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
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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 baseada em admitância, instância 2 - ●3)4)5) -
Proteção de falta à terra baseada em admitância, instância 3 - ●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 de sobretensão residual, instância 2 - ●5) -
Proteção de sobretensão residual, instância 3 - ●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 da posição de seccionadora, instância 2 ● ● ●
Indicação da posição de seccionadora, instância 3 ● ● ●
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.
Proteção do Diferencial de Linha e Controle 1MRS756900 BRED615 Versão de produto: 3.0
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
Proteção do Diferencial de Linha e Controle 1MRS756900 BRED615 Versão de produto: 3.0
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
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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
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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
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Tabela 11. Relés de saída de potência de polo duplo com função TCS
Descrição Valor
Tensão Nominal 250 V AC/DC
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
Carga mínima de contato 100 mA e 24 V AC/DC
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
Tensão Nominal 250 V AC/DC
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
Carga mínima de contato 100 mA e 24 V AC/DC
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
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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
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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
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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
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Tabela 20. Testes de compatibilidade Eletromagnética, continuação
Descrição Valor de tipo de teste Referência
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
Descrição Valor de tipo de teste Referência
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
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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.
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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
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Tabela 29. Proteção de sobrecorrente trifásica não direcional (PHxPTOC)
Característica Valor
Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: fn ±2 Hz
PHLPTOC ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x In
PHHPTOCePHIPTOC
±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x In(nas correntes na faixa de 0,1…10 x In)±5,0% do valor ajustado(nas correntes na faixa de 10…40 x In)
Tempo inicial 1)2) Mínimo Normal Máximo
PHIPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor departidaIFalta = 10 x ajuste Valor departida
16 ms 11 ms
19 ms 12 ms
23 ms 14 ms
PHHPTOC and PHLPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor departida
22 ms
24 ms
25 ms
Tempo de reinício < 40 ms
Razão de reinício Típico 0,96
Tempo de retardamento < 30 ms
Precisão do tempo de operação no modo de tempodefinido
±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms
Precisão do tempo de operação no modo de tempo inverso ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3)
Supressão de harmônicos RMS: Sem supressãoDFT: -50 dB a f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…Pico a pico: Sem supressãoP-para-P+backup: Sem supressão
1) Ajuste Tempo de Operação = 0,02 s, Tipo de curva operacional = IEC tempo definido, Modo de medição = padrão (depende do estágio), correnteantes da falta = 0.0 x In, fn = 50 Hz, corrente de falta em uma fase com frequência nominal injetada no ângulo de fase aleatória, resultados combase na distribuição estatística de 1000 medições
2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização3) Inclui o tempo de contato da saída de potência
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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
Tempo de atraso naoperação
PHLPTOC 40...200000 ms 10
PHHPTOC 40...200000 ms 10
PHIPTOC 20...200000 ms 10
Tipo de curva operacional1) PHLPTOC Tempo definido ou inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14,15, 17, 18, 19
PHHPTOC Tempo definido ou inversoTipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17
PHIPTOC Tempo definido
1) Para referências adicionais, consulte a tabela de características Operacionais
Proteção do Diferencial de Linha e Controle 1MRS756900 BRED615 Versão de produto: 3.0
32 ABB
Tabela 31. Proteção de falta à terra não-direcional (EFxPTOC)
Característica Valor
Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: fn ±2 Hz
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
Tempo de reinício < 40 ms
Taxa de reset Típico 0,96
Tempo de retardamento < 30 ms
Precisão do tempo de operação no modo de tempodefinido
±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms
Precisão do tempo de operação no modo de tempo inverso ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3)
Supressão de harmônicos RMS: Sem supressãoDFT: -50 dB a f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…Pico a pico: Sem 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
Proteção do Diferencial de Linha e Controle 1MRS756900 BRED615 Versão de produto: 3.0
ABB 33
Tabela 32. Proteção contra falta à terra não-direcional (EFxPTOC) principais ajustes
Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau
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 naoperação
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
1) Para referências adicionais, consulte a tabela de características Operacionais
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34 ABB
Tabela 33. Proteção direcional de falta à terra (DEFxPDEF)
Característica Valor
Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: fn ±2 Hz
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
Tempo de reinício < 40 ms
Taxa de reset Típico 0,96
Tempo de retardamento < 30 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
Proteção do Diferencial de Linha e Controle 1MRS756900 BRED615 Versão de produto: 3.0
ABB 35
Tabela 34. Proteção de falta à terra direcional (DEFxPDEF), principais configurações
Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau
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
Tempo de atraso naoperação
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
1) Para referências adicionais, consulte a tabela de características Operacionais
Tabela 35. Proteção de falta à terra transitória/intermitente (INTRPTEF)
Característica Valor
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
Proteção do Diferencial de Linha e Controle 1MRS756900 BRED615 Versão de produto: 3.0
36 ABB
Tabela 36. Configurações principais da proteção contra falha de terra intermitente/transiente (INTRPTEF)
Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau
Modo direcional INTRPTEF 1=Não-direcional2=Para frente3=Para trás
-
Tempo de atraso naoperação
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)
Característica Valor
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
±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 Un2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização Resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições.
