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

(1)

REF615

(2)

Conteúdo

1. Descrição...3

2. Configurações padrão...3

3. Funções de proteção...8

4. Aplicações...13

5. Soluções da ABB suportadas...18

6. Controle...20

7. Medição...20

8. Registrador de perturbações...20

9. Registro de eventos...21

10. Dados registrados...21

11. Monitoramento da condição do disjuntor...21

12. Supervisão do circuito de disparo...21

13. Auto supervisão...21

14. Supervisão de falha de fusível...21

15. Supervisão do circuito de corrente...22

16. Controle de acesso...22 17. Entradas e saídas...22 18. Comunicação...24 19. Dados técnicos...27 20. IHM Local...60 21. Métodos de montagem...61

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

23. Informações para seleção e aquisição...62

24. Acessórios e informações para pedidos...67

25. Ferramentas...67

26. Diagramas terminais...71

27. Certificados...76

28. Relatórios de inspeção...76

29. Referências...76

30. Funções, códigos e símbolos...78

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

Aviso Legal

As informações neste documento estão sujeitas a alteração sem aviso e não devem ser interpretadas como um compromisso da ABB Oy. A ABB Oy não assume responsabilidade por qualquer erro que possa aparecer neste documento.

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.

(3)

1. Descrição

REF615 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. REF615 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 61850 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 61850 com

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

e DNP3.

2. Configurações padrão

REF615 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 Conf. padrão

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

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

Proteção não-direcional contra sobrecorrente e direcional contra falha de terra com

base em medições de tensão de fase E

A proteção contra falha à terra direcional e sobretensão direcional com tensão de

fase com base nas medições, proteção contra sobretensão e subtensão F

A proteção contra falha à terra direcional e sobretensão direcional, tensão de fase

com base na proteção e entradas de sensores G

A proteção contra falha à terra direcional e sobretensão direcional, tensão de fase e

(4)

Tabela 2. Funções suportadas

Funcionalidade A B C D E F G H

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 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 - - ●4) ●4) - - - ●4)

Proteção contra falha à terra não

direcional, baixo estágio, instância 2 - - ●4) ●4) - - - ●4)

Proteção contra falha à terra não

direcional, alto estágio, instância 1 - - ●4) ●4) - - - ●4)

Proteção não-direcional de falta à

terra, estágio instantâneo - - ●4) ●4) - - - ●4)

Proteção contra falha à terra

direcional, baixo estágio, instância 1 ●3)4)6) ●3)4)6) - - ●3)4)5) ●3)4)5) ●3)4)7)

-Proteção contra à terra direcional,

baixo estágio, instância 2 ●3)4)6) ●3)4)6) - - ●3)4)5) ●3)4)5) ●3)4)7)

-Proteção direcional de falta à terra,

estágio alto ●3)4)6) ●3)4)6) - - ●3)4)5) ●3)4)5) ●3)4)7)

-Entrada com base na proteção

contra à terra, instância 1 ●3)4)6) ●3)4)6) - - ●3)4)5) ●3)4)5) ●3)4)7)

-Proteção com base na proteção

contra falha à terra, instância 2 ●3)4)6) ●3)4)6) - - ●3)4)5) ●3)4)5) ●3)4)7)

-Entrada com base na proteção

contra à terra, instância 3 ●3)4)6) ●3)4)6) - - ●3)4)5) ●3)4)5) ●3)4)7)

-Proteção de falta à terra transitória/

(5)

-Tabela 2. Funções suportadas, continuação

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

calculado ●

9) _●9) _- _- _●9) _●9) _●9)

-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 ●6) ●6) - - ●5) ●5) ●7) ●5)

Proteção contra sobretensão

Proteção contra subtensão trifásica,

instância 1 - - - ● ● ●

instância 2 - - - ● ● ●

instância 3 - - - ● ● ●

trifásica, instância 1 - - - ● ● ●

Proteção contra subtensão de

sequência positiva, instância 1 - - - ● ●

-Proteção contra sobretensão de

sequência negativa, instância 1 - - - ● ●

-Proteção contra frequência,

instância 1 - - - ●

Proteção contra frequência,

Proteção térmica trifásica para dispositivos de alimentação, cabos e transformadores de distribuição

