feeder proteção e controle ref630 guia do produto · como tais funções ou facilmente adaptada...

Relion® 630 series

Feeder Proteção e controleREF630Guia do Produto

Conteúdo

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

2. Aplicação.......................................................................3

3. Pré-configuração............................................................5

4. Recursos de proteção....................................................8

5. Controle.......................................................................12

6. Localização de falhas...................................................12

7. Medidas.......................................................................12

8. Oscilografia..................................................................12

9. Qualidade de energia....................................................12

10. Registro de eventos....................................................13

11. Relatório de distúrbios.................................................13

12. Monitoramento do disjuntor.........................................13

13. Supervisão do circuito de disparo...............................13

14. Auto-supervisão..........................................................13

15. Supervisão de falha de fusível......................................13

16. Supervisão do circuito de corrente..............................13

17. Controle de acesso.....................................................14

18. Entradas e saídas........................................................14

19. Comunicação..............................................................15

20. Dados técnicos...........................................................17

21. Painel frontal da interface gráfica.................................53

22. Métodos de montagem...............................................53

23. Dados de seleção e pedido.........................................55

24. Acessórios..................................................................59

26. Ferramentas................................................................60

27. Soluções suportadas ABB..........................................61

28. Diagramas de terminal.................................................63

29. Referências.................................................................66

30. Funções, códigos e símbolos......................................67

31. Documento com o histórico de revisões......................69

Aviso Legal

As informações neste documento estão sujeitas a alteração sem aviso e não devem ser interpretadas como um compromisso da ABB Oy. A ABB Oy não assume

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Feeder Proteção e controle 1MRS757789 AREF630 Versão de produto: 1.1

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1. DescriçãoREF630é um gerenciamento do alimentador de IED para osistema de proteção, mensuração e supervisão da tensãonos sistemas da instalação e da energia industrial. REF630 é

um membro da ABB’s Relion®produto da família e parte dasérie 630 caracterizado por escalabilidade funcional econfigurabilidade flexível. REF630 também caracteriza asfunções de controle necessárias que constituem uma soluçãoideal para o alimentador da baía de controle

Os protocolos de comunicação de suporte incluindo IEC61850 oferece conectividade sem emendas para sistemas deautomação industrial

2. AplicaçãoO REF630 fornece proteção principal para linhas superiores ealimentadores de cabo nas redes de distribuição. O IED se

adapta para as redes netras isoladas e redes com resistênciaou impedância neutra aterrada. Quatro configurações pré-definidas para coincidir com a sua proteção típica dotransformador e as especificações de controle estãodisponíveis. A configuração pré-definida pode ser usadacomo tais funções ou facilmente adaptada ou estendida comcomplemento, por meio do qual a gestão do motor do IEDpode ser afinado para satisfazer os requisitos específicos dasua aplicação presentes.

Feeder Proteção e controle 1MRS757789 AREF630 Versão de produto: 1.1 Emitido em: 2013-03-21

Revisão: A

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RET630 Pré-configuração APara Transformador HV/MV de Dois Enrolamentos

REF630Entrante

REF630 Pré-configuração DPara Secionalizador de Barramento

REF630 Pré-configuração BAlimentador de Anel Aéreo Radial/Linah Mista

GUID-EBE462A5-7366-467A-BA18-583E75428EDB V2 PT

Figura 1. RET630 e REF630 IEDs aplicados para o alimentador de entrada e de manobra primária em um arranjo de barramento duplo. ORET630 com pré-configuração A é utilizado para a proteção e controle do transformador de potência, o REF630 com pré-configuração B protege e controla o alimentador de saída e o REF630 com pré-configuração D é usado para o seccionadorasbarramento.


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3. Pré-configuraçãoOs IEDs série 630 são oferecidos com pré-configuraçõesopcionais de fábrica para vários aplicativos. As pré-configurações contribuem para comissionamento mais rápidoe menos utilizações do IED. As pré-configurações incluemfuncionalidade-padrão geralmente necessária para umaplicativo específico. Cada pré-configuração é adaptávelusando o Gestor IED de Proteção e Controle PCM600. Aoadaptar a pré-configuração, o IED pode ser configurado parase adequar ao aplicativo específico.

A adaptação da pré-configuração pode incluir a adição ouexclusão de proteção, controle e outras funções de acordocom o aplicativo específico, mudança dos ajustes deparâmetro-padrão, configuração dos alarmes-padrão eajustes do gravador de eventos, incluindo os textosmostrados em HMI, configuração dos LEDs e botões defunção, e adaptação do diagrama-padrão de linha simples.

Além disso, a adaptação da pré-configuração sempre incluiengenharia de comunicação para configurar a comunicaçãode acordo com a funcionalidade do IED. A engenharia decomunicação é feita usando a unção de configuração decomunicação do PCM600.

Se nenhuma das pré-configuraçõesatender às necessidades da área desejadado aplicativo, os IEDs série 630 podemtambém ser solicitados sem qualquer pré--configuração. Nesse caso, o IED precisaser configurado desde o começo.

Tabela 1. Opções de ordenação de pré-configuração REF630

Descrição Pré-configuração

pré-configuração A para de alimentação aberto/fechado A

Pré-configuração B para linha de alimentador elevada/mista B

Pré-configuração C para alimentador em anel/malha C

Pré-configuração D para barramento seccionador D

Número de instâncias disponíveis n


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Tabela 2. Funções usadas nas pré-configurações A coluna 'n' mostra o número total de instâncias de funções disponíveisindependentemente da pré-configuração selecionada

Funcionalidade A B C D n

Proteção

Sobrecorrente trifásica não-direcional, estágio baixo 1 1 1 1 1

Sobrecorrente trifásica não-direcional, estágio alto 2 2 2 2 2

Sobrecorrente trifásica não-direcional, estágio instantâneo 1 1 1 1 1

Sobrecorrente trifásica direcional, estágio baixo 2 - - - 2

Sobrecorrente trifásica direcional, estágio alto 1 - - - 1

Proteção de distância1) - - 1 - 1

Lógica de mudança para falha automática - - 1 - 2

Localizador de falhas1) - - - - 1

Religamento automático 1 1 1 - 2

Falha à terra não-direcional, estágio baixo - 1 - 1 1

Falha à terra não-direcional, estágio alto 1 1 1 1 1

Falha à terra não-direcional, estágio instantâneo - 1 - 1 1

Falha à terra direcional, estágio baixo 2 1 3 - 3

Falha à terra direcional, estágio alto 1 - 1 - 1

Falha à terra transitória/intermitente 1 - - - 1

Proteção de falta à terra baseada em admitância - - - - 3

Proteção contra falha à terra wattimétrica - - - - 3

Sobrecorrente de sequência negativa 2 2 2 2 2

Proteção de sobrecarga térmica trifásica para o alimentador 1 1 1 - 1

Descontinuidade de fase 1 1 1 - 1

Detecção de corrente de inrush trifásica 1 1 1 1 1

Sobretensão trifásica - - 3 - 3

Subtensão trifásica - - 3 - 3

Sobretensão de sequência positiva - - - - 2

Subtensão de sequência positiva - - - - 2

Sobretensão de sequência negativa - - - - 2

Sobretensão residual - - 3 - 3

Gradiente de frequência - - - - 5

Sobrefrequência - - - - 5

Subfrequência - - - - 5

Redução de carga - - - - 6

Falha no disjuntor 1 1 1 1 2

Lógica de trip 1 1 1 1 2

Proteção analógica multiuso - - - - 16

Funções relacionadas à proteção

Lógica de aceleração local - - 1 - 1


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Tabela 2. Funções usadas nas pré-configurações A coluna 'n' mostra o número total de instâncias de funções disponíveisindependentemente da pré-configuração selecionada, continuação


Lógica de comunicação para sobrecorrente residual - - 1 - 1

Lógica do esquema de comunicação - - 1 - 1

Inversão de corrente e WEI lógica - - 1 - 1

Lógica para reversão de corrente e WEI para corrente residual - - 1 - 1

Controle

Controle do cubículo 1 1 1 1 1

Interface de intertravamento 4 4 4 1 10

Disjuntor/controle do desconector 4 4 4 1 10

Disjuntor 1 1 1 1 2

Seccionadora 3 3 3 - 8

Interface do interruptor local/remoto - - - - 1

Synchrocheck1) - - - - 1

E/S do processo genérico

Controle de ponto único (8 sinais) - - - - 5

Indicação de ponto duplo - - - - 15

Indicação de ponto simples - - - - 64

Valor genérico medido - - - - 15

Chave de rotação lógica para seleção de função e apresentação LHMI - - - - 10

Seletor de mini-chave - - - - 10

Contador de pulso para medição de energia - - - - 4

Contador de eventos - - - - 1

Supervisão e monitoramento

Monitoramento de condição do disjuntor 1 1 1 1 2

Supervisão de falha de fusível 1 1 1 - 2

Supervisão do circuito de corrente 1 1 1 - 2

Supervisão do circuito de trip 3 3 3 3 3

Supervisão da bateria da estação - - - - 1

Monitoramento de energia - - - - 1

Supervisão do valor-limite medido - - - - 40

Qualidade de energia

Variação de tensão1) - - - - 1

Desequilíbrio da tensão1) - - - - 1

Harmônicos de corrente1) - - - - 1

Harmônicos de tensão (fase-a-fase)1) - - - - 1

Harmônicos de corrente (fase a terra)1) - - - - 1

Medições

Corrente trifásica 1 1 1 1 1


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Tabela 2. Funções usadas nas pré-configurações A coluna 'n' mostra o número total de instâncias de funções disponíveisindependentemente da pré-configuração selecionada, continuação


