Relion 615 series. Feeder Proteção e controle REF615 Guia do Produto

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1 Relion 615 series Feeder Proteção e controle Guia do Produto

2 Conteúdo 1. Descrição Configurações padrão Funções de proteção Aplicações Soluções da ABB suportadas Controle Medição Registrador de perturbações Registro de eventos Dados registrados Monitoramento da condição do disjuntor Supervisão do circuito de disparo Auto supervisão Supervisão de falha de fusível Supervisão do circuito de corrente Controle de acesso Entradas e saídas Comunicação Dados técnicos IHM Local Métodos de montagem Caixa e unidade plug-in do IED Informações para seleção e aquisição Acessórios e informações para pedidos Ferramentas Diagramas terminais Certificados Relatórios de inspeção Referências Funções, códigos e símbolos 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. 2 ABB

3 Emitido em: Revisão: B 1. Descrição é um IED (dispositivo eletrônico inteligente) do alimentador dedicado projetado para a proteção, controle, medição e supervisão de subestações de utilidades e sistemas de energia industrial, incluindo redes de distribuição radial, de circuitos elétricos fechados e de malhas com ou sem geração de energia distribuída. é membro da ABB s Relion proteção e controle da família de produtos e parte dos produtos da série 615. Os IEDs da série 615 são caracterizados por seu projeto compacto e unidade extraível. A reformulação a partir do zero, a série 615 foi projetada para desencadear o potencial completo do padrão IEC para comunicação e interporabilidade entre dispositivos de automação de subestação. O IED fornece proteção principal para linhas superiores e alimentadores de cabo nas redes de distribuição. O IED é também utilizado como proteção de back-up em aplicações, onde um sistema de proteção independente e redundante é requerido. Dependendo da configuração padrão escolhida, o IED é adapatado para a proteção de linhas superiores e alimentadores de cabos em redes aterradas solidificamente e compensadas, resitência aterrada, em isolamento neutro. Visto que a configuração padrão de IED foi dada aos ajustes específicos de aplicação, esta pode ser diretamente em circulação. A série do IED auxilia uma série de protocolos de comunicação incluindo IEC com mensagem GOOSE, IEC , Modbus e DNP3. 2. Configurações padrão está disponível em oito configurações alternativas padrão. A configuração de sinal padrão pode ser alterado por meio de matriz de sinal gráfico ou funcionalidade de aplicação gráfica opcional de PCM600 de gerenciador de IED de Controle e Proteção. Além disso, a funcionalidade de configuração de aplicação de PCM600 suporta a criação de funções lógicas de multicamadas utilizando diversos elementos lógicos, incluindo temporizadores e multivibrador biestável. Ao combinar as funções de proteção com os blocos de função lógica, a configuração de IED pode ser adapatada aos requerimentos de aplicação específicos do usuário. Tabela 1. Configurações padrão Descrição Proteção não-direcional contra sobrecorrente e direcional contra falha de terra Proteção não-direcional contra sobrecorrente e não-direcional contra falha de terra Proteção não-direcional contra sobrecorrente e direcional contra falha de terra com base em medições de tensão de fase A proteção contra falha à terra direcional e sobretensão direcional com tensão de fase com base nas medições, proteção contra sobretensão e subtensão A proteção contra falha à terra direcional e sobretensão direcional, tensão de fase com base na proteção e entradas de sensores A proteção contra falha à terra direcional e sobretensão direcional, tensão de fase e frequência com base na proteção e funções de medição, verificação de sincronização Conf. padrão A e B C e D E F G H ABB 3

4 Tabela 2. Funções suportadas Funcionalidade A B C D E F G H Proteção 1)2) Proteção não-direcional de sobrecorrente trifásica, estágio baixo, instância 1 Proteção não-direcional de sobrecorrente trifásica, estágio alto, instância 1 Proteção não-direcional de sobrecorrente trifásica, estágio alto, instância 2 Proteção contra sobretensão não direcional trifásica, estágio instantâneo, instância 1 Proteção contra sobretensão direcional trifásica, baixo estágio, instância 1 Proteção contra sobretensão direcional trifásica, baixo estágio, instâncias 1 Proteção de sobrecorrente trifásica direcional, estágio alto Proteção contra falha à terra não direcional, baixo estágio, instância 1 Proteção contra falha à terra não direcional, baixo estágio, instância 2 Proteção contra falha à terra não direcional, alto estágio, instância 1 Proteção não-direcional de falta à terra, estágio instantâneo Proteção contra falha à terra direcional, baixo estágio, instância 1 Proteção contra à terra direcional, baixo estágio, instância 2 Proteção direcional de falta à terra, estágio alto Entrada com base na proteção contra à terra, instância 1 Proteção com base na proteção contra falha à terra, instância 2 Entrada com base na proteção contra à terra, instância 3 Proteção de falta à terra transitória/ intermitente ) 4) ) - - 4) 4) ) - - 4) 4) ) - - 4) 4) ) 3)4)6) 3)4)6) - - 3)4)5) 3)4)5) 3)4)7) - 3)4)6) 3)4)6) - - 3)4)5) 3)4)5) 3)4)7) - 3)4)6) 3)4)6) - - 3)4)5) 3)4)5) 3)4)7) - 3)4)6) 3)4)6) - - 3)4)5) 3)4)5) 3)4)7) - 3)4)6) 3)4)6) - - 3)4)5) 3)4)5) 3)4)7) - 3)4)6) 3)4)6) - - 3)4)5) 3)4)5) 3)4)7) - 6)8) 6)8) - - 6)8) 6)8) - 4 ABB

5 Tabela 2. Funções suportadas, continuação Funcionalidade A B C D E F G H Proteção não-direcional de falta à terra (cross-country), utilizando Io calculado Proteção contra sobretensão da sequência negativa, instância 1 Proteção contra sobretensão de sequência negativa, instância 2 Proteção contra descontinuidade de fase Porteção contra sobretensão residual, instância 1 Proteção contra sobretensão residual, instância 2 Proteção contra sobretensão residual, instância 3 Proteção contra subtensão trifásica, instância 1 Proteção contra subtensão trifásica, instância 2 Proteção contra subtensão trifásica, instância 3 Proteção contra sobretensão trifásica, instância 1 Proteção contra sobretensão trifásica, instância 2 Proteção contra sobretensão trifásica, instância 3 Proteção contra subtensão de sequência positiva, instância 1 Proteção contra sobretensão de sequência negativa, instância 1 Proteção contra frequência, instância 1 Proteção contra frequência, instância 2 Proteção contra frequência, instância 3 Proteção térmica trifásica para dispositivos de alimentação, cabos e transformadores de distribuição 9) 9) - - 9) 9) 9) - 6) 6) - - 5) 5) 7) 5) 6) 6) - - 5) 5) 7) 5) 6) 6) - - 5) 5) 7) 5) Proteção contra falha de disjuntor Detector de corrente de partida trifásica ABB 5

6 Tabela 2. Funções suportadas, continuação Funcionalidade A B C D E F G H Trip Master, instância 1 Disparo Máster, instância 2 Proteção contra arco, instância 1 o o o o o o o o Proteção contra arco, instância 2 o o o o o o o o Proteção contra arco, instância 3 o o o o o o o o Controle Controle de disjuntor Indicação da posição de seccionadora, instância 1 Indicação da posição de seccionadora, instância 2 Indicação da posição de seccionadora, instância Indicação de chave de aterramento - - Religamento automático o o o o o o o o Verificação de sincronismo e energização Monitoramento de condição Monitoramento de condições do disjuntor Supervisão do circuito de disparo, instância 1 Supervisão do circuito de disparo, instância 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 ABB

7 Tabela 2. Funções suportadas, continuação Funcionalidade A B C D E F G H Medição da energia e potência trifásica, incluindo fator de potência Medição de freqüência = Incluída, = Opcional no momento da compra 1) 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

8 3. Funções de proteção O IED oferece sobrecorrente direcional e não direcional e proteção de sobrecarga térmica, bem como proteção contra falhas à terra direcional e não direcional. Dependendo da configuração padrão, a proteção contra a falha à terra com base na entrada é oferecida como uma alternativa para a proteção contra falha à terra direcional. Além disso, a proteção contra falha à terra sensitivo dos recursos IED, a proteção de descontinuação da fase, proteção contra falha à terra intermitente/transitório, proteção contra sobretensão e subtensão, proteção contra sobretensão residual, subtensão de sequência positiva e proteção contra a sobretensão de sequência negativa. Proteção de Frequência, incluindo frequência excessiva, proteção contra alteração de taxa de frequência e subfrequência, é oferecida em IEDs com configuração padrão H. Além disso, o IED oferece três funções de auto desligamento de múltiplos disparos do polo para os alimentadores de linha superiores. Melhorada com hardware e software opcional, o IED também apresenta três canais de detecção de luz para a proteção contra o arco do disjuntor, compartimento do cabo e barramento de mecanismos de ligação internos revestidos de metal. A interface do sensor de proteção contra falha do arco está disponível no módulo de comunicação opcional. Disparo rápido aumenta a segurança dos colaboradores e limita os danos de mecanismos de ligação e devem ocorrer uma falha no arco. (CONF A/B PADRÃO) 1)Opcional 2)Ordem de opção, tanto EF direcional ou EF base de Admitância IECA V4 PT Figura 1. Visão geral da função de proteção para a configuração padrão A e B 8 ABB

9 (CONF C/D PADRÃO) 1) Opcional IECA V4 PT Figura 2. Visão geral da função de proteção para a configuração padrão C e D ABB 9

10 GUID-91451BCB-E984-4F50-AE18-732D0ED542CF V2 PT (CONF E PADRÃO) 1)Opcional 2)Ordem de opção, tanto EF direcional ou EF base de Admitância Figura 3. Visão geral da função de proteção para a configuração padrão E 10 ABB

11 GUID-C5A6DAD5-BC11-4E7B-B0B4-4E9138AD63B4 V2 PT (CONF F PADRÃO) 1)Opcional 2)Ordem de opção, tanto EF direcional ou EF base de Admitância Figura 4. Visão geral da função de proteção para a configuração padrão F ABB 11

12 1) Opcional (CONF G PADRÃO COM SENSORES) 2) Ordem de opção, tanto EF direcional ou EF base de admitância 3) Bobina de Rogowski 4) Divisor de voltagem 5) Equilíbrio de núcleo CT GUID-E84B E23-994F-0B2CF2D0F220 V1 PT Figura 5. Resumo da função de proteção da pré-configuração G 12 ABB

13 ( CONF H PADRÃO) 1)Opcional GUID-5A8E3AE EC8-B76A-098B5A9EF1ED V1 PT Figura 6. Resumo da função de proteção da pré-configuração H 4. Aplicações O IED de proteção de alimentação pode ser fornecido adicionalmente com proteção contra falha à terra direcional ou não direcional. Proteção contra falha à terra direcional é utilizada principalmente em redes compensadas ou neutras isoladas, considerando que a proteção contra falha à terra não direcional destina-se às redes aterradas neutra de baixa impedância ou diretamente. O IED podem também ser utilizados para a proteção de tipo de anel e redes de distribuição de malha, bem como redes radiais contendo geração de energia distribuída. As configurações padrão A e B oferecem proteção contra falha à terra direcional, se o alimentador de saída estiver equipado com os transformadores de corrente de fase, um transformador de balanço principal e medição de voltagem residual. A corrente residual é calculada a partir das correntes de fase que podem ser utilizadas para proteção contra falha à terra (entre países). O IED apresenta ainda proteção contra falha à terra transitória/intermitente. As configurações padrão C e D oferecem proteção contra falha à terra não direcional para alimentadores de saída equipados com transformadores de corrente de fase. A corrente residual para a proteção contra falha à terra é derivada a partir de correntes de fase. Quando aplicável, os transformadores de núcleo balanceado pode ser utilizado para medir a ABB 13