● ● ● ● ● ● ●

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

Detector de corrente de partida

(6)

Tabela 2. Funções suportadas, continuação

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

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

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

Controle Controle de disjuntor ● ● ● ● ● ● ● ● Indicação da posição de seccionadora, instância 1 - ● - ● ● ● ● ● Indicação da posição de seccionadora, instância 2 - ● - ● ● ● ● ● Indicação da posição de seccionadora, instância 3 - ● - ● ● ● ● ●

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 2 ● ● ● ● ● ● ● ●

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

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

Medição

Oscilografia ● ● ● ● ● ● ● ●

Medição de corrente trifásica,

instância 1 ● ● ● ● ● ● ● ●

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

Medição da corrente residual,

instância 1 ● ● ● ● ● ● ● ●

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

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

(7)

Tabela 2. Funções suportadas, continuação

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.

(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.

1)Opcional

2)Ordem de opção, tanto EF direcional ou EF base de Admitância

REF615(CONF A/B PADRÃO)

IECA070911 V4 PT

(9)

REF615(CONF C/D PADRÃO) 1) Opcional

IECA070912 V4 PT

(10)

REF615(CONF E PADRÃO) 1)Opcional

2)Ordem de opção, tanto EF direcional ou EF base de Admitância

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

(11)

1)Opcional

2)Ordem de opção, tanto EF direcional ou EF base de Admitância REF615(CONF F PADRÃO)

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

(12)

REF615(CONF G PADRÃO COM SENSORES) 1) Opcional

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

(13)

REF615 ( CONF H PADRÃO)

1)Opcional

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

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

4. Aplicações

O IED REF615 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

(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.

(15)

Religamento

LINHA SUSPENSA

Opcional

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

Opcional

CABO

Sinal de desarme para os alimentadores de saída

Luz detectada no seccionador

Opcional

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

( CONF A/B PADRÃO) ( CONF A/B PADRÃO)

REF 615 REF 615

( CONF A/B PADRÃO)

REF 615

IECA070905 V4 PT

Figura 7. Proteção de subestação contra sobrecorrente e falha de terra usando a configuração padrão A ou 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.

(16)

Bloqueio de sobrecorrente

LINHA SUSPENSA

1)Opcional 1)Opcional

CABO 1)Opcional

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

IECA070920 V4 PT

Figura 8. Proteção de subestação contra sobrecorrente e falha de terra usando a configuração padrão C ou 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).

(17)

1)Opcional 1)Opcional

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

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

Figura 9. Proteção e controle de dois dispositivos de alimentação de entrada usando IEDs na 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.

(18)

LINHA SUSPENSA CABO

TRANSFORMADOR/GERADOR

REF615(CONF G PADRÃO COM SENSORES) REF615(CONF G PADRÃO COM SENSORES) REF615(CONF G PADRÃO COM SENSORES) 1) Opcional

2) Opção de ordem, tanto EF direcional ou EF base de admitância 3) Bobina de Rogowski

4) Divisor de voltagem 5)Equilíbrio de núcleo CT

1) Opcional

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

Figura 10. A proteção e controle de um mecanismo de tensão média típica utilizando REF615 IEDs com 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 61850 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 61850 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

(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 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 COM600 Web HMI ABB MicroSCADA PCM600 REF615 REU615 RED615 RET615 RET615 REF615 REU615 RED615 COM600 IEC 61850 COM600 Web HMI PCM600 COM600 Sinal de transferência binário Comunicação diferêncial de linha Comunicação GOOSE analógica e horizontal binária Comunicação GOOSE

analógica e horizontal binária

Dispositivo Ethernet Dispositivo Ethernet

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

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

(20)

COM600

PCM600 PCM600

REM615 REF615

REU615 RET615 RED615 RED615 REM615 RET615 REF615 REU615 OPC COM600 Web HMI COM600 Web HMI COM600 IEC 61850 IEC 61850 Sistema ABB 800xA Comunicação diferêncial de linha Comunicação GOOSE

horizontal analógica e binária Interruptor Ethernet

Transferência de sinal binário

Comunicação GOOSE horizontal analógica e binária

Interruptor Ethernet

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

Figura 12. Exemplo de uma rede de distribuição de energia de uma indústria, utilizando IEDs da série 615, 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

pré-estabelecidas 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.