Tensão trifásica (fase-terra) 1 1 1 1 1

Tensão trifásica (fase à fase) - - - - 1

Corrente residual 1 1 1 1 1

Tensão residual 1 1 1 - 1

Monitoramento de potência com P, Q, S, fator de energia, frequência 1 1 1 1 1

Sequência de corrente 1 1 1 1 1

Sequência de tensão 1 1 1 1 1

Função do registrador de distúrbios

Canais analógicos 1-10 (amostras) 1 1 1 1 1

Canais analógicos 11-20 (amostras) - - - - 1

Canais analógicos 21-30 (val. calc.) - - - - 1

Canais analógicos 31-40 (val. calc.) - - - - 1

Canais binários 1-16 1 1 1 1 1



Canais binários 49-64 1 - 1 - 1

Comunicação de estação (GOOSE)

Recebimento binário - - - - 10

Recebimento de ponto duplo - - - - 32

Recebimento de intertravamento - - - - 59

Recebimento de número inteiro - - - - 32

Recebimento do valor medido - - - - 62

Recebimento de ponto único - - - - 62

1) Função opcional a ser especificada no pedido

4. Recursos de proteçãoO IED oferece proteção contra curto-circuito e sobre correnteincluindo proteção de sobre corrente não direcional trifásicacom quatro estágios independentes, e proteção contra sobrecorrente de três fases com três estágios independente. Alémdisso, o IED inclui detecção da irrupção da corrente de trêsfases para bloquear os estágios de proteção contra sobretensão selecionados ou aumentar temporariamente osvalores de ajustes. A função de proteção de sobre cargatérmica inclusa usa os modelos térmicos das linhas e cabossuspensos. A proteção de sobre corrente de sequêncianegativa, com dois estágios independentes, é utilizado para aproteção de fase não balanceada. Além disso, o IED oferecedescontinuidade da fase.

Além disso, o IED caracteriza a falha na terra seletiva eproteção contra falha cross country para sistemas isoladosneutros e para sistemas de resistência e/ou impedânciaincluindo sistemas neutros aterrados e sólidos A proteção defalha à terra inclui proteção contra falha na terra nãodirecional com três estágios de impedância e proteção contrafalha direcional na terra com quatro estágios independentes.Além da proteção de falha de terra-convencional, o IEDoferece watimétrico e proteção baseada na admissão dafalha à terra.

A proteção de falha a terra transiente ou intermitente inclusaé baseada na detecção de transientes de falha a terrarelacionados à falhas contínuas ou intermitentes. A falha deterra intermitente é um tipo especial de falha que éencontrada especialmente em redes compensadas com


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cabos subterrâneos. Nas redes solidamente aterradas oucompensadas, o transiente da função de proteção de falhana terra detecta falhas no aterramento com baixa resistênciaàs falhas. A proteção de sobretensão residual, com trêsestágios independentes, é usado para a proteção de falhasna terra na subestação e no alimentador de entrada, e para oback-up da proteção dos alimentadores de saída.

O IED oferece proteção de distância, incluindo tanto zonasde características circular (mho) e quadrilátero (quad), trêszonas independentes com ajustes separados para alcancedoa medição dos elementos fase-fase e fase-terra e duaszonas de controle de auto-religamento dos disjuntores. Alémdisso, o IED oferece interruptor automático para a lógica dafalha com tensão e corrente baseadas em opções dedetecções..

O IED oferece funções de proteção de tensão trifásica,incluindo proteção contra subtensão e sobretensão com trêsestágios independentes cada, ambos com medição de fase-fase ou fase-terra-de O IED oferece subfrequência,sobrefrequência e taxa de mudança de frequência deproteção para ser usado em aplicações de limitação de cargae de restauração da rede.

Além disso o IED oferece funções de religamento automáticomulti-shot de três pólos para alimentadores do cabeçalho

O IED incorpora tecnologia de proteção de falha de disjuntorpara disjuntor, e um novo disparo ou back-up do disparopara o disjuntor a montante.

REF630 Pré-configuração A

Alimentador em anel aberto/fechado

GUID-8D94ABFF-3F94-4C26-BDF5-2F4DD4B906FB V1 PT

Figura 2. Resumo da função de proteção da pré-configuração A


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REF630 Pré-configuração B

Linha de alimentação elevada radial/mista

GUID-4460293F-E493-4876-8B35-EA12DD21B7BD V1 PT

Figura 3. Resumo da função de proteção da pré-configuração B


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REF630 Pré-configuração C

Para Alimentador de Anel/Misto

GUID-A0FC88A2-E407-4A57-86B8-8845CE7AD078 V1 PT

Figura 4. Resumo da função de proteção da pré-configuração C

REF630 Pré-configuração D

Para Secionalizador de Barramentos

GUID-CE8BEBCD-9D9B-4FE6-A9EF-AF4690339584 V1 PT

Figura 5. Resumo da função de proteção da pré-configuração D


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5. ControleO IED incorpora as funções de controle local e remoto O IEDoferece um número de entradas/saídas binárias designadaslivremente e circuitos lógicos para a baía de estabelecimentoe funções de travamento para disjuntores e desconector deinterruptor operado a motor O IED auxilia os layouts dassubestações únicas e duplas do carro O número de aparatosprimários controláveis dependem do número de entradasdisponíveis na configuração selecionada Além da sinalizaçãoconvencional de hardware a mensagem GOOSE, de acordocom o IEC 61850-8-1, também pode ser usada para sinalizara mudança entre o IED para obter o travamento necessário

A configuração-padrão A incorpora uma função synchro-check para garantir que a tensão o ângulo de fase e afrequência em cada lado de um disjuntor aberto satisfaçamas condições para uma conexão interna segura de duasredes.

6. Localização de falhasREF630 caracteriza uma impedância de medição da funçãode localização de falha adequado para a localização de curto-circuitos em sistemas de distribuição radiais. Falhas deaterramento podem ser localizadas em redes eficientementeaterradas e de baixa resistência e em redes aterradas debaixa reactância. Em circunstâncias em que a magnitude dacorrente de falha é pelo menos da mesma ordem demagnitude ou maior do que a corrente de carga, falhas deterra também pode ser localizado em isolados de redes dedistribuição neutros. A função de localização de falhasidentifica o tipo de a falha e, em seguida, calcula a distânciaao ponto de falha. Uma estimativa do valor de resistência afalhas também é calculada A estimativa fornece informaçõessobre a causa da possível falha e à precisão da distânciaestimada para o ponto de falha.

7. MedidasO IED mede continuamente as correntes de fase, correntesde sequência positiva e negativa e a corrente residual. O IEDtambém mede as tensões a fase-terra ou fase-fase , tensõesde sequência positiva e negativa e a tensão residual Alémdisso, o IED monitora a energia ativa, reativa, e aparente, ofator de energia, o valor de demanda de energia para operíodo pré-configurado e seletivo por usuário, bem como,energia ativa e reativa cumulativa de ambas direções. Afrequência de linha, a a temperatura calculada noalimentador, e o valor desbalanceado da fase com base narazão entre a corrente de fase negativa e positva também sãocalculadas. Os cálculos cumulativos e médios utilizam amemória não volátil disponível no IED.

Os valores medidos são acessados localmente através dainterface do usuário no painel frontal do IED ou remotamenteatravés da interface de comunicação do IED. Os valorestambém são acessados local ou remotamente utilizando ainterface do usuário baseado no web-browser.

8. OscilografiaO IED é fornecido com gravador de distúrbio contendo até 40canais analógicos e 64 canais de sinais binários os canaisanalógicos podem ser ajustado para gravar a forma da curvadas correntes mensuradas. Os canais analógicos podem serdesencandeados para gravar quando o valor de medição caiou excede os valores de ajustes Os canais de sinal digitalpodem ser definidos para iniciar uma gravação sobre oaumento ou a borda de descida do sinal binário. Os canaisbinários são definidos para gravar sinais internos ou externosIED, por exemplo, iniciar ou operar sinais das funções deproteção, ou o bloqueio de sinais de controle ou externos. Ossinais binários de IED, como o sinal do início da proteção, oudo desarme, ou um sinal de controle externo do IED sobreuma entrada binária, pode ser ajustado para acionar agravação. Além disso, as definições do gravador deperturbação incluem os períodos antes ou depois do disparo

A oscilografia pode armazenar até 100 gravações. O númerode gravações pode variar, dependendo do comprimento dagravação e o número de sinais incluídos. The disturbancerecorder controls the Start and Trip LEDs on the front-paneluser interface. A operação dos LEDs é totalmenteconfigurável permitindo a ativação quando os critérios de umou vários, ou seja, função de proteção de partida ou disparar,sejam cumpridas.

