Proteção do Diferencial de Linha e Controle RED615 Guia do ... · O IED oferece dois estágio de proteção diferencial de linha segregado por fase, proteção de sobrecorrente

Relion® 615 series

Proteção do Diferencial de Linha e ControleRED615Guia do Produto

Conteúdo

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

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

3. Funções de proteção.....................................................5

4. Aplicações......................................................................8

5. Soluções da ABB suportadas.......................................13

6. Controle.......................................................................15

7. Medição.......................................................................15

8. Registrador de perturbações........................................15

9. Registro de eventos......................................................16

10. Dados registrados.......................................................16

11. Monitoramento da condição do disjuntor....................16

12. Supervisão do circuito de disparo...............................16

13. Auto supervisão..........................................................16

14. Supervisão do circuito de corrente..............................16

15. Comunicação e supervisão da proteção.....................17

16. Controle de acesso.....................................................18

17. Entradas e saídas........................................................18

18. Comunicação da estação............................................19

19. Dados técnicos...........................................................22

20. IHM Local....................................................................47

21. Métodos de montagem...............................................48

22. Caixa e unidade plug-in do IED...................................49

23. Informações para seleção e aquisição.........................49

24. Acessórios e informações para pedidos......................54

25. Ferramentas................................................................54

26. Diagramas terminais....................................................58

27. Referências.................................................................60

28. Funções, códigos e símbolos......................................61

29. Documento com o histórico de revisões......................63

Aviso Legal

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Proteção do Diferencial de Linha e Controle 1MRS756900 BRED615 Versão de produto: 3.0

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1. DescriçãoRED615 é um IED (Dispositivo EletrônicoInteligente) para proteção diferencial de duasextremidades de linha segregada por fase,designado para sistemas de potência industriais epara concessionárias, incluindo redes dedistribuição radiais, em anel ou em malha(meshed), com ou sem geração distribuída. OsRED615s se comunicam entre subestações porum link de fibra ótica ou uma conexão galvânicapor fio piloto. RED615 é um membro da família de

produtos ABB Relion® e parte da série 615 deprodutos de proteção e controle. Os IEDs dasérie 615 são caracterizados por seu projetocompacto e unidade extraível. Totalmentereformulada, a série 615 foi projetada para utilizaro potencial completo da norma IEC 61850 emcomunicação e intraoperabilidade entredispositivos de automação de subestações.

O IED fornece proteção principal para linhasaéreas e cabos alimentadores nas redes dedistribuição. O IED também apresenta funções deproteção baseadas em corrente para backupremoto de IEDs de proteção a jusante e backuplocal para a proteção diferencial de linhaprincipal. Além disso, as configurações B e Ctambém incluem a proteção de falta à terra.

O IED é adaptado para a proteção de linhasaéreas e cabos alimentadores em redes com

neutro isolado, aterrados por resistência, redescompensadas (aterrados por impedância) e redessolidamente aterradas. Visto que a configuraçãopadrão do IED já é fornecido com ajustesespecíficos para sua aplicação, o mesmo podeser colocado diretamente em serviço.

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

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

e DNP3.

2. Configurações-padrãoRED615 está disponível em três configuraçõespadrão. Os sinais da configuração padrão podemser alterados por meio da matriz de sinais ou dafuncionalidade de aplicação gráfica do softwareGerenciador de Proteção e Controle de IED,PCM600. Além disso, a funcionalidade deconfiguração de aplicação do PCM600 suporta acriação de diferentes funções lógicas utilizandodiversos elementos lógicos, incluindotemporizadores e flip-flops. Ao combinar asfunções de proteção com os blocos de funçãológica, a configuração de IED pode ser adaptadaaos requisitos de aplicação específicos dousuário.

Tabela 1. Configurações padrão

Descrição Config.padrão

Proteção diferencial de linha A

Proteção diferencial de linha com proteção direcional de falta à terra B

Proteção diferencial de linha com proteção não-direcional de falta à terra C

Proteção do Diferencial de Linha e Controle 1MRS756900 BRED615 Versão de produto: 3.0 Emitido em: 2013-01-31

Revisão: B

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Tabela 2. Funções suportadas

Funcionalidade A B C

Proteção1)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 não-direcional de sobrecorrente trifásica, estágio instantâneo, instância 1 ● ● ●

Proteção não-direcional de falta à terral, estágio baixo, instância 1 - - ●4)

Proteção não-direcional de falta à terra, estágio baixo, instância 2 - - ●4)

Proteção não-direcional de falta à terra, estágio alto, instância 1 - - ●4)

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

Proteção direcional de falta à terra, estágio baixo, instância 1 - ●3)4)5) -

Proteção direcional de falta à terra, estágio baixo, instância 2 - ●3)4)5) -

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

Proteção de falta à terra baseada em admitância, instância 1 - ●3)4)5) -



Proteção de falta à terra transitória/intermitente - ●5)6) -

Proteção não-direcional de falta à terra (cross-country), utilizando Io calculado - ●7) -

Proteção de sobrecorrente de sequência negativa, instância 1 ● ● ●

Proteção de sobrecorrente de sequência negativa, instância 2 ● ● ●

Proteção de descontinuidade de fase - ● ●

Proteção de sobretensão residual, instância 1 - ●5) -



Proteção térmica para alimentadores, cabos e transformadores de distribuição - ● ●

Transferência de sinais binários ● ● ●

Proteção diferencial de linha e medições relacionadas, estágios estabilizado einstantâneo ● ● ●

Proteção contra falha de disjuntor ●8) ● ●

Detector de corrente de partida trifásica ● ● ●

Trip Master, instância 1 ● ● ●

Trip Master, instância 2 ● ● ●

Controle

Controle de disjuntor ● ● ●

Indicação da posição de seccionadora, instância 1 ● ● ●


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Tabela 2. Funções suportadas, continuação

Funcionalidade A B C



Indicação de chave de aterramento ● ● ●

Religamento automático - o o

Monitoramento de Condições

Monitoramento de condições do disjuntor - ● ●

Supervisão do circuito de disparo, instância 1 ● ● ●

Supervisão do circuito de disparo, instância 2 ● ● ●

Supervisão do circuito de corrente ● ● ●

Supervisão da comunicação de proteção ● ● ●

Medição

Oscilografia ● ● ●

Medição de corrente trifásica, instância 1 ● ● ●

Medição de corrente de sequência ● ● ●

Medição de corrente residual, instância 1 - ● ●

Medição de tensão residual - ● -● = incluído, o = opcional no momento da solicitação1) 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) Proteção de falta à terra baseada em admitância pode ser selecionada como uma alternativa à proteção direcional de falta à terra, quando solicitado

o IED.4) Io selecionável por parâmetro, Io medido como padrão.5) Uo medido é sempre o utilizado.6) Io medido é sempre utilizado.7) Io selecionável por parâmetro, Io calculado como padrão.8) Io calculado é sempre utilizado.

3. Funções de proteçãoO IED oferece dois estágio de proteçãodiferencial de linha segregado por fase, proteçãode sobrecorrente de fase, proteção desobrecorrente de sequência negativa de fase eproteção contra falhas de disjuntor. Dependendoda configuração-padrão escolhida, pode-seacrescentar proteção de sobrecarga térmica,proteção direcional ou não-direcional de falta àterra, proteção de falta à terra sensitiva, proteçãode descontinuidade de fase, proteção desobretensão residual e função de religamentoautomático multi-disparos tripolar paraalimentadores de linhas aéreas. Na configuração-padrão B, existe a proteção de falta à terrabaseada em admitância, utilizando o critério de

admitância do neutro (Yo). Essa função éoferecida como opção à proteção de falta à terradirecional. A proteção de falta à terra baseada emadmitância, garante a operação correta daproteção de falta à terra, mesmo se asinformações de estado de conexão da bobina dePetersen for perdida. Além disso, o princípio daproteção de falta à terra baseada em admitânciaoferece alta independência de resistência de falta,ajustes diretos e sensibilidade melhorada deproteção.