14 corrente residual, principalmente quando a proteção contra falha à terra sensitiva for requerida. As configurações padrão E e F oferecem proteção contra falha à terra direcional com voltagem de fase e medição de tensão residual. Além disso, duas configurações E e F incluem supervisão de circuito de corrente e supervisão de falha de fusíveis para alimentadores de entrada fornecendo medição de tensão de barramento. Além da funcionalidade da configuração E padrão, a configuração padrão F oferece proteção contra sobretensão direcional, proteção sobretensão e subtensão, proteção contra sobretensão de sequência negativa e positiva e proteção contra tensão residual. A configuração padrão G inclui uma entrada de corrente residual convencional (Io) e três entradas de sensor para conexão de três sensores de combinação com os conectores RJ-45. As entradas do sensor permite o uso de IED em mecanismo de ligação de tensão média compacta com espaço limitado para os transformadores de medição convencional, deste modo requirindo o uso de tecnologia de sensor. Mecanismo de ligação de tensão média compacta, bem como SafeRing and SafePlus da ABB são designados para as aplicações como as subestações secundárias compactas, unidades de potência da turbina eólica, pequenas instalações industriais e grandes estabelecimentos. Como uma alternativa aos sensores de combinação, os sensores de tensão e corrente separada podem ser utilizados como adaptadores. Além disso, os adaptadores também permitem o uso de sensores com conectores BNC similares. A configuração padrão H inclui sobretensão não direcional e proteção contra à terra não direcional, frequência e tensão de fase com base nas funções de medição e proteção. A funcionalidade fornecida suporta o uso de configuração padrão nos sistemas de energia industrial, onde a energia é gerada na planta e/ou derivada da rede de distribuição. Completada com a função de verificação de sincronização, os IEDs com configuração padrão H garantem uma interconexão segura de duas redes. Para a proteção contra falha à terra com base na entrada de configurações padrão de A, B, E, F e G, utilizando os critérios neutros (Yo), é oferecida como uma opção para a proteção contra falha à terra direcional. A proteção contra falha à terra com base na entrada garante a operação de correção de proteção contra falha, mesmo se as informações de status de conexão de bobina de Petersen for perdida. Além disso, a entrada com base no princípio da proteção contra falha à terra oferece alta independência de resistência de falha, princípios de ajuste justo e sensibilidade melhorada de proteção. 14 ABB

15 LINHA SUSPENSA Religamento Feeder Proteção e controle REF 615 ( CONF A/B PADRÃO) Opcional Ordem de opção,ef tanto direcional ou EF base em Admitância Sinal de desarme para os alimentadores de saída Luz detectada no seccionador CABO REF 615 REF 615 ( CONF A/B PADRÃO) ( CONF A/B PADRÃO) Opcional Ordem de opção,ef tanto direcional ou EF base em Admitância Opcional Ordem de opção,ef tanto direcional ou EF base em Admitância IECA V4 PT Figura 7. Proteção de subestação contra sobrecorrente e falha de terra usando a configuração padrão A ou B com as opções adequadas. No bay do dispositivo de alimentação de entrada, as funções de proteção não usadas estão indicadas por blocos de linha tracejada não coloridos. Os IEDs estão equipados com funções opcionais de proteção contra arco, permitindo proteção rápida e seletiva contra arco por todo o dispositivo de manobra. ABB 15

16 LINHA SUSPENSA Feeder Proteção e controle (CONF C/D PADRÃO ) 1)Opcional Bloqueio de sobrecorrente CABO (CONF C/D PADRÃO ) (CONF C/D PADRÃO ) 1)Opcional 1)Opcional IECA V4 PT Figura 8. Proteção de subestação contra sobrecorrente e falha de terra usando a configuração padrão C ou D com as opções adequadas. No bay do dispositivo de alimentação de entrada, as funções de proteção não empregadas estão indicadas por blocos de linha tracejada não coloridos. A proteção de barramento está baseada no princípio do intertravamento, no qual o início da proteção contra sobrecorrente do dispositivo de alimentação de saída envia um sinal de bloqueio para o estágio de sobrecorrente 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 do dispositivo de manobra (barramento). 16 ABB

17 1)Opcional Feeder Proteção e controle ( CONF F PADRÃO ) ( CONF F PADRÃO ) 1)Opcional GUID-28FD0F8B-3D A4C2-473A6D4B529B V2 PT Figura 9. Proteção e controle de dois dispositivos de alimentação de entrada usando IEDs na configuração padrão F. Os dois dispositivos de alimentação de entrada podem ser conectados em paralelo fechando o disjuntor seccionador do barramento. Para obter proteção seletiva contra sobrecorrente, são necessários estágios direcionais de sobrecorrente. A proteção principal e de reserva do barramento, para dispositivos de alimentação de saída, é implementada usando estágios de proteção contra sobretensão residual. A proteção contra subtensão e sobretensão de fase pode ser usada para desligamento ou apenas alarme. ABB 17

18 LINHA SUSPENSA Feeder Proteção e controle CABO TRANSFORMADOR/GERADOR (CONF G PADRÃO COM SENSORES) (CONF G PADRÃO COM SENSORES) (CONF G PADRÃO COM SENSORES) 1) Opcional 1) Opcional 1) Opcional 2) Opção de ordem, tanto EF direcional ou EF base de admitância 2) Opção de ordem, tanto EF direcional ou EF base de admitância 2) Opção de ordem, tanto EF direcional ou EF base de admitância 3) Bobina de Rogowski 3) Bobina de Rogowski 3) Bobina de Rogowski 4) Divisor de voltagem 4) Divisor de voltagem 4) Divisor de voltagem 5)Equilíbrio de núcleo CT 5)Equilíbrio de núcleo CT 5)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 IEDs com a configuração padrão G. As correntes de fase e tensão de fase são medidas utilizando sensores de combinação suportando o sensor de corrente de Rogowski e princípios do divisor de tensão. A corrente de falha à terra é medida utilizando um transformador de corrente de cabo convencional. 5. Soluções da ABB suportadas Os IEDs de proteção e controle da série 615 da ABB juntamente com o dispositivo de automação da estação COM600, constituem uma autêntica solução IEC para uma distribuição de energia confiável em concessionárias e sistemas industriais de energia. Para facilitar e agilizar o sistema de engenharia, os IEDs da ABB são fornecidos com pacotes de conectividade contendo uma compilação de software e informações específicas do IED, incluindo modelos de diagrama unifilar, um modelo de dados completo do IED incluindo listas de eventos e parâmetros. Ao utilizar os pacotes de conectividade, os IEDs podem ser facilmente configurados através o gerenciador de IEDs de proteção e controle PCM600 e integrado com o dispositivo de automação da estação COM600 ou o sistema de gerenciamento e controle de rede MicroSCADA Pro. Os IEDs da série 615 oferecem suporte nativo para a norma IEC 61850, incluindo mensagens horizontais GOOSE binárias e analógicas. Comparado com a troca de sinais entre dispositivos com a fiação tradicional, a comunicação ponto à ponto em uma LAN Ethernet oferece uma plataforma avançada e versátil para a proteção dos sistemas de potência. A rápida comunicação baseada em software, a supervisão contínua da integridade do sistema de proteção e comunicação e uma flexibilidade inerente para reconfiguração e atualizações estão entre as características distintas da abordagem do sistema de proteção garantidas pela completa implementação da norma de automação de subestações IEC No nível de subestação, a COM600 utiliza o conteúdo de dados do nível de bay dos IEDs para oferecer uma funcionalidade no nível de subestação A COM600 possui uma IHM com base em navegador web, fornecendo um display gráfico customizado para a visualização dos diagramas mímicos unifilares para soluções em painíes. A função SLD é especialmente útil quando IEDs da série 615 sem a característica opcional de diagrama unifilar são utilizados. Além disso, a IHM Web da COM600 oferece uma visão geral de toda a subestação, incluindo diagramas 18 ABB

19 unifilares específicos dos IEDs, permitindo assim uma acessibilidade conveniente de informações. Para melhorar a segurança pessoal, a IHM Web também autoriza o acesso remoto aos processos e dispositivos da subestação. Além disso, a COM600 pode ser utilizada como um armazém de dados locais para documentação técnica da subestação e para os dados da rede coletados pelos IEDs. Os dados coletados da rede facilitam o descrições e análises extensas das situações de falha na rede utilizando o histórico de dados e eventos manuseando as características da COM600. O histórico de dados pode ser utilizado para o monitoramento preciso do desempenho de processos, pelo acompanhando de cálculos de desempenho dos equipamento e processos com valores de histórico e de tempo real. Uma melhor compreensão do comportamento do processo reunindo as medições com base de tempo do processo com os eventos de produção e manutenção auxilia o usuário na compreensão da dinâmica do processo. A COM600 também possui a funcionalidade de "gateway", fornecendo uma suave conexão entre os IEDs da subestação e sistemas de controle e gerenciamento da rede, tal como MicroSCADA Pro e o Sistema 800xA. Tabela 3. Soluções da ABB suportadas Produto Automação de Estações COM600 MicroSCADA Pro Versão 3.3 ou posterior 9.2 SP1 ou posterior Sistema 800xA 5.0 Service Pack 2 ABB MicroSCADA IEC COM600 Web HMI COM600 Web HMI COM600 COM600 Dispositivo Ethernet PCM600 Dispositivo Ethernet PCM600 Comunicação GOOSE analógica e horizontal binária IEC Comunicação GOOSE analógica e horizontal binária IEC Sinal de transferência binário REU615 RET615 RED615 Comunicação diferêncial de linha RED615 RET615 REU615 GUID-66EB52A0-21A1-4D1F-A1EF-61060B 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

20 Sistema ABB 800xA OPC COM600 Web HMI COM600 Web HMI COM600 COM600 Interruptor Ethernet PCM600 Interruptor Ethernet PCM600 Comunicação GOOSE horizontal analógica e binária IEC Comunicação GOOSE horizontal analógica e binária IEC Transferência de sinal binário Comunicação REU615 RET615 REM615 RED615 diferêncial de linha RED615 REM615 RET615 REU615 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, o dispositivo de automação de estação COM600 e o 800xA 6. Controle O IED oferece controle de um disjuntor com botões dedicados para a abertura e o fechamento do disjuntor. Além disso, o LCD gráfico opcional da IHM do IED, inclui um diagrama unifilar com indicação de posição para o disjuntor relevante. Os sistemas de intertravamento exigidos pela aplicação são configuradas utilizando a matriz de sinal ou a ferramenta de configuração da aplicação do PCM600. Dependendo da configuração padrão, o IED também possui uma função de verificação de sincronismo para garantir que a tensão, o ângulo de fase e a frequência em cada lado de um disjuntor aberto satisfaçam as condições para uma conexão segura de duas redes. 7. Medição O IED mede continuamente as correntes de fase, as componentes simétricas das correntes e a corrente residual. Se o IED inclui medições de tensão, também mede a tensão residual, as tensões de fase e as componentes de sequência de tensão. Dependendo da configuração padrão, o IED oferece também a medição de frequência. Além disso, o IED calcula o valor de demanda de corrente sobre estruturas de tempo préestabelecidas e selecionáveis pelo usuário, a sobrecarga térmica do objeto protegido, e o desequilíbrio de fase com base na razão entre as correntes de sequência negativa e positiva. Ainda, o IED oferece medição de energia e potência trifásica, incluindo fator de potência. Os valores medidos são acessados localmente através da interface do usuário no painel frontal do IED ou remotamente através da interface de comunicação do IED. Os valores também são acessados local ou remotamente utilizando a interface do usuário baseado no web-browser. 8. Registrador de perturbações O IED possui um registrador de perturbações que apresenta até 12 canais para sinais analógicos e 64 binários. Os canais analógicos podem ser configurados para gravar tanto a forma de onda como a tendência das correntes e tensões medidas. 20 ABB

