Controle e Proteção Diferencial de Linha RED615 Guia do Produto

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1 Guia do Produto

2 Conteúdo 1. Descrição Configuração padrão A Funções de proteção Aplicações Controle Medição Registrador de oscilografia Registro de eventos Dados registrados Supervisão do circuito de desligamento Auto-supervisão Supervisão do circuito de corrente Comunicação e supervisão da proteção Controle de acesso Entradas e saídas Comunicação da estação Dados técnicos Opções de display Métodos de montagem Caixa e unidade plug-in do IED Informações para seleção e aquisição Acessórios e informações para pedidos Ferramentas Diagrama de terminais Funções, códigos e símbolos...35 Aviso Legal As informações neste documento estão sujeitas a modificações sem aviso prévio e não devem ser consideradas como um compromisso da ABB Oy. A ABB Oy não assume nenhuma responsabilidade por erros que possam aparecer nesse documento. Copyright 2011 ABB Oy. Todos os direitos reservados. Marca Registrada ABB é uma marca comercial registrada do Grupo ABB. Todos os outros nomes de marcas ou produtos mencionados neste documento podem ser marcas comerciais ou marcas comerciais registradas de seus respectivos detentores. 2 ABB

3 Revisão: A 1. Descrição O, membro da série de produtos 615 da ABB, é um IED (dispositivo eletrônico inteligente), para controle e proteção diferencial segregada por fase de duas extremidades de linha, projetado para sistemas de energia industriais e de concessionárias, incluindo redes de distribuição em anel e malhadas, com ou sem geração de energia descentralizada. Totalmente reprojetada, a série 615 foi desenhada para a norma IEC de comunicação e interoperação de equipamentos de automação de subestações. O IED fornece proteção principal unitária para linhas aéreas e cabos alimentadores em redes de distribuição. O IED também apresenta funções de proteção de corrente, para atuar como reserva remota para os IEDs de proteção subseqüentes, e como reserva local para a proteção diferencial de linha que está ativa. O IED está adaptado para a proteção de linhas aéreas e dispositivos de alimentação de cabos em redes com neutro isolado, aterradas por resistência, compensadas (aterradas por impedância) e solidamente aterradas. Assim que o IED tenha sido configurado para a aplicação específica, ele pode ser colocado diretamente em serviço. O IED suporta a nova norma IEC de automação de subestações, incluindo comunicação horizontal GOOSE, bem como o já estabelecido protocolo padrão industrial Modbus. 2. Configuração padrão A O IED de controle e proteção diferencial de linha na configuração padrão A suporta as funções indicadas na tabela abaixo. ABB 3

4 Tabela 1. Funções suportadas Funções da configuração padrão Conf. pad. A Proteção Proteção diferencial de linha, estágio de limiar baixo estabilizado Proteção diferencial de linha, estágio de limiar alto instantâneo Proteção trifásica não-direcional contra sobrecorrente, estágio de limiar baixo Proteção trifásica não-direcional contra sobrecorrente, estágio de limiar alto, instância 1 Proteção trifásica não-direcional contra sobrecorrente, estágio de limiar alto, instância 2 Proteção trifásica não-direcional contra sobrecorrente, estágio de valor instantâneo Proteção contra sobrecorrente de seqüência negativa, instância 1 Proteção contra sobrecorrente de seqüência negativa, instância 2 Proteção contra falha de disjuntor Detecção de corrente de partida trifásica Transferência de sinais binários Controle Controle de disjuntor com intertravamento Supervisão e Monitoração Supervisão de circuito de disparo de dois circuitos Correntes de fase locais e remotas (proteção coordenada) Supervisão do circuito de corrente Supervisão da comunicação de proteção Medição Registrador de oscilografia por transiente Medição da corrente trifásica Componentes da seqüência de correntes Medição da corrente diferencial Medição da corrente de desvio = Incluído 4 ABB

5 3. Funções de proteção O IED oferece proteção diferencial de linha segregada por fase em dois estágios, proteção contra sobrecorrente de fase, proteção contra sobrecorrente de seqüência negativa de fase e proteção contra falha de disjuntor. A função de proteção diferencial de linha inclui um estágio de limiar baixo estabilizado e estágio de limiar alto instantâneo. O estágio de limiar baixo estabilizado fornece um rápido tratamento das falhas, permanecendo estável com elevadas correntes passando pela zona de proteção e erros crescentes na medição de corrente. A restrição de segunda harmônica evita a operação do estágio de limiar baixo, devido à corrente diferencial causada pela energização do transformador de potência. O estágio de limiar alto fornece um tratamento muito rápido de falhas severas com uma elevada corrente diferencial, independente de suas harmônicas. A característica de tempo de operação para o estágio de limiar baixo pode ser selecionada como de tempo definido ou tempo inverso. A função de intertravamento assegura que as duas extremidades estejam sempre atuadas, independente da contribuição da corrente de falha. Relé de bloqueio EXTREMIDADE REMOTA GUID-B8CBF F-4F61-BE28-D107515A09AA V1 PT Figura 1. Visão geral das funções de proteção para a configuração padrão A 4. Aplicações O pode ser usado em uma variedade de aplicações que requeiram um sistema de proteção absolutamente seletivo do tipo proteção unitária. A zona de proteção de um sistema de proteção diferencial de linha é a seção dos alimentadores, definida pela posição dos transformadores de corrente na subestação local e remota. A combinação de comunicação horizontal GOOSE pelo barramento da estação, com a transferência de sinais binários pelo enlace de comunicação de proteção, oferece novas possibilidades de aplicação que ultrapassam a proteção diferencial de linha tradicional. Uma aplicação interessante baseada em transferência de sinais entre subestações é a proteção contra perda da rede (LOM, sigla em inglês), em redes com geração distribuída. O desempenho da combinação de transferência de sinais digitais com comunicação GOOSE horizontal, em relação ABB 5

