolhida, oIED inclui a funcionalidade de supervisão de falhado fusível.A supervisão de falha do fusível detectafalhas entre o circuito de medição de tensão e oIED. As falhas são detectadas por sequêncianegativa com base ao algoritmo pela tensão deltae algoritmo de corrente delta. Na detecção deuma falha, a supervisão de função de falha dofusível ativa um alarme e bloqueia as funções de


ABB 21

proteção dependentes de tensão a partir deoperação sem intenção.

15. Supervisão do circuito de correnteDependendo da configuração padrão escolhida, oIED inclui a supervisão de circuito de corrente.Asupervisão da circuito de corrente é utilizado paraa detecção de falhas nos circuitos secundáriosdo transformador de corrente. Na detecção deuma falha, a função de supervisão do circuito decorrente ativa um LED do alarme e bloqueiacertas funções de proteção para evitar umaoperação sem propósito. A função de supervisãodo circuito de corrente calcula a soma dascorrentes de fase a partir dos núcleos deproteção e compara a soma com a corrente dereferência única medida a partir de umtransformador de corrente de núcleo balanceadoou a partir de núcleos separados nostransformadores de corrente de fase.

16. Controle de acessoPara proteger o IED contra acesso indevido emanter a integridade das informações, ele foiprovido com um sistema de autenticaçãobaseado em perfis com quatro níveis, comsenhas individuais programáveis peloadministrador para os níveis de leitor, operador,engenheiro e administrador. O controle de acessose aplica à interface de usuário do painel frontal,à interface de usuário em navegador web e àferramenta PCM600.

17. Entradas e saídasDependendo da configuração padrãoselecionada, o IED é equipado com entradas decorrentes trifásicas e uma entrada de correnteresidual para a proteção contra falha à terra nãodirecional ou entradas de corrente trifásica, umaentrada de corrente residual e uma entrada detensão residual para proteção contra falha à terradirecional ou entradas de corrente trifásica, umaentrada de corrente residual, entradas de tensão

trifásicas e uma entrada de tensão residual paraproteção contra falha à terra direcional eproteção de sobretensão direcional. Aconfiguração padrão G inclui uma entrada decorrente residual convencional (Io 0.2/1 A) e trêsentradas de sensor para conexão direta de trêssensores de combinação com os conectoresRJ-45. Como uma alternativa aos sensores decombinação, os sensores de tensão e correnteseparada podem ser utilizados comoadaptadores. Além disso, os adaptadorestambém permitem o uso de sensores comconectores BNC similares.

As entradas de fase das correntes sãoclassificadas 1/5 A. As duas entradas de correnteresidual opcional estão disponíveis, isto é 1/5 Aou 0,2/1A. Uma entrada 0,2/1 A é normalmenteutilizada em aplicações que requerem proteçãocontra falha à terra sensível e configuração detransformadores de corrente de núcleobalanceado. As entradas de tensão trifásicas e aentrada de tensão residual abrangem asvoltagens calssificadas em 60-210 V. Ambas astensões fase a fase e tensões à terra a fasepodem ser conectadas.

A entrada de corrente de fase de 1 A ou 5 A, aentrada de corrente residual de 1 A ou 5 A,opcionalmente de 0,2 A ou 1 A, e a tensãonominal da entrada de tensão residual sãoselecionadas pelo software do IED. Além disso,os limiares de 18...176 V CC das entradasbinárias são selecionados pelo ajuste daconfiguração dos parâmetros do IED.

Todas as entradas binárias e contatos de saídasão livremente configuráveis utilizando a matriz desinal da função de configuração do aplicativo emPCM600.

Consulte a tabela de Visão Geral de Entrada/Saída e os diagramas de terminais para obterinformações mais detalhadas sobre as entradas esaídas.


22 ABB

Tabela 4. Visão geral das entradas/saídas

Configuraçãopadrão

Entradas analógicas Entradas/saídas binárias

TC TP BI BO

A 4 1 3 6

B 4 1 11 (17)1) 10 (13)1)

C 4 - 4 6

D 4 - 12 (18)1) 10 (13)1)

E 4 52) 16 10

F 4 52) 16 10

G 3+13) 33) 8 10

H 4 5 16 10

1) Com módulo de E/S opcional ( )2) Uma das cincos entradas estão reservadas para aplicações futuras.3) Suporte para os Sensores de Combinação e uma entrada Io convencional ou três sensores de corrente, três sensores de tensão e uma entrada Io

convencional


ABB 23

18. ComunicaçãoO IED suporta uma série de protocolos decomunicação, incluindo: IEC 61850, IEC

60870-5-103, Modbus® e DNP3. As informaçõesoperacionais e controles estão disponíveisatravés destes protocolos. No entanto, algumasfuncionalidades de comunicação, por exemplo,comunicação horizontal entre os IEDs, só épossível pelo protocolo de comunicação IEC61850.

A implementação de comunicação do IEC 61850suporta todas as funções de monitoramento econtrole. Além disso, parâmentros de ajustes,gravações de oscilografias e registros de faltaspodem ser acessados usando o protocolo IEC61850. Registros de oscilografia estãodisponíveis para qualquer aplicativo baseado emEthernet via FTP no formato padrão Comtrade. OIED suporta simultaneamente relatórios deeventos para a cinco clientes diferentes nobarramento de comunicação. O IED pode enviar ereceber sinais digitais a partir de outros IEDs(chamado de comunicação horizontal), utilizandoo perfil

O IED pode enviar sinais binários para outrosIEDs (chamado de comunicação horizontal)utilizando o perfil GOOSE (Evento Genérico deSubestação Orientado a Objetos) da norma IEC61850-8-1 GOOSE binário de mensagens pode,por exemplo, ser empregado para a proteção eesquemas de proteção baseados emintertravamentos. O IED cumpre os requisitos dedesempenho de GOOSE para aplicações dedisparo em subestações, conforme definido pelanorma IEC 61850. Além disso, o IED suporta oenvio e recebimento de valores analógicosutilizando mensagens GOOSE. MensagemGOOSE analógica permite a transferência rápidade valores de medição analógicos no barramentode comunicação, facilitando por exemplo, ocompartilhamento de valores de entradas RDT,tais como valores de temperatura ambiente aoutras aplicações do IED.

O IED oferece uma segunda porta Ethernetopcional para permitir a criação de uma topologiaem anel auto-recuperável. As opções de módulosde comunicação do IED, incluem tanto portasEthernet galvânicas quanto fibra óptica ecombinações. O módulo de comunicação, queinclui uma porta de fibra óptica em conector LC e

duas portas galvânicas RJ-45 é utilizado quandoo anel entre os IEDs é construído usando cabosCAT5 STP. A porta de LC pode neste caso serutilizada para ligar o IED às portas decomunicação fora do painel. O módulo decomunicação, incluindo três portas RJ-45 éutilizado quando a rede da subestação inteira ébaseada em cablagem CAT5 STP.

A solução do anel Ethernet de auto recuperaçãopermite um anel de comunicação de custoeficiente controlado por um swiitch gerenciávelcom o protocolo RSTP que será criado O switchgerenciável controla a consistência do laço,encaminha os dados e corrige o fluxo de dadosno caso de um distúrbio de comunicação. OsIEDs, na topologia em anel, atuam como switchesnão gerenciáveis, encaminhando o tráfego dedados não relacionados. A solução do anelEthernet suporta a conexão de até trinta IEDs dasérie 615. Se mais do que 30 IEDs necessitamser conectados, recomenda-se que a rede sejadividida em vários anéis com não mais de 30IEDs por anel. A solução com anel Ethernet deauto recuperação evita um ponto único de falha epreocupações, melhorando a confiabilidade dacomunicação. A solução pode ser aplicada paraos protocolos IEC 61850, Modbus e DNP3,baseados em rede Ethernet.

Todos os conectores de comunicação, exceto oconector da porta frontal, são colocados nosmódulos de comunicação opcional O IED podeser conectado aos sistemas de comunicaçãobaseados em Ethernet através do conector RJ-45(100Base-TX) ou do conector de fibra ótica LC(100Base-FX). Se for necessária a conexão a umarede serial, os terminais 10-pin RS-485 ouconector de fibras óticas ST pode ser utilizado Sea conexão a uma rede

A implementação do Modbus suporta os modosRTU. ASCII e TCP Além das funcionalidadespadrão do Modbus, o IED oferece suporte arecuperação de eventos com estampa de tempo,alteração do grupo de ajuste ativo e atualizaçãodos últimos registros de faltas. Se uma ligaçãoModbus TCP é usada, cinco clientes podem estarconectados ao mesmo tempo ao IED. Além disso,Modbus serial e Modbus TCP podem serutilizados em paralelo, e, se necessário tanto IEC61850 e Modbus podem trabalharsimultaneamente.


24 ABB

A implementação do IEC 60870-5-103 suportaconexões em paralelo do barramento serial a doisdiferentes mestres Além da funcionalidade padrãobásica, o IED suporta mudança do grupo deajuste ativo e atualização de gravações deoscilografia no formato IEC 60870-5-103 .

DNP3 suporta ambos os modos: serial e TCPpara conexão a um mestre. Além disso, amudança do grupo de configuração ativa ésuportado.

Quando o IED usa o barramento RS-485 para acomunicação serial, ambas as conexões de doise quatro fios são suportados. Resistores determinação e pull-up/down podem serconfigurados com jumpers na placa decomunicação para que resistores externos nãosejam necessários.