21 Os canais analógicos podem ser configurados para disparar a função de gravação quando o valor medido cair 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 do IED, por exemplo, os sinais de início ou disparo dos estágios do IED, ou sinais externos de bloqueio ou controle. A gravação pode ser configurada para disparo por sinais bináros do IED, tais como um sinal de início ou atuação da proteção, ou por um sinal de controle externo em uma entrada binária do IED. As informações gravadas são armazenadas em uma memória não-volátil e podem ser descarregadas para análise posterior de falhas. uma função de proteção, ou por ambos. Os modos de medição disponíveis incluem DFT, RMS e pico a pico. Adicionalmente, a máxima demanda de corrente é gravada separadamente com sua estampa de tempo. Por padrão, os registros são armazenados em uma memória nãovolátil. 11. Monitoramento da condição do disjuntor As funções de monitoramento da condição do disjuntor do IED monitoram constantemente o desempenho e a condição do disjuntor. O monitoramento compreende o tempo de carga da mola, a pressão do gás SF6, o tempo de manobra e o tempo de inatividade do disjuntor. As funções de monitoramento disponibilizam os dados operacionais do histórico do disjuntor, que pode ser usado para programação da manutenção preventiva do disjuntor. 9. Registro de eventos Para coletar invormações de sequência de eventos, (SoE), o IED incorpora uma memória nãovolátil com capacidade para armazenamento de 512 eventos com estampa de tempo associada. A memória não volátil também retém os dados caso o IED perca temporariamente a alimentação auxiliar. O registro de eventos facilita as análises detalhadas de pré e pós-falta e dos distúrbios. O aumento da capacidade de processamento e armazenamento de dados e eventos no IED oferece pré-requisitos para suportar a crescente demanda por informações de futuras configurações de rede. 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. 10. Dados registrados O IED tem a capacidade de armazenar os registros dos últimos 32 eventos de falta. Os registros permitem ao usuário analisar os eventos do sistema de potência. Cada registro inclui valores de corrente, tensão e ângulo, estampa de tempo, etc. O registro da falta pode ser disparado pelo sinal de partida ou sinal de trip de 12. Supervisão do circuito de disparo A supervisão do circuito de disparo monitora continuamente a sua disponibilidade e operabilidade. Isso proporciona um monitoramento de circuito aberto tanto quando o disjuntor está fechado como quando está aberto. Ela também detecta a perda da tensão de controle do disjuntor. 13. Auto supervisão O sistema de auto-supervisão incorporado no IED monitora continuamente o estado do hardware do IED e a operação do seu software. Qualquer falha ou mal funcionamento detectado será usado para alertar ao operador. Uma falha permanente do IED irá bloquear as funções de proteção para evitar a operação incorreta. 14. Supervisão de falha de fusível Dependendo da configuração padrão escolhida, o IED inclui a funcionalidade de supervisão de falha do fusível.a supervisão de falha do fusível detecta falhas entre o circuito de medição de tensão e o IED. As falhas são detectadas por sequência negativa com base ao algoritmo pela tensão delta e algoritmo de corrente delta. Na detecção de uma falha, a supervisão de função de falha do fusível ativa um alarme e bloqueia as funções de ABB 21

22 proteção dependentes de tensão a partir de operação sem intenção. 15. Supervisão do circuito de corrente Dependendo da configuração padrão escolhida, o IED inclui a supervisão de circuito de corrente.a supervisão da circuito de corrente é utilizado para a detecção de falhas nos circuitos secundários do transformador de corrente. Na detecção de uma falha, a função de supervisão do circuito de corrente ativa um LED do alarme e bloqueia certas funções de proteção para evitar uma operação sem propósito. A função de supervisão do circuito de corrente calcula a soma das correntes de fase a partir dos núcleos de proteção e compara a soma com a corrente de referência única medida a partir de um transformador de corrente de núcleo balanceado ou a partir de núcleos separados nos transformadores de corrente de fase. 16. 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 Dependendo da configuração padrão selecionada, o IED é equipado com entradas de correntes trifásicas e uma entrada de corrente residual para a proteção contra falha à terra não direcional ou entradas de corrente trifásica, uma entrada de corrente residual e uma entrada de tensão residual para proteção contra falha à terra direcional ou entradas de corrente trifásica, uma entrada de corrente residual, entradas de tensão trifásicas e uma entrada de tensão residual para proteção contra falha à terra direcional e proteção de sobretensão direcional. A configuração padrão G inclui uma entrada de corrente residual convencional (Io 0.2/1 A) e três entradas de sensor para conexão direta de três sensores de combinação com os conectores RJ-45. Como uma alternativa aos sensores de combinação, os sensores de tensão e corrente separada podem ser utilizados como adaptadores. Além disso, os adaptadores também permitem o uso de sensores com conectores BNC similares. As entradas de fase das correntes são classificadas 1/5 A. As duas entradas de corrente residual opcional estão disponíveis, isto é 1/5 A ou 0,2/1A. Uma entrada 0,2/1 A é normalmente utilizada em aplicações que requerem proteção contra falha à terra sensível e configuração de transformadores de corrente de núcleo balanceado. As entradas de tensão trifásicas e a entrada de tensão residual abrangem as voltagens calssificadas em V. Ambas as tensões fase a fase e tensões à terra a fase podem ser conectadas. A entrada de corrente de fase de 1 A ou 5 A, a entrada de corrente residual de 1 A ou 5 A, opcionalmente de 0,2 A ou 1 A, e a tensão nominal da entrada de tensão residual são selecionadas pelo software do IED. Além disso, os limiares de V CC das entradas binárias são selecionados pelo ajuste da configuração dos parâmetros do IED. Todas as entradas binárias e contatos de saída são livremente configuráveis utilizando a matriz de sinal da função de configuração do aplicativo em PCM600. Consulte a tabela de Visão Geral de Entrada/ Saída e os diagramas de terminais para obter informações mais detalhadas sobre as entradas e saídas. 22 ABB

23 Tabela 4. Visão geral das entradas/saídas Configuração padrão Entradas analógicas Entradas/saídas binárias TC TP BI BO A B (17) 1) 10 (13) 1) C D 4-12 (18) 1) 10 (13) 1) E 4 5 2) F 4 5 2) G 3+1 3) 3 3) 8 10 H ) 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

24 18. Comunicação O IED suporta uma série de protocolos de comunicação, incluindo: IEC 61850, IEC , Modbus e DNP3. As informações operacionais e controles estão disponíveis através destes protocolos. No entanto, algumas funcionalidades de comunicação, por exemplo, comunicação horizontal entre os IEDs, só é possível pelo protocolo de comunicação IEC A implementação de comunicação do IEC suporta todas as funções de monitoramento e controle. Além disso, parâmentros de ajustes, gravações de oscilografias e registros de faltas podem ser acessados usando o protocolo IEC Registros de oscilografia estão disponíveis para qualquer aplicativo baseado em Ethernet via FTP no formato padrão Comtrade. O IED suporta simultaneamente relatórios de eventos para a cinco clientes diferentes no barramento de comunicação. O IED pode enviar e receber sinais digitais a partir de outros IEDs (chamado de comunicação horizontal), utilizando o perfil O IED pode enviar sinais binários para outros IEDs (chamado de comunicação horizontal) utilizando o perfil GOOSE (Evento Genérico de Subestação Orientado a Objetos) da norma IEC GOOSE binário de mensagens pode, por exemplo, ser empregado para a proteção e esquemas de proteção baseados em intertravamentos. O IED cumpre os requisitos de desempenho de GOOSE para aplicações de disparo em subestações, conforme definido pela norma IEC Além disso, o IED suporta o envio e recebimento de valores analógicos utilizando mensagens GOOSE. Mensagem GOOSE analógica permite a transferência rápida de valores de medição analógicos no barramento de comunicação, facilitando por exemplo, o compartilhamento de valores de entradas RDT, tais como valores de temperatura ambiente a outras aplicações do IED. O IED oferece uma segunda porta Ethernet opcional para permitir a criação de uma topologia em anel auto-recuperável. As opções de módulos de comunicação do IED, incluem tanto portas Ethernet galvânicas quanto fibra óptica e combinações. O módulo de comunicação, que inclui uma porta de fibra óptica em conector LC e duas portas galvânicas RJ-45 é utilizado quando o anel entre os IEDs é construído usando cabos CAT5 STP. A porta de LC pode neste caso ser utilizada para ligar o IED às portas de comunicação fora do painel. O módulo de comunicação, incluindo três portas RJ-45 é utilizado quando a rede da subestação inteira é baseada em cablagem CAT5 STP. A solução do anel Ethernet de auto recuperação permite um anel de comunicação de custo eficiente controlado por um swiitch gerenciável com o protocolo RSTP que será criado O switch gerenciável controla a consistência do laço, encaminha os dados e corrige o fluxo de dados no caso de um distúrbio de comunicação. Os IEDs, na topologia em anel, atuam como switches não gerenciáveis, encaminhando o tráfego de dados não relacionados. A solução do anel Ethernet suporta a conexão de até trinta IEDs da série 615. Se mais do que 30 IEDs necessitam ser conectados, recomenda-se que a rede seja dividida em vários anéis com não mais de 30 IEDs por anel. A solução com anel Ethernet de auto recuperação evita um ponto único de falha e preocupações, melhorando a confiabilidade da comunicação. A solução pode ser aplicada para os protocolos IEC 61850, Modbus e DNP3, baseados em rede Ethernet. Todos os conectores de comunicação, exceto o conector da porta frontal, são colocados nos módulos de comunicação opcional O IED pode ser conectado aos sistemas de comunicação baseados em Ethernet através do conector RJ-45 (100Base-TX) ou do conector de fibra ótica LC (100Base-FX). Se for necessária a conexão a uma rede serial, os terminais 10-pin RS-485 ou conector de fibras óticas ST pode ser utilizado Se a conexão a uma rede A implementação do Modbus suporta os modos RTU. ASCII e TCP Além das funcionalidades padrão do Modbus, o IED oferece suporte a recuperação de eventos com estampa de tempo, alteração do grupo de ajuste ativo e atualização dos últimos registros de faltas. Se uma ligação Modbus TCP é usada, cinco clientes podem estar conectados ao mesmo tempo ao IED. Além disso, Modbus serial e Modbus TCP podem ser utilizados em paralelo, e, se necessário tanto IEC e Modbus podem trabalhar simultaneamente. 24 ABB

25 A implementação do IEC suporta conexões em paralelo do barramento serial a dois diferentes mestres Além da funcionalidade padrão básica, o IED suporta mudança do grupo de ajuste ativo e atualização de gravações de oscilografia no formato IEC DNP3 suporta ambos os modos: serial e TCP para conexão a um mestre. Além disso, a mudança do grupo de configuração ativa é suportado. Quando o IED usa o barramento RS-485 para a comunicação serial, ambas as conexões de dois e quatro fios são suportados. Resistores de terminação e pull-up/down podem ser configurados com jumpers na placa de comunicação para que resistores externos não sejam necessários. O IED suporta os seguintes métodos de sincronização de tempo com uma resolução de carimbo 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 de tempo através dos seguintes protocolos de comunicação em série: Modbus DNP3 IEC Cliente A Cliente B Rede Rede Gerenciamento de interruptores Ethernet com suporte RSTP Gerenciamento de interruptores Ethernet com suporte RSTP RED615 RET615 REU615 REM615 GUID-AB81C355-EF5D AE0-01DC076E519C V1 PT Figura 13. Solução de auto-recuperação do anel Ethernet ABB 25

26 Tabela 5. Interfaces e protocolos de comunicação suportados Interfaces/ Protocolos Ethernet Serial 100BASE-TX RJ BASE-FX LC RS-232/RS-485 Fibra óptica ST IEC MODBUS RTU/ASCII - - MODBUS TCP/IP - - DNP3 (serial) - - DNP3 TCP/IP - - IEC = Suportado 26 ABB