6 a velocidade, seletividade e confiabilidade, é difícil de ser obtido com a proteção contra perda da rede convencional. O é o IED ideal para a proteção de alimentadores em configurações de rede que contenham malhas fechadas. Em condições normais de operação a malha do alimentador está fechada. O objetivo da malha fechada é garantir a disponibilidade de energia para os usuários finais. Como conseqüência da configuração de malha fechada, qualquer ponto em falha no sistema será alimentado com corrente de falha proveniente de duas direções. Usando proteção simples contra sobrecorrente, seja direcional ou não, é difícil obter uma proteção rápida e seletiva contra curto-circuito. Com os IEDs de proteção diferencial de linha, a parte em falha da rede pode ser isolada seletivamente, garantindo assim a distribuição de energia para a parte íntegra da rede. SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO PRIMÁRIA SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO SECUNDÁRIA SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO SECUNDÁRIA GUID-D4440C4D-6C02-4A37-A38B-1AEDCA9246FC V1 PT Figura 2. Configuração de rede em malha fechada com IEDs de controle e proteção diferencial de linha Em certas situações operacionais, tais como a manutenção de equipamento primário ou projetos de ampliação de subestações, haverá necessidade de interligar partes da rede que normalmente estão separadas. Para evitar uma reconfiguração importante dos dispositivos de proteção da rede, quando se muda a sua topologia, podem ser usados IEDs de proteção diferencial de linha para obter proteção absolutamente seletiva de alimentadores em redes em malha. 6 ABB

7 SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO PRIMÁRIA SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO PRIMÁRIA Relé de bloqueio Relé de bloqueio CABO OU LINHA AÉREA GUID BA EDC-8C2D-9C968FA05C66 V1 PT Figura 3. O protegendo um alimentador interconectado a duas subestações de distribuição primária. 5. Controle O IED oferece controle de um disjuntor com botões dedicados para abertura e fechamento. Os esquemas de intertravamento requeridos pela aplicação são configurados com a ferramenta de matriz de sinais no PCM Medição O IED mede continuamente as correntes de fase e os componentes simétricos das correntes. Adicionalmente, o IED calcula os valores da demanda ao longo de um intervalo de tempo predefinido pelo usuário, e monitora o desvio diferencial de fase e as correntes de fase da extremidade remota. Os valores medidos podem ser acessados localmente pela interface de usuário no painel frontal do IED, ou remotamente através da interface de comunicação do IED. Os valores podem também ser acessados local ou remotamente, usando a interface de usuário em navegador web. 7. Registrador de oscilografia O IED possui um registrador de oscilografia que apresenta até 12 canais para sinais analógicos e 64 para sinais binários. Os canais analógicos podem ser configurados para gravar tanto a forma de onda como a tendência das correntes e tensões medidas. Os canais analógicos podem ser configurados para disparar a função de gravação quando o valor medido estiver abaixo ou ultrapassar os valores estabelecidos. Os canais para sinais binários podem ser configurados para iniciar uma gravação na borda de subida ou de descida do sinal binário, ou em ambas. Por padrão, os canais binários são configurados para gravar sinais externos ou internos ao IED, p.ex., os sinais de partida ou disparo dos estágios de proteção do IED, ou sinais externos de bloqueio ou controle. O início da gravação pode ser comandado por sinais binários do IED tais como o sinal de partida ou disparo da proteção, ou por um sinal de controle externo ao IED através de uma entrada binária. ABB 7

8 As informações gravadas são armazenadas em uma memória não-volátil e podem ser descarregadas para análise posterior de falhas. 8. Registro de eventos Para coletar informações de seqüências de eventos (SoE), o IED possui uma memória não- -volátil, com capacidade para armazenar até 50 códigos de eventos, com estampas de tempo associadas. A memória não-volátil mantém os dados mesmo se o IED ficar temporariamente sem alimentação. O registro de eventos facilita a análise detalhada pré e pós-falha das falhas e perturbações no alimentador. As informações de SoE podem ser acessadas localmente pela interface de usuário no painel frontal do IED, ou remotamente através da interface de comunicação do IED. As informações podem ainda ser acessadas, seja local ou remotamente, usando a interface de usuário em navegador web. 9. Dados registrados O IED tem a capacidade de armazenar registros de quatro eventos de falha. Os registros permitem que o usuário analise os quatro eventos mais recentes do sistema de energia. Cada registro inclui os valores de corrente de fase, diferencial e de desvio, os tempos de início dos blocos de proteção, estampa de tempo, etc. A gravação de falhas pode ser disparada pelo sinal de partida ou pelo sinal de atuação de um bloco de proteção, ou por ambos. Os modos de medição disponíveis incluem DFT, RMS e pico a pico. Além disso, a corrente de demanda máxima com estampa de tempo é gravada separadamente. Por padrão, os registros são armazenados em uma memória não volátil. 10. Supervisão do circuito de desligamento A supervisão do circuito de desligamento monitora continuamente a disponibilidade e a operacionalidade do circuito de desligamento. Ela proporciona monitoração em circuito aberto quando o disjuntor está tanto na posição fechado como aberto. Ela também detecta a perda da tensão de controle do disjuntor. 11. Auto-supervisão O sistema de auto-supervisão incorporado no IED monitora continuamente o estado do hardware e a operação do software do IED. Qualquer falha ou erro de funcionamento detectado alertará o operador. Uma falha permanente bloqueará as funções de proteção para evitar a operação incorreta do IED. 12. Supervisão do circuito de corrente A função de supervisão do circuito de corrente monitora em condições normais de carga o balanceamento das correntes secundárias de dois núcleos de transformador de corrente. Se a corrente residual calculada, originária do núcleo de proteção diferencial de linha do transformador de corrente, e a corrente residual medida, originária do segundo núcleo do transformador de corrente, ou de um transformador de corrente tipo janela, não coincidirem, as funções de proteção diferencial de linha e de proteção contra sobrecorrente de seqüência negativa 8 ABB