A proteção diferencial de linha inclui um estágiobaixo estabilizado e um estágio alto instantâneo.O estágio baixo estabilizado proporcionaproteção diferencial sensitiva e permanece


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estável durante, por exemplo, condições desaturação do transformador de corrente. Aoperação do estágio baixo pode ser restringidautilizando-se a detecção de segundo harmônicose um transformador de potência fora da zona deproteção for energizado. O estágio altoinstantâneo oferece menos sensibilidade àproteção diferencial de linha, mas permiteoperação rápida durante correntes de faltaelevadas.

A característica do tempo de operação para oestágio baixo pode ser ajustado nos modos detempo definido ou tempo inverso. A função deinter-trip direto garante que ambas asextremidades disparem simultaneamente,independente da contribuição de corrente de falta.

TERMINALREMOTO

RED615 (PADRÃO CONF A)

GUID-B8CBF357-474F-4F61-BE28-D107515A09AA V3 PT

Figura 1. Visão geral das funções de proteção para a configuração padrão A


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TERMINALREMOTO

RED615(PADRÃO CONF B)

1) OpcionalOrdem de opção, tanto para EF direcional ou EF base em admitância

GUID-81A76312-4CC1-4AE8-A0A3-14C9800EE0E2 V2 PT

Figura 2. Visão geral das funções de proteção da configuração padrão B


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TERMINALREMOTO

OpcionalNúcleo CT separado obrigatório apenas para MCS31(Supervisão de corrente de circuito)

GUID-4F4A066F-28C1-40FB-B3A6-B2CC3119E587 V2 PT

Figura 3. Visão geral das funções de proteção da configuração padrão C

4. AplicaçõesO RED615 pode ser usado em uma variedade deaplicações que requeiram um sistema deproteção absolutamente seletivo do tipo proteçãounitária. A zona de proteção de um sistema deproteção diferencial de linha é a seção dosalimentadores, definida pela posição dostransformadores de corrente na subestação locale remota.

A combinação de comunicação horizontalGOOSE pelo barramento da estação, com atransferência de sinais binários pelo enlace decomunicação de proteção, oferece novaspossibilidades de aplicação que ultrapassam aproteção diferencial de linha tradicional. Umaaplicação interessante baseada em transferênciade sinais entre subestações é a proteção contraperda da rede (LOM, sigla em inglês), em redescom geração distribuída. O desempenho da

combinação de transferência de sinais digitaiscom comunicação GOOSE horizontal, em relaçãoa velocidade, seletividade e confiabilidade, é difícilde ser obtido com a proteção contra perda darede convencional.

O RED615 é o IED ideal para a proteção dealimentadores em configurações de rede quecontenham malhas fechadas. Em condiçõesnormais de operação a malha do alimentadorestá fechada. O objetivo da malha fechada égarantir a disponibilidade de energia para osusuários finais. Como conseqüência daconfiguração de malha fechada, qualquer pontoem falha no sistema será alimentado comcorrente de falha proveniente de duas direções.Usando proteção simples contra sobrecorrente,seja direcional ou não, é difícil obter umaproteção rápida e seletiva contra curto-circuito.Com os IEDs de proteção diferencial de linha


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RED615, a parte em falha da rede pode serisolada seletivamente, garantindo assim a

distribuição de energia para a parte íntegra darede.

SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO PRIMÁRIA

SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO SECUNDÁRIA

SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO SECUNDÁRIA

GUID-D4440C4D-6C02-4A37-A38B-1AEDCA9246FC V1 PT

Figura 4. Configuração de rede em malha fechada com IEDs de controle e proteção diferencial de linha RED615

Em certas situações operacionais, tais como amanutenção de equipamento primário ou projetosde ampliação de subestações, haveránecessidade de interligar partes da rede quenormalmente estão separadas. Para evitar umareconfiguração importante dos dispositivos de

proteção da rede, quando se muda a suatopologia, podem ser usados IEDs de proteçãodiferencial de linha para obter proteçãoabsolutamente seletiva de alimentadores emredes em malha.

CABO OU LINHA AÉREA

DISTRIBUIÇÃO DE SUBSTÂNCIA PRIMÁRIA

RED615(CONF A PADRÃO) RED615(CONF A PADRÃO)

DISTRIBUIÇÃO DE SUBSTÂNCIA PRIMÁRIA

GUID-245166BA-1052-4EDC-8C2D-9C968FA05C66 V2 PT

Figura 5. O RED615 protegendo um alimentador interconectado a duas subestações de distribuição primária.


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bloqueioRelé de

OpcionalOpção de ordenação,EF direcional ou EF base em Admitância

Recebimento de blocoEnvio de bloco quando EF é detectado na direção reversa(ver a pequena seta)

Sinal de interdisparo usado também para disparar a interrupção remota

OpcionalOpção de ordenação,EF direcional ou EF base em Admitância

Recebimento de blocoEnvio de bloco quando EF é detectado na direção reversa(ver a pequena seta)

Sinal de interdisparo usado também para disparar a interrupção remota

RED 615(CONF B PADRÃO)

RED 615(CONF B PADRÃO)

GUID-9DC3BAB9-9FA4-4A6D-83C4-E1A7FCE811B0 V2 PT


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Figura 6. Proteção diferencial de linha de um alimentador de linha aérea usando RED615 com a configuração-padrão B. A seletividade da proteção de falta à terra é garantida utilizando-se a Transferência de SinaisBinários (BST) entre os estágios direcionais de proteção de falta à terra na extremidade local e remota.Os estágios mais baixos de falta à terra não são utilizados para fins de disparo, mas configurados paradetectar faltas à terra na direção reversa. Mediante a detecção de uma falta à terra fora de zona deproteção, um sinal de bloqueio é enviado para o estágio direcional de proteção de falta à terra daextremidade remota, prevenindo trip do disjuntor. Se a falta à terra estiver dentro da zona protegida,nenhum sinal de bloqueio será emitido, e a falha interna é resolvida pelos estágios da proteçãodirecional de falta à terra. Para garantir o trip simultâneo dos disjuntores das extremidade local eremota, a BST também é utilizada para o envio de um sinal "intertrip" para a extremidade remotadurante situações de falta à terra dentro da zona protegida.


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Relé debloqueio

RED615(CONF C PADRÃO)

OpcionalTC-núcleo obrigatório separado apenas para MCS3I

(Supervisão de circuito de corrente)

Opcional

RED615(CONF C PADRÃO)


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GUID-9EFBFF56-5045-4B24-9C29-01C98ABA81A1 V2 PT

Figura 7. Proteção diferencial de linha de um alimentador de linha aérea utilizando RED615 com a configuração-padrão C e a opção de religamento automático. Por meio da Transferência de Sinal Binário (BST) evita-se tentativas não-coordenadas de religamento automático. Durante a sequência de religamentoautomático um comando de "espera" é enviado para a função de religamento automático do disjuntormais baixo bloqueando assim a função. O disjuntor superior é posteriormente fechado por sua funçãode religamento automático. Este sinal de bloqueio é restabelecido após o religamento automático bem-sucedido do disjuntor superior, permitindo que o disjuntor inferior seja fechado por sua função dereligamento autonático.

