Treinamento REF615 620 - Perguntas e Respostas

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Treinamento Relion 615 620 – Operação & Engenharia 
Perguntas e respostas 
 
Tema: PCM600 
1. Se eu apagar os alarmes no ihm, no software eu consigo ver os alarmes que foram 
apagados? 
[ABB] Através do menu “Clear” pode-se escolher o que deseja apagar do 
equipamento. Uma vez apagadas as informações, estes não conseguem ser 
recuperados pelo software. Por isso é muito importante que as pessoas que tenham 
acesso a recurso conheçam o que estão fazendo; 
Talvez possa ter uma outra interpretação para esta pergunta, que são as indicações 
que aparecem na IHM quando há algum start ou trip. Onde apenas podemos 
pressionar o botão de ESC para retornar para tela de operação e consultar as 
informações. 
Ou também pode ter a interpretação do ponto de vista dos LEDs, que possuem o 
atalho para reconhecimento, que não tem influência nos registros do equipamento. 
São reconhecidos somente as indicações luminosas mesmo. 
É importante ressaltar que reconhecer uma condição é diferente de apagar o 
registro. 
 
2. Quando você usa a estrutura de lógicas que vem por default, você se preocupa em 
fazer algo nos blocos que você não irá utilizar? 
[ABB] É importante verificar se estes terão influência na sua aplicação. Caso não 
tenham, não é necessário ação na lógica. 
Mas um ponto importante de lembrar é que todas as funções de proteção 
disponíveis na lógica padrão vêm habilitadas, então se não vai usar alguma, pode 
apenas desativar nos ajustes mesmo. 
 
3. Como fica a questão das Tasks e Orders dos blocos? Vi que a task dos blocos 
lógicos são rápidas (não existe blocos lentos como nos IEDs670) e percebi que 
quando você salva o arquivo ele reordena as "Orders" automaticamente ... isso 
sempre ocorre quando você salva, ou seja, ele reordena tudo ou só a parte que não 
estava salvo até então, digo por conta de garantir que não seja inserido atrasos no 
processamento dos sinais (principalmente dos circuitos de disparos). 
[ABB] Para as linhas de produtos do treinamento não é necessário se preocupar com 
tasks e orders dos blocos, pois possui um processamento otimizado, não 
impactando no desempenho das funções ou lógicas, diferente de outras linhas, 
como a 630, 650 e 670 onde isso deve ser observado. 
 
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4. Eu consigo acessar no software o registro de falha mesmo se eu apaguei no IHM as 
falhas ou os trips? 
[ABB] conforme resposta do item 1 
 
5. Qual a diferença entre Setting Group 1 e 2 e 3 e assim por diante...?? 
[ABB] Como o nome sugere, setting group são os grupos de ajustes disponíveis no 
IED. Ou seja, são cenários (ou perfis) que podem ser carregados no IED e que 
podem ser facilmente modificados. Pode ser explicado com um exemplo de 
sazonalidade de uma determinada planta. 
Exemplo: Uma planta de agrícola que em determinados meses do ano possui uma 
produção alta e consequente consumo de energia, utiliza neste cenário o grupo de 
ajuste 1. Mas nos restantes dos meses tem uma carga muito menor que o 
tradicional e até exporta energia a partir de seus geradores, utiliza o grupo de ajuste 
2 nesta situação, pois o perfil das proteções se modifica e são necessários ajustes 
diferentes. 
O exemplo acima é mais visual, mas estes recursos também são muito utilizados na 
distribuição de energia, onde as redes podem assumir arranjos diferentes e com 
isso ter necessidades de coordenação diferentes também. 
 
6. Nas proteções temos vários grupos de ajustes, pode dar um exemplo de aplicação 
?! 
[ABB] Conforme resposta do item 5 
 
7. Eu consigo adicionar mais um ajuste para a frequência ao invés de dois iguais é 
padrão do software, ter três ajustes? 
[ABB] A pergunta não ficou muito clara, mas vamos tentar trazer algumas 
informações que possam esclarecer. Na função de frequência pode-se selecionar 
sub-frequência, sobrefrequência e gradiente de frequência (df/dt). Em um mesmo 
bloco, no mesmo grupo de ajuste, a combinação de função pode ser entre o 
gradiente de frequência com sub-frequência ou com sobrefrequência. Ou seja, sub e 
sobrefrequência não é possível no mesmo bloco, no mesmo grupo de ajuste. 
Para isso, recomenda-se que utilize mais um bloco de frequência na lógica. 
Os equipamentos da ABB normalmente possuem vários blocos de frequência e 
podem ser usados todos estes blocos, conforme a necessidade. 
 