9 de fase serão bloqueadas e um sinal de alarme será finalmente emitido. 13. Comunicação e supervisão da proteção A comunicação entre os IEDs é permitida por um canal de comunicação dedicado em fibra ótica. O canal é usado para transferir os dados de valores de corrente segregados por fase entre os IEDs. Os fasores de corrente dos dois IEDs, geograficamente distantes entre si, devem ser coordenados no tempo para que o algoritmo de corrente diferencial possa ser executado corretamente. É usado o chamado método de eco para sincronização de tempo. Não são necessários portanto, dispositivos externos tais como relógios de GPS para a comunicação da proteção diferencial de linha. O canal de comunicação também é usado para a transferência de sinais binários (BST), transferência de informações binárias configuráveis pelo usuário entre os IEDs. Existe um total disponível de oito sinais BST para finalidades definidas pelo usuário. Os sinais BST podem ser originados pelas entradas binárias ou pela lógica interna do IED e serem associados às saídas binárias ou à lógica interna do IED remoto. A supervisão da comunicação de proteção monitora continuamente o enlace de comunicação de proteção. O IED bloqueia imediatamente a função de proteção diferencial de linha, em caso de detecção de severa interferência no enlace de comunicação, que coloque em risco a operação correta da função. Será emitido um sinal de alarme ao final, se persistir a interferência, indicando a falha permanente na comunicação de proteção. Por predefinição, os dois estágios de limiar alto da proteção contra sobrecorrente são liberados a seguir. ABB 9

10 14. Controle de acesso Para proteger o IED contra acesso indevido e manter a integridade das informações, ele foi provido com um sistema de autenticação baseado em perfis com quatro níveis, com senhas individuais programáveis pelo administrador para os níveis de leitor, operador, engenheiro e administrador. O controle de acesso se aplica à interface de usuário do painel frontal, à interface de usuário em navegador web e à ferramenta PCM Entradas e saídas Para a função de supervisão de TC, o IED é equipado com três entradas para corrente de fase e uma entrada para corrente de neutro. As entradas de corrente são de 1/5 A. As entradas de corrente de 1 A ou 5 A são selecionadas no software do IED. Os limiares de V CC das entradas binárias são selecionados pelo ajuste da configuração dos parâmetros do IED. Todos os contatos das entradas e saídas binárias são livremente configuráveis com a ferramenta de matriz de sinais na PCM600. Visão geral das entradas analógicas e entradas/ saídas binárias do IED: Quatro entradas de corrente Onze entradas binárias de controle Duas saídas de potência a relé, normalmente abertas Quatro contatos de saída para sinal de transferência de controle Um contato normalmente aberto para sinal de saída Dois contatos de saída de potência, com dois pólos e supervisão de circuito de disparo Um contato de saída dedicado a IRF Módulo de extensão de E/S opcional: Seis entradas binárias de controle Três contatos de saída para sinalização de transferência de controle 16. Comunicação da estação O IED suporta dois protocolos de comunicação: o IEC e o Modbus. As informações e os controles operacionais estão disponíveis através destes protocolos. Entretanto, algumas funções de comunicação, por exemplo, a comunicação horizontal entre os IEDs, somente são possíveis com o protocolo de comunicação IEC A implementação do protocolo de comunicação IEC suporta todas as funções de monitoração e controle. Adicionalmente, o acesso à configuração de parâmetros e aos registros do arquivo de oscilografia podem ser feitos usando o protocolo IEC Além disso, o IED pode enviar e receber sinais binários de outros IEDs (a assim chamada comunicação horizontal) usando o perfil IEC GOOSE, no qual é suportada a classe de maior desempenho com um tempo total de transmissão de 3 ms. O IED pode comunicar eventos a cinco clientes simultaneamente pelo barramento da estação. Todos os conectores de comunicação, exceto o conector da porta frontal, são colocados em módulos de comunicação integrados opcionais. O IED pode ser conectado a sistemas de comunicação baseados em Ethernet através do conector RJ-45 (100BASE- -TX). Se for necessária a conexão a uma rede RS-485, pode ser usado o conector de 9 pinos com terminais parafusados. Além disso, para comunicação serial por um cabo de fibra ótica, está disponível um conector ST. A implementação do Modbus suporta os modos RTU, ASCII e TCP. Além das funções padrão do Modbus, o IED suporta a recuperação de eventos com estampa de 10 ABB

11 tempo, o envio de arquivos de oscilografia e o armazenamento dos últimos registros de falhas. Se for usada uma conexão TCP Modbus, podem ser conectados cinco clientes ao IED simultaneamente. O suporte a DNP3 cobre comunicação serial e TCP/IP. A informação de eventos inclui valores binários e analógicos. Quando o IED usa o barramento RS-485 para a comunicação Modbus RTU/ASCII, são suportadas conexões a dois e quatro fios. Os resistores de terminação ou de pull-up/down podem ser configurados por jumpers na placa de comunicação, não necessitando de resistores externos. O IED suporta os seguintes métodos de sincronização de tempo, com uma resolução de estampa de tempo de +/- 1 ms: Baseado em Ethernet: SNTP Com fiação especial para sincronização de tempo: IRIG-B Referência de tempo da estação da extremidade remota: Diferencial de linha ABB 11

12 17. Dados técnicos Tabela 2. Dimensões Largura moldura 177 mm caixa 164 mm Altura moldura 177 mm (4U) caixa 160 mm Profundidade caixa 155 mm Peso IED 3,5 kg unidade de reserva 1,8 kg Tabela 3. Alimentação Descrição U aux nominal Valor 100, 110, 120, 220, 240 V CA, 50 e 60 Hz 48, 60, 110, 125, 220, 250 V CC U aux variação % de U n ( V CC) % de U n (38, V CC) Carga da alimentação de tensão auxiliar em condição quiescente (P q )/de operação Ripple na tensão CC auxiliar Tempo máximo de interrupção da tensão DC auxiliar sem reiniciar o IED Tipo de fusível <8,8 W/16,1 W Máx. 12% do valor CC (na freqüência de 100 Hz) 50 ms na U aux nominal T4 A/250 V 12 ABB