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

Os IEDs da série 615 oferecem suporte nativopara a norma IEC 61850, incluindo mensagenshorizontais GOOSE binárias e analógicas.Comparado com a troca de sinais entredispositivos com a fiação tradicional, acomunicação ponto à ponto em uma LANEthernet oferece uma plataforma avançada eversátil para a proteção dos sistemas depotência. A rápida comunicação baseada emsoftware, a supervisão contínua da integridade dosistema de proteção e comunicação e umaflexibilidade inerente para reconfiguração eatualizações estão entre as característicasdistintas da abordagem do sistema de proteçãogarantidas pela completa implementação danorma de automação de subestações IEC 61850

No nível de subestação, a COM600 utiliza oconteúdo de dados do nível de bay dos IEDs para

oferecer uma funcionalidade no nível desubestação A COM600 possui uma IHM combase em navegador web, fornecendo um displaygráfico customizado para a visualização dosdiagramas mímicos unifilares para soluções empainíes. A função SLD é especialmente útilquando IEDs da série 615 sem a característicaopcional de diagrama unifilar são utilizados. Alémdisso, a IHM Web da COM600 oferece uma visãogeral de toda a subestação, incluindo diagramasunifilares específicos dos IEDs, permitindo assimuma acessibilidade conveniente de informações.Para melhorar a segurança pessoal, a IHM Webtambém autoriza o acesso remoto aos processose dispositivos da subestação. Além disso, aCOM600 pode ser utilizada como um armazémde dados locais para documentação técnica dasubestação e para os dados da rede coletadospelos IEDs. Os dados coletados da rede facilitamo descrições e análises extensas das situaçõesde falha na rede utilizando o histórico de dados eeventos manuseando as características daCOM600. O histórico de dados pode ser utilizadopara o monitoramento preciso do desempenhode processos, pelo acompanhando de cálculosde desempenho dos equipamento e processoscom valores de histórico e de tempo real. Umamelhor compreensão do comportamento doprocesso reunindo as medições com base detempo do processo com os eventos de produçãoe manutenção auxilia o usuário na compreensãoda dinâmica do processo.

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


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Tabela 3. Soluções da ABB suportadas

Produto Versão

Automação de Estações COM600 3.3 ou posterior

MicroSCADA Pro 9.2 SP1 ou posterior

Sistema 800xA 5.0 Service Pack 2

IEC 61850

IEC 60870-5-104

COM600Web HMI

ABBMicroSCADA

PCM600

REF615 REU615RED615 RET615RET615REF615REU615 RED615

COM600

IEC 61850

COM600Web HMI

PCM600

COM600

Sinal de transferênciabinário

Comunicação diferêncialde linha

Comunicação GOOSE analógica e horizontal binária

Comunicação GOOSE analógica e horizontal binária

Dispositivo EthernetDispositivo Ethernet

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

Figura 8. Exemplo de uma rede de distribuição de energia de uma concessionária, utilizando IEDs da série 615, odispositivo de automação de estação COM600 e o MicroSCADA Pro


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COM600

PCM600 PCM600

REM615REF615REU615 RET615 RED615 RET615RED615 REM615 REF615 REU615

OPC

COM600Web HMI

COM600Web HMI

COM600

IEC 61850IEC 61850

SistemaABB 800xA

Comunicaçãodiferêncial de

linha

Comunicação GOOSE horizontal analógica e binária

Interruptor Ethernet

Transferênciade sinal binário

Comunicação GOOSE horizontal analógica e binária

Interruptor Ethernet

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

Figura 9. Exemplo de uma rede de distribuição de energia de uma indústria, utilizando IEDs da série 615, odispositivo de automação de estação COM600 e o 800xA

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

7. MediçãoO IED mede continuamente as correntes de fase,as componentes simétricas das correntes e acorrente residual. Se o IED inclui medições detensão, também mede a tensão residual. Alémdisso, o IED calcula o valor de demanda decorrente sobre estruturas de tempo pré-estabelecidas e selecionáveis pelo usuário, asobrecarga térmica do objeto protegido, e odesequilíbrio de fase com base na razão entre ascorrentes de sequência negativa e positiva.

Adicionalmente, o IED monitora o diferencial defase, a polaridade e as correntes da extremidaderemota.

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

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

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


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

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

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

10. Dados registradosO IED tem a capacidade de armazenar osregistros dos últimos 32 eventos de falta. Osregistros permitem ao usuário analisar os eventosdo sistema de potência. Cada registro inclui osvalores de corrente de fase, diferencial epolaridade, estampas de tempo, etc. O registroda falta pode ser disparado pelo sinal de partidaou sinal de trip de uma função de proteção, oupor ambos. Os modos de medição disponíveisincluem DFT, RMS e pico a pico. Adicionalmente,a máxima demanda de corrente é gravadaseparadamente com sua estampa de tempo. Porpadrão, os registros são armazenados em umamemória não-volátil.

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

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

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

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

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

14. Supervisão do circuito de correnteO IED inclui a supervisão do circuito de corrente.A supervisão do circuito de corrente é utilizadapara a detecção de falhas nos circuitossecundários do transformador de corrente. Nadetecção de uma falha, a função de supervisãodo circuito de corrente ativa um LED de alarme ebloqueia certas funções de proteção para evitaruma operação indevida. A função de supervisãodo circuito de corrente calcula a soma dascorrentes de fase a partir dos núcleos deproteção e compara a soma com a corrente dereferência única medida a partir de umtransformador de corrente de núcleo balanceadoou a partir de núcleos separados nostransformadores de corrente de fase.


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15. Comunicação e supervisão da proteçãoA comunicação entre os IEDs é habilitada pormeio de um canal de comunicação dedicado emfibra ótica. Fibras de 1300 nm multimodo oumonomodo com conectores LC são utilizadaspara a comunicação diferencial de linha. O canalé utilizado para a transferência dos valores decorrente segregada de fase entre os IEDs Osfasores de corrente dos dois IED,geograficamente separados um do outro, devemser coordenados de forma que o algoritmodiferencial de corrente possa ser executadocorretamente. O assim chamado método do ecoé utilizado para sincronização de tempo. Nenhumdispositivo externo como relógios GPS sãonecessários para a comunicação de proteçãodiferencial de linha.

Como uma opção para o link de comunicação defibra ótica, uma conexão galvânica sobre um linkde fio piloto, composta de um cabo de partrançado e modems de comunicação RPW600nas extremidades da linha. O link decomunicação por fio piloto é também umasolução ideal e viável de retrofit para instalaçõeseletromecânicas de proteção diferencial de linha.Se comparados a soluções convencionais desequência combinada para proteção diferencialde linha com comunicação analógica por fiopiloto, a combinação dos IEDs de RED615 comos modems de comunicação RPW600 ofereceuma solução moderna de proteção diferencial delinha segregada por fase sobre fio piloto existente.

O link de fio piloto suporta as mesmasfuncionalidades de proteção e comunicação queo link de fibra ótica. A qualidade de serviço (QoS)é indicada pelos modems e o link decomunicação é supervisionado continuamentepelo IED. O modem RPW600 oferece um nível deisolamento de 5 kV (RMS) entre os terminais de

cabo de rede e terra. Os modems RPW600(mestre e seguidor) são conectadosgalvanicamente às extremidades do fio piloto eopticamente aos IEDs utilizando cabos ópticosmonomodo curtos. Usando cabos par trançado

de 0,8 mm2, geralmente são suportados links defio piloto de até 8 km de distância. No entanto,fios piloto com cabos par trançado em boascondições podem suportar até mesmo distânciasmais longas. O comprimento do link suportadopor fio piloto também depende do ruído nainstalação. Se houver necessidade de substituiros fios pilotos por cabos de fibra ótica, osconectores LC de fibra ótica monomodo dos IEDspodem ser utilizados para conexão direta do linkde comunicação em fibra ótica.