As informadas gravadas são armazenadas em uma memórianão volátil em que os dados podem ser atualizados para umaanálise de falha subsequente.

9. Qualidade de energiaA qualidade da energia em padrões é definida através dascaracterísticas da tensão de alimentação. As variaçõestransientes, de tensão de longa duração, desequilíbrio edistorção de forma de onda são as principais característicasque descrevem a qualidade de potência. A qualidade depotência é, no entanto, uma questão orientada pelo cliente.Pode-se dizer que qualquer problema de potência que digarespeito à tensão ou à corrente que resulta e, falha ou malfuncionamento do equipamento do cliente pe um problemade qualidade de potência.

REF630 tem as seguintes funções de monitoração daqualidade de energia

• Variação de tensão• Desequilíbrio da tensão• Harmônicos de corrente• Harmônicos de corrente (fase a fase, fase a terra)

As funções de medições harmônicas são utilizadas para

monitorar os componentes harmônicos individuais (até 20th) eo total da distorção harmônica (THD). A função harmônica dacorrente também monitora a distorção da demanda total(TDD)


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A variação na forma de onda da tensão é avaliada pelamedição dos aumentos, diminuições e interrupções detensão, A função de variação de tensão inclu uma mediçãoda variação de tensão, de fase única, fase dupla e fase triplaA função utiliza cinco diferentes métodos para o cálculo dedesequilíbrio de tensão.

• Magnitude de tensão de sequência negativa• Magnitude de tensão de sequência zero• Proporção de magnitude de tensão de sequência

negativa para sequência positiva• Proporção de magnitude de tensão de sequência zero

para sequência positiva• Proporção de desvio máximo de tensão de fase a partir

da magnitude média de tensão até a média demagnitude de tensão de fase.

10. Registro de eventosO IED apresenta um log de eventos que permite o registro deinformações sobre o evento. O log de eventos pode serconfigurado para registrar informações do usuário de acordocom critérios pré-definidos, incluindo sinais de IED. Paracoletar invormações de sequência de eventos, (SoE), o IEDincorpora uma memória não-volátil com capacidade paraarmazenamento de 1000 eventos com selos de tempoassociado e textos de eventos defníveis pelo usuário Amemória não volátil também retém seus dados caso o IEDperca temporariamente seu fornecimento auxiliar. O registrodo evento facilita as análises detalhadas de pré e pós-falhadas falhas e dos distúrbios.

As informações SoE são acessadas localmente através dainterface do usuário no painel frontal do IED ou remotamenteatravés da interface de comunicação do IED. Os valorestambém são acessados local ou remotamente utilizando ainterface do usuário baseado no web-browser.

O registo de eventos de comunicação é determinada peloprotocolo de comunicação utilizado e da engenharia decomunicação. Os eventos de comunicação são enviadasautomaticamente para a automação da estação e sistemasSCADA uma vez que a engenharia de comunicação desejadatem sido feito.

11. Relatório de distúrbiosO relatório de distúrbio inclui informações coletadas durantea situação de falha. relatório inclui informações gerais, comotempo de gravação, tempo de pré falha e pós falha Alémdisso, o relatório inclui magnitude de pré falha, falha de pré-ângulo, falhas de magnitude e os valores de falha do ângulodo disparo. Por padrão, os relatórios de perturbações sãoarmazenados numa memória não-volátil. O relatório dedistúrbio numérico pode ser acessado via interface localinterface de usuário e do painel frontal. Um relatório maisabrangente e com distúrbio de onda está disponível usandoPCM600.

12. Monitoramento do disjuntorAs funções do monitoramento da condição do IED monitoramconstantemente o desempenho e a condição do disjuntor. Omonitoramento compreende o tempo de carga da mola, apressão do gás SF6, o tempo de viagem contador daoperação, calculador da energia acumulada, estimativa davida do disjuntor e o tempo de inatividade do disjuntor,

As funções do monitoramento disponibilizam os dadosoperacionais do histórico do disjuntor, que pode ser usadopara programação da manutenção preventiva do disjuntor.

13. Supervisão do circuito de disparoA supervisão do circuito de disparo monitora continuamentea sua disponibilidade e operabilidade. Isso proporciona ummonitoramento de circuito aberto tanto quando o disjuntorestá fechado como quando está aberto. Ela também detectaa perda da tensão de controle do disjuntor.

14. Auto-supervisãoA sistema de autossupervisão incorporado no IED monitoracontinuamente o estado do hardware do IED e a operação dosoftware do IED. Qualquer falha ou mal funcionamentodetectado será usado para alertar o operador.

Os eventos autossupervisão são salvos em uma lista doseventos internos, que pode ser acessada localmente pormeio da interface do usuário no painel frontal do IED. A listado evento também pode ser acessada pelo uso donavegador da web com base na interface do usuário ou doPCM600.

15. Supervisão de falha de fusívelA supervisão de falha do fusível detecta falhas entre o circuitode medição de tensão e o IED. As falhas são detectadas porsequência negativa com base ao algoritmo pela tensão deltae algoritmo de corrente delta. Na detecção de uma falha, asupervisão de função de falha do fusível ativa um alarme ebloqueia as funções de proteção dependentes de tensão apartir de operação sem intenção.

16. Supervisão do circuito de correnteA supervisão da circuito de corrente é utilizado para adetecção de falhas nos circuitos secundários dotransformador de corrente. Na detecção de uma falha, afunção de supervisão do circuito de corrente ativa um LED doalarme e bloqueia certas funções de proteção para evitaruma operação sem propósito. A função de supervisão docircuito de corrente calcula a soma das correntes de fase apartir dos núcleos de proteção e compara a soma com acorrente de referência única medida a partir de umtransformador de corrente de núcleo balanceado ou a partirde núcleos separados nos transformadores de outro conjuntode corrente de fase.


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17. Controle de acessoPara proteger o IED do acesso não autorizado e para mantera integridade da informação, o IED é fornecido com umsistema de autenticação incluindo gestão de usuárioUtilizando a ferramenta de Gerenciamento de Usuário naGestão de Proteção e Controle IED PCM600, uma senhaindividual é designada para cada usuário pelo administrador.Além disso, o nome do usuário é associado a um ou mais dequatro grupos de usuários disponíveis: Operador do Sistema,Engenheiro de Proteção, Engenheiro de Design eAdministrador do Usuário. A associação do grupo por casausuário individual autoriza o uso de IED de acordo com operfil do grupo do usuário

18. Entradas e saídasDependendo da configuração do hardware selecionado, oIED está equipado com seis entradas de fases de correntesO IED sempre inclui uma entrada de tensão residual paraproteção de falha à terra direcional ou a proteção da tensãoresidual. Além disso, o IED inclui três entradas de tensões defase para a proteção de sobrecorrente de sobretensão,subtensão e direcional e outras funções de proteçãobaseadas em tensão Dependendo da configuração dohardware, o IED também inclui uma entrada de tensãodedicado para Sincronismo.

As entradas de fase correntes são classificados 1/5 A. O IEDestá equipado com uma ou duas alternativas residualcorrentes entradas, que é 1/5 A ou 0.1/0.5 A. A 0.1/0.5 Umaentrada é normalmente utilizada em aplicações que requeremterra falha de proteção sensível e com um transformador denúcleo de equilíbrio atual.

As entradas de três tensões de fase entradas, tanto para fase-fase ou tensões de fase-terra, ea entrada de tensão residual

abrangem as tensões nominais de 100 V, 110 V, 115 V e 120V. Os valores nominais do entradas de corrente e tensão sãoselecionados no software IED.

Além disso, os limiares de entrada binários 18 ... 176 V DCsão selecionados por ajustar as configurações do IED deparâmetro. A tensão de limiar pode ser definidaseparadamente para cada entrada binária.

Há também um módulo RTD / mA opcional com 8 IDT / mA e4 saídas de mA. O módulo RTD / mA opcional facilita amedição de até oito sinais analógicos através do IDT ouentradas mA e proporciona quatro saídas mA. A RTD eentradas mA pode por exemplo ser utilizada para medir atemperatura ambiente ou supervionar sinais analógicosfornecidos por transdutores externos. Quaisquer entradas deRTD/mA também podem ser alternativamente utilizadascomo entrada de resistência como uma entrada dotransdutor de tensão DC As saídas mA podem ser usadaspara transferir livremente medições ou cálculos de valoresanalógicos para dispositivos previstos com capacidades deentrada mA.