13 Tabela 4. Entradas das linhas de energia Freqüência nominal Entradas de corrente 50/60 Hz ± 5 Hz Corrente nominal, I n 1/5 A 1) Limitação de dissipação de calor: Continuamente 20 A Por 1 s Por 10 s 500 A 100 A Corrente dinâmica admissível: Valor de meia-onda Impedância de entrada 1250 A <20 mω 1) Correntes de fase Tabela 5. Entradas binárias Faixa de operação Tensão nominal Consumo de corrente Consumo de potência/entrada Limiar de tensão ±20% da tensão nominal V CC ma <0,9 W V CC Tabela 6. Saídas de sinais Tensão nominal Corrente de condução contínua Corrente no fechamento e condução por 3,0 s Corrente no fechamento e condução por 0,5 s Capacidade de interrupção de corrente quando a constante de tempo do circuito de controle L/R<40 ms Carga mínima de contato 250 V CA/CC 5 A 10 A 15 A 1 A/0,25 A/0,15 A 100 ma em 24 V CA/CC ABB 13

14 Tabela 7. Saída de sinal X100: SO1 Descrição Tensão nominal Corrente contínua de contato Corrente no fechamento e condução por 3,0 s Corrente no fechamento e condução por 0,5 s Capacidade de interrupção de corrente quando a constante de tempo do circuito de controle L/R<40 ms Carga mínima de contato Valor 250 V CA/CC 5 A 15 A 30 A 1 A/0,25 A/0,15 A 100 ma em 24 V CA/CC Sinais de saída e contato de IRF Tensão nominal Corrente contínua de contato Corrente no fechamento e condução por 3,0 s Corrente no fechamento e condução por 0,5 s Capacidade de interrupção de corrente quando a constante de tempo do circuito de controle L/R<40 ms Carga mínima de contato 250 V CA/CC 5 A 10 A 15 A 1 A/0,25 A/0,15 A 100 ma em 24 V CA/CC 14 ABB

15 Tabela 8. Saidas de potência a relé Relés de saída de potência com dois pólos e função TCS Tensão nominal Corrente contínua de contato Corrente no fechamento e condução por 3,0 s Corrente no fechamento e condução por 0,5 s Capacidade de interrupção de corrente quando a constante de tempo do circuito de controle L/R<40 ms, em 48/110/220 V CC (dois contatos conectados em série) Carga mínima de contato 250 V CA/CC 8 A 15 A 30 A 5 A/3 A/1 A 100 ma em 24 V CA/CC Supervisão do circuito de disparo: Faixa da tensão de controle Dreno de corrente pelo circuito de supervisão V CA/CC ~1,5 ma Tensão mínima sobre o contato TCS 20 V CA/CC ( V) Relés de saída de potência com um pólo Tensão nominal Corrente contínua de contato Corrente no fechamento e condução por 3,0 s Corrente no fechamento e condução por 0,5 s Capacidade de interrupção de corrente quando a constante de tempo do circuito de controle L/R<40 ms, em 48/110/220 V CC Carga mínima de contato 250 V CA/CC 8 A 15 A 30 A 5 A/3 A/1 A 100 ma em 24 V CA/CC Tabela 9. Grau de proteção do IED para montagem embutida Frente: IP 54 Traseira, terminais de conexão IP 20 ABB 15

16 Tabela 10. Condições e testes ambientais Faixa de temperatura de operação Faixa de temperatura de operação em tempo curto Umidade relativa Pressão atmosférica Altitude Faixa de temperatura para armazenamento e transporte ºC (contínua) ºC (<16h) Nota: Ocorre degradação do MTBF e do desempenho da IHM fora da faixa de temperatura de ºC <93%, sem condensação kpa até 2000 m ºC Tabela 11. Testes climáticos Teste com calor seco (umidade <50%) De acordo com a IEC Valores de teste: 96 h a +55ºC 16 h a +85ºC Teste frio De acordo com a IEC Valores de teste: 96 h a -25ºC 16 h a -40ºC Teste com calor úmido, cíclico De acordo com a IEC Valores de teste: 6 ciclos a C, umidade de % Teste de armazenagem De acordo com a IEC Valores de teste: 96 h a -40ºC 96 h a +85ºC 16 ABB

17 Tabela 12. Testes de compatibilidade eletromagnética O nível de teste de imunidade a CEM atende os requisitos listados abaixo: Teste de perturbação por trem de pulsos de 1MHz: Em modo comum Em modo diferencial Teste de descarga eletrostática: Descarga por contato Descarga pelo ar De acordo com a IEC e IEC , nível 3 2,5 kv 1,0 kv De acordo com a IEC , IEC , nível 3 6 kv 8 kv Testes de interferência por radiofreqüência: Conduzida, em modo comum Irradiada, modulada em amplitude Irradiada, modulada por pulsos Testes de perturbação por transiente rápido: Saídas de sinal, entradas binárias, IRF Outras portas Teste de imunidade a surto: Entradas binárias Comunicação Outras portas De acordo com a IEC e IEC , nível 3 10 V/m (cem), f=150 khz MHz De acordo com a IEC e IEC , nível 3 10 V/m (cem), f= MHz e f=1,4...2,7 GHz De acordo com a ENV e IEC , nível 3 10 V/m, f=900 MHz De acordo com a IEC e IEC , classe B 2 kv 4 kv De acordo com a IEC e IEC , nível 4/3 2 kv, entre linha e o terra de proteção, 1kV, entre linhas 2 kv, entre linha e o terra de proteção 4 kv, entre linha e o terra de proteção, 2 kv, entre linhas Campo magnético de rede alternada (50 Hz): De acordo com a IEC , nível 5 Contínuo Teste de imunidade a rede alternada: Em modo comum 300 A/m De acordo com a IEC , classe A 300 V rms ABB 17