27 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 ( mm) Peso IED completo 4.1 kg Unidade plug-in apenas 2.1 kg Tabela 7. Alimentação Descrição Tipo 1 Tipo 2 U aux nominal 100, 110, 120, 220, 240 V CA, 50 e 60 Hz 24, 30, 48, 60 V CC 48, 60, 110, 125, 220, 250 V CC U aux variação % de U n ( V CA) % de U n ( V CC) % de U n (38, V CC) Limiar de partida 19,2 V CC (24 V CC * 80%) Carga de fonte de tensão auxiliar sob condição quiescente (P q )/ 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 Tempo de interrupção máxima na tensão auxiliar CC sem reativação do IED Tipo de fusível Max de 15% do valor CC (em frequência de 100 Hz) 30 ms em V n nominal T4A/250 V ABB 27

28 Tabela 8. Entradas de energização Descrição Frequência nominal Entradas de corrente Valor 50/60 Hz Corrente nominal, I n 0.2/1 A 1) 1/5 A 2) Capacidade de resistência térmica: 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 de tensão Tensão Nominal Capacidade de tensão: Contínuo Para 10 s Carga na tensão nominal V AC 2 x U n (240 V AC) 3 x U n (360 V AC) <0.05 VA 1) Opção de código para entrada de corrente residual 2) Corrente residual e/ou corrente de fase Tabela 9. Entradas de energização Descrição Entrada de sensor de corrente Tensão nominal atual (no lado secundário) Capacidade de tensão contínua Impedância de entrada a 50/60 Hz Valor 75 mv mv 1) 125 V 2-3 MOhm 2) Entrada de sensor de tensão Tensão Nominal 6 kv...30 kv 3) Capacidade de tensão contínua 50 V Impedância de entrada a 50/60 Hz 3 MOhm 1) É equivalente à faixa de corrente de 40A A com um 80A, 3mV/Hz Rogowski 2) Dependendo da corrente nominal utilizada (ganho de hardware) 3) Esta faixa é coberta (até 2*nominal) com uma proporção de divisão do sensor de : 1 28 ABB

29 Tabela 10. Entradas binárias Descrição Faixa operacional Tensão Nominal Drenagem de corrente Consumo de energia Tensão de limiar Tempo de reação Valor ±20% da tensão nominal V DC ma mw V DC 3 min Tabela 11. Saídas de sinalização e saída IRF Descrição Tensão Nominal Capacidade contínua do contato Gerar e conduzir por 3,0 s Gerar e conduzir por 0.5 s Capacidade de ruptura quando a constante de tempo do circuito de controle L/R<40 ms, em 48/110/220 V DC Carga mínima de contato Valor 250 V AC/DC 5 A 10 A 15 A 1 A/0.25 A/0.15 A 100 ma e 24 V AC/DC Tabela 12. Relés de saída de potência de polo duplo com função TCS Descrição Tensão Nominal Capacidade contínua Fazer e transportar por 3,0 s Fazer e levar para 0,5 s Capacidade de ruptura quando a constante de tempo do circuito de controle L/R<40 ms, em 48/110/220 V DC (dois contatos conectados em série) Carga mínima de contato Valor 250 V AC/DC 8 A 15 A 30 A 5 A/3 A/1 A 100 ma e 24 V AC/DC Supervisão do circuito de disparo (TCS): Faixa da tensão de controle Drenagem da corrente por meio do circuito de supervisão V AC/DC ~1,5 ma Tensão mínima sobre o contato TCS 20 V AC/DC ( V) ABB 29

30 Tabela 13. Relés de saída de potência de pólo simples Descrição Tensão Nominal Capacidade contínua do contato Gerar e conduzir por 3,0 s Gerar e conduzir para 0.5 s Capacidade de ruptura quando a constante de tempo do circuito de controle L/R<40 ms, em 48/110/220 V DC Carga mínima de contato Valor 250 V AC/DC 5 A 15 A 30 A 1 A/0.25 A/0.15 A 100 ma e 24 V AC/DC Tabela 14. Interfaces de Ethernet da porta frontal Interface de Ethernet Protocolo Cabo Frequência da transferência de dados Frontal Protocolo TCP/ IP Cabo padrão Ethernet CAT 5 com conector RJ MBits/s Tabela 15. Ligação de comunicação de estação, fibra óptica Conector Tipo de fibra 1) Comprimento de onda Distância máxima Atenuação de curso permitida 2) LC Núcleo de fibra de vidro MM 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 vidro MM 62.5/125 μm nm 1 km <11 db 1) (MM) Fibra multimodo, (SM) fibra monomodo 2) Atenuação máxima permitida causada pelos conectores e cabos conjuntamente Tabela 16. IRIG-B Descrição Valor IRIG formato de código de tempo B004, B005 1) Isolamento Modulação Nível de lógica Consumo de corrente Consumo de energia 500V 1 min. Não-modulado Nível TTL ma mw 1) De acordo com o padrão IRIG 30 ABB

31 Tabela 17. Sensor de lente e fibra óptica para proteção de arco Descrição Cabo de fibra óptica incluindo as lentes Faixa de temperatura de serviço normal das lentes Temperatura máxima de serviço das lentes, máx 1 h Raio mínimo de curvatura admissível da fibra de conexão Valor 1.5 m, 3.0 m ou 5.0 m C +140 C 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 Faixa de temperatura operacional Valor ºC (contínua) Faixa de temperatura de serviço de tempo curto ºC (<16h) 1)2) Umidade relativa Pressão atmosférica Altitude Faixa de temperatura de transporte e armazenamento <93%, sem condensação kpa Mais de 2000 m ºC 1) Degradação nos desempenhos MTBF e IHM quando fora da faixa de temperatura de ºC 2) 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 IEC h em +85ºC 1) Teste de frio seco Teste do calor úmido, cíclico Teste de armazenamento 96 h em -25ºC 16 h em -40ºC 6 ciclos (12 h + 12 h) em +25 C +55 C, umidade >93% 96 h em -40ºC 96 h em +85ºC IEC IEC IEC ) Para IEDs com uma interface de comunicação LC, a temperatura operacional máxima é de +70 ºC o C ABB 31

32 Tabela 21. Testes de compatibilidade Eletromagnética Descrição Valor de tipo de teste Referência Teste de distúrbio de explosão 1 MHz/100 khz: IEC IEC , classe III IEEE C Modo comum 2,5 kv Modo diferencial 2,5 kv Teste de descarga eletrostática IEC IEC IEEE C Descarga por contato 8 kv Descarga aérea 15 kv Testes de interferência de frequências de rádio 10 V (rms) f=150 khz-80 MHz 10 V/m (rms) f= MHz 10 V/m f=900 MHz 20 V/m (rms) f= MHz IEC IEC , classe III IEC IEC , classe III ENV IEC , classe III IEEE C Testes de rápidas perturbações transitórias: IEC IEC IEEE C Todas as portas 4 kv Teste de imunidade a surto IEC IEC Comunicação 1 kv, linha à terra Outras portas 4 kv, linha à terra 2 kv, linha a linha Campo magnético de frequência de potência (50 Hz) IEC Contínuo 1-3 s Quedas de tensão e interrupções de curta duração Teste de imunidade de frequência de potência: Modo comum Modo diferencial 300 A/m 1000 A/m 30%/10 ms 60%/100 ms 60%/1000 ms >95%/5000 ms Entradas binárias apenas 300 V rms 150 V rms IEC IEC IEC , classe A 32 ABB

33 Tabela 21. Testes de compatibilidade Eletromagnética, continuação Descrição Valor de tipo de teste Referência Teste de emissão EN 55011, classe A IEC 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 MHz < quase pico 40 db(µv/m) medido a 10 m de distância MHz < 47 db(µv/m) quase pico, medido a uma distância de 10 m Tabela 22. Testes de isolamento Descrição Valor de tipo de teste Referência Testes Dielétricos IEC e IEC Teste de tensão 2 kv, 50 Hz, 1 min 500 V, 50 Hz, 1 min, comunicação Teste de tensão de impulso IEC e IEC Teste de tensão 5 kv, 1,2/50 μs, 0,5 J 1 kv, 1,2/50 μs, 0,5 J, comunicação Medição de Resistência de Isolamento IEC e IEC Resistência de Isolamento >100 MΏ, 500 V DC Resistência de proteção da ligação IEC Resistência <0.1 Ώ, 4 A, 60 s Tabela 23. Testes mecânicos Descrição Referência Requisito Testes de vibração (sinusoidal) Choque e teste de colisão IEC (teste Fc) IEC IEC (teste do choque Ea) IEC (teste do impacto Eb) IEC Classe 2 Classe 2 Teste sísmico IEC Classe 2 ABB 33

34 Tabela 24. Segurança do produto Descrição Diretiva LV Referência 2006/95/EC Padrão EN (2005) EN (2009) Tabela 25. Conformidade EMC Descrição diretiva EMC Referência 2004/108/EC Padrão EN (2000) EN (2007) Tabela 26. Conformidade RoHS Descrição Cumpre com a diretiva RoHS 2002/95/EC Funções de proteção 34 ABB

35 Tabela 27. Proteção de sobrecorrente trifásica não direcional (PHxPTOC) Característica Valor Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: f n ±2 Hz PHLPTOC PHHPTOC e PHIPTOC ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x I n ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x I n (nas correntes na faixa de 0,1 10 x I n ) ±5,0% do valor ajustado (nas correntes na faixa de x I n ) Tempo inicial 1)2) Mínimo Normal Máximo PHIPTOC: I Falta = 2 x ajuste Valor de partida I Falta = 10 x ajuste Valor de partida 16 ms 11 ms 19 ms 12 ms 23 ms 14 ms PHHPTOC and PHLPTOC: I Falta = 2 x ajuste Valor de partida 22 ms 24 ms 25 ms Tempo de reinício < 40 ms Razão de reinício Típico 0,96 Tempo de retardamento Precisão do tempo de operação no modo de tempo definido < 30 ms ±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 supressão DFT: -50 db a f = n x f n, em que n = 2, 3, 4, 5, Pico a pico: Sem supressão P-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), corrente antes 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 com base na distribuição estatística de 1000 medições 2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização 3) Inclui o tempo de contato da saída de potência ABB 35

36 Tabela 28. Configurações principais da proteção trifásica não-direcional contra sobrecorrente (PHxPTOC) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial PHLPTOC x I n 0.01 PHHPTOC x I n 0.01 PHIPTOC x I n 0.01 Multiplicador de tempo PHLPTOC PHHPTOC Tempo de atraso na operação PHLPTOC ms 10 PHHPTOC ms 10 PHIPTOC ms 10 Tipo de curva operacional 1) PHLPTOC Tempo definido ou inverso Tipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19 PHHPTOC PHIPTOC Tempo definido ou inverso Tipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17 Tempo definido 1) Para referências adicionais, consulte a tabela de características Operacionais 36 ABB

37 Tabela 29. Proteção de sobrecorrente direcional trifásica (DPHxPDOC) Característica Valor Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente/tensão medida: f n ±2 Hz DPHLPDOC DPHHPDOC Corrente: ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x I n Tensão: ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x U n Ângulo de fase: ±2 Corrente: ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x I n (nas correntes na faixa de 0,1 10 x I n ) ±5,0% do valor ajustado (nas correntes na faixa de x I n ) Tensão: ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x U n Ângulo de fase: ±2 Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo I Falha = 2,0 x ajuste Valor inicial 37 ms 40 ms 42 ms Tempo de reinício < 40 ms Taxa de reset Típico 0,96 Tempo de retardo Precisão do tempo de operação no modo de tempo definido Precisão do tempo de operação no modo de tempo inverso Supressão de harmônicos < 35 ms ±1.0% do valor de ajuste ou ±20 ms ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3) DFT: -50 db na f = n x f n, em que n = 2, 3, 4, 5, 1) Modo de medição e Quantidade Pol = padrão, corrente antes da falha = 0,0 x I n, tensão antes da falha = 1,0 x U n, f n = 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 medições 2) Inclui o atraso do contato de saída de sinal 3) Valor inicial máximo = 2,5 x I n, O valor inicial multiplica na faixa de 1,5 a 20 ABB 37