O IED suporta os seguintes métodos desincronização de tempo com uma resolução decarimbo de data/hora de 1 ms.

baseado em Ethernet:• SNTP (Protocolo de Tempo de Rede Simples)

Com a conexão de sincronização de tempo:• IRIG-B (Grupo de Instrumentação Entre

Variações - formato do código de tempo B)

Além disso, o IED suporta sincronização detempo através dos seguintes protocolos decomunicação em série:• Modbus• DNP3• IEC 60870-5-103

RED615 REF615 RET615 REU615 REM615

Cliente A Cliente B

Gerenciamento de interruptores Ethernet com suporte RSTP

Rede

Rede

Gerenciamento de interruptores Ethernet com suporte RSTP

GUID-AB81C355-EF5D-4658-8AE0-01DC076E519C V1 PT

Figura 13. Solução de auto-recuperação do anel Ethernet


ABB 25

Tabela 5. Interfaces e protocolos de comunicação suportados

Interfaces/Protocolos

Ethernet Serial

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

IEC 61850 ● ● - -

MODBUS RTU/ASCII - - ● ●

MODBUS TCP/IP ● ● - -

DNP3 (serial) - - ● ●

DNP3 TCP/IP ● ● - -

IEC 60870-5-103 - - ● ●● = Suportado


26 ABB

19. Dados técnicos

Tabela 6. Dimensões

Descrição Valor

Largura estrutura 177 mm

caixa 164 mm

Altura estrutura 177 mm (4U)

caixa 160 mm

Profundidade 201 mm (153 + 48 mm)

Peso IED completo 4.1 kg

Unidade plug-in apenas 2.1 kg

Tabela 7. Alimentação

Descrição Tipo 1 Tipo 2

Uauxnominal 100, 110, 120, 220, 240 V CA, 50 e 60Hz

24, 30, 48, 60 V CC

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

Uauxvariação 38...110% de Un (38...264 V CA) 50...120% de Un (12...72 V CC)

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

Limiar de partida 19,2 V CC (24 V CC * 80%)

Carga de fonte de tensão auxiliarsob condição quiescente (Pq)/condição de operação

CC < 12,0 W (nominal)/< 18,0 W (max)CA< 16,0 W (nominal)/< 21,0 W (max)

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

Ripple na tensão CC auxiliar Max de 15% do valor CC (em frequência de 100 Hz)

Tempo de interrupção máxima natensão auxiliar CC semreativação do IED

30 ms em Vnnominal

Tipo de fusível T4A/250 V


ABB 27

Tabela 8. Entradas de energização

Descrição Valor

Frequência nominal 50/60 Hz

Entradas decorrente

Corrente nominal, In 0.2/1 A1) 1/5 A2)

Capacidade de resistênciatérmica:

• Continuamente 4 A 20 A

• For 1 s 100 A 500 A

Resistência da corrente dinâmica:

• Valor de meia-onda 250 A 1250 A

Impedância de entrada <100 mΩ <20 mΩ

Entradas detensão

Tensão Nominal 60...210 V AC

Capacidade de tensão:

• Contínuo 2 x Un (240 V AC)

• Para 10 s 3 x Un (360 V AC)

Carga na tensão nominal <0.05 VA

1) Opção de código para entrada de corrente residual2) Corrente residual e/ou corrente de fase

Tabela 9. Entradas de energização

Descrição Valor

Entrada de sensor decorrente

Tensão nominal atual (nolado secundário)

75 mV...2812.5 mV1)

Capacidade de tensãocontínua

125 V

Impedância de entrada a50/60 Hz

2-3 MOhm2)

Entrada de sensor detensão

Tensão Nominal 6 kV...30 kV3)

Capacidade de tensãocontínua

50 V

Impedância de entrada a50/60 Hz

3 MOhm

1) É equivalente à faixa de corrente de 40A - 1250A com um 80A, 3mV/Hz Rogowski2) Dependendo da corrente nominal utilizada (ganho de hardware)3) Esta faixa é coberta (até 2*nominal) com uma proporção de divisão do sensor de 10 000 : 1


28 ABB

Tabela 10. Entradas binárias

Descrição Valor

Faixa operacional ±20% da tensão nominal

Tensão Nominal 24...250 V DC

Drenagem de corrente 1.6...1.9 mA

Consumo de energia 31.0...570.0 mW

Tensão de limiar 18...176 V DC

Tempo de reação 3 min

Tabela 11. Saídas de sinalização e saída IRF

Descrição Valor

Tensão Nominal 250 V AC/DC

Capacidade contínua do contato 5 A

Gerar e conduzir por 3,0 s 10 A

Gerar e conduzir por 0.5 s 15 A

Capacidade de ruptura quando a constante de tempo docircuito de controle L/R<40 ms, em 48/110/220 V DC

1 A/0.25 A/0.15 A

Carga mínima de contato 100 mA e 24 V AC/DC

Tabela 12. Relés de saída de potência de polo duplo com função TCS

Descrição Valor


Capacidade contínua 8 A

Fazer e transportar por 3,0 s 15 A

Fazer e levar para 0,5 s 30 A

Capacidade de ruptura quando a constante de tempo docircuito de controle L/R<40 ms, em 48/110/220 V DC(dois contatos conectados em série)

5 A/3 A/1 A


Supervisão do circuito de disparo (TCS):

• Faixa da tensão de controle 20...250 V AC/DC

• Drenagem da corrente por meio do circuito desupervisão

~1,5 mA

• Tensão mínima sobre o contato TCS 20 V AC/DC (15...20 V)


ABB 29

Tabela 13. Relés de saída de potência de pólo simples

Descrição Valor


Capacidade contínua do contato 5 A

Gerar e conduzir por 3,0 s 15 A

Gerar e conduzir para 0.5 s 30 A

Capacidade de ruptura quando a constante de tempo docircuito de controle L/R<40 ms, em 48/110/220 V DC

1 A/0.25 A/0.15 A


Tabela 14. Interfaces de Ethernet da porta frontal

Interface de Ethernet Protocolo Cabo Frequência datransferência dedados

Frontal Protocolo TCP/IP

Cabo padrão Ethernet CAT 5 com conector RJ-45 10 MBits/s

Tabela 15. Ligação de comunicação de estação, fibra óptica

Conector Tipo de fibra1) Comprimentode onda

Distânciamáxima

Atenuação de curso permitida2)

LC Núcleo de fibra de vidroMM 62.5/125 μm

1300 nm 2 km <8 dB

LC SM 9/125 μm 1300 nm 2-20 km <8 dB

ST Núcleo de fibra de vidroMM 62.5/125 μm

820-900 nm 1 km <11 dB

1) (MM) Fibra multimodo, (SM) fibra monomodo2) Atenuação máxima permitida causada pelos conectores e cabos conjuntamente

Tabela 16. IRIG-B

Descrição Valor

IRIG formato de código de tempo B004, B0051)

Isolamento 500V 1 min.

Modulação Não-modulado

Nível de lógica Nível TTL

Consumo de corrente 2...4 mA

Consumo de energia 10...20 mW

1) De acordo com o padrão 200-04 IRIG


30 ABB

Tabela 17. Sensor de lente e fibra óptica para proteção de arco

Descrição Valor

Cabo de fibra óptica incluindo as lentes 1.5 m, 3.0 m ou 5.0 m

Faixa de temperatura de serviço normal das lentes -40...+100°C

Temperatura máxima de serviço das lentes, máx 1 h +140°C

Raio mínimo de curvatura admissível da fibra de conexão 100 mm

Tabela 18. Grau de proteção do IED de montagem embutida.

Descrição Valor

Lado frontal IP 54

Parte traseira, terminais de conexão IP 20

Tabela 19. Condições ambientais

Descrição Valor

Faixa de temperatura operacional -25...+55ºC (contínua)

Faixa de temperatura de serviço de tempo curto -40...+85ºC (<16h)1)2)

Umidade relativa <93%, sem condensação

Pressão atmosférica 86...106 kPa

Altitude Mais de 2000 m

Faixa de temperatura de transporte e armazenamento -40...+85ºC

1) Degradação nos desempenhos MTBF e IHM quando fora da faixa de temperatura de -25...+55ºC2) Para IEDs com uma interface de comunicação LC, a temperatura operacional máxima é de +70 ºC

Tabela 20. Testes ambientais

Descrição Valor do Teste de tipo Referência

Teste de calor seco (umidade <50%) • 96 h em +55ºC• 16 h em +85ºC1)

IEC 60068-2-2

Teste de frio seco • 96 h em -25ºC• 16 h em -40ºC

IEC 60068-2-1

Teste do calor úmido, cíclico • 6 ciclos (12 h + 12 h) em +25°C…+55°C, umidade >93%

IEC 60068-2-30

Teste de armazenamento • 96 h em -40ºC• 96 h em +85ºC

IEC 60068-2-48

1) Para IEDs com uma interface de comunicação LC, a temperatura operacional máxima é de +70 ºCoC


ABB 31

Tabela 21. Testes de compatibilidade Eletromagnética

Descrição Valor de tipo de teste Referência

Teste de distúrbio de explosão 1MHz/100 kHz:

IEC 61000-4-18IEC 60255-22-1, classe IIIIEEE C37.90.1-2002

• Modo comum 2,5 kV

• Modo diferencial 2,5 kV

Teste de descarga eletrostática IEC 61000-4-2IEC 60255-22-2IEEE C37.90.3-2001

• Descarga por contato 8 kV

• Descarga aérea 15 kV

Testes de interferência defrequências de rádio

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

IEC 61000-4-6IEC 60255-22-6, classe III

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

IEC 61000-4-3IEC 60255-22-3, classe III

10 V/mf=900 MHz

ENV 50204IEC 60255-22-3, classe III

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

IEEE C37.90.2-2004

Testes de rápidas perturbaçõestransitórias:

IEC 61000-4-4IEC 60255-22-4IEEE C37.90.1-2002

• Todas as portas 4 kV

Teste de imunidade a surto IEC 61000-4-5IEC 60255-22-5

• Comunicação 1 kV, linha à terra

• Outras portas 4 kV, linha à terra2 kV, linha a linha

Campo magnético de frequência depotência (50 Hz)