Além da contínua comunicação de proteção, ocanal de comunicação pode também ser usadopara a Transferência de Sinais Binários (BST), istoé, transferir informações binárias configuráveispelos usuário entre os IEDs. Existe um total deoito sinais BST disponíveis para seremconfigurados pelo usuário. Os sinais BST podemser originados nas entradas binárias do IED ou nalógica interna, e serem designados às saídas oulógicas internas binárias do IED remoto.

A supervisão da comunicação de proteçãomonitora continuamente o enlace decomunicação de proteção. O IED bloqueiaimediatamente a função de proteção diferencialde linha, em caso de detecção de severainterferência no enlace de comunicação, quecoloque em risco a operação correta da função.Será emitido um sinal de alarme ao final, sepersistir a interferência, indicando a falhapermanente na comunicação de proteção. Porpredefinição, os dois estágios de limiar alto daproteção contra sobrecorrente são liberados aseguir.


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RED615 RED615

Link de comunicação diferêncial

Comunicação de proteção e transferência de sinal

de linha fibra óptica

de supervisão Binário

GUID-8CE71CC9-F0EA-4BE9-B693-173CAEA9FA58 V1 PT

Figura 10. Link de comunicação da proteção, fibra óptica

RED615 RED615

RPW600

Link de comunicação diferêncial do fio pilotomodem

RPW600

Comunicação de proteção e transferênciade sinal de supervisão Binário

modem

GUID-12C57326-6CB9-4FA9-B9F4-3D8F21015DCF V1 PT

Figura 11. Link de comunicação da proteção por fio piloto

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

17. Entradas e saídasDependendo da configuração padrãoselecionada, o IED é equipado com entradas decorrentes trifásicas e uma entrada de correnteresidual para a proteção contra falta à terra nãodirecional e supervisão do circuito de corrente, ouentradas de corrente trifásica, uma entrada de

corrente residual e uma entrada de tensãoresidual para proteção contra falta à terradirecional e supervisão do circuito de corrente.

As entradas de correntes de fase são de 1/5 Anominais. Duas opções de entradas de correnteresidual estão disponíveis, isto é 1/5 A ou 0,2/1A. A entrada 0,2/1 A é normalmente utilizada emaplicações que requerem proteção contra falta àterra sensitivas e transformadores de corrente denúcleo balanceado. A entrada de tensão residualcobre as tensões nominais de 60-210 V.

As entradas de correntes de fase 1 A ou 5 A, aentrada de corrente residual 1 A ou 5 A,alternativamente 0,2 A ou 1 A, e a tensão nominalda entrada de tensão residual são selecionadasno software do IED. Além disso, os limiares dasentradas binárias 18... 176 V DC sãoselecionados ajustando os parâmetros do IED.


18 ABB

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

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

Tabela 4. Visão geral das entrada/saída

Configuração Padrão Entradas Analógicas Entradas/ Saídas Binárias

CT VT BI BO

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

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

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

1) Com módulo opcional de I/O binário ().

18. Comunicação da estaçãoO IED suporta uma série de protocolos decomunicação, incluindo: IEC 61850, IEC

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

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

O IED pode enviar sinais binários para outrosIEDs (chamado de comunicação horizontal)utilizando o perfil GOOSE (Evento Genérico deSubestação Orientado a Objetos) da norma IEC61850-8-1 GOOSE binário de mensagens pode,por exemplo, ser empregado para a proteção eesquemas de proteção baseados emintertravamentos. O IED cumpre os requisitos dedesempenho de GOOSE para aplicações de

disparo em subestações, conforme definido pelanorma IEC 61850. Além disso, o IED suporta oenvio e recebimento de valores analógicosutilizando mensagens GOOSE. MensagemGOOSE analógica permite a transferência rápidade valores de medição analógicos no barramentode comunicação, facilitando por exemplo, ocompartilhamento de valores de entradas RDT,tais como valores de temperatura ambiente aoutras aplicações do IED.

O IED oferece uma segunda porta Ethernetopcional para permitir a criação de uma topologiaem anel auto-recuperável. O módulo decomunicação, incluindo duas portas galvânicasRJ-45 permite a criação de um anel decomunicação de custo eficiente utilizando cabosCAT5 STP e um switch com suporte para RSTP.O switch gerenciável controla a consistência dolaço, encaminha os dados e corrige o fluxo dedados no caso de um distúrbio de comunicação.Os IEDs, na topologia em anel, atuam comoswitches não gerenciáveis, encaminhando otráfego de dados não relacionados. A solução doanel Ethernet suporta a conexão de até trintaIEDs da série 615. Se mais do que 30 IEDsnecessitam ser conectados, recomenda-se que arede seja dividida em vários anéis com não maisde 30 IEDs por anel.

A solução com anel Ethernet de autorecuperação evita um ponto único de falha epreocupações, melhorando a confiabilidade dacomunicação. A solução pode ser aplicada para


ABB 19

os protocolos IEC 61850, Modbus e DNP3,baseados em rede Ethernet.

Todos os conectores de comunicação, exceto oconector da porta frontal, são colocados nosmódulos de comunicação opcional O IED podeser conectado aos sistemas de comunicaçãobaseados em Ethernet através do conector RJ-45(100Base-TX). for necessária, um conector determnal de parafuso de 9 pinos, um conector de9 pinos D-sub opcional ou um conector STopcional do tipo fibra de vidro pode ser usado.

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

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

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

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

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

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

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

Variações - formato do código de tempo B)

Tempo de referência da estação remota• Linha diferencial

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

Tempo de referência da estação remota:• Linha diferencial


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RED615 REF615 RET615 REU615 REM615

Cliente A Cliente B

Gerenciamento de interruptores Ethernet com suporte RSTP

Rede

Rede

Gerenciamento de interruptores Ethernet com suporte RSTP

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

Figura 12. Solução de auto-recuperação do anel Ethernet

Tabela 5. Interfaces e protocolos de comunicação suportados

Interfaces/Protocolos Ethernet Serial

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

IEC 61850 ● - -

MODBUS RTU/ASCII - ● ●

MODBUS TCP/IP ● - -

DNP3 (serial) - ● ●

DNP3 TCP/IP ● - -

IEC 60870-5-103 - ● ●● = Suportado


ABB 21

19. Dados técnicos

Tabela 6. Dimensões

Descrição Valor

Largura estrutura 177 mm

caixa 164 mm

Altura estrutura 177 mm (4U)

caixa 160 mm

Profundidade 201 mm (153 + 48 mm)

Peso IED completo 4.1 kg

Unidade plug-in apenas 2.1 kg

Tabela 7. Alimentação

Descrição Tipo 1 Tipo 2

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

24, 30, 48, 60 V CC

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

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

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

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

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

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

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

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

Tempo de interrupção máxima natensão auxiliar CC semreativação do IED

30 ms em Vnnominal

Tipo de fusível T4A/250 V


22 ABB

Tabela 8. Entradas de energização

Descrição Valor

Frequência nominal 50/60 Hz

Entradas decorrente

Corrente nominal, In 1/5 A1)

Capacidade de resistênciatérmica:

• Continuamente 4 A 20 A

• For 1 s 100 A 500 A

Resistência da corrente dinâmica:

• Valor de meia-onda 250 A 1250 A

Impedância de entrada <100 mΩ <20 mΩ

Entradas detensão

Tensão Nominal 60...210 V AC

Capacidade de tensão:

• Contínuo 2 x Un (240 V AC)

• Para 10 s 3 x Un (360 V AC)