38 Tabela 30. Configurações principais da proteção trifásica direcional contra sobrecorrente (DPHxPDOC) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial DPHLPDOC 0,05...5,00 x In 0.01 DPHHPDOC 0, ,00 x In 0.01 Multiplicador de tempo DPHxPDOC Tempo de atraso na operação DPHxPDOC ms 10 Modo direcional DPHxPDOC 1 = Não-direcional 2 = Para frente 3 = Para trás Ângulo característico DPHxPDOC graus 1 Tipo de curva operacional 1) DPHLPDOC Tempo definido ou inverso Tipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19 DPHHPDOC Tempo definido ou inverso Tipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17 1) Para referências adicionais, consulte a tabela de características Operacionais 38 ABB

39 Tabela 31. Proteção de falta à terra não-direcional (EFxPTOC) Característica Valor Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: f n ±2 Hz EFLPTOC EFHPTOC e EFIPTOC ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x I n ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x I n (nas correntes na faixa de 0,1 10 x I n ) ±5,0% do valor ajustado (nas correntes na faixa de x I n ) Tempo de partida 1)2) Mínimo Típico Máximo EFIPTOC: I Falta = 2 x ajuste Valor de partida I Falta = 10 x ajuste Valor de 16 ms 11 ms 19 ms 12 ms 23 ms 14 ms partida EFHPTOC e EFLPTOC: I Falta = 2 x ajuste Valor de partida 22 ms 24 ms 25 ms Tempo de reinício < 40 ms Taxa de reset Típico 0,96 Tempo de retardamento Precisão do tempo de operação no modo de tempo definido < 30 ms ±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 supressão DFT: -50 db a f = n x f n, 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 I n, f n = 50 Hz, corrente de falta à terra com frequência nominal injetada no ângulo de fase aleatório, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições 2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização 3) Máximo Valor de partida = 2,5 x I n, Valor de partida multiplica na faixa de 1,5 a 20 ABB 39

40 Tabela 32. Proteção contra falta à terra não-direcional (EFxPTOC) principais ajustes Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial EFLPTOC x I n EFHPTOC x I n 0.01 EFIPTOC x I n 0.01 Multiplicador de tempo EFLPTOC EFHPTOC Tempo de atraso na operação EFLPTOC ms 10 EFHPTOC ms 10 EFIPTOC ms 10 Tipo de curva operacional 1) EFLPTOC Tempo definido ou inverso Tipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19 EFHPTOC EFIPTOC Tempo definido ou inverso Tipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17 Tempo definido 1) Para referências adicionais, consulte a tabela de características Operacionais 40 ABB

41 Tabela 33. Proteção direcional de falta à terra (DEFxPDEF) Característica Valor Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: f n ±2 Hz DEFLPDEF DEFHPDEF Corrente: ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x I n Tensão ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x U n Ângulo de fase: ±2 Corrente: ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x I n (nas correntes na faixa de 0,1 10 x I n ) ±5,0% do valor ajustado (nas correntes na faixa de x I n ) Tensão: ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x U n Ângulo de fase: ±2 Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo DEFHPDEF I Falta = 2 x ajuste Valor de partida DEFLPDEF I Falha = 2 x ajuste Valor de partida 42 ms 44 ms 46 ms 61ms 64 ms 66 ms Tempo de reinício < 40 ms Taxa de reset Típico 0,96 Tempo de retardamento Precisão do tempo em funcionamento no modo de tempo definido Precisão do tempo de operação no modo de tempo inverso Supressão de harmônicos < 30 ms ±1.0% do valor de ajuste ou ±20 ms ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3) RMS: Sem supressão DFT: -50 db a f = n x f n, 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), corrente antes da falta = 0,0 x I n, f n = 50 Hz, corrente de falta à terra com frequência nominal injetada no ângulo de fase aleatório, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições 2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização 3) Valor inicial máximo = 2,5 x I n, O valor inicial multiplica na faixa de 1,5 a 20 ABB 41

42 Tabela 34. Proteção de falta à terra direcional (DEFxPDEF), principais configurações Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial DEFLPDEF x I n DEFHPDEF x I n 0.01 Modo direcional DEFLPDEF e DEFHPDEF 1=Não-direcional 2=Para frente 3=Para trás Multiplicador de tempo DEFLPDEF DEFHPDEF Tempo de atraso na operação DEFLPDEF ms 10 DEFHPDEF ms 10 Tipo de curva operacional 1) DEFLPDEF Tempo definido ou inverso Tipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19 DEFHPDEF Tempo definido ou inverso Tipo de curva: 1, 3, 5, 15, 17 Modo de operação DEFLPDEF e DEFHPDEF 1=Ângulo de fase 2=IoSin 3=IoCos 4=Ângulo de fase 80 5=Ângulo de fase 88 1) Para referências adicionais, consulte a tabela de características Operacionais Tabela 35. Proteção de falta à terra transitória/intermitente (INTRPTEF) Característica Precisão de operação (critério Uo com proteção transitória) Valor Dependendo da frequência da corrente medida: f n ±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 f n, em que n = 2, 3, 4, 5 42 ABB

43 Tabela 36. Configurações principais da proteção contra falha de terra intermitente/transiente (INTRPTEF) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Modo direcional INTRPTEF 1=Não-direcional 2=Para frente 3=Para trás - Tempo de atraso na operação Valor inicial de tensão (valor inicial de tensão para falha de terra por transiente) INTRPTEF ms 10 INTRPTEF x Un 0.01 Modo de operação INTRPTEF 1=Falha de terra intermitente 2=Falha de terra por transiente - Limite do contador de picos (requisito mín. para contador de picos antes do início no modo de falha de terra intermitente) INTRPTEF Tabela 37. Proteção contra falta à terra baseada em admitância (EFPADM) Característica Precisão de operação 1) Valor Na frequência f = f n ±1,0% or ±0,01 ms (Na faixa de 0,5-100 ms) Tempo de partida 2) Mínimo Típico Máximo 56 ms 60 ms 64 ms Tempo de reinício Precisão de tempo operacional Supressão de harmônicos 40 ms ±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms -50dB a f = n x f n, em que n = 2, 3, 4, 5, 1) Uo = 1,0 x Un 2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização Resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições. ABB 43

44 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 xun 0,01 0,05 Valor de partida de tensão Modo direcional 1=Não-direcional 2=Para frente 3=Reverso 2=Para frente Modo direcional Modo operacional 1=Yo 2=Go 3=Bo 4=Yo, Go 5=Yo, Bo 6=Go, Bo 7=Yo, Go, Bo 1=Yo Critério de operação Tempo de operação ms Tempo de operação Raio do Círculo ms 0, Raio de círculo de admitância Condutância do círculo ms 0, Ponto central do círculo de admitância, condutância Susceptância do círculo ms 0, Ponto central do círculo de admitância, susceptância Condutância direta ms 0, Limiar de condutância em direção direta Condutância reversa ms 0, Limiar de condutância em direção reversa Ângulo da condutância deg 1 0 Ângulo da condutância de fronteira Susceptância direta ms 0, Limiar de susceptância em direção contínua Susceptância reversa ms 0, Limiar de susceptância em direção reversa Ângulo da susceptância deg 1 0 Ângulo da susceptância de fronteira 44 ABB

45 Tabela 39. Proteção de sobrecarga trifásica (PHPTOV) Característica Precisão de operação Valor Dependendo da frequência da tensão medida: f n ±2 Hz ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x U n Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo U Falha = 1,1 x ajuste Valor inicial 22 ms 24 ms 26 ms Tempo de reinício Taxa de reset Tempo de retardo Precisão do tempo de operação no modo de tempo definido < 40 ms Depende do ajuste Relative hysteresis < 35 ms ±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 DFT: -50 db na f = n x f n, em que n = 2, 3, 4, 5, 1) Valor inicial = 1,0 x U n, Tensão antes da falha = 0,9 x U n, f n = 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 medições 2) Inclui o atraso do contato de saída de sinal 3) Valor inicial máximo = 1,20 x U n, Valor inicial multiplica na faixa de 1,10 a 2,00 Tabela 40. Configurações principais da proteção contra sobretensão trifásica (PHPTOV) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial PHPTOV x U n 0.01 Multiplicador de tempo PHPTOV Tempo de atraso na operação PHPTOV ms 10 Tipo de curva operacional 1) PHPTOV Tempo definido ou inverso Tipo de curva: 5, 15, 17, 18, 19, 20 1) Para referências adicionais, consulte a tabela de características Operacionais ABB 45

46 Tabela 41. Proteção de sobrecarga trifásica (PHPTOV) Característica Precisão de operação Valor Dependendo da frequência da tensão medida: fn ±2 Hz ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x U n Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo U Falha = 1,1 x ajuste Valor inicial 62 ms 64 ms 66 ms Tempo de reinício Taxa de reset Tempo de retardo Precisão do tempo de operação no modo de tempo definido < 40 ms Depende do ajuste Relative hysteresis < 35 ms ±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 DFT: -50 db na f = n x f n, em que n = 2, 3, 4, 5, 1) Valor inicial = 1.0 x U n, Tensão antes da falha = 1.1 x U n, f n = 50 Hz, subtensão em uma tesão fase a fase com frequência nominal injetada do ângulo aleatória, resultado com base na distribuição estatística de 1000 medições 2) Inclui o atraso do contato de saída do sinal 3) 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) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial PHPTUV x U n 0.01 Multiplicador de tempo PHPTUV Tempo de atraso na operação PHPTUV ms 10 Tipo de curva operacional 1) PHPTUV Tempo definido ou inverso Tipo de curva: 5, 15, 21, 22, 23 1) Para referências adicionais, consulte a tabela de características Operacionais 46 ABB

47 Tabela 43. Proteção de subvoltagem de sequência positiva (PSPTUV) Característica Precisão de operação Valor Dependendo da frequência da tensão medida: f n ±2 Hz ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x U n Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo U Falha = 1,1 x ajuste Valor inicial U Falha = 1,1 x ajuste Valor 51 ms 43 ms 53 ms 45 ms 54 ms 46 ms inicial Tempo de reset Taxa de reset Tempo de retardo Precisão do tempo de operação no modo de tempo definido Supressão de harmônicos < 40 ms Depende do ajuste Relative hysteresis < 35 ms ±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms DFT: -50 db na f = n x f n, em que n = 2, 3, 4, 5, 1) Valor inicial = 1.0 x U n, Tensão de sequência positiva antes da falha = 1.1 x U n, f n = 50 Hz, subtensão de sequência positiva com frequência nominal injetada do ângulo de fase aleatória, resultado com base na distribuição estatística de 1000 medições 2) Inclui o atraso de contato de saída de sinal Tabela 44. Configurações principais da proteção contra subtensão de seqüência positiva (PSPTUV) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial PSPTUV x U n Tempo de atraso na operação PSPTUV ms 10 Valor de bloqueio de tensão PSPTUV x U n 0.01 Tabela 45. Proteção de frequência (FRPFRQ) Característica Valor 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 5 Hz/s < df/dt < 15 Hz/s) Tempo de partida f>/f< < 80 ms df/dt < 120 ms Tempo de reset Precisão do tempo de operação < 150 ms ±1,0% do valor ajustado ou ±30 ms ABB 47