(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.

9. Registro de eventos

Para coletar invormações de sequência de eventos, (SoE), o IED incorpora uma memória não-volátil 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

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 não-volátil.

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.

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

(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 PCM600.

17. 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 60-210 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 18...176 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.

(23)

Tabela 4. Visão geral das entradas/saídas

Configuração padrão

Entradas analógicas Entradas/saídas binárias

TC TP BI BO A 4 1 3 6 B 4 1 11 (17)1) _{10 (13)}1) C 4 - 4 6 D 4 - 12 (18)1) _{10 (13)}1) E 4 52) ₁₆ ₁₀ F 4 52) ₁₆ ₁₀ G 3+13) ₃3) ₈ ₁₀ H 4 5 16 10

1) Com módulo de E/S opcional ( )

2) Uma das cincos entradas estão reservadas para aplicações futuras.

3) Suporte para os Sensores de Combinação e uma entrada Io convencional ou três sensores de corrente, três sensores de tensão e uma entrada Io convencional

(24)

18. Comunicação

O IED suporta uma série de protocolos de comunicação, incluindo: IEC 61850, IEC

60870-5-103, 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 61850.

A implementação de comunicação do IEC 61850 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 61850. 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 61850-8-1 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 61850. 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 61850 e Modbus podem trabalhar

(25)

A implementação do IEC 60870-5-103 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 60870-5-103 . 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 60870-5-103

RED615 REF615 RET615 REU615 REM615

Cliente A Cliente B

Gerenciamento de interruptores Ethernet com suporte RSTP

Rede Rede

Gerenciamento de interruptores Ethernet com suporte RSTP

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

(26)

Tabela 5. Interfaces e protocolos de comunicação suportados

Interfaces/ Protocolos

Ethernet Serial

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

IEC 61850 ● ● - -MODBUS RTU/ASCII - - ● ● MODBUS TCP/IP ● ● - -DNP3 (serial) - - ● ● DNP3 TCP/IP ● ● - -IEC 60870-5-103 - - ● ● ● = Suportado

(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 (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 60

Hz

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 auxiliar sob 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 na tensão auxiliar CC sem

reativação do IED

30 ms em Vnnominal

(28)

Tabela 8. Entradas de energização

Descrição Valor

Frequência nominal 50/60 Hz

Entradas de

corrente Corrente nominal, In 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 60...210 V AC

Capacidade de tensão:

• Contínuo 2 x Un (240 V AC)

• Para 10 s 3 x Un (360 V AC)

Carga na tensão nominal <0.05 VA

1) Opção de código para entrada de corrente residual 2) Corrente residual e/ou corrente de fase

Tabela 9. Entradas de energização

Descrição Valor

Entrada de sensor de corrente

Tensão nominal atual (no

lado secundário) 75 mV...2812.5 mV 1) Capacidade de tensão contínua 125 V Impedância de entrada a 50/60 Hz 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 - 1250A com um 80A, 3mV/Hz Rogowski 2) Dependendo da corrente nominal utilizada (ganho de hardware)

(29)

Tabela 10. Entradas binárias

Descrição Valor

Faixa operacional ±20% da tensão nominal

Tensão Nominal 24...250 V DC

Drenagem de corrente 1.6...1.9 mA

Consumo de energia 31.0...570.0 mW

Tensão de limiar 18...176 V DC

Tempo de reação 3 min

Tabela 11. Saídas de sinalização e saída IRF

Descrição Valor

Tensão Nominal 250 V AC/DC

Capacidade contínua do contato 5 A

Gerar e conduzir por 3,0 s 10 A

Gerar e conduzir por 0.5 s 15 A

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

1 A/0.25 A/0.15 A

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

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

Descrição Valor

Capacidade contínua 8 A

Fazer e transportar por 3,0 s 15 A

Fazer e levar para 0,5 s 30 A

Capacidade de ruptura quando a constante de tempo do circuito 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 de

supervisão ~1,5 mA

(30)