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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
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38 ABB
Tabela 39. Proteção de sobretensão residual (ROVPTOV)
Característica Valor
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
Taxa de reset Típico 0,96
Tempo de retardo < 35 ms
Precisão do tempo de operação no modo de tempodefinido
±1,0% do valor de ajuste ou ±20 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)
Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau
Valor inicial ROVPTOV 0.010...1.000 x Un 0.001
Tempo de atraso naoperação
ROVPTOV 40...300000 ms 1
Proteção do Diferencial de Linha e Controle 1MRS756900 BRED615 Versão de produto: 3.0
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Tabela 41. Proteção de sobrecorrente de sequência negativa de fase (NSPTOC)
Característica Valor
Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: fn ±2 Hz
±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 reinício < 40 ms
Taxa de reset Típico 0,96
Tempo de retardo < 35 ms
Precisão do tempo de operação no modo de tempodefinido
±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms
Precisão do tempo de operação no modo de tempo inverso ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3)
Supressão de harmônicos DFT: -50 dB na f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…
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)
Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau
Valor inicial NSPTOC 0.01...5.00 x In 0.01
Multiplicador de tempo NSPTOC 0.05...15.00 0.05
Tempo de atraso naoperação
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
1) Para referências adicionais, consulte a tabela de características Operacionais
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Tabela 43. Proteção de descontinuidade de fase (PDNSPTOC)
Característica Valor
Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: fn ±2 Hz
±2% do valor ajustado
Tempo de partida < 70 ms
Tempo de reinício < 40 ms
Razão de reinício Típico 0,96
Tempo de retardamento < 35 ms
Precisão do tempo de operação no modo de tempodefinido
±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms
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)
Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau
Valor de partida (Ajuste darazão de corrente I2/I1)
PDNSPTOC 10...100 % 1
Tempo de atraso naoperação
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)
Característica Valor
Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: fn ±2 Hz
±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x In
Precisão de operação ±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms
Proteção do Diferencial de Linha e Controle 1MRS756900 BRED615 Versão de produto: 3.0
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Tabela 46. Configurações principais da proteção contra falha de disjuntor (CCBRBRF)
Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau
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)
Característica Valor
Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: fn ±2 Hz
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
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42 ABB
Tabela 48. Configurações principais da sobrecarga térmica trifásica (T1PTTR)
Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau
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)
Característica Valor
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
Taxa de reset Típico 0,96
Precisão de operação +35 ms / -0 ms
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ABB 43
Tabela 50. Configurações principais de detecção de corrente de partida trifásica (INRPHAR)
Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau
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)
Característica Valor
Tempo de operação1) < 30 ms
1) Incluindo o tempo do contato de saída.
Proteção do Diferencial de Linha e Controle 1MRS756900 BRED615 Versão de produto: 3.0
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)
Característica Valor
Precisão do tempo de operação ±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms
Funções de medição
Tabela 55. Medição de corrente trifásica (CMMXU)
Característica Valor
Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: fn ±2 Hz
±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)
Característica Valor
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
Supressão de harmônicos DFT: -50 dB na f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…
Tabela 57. Medição de corrente residual (RESCMMXU)
Característica Valor
Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: f/fn = ±2Hz
±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
Proteção do Diferencial de Linha e Controle 1MRS756900 BRED615 Versão de produto: 3.0
ABB 45
Tabela 58. Medição de tensão residual (RESVMMXU)
Característica Valor
Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: f/fn = ±2Hz
±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
Proteção do Diferencial de Linha e Controle 1MRS756900 BRED615 Versão de produto: 3.0
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
Proteção do Diferencial de Linha e Controle 1MRS756900 BRED615 Versão de produto: 3.0
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
Proteção do Diferencial de Linha e Controle 1MRS756900 BRED615 Versão de produto: 3.0
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
Proteção do Diferencial de Linha e Controle 1MRS756900 BRED615 Versão de produto: 3.0
ABB 49
Proteção diferêncial de linha
H B D C A C A D B K C 1 B A N 1 X D
#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
Proteção do Diferencial de Linha e Controle 1MRS756900 BRED615 Versão de produto: 3.0
50 ABB
H B D C A C A D B K C 1 B A N 1 X D
#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)
Diferêncial de linha ,fibra multimodo (LC)
Diferêncial de linha ,fibra multimodo (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
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GUID-9FD2F37D-BDBB-4729-81D7-D6027C11E7A4 V1 PT
H B D C A C A D B K C 1 B A N 1 X D
#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
Proteção do Diferencial de Linha e Controle 1MRS756900 BRED615 Versão de produto: 3.0
52 ABB
H B D C A C A D B K C 1 B A N 1 X D
# 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
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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
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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
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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 ● - - -
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Tabela 64. Funções suportadas, continuação
Função IHM web PCM600 PCM600Engineering
PCM600Engineering Pro
Visualização de eventos ● - - -
Salvar os dados de eventosno PC do usuário ● - - -
● = Suportado
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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
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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
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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
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60 ABB
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 baseada emadmitância, instância 2 EFPADM2 Yo> -> (2) 21YN (2)
Proteção de falta à terra baseada emadmitância, instância 3 EFPADM3 Yo> -> (3) 21YN (3)
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)
Proteção de sobretensão residual, instância 2 ROVPTOV2 Uo> (2) 59G (2)
Proteção de sobretensão residual, instância 3 ROVPTOV3 Uo> (3) 59G (3)
Proteção do Diferencial de Linha e Controle 1MRS756900 BRED615 Versão de produto: 3.0
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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 da posição de seccionadora,instância 2 DCSXSWI2 I <-> O DC (2) I <-> O DC (2)
Indicação da posição de seccionadora,instância 3 DCSXSWI3 I <-> O DC (3) I <-> O DC (3)
Indicação de chave de aterramento ESSXSWI1 I <-> O ES I <-> O ES
Religamento automático DARREC1 O -> I 79
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
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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)
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