Carga na tensão nominal <0.05 VA

1) Corrente residual e/ou corrente de fase

Tabela 9. Entradas binárias

Descrição Valor

Faixa operacional ±20% da tensão nominal

Tensão Nominal 24...250 V DC

Drenagem de corrente 1.6...1.9 mA

Consumo de energia 31.0...570.0 mW

Tensão de limiar 18...176 V DC

Tempo de reação 3 min

Tabela 10. Saídas de sinalização e saída IRF

Descrição Valor

Tensão Nominal 250 V AC/DC

Capacidade contínua do contato 5 A

Gerar e conduzir por 3,0 s 10 A

Gerar e conduzir por 0.5 s 15 A

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

1 A/0.25 A/0.15 A

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


ABB 23

Tabela 11. Relés de saída de potência de polo duplo com função TCS

Descrição Valor


Capacidade contínua 8 A

Fazer e transportar por 3,0 s 15 A

Fazer e levar para 0,5 s 30 A

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

5 A/3 A/1 A


Supervisão do circuito de disparo (TCS):

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

• Drenagem da corrente por meio do circuito desupervisão

~1,5 mA

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

Tabela 12. Relés de saída de potência de pólo simples

Descrição Valor


Capacidade contínua do contato 5 A

Gerar e conduzir por 3,0 s 15 A

Gerar e conduzir para 0.5 s 30 A

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

1 A/0.25 A/0.15 A


Tabela 13. Interfaces de Ethernet da porta frontal

Interface de Ethernet Protocolo Cabo Frequência datransferência dedados

Frontal Protocolo TCP/IP

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


24 ABB

Tabela 14. Ligação de comunicação de estação, fibra óptica

Conector Tipo de fibra1) Comprimentode onda

Distânciamáxima

Atenuação de curso permitida2)

LC Núcleo de fibra de vidroMM 62.5/125 μm

1300 nm 2 km <8 dB

LC SM 9/125 μm 1300 nm 2-20 km <8 dB

ST Núcleo de fibra de vidroMM 62.5/125 μm

820-900 nm 1 km <11 dB

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

Tabela 15. Ligação de comunicação de proteção

Comprimento deonda

Tipo de fibra Conector Atenuação de curso

permitida1)

Distância

1300 nm MM 62.5/125 μm LC < 8 dB ≤ 2 km

1300 nm SM 9/125 μm2) LC < 8 dB ≤ 20 km

1) Atenuação máxima permitida causada pelos conectores e cabos em geral2) Usar fibra monomodo com o comprimento mínimo recomendado de 3 m para conectar RED615 ao modem RPW600 do fio piloto.

Tabela 16. IRIG-B

Descrição Valor

IRIG formato de código de tempo B004, B0051)

Isolamento 500V 1 min.

Modulação Não-modulado

Nível de lógica Nível TTL

Consumo de corrente 2...4 mA

Consumo de energia 10...20 mW

1) De acordo com o padrão 200-04 IRIG

Tabela 17. Grau de proteção do IED de montagem embutida.

Descrição Valor

Lado frontal IP 54

Parte traseira, terminais de conexão IP 20


ABB 25

Tabela 18. Condições ambientais

Descrição Valor

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

Faixa de temperatura de serviço de tempo curto -40...+70ºC (<16h)1)2)

Umidade relativa <93%, sem condensação

Pressão atmosférica 86...106 kPa

Altitude Mais de 2000 m

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

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

Tabela 19. Testes ambientais

Descrição Valor do Teste de tipo Referência

Teste de calor seco (umidade <50%) • 96 h em +55ºC• 16 h em +70ºC1)

IEC 60068-2-2

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

IEC 60068-2-1

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

IEC 60068-2-30

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

IEC 60068-2-48

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


26 ABB

Tabela 20. Testes de compatibilidade Eletromagnética

Descrição Valor de tipo de teste Referência

Teste de distúrbio de explosão 1MHz/100 kHz:

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

• Modo comum 2,5 kV

• Modo diferencial 2,5 kV

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

• Descarga por contato 8 kV

• Descarga aérea 15 kV

Testes de interferência defrequências de rádio

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

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

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

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

10 V/mf=900 MHz

ENV 50204IEC 60255-22-3, classe III

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

IEEE C37.90.2-2004

Testes de rápidas perturbaçõestransitórias:

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

• Todas as portas 4 kV

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

• Comunicação 1 kV, linha à terra

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

Campo magnético de frequência depotência (50 Hz)

IEC 61000-4-8

• Contínuo• 1-3 s

300 A/m1000 A/m

Quedas de tensão e interrupções decurta duração

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

IEC 61000-4-11

Teste de imunidade de frequênciade potência:• Modo comum

• Modo diferencial

Entradas binárias apenas 300 V rms 150 V rms

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


ABB 27

Tabela 20. Testes de compatibilidade Eletromagnética, continuação


Teste de emissão EN 55011, classe AIEC 60255-25

• Conduzido

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

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

• Irradiada

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

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

Tabela 21. Testes de isolamento


Testes Dielétricos IEC 60255-5 eIEC 60255-27

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

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

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

Medição de Resistência deIsolamento

IEC 60255-5 eIEC 60255-27

• Resistência de Isolamento >100 MΏ, 500 V DC

Resistência de proteção da ligação IEC 60255-27

• Resistência <0.1 Ώ, 4 A, 60 s

Tabela 22. Testes mecânicos

Descrição Referência Requisito

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

Classe 2

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

Classe 2

Teste sísmico IEC 60255-21-3 Classe 2


28 ABB

Tabela 23. Segurança do produto

Descrição Referência

Diretiva LV 2006/95/EC

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

Tabela 24. Conformidade EMC

Descrição Referência

diretiva EMC 2004/108/EC

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

Tabela 25. Conformidade RoHS

Descrição

Cumpre com a diretiva RoHS 2002/95/EC

Funções de proteção

Tabela 26. Proteção diferencial de linha (LNPLDF)

Características Valor

Precisão da operação 1) Dependendo da frequência da corrente medida: fn ±2 Hz

Estágio baixo ±2,5% do valor ajustado

Estágio alto ±2,5% do valor ajustado

Mínimo Normal Máximo

Estágio alto, tempo de operação 2)3) 22 ms 25 ms 29 ms

Tempo de reinício < 40 ms

Razão de reinício Normal 0,96

Tempo de atraso (estágio baixo) < 40 ms

Precisão do tempo de operação no modo de tempodefinido

±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms

Precisão do tempo de operação no modo de tempo inverso ±5,0% do valor de ajuste ou ±20 ms 4)

1) Com o canal simétrico de comunicação (como ao utilizar fibra ótica dedicada).2) Sem atraso adicional no canal de comunicação (como ao utilizar fibra ótica dedicada).3) Incluindo o tempo do contato de saída. Quando a corrente diferencial = 2 x Valor alto de operação e fn = 50 Hz com enlace de fio do piloto galvânico

+ 5 ms.4) Valor baixo de operação multiplica na faixa de 1,5 a 20.


ABB 29

Tabela 27. Configurações principais da proteção diferencial de linha (LNPLDF)

Parâmetro Valores (Faixa) Unidade Descrição

Valor de operação alto 200...4000 % In Valor de operação do estágioinstantâneo

Valor de operação baixo 10...200 % In Configuração básica para o iníciodo estágio estabilizado

Tempo de atraso naoperação

45...200000 ms Tempo de atraso na operação parao estágio estabilizado

Tipo de curva de operação 1=ANSI Ext. inv.3=ANSI Norm. inv.5=ANSI Tempo Def.9=IEC Norm. inv.10=IEC Muito inv.12=IEC Extr. inv.15=IEC Tempo Def.