Tabela 13. Relés de saída de potência de pólo simples

Descrição Valor

Capacidade contínua do contato 5 A

Gerar e conduzir por 3,0 s 15 A

Gerar e conduzir para 0.5 s 30 A

Capacidade de ruptura quando a constante de tempo do

circuito de controle L/R<40 ms, em 48/110/220 V DC 1 A/0.25 A/0.15 A

Tabela 14. Interfaces de Ethernet da porta frontal

Interface de Ethernet Protocolo Cabo Frequência da

transferência de dados

Frontal Protocolo TCP/

IP

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

Tabela 15. Ligação de comunicação de estação, fibra óptica

Conector Tipo de fibra1) _Comprimento

de onda

Distância máxima

Atenuação de curso permitida2)

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

820-900 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, 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

(31)

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

Descrição Valor

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

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

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

Raio mínimo de curvatura admissível da fibra de conexão 100 mm Tabela 18. Grau de proteção do IED de montagem embutida.

Descrição Valor

Lado frontal IP 54

Parte traseira, terminais de conexão IP 20

Tabela 19. Condições ambientais

Descrição Valor

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

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

Umidade relativa <93%, sem condensação

Pressão atmosférica 86...106 kPa

Altitude Mais de 2000 m

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

1) Degradação nos desempenhos MTBF e IHM quando fora da faixa de temperatura de -25...+55ºC 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

• 16 h em +85ºC1)

IEC 60068-2-2

Teste de frio seco • 96 h em -25ºC

• 16 h em -40ºC IEC 60068-2-1

Teste do calor úmido, cíclico • 6 ciclos (12 h + 12 h) em +25°C…

+55°C, umidade >93%

IEC 60068-2-30

Teste de armazenamento • 96 h em -40ºC

• 96 h em +85ºC IEC 60068-2-48

(32)

Tabela 21. Testes de compatibilidade Eletromagnética

Descrição Valor de tipo de teste Referência

Teste de distúrbio de explosão 1

MHz/100 kHz: IEC 61000-4-18IEC 60255-22-1, classe III

IEEE C37.90.1-2002

• Modo comum 2,5 kV

• Modo diferencial 2,5 kV

Teste de descarga eletrostática IEC 61000-4-2

IEC 60255-22-2 IEEE C37.90.3-2001

• Descarga por contato 8 kV

• Descarga aérea 15 kV Testes de interferência de frequências de rádio 10 V (rms) f=150 kHz-80 MHz IEC 61000-4-6

IEC 60255-22-6, classe III 10 V/m (rms)

f=80-2700 MHz IEC 61000-4-3IEC 60255-22-3, classe III

10 V/m f=900 MHz

ENV 50204

IEC 60255-22-3, classe III 20 V/m (rms)

f=80-1000 MHz IEEE C37.90.2-2004

Testes de rápidas perturbações transitórias:

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

• Todas as portas 4 kV

Teste de imunidade a surto IEC 61000-4-5

IEC 60255-22-5

• 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 61000-4-8

• Contínuo • 1-3 s

300 A/m 1000 A/m Quedas de tensão e interrupções de

curta duração 30%/10 ms60%/100 ms

60%/1000 ms >95%/5000 ms

IEC 61000-4-11

Teste de imunidade de frequência de potência:

• Modo comum • Modo diferencial

Entradas binárias apenas 300 V rms

150 V rms

IEC 61000-4-16

(33)

Tabela 21. Testes de compatibilidade Eletromagnética, continuação

Teste de emissão EN 55011, classe A

IEC 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 10

m de distância

230-1000 MHz < 47 dB(µV/m) quase pico, medido a

uma distância de 10 m Tabela 22. Testes de isolamento

Testes Dielétricos IEC 60255-5 e

IEC 60255-27

• Teste de tensão 2 kV, 50 Hz, 1 min

500 V, 50 Hz, 1 min, comunicação

Teste de tensão de impulso IEC 60255-5 e

IEC 60255-27

• 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 60255-5 eIEC 60255-27

• Resistência de Isolamento >100 MΏ, 500 V DC

Resistência de proteção da ligação IEC 60255-27

• Resistência <0.1 Ώ, 4 A, 60 s

Tabela 23. Testes mecânicos

Descrição Referência Requisito

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

IEC 60255-21-1 Classe 2

Choque e teste de colisão IEC 60068-2-27 (teste do choque Ea)