18 Tabela 12. Testes de compatibilidade eletromagnética, continuação Em modo diferencial 150 V rms Quedas de tensão e interrupções curtas De acordo com a IEC %/10 ms 60%/100 ms 60%/1000 ms >95%/5000 ms Testes de emissão eletromagnética: Conduzida, emissão de RF (terminal da rede) De acordo com a EN 55011, classe A e IEC ,15.. 0,50 MHz < 79 db(µv) semi-pico < 66 db(µv) médio 0,5...0,30 MHz < 73 db(µv) semi-pico < 60 db(µv) médio Emissão de RF irradiada MHz < 40 db(µv/m) semi-pico, medido a 10 m de distância MHz < 47 db(µv/m) semi-pico, medido a 10 m de distância Tabela 13. Testes de isolação Testes de dielétricos: De acordo com a IEC Tensão de teste 2 kv, 50 Hz, 1 min 500 V, 50 Hz, 1min, comunicação Teste de tensão de impulso: De acordo com a IEC Tensão de teste 5 kv, impulsos unipolares, forma de onda 1,2/50 μs, energia da fonte 0,5 J 1 kv, impulsos unipolares, forma de onda 1,2/50 μs, energia da fonte 0,5 J, comunicação Medidas de resistência de isolação De acordo com a IEC Resistência de isolação >100 MΏ, 500 V CC Resistência da malha de proteção De acordo com a IEC Resistência <0,1 Ώ (60 s) 18 ABB

19 Tabela 14. Testes mecânicos Teste Requisito Testes de vibração (senoidal) De acordo com a IEC , classe 2 Teste de choque e queda De acordo com a IEC , classe 2 Tabela 15. Conformidade em CEM (EMC em inglês) Atende diretiva para CEM 2004/108/EC Normas EN (2000), EN (2007) Tabela 16. Segurança do produto Atende de diretiva para BT 2006/95/CE Normas EN (2005), EN (1994) Tabela 17. Conformidade em RoHS (substâncias perigosas) Atende de diretiva para RoHS 2002/95/CE Tabela 18. Comunicação de dados para a interface frontal Interface frontal: Protocolo TCP/IP Cabo padrão Ethernet CAT 5 10 MBits/s Tabela 19. Enlace de comunicação de proteção, fibra ótica Compriment o de onda Tipo de fibra 1) Conector Atenuação permitida 2) Distânc ia 1300 nm MM 62,5/125 μm LC <8 db 2 km 1300 nm SM 9/125 μm LC <8 db 2-20 km 1) (MM) fibra multimodo, (SM) fibra monomodo 2) Atenuação máxima permitida para o conjunto cabo e conectores ABB 19

20 Funções de proteção Tabela 20. Proteção diferencial de linha (LNPLDF) Precisão em operação 1) Depende da freqüência da corrente medida: f n ±2 Hz Estágio baixo Estágio alto ±2,5% do valor estabelecido ±2,5% do valor estabelecido Mínimo Típico Máximo Tempo de operação para o estágio alto 2)3) 22 ms 25 ms 29 ms Tempo de reset < 40 ms Relação de reset Típica 0,96 Tempo de retardo (Estágio baixo) Precisão do tempo de operação em modo de tempo definido Precisão do tempo de operação em modo de tempo inverso < 40 ms ±1,0% do valor configurado ou ±20 ms ±5,0% do valor configurado ou ±20 ms 4) 1) Com o canal de comunicação simétrico (como no uso de fibra ótica dedicada). 2) Sem atraso adicional no canal de comunicação (como no uso de fibra ótica dedicada). 3) Incluindo o atraso do contato de saída. Quando a corrente diferencial for = 2 x Valor de operação alto e f n = 50 Hz. 4) Valor de operação baixo múltiplos na faixa de 1,5 a ABB

21 Tabela 21. Configurações principais da proteção diferencial de linha (LNPLDF) Parâmetro Valores (Faixa) Unidade Descrição Valor de operação alto Valor de operação baixo Tempo de atraso na operação % I n Valor de operação do estágio instantâneo % I n Configuração básica para o início do estágio estabilizado ms Tempo de atraso na operação para o estágio estabilizado Tipo de curva de operação 1=ANSI Ext. inv. 3=ANSI Norm. inv. 5=ANSI Tempo Def. 9=IEC Norm. inv. 10=IEC Muito inv. 12=IEC Extr. inv. 15=IEC Tempo Def. Seleção da curva de operação para o estágio estabilizado Multiplicador de tempo 0, ,00 Multiplicador de tempo nas curvas de IDMT Valor inicial 2ª H % A relação necessária entre o componente da 2ª harmônica e o da fundamental para bloqueio Correção da razão do TC 0, ,000 Correção da razão do transformador de corrente de fase remota Tabela 22. Transferência de sinais digitais (BSTGGIO) Atraso na sinalização < 5 ms ABB 21