Seleção da curva de operaçãopara o estágio estabilizado

Multiplicador de tempo 0,05...15,00 Multiplicador de tempo nas curvasde IDMT

Valor inicial 2ª H 10...50 % A relação necessária entre ocomponente da 2ª harmônica e oda fundamental para bloqueio

Correção da razão do TC 0,200...5,000 Correção da razão dotransformador de corrente de faseremota

Tabela 28. Transferência de Sinais Binários (BSTGGIO)

Característica Valor

Enlace de fibra óptica < 5 ms

Enlace de fio piloto galvânico < 10 ms


30 ABB

Tabela 29. Proteção de sobrecorrente trifásica não direcional (PHxPTOC)


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

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

PHHPTOCePHIPTOC

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

Tempo inicial 1)2) Mínimo Normal Máximo

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

16 ms 11 ms

19 ms 12 ms

23 ms 14 ms

PHHPTOC and PHLPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor departida

22 ms

24 ms

25 ms


Razão de reinício Típico 0,96

Tempo de retardamento < 30 ms



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

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

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

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


ABB 31

Tabela 30. Configurações principais da proteção trifásica não-direcional contra sobrecorrente (PHxPTOC)

Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau

Valor inicial PHLPTOC 0.05...5.00 x In 0.01

PHHPTOC 0.10...40.00 x In 0.01

PHIPTOC 1.00...40.00 x In 0.01

Multiplicador de tempo PHLPTOC 0.05...15.00 0.05

PHHPTOC 0.05...15.00 0.05


PHLPTOC 40...200000 ms 10

PHHPTOC 40...200000 ms 10

PHIPTOC 20...200000 ms 10

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

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

PHIPTOC Tempo definido

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


32 ABB

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



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

EFHPTOCeEFIPTOC

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

Tempo de partida 1)2) Mínimo Típico Máximo

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

16 ms11 ms

19 ms12 ms

23 ms14 ms

EFHPTOC e EFLPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor departida

22 ms

24 ms

25 ms


Taxa de reset Típico 0,96





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

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

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


ABB 33

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


Valor inicial EFLPTOC 0.010...5.000 x In 0.005

EFHPTOC 0.10...40.00 x In 0.01

EFIPTOC 1.00...40.00 x In 0.01

Multiplicador de tempo EFLPTOC 0.05...15.00 0.05

EFHPTOC 0.05...15.00 0.05


EFLPTOC 40...200000 ms 10

EFHPTOC 40...200000 ms 10

EFIPTOC 20...200000 ms 10

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

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

EFIPTOC Tempo definido



34 ABB

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



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

Ângulo de fase:±2°

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

Ângulo de fase:±2°

Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo

DEFHPDEFIFalta = 2 x ajuste Valor departida

42 ms

44 ms

46 ms

DEFLPDEFIFalha = 2 x ajuste Valor departida

61ms 64 ms 66 ms




Precisão do tempo em funcionamento no modo de tempodefinido

±1.0% do valor de ajuste ou ±20 ms

Precisão do tempo de operação no modo de tempoinverso

±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3)

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

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

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


ABB 35

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


Valor inicial DEFLPDEF 0.010...5.000 x In 0.005

DEFHPDEF 0.10...40.00 x In 0.01

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

Multiplicador de tempo DEFLPDEF 0.05...15.00 0.05

DEFHPDEF 0.05...15.00 0.05


DEFLPDEF 60...200000 ms 10

DEFHPDEF 40...200000 ms 10

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

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

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


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


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

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

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

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


36 ABB

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


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

-


INTRPTEF 40...1200000 ms 10

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

INTRPTEF 0.01...0.50 x Un 0.01

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

-

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

INTRPTEF 2...20 -

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


Precisão de operação1) Na frequência f = fn

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

Tempo de partida2) Mínimo Típico Máximo

56 ms 60 ms 64 ms

Tempo de reinício 40 ms

Precisão de tempooperacional


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

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


ABB 37

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

Parâmetro Valores (Faixa) Unidade Passo Padrão Descrição

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

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

2=Para frente Modo direcional

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

1=Yo Critério de operação

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


38 ABB

Tabela 39. Proteção de sobretensão residual (ROVPTOV)


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

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

Tempo inicial1)2) Mínimo Típico Máximo

UFalha = 1.1 x ajuste Valorde partida

55 ms 56 ms 58 ms

Tempo de reset < 40 ms


Tempo de retardo < 35 ms



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

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

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

Tabela 40. Configurações principais da proteção contra sobretensão residual (ROVPTOV)


Valor inicial ROVPTOV 0.010...1.000 x Un 0.001


ROVPTOV 40...300000 ms 1


ABB 39

Tabela 41. Proteção de sobrecorrente de sequência negativa de fase (NSPTOC)



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

Tempo de partida 1)2) Mínimo Típico Máximo

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

22 ms14 ms

24 ms16 ms

25 ms17 ms



Tempo de retardo < 35 ms





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

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

Tabela 42. Proteção de sobrecorrente de sequência negativa de fase (NSPTOC)


Valor inicial NSPTOC 0.01...5.00 x In 0.01

Multiplicador de tempo NSPTOC 0.05...15.00 0.05


NSPTOC 40...200000 ms 10

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



40 ABB

Tabela 43. Proteção de descontinuidade de fase (PDNSPTOC)



±2% do valor ajustado

Tempo de partida < 70 ms


Razão de reinício Típico 0,96




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

Tabela 44. Configurações principais da proteção contra descontinuidade de fase (PDNSPTOC)


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

PDNSPTOC 10...100 % 1


PDNSPTOC 100...30000 ms 1

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

Tabela 45. Proteção contra falhas no disjuntor (CCBRBRF)



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

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


ABB 41

Tabela 46. Configurações principais da proteção contra falha de disjuntor (CCBRBRF)


Valor da corrente (Correnteda fase em operação)

CCBRBRF 0.05...1.00 x In 0.05

Valor da corrente Residual(Corrente residual emoperação)

CCBRBRF 0.05...1.00 x In 0.05

Modo de falha do DJ(Modo de operação dafunção)

CCBRBRF 1=Corrente2=Status do disjuntor3=Ambos

-

Modo de desligamento emfalha do DJ

CCBRBRF 1=Desligado2=Sem verificação3=Verificação de corrente

-

Tempo de reabertura CCBRBRF 0...60000 ms 10

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

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

Tabela 47. Proteção de sobrecarga térmica trifásica para alimentadores (T1PTTR)



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

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

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


42 ABB

Tabela 48. Configurações principais da sobrecarga térmica trifásica (T1PTTR)


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

T1PTTR -50...100°C 1

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

T1PTTR 1...5 1

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

Elevação de temperatura(Elevação da temperaturafinal sobre a ambiente)

T1PTTR 0.0...200.0°C 0.1

Constante de tempo(Constante de tempo dalinha em segundos)

T1PTTR 60...60000 s 1

Temperatura máxima (nívelde temperatura paraatuação)

T1PTTR 20.0...200.0°C 0.1

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

T1PTTR 20.0...150.0°C 0.1

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

T1PTTR 20.0...150.0°C 0.1

Temperatura inicial(Elevação de temperaturaacima da ambiente nainiciação)

T1PTTR -50.0...100.0°C 0.1

Tabela 49. Detecção da corrente de partida trifásica (INRPHAR)


Precisão de operação Na frequência f = fn

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

Tempo de reinício +35 ms / -0 ms


Precisão de operação +35 ms / -0 ms


ABB 43

Tabela 50. Configurações principais de detecção de corrente de partida trifásica (INRPHAR)


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

INRPHAR 5...100 % 1

Tempo de operação INRPHAR 20...60000 ms 1

Tabela 51. Características operacionais

Parâmetro Valores (Faixa)

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

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

Funções de supervisão

Tabela 52. Supervisão de circuito de corrente (CCRDIF)


Tempo de operação1) < 30 ms

1) Incluindo o tempo do contato de saída.