48 Tabela 46. Ajustes principais de proteção contra frequência (FRPFRQ) Parâmetro Valores (Faixa) Unidade Passo Padrão Descrição Modo operacional 1=Freq< 2=Freq> 3=df/dt 4=Freq< + df/dt 5=Freq> + df/dt 6=Freq< OR df/dt 7=Freq> OR df/dt 1=Freq< Seleção do modo de operação de proteção de frequência Start value Freq> xfn 0, Valor inicial de frequência de sobrefrequência Start value Freq< xfn 0, Valor do início de frequência de subfrequência Start value df/dt xfn /s ,010 Taxa de valor inicial da frequência de mudança Operate Tm Freq ms Opere o tempo de atraso para frequência Operar Tm df/dt ms Operar o tempo de atraso para taxa de frequência de mudança Tabela 47. Proteção de sobrevoltagem de sequência negatina (NSPTOV) Característica Precisão de operação Valor Dependendo da frequência da tensão medida: f n ±2 Hz ±1.5% do valor ajustado ou ±0.002 U n Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo U Falha = 1,1 x ajuste Valor inicial U Falha = 2,0 x ajuste Valor 33 ms 24 ms 35 ms 26 ms 37 ms 28 ms inicial Tempo de reset < 40 ms Taxa de reset Típico 0,96 Tempo de retardo Precisão do tempo em funcionamento no modo de tempo definido Supressão de harmônicos < 35 ms ±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms DFT: -50 db na f = n f n, em que n = 2, 3, 4, 5, 1) Tensão de sequência negativa antes da falha = 0.0 U n, f n = 50 Hz, sobretensão de sequência negativa com frequência nominal injetada do ângulo de fase aleatória, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições 2) Incluo o atraso de contato de saída 48 ABB

49 Tabela 48. Configurações principais da proteção contra sobretensão de seqüência negativa de fase (NSPTOV) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial NSPTOV x U n Tempo de atraso na operação NSPTOV ms 1 Tabela 49. Proteção de sobretensão residual (ROVPTOV) Característica Precisão de operação Valor Dependendo da frequência da tensão medida: f n ±2 Hz ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x U n Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo U Falha = 1.1 x ajuste Valor de partida 55 ms 56 ms 58 ms Tempo de reset < 40 ms Taxa de reset Típico 0,96 Tempo de retardo Precisão do tempo de operação no modo de tempo definido Supressão de harmônicos < 35 ms ±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms DFT: -50 db na f = n x f n, em que n = 2, 3, 4, 5, 1) Tensão residual antes da falta= 0,0 x U n, f n = 50 Hz, corrente residual com frequência nominal injetada a partir de ângulo de fase aleatório, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições 2) Inclui o atraso do contato de saída de sinal Tabela 50. Configurações principais da proteção contra sobretensão residual (ROVPTOV) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial ROVPTOV x U n Tempo de atraso na operação ROVPTOV ms 1 ABB 49

50 Tabela 51. Proteção de sobrecorrente de sequência negativa de fase (NSPTOC) Característica Precisão de operação Valor Dependendo da frequência da corrente medida: f n ±2 Hz ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x I n Tempo de partida 1)2) Mínimo Típico Máximo I Falta = 2 x ajuste Valor de partida I Falta = 10 x ajuste Valor de partida 22 ms 14 ms 24 ms 16 ms 25 ms 17 ms Tempo de reinício < 40 ms Taxa de reset Típico 0,96 Tempo de retardo Precisão do tempo de operação no modo de tempo definido < 35 ms ±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 DFT: -50 db na f = n x f n, em que n = 2, 3, 4, 5, 1) Corrente de sequência negativa antes da falta = 0,0, f n = 50 Hz, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições 2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização 3) Máximo Valor de partida = 2,5 x I n, Valor de partida multiplica na faixa de 1,5 a 20 Tabela 52. Proteção de sobrecorrente de sequência negativa de fase (NSPTOC) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial NSPTOC x I n 0.01 Multiplicador de tempo NSPTOC Tempo de atraso na operação NSPTOC ms 10 Tipo de curva operacional 1) NSPTOC Tempo definido ou inverso Tipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19 1) Para referências adicionais, consulte a tabela de características Operacionais 50 ABB

51 Tabela 53. Proteção de descontinuidade de fase (PDNSPTOC) Característica Precisão de operação Valor Dependendo da frequência da corrente medida: f n ±2 Hz ±2% do valor ajustado Tempo de partida Tempo de reinício < 70 ms < 40 ms Razão de reinício Típico 0,96 Tempo de retardamento Precisão do tempo de operação no modo de tempo definido Supressão de harmônicos < 35 ms ±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms DFT: -50 db a f = n x f n, em que n = 2, 3, 4, 5, Tabela 54. Configurações principais da proteção contra descontinuidade de fase (PDNSPTOC) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor de partida (Ajuste da razão de corrente I 2 /I 1 ) Tempo de atraso na operação PDNSPTOC % 1 PDNSPTOC ms 1 Corrente mínima de fase PDNSPTOC x I n 0.01 Tabela 55. Proteção contra falhas no disjuntor (CCBRBRF) Característica Precisão de operação Valor Dependendo da frequência da corrente medida: f n ±2 Hz ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x I n Precisão de operação ±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms ABB 51

52 Tabela 56. 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 x I n 0.05 CCBRBRF x I n 0.05 Modo de falha do DJ (Modo de operação da função) CCBRBRF 1=Corrente 2=Status do disjuntor 3=Ambos - Modo de desligamento em falha do DJ CCBRBRF 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 57. Proteção de sobrecarga térmica trifásica para alimentadores (T1PTTR) Característica Precisão de operação Valor Dependendo da frequência da corrente medida: f n ±2 Hz Medição de corrente: ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x I n (na correntes na faixa de 0,01 4,00 x I n ) Precisão do tempo de operação 1) ±2,0% do valor teórico ou ±0,50 s 1) Sobrecarga da corrente > 1,2 x Nível da temperatura de operação 52 ABB

53 Tabela 58. Configurações principais da sobrecarga térmica trifásica (T1PTTR) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Temp. amb. definida (Temperatura ambiente usada quando o AmbSens está em Off) Multiplicador de corrente (Multiplicador de corrente quando a função é usada para linhas paralelas) T1PTTR C 1 T1PTTR Referência de corrente T1PTTR x I n 0.01 Elevação de temperatura (Elevação da temperatura final sobre a ambiente) Constante de tempo (Constante de tempo da linha em segundos) Temperatura máxima (nível de temperatura para atuação) Valor de alarme (Nível de temperatura de partida (alarme)) Temperatura de rearme (Temperatura para reinício do rearme do bloco após atuação) Temperatura inicial (Elevação de temperatura acima da ambiente na iniciação) T1PTTR C 0.1 T1PTTR s 1 T1PTTR C 0.1 T1PTTR C 0.1 T1PTTR C 0.1 T1PTTR C 0.1 Tabela 59. Detecção da corrente de partida trifásica (INRPHAR) Característica Precisão de operação Valor Na frequência f = f n Medição de corrente: ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x I n Medição da razão I2f/I1f: ±5,0% do valor ajustado Tempo de reinício +35 ms / -0 ms Taxa de reset Típico 0,96 Precisão de operação +35 ms / -0 ms ABB 53

54 Tabela 60. 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 61. Proteção de arco (ARCSARC) Característica Precisão de operação Valor ±3% do valor ajustado ou ±0,01 x I n Tempo de operação Mínimo Típico Máximo Modo de operação = "Luz 9 ms 12 ms 15 ms + corrente" 1)2) Modo operacional = 9 ms 10 ms 12 ms "Somente luz" 2) Tempo de reinício < 40 ms Taxa de reset Normal 0,96 1) Valor inicial da fase = 1,0 x I n, corrente antes da falha = 2,0 x ajuste Valor inicial da fase, f n = 50 Hz, falha com frequência nominal, resultados com base na distribuição estatística de 200 medições 2) Inclui o atraso do contato de saída de poeira pesada Tabela 62. Configurações principais da proteção contra arco (ARCSARC) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial da fase (Corrente da fase em operação) Valor inicial do terra (Corrente residual em operação) ARCSARC 0, ,00 x I n 0.01 ARCSARC 0,05...8,00 x I n 0.01 Modo de operação ARCSARC 1=Luz+corrente 2=Apenas luz 3=Controlado por BI 54 ABB

55 Tabela 63. Características operacionais Parâmetro Tipo de curva de operação Tipo de curva de operação (proteção de tensão) Valores (Faixa) 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 inv 15=IEC Tempo Def. 17=Programável 18=Tipo RI 19=Tipo RD 5=ANSI Tempo Def. 15=IEC Tempo Def. 17=Inv. Curva A 18=Inv. Curva B 19=Inv. Curva C 20=Programável 21=Inv. Curva A 22=Inv. Curva B 23=Programável Funções de controle Tabela 64. Religamento automático (DARREC) Característica Precisão do tempo de operação Valor ±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms Tabela 65. Verificação de sincronização (SECRSYN) Característica Precisão de operação Valor Dependendo da frequência da tensão medida: f n ±2 Hz Tensão: ±3,0% do valor ajustado ou ±0,01 U n Frequência: ±10 mhz Ângulo da Fase ±3 Tempo de reset < 50 ms Taxa de reset Típico 0,96 Precisão do tempo de operação no modo de tempo definido ±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms ABB 55

56 Tabela 66. Ajustes principais (SECRSYN) de Verificação de energização e sincronismo Parâmetro Valores (Faixa) Unidade Passo Padrão Descrição Modo ativo e inativo -1=Desligado 1=Ambos inativos 2=Ativo L, Inativo B 3=Inativo L, Ativo B 4=Barramento inativo, L Qualquer 5=L inativo, Barramento Qualquer 6=Um Ativo, Inativo 7=Nenhum ativo 1=Ambos inativos Modo de verificação de energização Tensão de diferença Frequência da diferença Ângulo de diferença xun 0,01 0,05 Limite da diferença de tensão máxima xfn 0,001 0,001 Limite da diferença de frequência máxima deg 1 5 Limite da diferença de ângulo máxima Modo de verificação de sincronização 1=Desligar 2=Síncrono 3=Assíncrono 2=Síncrono Modo de operação de sincronização Modo de controle 1=Contínuo 2=Comando 1=Contínuo Seleção do comando de verificação de sincronização ou modo de controle contínuo Valor de linha morta xun 0,1 0,2 Linha de limite mínimo de tensão para verificação de energização Valor de linha viva xun 0,1 0.5 Linha de limite máximo de tensão para verificação de energização Pulso de fechamento Energização máxima V ms Duração do pulso de fechamento do disjuntor xun 0,01 1,05 Tensão máxima para energização Fase deg Correção da diferença de fase entre U_BUS e U_LINE 56 ABB

57 Tabela 66. Ajustes principais (SECRSYN) de Verificação de energização e sincronismo, continuação Parâmetro Valores (Faixa) Unidade Passo Padrão Descrição Tempo mínimo de sincronização Tempo máximo de sincronização Tempo de energização Tempo de fechamento do CB ms 10 0 Tempo mínimo pra aceitar a sincronização ms Tempo máximo para aceitar a sincronização ms Atraso para a verificação de energização ms Tempo de fechamento do disjuntor Funções de medição Tabela 67. Medição de corrente trifásica (CMMXU) Característica Precisão de operação Valor Dependendo da frequência da corrente medida: f n ±2 Hz ±0,5% ou ±0,002 x I n (nas correntes na faixa de 0,01...4,00 x I n ) Supressão de harmônicos DFT: -50 db na f = n x f n, em que n = 2, 3, 4, 5, RMS: Sem supressão Tabela 68. Componentes de sequência de corrente (CSMSQI) Característica Valor Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: f/f n = ±2 Hz ±1,0% ou ±0,002 x I n nas correntes na faixa de 0,01...4,00 x I n Supressão de harmônicos DFT: -50 db na f = n x f n, em que n = 2, 3, 4, 5, Tabela 69. Medição de corrente trifásica (CMMXU) Característica Precisão de operação Valor Dependendo da frequência da tensão medida: f n ±2 Hz Em tensões na faixa de 0,01 1,15 x U n ±1.0% ou ±0.002 x U n Supressão de harmônicos DFT: -50 db na f = n x f n, em que n = 2, 3, 4, 5, RMS: Sem supressão ABB 57