A escabilidade das variantes 6U dos IEDs são voltados para aoptimização das aplicações dos aplicativos da aparelhagemno qual entradas e saídas binárias são geralmentenecessárias.

Todas as entradas binárias e contatos de saída sãolivremente configuráveis utilizando a matriz de sinal da funçãode configuração do aplicativo em PCM600.

Vide, por favor, nas tabelas de Entrada/Saída, a seleção dedados e pedidos e os diagramas terminais para informaçõesmais detalhadas sobre as entradas e saídas

Tabela 3. Configuração da entrada analógica

Configuração daentrada analógica

CT (1/5 A) CT sensível(0.1/0.5 A)

VT Entradas RTD/mA Saídas de mA

AA 4 - 5 - -

AB 4 1 4 - -

CA 3 1 5 - -

BA 4 - 5 8 4

BB 4 1 4 8 4

BC 3 1 5 8 4

Tabela 4. Opções de entradas e saídas binárias para variantes 4U

Opções de I/O binárias Configuração da entrada binária BI BO

Padrão AA 14 9

Com um módulo binário opcional E/S AB 23 18

Com dois módulos opcionais E/S1) CA 32 27

1) Não é possível se o módulo RTD / mA é selecionado.


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Tabela 5. Opções de entradas e saídas binárias para variantes 6U

Opções de I/O binárias Configuração da entrada binária BI BO

Padrão AA 14 9

Com um módulo binário opcional E/S AB 23 18

Com dois módulos opcionais E/S CA 32 27

Com três módulos opcionais E/S AD 41 36

Com quatro módulos opcionais E/S1) AE 50 45

1) Não é possível se o módulo RTD / mA é selecionado.

19. ComunicaçãoO IED suporta o padrão de automação de subestação IEC61850 incluindo comunicação horizontal GOOSE além dosprotocolos bem estabelecidos DNP3 (TCP/IP) e IEC60870-5-103. Todas as informações operacionais e controlesestão disponíveis através destes protocolos.

Arquivos de pertubação são acessado utilizando-se osprotocolos IEC 61850 ou IEC 60870-5-103. Arquivos deperturbação também estão disponíveis para qualqueraplicativo baseado em Ethernet no formato padrãoCOMTRADE. O IED pode enviar sinais binários para outrosIEDs (chamado de comunicação horizontal) utilizando o perfilGOOSE (Evento de Subestação de Objeto OrientadoGenérico) IEC 61850-8-1 GOOSE binário de mensagenspode, por exemplo, ser empregado para a proteção eesquemas de proteção baseados em intertravamentos. O IEDcumpre os requisitos de desempenho de GOOSE paraaplicações de disparo em subestações, conforme definidopelo padrão IEC 61850 Além disso, o IED suporta o envio erecebimento de valores analógicos utilizando mensagensGOOSE. GOOSE analógico de mensagem permite atransferência rápida de valores de medição analógicos sobreo terminal rodoviário, facilitando assim para a partilha deexemplo de valores de entrada IDT, tais como valores detemperatura ambiente, a outras aplicações de IED.Mensagens analogas GOOSE também podem ser usadas emaplicativos de restrição de carga. O IED interopera comoutras ferramentas e sistemas de IED compatíveis com IEC61850, e simultaneamente reporta eventos para cincoclientes diferentes no barramento de estação IEC 61850.Para um sistema usando DNP3 sobre TCP/IP, eventospodem ser enviados a quatro mestres diferentes. Para

sistemas usando IEC 60870-5-103, o IED pode serconectado a um mestre em um barramento de estação comtopologia de estrela.

Todos os conectores de comunicação, exceto o conector daporta frontal, são colocados nos módulos de comunicaçãointegrada. O IED é conectado a sistemas de comunicaçãobaseados em Ethernet através do conector RJ-45(10/100BASE-TX) ou conector LC de multi-modo de fibraótica (100BASE-FX).

O IEC 60870-5-103 está disponível através da porta serialótica onde é possível usar fibra de vidro serial (conector ST)ou fibra plástica serial (conector snap-in).

O IED suporta métodos de sincronização de tempo SNTP,DNP3 e IRIG-B com uma resolução de carimbo de data/horade 1 ms.

O IED suporta os seguintes métodos de sincronização detempo com uma resolução de carimbo de data/hora de 1 ms:

Com base na comunicação Ethernet:• SNTP (protocolo de tempo de rede simples)• DNP3

Com a conexão de sincronização de tempo:• IRG-B (Grupo de Instrumentação Entre Variações - formato

do código de tempo B)

A comunicação serial do IEC 60870-5-103 tem umaresolução de carimbo de data/hora de 10 ms.


ABB 15

Tabela 6. Alternativas de protocolo e interface de comunicação suportados

Interfaces/protocolos1) Ethernet100BASE-TX RJ-45

Ethernet100BASE-FX LC

Snap-in serial ST serial

IEC 61850

DNP3

IEC 60870-5-103 = Suportado 1) Vide o capítulo de Seleção e Ordem de dados para maiores informações


16 ABB

20. Dados técnicos

Tabela 7. Dimensões

Descrição Valor

Largura 220 mm

Altura 177 mm (4U)265,9 mm (6U)

Profundidade 249.5 mm

Caixa de peso 6.2 kg (4U)5.5 kg (6U)1)

Peso do LHMI 1.0 kg (4U)

1) Sem IHM Local

Tabela 8. Fonte de alimentação

Descrição Tipo 1 Tipo 2

Uauxnominal 100, 110, 120, 220, 240 V AC, 50 e 60 Hz 48, 60, 110, 125 V DC

110, 125, 220, 250 V DC

Uauxvariação 85...110% de Un (85...264 V AC) 80...120% de Un (38.4...150 V DC)

80...120% de Un (88...300 V DC)

Carga máxima da fonte de tensão auxiliar 35 W

Ripple na tensão auxiliar DC máx de 15% do valor DC (em frequência de 100 Hz)

Tempo de interrupção máxima na tensão DCauxiliar sem reajuste de IED

50 ms em Uaux

A entrada da fonte de energia deve serprotegida por um disjuntor em miniatura externo

Por exemplo, tipo S282 UC-KA carga máxima avaliada da tensão auxiliar é dade como 35 watts. Dependendo da tensãoutilizada, selecione o MCB adequado com base na respectva corrente O tipo S282 UC-Kpossui uma tensão de 0.75 A a 400 V AC.


ABB 17

Tabela 9. Entradas energizantes

Descrição Valor

Frequência nominal 50/60 Hz

Faixa operacional Frequência nominal ± 5 Hz

Entradas de corrente Corrente avaliada, In 0.1/0.5 A1) 1/5 A2)

Capacidade de resistência térmica:

• Continuamente 4 A 20 A

• For 1 s 100 A 500 A

• Para 10 s 25 A 100 A

Resistência da corrente dinâmica:

• Valor de meia-onda 250 A 1250 A

Impedância de entrada <100 mΩ <20 mΩ

Entradas de tensão Tensão nominal, Un 100 V AC/ 110 V AC/ 115 V AC/ 120 V AC

Resistência de tensão:

• Contínuo 425 V AC

• Para 10 s 450 V AC

Carga na tensão nominal <0.05 VA

1) Corrente residual2) Correntes de fase ou corrente residual

Tabela 10. Entradas binárias

Descrição Valor

Faixa operacional Tensão máxima da entrada 300 V DC

Tensão Nominal 24...250 V DC

Drenagem de corrente 1.6...1.8 mA

Consumo de energia/entrada <0.3 W

Tensão de limiar 15...221 V DC (parametrizável com variação em passos de 1% da tensãonominal)

Precisão da tensão de limiar ±3.0%


18 ABB

Tabela 11. Entradas RTD

Descrição Valor

Entradas RTD Sensores RTD suportados 100 Ω de platina TCR 0,00385 (DIN 43760)

250 Ω de platina TCR 0,00385

100 Ω de níquel TCR 0,00618 (DIN 43760)

120 Ω de níquel TCR 0,00618

10 Ω de cobre TCR 0,00427

Faixa de resistência suportada 0…10 kΩ

Resistência de chumbo máxima (mediçãode três fios)

100 Ω de platina 25 Ω por chumbo

250 Ω de platina 25 Ω por chumbo

100 Ω de níquel 25 Ω por chumbo

120 Ω de níquel 25 Ω por chumbo

10 Ω de cobre 25 Ω por chumbo

Resistência 25 Ω por chumbo

Isolamento 4 kV Entradas para todas assaídas e aterramento deproteção

Corrente de sensor de sRTD/resistência Máximo de 0,275 mA rms

Precisão / temperatura da operação • ±1°C Sensores de Pt e Ni paramedir a variação datemperatura ambiente de-40°C a 200°C e -40°C a70°C