IEC 61000-4-8

• Contínuo• 1-3 s

300 A/m1000 A/m

Quedas de tensão e interrupções decurta duração

30%/10 ms60%/100 ms60%/1000 ms>95%/5000 ms

IEC 61000-4-11

Teste de imunidade de frequênciade potência:• Modo comum

• Modo diferencial

Entradas binárias apenas 300 V rms 150 V rms

IEC 61000-4-16IEC 60255-22-7, classe A


32 ABB

Tabela 21. Testes de compatibilidade Eletromagnética, continuação


Teste de emissão EN 55011, classe AIEC 60255-25

• Conduzido

0,15-0,50 MHz < quase pico 79 dB(µV)< média 66 dB(µV)

0,5-30 MHz < quase pico 73 dB(µV)< média 60 dB(µV)

• Irradiada

30-230 MHz < quase pico 40 dB(µV/m) medido a 10m de distância

230-1000 MHz < 47 dB(µV/m) quase pico, medido auma distância de 10 m

Tabela 22. Testes de isolamento


Testes Dielétricos IEC 60255-5 eIEC 60255-27

• Teste de tensão 2 kV, 50 Hz, 1 min500 V, 50 Hz, 1 min, comunicação

Teste de tensão de impulso IEC 60255-5 eIEC 60255-27

• Teste de tensão 5 kV, 1,2/50 μs, 0,5 J1 kV, 1,2/50 μs, 0,5 J, comunicação

Medição de Resistência deIsolamento

IEC 60255-5 eIEC 60255-27

• Resistência de Isolamento >100 MΏ, 500 V DC

Resistência de proteção da ligação IEC 60255-27

• Resistência <0.1 Ώ, 4 A, 60 s

Tabela 23. Testes mecânicos

Descrição Referência Requisito

Testes de vibração (sinusoidal) IEC 60068-2-6 (teste Fc)IEC 60255-21-1

Classe 2

Choque e teste de colisão IEC 60068-2-27 (teste do choque Ea)IEC 60068-2-29 (teste do impacto Eb)IEC 60255-21-2

Classe 2

Teste sísmico IEC 60255-21-3 Classe 2


ABB 33

Tabela 24. Segurança do produto

Descrição Referência

Diretiva LV 2006/95/EC

Padrão EN 60255-27 (2005)EN 60255-1 (2009)

Tabela 25. Conformidade EMC

Descrição Referência

diretiva EMC 2004/108/EC

Padrão EN 50263 (2000)EN 60255-26 (2007)

Tabela 26. Conformidade RoHS

Descrição

Cumpre com a diretiva RoHS 2002/95/EC

Funções de proteção


34 ABB

Tabela 27. Proteção de sobrecorrente trifásica não direcional (PHxPTOC)

Característica Valor

Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: fn ±2 Hz

PHLPTOC ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x In

PHHPTOCePHIPTOC

±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x In(nas correntes na faixa de 0,1…10 x In)±5,0% do valor ajustado(nas correntes na faixa de 10…40 x In)

Tempo inicial 1)2) Mínimo Normal Máximo

PHIPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor departidaIFalta = 10 x ajuste Valor departida

16 ms 11 ms

19 ms 12 ms

23 ms 14 ms

PHHPTOC and PHLPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor departida

22 ms

24 ms

25 ms

Tempo de reinício < 40 ms

Razão de reinício Típico 0,96

Tempo de retardamento < 30 ms

Precisão do tempo de operação no modo de tempodefinido

±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms

Precisão do tempo de operação no modo de tempo inverso ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3)

Supressão de harmônicos RMS: Sem supressãoDFT: -50 dB a f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…Pico a pico: Sem supressãoP-para-P+backup: Sem supressão

1) Ajuste Tempo de Operação = 0,02 s, Tipo de curva operacional = IEC tempo definido, Modo de medição = padrão (depende do estágio), correnteantes da falta = 0.0 x In, fn = 50 Hz, corrente de falta em uma fase com frequência nominal injetada no ângulo de fase aleatória, resultados combase na distribuição estatística de 1000 medições

2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização3) Inclui o tempo de contato da saída de potência


ABB 35

Tabela 28. Configurações principais da proteção trifásica não-direcional contra sobrecorrente (PHxPTOC)

Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau

Valor inicial PHLPTOC 0.05...5.00 x In 0.01

PHHPTOC 0.10...40.00 x In 0.01

PHIPTOC 1.00...40.00 x In 0.01

Multiplicador de tempo PHLPTOC 0.05...15.00 0.05

PHHPTOC 0.05...15.00 0.05

Tempo de atraso naoperação

PHLPTOC 40...200000 ms 10

PHHPTOC 40...200000 ms 10

PHIPTOC 20...200000 ms 10

Tipo de curva operacional1) PHLPTOC Tempo definido ou inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14,15, 17, 18, 19

PHHPTOC Tempo definido ou inversoTipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

PHIPTOC Tempo definido

1) Para referências adicionais, consulte a tabela de características Operacionais


36 ABB

Tabela 29. Proteção de sobrecorrente direcional trifásica (DPHxPDOC)


Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente/tensão medida: fn±2 Hz

DPHLPDOC Corrente:±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x InTensão:±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x Un

Ângulo de fase: ±2°

DPHHPDOC Corrente:±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x In(nas correntes na faixa de 0,1…10 x In)±5,0% do valor ajustado(nas correntes na faixa de 10…40 x In)Tensão:±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x Un

Ângulo de fase: ±2°

Tempo inicial1)2) Mínimo Típico Máximo

IFalha = 2,0 x ajuste Valorinicial

37 ms 40 ms 42 ms


Taxa de reset Típico 0,96

Tempo de retardo < 35 ms


±1.0% do valor de ajuste ou ±20 ms

Precisão do tempo de operação no modo de tempoinverso

±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3)

Supressão de harmônicos DFT: -50 dB na f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…

1) Modo de medição e Quantidade Pol = padrão, corrente antes da falha = 0,0 x In, tensão antes da falha = 1,0 x Un, fn = 50 Hz, falha de corrente em

uma fase com frequência nominal injetada a partir do ângulo de fase aleatório, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições2) Inclui o atraso do contato de saída de sinal3) Valor inicial máximo = 2,5 x In, O valor inicial multiplica na faixa de 1,5 a 20


ABB 37

Tabela 30. Configurações principais da proteção trifásica direcional contra sobrecorrente (DPHxPDOC)


Valor inicial DPHLPDOC 0,05...5,00 x In 0.01

DPHHPDOC 0,10...40,00 x In 0.01

Multiplicador de tempo DPHxPDOC 0.05...15.00 0.05


DPHxPDOC 40...200000 ms 10

Modo direcional DPHxPDOC 1 = Não-direcional2 = Para frente3 = Para trás

Ângulo característico DPHxPDOC -179...180 graus 1

Tipo de curva operacional1) DPHLPDOC Tempo definido ou inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14,15, 17, 18, 19

DPHHPDOC Tempo definido ou inversoTipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17



38 ABB

Tabela 31. Proteção de falta à terra não-direcional (EFxPTOC)



EFLPTOC ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x In

EFHPTOCeEFIPTOC

±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x In(nas correntes na faixa de 0,1…10 x In)±5,0% do valor ajustado(nas correntes na faixa de 10…40 x In)

Tempo de partida 1)2) Mínimo Típico Máximo

EFIPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor departidaIFalta = 10 x ajuste Valor departida

16 ms11 ms

19 ms12 ms

23 ms14 ms

EFHPTOC e EFLPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor departida

22 ms

24 ms

25 ms







Supressão de harmônicos RMS: Sem supressãoDFT: -50 dB a f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…Pico a pico: Sem supressão

1) Modo de medição = padrão (depende do estágio), corrente antes da falta = 0,0 x In, fn = 50 Hz, corrente de falta à terra com frequência nominal

injetada no ângulo de fase aleatório, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização3) Máximo Valor de partida = 2,5 x In, Valor de partida multiplica na faixa de 1,5 a 20


ABB 39

Tabela 32. Proteção contra falta à terra não-direcional (EFxPTOC) principais ajustes


Valor inicial EFLPTOC 0.010...5.000 x In 0.005

EFHPTOC 0.10...40.00 x In 0.01

EFIPTOC 1.00...40.00 x In 0.01

Multiplicador de tempo EFLPTOC 0.05...15.00 0.05

EFHPTOC 0.05...15.00 0.05


EFLPTOC 40...200000 ms 10

EFHPTOC 40...200000 ms 10

EFIPTOC 20...200000 ms 10

Tipo de curva operacional1) EFLPTOC Tempo definido ou inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14,15, 17, 18, 19

EFHPTOC Tempo definido ou inversoTipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

EFIPTOC Tempo definido



40 ABB

Tabela 33. Proteção direcional de falta à terra (DEFxPDEF)



DEFLPDEF Corrente:±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x InTensão±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x Un

Ângulo de fase:±2°

DEFHPDEF Corrente:±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x In(nas correntes na faixa de 0,1…10 x In)±5,0% do valor ajustado(nas correntes na faixa de 10…40 x In)Tensão:±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x Un

Ângulo de fase:±2°

Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo

DEFHPDEFIFalta = 2 x ajuste Valor departida

42 ms

44 ms

46 ms

DEFLPDEFIFalha = 2 x ajuste Valor departida

61ms 64 ms 66 ms




Precisão do tempo em funcionamento no modo de tempodefinido

±1.0% do valor de ajuste ou ±20 ms

Precisão do tempo de operação no modo de tempoinverso

±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3)

Supressão de harmônicos RMS: Sem supressãoDFT: -50 dB a f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…Pico a pico: Sem supressão