58 Tabela 70. Componentes de sequência de tensão(vsmsqi) Característica Precisão de operação Valor Dependendo da frequência da tensão medida: f n ±2 Hz Em tensões na faixa de 0,01 1,15 x U n ±1.0% ou ±0.002 x U n Supressão de harmônicos DFT: -50 db na f = n x f n, em que n = 2, 3, 4, 5, Tabela 71. Medição de corrente residual (RESCMMXU) Característica Valor Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: f/f n = ±2 Hz ±0,5% ou ±0,002 x I n nas correntes na faixa de 0,01...4,00 x I n Supressão de harmônicos DFT: -50 db na f = n x f n, em que n = 2, 3, 4, 5, RMS: Sem supressão Tabela 72. Medição de tensão residual (RESVMMXU) Característica Valor Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: f/f n = ±2 Hz ±0,5% ou ±0,002 x U n Supressão de harmônicos DFT: -50 db na f = n x f n, em que n = 2, 3, 4, 5, RMS: Nenhuma supressão Tabela 73. Energia e força trifásica (PEMMXU) Característica Precisão de operação Valor Em todas as três correntes na faixa de x I n Em todas as três tensões na faixa de 0,50 1,15 x U n Na frequência f n ±1 Hz Potência e energia ativa na faixa de PF > 0,71 Potência 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 f n, em que n = 2, 3, 4, 5, Tabela 74. Medição de frequência (FMMXU) Característica Precisão de operação Valor ±10 mhz (na faixa de medição Hz) Funções de supervisão 58 ABB

59 Tabela 75. Supervisão de circuito de corrente (CCRDIF) Característica Tempo de operação 1) Valor < 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 x I n Nível diferencial mínimo da corrente de operação Corrente de operação máxima x I n Bloqueio da função em corrente de fase elevada Tabela 77. Supervisão de falha de fusível (SEQRFUF) Característica Valor Tempo operacional 1) Função NPS Função delta U Fault = 1.1 x set Neg Seq voltage Lev U Fault = 5.0 x set Neg Seq voltage Lev ΔU = 1.1 x ajuste Faixa de alteração de tensão ΔU = 2.0 x ajuste Faixa de alteração de tensão < 33 ms < 18 ms < 30 ms < 24 ms 1) Inclui o atraso do contato de saída de sinal, f n = 50 Hz, tensão de falha com frequência nominal injetada de ângulo de fase aleatório, resultados baseados em distribuição estatística de 1000 medições ABB 59

60 20. IHM Local O IED está disponível com dois displays opcionais, um grande e um pequeno. O display grande é adaptado para instalações de IED onde a interface de usuário do painel frontal é frequentemente utilizada e um diagrama unifilar é exigido. O display pequeno é adaptado para controlar remotamente subestações onde o IED é acessado ocasionalmente em caráter local por meio da interface de usuário do painel frontal. Ambos os displays de LCD oferecem funcionalidade de interface de usuário de painel frontal com navegação e visualizações de menu. No entanto, o display grande oferece maior usabilidade com menos rolagem e maior visão geral de informações. Além disso, o display grande inclui um diagrama unifilar, configurável pelo usuário, com indicação de posição para o equipamento primário associado. Dependendo da configuração-padrão escolhida, o IED exibe os valores medidos relacionados, além de um diagrama unifilar padrão. O Diagrama Unifilar pode ser acessado também usando a interface de usuário baseada em navegador web. O Diagrama Unifilar padrão pode ser modificado de acordo com exigências do usuário utilizando o editor gráfico de display do PCM600. A IHM inclui um botão de pressão (L/R) para operações locais/remotas do IED. Quando está no modo Local, o IED pode ser operado somente utilizando-se a interface local de usuário do painel frontal. Quando está no modo remoto, o IED pode executar comandos enviados a partir de uma localidade remota. O IED suporta a seleção remota do modo local/remoto por meio de uma entrada binária. Esta característica facilita, por exemplo, o uso de uma chave externa na subestação para garantir que todos os IEDs estejam no modo local durante o trabalho de manutenção e evitar que os disjuntores sejam operados remotamente a partir do centro de controle da rede. IECA V3 PT IECA V3 PT Figura 14. Display menor Figura 15. Display maior Tabela 78. Display menor Tamanho do caracter 1) 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

61 Tabela 79. Display maior Tamanho do caracter 1) Linhas na área visível Caracteres por linha Pequeno, monoespaçado (6x12 pixels) Grande, largura variável (13x14 pixels) 8 8 ou mais 1) Depende do idioma selecionado 21. Métodos de montagem Por meios dos acessórios de montagem apropriados, a carcaça IED padrão para os IEDs série 6150 podem ter montagem embutida, semiembutida ou de parede. Os acessórios de montagem embutida e de montagem em parede dos IEDs, também podem ser montadas em uma posição inclinada (25 ) pelo uso de acessórios especiais. Adicionalmente, os IEDs podem ser montados em um gabinete padrão para instrumentos de 19" por meio dos painéis de montagem de 19" com cortes para um ou dois IEDs. Alternativamente, o IED pode ser montado em gabinetes para instrumentos de 19" por meio das estruturas 4U do equipamento Combiflex. Para finalidade de testes de rotina, as caixas do IED podem ser equipadas com chaves de teste, tipo RTXP 18, que pode ser montada lado a lado ao 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 IECA V3 PT IECA V3 PT 133 IECA V3 PT Figura 16. Montagem embutida Figura 17. Montagem semiembutida Figura 18. Semi-embutida com uma inclinação de 25º ABB 61

62 22. 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. IHM sobre a parte superior da unidade de plug-in. Uma etiqueta com o código do IED é colocada na lateral da unidade de plug-in, bem como dentro da caixa. O código do IED consiste em uma série de caracteres gerados pelos módulos de hardware e software do IED. Use a chave de informações para pedido para gerar o código de compra quando solicitar IEDs completos. 23. Informações para seleção e aquisição O tipo de IED e o número de série identificam o IED de proteção. A etiqueta é colocada acima do H B F FA E A G B C C 1 B B N 1 X D # DESCRIÇÃO 1 IED 615 séries IED (incluindo caso) 615 séries IED (incluindo caso) com chave de teste, com fio e instalado em um 19'' painel de equipamento. Não avaliável para configuração-padrão "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 C).Não avaliável para norma de configuração "G". H K L 2 3 Padrão IEC Princípal aplicação Proteção de alimentador e controle B F IECA V6 PT 62 ABB

63 A configuração padrão determina o hardware I/O e opções disponíveis. O exemplo abaixo mostra a configuração padrão "B" com opções de escolha. H B F F A E A G B C C 1 B B A 1 X D # 4-8 DESCRIÇÃO Configuração padrão,opções I/O analógica e binária Descrições de curto em configuração padrão A = Proteção não direcional O/C e direcional E/F. B = Proteção não direcional O/C e direcional EF, condição de monitoramento CB C = Proteção não direcional O/C e não direcional EF D = Proteção não direcional O/C e não direcional E/F, condição de monitoramento CB E = Proteção não direcional O/C e direcional E/F com medidas baseadas em tensão fase, condição de monitoramento CB F = Proteção direcional O/C e E/F com medidas baseadas em tensão fase, proteção de subtenção e sobretenção, condição de monitoramento CB G = Proteção direcional O/C e E/F, tensão de fase, proteção com base, função de medição e condição de monitoramento CB (sensor de entradas) H = 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 A: 4I + Uo (Io 1/5 A) + 3 BI + 6 BO AAAAA Conf.pdr A: 4I + Uo (Io 0.2/1 A) + 3 BI + 6 BO AABAA Conf.pdr B: 4I +Uo (Io 1/5 A) + 11 BI + 10 BO BAAAC Conf.pdr B: 4I +Uo (Io 1/5 A) + 17 BI + 13 BO BAAAE Conf.pdr B: 4I +Uo (Io 0.2/1 A) + 11 BI + 10 BO BABAC Conf.pdr B: 4I +Uo (Io 0.2/1 A) + 17 BI + 13 BO BABAE Conf.pdr C: 4I (Io 1/5 A) + 4 BI + 6 BO CACAB Conf.pdr C: 4I (Io 0.2/1 A) + 4 BI + 6 BO CADAB Conf.pdr D: 4I (Io 1/5 A) + 12 BI + 10 BO DACAD Conf.pdr D: 4I (Io 1/5 A) + 18 BI + 13 BO DACAF Conf.pdr D: 4I (Io 0.2/1 A) + 12 BI + 10 BO DADAD Conf.pdr D: 4I (Io 0.2/1 A) + 18 BI + 13 BO DADAF Conf.pdr E: 4I (Io 1/5 A) + 5U + 16 BI + 10 BO EAEAG Conf.pdr E: 4I (Io 0.2/1 A) + 5U + 16 BI + 10 BO EAFAG Conf.pdr F: 4I (Io 1/5 A) + 5U + 16 BI + 10 BO FAEAG Conf.pdr F: 4I (Io 0.2/1 A) + 5U + 16 BI + 10 BO FAFAG Conf.pdr G: 3Is + 3Us +Io (Io 0.2/1 A) + 8 BI + 10 BO GDAAH Conf.pdr H: 4I (Io 1/5 A) + 5U + 16 BI + 10 BO HAEAG Conf.pdr H: 4I (Io 0.2/1 A) + 5U + 16 BI + 10 BO HAFAG IECA V7 PT ABB 63

64 O módulo de comunicação hardware determina o protocolo de comunicação disponível. Escolha o hardware de uma das linhas abaixo para definer os dígitos # H B F F A E A G B C C 1 B B A 1 X D # DESCRIÇÃO 9 Módulos de comunicação(serial/ethernet) - 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 Fibra de vidro Serial (ST), incl. um conector RS-485 e uma entrada para IRIG-B( não pode ser combinada com proteção para arco) Fibra de vidro Serial (ST)+Ethernet 100Base-TX (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) Ethernet 100Base-TX (1 x RJ-45) Ethernet 100Base-TX (2 x RJ x LC) Ethernet 100Base-TX (3 x RJ-45) Nenhum módulo de comunicação AA AB AN BN BB BD BC NA NB NC ND NN Se uma comunicação serial for escolhida, favor selecionar um módulo de comunicação serial incluindo Ethernet (por exemplo "BC") caso um serviço de barramento para PCM600 ou WebHMI for requirido. GUID-2B09FD03-F732-4AF6-BCC1-D3473FA2667C V1 PT 64 ABB

65 H B F F A E A G B C C 1 B B A 1 X D # 11 DESCRIÇÃO Protocolo de comunicação IEC (para módulos de comunicação Ethernet e IEDs sem um módulo de comunicação) Modbus (para Ethernet /serial ou Ethernet + serial módulos de comunicação) IEC Modbus (para Ethernet ou serial +Ethernet módulos de comunicação) IEC (para serial ou Ethernet + módulos de comunicação serial) DNP3 (para Ethernet/serial ou Ethernet + módulos de comunicação serial) A B C D E GUID-45F9436D-9C24-48C1-A5F5-77B0EA230FB2 V1 PT ABB 65

66 H B F F A E A G B C C 1 B B A 1 X D # DESCRIÇÃO Linguagem Inglês Inglês e Alemão Inglês e Sueco Inglês e Espanhol Inglês e Russo Inglês e Português (Brasil) Painel frontal LCD pequeno LCD grande com um único diagrama de linha (SLD) Opção 1 Religamento automático Proteção do arco( requisita um módulo de comunicação, que não pode ser combinado com os módulos de comunicação BN ou BB) Proteção do arco e religamento automático(requisita um módulo de comunicação que não pode ser combinado com os módulos de comunicação BN ou BB) Zero Opção 2 Proteção direcional de falta á terra(apenas para configuração std: A,B,E,F,G) Admitância baseada em proteção de falha á terra ( apenas para configuração:a,b,e,f,g) Zero Alimentação V DC, V AC V DC 2 Dígito vago Vago Versão Versão A B A B C N A B N X D IECA V7 PT Código de exemplo : HBFFAEAGBCC1BBA1XD Seu código de ordem : Dígito (#) Código IECA V7 PT Figura 19. Chave de pedido para IEDs completos 66 ABB