• ±2°C Sensor CU para medir avariação da temperatura de-40°C a 200°C

• ±4°C sensores CU datemperatura ambiente em-40°C a 70°C

• ±5°C De -40°C a -100 ºC davariação da medida

Precisão / resistência da operação ±2.5 Ω variação 0-400 Ω

±1.25% variação de 400 Ω -10K Ωohms r

Tempo de resposta < Tempo de filtração +350 ms

entradas mA Faixa de corrente suportada -20 mA … +20 mA

Impedância de entrada de corrente 100 Ω ± 0.1%

Precisão de operação ± 0.1% ± 20 ppm por °C de escala completa sensores CU datemperatura ambiente em-40°C a 70°C

Entradas detensão

Variação de tensão suportada -10 V DC….+10 V DC

Precisão de operação ±0.1% ± 40 ppm por °C de escala completa sensores CU datemperatura ambiente em-40°C a 70°C


ABB 19

Tabela 12. Saídas do sinal e saída IRF

Troca do relé IRF - relé do tipo de saída do sinal

Descrição Valor

Tensão Nominal 250 V AC/DC

Transporte do contato contínuo 5 A

Fazer e transportar por 3,0 s 10 A

Fazer e transportar por 0.5 s 15 A

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

≤0.5 A/≤0.1 A/≤0.04 A

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

Tabela 13. Relés de saída de energia sem função TCS

Descrição Valor

Tensão Nominal 250 V AC/DC

Capacidade contínua 8 A


Fazer e levar para 0,5 s 30 A


≤1 A/≤0,3 A/≤0,1 A

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

Tabela 14. Relés de saída de energia com TCS funcão

Descrição Valor

Tensão Nominal 250 V DC

Capacidade contínua 8 A


Fazer e levar para 0,5 s 30 A


≤1 A/≤0,3 A/≤0,1 A

Carga mínima de contato 100 mA a 24 V DC

Faixa da tensão de controle 20...250 V DC

Drenagem da corrente por meio do circuito de supervisão ~1,0 mA

Tensão mínima sobre o contato TCS 20 V DC

Tabela 15. Saídas de mA

Descrição Valor

Saídas de mA Variação da saída -20 mA … +20 mA

Precisão de operação ±0.2 mA

Máximo (incluindo resistência de fio) 700 Ω

Tempo de resposta do hardware ~80 ms

Isolamento 4 kV


20 ABB

Tabela 16. Interfaces deEthernet

Interface de Ethernet Protocolo Cabo Frequência da transferência dedados

LAN1 (X1) Protocolo TCP/IP Cabo de fibra óptica comconectorLC ou cabo de partorcido blindado CAT 5e ou,melhor,

100 MBits/s

Tabela 17. Ligação de comunicação de fibra ótica

Comprimento deonda

Tipo de fibra Conector Atenuação de curso permitida1) Distância

1300 nm Núcleo de fibra devidro MM 62.5/125 μm

LC <8 dB 2 km

1) Atenuação máxima permitida causada pelos conectores e cabos conjuntamente

Tabela 18. Interface X4/IRIG-B

Tipo Protocolo Cabo

Terminal de parafuso, conector depinos

IRIG-B Cabo par trançado blindadoRecomendado: CAT 5, Belden RS-485 (9841- 9844) ou Cabo Alpha(Alpha 6222-6230)

Tabela 19. Interface serial traseira

Tipo Conector

Porta serial (X9) Conector ótico ST ou conector ótico snap-in

Tabela 20. Grau de proteção do IED para montagem embutida

Descrição Valor

Frente IP 40

Traseira, terminais de conexão IP 20

Tabela 21. Grau de proteção da IHM local

Descrição Valor

Frente e lateral IP 42

Tabela 22. Condições ambientais

Descrição Valor

Variação da temperatura operacional -25...+55ºC (contínua)

Variedade de temperatura de serviço de tempo curto -40...+85ºC (<16h)Observação: Degradação nos desempenhos MTBF e HMI fora davariação de temperatura de -25...+55ºC

Umidade relativa <93%, sem condensação

Pressão atmosférica 86...106 kPa

Altitude up to 2000 m

Variação da temperatura de transporte e armazenamento -40...+85ºC


ABB 21

Tabela 23. Testes ambientais

Descrição Valor de tipo de teste Referência

Teste de calor seco (umidade <50%) • 96 h em +55ºC• 16 h em +85ºC

IEC 60068-2-2

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

IEC 60068-2-1

Teste do calor da umidade, cíclico • 6 ciclos a +25…55°C, Rh >93% IEC 60068-2-30

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

IEC 60068-2-48


22 ABB

Tabela 24. Testes de compatibilidade eletromagnética


100 kHz e 1 MHz teste de distúrbio de explosão IEC 61000-4-18IEC 60255-22-1, nível 3

• Modo comum 2,5 kV

• Modo diferencial 1,0 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 de frequências de rádio

• Conduzida, modo comum 10 V (rms), f=150 kHz...80 MHz IEC 61000-4-6IEC 60255-22-6, nível 3

• Irradiada, de amplitude modulada 10 V/m (rms), f=900 MHz ENV 50204IEC 60255-22-3

• Irradiada, de amplitude modulada 10 V/m (rms), f=80...2700 MHz IEC 61000-4-3IEC 60255-22-3, nível 3

Testes rápidos de perturbação transitória IEC 61000-4-4IEC 60255-22-4, classe A

• Todas as portas 4 kV

Teste de imunidade à sobretensão IEC 61000-4-5IEC 60255-22-5

• Comunicação 1 kV, linha de terra

• Entrada binárias, entradas de tensão 2 kV, linha à terra1 kV, linha a linha

• Outras portas 4 kV linha a terra, 2 kV linha a linha

Campo magnético de frequência de potência(50 Hz)

IEC 61000-4-8

• 1...3 s 1000 A/m

• Contínuo 300 A/m

Teste de imunidade de frequência de tensão• Modo comum

• Modo diferencial

Entradas binárias apenas 300 V rms 150 V rms

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

Quedas de tensão e interrupções de curtaduração

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

IEC 61000-4-11

Ensaios de emissões electromagnéticas EN 55011, classe AIEC 60255-25

• Conduzida, emissão RF (terminal principal)

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)


ABB 23

Tabela 24. Testes de compatibilidade eletromagnética, continuação


• Radiated RF-emission

30...230 MHz < quase pico 40 dB(µV/m) medido a 10 m dedistância

230...1000 MHz < 47 dB(µV/m) quase pico, medido a umadistância de 10 m

Tabela 25. Testes de isolamento


Testes dielétricos: IEC 60255-5IEC 60255-27

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

Teste de voltagem de impulso: IEC 60255-5IEC 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 de Isolamento IEC 60255-5IEC 60255-27

• Resistência de Isolamento >100 MΏ, 500 V DC

Resistência da ligação de proteção IEC 60255-27

• Resistência <0,1 Ώ, 4 A, 60 s

Tabela 26. Testes mecânicos

Descrição Referência Requisito

Testes da vibração (sinusoidais) IEC 60068-2-6 (teste Fc)IEC 60255-21-1

Classe 1

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

Classe 1

Teste sísmico IEC 60255-21-3 (método A) Classe 1

Tabela 27. Segurança do produto

Descrição Referência

Diretiva de BT 2006/95/CE

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

Tabela 28. Conformidade EMC

Descrição Referência

diretiva EMC 2004/108/EC

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


24 ABB

Tabela 29. Conformidade RoHS

Descrição

Cumpre com a diretiva RoHS 2002/95/EC

Funções de proteção

Tabela 30. Proteção de sobrecorrente trifásica não direcional (PHxPTOC)

Característica Valor

Precisão de operação Na frequência f = fn

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 de partida 1)2) PHIPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor de partidaIFalta = 10 x ajuste Valor de partida

Típico: 17 ms (±5 ms) Típico 10 ms (±5 ms)

PHHPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor de partida

Típico 19 ms (±5 ms)

PHLPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor de partida


Tempo de reinício < 45 ms

Razão de reinício Típico 0,96

Tempo de retardamento < 30 ms

Precisão do tempo de operação no modo de tempo definido ±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms

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

Supressão de harmônicos RMS: Sem 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), corrente antes da falta = 0.0 x In, fn = 50 Hz,corrente de falta em uma fase com frequência nominal injetada no ângulo de fase aleatória, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições

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


ABB 25

Tabela 31. Configurações principais da proteção trifásica não-direcional contra sobrecorrente (PHxPTOC)

Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau

Valor inicial PHLPTOC 0.05...5.00 pu 0.01

PHHPTOC 0.10...40.00 pu 0.01

PHIPTOC 0.10...40.00 pu 0.01

Multiplicador de tempo PHLPTOC 0.05...15.00 0.05

PHHPTOC 0.05...15.00 0.05

Tempo de atraso na operação PHLPTOC 0.04…200.00 s 0.01

PHHPTOC 0.02…200.00 s 0.01

PHIPTOC 0.02…200.00 s 0.01

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


26 ABB

Tabela 32. Proteção de sobrecorrente direcional trifásica (DPHxPDOC)