22 Tabela 23. Proteção trifásica não-direcional contra sobrecorrente (PHxPTOC) Precisão em operação Depende da freqüência da corrente medida: f n ±2Hz PHLPTOC ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x I n PHHPTOC e PHIPTOC ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x I n (em correntes na faixa de 0, x I n ) ±5,0% do valor estabelecido (em correntes na faixa de x I n ) Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo PHIPTOC: I Falha = 2 x o Valor inicial estabelecido I Falha = 10 x o Valor inicial estabelecido 16 ms 11 ms 19 ms 12 ms 23 ms 14 ms PHHPTOC e PHLPTOC: I Falha = 2 x o Valor inicial estabelecido 22 ms 24 ms 25 ms Tempo de reset < 40 ms Relação de reset Típica 0,96 Tempo de retardo Precisão do tempo de operação em modo de tempo definido Precisão do tempo de operação em modo de tempo inverso Supressão de harmônicas < 30 ms ±1,0% do valor configurado ou ±20 ms ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3) RMS: Sem supressão DFT: -50dB em f = n x f n, onde n = 2, 3, 4, 5, Pico a pico: Sem supressão P-a-P+backup: Sem supressão 1) O Tempo de atraso na operação estabelecido = 0,02 s, Tipo de curva de operação = IEC tempo definido, Modo de medição = default (depende do estágio), corrente antes da falha = 0,0 x In, fn = 50 Hz, corrente de falha em uma fase com freqüência nominal injetada de um ângulo de fase aleatório, resultados baseados em distribuição estatística de 1000 medidas 2) Inclui o atraso do contato do sinal de saída 3) Inclui o atraso do contato de saída para trabalho pesado 22 ABB

23 Tabela 24. Configurações principais da proteção trifásica não-direcional contra sobrecorrente (PHxPTOC) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial PHLPTOC 0,05...5,00 x I n 0,01 PHHPTOC 0, ,00 x I n 0,01 PHIPTOC 0, ,00 x I n 0,01 Multiplicador de tempo PHLPTOC 0,8...10,0 0,05 PHHPTOC 0, ,00 0,05 Tempo de operação PHLPTOC ms 10 PHHPTOC ms 10 PHIPTOC ms 10 Tipo de curva de operação 1) PHLPTOC Tipo de curva de tempo definido ou inverso: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19 PHHPTOC PHIPTOC Tipo de curva de tempo definido ou inverso: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17 Tempo definido 1) Para mais referências consulte a Tabela de características de operação ao final do capítulo de Dados Técnicos ABB 23

24 Tabela 25. Proteção contra corrente de seqüência negativa de fase (NSPTOC) Precisão em operação Depende da freqüência da corrente medida: f n ±2Hz ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x I n Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo I Falha = 2 x o valor estabelecido para o Valor inicial I Falha = 10 x o valor estabelecido para o Valor inicial 22 ms 14 ms 24 ms 16 ms 25 ms 17 ms Tempo de reset < 40 ms Relação de reset Típica 0,96 Tempo de retardo Precisão do tempo de operação em modo de tempo definido Precisão do tempo de operação em modo de tempo inverso < 35 ms ±1,0% do valor configurado ou ±20 ms ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3) Supressão de harmônicas DFT: -50dB em f = n x f n, onde n = 2, 3, 4, 5, 1) O Tempo de atraso na operação estabelecido = 0,02 s, Tipo de curva de operação = IEC tempo definido, corrente de seqüência negativa antes da falha = 0,0, f n = 50 Hz, resultados baseados em distribuição estatística de 1000 medidas 2) Inclui o atraso do contato do sinal de saída 3) Inclui o atraso do contato de saída para trabalho pesado Tabela 26. Configurações principais da proteção contra corrente de seqüência negativa de fase (NSPTOC) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial NSPTOC 0,01...5,00 x I n 0,01 Multiplicador de tempo NSPTOC 0, ,00 0,05 Tempo de atraso na operação NSPTOC ms 10 Tipo de curva de operação 1) NSPTOC Tipo de curva de tempo definido ou inverso: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19 1) Para mais referências consulte a Tabela de características de operação ao final do capítulo de Dados Técnicos 24 ABB

25 Tabela 27. Proteção contra falha de disjuntor (CCBRBRF) Precisão em operação Depende da freqüência da corrente medida: f n ±2Hz ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x I n Precisão do tempo de operação ±1,0% do valor configurado ou ±20 ms Tabela 28. Configurações principais da proteção contra falha de disjuntor (CCBRBRF) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor da corrente (Corrente da fase em operação) Valor da corrente Residual (Corrente residual em operação) CCBRBRF 0,05...1,00 x I n 0,05 CCBRBRF 0,05...1,00 x I n 0,05 Modo de falha do DJ (Modo de operação da função) Modo de desligamento em falha do DJ CCBRBRF CCBRBRF 1=Corrente 2=Status do disjuntor 3=Ambos 1=Desligado 2=Sem verificação 3=Verificação de corrente Tempo de reabertura CCBRBRF ms 10 Atraso em falha do DJ CCBRBRF ms 10 Atraso em defeito do DJ CCBRBRF ms 10 Tabela 29. Detecção de corrente de partida trifásica (INRPHAR) Precisão em operação Na freqüência f=f n Medição de corrente: ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x I n Medição da relação I2f/I1f: ±5,0% do valor estabelecido Tempo de reset +35 ms / -0 ms Relação de reset Típica 0,96 Precisão do tempo de operação +35 ms / -0 ms ABB 25

26 Tabela 30. Configurações principais de detecção de corrente de partida trifásica (INRPHAR) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial (Relação entre a 2ª e a 1ª harmônica que provoca restrição) INRPHAR % 1 Tempo de operação INRPHAR ms 1 Tabela 31. Características operacionais Parâmetro Tipo de curva de operação Valores (Faixa) 1=ANSI Ext. inv. 2=ANSI Muito. inv. 3=ANSI Norm. inv. 4=ANSI Moder inv. 5=ANSI Tempo Def. 6=Extr. inv. de tempo longo 7=Muito inv. de tempo longo 8=Inv. de tempo longo 9=IEC Norm. inv. 10=IEC Muito inv. 11=IEC inv. 12=IEC Extr. inv. 13=IEC inv. de tempo curto 14=IEC inv. de tempo longo 15=IEC Tempo Def. 17=Programável 18=Tipo RI 19=Tipo RD Funções de supervisão Tabela 32. Supervisão do circuito de corrente (CCRDIF) Tempo de operação 1) < 30 ms 1) Incluindo o atraso do contato de saída. 26 ABB