IEC 60068-2-29 (teste do impacto Eb) IEC 60255-21-2

Classe 2

(34)

Tabela 24. Segurança do produto

Descrição Referência

Diretiva LV 2006/95/EC

Padrão EN 60255-27 (2005)

EN 60255-1 (2009) Tabela 25. Conformidade EMC

Descrição Referência

diretiva EMC 2004/108/EC

Padrão EN 50263 (2000)

EN 60255-26 (2007) Tabela 26. Conformidade RoHS

Descrição

Cumpre com a diretiva RoHS 2002/95/EC

(35)

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

Característica Valor

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

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

PHHPTOC e

PHIPTOC

±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 de

partida

partida 16 ms 11 ms 19 ms 12 ms 23 ms 14 ms PHHPTOC and PHLPTOC:

partida 22 ms 24 ms 25 ms

Tempo de reinício < 40 ms

Razão de reinício Típico 0,96

Tempo de retardamento < 30 ms

Precisão do tempo de operação no modo de tempo

definido ±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 fn, 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

(36)

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

Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau

Valor inicial PHLPTOC 0.05...5.00 x In 0.01

PHHPTOC 0.10...40.00 x In 0.01

PHIPTOC 1.00...40.00 x In 0.01

Multiplicador de tempo PHLPTOC 0.05...15.00 0.05

PHHPTOC 0.05...15.00 0.05 Tempo de atraso na operação PHLPTOC 40...200000 ms 10 PHHPTOC 40...200000 ms 10 PHIPTOC 20...200000 ms 10

Tipo de curva operacional1) _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 Tempo definido ou inverso

Tipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

PHIPTOC Tempo definido

(37)

Tabela 29. Proteção de sobrecorrente direcional trifásica (DPHxPDOC)

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

±2 Hz DPHLPDOC Corrente: ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x In Tensão: ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x Un Ângulo de fase: ±2° DPHHPDOC Corrente: ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x In

Tensão:

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

Ângulo de fase: ±2°

Tempo inicial1)2) _Mínimo _Típico _Máximo

IFalha = 2,0 x ajuste Valor

inicial 37 ms 40 ms 42 ms

Taxa de reset Típico 0,96

Tempo de retardo < 35 ms

definido ±1.0% do valor de ajuste ou ±20 ms

inverso ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms

3)

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

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

uma fase com frequência nominal injetada a partir do ângulo de fase aleatório, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições 2) Inclui o atraso do contato de saída de sinal

(38)

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

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

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

Multiplicador de tempo DPHxPDOC 0.05...15.00 0.05

Tempo de atraso na

operação DPHxPDOC 40...200000 ms 10

Modo direcional DPHxPDOC 1 = Não-direcional

2 = Para frente 3 = Para trás

Ângulo característico DPHxPDOC -179...180 graus 1

Tipo de curva operacional1) _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

(39)

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

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

EFHPTOC e EFIPTOC

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

Tempo de partida 1)2) _Mínimo _Típico _Máximo

EFIPTOC:

partida

partida 16 ms 11 ms 19 ms 12 ms 23 ms 14 ms EFHPTOC e EFLPTOC: IFalta = 2 x ajuste Valor de

partida

22 ms 24 ms 25 ms

definido ±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)

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 medições 2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização

(40)

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 Tempo de atraso na operação EFLPTOC 40...200000 ms 10 EFHPTOC 40...200000 ms 10 EFIPTOC 20...200000 ms 10

Tipo de curva operacional1) _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 Tempo definido ou inverso

Tipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

EFIPTOC Tempo definido

(41)

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

DEFLPDEF Corrente: ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x In Tensão ±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