DPHLPDOC 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°

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

Ângulo de fase:±2°

Tempo de partida1)2) IFalha = 2,0 x ajuste Valor de partida Típico: 24 ms (±15 ms)


Taxa de reset Típico 0,96

Tempo de retardo < 35 ms


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

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) Modo de medição = padrão (depende do estágio), corrente antes da falha = 0,0 x In, fn = 50 Hz, falha de corrente em uma fase 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

Tabela 33. Configurações principais da proteção trifásica direcional contra sobrecorrente (DPHxPDOC)


Valor inicial DPHLPDOC 0,05...5,00 pu 0.01

DPHHPDOC 0,05...5,00 pu 0.01

Multiplicador de tempo DPHxPDOC 0.05...15.00 0.05

Tempo de atraso na operação DPHxPDOC 0.04...200.00 s 0.01

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

Ângulo característico DPHxPDOC -179...180 graus 1

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

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



ABB 27

Tabela 34. Proteção de distância (DSTPDIS)



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

Impedância:±2.0% precisão estatísticaÂngulo de fase: ±2°

Tempo de partida 1)2) SIR3): 0.1–60 Típico 50 ms (±15 ms)

Sobre alcance transiente SIR = 0.1 – 60 < 6%



Precisão do tempo em funcionamento no modo de tempo definido ±1.0% do valor de ajuste ou ±20 ms

1) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização2) Relacionada aos sinais de partida da Zona Z1–Zone ZAR23) SIR = Fonte de razão de impedância


28 ABB

Tabela 35. Principais configurações de proteção a distância (DSTPDIS)

Parâmetro Função Valores (Faixa) Etapas

Phase voltage Meas (Medição detensão de fase)

DSTPDIS ExatoPP sem Uo

-

Sistema de aterramento GFC DSTPDIS Alta impedânciaBaixa impedânciaA partir da entrada

-

Modo de sel. de fase GFC DSTPDIS "Overcurrent" (Sobrecorrente)“Voltdep overcur”SubimpedânciaOvercur/underZ

-

Mod de detecção de EF GFC DSTPDIS IoIo OR Uo (Io OU Uo)Io AND Uo (Io E Uo)Io AND Ioref (Io E Ioref)

-

Atraso operacional GFC DSTPDIS 0.100 - 60.000 s 0,001

Ph Str A Ph Sel GFC DSTPDIS 0.10 - 10.00 pu 0,01

Ph Lo A Ph Sel GFC DSTPDIS 0.10 - 10.00 pu 0,01

Ph V Ph Sel GFC DSTPDIS 0.10 - 1.00 pu 0,01

PP V Ph Sel GFC DSTPDIS 0.10 - 1.00 pu 0,01

Z Chr Mod Ph Sel GFC DSTPDIS QuadrilateralMho (circular)

-

Load Dsr mode GFC DSTPDIS DesligadoLigado

-

X Gnd Fwd alcance GFC DSTPDIS 0.01 - 3000.00 ohm 0,01

X Gnd Rv alcance GFC DSTPDIS 0.01 - 3000.00 ohm 0,01

Ris Gnd Rch GFC DSTPDIS 0.01 - 500.00 ohm 0,01

X PP Fwd alcance GFC DSTPDIS 0.01 - 3000.00 ohm 0,01

X PP Rv alcance GFC DSTPDIS 0.01 - 3000.00 ohm 0,01

PP Rch GFC Resistivo DSTPDIS 0.01 - 100.00 ohm 0,01

Ris alcance de carga GFC DSTPDIS 1.00 - 3000.00 ohm 0,01

Área da carga do ângulo GFC DSTPDIS 5 - 45 graus 1

Z Max Ph carga GFC DSTPDIS 1.00 - 10000.00 ohm 0,01

Corrente op. de fase-terra GFC DSTPDIS 0.01 - 10.00 pu 0,01

Gnd Op A Ref GFC DSTPDIS 0.01 - 10.00 pu 0,01

Gnd Str tensão GFC DSTPDIS 0.02 - 1.00 pu 0,01

Ph Prf mode Hi Z GFC DSTPDIS Nenhum filtroNenhuma preferênciaCyc A-B-C-ACyc A-C-B-AAcyc A-B-CAcyc A-C-BAcyc B-A-CAcyc B-C-AAcyc C-A-BAcyc C-B-A

-


ABB 29

Tabela 35. Principais configurações de proteção a distância (DSTPDIS), continuação


MPh Prf mode Lo Z GFC DSTPDIS Todos os circuitosApenas PEApenas PPBLK indutivo PEBLK capacitativo PE

-

Gnd Op A XC GFC DSTPDIS 0.10 - 10.00 pu 0,01

PP tensão XCF GFC DSTPDIS 0.10 - 1.00 pu 0,01

Cross-country Dl GFC (DImúltilpla GFC)

DSTPDIS 0.00 - 10.00 s 0,01

Modo de impedância Zn DSTPDIS RetangularPolar

-

Impedância Chr Gnd Zn DSTPDIS QuadrilateralMho (circular)Mho dir lineOffset dir lineBullet (combi)

-

Impedância Chr PP Zn DSTPDIS QuadrilateralMho (circular)Mho dir lineOffset dir lineBullet (combi)

-

Zona de ângulo de fase máxima DSTPDIS 0 - 45 graus 1

Zona defase de ângulo mínimo DSTPDIS 90 - 135 GRAUS 1

Zona de quantidade de polarização DSTPDIS Pos. seq. volt.Self polPol cruzada

-

Modo direcional Zn1 DSTPDIS Não-direcionalPara fenteReverso

-

modo operacional de circuito PP,Zona 1

DSTPDIS DesabilitadoHabilitado

-

Modo de atraso PP Zn1 DSTPDIS DesabilitadoHabilitado

-

R1 zona 1 DSTPDIS 0.01 - 3000.00 ohm 0,01

X1 zona 1 DSTPDIS 0.01 - 3000.00 ohm 0,01

X1 zona inversa 1 DSTPDIS 0.01 - 3000.00 ohm 0,01

Z1 zona 1 DSTPDIS 0.01 - 3000.00 ohm 0,01

Z1 zona do ângulo 1 DSTPDIS 15 - 90 graus 1

Z1 reverse zone x DSTPDIS 0.01 - 3000.00 ohm 0,01

Min Ris PP Rch Zn1 DSTPDIS 0.01 - 100.00 ohm 0,01

Máx Ris PP Rch Zn1 DSTPDIS 0.01 - 100.00 ohm 0,01

R0 zona 1 DSTPDIS 0.01 - 3000.00 ohm 0,01

X0 zona 1 DSTPDIS 0.01 - 3000.00 ohm 0,01

Zona 1 do Fator K0 DSTPDIS 0.0 - 4.0 0,1

ângulo Zn1 do fator K0 DSTPDIS -135 - 135 graus 1


30 ABB

Tabela 35. Principais configurações de proteção a distância (DSTPDIS), continuação


Min Ris Gnd Rch Zn1 DSTPDIS 0.01 - 500.00 ohm 0,01

Máx Ris Gnd Rch Zn1 DSTPDIS 0.01 - 500.00 ohm 0,01

Gnd operar Dl Zn1 DSTPDIS 0.030 - 60.000 s 0,001

Tabela 36. Função automática de ligação de falha (CVRSOF)



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

Precisão de tempo operacional ±1,0% do valor ajustado ou ±35 ms

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

Tabela 37. Localizador da falha (SCEFRFLO)




Precisão da localização da falha: ±2.5% do comprimento da linhaPrecisão de localização de falha real depende da falha e ascaracterísticas do sistema de energia.