27 Tabela 33. Configurações principais da supervisão do circuito de corrente (CCRDIF) Parâmetro Valores (Faixa) Unidade Descrição Valor inicial 0,05...0,20 x I n Nível diferencial mínimo da corrente de operação Corrente de operação máxima 1,00...5,00 x I n Bloqueio da função em corrente de fase elevada 18. Opções de display O IED está disponível com dois displays opcionais, um maior e um menor. Os dois displays de LCD oferecem funcionalidade plena da interface de usuário, com navegação e visualização de menus. O display maior oferece uma facilidade de uso ampliada, com menor rolagem de menus e melhor visão das informações. Ele é adequado para instalações de IED com uso freqüente da interface de usuário do painel frontal, enquanto que o display menor é adequado para subestações controladas remotamente, nas quais o IED é acessado apenas ocasionalmente pela interface de usuário frontal. IECA V1 EN Figura 4. Display menor IECA V1 EN Figura 5. Display maior ABB 27

28 Tabela 34. Display menor Tamanho do caractere 1) Colunas na área visível Caracteres por coluna Pequeno, monoespaçado (6x12 pixels) Grande, largura variável (13x14 pixels) ou mais 1) Depende do idioma selecionado Tabela 35. Display maior Tamanho do caractere 1) Colunas na área visível Caracteres por coluna Pequeno, monoespaçado (6x12 pixels) Grande, largura variável (13x14 pixels) ou mais 1) Depende do idioma selecionado 19. Métodos de montagem Por meio dos acessórios adequados, a caixa padrão de IED da série 615 pode ser montada embutida, semi-embutida ou em parede. As caixas de IED para montagem embutida e em parede também podem ser montadas em posição inclinada (25 ) usando acessórios especiais. Os IEDs também podem ser montados em qualquer gabinete padrão de 19" para instrumentos, usando painéis de montagem de 19" com recortes para um ou dois IEDs. Alternativamente, o IED pode ser montado em gabinetes para instrumentos de 19" por meio de quadros 4U para equipamento Combiflex. Para fins de testes de rotina as caixas de IED podem ser equipadas com chaves de teste tipo RTXP 18, que podem ser montadas lado a lado com as caixas. Métodos de montagem: Montagem embutida Montagem semi-embutida Montagem semi-embutida em inclinação de 25 Montagem em rack Montagem em parede Montagem em um quadro de equipamentos de 19" Montagem com uma chave de teste RTXP 18 em um rack de 19" Recorte de painel para montagem embutida: Altura: 161,5±1 mm Largura: 165,5±1 mm 28 ABB

29 IECA V1 PT Figura 6. Montagem embutida IECA V1 PT Figura 7. Montagem semi- -embutida IECA V1 PT Figura 8. Semi-embutida em inclinação de 25º 20. Caixa e unidade plug- -in do IED Por razões de segurança, as caixas para IEDs de medição de corrente possuem contatos de operação automática para colocar em curto os circuitos secundários do TC, quando uma unidade de IED é retirada de sua caixa. A caixa do IED também possui um sistema de codificação mecânica impedindo que as unidades de IED para medição de corrente sejam colocadas em uma caixa para um IED de medição de tensão e vice-versa, ou seja, as caixas de IED são associadas ao tipo de unidade plug-in de IED. colocada acima da IHM na parte superior da unidade plug-in. O código para compra está colocado na lateral da unidade plug-in e também no interior da caixa. O código de compra consiste de uma seqüência de códigos gerada a partir dos módulos de hardware e software do IED. Use o conjunto de informações para pedido na Fig. 9 para gerar o código de compra quando solicitar IEDs de proteção completos. 21. Informações para seleção e aquisição O IED é identificado pelo tipo e por sua etiqueta de número de série. A etiqueta está ABB 29

30 H B D A A C A D A B B 1 A N N 1 X A # DESCRIÇÃO 1 IED IED da série 615 (incluindo a caixa) 2 Norma IEC 3 Aplicação principal Proteção diferencial de linha H B D GUID-4753ED2D-5A23-4F34-A689-9E47511ED8C7 V2 PT H B D A A C A D A B B 1 A N N 1 X A # DESCRIÇÃO 4 Aplicação funcional Configuração padrão A 5-6 Entradas analógicas 4 I (I 0 1/5 A) AC 7-8 Entradas/Saídas binárias 11 BI + 9 BO AD 17 BI + 12 BO AF GUID-557B31AF-A70B-4C86-891F-86AB05E7B2ED V2 PT 30 ABB

31 H B D A A C A D A B B 1 A N N 1 X A # DESCRIÇÃO 1) 2) 9 Comunicação de subestação (serial) RS485 (conector incluindo IRIG-B) Fibra de vidro com ST (Rx/Tx) Nenhuma 10 Comunicação de proteção e subestação 1) 2) (Ethernet) Diferencial de linha, fibra multimodo (LC) Diferencial de linha, fibra monomodo (LC) Ethernet 100Base TX (RJ45) e diferencial de linha, fibra multimodo (LC) Ethernet 100Base TX (RJ45) e diferencial de linha, fibra monomodo (LC) 2 x Ethernet 100Base TX (RJ45) e diferencial de linha, fibra multimodo (LC) 2 x Ethernet 100Base TX (RJ45) e diferencial de linha, fibra monomodo (LC) 1) 2) 11 Protocolo de comunicação IEC Modbus IEC e Modbus A B N A B G H J K A B C 1) A escolha da opção N para o dígito 9 combinada com a escolha da opção A ou B para o dígito 10 resulta que somente a opção A pode ser escolhida para o dígito 11. 2) A escolha da opção A ou B para o dígito 9 combinada com a escolha da opção A ou B para o dígito 10 resulta que somente a opção B pode ser escolhida para o dígito 11. GUID-E479979D-A01F FC F1346A6 V2 PT ABB 31