1) Ajuste Tempo de operação = 0,06 s,Tipo de curva de operação = tempo definido IEC, Modo de medição = padrão (depende do estágio), correnteantes da falta = 0,0 x In, fn = 50 Hz, corrente de falta à terra com frequência nominal injetada no ângulo de fase aleatório, resultados com base na

distribuição estatística de 1000 medições2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização3) Valor inicial máximo = 2,5 x In, O valor inicial multiplica na faixa de 1,5 a 20


ABB 41

Tabela 34. Proteção de falta à terra direcional (DEFxPDEF), principais configurações


Valor inicial DEFLPDEF 0.010...5.000 x In 0.005

DEFHPDEF 0.10...40.00 x In 0.01

Modo direcional DEFLPDEF e DEFHPDEF 1=Não-direcional2=Para frente3=Para trás

Multiplicador de tempo DEFLPDEF 0.05...15.00 0.05

DEFHPDEF 0.05...15.00 0.05


DEFLPDEF 60...200000 ms 10

DEFHPDEF 40...200000 ms 10

Tipo de curva operacional1) DEFLPDEF Tempo definido ou inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14,15, 17, 18, 19

DEFHPDEF Tempo definido ou inversoTipo de curva: 1, 3, 5, 15, 17

Modo de operação DEFLPDEF e DEFHPDEF 1=Ângulo de fase2=IoSin3=IoCos4=Ângulo de fase 805=Ângulo de fase 88


Tabela 35. Proteção de falta à terra transitória/intermitente (INTRPTEF)


Precisão de operação (critério Uo com proteção transitória) Dependendo da frequência da corrente medida: fn ±2 Hz

±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x Uo

Precisão de tempo operacional ±1.0% do valor de ajuste ou ±20 ms

Supressão de harmônicos DFT: -50 dB at f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5


42 ABB

Tabela 36. Configurações principais da proteção contra falha de terra intermitente/transiente (INTRPTEF)


Modo direcional INTRPTEF 1=Não-direcional2=Para frente3=Para trás

-


INTRPTEF 40...1200000 ms 10

Valor inicial de tensão(valor inicial de tensão parafalha de terra por transiente)

INTRPTEF 0.01...0.50 x Un 0.01

Modo de operação INTRPTEF 1=Falha de terraintermitente2=Falha de terra portransiente

-

Limite do contador de picos(requisito mín. paracontador de picos antes doinício no modo de falha deterra intermitente)

INTRPTEF 2...20 -

Tabela 37. Proteção contra falta à terra baseada em admitância (EFPADM)


Precisão de operação1) Na frequência f = fn

±1,0% or ±0,01 mS(Na faixa de 0,5 - 100 mS)

Tempo de partida2) Mínimo Típico Máximo

56 ms 60 ms 64 ms

Tempo de reinício 40 ms

Precisão de tempooperacional


Supressão de harmônicos -50dB a f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…

1) Uo = 1,0 x Un2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização Resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições.


ABB 43

Tabela 38. Proteção contra falta à terra baseada em admitância (EFPADM) principais ajustes

Parâmetro Valores (Faixa) Unidade Passo Padrão Descrição

Valor de partida de tensão 0.05...5.00 xUn 0,01 0,05 Valor de partida detensão

Modo direcional 1=Não-direcional2=Para frente3=Reverso

2=Para frente Modo direcional

Modo operacional 1=Yo2=Go3=Bo4=Yo, Go5=Yo, Bo6=Go, Bo7=Yo, Go, Bo

1=Yo Critério de operação

Tempo de operação 60...200000 ms 10 60 Tempo de operação

Raio do Círculo 0.05...500.00 mS 0,01 1.00 Raio de círculo deadmitância

Condutância do círculo -500.00...500.00 mS 0,01 0.00 Ponto central docírculo deadmitância,condutância

Susceptância do círculo -500.00...500.00 mS 0,01 0.00 Ponto central docírculo deadmitância,susceptância

Condutância direta -500.00...500.00 mS 0,01 1.00 Limiar decondutância emdireção direta

Condutância reversa -500.00...500.00 mS 0,01 -1.00 Limiar decondutância emdireção reversa

Ângulo da condutância -30...30 deg 1 0 Ângulo dacondutância defronteira

Susceptância direta -500.00...500.00 mS 0,01 1.00 Limiar desusceptância emdireção contínua

Susceptância reversa -500.00...500.00 mS 0,01 -1.00 Limiar desusceptância emdireção reversa

Ângulo da susceptância -30...30 deg 1 0 Ângulo dasusceptância defronteira


44 ABB

Tabela 39. Proteção de sobrecarga trifásica (PHPTOV)


Precisão de operação Dependendo da frequência da tensão medida: fn ±2 Hz

±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x Un


UFalha = 1,1 x ajuste Valorinicial

22 ms 24 ms 26 ms


Taxa de reset Depende do ajuste Relative hysteresis




Precisão do tempo de operação no modo de tempo inverso ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms3)


1) Valor inicial = 1,0 x Un, Tensão antes da falha = 0,9 x Un, fn = 50 Hz, sobrecarga em uma fase a fase com frequência nominal injetada do ângulo de

fase aleatória, resultado com base na distribuição estatística de 1000 medições2) Inclui o atraso do contato de saída de sinal3) Valor inicial máximo = 1,20 x Un, Valor inicial multiplica na faixa de 1,10 a 2,00

Tabela 40. Configurações principais da proteção contra sobretensão trifásica (PHPTOV)


Valor inicial PHPTOV 0.05...1.60 x Un 0.01

Multiplicador de tempo PHPTOV 0.05...15.00 0.05


PHPTOV 40...300000 ms 10

Tipo de curva operacional1) PHPTOV Tempo definido ou inversoTipo de curva: 5, 15, 17, 18, 19, 20



ABB 45

Tabela 41. Proteção de sobrecarga trifásica (PHPTOV)





UFalha = 1,1 x ajuste Valorinicial

62 ms 64 ms 66 ms






Precisão do tempo de operação no modo de tempo inverso ±5.0% do valor teórico ou ±20 ms3)


1) Valor inicial = 1.0 x Un, Tensão antes da falha = 1.1 x Un, fn = 50 Hz, subtensão em uma tesão fase a fase com frequência nominal injetada do

ângulo aleatória, resultado com base na distribuição estatística de 1000 medições2) Inclui o atraso do contato de saída do sinal3) Mínimo Valor inicial = 0.50, Valor inicial multiplica na faixa de 0.90 to 0.20

Tabela 42. Configurações principais da proteção contra subtensão trifásica (PHPTUV)


Valor inicial PHPTUV 0.05...1.20 x Un 0.01

Multiplicador de tempo PHPTUV 0.05...15.00 0.05


PHPTUV 60...300000 ms 10

Tipo de curva operacional1) PHPTUV Tempo definido ou inversoTipo de curva: 5, 15, 21, 22, 23



46 ABB

Tabela 43. Proteção de subvoltagem de sequência positiva (PSPTUV)





UFalha = 1,1 x ajuste ValorinicialUFalha = 1,1 x ajuste Valorinicial

51 ms43 ms

53 ms45 ms

54 ms46 ms

Tempo de reset < 40 ms






1) Valor inicial = 1.0 x Un, Tensão de sequência positiva antes da falha = 1.1 x Un, fn = 50 Hz, subtensão de sequência positiva com frequência nominal

injetada do ângulo de fase aleatória, resultado com base na distribuição estatística de 1000 medições2) Inclui o atraso de contato de saída de sinal

Tabela 44. Configurações principais da proteção contra subtensão de seqüência positiva (PSPTUV)


Valor inicial PSPTUV 0.010...1.200 x Un 0.001


PSPTUV 40...120000 ms 10

Valor de bloqueio de tensão PSPTUV 0.01...1.0 x Un 0.01

Tabela 45. Proteção de frequência (FRPFRQ)


Precisão de operação f>/f< ±10 mHz

df/dt ±100 mHz/s (na faixa |df/dt| < 5 Hz/s)± 2,0% de valor ajustado (na faixa 5Hz/s < |df/dt| < 15 Hz/s)

Tempo de partida f>/f< < 80 ms

df/dt < 120 ms


Precisão do tempo de operação ±1,0% do valor ajustado ou ±30 ms


ABB 47

Tabela 46. Ajustes principais de proteção contra frequência (FRPFRQ)


Modo operacional 1=Freq<2=Freq>3=df/dt4=Freq< + df/dt5=Freq> + df/dt6=Freq< OR df/dt7=Freq> OR df/dt

1=Freq< Seleção do modo deoperação deproteção defrequência

Start value Freq> 0.900...1.200 xFn 0,001 1.050 Valor inicial defrequência desobrefrequência

Start value Freq< 0.800...1.100 xFn 0,001 0.950 Valor do início defrequência desubfrequência

Start value df/dt -0.200...0.200 xFn /s 0.005 0,010 Taxa de valor inicialda frequência demudança

Operate Tm Freq 80...200000 ms 10 200 Opere o tempo deatraso parafrequência

Operar Tm df/dt 120...200000 ms 10 400 Operar o tempo deatraso para taxa defrequência demudança

Tabela 47. Proteção de sobrevoltagem de sequência negatina (NSPTOV)



±1.5% do valor ajustado ou ±0.002 × Un


UFalha = 1,1 x ajuste ValorinicialUFalha = 2,0 x ajuste Valorinicial

33 ms24 ms

35 ms26 ms

37 ms28 ms




Precisão do tempo em funcionamento no modo de tempodefinido


Supressão de harmônicos DFT: -50 dB na f = n × fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…

1) Tensão de sequência negativa antes da falha = 0.0 × Un, fn = 50 Hz, sobretensão de sequência negativa com frequência nominal injetada do ângulo

de fase aleatória, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições2) Incluo o atraso de contato de saída