67 24. Acessórios e informações para pedidos Tabela 80. Cabos Item Cabo para sensores óticos de proteção contra arco, de 1,5 m Cabo para sensores óticos de proteção contra arco, de 3,0 m Cabo para sensores óticos de proteção contra arco, de 5,0 m Número para pedido 1MRS MRS MRS Tabela 81. 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 Suporte de montagem para um IED com chave de teste RTXP em Combiflex de 4U (RHGT 19 variante C) Suporte de montagem para um IED em Combiflex de 4U (RHGT 19 variante C) Kit de montagem em gaveta de 19" para um IED e uma chave de teste RTXP18 (a chave de teste não está incluída no conjunto) Kit de montagem em gaveta de 19" para um IED e uma chave de teste RTXP24 (a chave de teste não está incluída no conjunto) Número para pedido 1MRS MRS MRS MRS MRS RCA022642P0001 2RCA022643P0001 2RCA021952A0003 2RCA022561A Ferramentas O IED é entregue como uma unidade préconfigurada. Os valores padrão de ajuste de parâmetros podem ser alterados a partir da interface de usuário no painel frontal, da interface de usuário baseada em navegador web (IHM Web) ou da ferramenta PCM600 em combinação com o pacote de conectividade específico do IED. O Gerenciador de IEDs de Proteção e Controle PCM600 está disponível em três variantes diferentes, que são o PCM600, PCM600 Engineering e PCM600 Engineering Pro. Dependendo da variante escolhida, o PCM600 oferece extensas funções de configuração, tais como configuração de sinais do IED, configuração da aplicação, configuração gráfica do display incluindo diagrama unifilar e configuração da comunicação IEC 61850, incluindo a comunicação horizontal 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. O pacote de conectividade é um conjunto de software e informações específicas de um determinado IED, que permite que as ferramentas se conectem e interajam com o dispositivo. Os pacotes de conectividade reduzem o risco de erros na integração do sistema, minimizando o tempo de configuração e comissionamento do dispositivo Além disso, os pacotes de conectividade para os IEDs da série 615 incluem uma ferramenta flexível de atualização, que ABB 67

68 permite o acréscimo de um idioma à IHM local do IED. A ferramenta de atualização é ativada utilizando o PCM600 e permite múltiplas atualizações de idioma à IHM Local, oferecendo assim meios flexíveis para possíveis futuras atualizações de idioma. Tabela 82. Ferramentas Ferramenta de configuração e ajuste PCM600 Interface de usuário em navegador web Pacote de conectividade do Versão 2.3 ou mais recente IE 7.0 ou mais recente ou mais recente 68 ABB

69 Tabela 83. Funções suportadas Função IHM web PCM600 PCM600 Engineering PCM600 Engineering Pro Definição de parâmetros do IED Gravação da definição de parâmetros no IED Monitoração de sinais Tratamento do registrador de perturbações Visualização dos LEDs de alarme Gerenciamento do controle de acesso Configuração de sinais do IED (Matriz de sinais) - Configuração de comunicação Modbus (gerenciamento da comunicação) - Configuração de comunicação DNP3 (gerenciamento da comunicação) - Configuração de comunicação IEC (gerenciamento da comunicação) - Gravação da definição de parâmetros do IED na ferramenta - Análise do registro de perturbações - Exportar/importar parâmetros XRIO - Configuração do display gráfico - Configuração da aplicação - - Configuração de comunicação IEC 61850, GOOSE (configuração de comunicação) Visualização do diagrama de fasores ABB 69

70 Tabela 83. Funções suportadas, continuação Função IHM web PCM600 PCM600 Engineering PCM600 Engineering Pro Visualização de eventos Salvar os dados de eventos no PC do usuário = Suportado 70 ABB

71 26. Diagramas terminais Entrada do sensor de luz 1 Entrada do sensor de luz 2 Entrada do sensor de luz 3 Opcional As características IED de um mecanismo automático de curto-circuito no conector CT quando a unidade de plug-in é detectada X110/ módulo BIO não usado na conf A IECA V6 PT Figura 20. Diagrama terminal de configurações padrão A e B ABB 71

72 Entrada do sensor de luz 1 Entrada do sensor de luz 2 Entrada do sensor de luz 3 Opcional As características IED de um mecanismo automático de curto-circuito no conector CT quando a unidade de plug-in é detectada X110/ módulo BIO não usado na conf A IECA V6 PT Figura 21. Diagrama terminal de configurações padrão C e D 72 ABB

73 Entrada do sensor de luz 1 Entrada do sensor de luz 2 Opcional As características IED de um mecanismo automático de curto-circuito no conector CT quando a unidade de plug-in é detectada Entrada do sensor de luz 3 GUID-FA7A D EAB3997 V4 PT Figura 22. Diagrama de terminais das configurações padrão E e F ABB 73

74 Entrada do sensor de luz 1 Feeder Proteção e controle Entrada do sensor de luz 2 Opcional Entrada do sensor de luz 3 GUID-88778A7A-2A9B-46BF-AC A03AC8 V1 PT Figura 23. Diagrama terminal de configurações padrão G 74 ABB

75 Entrada do sensor de luz 1 Entrada do sensor de luz 2 Opcional As características IED de um mecanismo automático de curto-circuito no conector CT quando a unidade de plug-in é detectada Entrada do sensor de luz 3 GUID-F4CCBBC7-41DD-4E1C-99E EC6933C V1 PT Figura 24. Diagrama terminal de configurações padrão H ABB 75

76 27. Certificados A KEMA emitiu um Cetificado Nível A 1 de conformidade com a IEC para o. Número do certificado: Consulting Relatórios de inspeção KEMA emitiu um relatório de inspeção para, Comparação entre a conexão física e o desempenho de GOOSE de painéis de mecanismos de ligação UniGear com e Proteção de Alimentação de REF630 e IEDs de controle com base no IEC Número do Relatório: TDT O relatório de inspeção conclui no seu resumo, com exceção das comparações de desempenho, que "REF630 e estão em conformidade com o "Disparo" 1 A do tipo de mensagem P1 de classe de desempenho para compartimentos de distribuição (tempo de transferência <10 mseg) conforme definido em IEC Referências O portal lhe oferece informações sobre a gama de produtos e serviços para automação de distibuição. Você encontrará as informações relevantes mais recentes sobre o IED de proteção na página de produtos. A área de download no lado direito da página contém a documentação de produto mais atual, como o manual de referência técnica, o manual de instalação, manual do operador, etc. A ferramenta de seleção colocada na página lhe ajuda a encontrar os documentos por categoria e idioma. As Características e Aplicações contém informações relacionadas ao produto em um formato compactado. 76 ABB

77 GUID-7538BF96-88EE-413C-86C7-FC91CC8AD358 V3 PT Figura 25. Página de produtos ABB 77

78 30. Funções, códigos e símbolos Tabela 84. Funções, símbolos e códigos de Função IEC IEC IEC-ANSI Proteção Proteção de sobrecorrente não-direcional trifásica, estágio baixo, instância 1 Proteção de sobrecorrente não direcional trifásica, estágio alto, instância 1 Proteção de sobrecorrente não direcional trifásica, estágio alto, instância 2 Proteção de sobrecorrente não direcional trifásica, estágio instantâneo, instância 1 Proteção contra sobretensão direcional trifásica, baixo estágio, instância 1 Proteção contra sobretensão direcional trifásica, baixo estágio, instâncias 2 Proteção de sobrecorrente trifásica direcional, estágio alto Proteção contra falha à terra não direcional, baixo estágio, instância 1 Proteção de falta à terra não direcional, estágio baixo, instância 2 Proteção de falha à terra não direcional, estágio alto, instância 1 Proteção de falta à terra não-direcional, estágio instantâneo Proteção de falta à terra direcional, estágio baixo, instância 1 Proteção de falta à terra direcional, estágio baixo, instância 2 Proteção de falta à terra direcional, estágio alto Proteção de falta à terra baseada em admitância, instância 1 Proteção de falta à terra baseada em admitância, instância 2 Proteção de falta à terra baseada em admitância, instância 3 Proteção de falta à terra transitória/ intermitente Proteção de falta à terra não-direcional (cross- -country), utilizando Io calculado Proteção de sobrecorrente de sequência negativa, instância 1 PHLPTOC1 3I> (1) 51P-1 (1) PHHPTOC1 3I>> (1) 51P-2 (1) PHHPTOC2 3I>> (2) 51P-2 (2) PHIPTOC1 3I>>> (1) 50P/51P (1) DPHLPDOC1 3I> -> (1) 67-1 (1) DPHLPDOC2 3I> -> (2) 67-1 (2) DPHHPDOC1 3I>> -> 67-2 EFLPTOC1 Io> (1) 51N-1 (1) EFLPTOC2 Io> (2) 51N-1 (2) EFHPTOC1 Io>> (1) 51N-2 (1) EFIPTOC1 Io>>> 50N/51N DEFLPDEF1 Io> -> (1) 67N-1 (1) DEFLPDEF2 Io> -> (2) 67N-1 (2) DEFHPDEF1 Io>> -> 67N-2 EFPADM1 Yo> -> (1) 21YN (1) EFPADM2 Yo> -> (2) 21YN (2) EFPADM3 Yo> -> (3) 21YN (3) INTRPTEF1 Io> -> IEF 67NIEF EFHPTOC1 Io>> (1) 51N-2 (1) NSPTOC1 I2> (1) 46 (1) 78 ABB

79 Tabela 84. Funções, símbolos e códigos de, continuação Função IEC IEC IEC-ANSI Proteção de sobrecorrente de sequência negativa, 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 de sobretensão residual, instância 2 ROVPTOV2 Uo> (2) 59G (2) Proteção de sobretensão residual, instância 3 ROVPTOV3 Uo> (3) 59G (3) Proteção contra subtensão trifásica, instância 1 Proteção contra subtensão trifásica, instância 2 Proteção contra subtensão trifásica, instância 3 Proteção contra sobretensão trifásica, instância 1 Proteção contra sobretensão trifásica, instância 2 Proteção contra sobretensão trifásica, instância 3 Proteção contra subtensão de sequência positiva, instância 1 Proteção contra sobretensão de sequência negativa, instância 1 PHPTUV1 3U< (1) 27 (1) PHPTUV2 3U< (2) 27 (2) PHPTUV3 3U< (3) 27 (3) PHPTOV1 3U> (1) 59 (1) PHPTOV2 3U> (2) 59 (2) PHPTOV3 3U> (3) 59 (3) PSPTUV1 U1< (1) 47U+ (1) NSPTOV1 U2> (1) 47O- (1) Proteção contra frequência, instância 1 FRPFRQ1 f>/f<,df/dt (1) 81 (1) Proteção contra frequência, instância 2 FRPFRQ2 f>/f<,df/dt (2) 81 (2) Proteção contra frequência, instância 3 FRPFRQ3 f>/f<,df/dt (3) 81 (3) Proteção térmica para alimentadores, cabos e 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) Proteção contra arco, instância 2 ARCSARC2 ARC (2) 50L/50NL (2) Proteção contra arco, instância 3 ARCSARC3 ARC (3) 50L/50NL (3) 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

80 Tabela 84. Funções, símbolos e códigos de, continuação Função IEC IEC IEC-ANSI Indicação da posição de seccionadora, instância 2 Indicação da posição de seccionadora, instância 3 DCSXSWI2 I <-> O DC (2) I <-> O DC (2) DCSXSWI3 I <-> O DC (3) I <-> O DC (3) 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/ Traduzido da versão em inglês D (1MRS756379) B/ Traduzido da versão em inglês K (1MRS756379) 80 ABB

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