32 H B D A A C A D A B B 1 A N N 1 X A # DESCRIÇÃO 12 Idioma Inglês 1 13 Painel frontal LCD menor A LCD maior B 14 Opção 1 Nenhuma N 15 Opção 2 Nenhuma N 16 Alimentação V CC, V CA 1 17 Dígito vago Vago X 18 Versão Versão 1.1 A GUID-6887FAE3-EE13-4CE4-97B8-8253D74DCCD3 V2 PT Código exemplo: H B D A A C A D A B B 1 A N N 1 X A Seu código para pedido: Dígito (#) Código Figura 9. Chave de pedido para IEDs completos GUID-7FB496F B77-9E1A-F24B6AC17BF3 V2 PT 32 ABB

33 22. Acessórios e informações para pedidos Tabela 36. Acessórios para montagem Item Kit para montagem semi-embutida Kit para montagem em parede Kit para montagem semi-embutida inclinada Kit para montagem em gaveta de 19" com recorte para um IED Kit para montagem em gaveta de 19" com recorte para dois IEDs Kit de montagem para RTXP 18 (Combiflex de 4U) Kit de montagem para armário de equipamentos Combiflex com 4U de altura Número para pedido 1MRS MRS MRS MRS MRS MRS MRS Tabela 37. Chaves de teste Item Kit de montagem para gaveta de 19", um IED, incluindo chave de teste RTXP 18 Número para pedido 1MRS Ferramentas O IED é fornecido como uma unidade pré- -configurada. Os valores padrão dos parâmetros podem ser mudados pela interface de usuário do painel frontal, pela interface de usuário em navegador web (WebIHM), ou pela ferramenta PCM600 juntamente com o pacote específico de conectividade do IED. O pacote de conectividade do inclui uma ferramenta para visualização de parâmetros de proteção diferencial de linha, que suporta a análise de desempenho do IED com base em registros de falhas. A PCM600 oferece funções abrangentes de configuração de IED, como a configuração de sinais usando a ferramenta da matriz de sinais e a configuração de comunicação IEC 61850, incluindo a comunicação horizontal ponto a ponto e GOOSE. Quando se usa a interface de usuário em navegador web, o IED pode ser acessado local ou remotamente usando um navegador (IE 7.0 ou mais recente). Por razões de segurança, a interface de usuário por navegador web é desabilitada de fábrica. Essa interface pode ser habilitada com a ferramenta PCM600 ou pela interface do painel frontal. Sua funcionalidade pode ser limitada a acesso apenas para leitura através da PCM600. ABB 33

34 Tabela 38. Ferramentas Ferramentas de sistema para configuração, parametrização e automação de subestações PCM600 Interface de usuário em navegador web Pacote de conectividade do incluindo a ferramenta de características de diferencial de linha Série COM600 para Automação de Subestações MicroSCADA Pro Versão 2.0 SP1 ou mais recente IE 7.0 ou mais recente 1.0 ou mais recente 3.2 ou mais recente 9.2 SP1 ou mais recente Função WebIHM PCM600 Configuração de sinais do IED (ferramenta da matriz de sinais) - Configuração da comunicação IEC 61850, GOOSE (ferramenta de configuração de comunicação) - Configuração da comunicação Modbus (ferramenta de gerenciamento de comunicação) - Definição de parâmetros do IED Gravação da definição de parâmetros no IED Gravação da definição de parâmetros do IED na ferramenta - Monitoração de sinais Tratamento do registrador de oscilografia - Análise do registro de oscilografia - Visualização de eventos - Salvar os dados de eventos no PC do usuário - Visualização dos LEDs de alarme Visualização do diagrama de fasores - Gerenciamento do controle de acesso = Suportado 34 ABB

35 24. Diagrama de terminais Comunicação de Proteção Diferencial de Linha 1) Opcional 2) 100Base Fx/LC ou 100Base Tx/RJ-45 3) Barramento serial RS-485 4) Barramento serial em fibra ótica (ST) GUID-FBFA9940-E37D-4C32-A AAEDE267 V1 PT Figura 10. Diagrama de terminais para a configuração A ABB 35

36 25. Funções, códigos e símbolos Tabela 39. Funções incluídas na configuração padrão do Função IEC IEC ANSI Funções de proteção Proteção diferencial de linha, estágio de limiar baixo estabilizado e estágio de limiar alto instantâneo Proteção trifásica não-direcional contra sobrecorrente, estágio de limiar baixo Proteção trifásica não-direcional contra sobrecorrente, estágio de limiar alto Proteção trifásica não-direcional contra sobrecorrente, estágio de valor instantâneo LNPLDF 3dI>L, 3dI>>L 87L PHLPTOC 3I> 51P-1 PHHPTOC 3I>> 51P-2 PHIPTOC 3I>>> 50P/51P Sobrecorrente de seqüência negativa NSPTOC I 2 > 46 Proteção contra falha de disjuntor CCBRBRF 3I>/I 0 >BF 51BF/51NBF Detector de corrente de partida trifásica INRPHAR 3I2f> 68 Transferência de sinais binários BSTGGIO BST BST Funções de controle Controle de disjuntor CBXCBR I O CB Funções de medição Corrente trifásica CMMXU 3I 3I Componentes da seqüência de correntes CSMSQI I 1, I 2, I 0 I 1, I 2, I 0 Funções do registrador de oscilografia Registrador de oscilografia por transiente RDRE DREC DREC Funções de supervisão Supervisão do circuito de desligamento TCSSCBR TCS TCM Supervisão do circuito de corrente CCRDIF MCS 3I MCS 3I Supervisão da comunicação de proteção PCSRTPC PCS PCS 36 ABB

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38 ABB Oy Distribution Automation Caixa Postal 699 FI VAASA, Finlândia Telefone Fax Copyright 2011 ABB. Todos os direitos reservados.