Tabela 38. Principais configurações do localizador de falha (SCEFRFLO)

Parâmetro Função Valores (Faixa) Passo

Phase voltage Meas (Medição detensão de fase)

SCEFRFLO PP preciso sem PP Uo -

Modo de disp para Cálculo SCEFRFLO Externo InternoContínuo -

Tempo de pré-falha SCEFRFLO 0.100...300.000 s 0,001

Z Máx carga da fase SCEFRFLO 1.00...10000.00 ohm 0,01

Ph fugas Ris SCEFRFLO 1...1000000 ohm 1

Ph reactância capacitiva SCEFRFLO 1...1000000 ohm 1

R1 seção de linha A SCEFRFLO 0.001...1000.000 ohm/pu 0,001

X1 seção de linha A SCEFRFLO 0.001...1000.000 ohm/pu 0,001

Seção A da linha R0 SCEFRFLO 0.001...1000.000 ohm/pu 0,001

X0 seção de linha A SCEFRFLO 0.001...1000.000 ohm/pu 0,001

Linha Len seção A SCEFRFLO 0.001...1000.000 pu 0,001

Tabela 39. Religador automático (DARREC)


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


ABB 31

Tabela 40. Proteção de falta à terra não-direcional (EFxPTOC)



EFLPTOC ±1,5% do valor ajsutado ou ±0,001 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) EFIPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor de partida


EFHPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor de partida


EFLPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor de partida







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) Tipo de curva operacional = tempo definido IEC, Modo de medição = padrão (depende do estágio), corrente antes da falta = 0,0 x In, fn = 50 Hz, corrente de falta à terra com

frequência nominal injetada no ângulo de fase aleatório, resultados com base na distribuição estatística de 1000 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

Tabela 41. Proteção contra falta à terra não-direcional (EFxPTOC) principais ajustes


Valor inicial EFLPTOC 0.010...5.000 pu 0.005

EFHPTOC 0.10...40.00 pu 0.01

EFIPTOC 0.10...40.00 pu 0.01

Multiplicador de tempo EFLPTOC 0.05...15.00 0.05

EFHPTOC 0.05...15.00 0.05

Tempo de atraso na operação EFLPTOC 0.04...200.00 s 0.01

EFHPTOC 0.02...200.00 s 0.01

EFIPTOC 0.02...200.00 s 0.01

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



32 ABB

Tabela 42. Proteção direcional de falta à terra (DEFxPDEF)



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

Ângulo de fase: ±2°

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

Ângulo de fase: ±2°

Tempo de partida 1)2) DEFHPDEF e DEFLPTDEF:IFalta = 2 x ajuste Valor de partida







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 operacional = tempo definido IEC, Modo de medição = padrão (depende do estágio), corrente antes da falta = 0,0 x In, fn = 50 Hz,

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


ABB 33

Tabela 43. Proteção de falta à terra direcional (DEFxPDEF), principais configurações


Valor inicial DEFLPDEF 0.010...5.000 pu 0.005

DEFHPDEF 0.10...40.00 pu 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 na operação DEFLPDEF 0.06...200.00 s 0.01

DEFHPDEF 0.06...200.00 s 0.01

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

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

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


Tabela 44. Proteção de falta à terra transitória/intermitente (INTRPTEF)


Precisão de operação (critério Uo com proteção transitória) Na frequência f = fn

±1,5% do valor de juste ou ±0,002 × Uo

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

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

Tabela 45. Configurações principais da proteção contra falha de terra intermitente/transiente (INTRPTEF)


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

-

Tempo de atraso na operação INTRPTEF 0.04...1200.00 s 0.01

Valor inicial de tensão (valorinicial de tensão para falha deterra por transiente)

INTRPTEF 0.005...0.500 pu 0.001

Modo de operação INTRPTEF 1=Falha de terra intermitente2=Falha de terra por transiente

-

Limite do contador de picos(requisito mín. para contador depicos antes do início no modo defalha de terra intermitente)

INTRPTEF 2...20 -


34 ABB

Tabela 46. Proteção contra falta à terra baseada em admitância (EFPADM)


Precisão de operação1) Na frequência f=fn

±1,0% ou ±0,01mS (na variação de 0,5 - 100mS )

Tempo de partida2) Típico 65 ms (±15ms)



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

1) Io variou durante o teste. Uo = 1,0 x Un = tensão fase-terra durante falha-terra na rede compensada ou desenterrada.2) Inclui o atraso do contato de saída de sinal Resultados baseados na distribuição estatística de 100 medidas

Tabela 47. Proteção contra falta à terra baseada em admitância (EFPADM) principais ajustes


Modo operacional EFPADM YoGoBoYo, GoYo, BoGo, BoYo, Go, Bo

-

Modo direcional EFPADM Não-direcionalPara fenteReverso

-

Valor de partida de tensão EFPADM 0.01 - 2.00 0,01

Condutância do círculo EFPADM -500.00 - 500.00 0,01

Susceptância do círculo EFPADM -500.00 - 500.00 0,01

Raio do círculo EFPADM 0.05 - 500.00 0,01

Condutância direta EFPADM -500.00 - 500.00 0,01

Condutância reversa EFPADM -500.00 - 500.00 0,01

Susceptância direta EFPADM -500.00 - 500.00 0,01

Susceptância reversa EFPADM -500.00 - 500.00 0,01

Tempo de atraso operacional EFPADM 0.06 - 200.00 0,01


ABB 35

Tabela 48. Proteção de falha à terra wattmétrica (WPWDE)


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

±3,0% do valor ajustado ou ±0,002 x Sn

Tempo de partida1)2) Típico 65 ms (±15ms)



Precisão do tempo de operação no modo de tempo definido ±1.0% do valor de ajuste ou ±20 ms

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

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

1) Io variou durante o teste. Uo = 1,0 x Un = tensão fase-terra durante falha-terra na rede compensada ou desenterrada. O valor residual de potência antes da falha = 0,0, p.u., = 50 Hz,resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições.

2) Inclui o atraso do contato de saída de sinal

Tabela 49. Principais configurações de proteção contra falha à terra wattimétrica WPWDE


Modo direcional WPWDE DiretoReverso

-

Valor inicial de corrente WPWDE 0.01 - 5.00 0,01

Valor de partida de tensão WPWDE 0.010 - 1.000 0,001

Valor inicial de potência WPWDE 0.003 - 1.000 0,001

Potência de Referência WPWDE 0.050 - 1.000 0,001

Ângulo característico WPWDE -179 - 180 1

Multiplicador de tempo WPWDE 0.05 - 2.00 0,01

Tipo de curva operacional WPWDE ANSI Def. TempoIEC Def. TempoIDMT Wattimétrico

-

Tempo de atraso operacional WPWDE 0.06 - 200.00 0,01

Tabela 50. Proteção de descontinuidade de fase (PDNSPTOC)



±2% do valor ajustado

Tempo de partida Típico 15 ms







36 ABB

Tabela 51. Configurações principais da proteção contra descontinuidade de fase (PDNSPTOC)


Valor de partida (Ajuste da razãode corrente I2/I1)

PDNSPTOC 10...100 % 1

Tempo de atraso na operação PDNSPTOC 0.100...30.000 s 0.001

Corrente mínima de fase PDNSPTOC 0.05...0.30 pu 0.01

Tabela 52. Proteção contra sobrecorrente de sequência de fase negativa (NSPTOC)



±1,5% do ajuste de valor ou ±0,002 × In

Tempo de partida 1)2) IFalha = 2 × ajuste Valor de partidaIFalha = 10 × ajuste Valor de partida

Típico 23 ms (±15 ms)Típico 16 ms (±15 ms)


Relação de reinício Típica 0,96


Precisão do tempo de operação em modo de tempo definido ±1,0% do valor configurado ou ±20 ms

Precisão do tempo de operação em modo de tempo inverso ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3)

Supressão de harmônicas DFT: -50 dB at f = n × fn, onde n = 2, 3, 4, 5,…

1) Tipo de curva operacional = tempo definido IEC, corrente de sequência negativa antes da falha = 0,0, fn = 50 Hz

2) Inclui o atraso do contato do sinal de saída3) Máximo Valor de partida = 2.5 × In, Valor de partida multiplica na faixa de 1,5 a 20

Tabela 53. Proteção contra sobrecorrente de sequência de fase negativa (NSPTOC)


Valor inicial NSPTOC 0.01...5.00 pu 0.01

Multiplicador de tempo NSPTOC 0.05...15.00 0.05

Tempo de atraso na operação NSPTOC 0,04...200,00 s 0,01

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


Tabela 54. Sobrecarga térmica trifásica (T1PTTR)



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

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

1) Sobrecarga da corrente > 1,2 x Nível da temperatura de operação Referência de corrente > 0,50 p.u.