44 ABB

Tabela 53. Configurações principais da supervisão do circuito de corrente (CCRDIF)

Parâmetro Valores (Faixa) Unidade Descrição

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

Corrente de operaçãomáxima

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

Funções de controle

Tabela 54. Religamento automático (DARREC)


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

Funções de medição

Tabela 55. Medição de corrente trifásica (CMMXU)



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

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

Tabela 56. Componentes de sequência de corrente (CSMSQI)


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

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


Tabela 57. Medição de corrente residual (RESCMMXU)



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

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


ABB 45

Tabela 58. Medição de tensão residual (RESVMMXU)



±0,5% ou ±0,002 x Un

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


46 ABB

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

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

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

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

IECA070904 V3 PT

Figura 13. Display menor

IECA070901 V3 PT

Figura 14. Display maior

Tabela 59. Display menor

Tamanho do caracter1) Linhas na área visível Caracteres por linha

Pequeno, monoespaçado (6x12 pixels) 5 20

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

1) Depende do idioma selecionado


ABB 47

Tabela 60. Display maior

Tamanho do caracter1) Linhas na área visível Caracteres por linha

Pequeno, monoespaçado (6x12 pixels) 10 20

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

1) Depende do idioma selecionado

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

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

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

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

Métodos de montagem:

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

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

18 para um rack de 19"

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

48153

177

177

160

IECA070900 V3 PT

Figura 15. Montagem embutida

103

98

186

160

177

IECA070903 V3 PT

Figura 16. Montagem semi-embutida

133

107

230

25°

190

IECA070902 V3 PT

Figura 17. Semi-embutida comuma inclinação de 25º


48 ABB

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

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

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

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

H B D C A C A D B K C 1 B A N 1 X D

#1 IED

H

K

L

2IEC B

3 DProteção e controle de diferêncial de linha

Aplicação princípalAplicação princípal

NormaNorma

variante C)

suporte de montagem para estojo

de montagem Combiflex (RIGH 19"4U

e instalado em um 615 IED séries (incluindo caso) com chave de teste,

615 séries IED (incluindo caso)

DESCRIÇÃO

e instalado em um 19" painel de equipamento

comfio

615 séries IED (incluindo caso) com chave de teste, com fio

GUID-4753ED2D-5A23-4F34-A689-9E47511ED8C7 V4 PT


ABB 49

Proteção diferêncial de linha


#4-8

A B

C =

A: 4I (Io 1/5 A) + 12 BI + 10 BO AACADA: 4I (Io 1/5 A) + 18 BI + 13 BO AACAFB: 4I (Io 1/5 A) + Uo + 11 BI + 10 BO BAAACB: 4I (Io 1/5 A) + Uo + 17 BI + 13 BO BAAAEB: 4I (Io 0.2/1 A) + Uo + 11 BI + 10 BO BABACB: 4I (Io 0.2/1 A) + Uo + 17 BI + 13 BO BABAEC: 4I (Io 1/5 A) + 12 BI + 10 BO CACADC: 4I (Io 1/5 A) + 18 BI + 13 BO CACAF

O exemplo abaixo mostra a configuração padrão "C" com opções de escolha.

DESCRIÇÃO

Descrição da configuração padrão em curto:

Configuração padrão, analógica e opções I/O binária

== Proteção deferêncial de linha ,proteção E/F direcional e

monitoramento da condição CB

monitoramento da condição CBProteção diferencial de linha, proteção E/F não direcional e

Conf. pdr

Conf. pdr

Conf. pdr

Conf. pdr

Conf. pdr

Conf. pdr

Conf. pdr

Conf. pdr

A configuração da norma determina o hardware I/O e as opções disponíveis.

GUID-04EDC87A-1B36-4896-ACBA-5F4E5AAF91E7 V1 PT


50 ABB


#9 -

10 AA

AB

AG

AH

AJ

AK

BA

BB

BG

BH

BJ

BK

NANB

NG

NH

NJ

NK

O módulo de comunicação hardware determina os protocolos de comunicação disponíveis.

DESCRIÇÃOMódulos de comunicação(Serial/Ethernet)Serial RS-485 incl. IRIG-B+Diferêncial de linha,fibra multimodo (LC)

Serial RS-485 incl. IRIG-B+Diferêncial de linha,fibra monomodo (LC)

Serial RS-485 incl. IRIG-B+Ethernet 100Base-TX(RJ-45)+Diferêncial de linha,fibra multimodo (LC)

Serial RS-485 incl. IRIG-B+Ethernet 100Base-TX(RJ-45)+Diferêncial de linha,fibra monomodo (LC)

Serial RS-485 incl. IRIG-B+Ethernet 100Base-TX(2 x RJ-45)+Diferêncial de linha,fibra multimodo (LC)

Serial RS-485 incl. IRIG-B+Ethernet 100Base-TX(2 x RJ-45)+Diferêncial de linha,fibra monomodo (LC)

Serial de fibra de vidro (ST) incl. uma entrada para IRIG-B+ Diferêncial de linha , fibra multimodo (LC)Serial de fibra de vidro (ST) incl. uma entrada para IRIG-B+ Diferêncial de linha , fibra monomodo (LC)

Ethernet 100Base-TX (2 x RJ-45)+

Ethernet 100Base-TX (2 x RJ-45)+

Diferêncial de linha ,fibra monomodo (LC)

Diferêncial de linha ,fibra multimodo (LC)

Diferêncial de linha ,fibra monomodo (LC)Ethernet 100Base-TX (RJ-45)+

Ethernet 100Base-TX (RJ-45)+ Diferêncial de linha ,fibra monomodo (LC)



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

fibra multimodo (LC)+Ethernet 100Base-TX(RJ-45)

+Diferêncial de linha ,

Serial de fibra de vidro(ST) incl. uma entrada para IRIG-B

Serial de fibra de vidro(ST) incl. uma entrada para IRIG-B +Ethernet 100Base-TX(RJ-45)+Diferêncial de linha , fibra monomodo (LC)

Serial de fibra de vidro(ST) incl. uma entrada

+Diferêncial de linha , para IRIG-B

fibra multimodo (LC)+Ethernet 100Base-TX(2xRJ-45)

Serial de fibra de vidro(ST) incl. uma entrada para IRIG-B+Diferêncial de linha ,

+Ethernet 100Base-TX(2xRJ-45)fibra monomodo (LC)

para PCM 600 ou WebHMI for necessário. serial incluindo Ethernet ( por exemplo "BK")

se um serviço de barramento o módulo de comunicaçãoCaso a comunicação serial for escolhida, favor adotar


ABB 51

GUID-9FD2F37D-BDBB-4729-81D7-D6027C11E7A4 V1 PT


#11

IEC 61850 A

Modbus B

IEC 61850 + Modbus C

IEC 60870-5-103 D

DNP3 E

DESCRIÇÃOProtocolos de comunicação

sem um módulo de comunicação)

módulos de comunicação)

(para módulos de comunicação Ethernet e IEDs

(para Ethernet/serial ou Ethernet + serial

(para Ethernet ou serial + módulos de comunicação

Ethernet)

(para serial ou Ethernet + módulos de comunicação serial)

(para Ethernet/serial ou Ethernet+ módulos de

comunicação serial)