8. O que seria a ferramenta "Update IED" que fica abaixo do "Set TK..."? 
[ABB] Esta é uma ferramenta de atualização do firmware do equipamento, ou em 
alguns casos para inclusão de idioma (neste caso quando o IED vem apenas com 
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inglês). 
A atualização de firmware do equipamento é um procedimento que o próprio 
usuário pode realizar e assim sempre garantir que o equipamento estará sempre na 
revisão mais atual de sua versão. 
Segue o link da página onde, com o número de série do equipamento, é possível 
consultar se há alguma atualização disponível, e havendo pode fazer o download do 
arquivo de atualização, assim como o documento que indica as modificações 
realizadas e o procedimento a ser seguido: 
https://protection.datacare.abb.com/ 
 
 
Tema: IED RELION 
9. Qual é tempo de atualização do software do REF615? 
[ABB] Descarregar uma configuração completa no IED, toma cerca de 4 a 5 minutos 
quando pela porta de rede, e entre 8 à 10 minutos pela porta de serviço (frontal). 
O reboot do equipamento toma menos de 1 minuto. 
Espero que isso possa ter ajudado. 
 
10. Seu eu retirar os relés da caixa é pra desligar o disjuntor? 
[ABB] Depende do que está presente no comando em questão. 
De forma geral, o equipamento não gera disparo apenas por ser desligado, ou 
ligado novamente. Gerar disparo é entendido como voluntariamente fechar uma 
saída binária por exemplo. Porém, se uma bobina de mínima é conectada num 
contato do IED, quando tirar a alimentação esta bobina perderá a energia e pode 
desligar o disjuntor. 
Este é um exemplo bastante raro, ou seja, na maioria dos casos pode-se retirar o 
equipamento sem nenhum impacto à operação (apenas ficará sem proteção 
enquanto estiver se o IED). 
Mas é importante observar o comando, pois a bobina de abertura pode não ser a 
única a gerar uma abertura do disjuntor. 
O mesmo pode ser aplicado em contatores, que não possuem selo. 
 
11. Os relés podem ser ligados próximos ao transformador/disjuntor? Quais os 
requisitos de temperatura ambiental neste caso? 
[ABB] No documento Product Guide tem uma série de informações com relação às 
condições ambientais. Porém, com relação a temperatura, o equipamento pode ser 
exposto conforme abaixo: 
https://protection.datacare.abb.com/
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Esta informação foi extraída do Product guide. 
https://search.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRS756379&Langua
geCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch 
 
12. Em de linha de transmissão com uma considerável distância, onde na entrega 
haverá um transformador com Tap automático devido à queda de tensão, pode ser 
utilizado diferentes tipos de relés.... um RET em comunicação direta com um REU, 
por exemplo? 
[ABB] pode-se ter diversas aplicações. Mas o controle de TAP não é exclusividade do 
REU615. 
Este controle pode ser feito por um RET620, por exemplo. 
A aplicação vai depender o que realmente é necessário. Em alguns casos pode-se 
usar somente uma remota (RIO600) poderia ser suficiente. 
Mas no geral, vai depender do que o sistema oferece e o que desejamos fazer com o 
mesmo. 
Esta pode sim ser uma alternativa. 
 
13. Nossa base instalada aqui na empresa de relés de proteção de alimentadores é da 
família 610, como foi dito esse relé não é comercializado mais no Brasil. Sendo 
assim a ABB ainda dá suporte ao mesmo ou em caso de necessidade devemos 
migrar para o 615? 
[ABB] O relé ainda pode ser comercializado, mas somente por nosso departamento 
de service, por não se tratar de um equipamento da linha ativa. 
Mas sim, sempre que um equipamento sai de linha a ABB se compromete a 
apresentar uma soluçãode migração do mesmo. No caso do 610, o tamanho da 
caixa é exatamente o mesmo do 615. Além de possuir modelos específicos e 
software de migração, que permite que se aproveite até mesmo as conexões de 
bornes. 
A ABB possui um programa de retrofit de IEDs (RRP – Relay Retrofit Program) para 
uma série de equipamento que foram modernizados, permitindo uma adequação 
muito rápida. 
https://new.abb.com/medium-voltage/digital-substations/protection-relay-
services/extensions-upgrades-and-retrofits/retrofits/relay-retrofit-program-
SPACOM-MCX 
https://search.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRS756379&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch
https://search.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRS756379&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch
https://new.abb.com/medium-voltage/digital-substations/protection-relay-services/extensions-upgrades-and-retrofits/retrofits/relay-retrofit-program-SPACOM-MCX
https://new.abb.com/medium-voltage/digital-substations/protection-relay-services/extensions-upgrades-and-retrofits/retrofits/relay-retrofit-program-SPACOM-MCX
https://new.abb.com/medium-voltage/digital-substations/protection-relay-services/extensions-upgrades-and-retrofits/retrofits/relay-retrofit-program-SPACOM-MCX
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14. O fato do relé (rex640) ser tipo coringa, digamos que o cliente o molde para atender 
em mais de uma modalidade, isso infere o nível de processamento do mesmo? 
[ABB] Caso as funções disponíveis no equipamento atenda, não há problema. O 
equipamento possui processamento suficiente para rodar sua capacidade máxima 
de funções de proteção e e controle. É mais provável que uma limitação de hardware 
que defina a necessidade de inclusão de mais um equipamento. 
 