48 ABB

Tabela 48. Configurações principais da proteção contra sobretensão de seqüência negativa de fase (NSPTOV)


Valor inicial NSPTOV 0.010...1.000 x Un 0.001


NSPTOV 40...120000 ms 1

Tabela 49. Proteção de sobretensão residual (ROVPTOV)





UFalha = 1.1 x ajuste Valorde partida

55 ms 56 ms 58 ms







1) Tensão residual antes da falta= 0,0 x Un, fn = 50 Hz, corrente residual com frequência nominal injetada a partir de ângulo de fase aleatório,

resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições2) Inclui o atraso do contato de saída de sinal

Tabela 50. Configurações principais da proteção contra sobretensão residual (ROVPTOV)


Valor inicial ROVPTOV 0.010...1.000 x Un 0.001


ROVPTOV 40...300000 ms 1


ABB 49

Tabela 51. Proteção de sobrecorrente de sequência negativa de fase (NSPTOC)



±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x In

Tempo de partida 1)2) Mínimo Típico Máximo

IFalta = 2 x ajuste Valor departidaIFalta = 10 x ajuste Valor departida

22 ms14 ms

24 ms16 ms

25 ms17 ms








1) Corrente de sequência negativa antes da falta = 0,0, fn = 50 Hz, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições

2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização3) Máximo Valor de partida = 2,5 x In, Valor de partida multiplica na faixa de 1,5 a 20

Tabela 52. Proteção de sobrecorrente de sequência negativa de fase (NSPTOC)


Valor inicial NSPTOC 0.01...5.00 x In 0.01

Multiplicador de tempo NSPTOC 0.05...15.00 0.05


NSPTOC 40...200000 ms 10

Tipo de curva operacional1) NSPTOC Tempo definido ou inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14,15, 17, 18, 19



50 ABB

Tabela 53. Proteção de descontinuidade de fase (PDNSPTOC)



±2% do valor ajustado

Tempo de partida < 70 ms


Razão de reinício Típico 0,96




Supressão de harmônicos DFT: -50 dB a f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…

Tabela 54. Configurações principais da proteção contra descontinuidade de fase (PDNSPTOC)


Valor de partida (Ajuste darazão de corrente I2/I1)

PDNSPTOC 10...100 % 1


PDNSPTOC 100...30000 ms 1

Corrente mínima de fase PDNSPTOC 0.05...0.30 x In 0.01

Tabela 55. Proteção contra falhas no disjuntor (CCBRBRF)



±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x In

Precisão de operação ±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms


ABB 51

Tabela 56. Configurações principais da proteção contra falha de disjuntor (CCBRBRF)


Valor da corrente (Correnteda fase em operação)

CCBRBRF 0.05...1.00 x In 0.05

Valor da corrente Residual(Corrente residual emoperação)

CCBRBRF 0.05...1.00 x In 0.05

Modo de falha do DJ(Modo de operação dafunção)

CCBRBRF 1=Corrente2=Status do disjuntor3=Ambos

-

Modo de desligamento emfalha do DJ

CCBRBRF 1=Desligado2=Sem verificação3=Verificação de corrente

-

Tempo de reabertura CCBRBRF 0...60000 ms 10

Atraso em falha do DJ CCBRBRF 0...60000 ms 10

Atraso em defeito do DJ CCBRBRF 0...60000 ms 10

Tabela 57. Proteção de sobrecarga térmica trifásica para alimentadores (T1PTTR)



Medição de corrente: ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002x In (na correntes na faixa de 0,01…4,00 x In)

Precisão do tempo de operação1) ±2,0% do valor teórico ou ±0,50 s

1) Sobrecarga da corrente > 1,2 x Nível da temperatura de operação


52 ABB

Tabela 58. Configurações principais da sobrecarga térmica trifásica (T1PTTR)


Temp. amb. definida(Temperatura ambienteusada quando o AmbSensestá em Off)

T1PTTR -50...100°C 1

Multiplicador de corrente(Multiplicador de correntequando a função é usadapara linhas paralelas)

T1PTTR 1...5 1

Referência de corrente T1PTTR 0.05...4.00 x In 0.01

Elevação de temperatura(Elevação da temperaturafinal sobre a ambiente)

T1PTTR 0.0...200.0°C 0.1

Constante de tempo(Constante de tempo dalinha em segundos)

T1PTTR 60...60000 s 1

Temperatura máxima (nívelde temperatura paraatuação)

T1PTTR 20.0...200.0°C 0.1

Valor de alarme (Nível detemperatura de partida(alarme))

T1PTTR 20.0...150.0°C 0.1

Temperatura de rearme(Temperatura para reiníciodo rearme do bloco apósatuação)

T1PTTR 20.0...150.0°C 0.1

Temperatura inicial(Elevação de temperaturaacima da ambiente nainiciação)

T1PTTR -50.0...100.0°C 0.1

Tabela 59. Detecção da corrente de partida trifásica (INRPHAR)


Precisão de operação Na frequência f = fn

Medição de corrente:±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x InMedição da razão I2f/I1f:±5,0% do valor ajustado

Tempo de reinício +35 ms / -0 ms


Precisão de operação +35 ms / -0 ms


ABB 53

Tabela 60. Configurações principais de detecção de corrente de partida trifásica (INRPHAR)


Valor inicial (Relação entrea 2ª e a 1ª harmônica queprovoca restrição)

INRPHAR 5...100 % 1

Tempo de operação INRPHAR 20...60000 ms 1

Tabela 61. Proteção de arco (ARCSARC)


Precisão de operação ±3% do valor ajustado ou ±0,01 x In

Tempo de operação Mínimo Típico Máximo

Modo de operação = "Luz+ corrente"1)2)

9 ms 12 ms 15 ms

Modo operacional ="Somente luz"2)

9 ms 10 ms 12 ms


Taxa de reset Normal 0,96

1) Valor inicial da fase = 1,0 x In, corrente antes da falha = 2,0 x ajuste Valor inicial da fase, fn = 50 Hz, falha com frequência nominal, resultados com

base na distribuição estatística de 200 medições2) Inclui o atraso do contato de saída de poeira pesada

Tabela 62. Configurações principais da proteção contra arco (ARCSARC)


Valor inicial da fase(Corrente da fase emoperação)

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

Valor inicial do terra(Corrente residual emoperação)

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

Modo de operação ARCSARC 1=Luz+corrente2=Apenas luz3=Controlado por BI


54 ABB

Tabela 63. Características operacionais

Parâmetro Valores (Faixa)

Tipo de curva de operação 1=ANSI Ext. inv.2=ANSI Muito. inv.3=ANSI Norm. inv.4=ANSI Moder inv.5=ANSI Tempo Def.6=Longo Tempo Extr. inv.7=Longo Tempo Muito inv.8=Longo Tempo inv.9=IEC Norm. inv.10=IEC Muito inv.11=IEC inv.12=IEC Extr. inv.13=IEC Tempo Curto inv.14=IEC Longo Tempo inv15=IEC Tempo Def.17=Programável18=Tipo RI19=Tipo RD

Tipo de curva de operação (proteção de tensão) 5=ANSI Tempo Def.15=IEC Tempo Def.17=Inv. Curva A18=Inv. Curva B19=Inv. Curva C20=Programável21=Inv. Curva A22=Inv. Curva B23=Programável

Funções de controle

Tabela 64. Religamento automático (DARREC)


Precisão do tempo de operação ±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms

Tabela 65. Verificação de sincronização (SECRSYN)



Tensão: ±3,0% do valor ajustado ou ±0,01 × Un

Frequência: ±10 mHzÂngulo da Fase ±3°






ABB 55

Tabela 66. Ajustes principais (SECRSYN) de Verificação de energização e sincronismo


Modo ativo einativo

-1=Desligado1=Ambos inativos2=Ativo L, Inativo B3=Inativo L, Ativo B4=Barramentoinativo, L Qualquer5=L inativo,Barramento Qualquer6=Um Ativo, Inativo7=Nenhum ativo

1=Ambos inativos Modo deverificação deenergização

Tensão dediferença

0.01...0.50 xUn 0,01 0,05 Limite dadiferença detensão máxima

Frequência dadiferença

0.001...0.100 xFn 0,001 0,001 Limite dadiferença defrequênciamáxima

Ângulo dediferença

5...90 deg 1 5 Limite dadiferença deângulo máxima

Modo deverificação desincronização

1=Desligar2=Síncrono3=Assíncrono

2=Síncrono Modo deoperação desincronização

Modo de controle 1=Contínuo2=Comando

1=Contínuo Seleção docomando deverificação desincronização oumodo de controlecontínuo

Valor de linhamorta

0.1...0.8 xUn 0,1 0,2 Linha de limitemínimo detensão paraverificação deenergização

Valor de linha viva 0.2...1.0 xUn 0,1 0.5 Linha de limitemáximo detensão paraverificação deenergização

Pulso defechamento

200...60000 ms 10 200 Duração do pulsode fechamentodo disjuntor

Energizaçãomáxima V

0.50...1.15 xUn 0,01 1,05 Tensão máximapara energização

Fase -180...180 deg 1 180 Correção dadiferença de faseentre U_BUS eU_LINE


56 ABB

Tabela 66. Ajustes principais (SECRSYN) de Verificação de energização e sincronismo, continuação


Tempo mínimo desincronização

0...60000 ms 10 0 Tempo mínimopra aceitar asincronização

Tempo máximode sincronização

100...6000000 ms 10 2000 Tempo máximopara aceitar asincronização

Tempo deenergização

100...60000 ms 10 100 Atraso para averificação deenergização

Tempo defechamento do CB

40...250 ms 10 60 Tempo defechamento dodisjuntor

Funções de medição

Tabela 67. Medição de corrente trifásica (CMMXU)