Tensão:

Ângulo de fase: ±2°

Tempo inicial 1)2) _Mínimo _Típico _Máximo

DEFHPDEF

partida

42 ms 44 ms 46 ms

DEFLPDEF

IFalha = 2 x ajuste Valor de

partida

61ms 64 ms 66 ms

Precisão do tempo em funcionamento no modo de tempo definido

±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)

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 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 medições 2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização

(42)

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-direcional

2=Para frente 3=Para trás

Multiplicador de tempo DEFLPDEF 0.05...15.00 0.05

DEFHPDEF 0.05...15.00 0.05

Tempo de atraso na operação

DEFLPDEF 60...200000 ms 10

DEFHPDEF 40...200000 ms 10

Tipo de curva operacional1) _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)

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

(43)

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

Modo direcional INTRPTEF 1=Não-direcional

2=Para frente 3=Para trás

-Tempo de atraso na

operação INTRPTEF 40...1200000 ms 10

Valor inicial de tensão (valor inicial de tensão para falha de terra por transiente)

INTRPTEF 0.01...0.50 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 2...20

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

Precisão de operação1) _{Na frequência f = f}_n

±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 tempo operacional

±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms

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

1) Uo = 1,0 x Un

(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 0.05...5.00 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 60...200000 ms 10 60 Tempo de operação

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

admitância

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

círculo de admitância, condutância

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

círculo de admitância, susceptância

Condutância direta -500.00...500.00 mS 0,01 1.00 Limiar de

condutância em direção direta

Condutância reversa -500.00...500.00 mS 0,01 -1.00 Limiar de

condutância em direção reversa

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

condutância de fronteira

Susceptância direta -500.00...500.00 mS 0,01 1.00 Limiar de

susceptância em direção contínua

Susceptância reversa -500.00...500.00 mS 0,01 -1.00 Limiar de

susceptância em direção reversa

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

susceptância de fronteira

(45)

Tabela 39. Proteção de sobrecarga trifásica (PHPTOV)

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

UFalha = 1,1 x ajuste Valor

Taxa de reset Depende do ajuste Relative hysteresis

Precisão do tempo de operação no modo de tempo definido

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

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

fase aleatória, resultado com base na distribuição estatística de 1000 medições 2) Inclui o atraso do contato de saída de sinal

3) Valor inicial máximo = 1,20 x Un, Valor inicial multiplica na faixa de 1,10 a 2,00

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

Valor inicial PHPTOV 0.05...1.60 x Un 0.01

Multiplicador de tempo PHPTOV 0.05...15.00 0.05

Tempo de atraso na

operação PHPTOV 40...300000 ms 10

Tipo de curva operacional1) _PHPTOV _{Tempo definido ou inverso}

Tipo de curva: 5, 15, 17, 18, 19, 20

(46)

Tabela 41. Proteção de sobrecarga trifásica (PHPTOV)

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

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

ângulo aleatória, resultado com base na distribuição estatística de 1000 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)

Valor inicial PHPTUV 0.05...1.20 x Un 0.01

Multiplicador de tempo PHPTUV 0.05...15.00 0.05

Tempo de atraso na operação

PHPTUV 60...300000 ms 10

Tipo de curva operacional1) _PHPTUV _{Tempo definido ou inverso}

Tipo de curva: 5, 15, 21, 22, 23

(47)

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

inicial

inicial 51 ms 43 ms 53 ms 45 ms 54 ms 46 ms Tempo de reset < 40 ms

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

injetada do ângulo de fase aleatória, resultado com base na distribuição estatística de 1000 medições 2) Inclui o atraso de contato de saída de sinal

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

Valor inicial PSPTUV 0.010...1.200 x Un 0.001

Tempo de atraso na

operação PSPTUV 40...120000 ms 10

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

Tabela 45. Proteção de frequência (FRPFRQ)

Precisão de operação f>/f< ±10 mHz

df/dt ±100 mHz/s (na faixa |df/dt| < 5 Hz/s)

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

Tempo de partida f>/f< < 80 ms

df/dt < 120 ms

Tempo de reset < 150 ms