 
15. No 615 technical manual tem você mostrou configuração xcbr + scswi, mas e quanto 
a essa interface com o SCADA (em qual dos blocos vai ser comandado pelo SCADA) 
em qual manual tem essa informação? 
[ABB] Os blocos de controle de chaves que podem ser usados são CBXCBR, DCXSWI 
e ESXSWI. 
Todos estes permitem comando. Já os que não permitem comando, e são usados 
somente para indicação são os blocos DCSXSWI e ESSXSWI. Está definido neste 
mesmo manual técnico as condições de cada bloco: 
 
 
Caso a dúvida seja onde encontrar os pontos de controle para o SCADA, existe um 
documento chamado “Parameter List” que é inclusive disponível na documentação 
presente no PCM600 (conforme mostrado no treinamento) onde é disponível o 
mapeamento IEC61850 de todos os pontos possíveis do relé. 
 
 
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16. Sobre este conjunto de testes apresentado com o relé e simulação de disjuntores e 
seccionadoras, isto é comercializado, posso pedir uma cotação para vocês? qual e-
mail? 
[ABB] Sim, a ABB comercializa este equipamento. Pode ser mandado para o meu e-
mail mesmo. 
caio.ferreira@br.abb.com 
 
17. Pergunta sobre o ajuste dos TPS. Se eu estou utilizando três TPS fase terra, a tensão 
primária eu informo para o relé a tensão individual do TP ou do sistema trifásico? 
[ABB] É importe informar para o equipamento a relação que ele está submetido 
assim como o tipo de conexão. Se está sendo considerado por exemplo, 13,8kV no 
primário, deve ser informado o secundário de 115V. Mas se for informar que é 7,967 
kV no primário, deve-se acompanhar a razão de √3 para o secundário 
(aproximadamente 66V), isso considerando a conexão do secundário como estrela. 
 
18. Qual é o range de tensão que a BI aceita? 
[ABB] no Product Guide está disponível a informação. O equipamento pode operar 
com tensões nominais na BI de 24 à 250 Vcc. Mas pode ser configurado para 
sensibilizar a partir de 16Vdc, conforme mostra trecho do product guide a seguir: 
 
 
19. O relé faz proteção falta fase-terra calculado? Sem usar a entrada de neutro? É 
possível? 
[ABB] Sim. Conforme demonstrado no treinamento, basta indicar nas funções de 
proteção de falta terra se a referência a ser usada é medida ou calculada. 
Lembrando que isso pode ser feito individualmente, ou seja, na prática é possível ter 
as 2 formas no IED simultaneamente, com parte das funções de neutro medida e 
outra parte calculada. 
 
20. O Ref 615 tem uma entrada específica para a sobre tensão de residual? E mais a 
entrada de TP de sincronismo? 
[ABB] Sim. Basta selecionar o modelo que possua as funções desejadas. O do 
exemplo que usamos no treinamento possuía 5 entradas de tensão, sendo uma 
delas para tensão residual e outra para referência de sincronismo (além das 
entradas de TPs de fase) 
mailto:caio.ferreira@br.abb.com
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21. Configurei um REF615 para proteção subtensão, coloquei pra desarmar com 7000 V, 
por exemplo, daí quando desligo o disjuntor do TP, zera as tensões no REF, mas ele 
não entra em trip. Tem outro parâmetro que tenho que habilitar? 
[ABB] Sim, conforme foi demonstrado no segundo dia do treinamento, a proteção 
de falta a terra pode ter um bloqueio por tensão muito baixa, justamente para 
impedir que haja operação de subtensão quando houver um desligamento. 
Conforme apresentado, isso pode ou não ser desejado. Mas isso é configurável no 
IED. Basta alterar o parâmetro “enable block value” da função PHPTUV, que irá 
operar com tensão 0V. Veja o ajuste destacado a seguir: 
 
 
 
22. Eu tenho uma dúvida a respeito da utilização/valores de ajuste da função ANSI 46 
(Desequilíbrio de corrente) e na sua utilização em alimentadores como falta de fase. 
Caso fuja do escopo do treinamento eu poderia estar lhe enviando um e-mail para 
esclarecimentos? 
[ABB] Claro. Estamos sempre a disposição para auxiliá-los. 
De forma geral, a função 46 é uma proteção para componente de sequência 
negativa. Está bastante associada à desequilíbrios e distorções da rede, que podem 
prejudicar equipamentos ou máquinas do sistema elétrico. Meu e-mail foi 
informado numa outra pergunta acima. Pode usar para tirar esta dúvida sim. Será 
um prazer ajudar. 
 