±0,5% ou ±0,002 x In(nas correntes na faixa de 0,01...4,00 x In)

Supressão de harmônicos DFT: -50 dB na f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…RMS: Sem supressão

Tabela 68. Componentes de sequência de corrente (CSMSQI)


Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: f/fn = ±2Hz

±1,0% ou ±0,002 x Innas correntes na faixa de 0,01...4,00 x In


Tabela 69. Medição de corrente trifásica (CMMXU)


Precisão de operação Dependendo da frequência da tensão medida: fn ±2 HzEm tensões na faixa de 0,01…1,15 x Un

±1.0% ou ±0.002 x Un



ABB 57

Tabela 70. Componentes de sequência de tensão(VSMSQI)


Precisão de operação Dependendo da frequência da tensão medida: fn ±2 HzEm tensões na faixa de 0,01…1,15 x Un

±1.0% ou ±0.002 x Un


Tabela 71. Medição de corrente residual (RESCMMXU)



±0,5% ou ±0,002 x Innas correntes na faixa de 0,01...4,00 x In


Tabela 72. Medição de tensão residual (RESVMMXU)



±0,5% ou ±0,002 x Un

Supressão de harmônicos DFT: -50 dB na f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…RMS: Nenhuma supressão

Tabela 73. Energia e força trifásica (PEMMXU)


Precisão de operação Em todas as três correntes na faixa de 0.10…1.20 x InEm todas as três tensões na faixa de 0,50…1,15 x Un

Na frequência fn ±1 HzPotência e energia ativa na faixa de |PF| > 0,71Potência e energia reativa na faixa de |PF| < 0,71

±1,5% para potência (S, P e Q)±0,015 para fator de potência±1,5% para energia

Supressão de harmônicos DFT: -50 dB a f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…

Tabela 74. Medição de frequência (FMMXU)


Precisão de operação ±10 mHz(na faixa de medição 35 - 75 Hz)

Funções de supervisão


58 ABB

Tabela 75. Supervisão de circuito de corrente (CCRDIF)


Tempo de operação1) < 30 ms

1) Incluindo o tempo do contato de saída.

Tabela 76. Configurações principais da supervisão do circuito de corrente (CCRDIF)

Parâmetro Valores (Faixa) Unidade Descrição

Valor inicial 0.05...0.20 x In Nível diferencial mínimo dacorrente de operação

Corrente de operaçãomáxima

1.00...5.00 x In Bloqueio da função emcorrente de fase elevada

Tabela 77. Supervisão de falha de fusível (SEQRFUF)


Tempo operacional1)

• Função NPS UFault = 1.1 x set Neg Seqvoltage Lev

< 33 ms

UFault = 5.0 x set Neg Seqvoltage Lev

< 18 ms

• Função delta ΔU = 1.1 x ajuste Faixa dealteração de tensão

< 30 ms

ΔU = 2.0 x ajuste Faixa dealteração de tensão

< 24 ms

1) Inclui o atraso do contato de saída de sinal, fn = 50 Hz, tensão de falha com frequência nominal injetada de ângulo de fase aleatório, resultados

baseados em distribuição estatística de 1000 medições


ABB 59

20. IHM LocalO IED está disponível com dois displaysopcionais, um grande e um pequeno. O displaygrande é adaptado para instalações de IED ondea interface de usuário do painel frontal éfrequentemente utilizada e um diagrama unifilar éexigido. O display pequeno é adaptado paracontrolar remotamente subestações onde o IED éacessado ocasionalmente em caráter local pormeio da interface de usuário do painel frontal.

Ambos os displays de LCD oferecemfuncionalidade de interface de usuário de painelfrontal com navegação e visualizações de menu.No entanto, o display grande oferece maiorusabilidade com menos rolagem e maior visãogeral de informações. Além disso, o displaygrande inclui um diagrama unifilar, configurávelpelo usuário, com indicação de posição para oequipamento primário associado. Dependendo daconfiguração-padrão escolhida, o IED exibe osvalores medidos relacionados, além de um

diagrama unifilar padrão. O Diagrama Unifilarpode ser acessado também usando a interfacede usuário baseada em navegador web. ODiagrama Unifilar padrão pode ser modificado deacordo com exigências do usuário utilizando oeditor gráfico de display do PCM600.

A IHM inclui um botão de pressão (L/R) paraoperações locais/remotas do IED. Quando estáno modo Local, o IED pode ser operado somenteutilizando-se a interface local de usuário do painelfrontal. Quando está no modo remoto, o IEDpode executar comandos enviados a partir deuma localidade remota. O IED suporta a seleçãoremota do modo local/remoto por meio de umaentrada binária. Esta característica facilita, porexemplo, o uso de uma chave externa nasubestação para garantir que todos os IEDsestejam no modo local durante o trabalho demanutenção e evitar que os disjuntores sejamoperados remotamente a partir do centro decontrole da rede.

IECA070904 V3 PT

Figura 14. Display menor

IECA070901 V3 PT

Figura 15. Display maior

Tabela 78. Display menor

Tamanho do caracter1) Linhas na área visível Caracteres por linha

Pequeno, monoespaçado (6x12 pixels) 5 20

Grande, largura variável (13x14 pixels) 4 8 ou mais

1) Depende do idioma selecionado


60 ABB

Tabela 79. Display maior

Tamanho do caracter1) Linhas na área visível Caracteres por linha

Pequeno, monoespaçado (6x12 pixels) 10 20

Grande, largura variável (13x14 pixels) 8 8 ou mais

1) Depende do idioma selecionado

21. Métodos de montagemPor meios dos acessórios de montagemapropriados, a carcaça IED padrão para os IEDssérie 6150 podem ter montagem embutida,semiembutida ou de parede. Os acessórios demontagem embutida e de montagem em parededos IEDs, também podem ser montadas em umaposição inclinada (25°) pelo uso de acessóriosespeciais.

Adicionalmente, os IEDs podem ser montados emum gabinete padrão para instrumentos de 19" pormeio dos painéis de montagem de 19" comcortes para um ou dois IEDs. Alternativamente, oIED pode ser montado em gabinetes parainstrumentos de 19" por meio das estruturas 4Udo equipamento Combiflex.

Para finalidade de testes de rotina, as caixas doIED podem ser equipadas com chaves de teste,

tipo RTXP 18, que pode ser montada lado a ladoao IED.

Métodos de montagem:

• Montagem embutida• Montagem semi-embutida• Montagem semi-embutida em uma

inclinação de 25º• Montagem em rack• Montagem em parede• Montagem em estrutura de 19"• Montagem com uma chave de teste RTXP

18 para um rack de 19"

Painel de corte para montagem embutida:• Altura: 161.5±1 mm• Largura: 165.5±1 mm

48153

177

177

160

IECA070900 V3 PT

Figura 16. Montagem embutida

103

98

186

160

177

IECA070903 V3 PT

Figura 17. Montagem semi-embutida

133

107

230

25°

190

IECA070902 V3 PT

Figura 18. Semi-embutida comuma inclinação de 25º


ABB 61

22. Caixa e unidade plug-in do IEDPor razões de segurança, as caixas para IEDs demedição de corrente possuem contatos deoperação automática para colocar em curto oscircuitos secundários do TC, quando umaunidade de IED é retirada de sua caixa. A caixado IED também possui um sistema decodificação mecânica impedindo que as unidadesde IED para medição de corrente sejamcolocadas em uma caixa para um IED demedição de tensão e vice-versa, ou seja, ascaixas de IED são associadas ao tipo de unidadeplug-in de IED.

23. Informações para seleção e aquisiçãoO tipo de IED e o número de série identificam oIED de proteção. A etiqueta é colocada acima do

IHM sobre a parte superior da unidade de plug-in.Uma etiqueta com o código do IED é colocada nalateral da unidade de plug-in, bem como dentroda caixa. O código do IED consiste em uma sériede caracteres gerados pelos módulos dehardware e software do IED.

Use a chave de informações para pedido paragerar o código de compra quando solicitar IEDscompletos.

H B F FA E A G B C C 1 B B N 1 X D

#1 IED

H

K

L

2IEC B

3 F

615 séries IED (incluindo caso)

Não avaliável para configuração-padrão "G".com fio e instalado em um 19'' painel de equipamento.615 séries IED (incluindo caso) com chave de teste,

C).Não avaliável para norma de configuração "G".

615 séries IED (incluindo caso) com chave de teste, com fio e instalado em um suporte de mongem para CombiFlex montagem de rack ( RGHT 19'' 4U variante

Proteção de alimentador e controle

PadrãoPadrão

Princípal aplicaçãoPrincípal aplicação

DESCRIÇÃO

IECA070913 V6 PT


62 ABB

proteção commonitoramento CB (sensor de entradas)

H B F F A E A G B C C 1 B B A 1 X D

#4-8

A B

C =D =

E =

F =

G =

H =

A: 4I + Uo (Io 1/5 A) + 3 BI + 6 BO AAAAAA: 4I + Uo (Io 0.2/1 A) + 3 BI + 6 BO AABAAB: 4I +Uo (Io 1/5 A) + 11 BI + 10 BO BAAACB: 4I +Uo (Io 1/5 A) + 17 BI + 13 BO BAAAEB: 4I +Uo (Io 0.2/1 A) + 11 BI + 10 BO BABACB: 4I +Uo (Io 0.2/1 A) + 17 BI + 13 BO BABAEC: 4I (Io 1/5 A) + 4 BI + 6 BO CACABC: 4I (Io 0.2/1 A) + 4 BI + 6 BO CADABD: 4I (Io 1/5 A) + 12 BI + 10 BO DACADD: 4I (Io 1/5 A) + 18 BI + 13 BO DACAFD: 4I (Io 0.2/1 A) + 12 BI + 10 BO DADADD: 4I (Io 0.2/1 A) + 18 BI + 13 BO DADAFE: 4I (Io 1/5 A) + 5U + 16 BI + 10 BO EAEAGE: 4I (Io 0.2/1 A) + 5U + 16 BI + 10 BO EAFAGF: 4I (Io 1/5 A) + 5U + 16 BI + 10 BO FAEAGF: 4I (Io 0.2/1 A) + 5U + 16 BI + 10 BO FAFAGG: 3Is + 3Us +Io (Io 0.2/1 A) + 8 BI

+ 10 BO GDAAH

H: 4I (Io 1/5 A) + 5U + 16 BI + 10 BO HAEAGH: 4I (Io 0.2/1 A) + 5U + 16 BI + 10 BO HAFAG

A configuração padrão determina o hardware I/O e opções disponíveis.O exemplo abaixo mostra a configuração padrão "B" com opções de escolha.