GUID-353B93B5-ABB9-4B3B-83C9-7D5A43A81C86 V1 PT


52 ABB


# DESCRIPTION12

134568

13 AB

14 AN

15 A

B

N

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

17 X

18D

Inglês

Inglês e Alemão

Inglês e Sueco

Inglês e Espanhol

Inglês e Russo

Inglês e Português(Brasil

Painel Frontal LCD pequeno

LCD largo com um único diagrama de linha

)

LinguagemLinguagem

Painel Frontal

Opção 1Religamento automático (apenas para std conf B e C)

Nenhum

Opção 1

Proteção direcional de falha á terra(apenas para configuração std B)

Admitância baseada em falha de proteção á terra(apenas para configuração std B )

Nenhum

Fonte de alimentação

Opção 2Opção 2

Fonte de alimentação

Dígito vagoDígito vagoVago

VersãoVersão

Versão 3.0

GUID-A0044B6F-5B14-4D16-8A43-A32DA568A815 V1 PT

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

Código de exemplo: H B D C A C A D B K C 1 B A N 1 X DCódigo de exemplo: H B D C A C A D B K C 1 B A N 1 X D

Seu código de órdem :Seu código de órdem :

Dígito (#)Dígito (#)

CódigoCódigo

GUID-7FB496F7-7514-4B77-9E1A-F24B6AC17BF3 V4 PT

Figura 18. Chave de pedido para IEDs completos


ABB 53

24. Acessórios e informações para pedidos

Tabela 61. Comunicação por Fio Piloto

Item Número para pedido

O pacote de comunicação por fio piloto inclui dois modems: RPW600AM (mestre) eRPW600AF (seguidor)

RPW600AMF

Kit de diagnose incluindo a ferramenta de diagnóstico RPW, um cabo de diagnose e umCD com os drivers e as informações necessárias

RPW600ADP

Cordão de fibra ótica monomodo de 3.0 metros LC-LC para conexão do modem de fiopiloto ao IED RED6151)

1MRS120547-3

1) Favor notar que são necessários dois cordões de fibra óptica para conexão do pacote de comunicações por fio piloto (RPW600AMF).

Tabela 62. Acessórios para montagem

Item Número para pedido

Kit para montagem semi-embutida 1MRS050696

Kit para montagem em parede 1MRS050697

Kit para montagem semi-embutida inclinada 1MRS050831

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

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

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

2RCA022642P0001

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

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

2RCA021952A0003

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

2RCA022561A0003

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

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

configuração da comunicação IEC 61850,incluindo a comunicação horizontal GOOSE.

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

O pacote de conectividade é um conjunto desoftware e informações específicas de umdeterminado IED, que permite que as ferramentasse conectem e interajam com o dispositivo. Os


54 ABB

pacotes de conectividade reduzem o risco deerros na integração do sistema, minimizando otempo de configuração e comissionamento dodispositivo Além disso, os pacotes deconectividade para os IEDs da série 615 incluemuma ferramenta flexível de atualização, que

permite o acréscimo de um idioma à IHM local doIED. A ferramenta de atualização é ativadautilizando o PCM600 e permite múltiplasatualizações de idioma à IHM Local, oferecendoassim meios flexíveis para possíveis futurasatualizações de idioma.

Tabela 63. Ferramentas

Ferramenta de configuração e ajuste Versão

PCM600 2.3 ou mais recente

Interface de usuário em navegador web IE 7.0 ou mais recente

Pacote de conectividade RED615 3.0.2 ou mais recente


ABB 55

Tabela 64. Funções suportadas

Função IHM web PCM600 PCM600Engineering

PCM600Engineering Pro

Definição de parâmetros doIED ● ● ● ●

Gravação da definição deparâmetros no IED ● ● ● ●

Monitoração de sinais ● ● ● ●

Tratamento do registradorde perturbações ● ● ● ●

Visualização dos LEDs dealarme ● ● ● ●

Gerenciamento do controlede acesso ● ● ● ●

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

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

Configuração decomunicação DNP3(gerenciamento dacomunicação) - ● ● ●

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

Gravação da definição deparâmetros do IED naferramenta - ● ● ●

Análise do registro deperturbações - ● ● ●

Exportar/importarparâmetros XRIO - ● ● ●

Configuração do displaygráfico - ● ● ●

Configuração da aplicação - - ● ●

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

Visualização do diagrama defasores ● - - -


56 ABB

Tabela 64. Funções suportadas, continuação

Função IHM web PCM600 PCM600Engineering

PCM600Engineering Pro

Visualização de eventos ● - - -

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

● = Suportado


ABB 57

26. Diagramas terminais

1) Opcional

2) O IED apresenta um mecanismo de curto-circuito

automático no conector CT quando a unidade plug-in

está separada

3) 100BaseTx/RJ-45

4) RS-485 Serial padronizado

5) Fibra óptica (ST) Serial Padronizado

Proteção de comunicação de diferêncial de linha

GUID-FBFA9940-E37D-4C32-A083-0367AAEDE267 V2 PT

Figura 19. Diagrama terminal para as configurações A e C


58 ABB

Proteção de comunicação de diferêncial de linha

OpcionalO IED apresenta um mecanismo de curto-circuito automático no conector CT quando aunidade plug-in está separada

100 BaseFx /LC ou 100BaseTx/RJ-45RS-485 Serial padronizadoFibra óptica (ST) Serial Padronizado

GUID-A05D9233-4377-48D7-9F00-4218F0E7D4DC V2 PT

Figura 20. Diagrama terminal para a configuração B


ABB 59

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

Você encontrará as últimas informaçõesrelevantes do IED de proteção RED615 empágina de produtos.

Para informações sobre os modems RPW600favor consultar o Guia do Usuário RPW600,identificação de documento 6621-2260. Odocumento está disponível para download noRED615 página de produtos.

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

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

GUID-EBB33CDF-272D-4599-8673-9793D097D32E V2 PT

Figura 21. Página de produtos


60 ABB

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

HTTP://WWW.ABB.COM/PRODUCT/DB0003DB004281/207B10566A2A8E1EC12574D600368370.ASPX

HTTP://WWW.ABB.COM/PRODUCT/DB0003DB004281/207B10566A2A8E1EC12574D600368370.ASPX

28. Funções, códigos e símbolos

Tabela 65. Funções, símbolos e códigos de RED615

Função IEC 61850 IEC 60617 IEC-ANSI

Proteção

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

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

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

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

Proteção de falta à terra não direcional, estágiobaixo, instância 1 EFLPTOC1 Io> (1) 51N-1 (1)

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

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

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

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

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

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

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



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

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

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

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

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

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




ABB 61

Tabela 65. Funções, símbolos e códigos de RED615, continuação

Função IEC 61850 IEC 60617 IEC-ANSI

Proteção térmica para alimentadores, cabos etransformadores de distribuição T1PTTR1 3Ith>F 49F

Transferência de sinais binários BSTGGIO1 BST BST

Proteção diferencial de linha e mediçõesrelacionadas, estágios estabilizado einstantâneo

LNPLDF1 3dI>L 87L

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)

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)



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

Religamento automático DARREC1 O -> I 79

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 comunicação de proteção PCSRTPC1 PCS PCS

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 residual RESVMMXU1 Uo Vn


62 ABB

29. Documento com o histórico de revisões

Revisão/data do documento Versão do produto Histórico

A/2011-01-19 1.1 Traduzido da versão em inglês A (1MRS756500)

B/2013-01-31 3.0 Traduzido da versão em inglês E (1MRS756500)


ABB 63

64

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

www.abb.com/substationautomation

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Proteção do Diferencial de Linha e Controle RED615 Guia do ... · O IED oferece dois estágio de proteção diferencial de linha segregado por fase, proteção de sobrecorrente