23. Trabalho num fpso tivemos um shutdown quando restabelecemos a planta, um dos 
relés REF620 ficou reiniciando direto. Tivemos que pegar um backup. Teria alguma 
coisa que eu poderia fazer para normalizá-lo? E com esse backup só fecha o 
disjuntor no jumping direto no relé. O que posso fazer para normalizar? O relé ficava 
inicializando o tempo todo, não normalizava. 
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[ABB] Este é um caso de atendimento de pós-venda. Sendo bastante difícil decifrar 
com este breve relato qual a causa e a solução. Não é um comportamento normal do 
equipamento. Mas entre em contato conosco da ABB que poderemos avaliar o caso 
e indicar as soluções. 
 
Tema: DETECÇÃO DE ARCO 
24. Sobre a proteção arco qual tipo de FO que vai no REA, e a fibra e distribuída como 
no Unigear 
[ABB] Os acessórios como sensores do sistema REA são informados no próprio 
catálogo do equipamento. As unidades REA101, REA103 e REA105 usam a fibra em 
laço, já o REA107 usa fibras pontuais. Espero ter respondido à pergunta. 
 
Tema: PAINÉIS 
25. Esse exemplo envolvendo mola carregada, chave terra, e outros intertravamentos 
(você falou que está usando um simulador) mas na prática isso se aplica a qual 
modelo de cubículo da ABB? 
[ABB] A princípio em todos. As informações que usamos no treinamento são bem 
básicas. Podem ter algumas diferenças de seccionador ou extração do disjuntor. 
Mas para o IED, a praticamente não tem diferença. Caso tenha mais interesse nos 
produtos de média tensão, como os painéis, convido a acessar a seguinte página: 
https://new.abb.com/medium-voltage 
 
Tema: REDE E COMUNICAÇÃO 
26. É possível 2 acessos remotos ao mesmo tempo? 
[ABB] Nossos dispositivos permitem acessos de até 5 clientes simultaneamente. 
Então, sim! 
 
27. Existe alguma função de whatchdog pronta para comunicação? 
[ABB] Sim. Principalmente usando a configuração padrão, já há uma série de blocos 
que avaliam a disponibilidade de link, tanto quanto a comunicação. Os blocos 
podem variar um pouco de acordo com a seleção de tipos deporta e protocolos de 
comunicação utilizados. 
 
28. Quando ocorre falha na fonte SNTP principal, ela é chaveada para a secundária. 
Quando a principal retorna, a fonte SNTP chaveia da secundária para a principal 
novamente? 
[ABB] Sim. Este é exatamente o comportamento. 
https://new.abb.com/medium-voltage
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29. Quanto a aplicação do SSC600 como centralizador das informações dos relés 
inteligentes, ele trabalha somente com protocolo ethernet ou ele aceita trabalhar 
com outros protocolos? 
[ABB] Ethernet é a topologia da rede, e não o protocolo. Estes arranjos que 
comentamos usam o protocolo “proccess bus” do IEC61850 (que trafega na 
topologia ethernet) para permitir a troca de informações. Lembrando que para essa 
aplicação é necessário ter redundância 100%, ou seja HSR ou PRP para operar 
conforme definido pela própria norma. 
Como este recurso é uma definição da norma da IEC61850, que os protocolos são 
sempre através de rede ethernet, para este tipo de solução somente é possível com 
o próprio protocolo. 
Já existiram soluções similares anteriormente, porém com protocolos proprietários. 
Mas que acabaram por deixar de existir, uma vez que a IEC61850 já permitiu 
padronizar tudo, e é o caminho que os grandes fabricantes estão traçando. Então, 
de maneira geral, algum fabricantes até pode desenvolver uma aplicação similar, 
mas se não usa solução proprietária, estará em desacordo com a norma. 
 
OUTROS 
30. Quando falamos em cálculo PU do que se trata, poderia explicar um pouco? 
[ABB] PU significa “por unidade” e é principalmente usado para estudos de 
proteção, onde permite-se trazer colocar as informações numa mesma base. 
Um exemplo que ilustra bem é quando se tem um transformador, onde a carga 
nominal dele é representada por 1PU. A partir daí, os cálculos podem ser feitos 
referenciando à esta base. 
Alguns relés de proteção permitem que os ajustes sejam informados em PU (na 
ABB, pode exemplo a linha 630 trabalha dessa forma). Mas nem sempre é usual. 
Aqui é apenas uma breve explicação ilustrativa, mas se precisar de um pouco mais 
de informações, fico à disposição.