DESCRIÇÃOConfiguração padrão,opções I/O analógica e binária

Descrições de curto em configuração padrão= Proteção não direcional O/C e direcional E/F.= Proteção não direcional O/C e direcional EF,

Proteção não direcional O/C e não direcional EF

Proteção não direcional O/C e direcional E/F com medidas baseadas em tensão fase , condição de monitoramento CB

condição de monitoramento CB

condição de monitoramento CB

Proteção direcional O/C e E/F com medidas baseadas em tensão fase , proteção de subtenção e sobretenção, condição de monitoramento CB

função de medição e condição de base ,Proteção direcional O/C e E/F, tensão de fase,

Proteção não direcional O/C e não direcional E/F,

Proteção não direcional OC/ e EF, voltagem e frequência, proteção com base,funções de medição ,verificação

de sincronismo e condição de monitoramento CB

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

IECA070915 V7 PT


ABB 63


#9 -

10- AA

AB

AN

BN

BB

BD

BC

NAEthernet 100Base-TX (1 x RJ-45) NBEthernet 100Base-TX (2 x RJ-45 + 1 x LC) NCEthernet 100Base-TX (3 x RJ-45) ND

NN

DESCRIÇÃO

Serial RS-485,incl. uma entrada para IRIB-B+Ethernet 100Base-FX(1xLC)Serial RS-485,incl. uma entrada para IRIB-B+Ethernet 100Base-FX(1xRJ-45)

Serial RS-485, incl. uma entrada para IRIG-B

com proteção para arco) e uma entrada para IRIG-B( não pode ser

combinada

(1x RJ-45)+ conector Serial RS-485, conector RS-232/485 D-Sub 9 + entrada para IRIG-B(não pode ser combinada com proteção para arco)

Fibra de vidro serial (ST)+Ethernet 100Base-TX (3x RJ-45)Fibra de vidro Serial (ST)+Ethernet 100Base-TX e -FX (2x RJ-45+1xLC)

Ethernet 100Base-FX (1xLC)

Nenhum módulo de comunicação

Fibra de vidro Serial (ST)+Ethernet 100Base-TX

Fibra de vidro Serial (ST), incl. um conector RS-485

Se uma comunicação serial for escolhida, favor selecionar um módulo decomunicação serial incluindo Ethernet (por exemplo "BC")caso um serviço de barramento para PCM600 ou WebHMI for requirido.

O módulo de comunicação hardware determina o protocolo de comunicação disponível.

Módulos de comunicação(Serial/Ethernet)

Escolha o hardware de uma das linhas abaixo para definer os dígitos # 9-10.

GUID-2B09FD03-F732-4AF6-BCC1-D3473FA2667C V1 PT


64 ABB


#11

IEC 61850 A

Modbus B

IEC 61850 + Modbus C

IEC 60870-5-103 D

DNP3 E

DESCRIÇÃOProtocolo de comunicação

(para módulos de comunicação Ethernet e IEDs sem um módulo de comunicação)

(para Ethernet /serial ou Ethernet + serial módulos de comunicação)

(para Ethernet ou serial +Ethernet módulos de comunicação)

(para serial ou Ethernet + módulos de comunicação serial)

(para Ethernet/serial ou Ethernet + módulos de comunicação serial)

GUID-45F9436D-9C24-48C1-A5F5-77B0EA230FB2 V1 PT


ABB 65


#12

134568

13 AB

14 A

B

C

N

15

A

B

N

16 48...250 V DC, 100...240 V AC 124...60 V DC 2

17 X

18D

DESCRIÇÃOLinguagemInglês

Inglês e Alemão

Inglês e Sueco

Inglês e Espanhol

Inglês e Russo

Inglês e Português (Brasil)

Painel frontalLCD pequeno

Opção 1

Religamento automáticoProteção do arco( requisita um módulo de comunicação, que não pode ser combinado com os módulos

de comunicação BN ou BB)

LCD grande com um único diagrama de linha (SLD)

VersãoVersão 3.0

Dígito vagoVago

AlimentaçãoZero

Opção 2Proteção direcional de falta á terra(apenas para

configuração std: A,B,E,F,G)

configuração:A,B,E,F,G)Admitância baseada em proteção de falha á terra

( apenas para

Zero

de comunicação BN ou BB)

Proteção do arco e religamento automático(requisita um

módulo de comunicação que não pode ser combinado com os módulos

IECA070914 V7 PT

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Código de exemplo : HBFFAEAGBCC1BBA1XD

Seu código de ordem :

Dígito (#)

Código

IECA070917 V7 PT

Figura 19. Chave de pedido para IEDs completos


66 ABB

24. Acessórios e informações para pedidos

Tabela 80. Cabos

Item Número para pedido

Cabo para sensores óticos de proteção contra arco, de 1,5 m 1MRS120534-1.5



Tabela 81. Acessórios para montagem

Item Número para pedido

Kit para montagem semi-embutida 1MRS050696

Kit para montagem em parede 1MRS050697

Kit para montagem semi-embutida inclinada 1MRS050831

Kit para montagem em gaveta de 19" com recorte para um IED 1MRS050694

Kit para montagem em gaveta de 19" com recorte para dois IEDs 1MRS050695

Suporte de montagem para um IED com chave de teste RTXP em Combiflex de 4U(RHGT 19” variante C)

2RCA022642P0001

Suporte de montagem para um IED em Combiflex de 4U (RHGT 19” variante C) 2RCA022643P0001

Kit de montagem em gaveta de 19" para um IED e uma chave de teste RTXP18 (a chavede teste não está incluída no conjunto)

2RCA021952A0003

Kit de montagem em gaveta de 19" para um IED e uma chave de teste RTXP24 (a chavede teste não está incluída no conjunto)

2RCA022561A0003

25. FerramentasO IED é entregue como uma unidade pré-configurada. Os valores padrão de ajuste deparâmetros podem ser alterados a partir dainterface de usuário no painel frontal, da interfacede usuário baseada em navegador web (IHMWeb) ou da ferramenta PCM600 em combinaçãocom o pacote de conectividade específico do IED.

O Gerenciador de IEDs de Proteção e ControlePCM600 está disponível em três variantesdiferentes, que são o PCM600, PCM600Engineering e PCM600 Engineering Pro.Dependendo da variante escolhida, o PCM600oferece extensas funções de configuração, taiscomo configuração de sinais do IED,configuração da aplicação, configuração gráficado display incluindo diagrama unifilar econfiguração da comunicação IEC 61850,incluindo a comunicação horizontal GOOSE.

Quando se usa a interface de usuário emnavegador web, o IED pode ser acessado localou remotamente usando um navegador (IE 7.0 oumais recente). Por razões de segurança, ainterface de usuário por navegador web édesabilitada de fábrica. Essa interface pode serhabilitada com a ferramenta PCM600 ou pelainterface do painel frontal. Sua funcionalidadepode ser limitada a acesso apenas para leituraatravés da PCM600.

O pacote de conectividade é um conjunto desoftware e informações específicas de umdeterminado IED, que permite que as ferramentasse conectem e interajam com o dispositivo. Ospacotes de conectividade reduzem o risco deerros na integração do sistema, minimizando otempo de configuração e comissionamento dodispositivo Além disso, os pacotes deconectividade para os IEDs da série 615 incluemuma ferramenta flexível de atualização, que


ABB 67

permite o acréscimo de um idioma à IHM local doIED. A ferramenta de atualização é ativadautilizando o PCM600 e permite múltiplas

atualizações de idioma à IHM Local, oferecendoassim meios flexíveis para possíveis futurasatualizações de idioma.

Tabela 82. Ferramentas

Ferramenta de configuração e ajuste Versão

PCM600 2.3 ou mais recente

Interface de usuário em navegador web IE 7.0 ou mais recente

Pacote de conectividade do REF615 3.0.2 ou mais recente


68 ABB

Tabela 83. Funções suportadas

Função IHM web PCM600 PCM600Engineering

PCM600Engineering Pro

Definição de parâmetros doIED ● ● ● ●

Gravação da definição deparâmetros no IED ● ● ● ●

Monitoração de sinais ● ● ● ●

Tratamento do registradorde perturbações ● ● ● ●

Visualização dos LEDs dealarme ● ● ● ●

Gerenciamento do controlede acesso ● ● ● ●

Configuração de sinais doIED (Matriz de sinais) - ● ● ●

Configuração decomunicação Modbus®(gerenciamento dacomunicação) - ● ● ●

Configuração decomunicação DNP3(gerenciamento dacomunicação) - ● ● ●

Configuração decomunicação IEC60870-5-103(gerenciamento dacomunicação) - ● ● ●

Gravação da definição deparâmetros do IED naferramenta - ● ● ●

Análise do registro deperturbações - ● ● ●

Exportar/importarparâmetros XRIO - ● ● ●

Configuração do displaygráfico - ● ● ●

Configuração da aplicação - - ● ●

Configuração decomunicação IEC 61850,GOOSE (configuração decomunicação) - - - ●

Visualização do diagrama defasores ● - - -


ABB 69


Função IHM web PCM600 PCM600Engineering

PCM600Engineering Pro

Visualização de eventos ● - - -

Salvar os dados de eventosno PC do usuário ● - - -

● = Suportado


70 ABB

26. Diagramas terminais

Entrada do sensor de luz 1



OpcionalAs características IED de um mecanismo automático de curto-circuito no conector CTquando a unidade de plug-in é detectada

X110/ módulo BIO não usado na conf A REF615

IECA070918 V6 PT

Figura 20. Diagrama terminal de configurações padrão A e B


ABB 71





X110/ módulo BIO não usado na conf A REF615

IECA070919 V6 PT

Figura 21. Diagrama terminal de configurações padrão C e D


72 ABB





GUID-FA7A5888-5288-4969-84D0-00354EAB3997 V4 PT

Figura 22. Diagrama de terminais das configurações padrão E e F


ABB 73




Opcional

GUID-88778A7A-2A9B-46BF-AC33-075626A03AC8 V1 PT

Figura 23. Diagrama terminal de configurações padrão G


74 ABB





GUID-F4CCBBC7-41DD-4E1C-99E8-69029EC6933C V1 PT

Figura 24. Diagrama terminal de configurações padrão H


ABB 75

27. Certificados

A KEMA emitiu um Cetificado Nível A1 deconformidade com a IEC 61850 para o REF615.Número do certificado: 30710144-Consulting08-0115.

28. Relatórios de inspeçãoKEMA emitiu um relatório de inspeção paraREF615, “Comparação entre a conexão física e odesempenho de GOOSE de painéis demecanismos de ligação UniGear com REF615 eProteção de Alimentação de REF630 e IEDs decontrole com base no IEC 62271-3”. Número doRelatório: 70972064-TDT 09-1398.

O relatório de inspeção conclui no seu resumo,com exceção das comparações de desempenho,que "REF630 e REF615 estão em conformidadecom o "Disparo" 1 A do tipo de mensagem P1 declasse de desempenho para compartimentos dedistribuição (tempo de transferência <10 mseg)conforme definido em IEC 61850-5”.

29. ReferênciasO portal www.abb.com/substationautomation lheoferece informações sobre a gama de produtos eserviços para automação de distibuição.

Você encontrará as informações relevantes maisrecentes sobre o IED de proteção REF615 napágina de produtos.

A área de download no lado direito da páginacontém a documentação de produto mais atual,como o manual de referência técnica, o manualde instalação, manual do operador, etc. Aferramenta de seleção colocada na página lheajuda a encontrar os documentos por categoria eidioma.

As Características e Aplicações contéminformações relacionadas ao produto em umformato compactado.


76 ABB

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

HTTP://WWW.ABB.COM/PRODUCT/DB0003DB004281/C12573E700330419C12573CC00431E30.ASPX

GUID-7538BF96-88EE-413C-86C7-FC91CC8AD358 V3 PT

Figura 25. Página de produtos


ABB 77

30. Funções, códigos e símbolos

Tabela 84. Funções, símbolos e códigos de REF615

Função IEC 61850 IEC 60617 IEC-ANSI

Proteção

Proteção de sobrecorrente não-direcionaltrifásica, estágio baixo, instância 1 PHLPTOC1 3I> (1) 51P-1 (1)

Proteção de sobrecorrente não direcionaltrifásica, estágio alto, instância 1 PHHPTOC1 3I>> (1) 51P-2 (1)

Proteção de sobrecorrente não direcionaltrifásica, estágio alto, instância 2 PHHPTOC2 3I>> (2) 51P-2 (2)

Proteção de sobrecorrente não direcionaltrifásica, estágio instantâneo, instância 1 PHIPTOC1 3I>>> (1) 50P/51P (1)

Proteção contra sobretensão direcionaltrifásica, baixo estágio, instância 1 DPHLPDOC1 3I> -> (1) 67-1 (1)

Proteção contra sobretensão direcionaltrifásica, baixo estágio, instâncias 2 DPHLPDOC2 3I> -> (2) 67-1 (2)

Proteção de sobrecorrente trifásicadirecional, estágio alto DPHHPDOC1 3I>> -> 67-2

Proteção contra falha à terra não direcional,baixo estágio, instância 1 EFLPTOC1 Io> (1) 51N-1 (1)

Proteção de falta à terra não direcional,estágio baixo, instância 2 EFLPTOC2 Io> (2) 51N-1 (2)

Proteção de falha à terra não direcional,estágio alto, instância 1 EFHPTOC1 Io>> (1) 51N-2 (1)

Proteção de falta à terra não-direcional,estágio instantâneo EFIPTOC1 Io>>> 50N/51N

Proteção de falta à terra direcional, estágiobaixo, instância 1 DEFLPDEF1 Io> -> (1) 67N-1 (1)

Proteção de falta à terra direcional, estágiobaixo, instância 2 DEFLPDEF2 Io> -> (2) 67N-1 (2)

Proteção de falta à terra direcional, estágioalto DEFHPDEF1 Io>> -> 67N-2

Proteção de falta à terra baseada emadmitância, instância 1 EFPADM1 Yo> -> (1) 21YN (1)



Proteção de falta à terra transitória/intermitente INTRPTEF1 Io> -> IEF 67NIEF

Proteção de falta à terra não-direcional (cross--country), utilizando Io calculado EFHPTOC1 Io>> (1) 51N-2 (1)

Proteção de sobrecorrente de sequêncianegativa, instância 1 NSPTOC1 I2> (1) 46 (1)


78 ABB

Tabela 84. Funções, símbolos e códigos de REF615, continuação


Proteção de sobrecorrente de sequêncianegativa, instância 2 NSPTOC2 I2> (2) 46 (2)

Proteção de descontinuidade de fase PDNSPTOC1 I2/I1> 46PD

Proteção de sobretensão residual, instância 1 ROVPTOV1 Uo> (1) 59G (1)



Proteção contra subtensão trifásica,instância 1 PHPTUV1 3U< (1) 27 (1)



Proteção contra sobretensão trifásica,instância 1 PHPTOV1 3U> (1) 59 (1)



Proteção contra subtensão de sequênciapositiva, instância 1 PSPTUV1 U1< (1) 47U+ (1)

Proteção contra sobretensão de sequêncianegativa, instância 1 NSPTOV1 U2> (1) 47O- (1)

Proteção contra frequência, instância 1 FRPFRQ1 f>/f<,df/dt (1) 81 (1)



Proteção térmica para alimentadores, cabose transformadores de distribuição T1PTTR1 3Ith>F 49F

Proteção de falha de disjuntor CCBRBRF1 3I>/Io>BF 51BF/51NBF

Detector de corrente de partida trifásica INRPHAR1 3I2f> 68

Trip Master, instância 1 TRPPTRC1 Trip Master (1) 94/86 (1)

Trip Master, instância 2 TRPPTRC2 Trip Master (2) 94/86 (2)

Proteção contra arco, instância 1 ARCSARC1 ARC (1) 50L/50NL (1)



Controle

Controle de disjuntor CBXCBR1 I <-> O CB I <-> O CB

Indicação da posição de seccionadora,instância 1 DCSXSWI1 I <-> O DC (1) I <-> O DC (1)


ABB 79

Tabela 84. Funções, símbolos e códigos de REF615, continuação




Indicação de chave de aterramento ESSXSWI1 I <-> O ES I <-> O ES

Religamento automático DARREC1 O -> I 79

Verificação de sincronismo e energização SECRSYN1 SYNC 25

Monitoramento de condição

Monitoramento de condição do disjuntor SSCBR1 CBCM CBCM

Supervisão do circuito de disparo, instância 1 TCSSCBR1 TCS (1) TCM (1)

Supervisão do circuito de disparo, instância 2 TCSSCBR2 TCS (2) TCM (2)

Supervisão do circuito de corrente CCRDIF1 MCS 3I MCS 3I

Supervisão de falha de fusível SEQRFUF1 FUSEF 60

Medições

Oscilografia RDRE1 - -

Medição da corrente trifásica, instância 1 CMMXU1 3I 3I

Medição de corrente de sequência CSMSQI1 I1, I2, I0 I1, I2, I0

Medição da corrente residual, instância 1 RESCMMXU1 Io Na

Medição de tensão trifásica VMMXU1 3U 3U

Medição de tensão residual RESVMMXU1 Uo Vn

Medição de sequência de tensão VSMSQI1 U1, U2, U0 U1, U2, U0

Medição da energia e potência trifásica,incluindo fator de potência PEMMXU1 P, E P, E

Medição de frequência FMMXU1 f f

31. Documento com o histórico de revisões

Revisão/data do documento Versão do produto Histórico

A/2011-01-19 2.0 Traduzido da versão em inglês D (1MRS756379)

B/2013-01-31 3.0 Traduzido da versão em inglês K (1MRS756379)


80 ABB

Entre em contato

ABB OyDistribution AutomationCaixa Postal 699FI-65101 VAASA, FinlândiaTelefone +358 10 22 11Fax +358 10 22 41094

www.abb.com/substationautomation

1MR

S75

6909

B©

Cop

yrig

ht 2

013

AB

B. T

odos

os

dire

itos

rese

rvad

os.

Feeder Proteção e controle REF615 Guia do Produto · 2018-05-10 · ... 20 9. Registro de eventos...

Documents

Transcript of Feeder Proteção e controle REF615 Guia do Produto · 2018-05-10 · ... 20 9. Registro de eventos...