ABB 37

Tabela 55. Configurações principais da sobrecarga térmica trifásica (T1PTTR)


Temp. amb. definida(Temperatura ambiente usadaquando o AmbSens está em Off)

T1PTTR -50...100 deg 1

Multiplicador de corrente(Multiplicador de corrente quandoa função é usada para linhasparalelas)

T1PTTR 1...5 1

Referência de corrente T1PTTR 0.05...4.00 pu 0.01

Elevação de temperatura(Elevação da temperatura finalsobre a ambiente)

T1PTTR 0.0...200.0 deg 0.1

Constante de tempo (Constantede tempo da linha em segundos)

T1PTTR 1...1000 min 1

Temperatura máxima (nível detemperatura para atuação)

T1PTTR 20.0...200.0 deg 0.1

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

T1PTTR 20.0...150.0 deg 0.1

Temperatura de rearme(Temperatura para reinício dorearme do bloco após atuação)

T1PTTR 20.0...150.0 deg 0.1

Temperatura inicial (Elevação detemperatura acima da ambientena iniciação)

T1PTTR -50.0...100.0 deg 0.1

Tabela 56. Detecção da corrente de partida trifásica (INRPHAR)



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

Tempo de reinício +35 ms / -0 ms


Precisão de tempo operacional +30 ms / -0 ms

Tabela 57. Detecção de partida trifásica da corrente (INRPHAR) configurações principais


Valor inicial (Relação entre a 2ª ea 1ª harmônica que provocarestrição)

INRPHAR 5...100 % 1

Tempo de operação INRPHAR 0.02...60.00 s 0.001


38 ABB

Tabela 58. Proteção de sobrecarga trifásica (PHPTOV)



±1,5% do valor ajuste ou ±0,002 × Un

Tempo de partida1)2) UFalha = 2,0 x ajuste Valor departida



Taxa de reset Depende do ajuste Relative hysteresis



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

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

1) Valor de partida = 1,0 × Un, Tensão antes da falha = 0,9 × Un, fn = 50 Hz, sobretensão em fase a fase com frequência nominal injetada do ângulo de fase aleatória

2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização3) Máximo Valor de partida = 1,20 × Un, Valor de partida multiplica na faixa de 1,10 a 2,00

Tabela 59. Configurações principais da proteção contra sobretensão trifásica (PHPTOV)


Valor inicial PHPTOV 0.05...1.60 pu 0.01

Multiplicador de tempo PHPTOV 0.05...15.00 0.05

Tempo de atraso na operação PHPTOV 0.40...300.000 s 0.10

Tipo de curva operacional1) PHPTOV Tempo definido ou inversoTipo de curva: 5, 15, 17, 18, 19, 20


Tabela 60. Proteção contra subtensão trifásica (PHPTUV)




Tempo de partida1)2) UFalha = 0.9 x ajuste Valor departida



Relação de reinício Depende da configuração da Histerese relativa



Precisão do tempo de operação em modo de tempo inverso ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms3)


1) Valor de partida = 1.0 × Un, Tensão antes da falha= 1.1 × Un, fn = 50 Hz sobretensão em fase a fase com frequência nominal injetada do ângulo de fase aleatória

2) Inclui o atraso do contato do sinal de saída3) Mínimo Start value = 0.50 × Un, Valor de partida multiplica na faixa de 0,90 a 0,20


ABB 39

Tabela 61. Configurações principais da proteção contra subtensão trifásica (PHPTUV)


Valor inicial PHPTUV 0.05...1.20 pu 0.01

Multiplicador de tempo PHPTUV 0.05...15.00 0.05

Tempo de atraso na operação PHPTUV 0.040...300.000 s 0.010

Tipo de curva operacional1) PHPTUV Tempo definido ou inversoTipo de curva: 5, 15, 21, 22, 23


Tabela 62. Proteção de sobrevoltagem de sequência positiva (PSPTOV)



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

Tempo de partida1)2) UFalha = 1.1 x ajuste Valor departidaUFalha = 2,0 x ajuste Valor departida

Típico: 29 ms (±15 ms) Típico: 24 ms (±15 ms)






1) Falha antes da tensão da sequência positiva = 0.0 x Un, fn = 50 Hz, tensão da sequência positiva da frequência nominal injetada a partir do ângulo da fase aleatória

2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização

Tabela 63. Principais configurações de proteção contra sobretensão de sequência positiva PSPTOV

Parâmetro Função Valor (Faixa) Passo

Valor de partida PSPTOV 0.800...1.600 pu 0,001

Tempo de atraso operacional PSPTOV 0,040...120,000 s 0,001

Tabela 64. Proteção contra subtensão de sequência positiva (PSPTUV)




Tempo de partida1)2) UFalha = 0,9 x o valor estabelecidopara o Valor inicial



Relação de reinício Típico 0,96




1) Tensão residual antes da falha = 0,0 × Un, fn = 50 Hz tensão residual com frequência nominal injetada no ângulo de fase aleatória

2) Inclui o atraso do contato do sinal de saída


40 ABB

Tabela 65. Principais configurações de proteção contra subtensão de sequência positiva PSPTUV


Valor inicial PSPTUV 0.010...1.200 pu 0.001

Tempo de atraso na operação PSPTUV 0.040...120.000 s 0.001

Valor de bloqueio de tensão PSPTUV 0.01...1.0 pu 0.01

Tabela 66. Proteção contra sobretensão de sequência negativa (NSPTOV)




Tempo de partida1)2) UFalha = 1,1 x o valor estabelecidopara o Valor inicialUFalha = 2,0 x o valor estabelecidopara o Valor inicial

Típico 29 ms (± 15ms)Típico 24 ms (± 15ms)






1) Tensão residual antes da falha =0.0 × Un, fn = 50 Hz,, sobretensão residual com frequência nominal injetada no ângulo de fase aleatória

2) Inclui o atraso do contato do sinal de saída

Tabela 67. Principais configurações de proteção contra sobretensão de sequência positiva NSPTOV


Valor inicial NSPTOV 0.010...1.000 pu 0.001

Tempo de atraso na operação NSPTOV 0.040...120.000 s 0.001

Tabela 68. Proteção de sobrecarga residual (ROVPTOV)




Tempo de partida1)2) UFalha = 1.1 x ajuste Valor departida

Típico 27 ms (± 15 ms)

Tempo de reset < 40 ms





1) Tensão residual antes da falha = 0,0 × Un, fn = 50 Hz, tensão residual com frequência nominal injetada a partir de ângulo de fase aleatório



ABB 41

Tabela 69. Configurações principais da proteção contra sobretensão residual (ROVPTOV)


Valor inicial ROVPTOV 0.010...1.000 pu 0.001

Tempo de atraso na operação ROVPTOV 0.040...300.000 s 0.001

Tabela 70. Proteção contra gradiente de frequência (DAPFRC)


Precisão de operação df/dt < ± 10 Hz/s: ±10 mHz/sBloqueamento de subtensão: ±1.5% do ajuste do valor ou ±0.002 × Un

Tempo de partida1)2) Valor de partida = 0.05 Hz/sdf/dtFAULT = ±1.0 Hz/s



Precisão do tempo de operação no modo de tempo definido ±1,0% do valor ajustado ou ±30 ms

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

1) Frequência antes da falha = 1.0 × fn, fn = 50 Hz


Tabela 71. Ajustes principais do gradiente de proteção contra frequência(DAPFRC)


Valor de partida DAPFRC -10.00...10.00 Hz/s 0,01

Tempo de atraso operacional DAPFRC 0.120...60.000 s 0,001

Tabela 72. Proteção de subfrequência (DAPTUF)


Precisão de operação Na frequência f = 35 a 66 Hz

± 0.003 Hz

Tempo de partida1)2) fFalha = 1.01 × ajuste Valor departida

Típico < 190 ms






Tabela 73. Ajustes principais do gradiente de proteção contra sobrefrequência (DAPFRC)


Valor de partida DAPTOF 35.0...64.0 Hz 0,1

Tempo de atraso operacional DAPTOF 0.170...60.000 s 0,001


42 ABB

Tabela 74. Proteção de subfrequência (DAPTUF)



± 0.003 Hz

Tempo de partida1)2) fFalha = 0.99 × ajuste Valor departida

Típico < 190 ms






Tabela 75. Ajustes principais do gradiente de proteção contra subfrequência (DAPFRC)


Valor de partida DAPTUF 35.0...64.0 Hz 0,1

Tempo de atraso operacional DAPTUF 0.170...60.000 s 0,001

Tabela 76. Restrição de carga (LSHDPFRQ)



± 0.003 Hz

Tempo de partida1)2) de Modo de diminuição de carga Típico 175 ms (±15ms)Típico 250 ms (±15 ms)

Freq<: fFalha = 0.80 × set Valor departidafreq< AND dfdt>: df/dt = 0.3 Hz/s

Tempo de reset < 190 ms






ABB 43

Tabela 77. Principais configurações do delastre (LSHDPFRQ)


de Modo de diminuição de carga LSHDPFRQ Freq<Freq< E df/dtFreq< OU df/dt

-

Modo de restauração LSHDPFRQ DesabilitadoAutoManual

-

Valor inicial Freq LSHDPFRQ 0,800...1,200 x Fn 0,001

Start value df/dt LSHDPFRQ -0,200...-0,005 x Fn 0.005

Operar Freq do Tm LSHDPFRQ 80...200000 ms 10

Operar Tm df/dt LSHDPFRQ 120...200000 ms 10

Restaure o valor inicial LSHDPFRQ 0,800...1,200 x Fn 0,001

Restaure o tempo de atraso LSHDPFRQ 80...200000 ms 10

Tabela 78. Proteção contra falhas no disjuntor (CCBRBRF)



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

Precisão do tempo de operação ±1,0% do valor ajustado ou ±30 ms

Tabela 79. Configurações principais da proteção contra falha de disjuntor (CCBRBRF)


Valor da corrente (Corrente dafase em operação)

CCBRBRF 0.05...1.00 pu 0.05

Valor da corrente Residual(Corrente residual em operação)

CCBRBRF 0.05...1.00 pu 0.05

Modo de falha do DJ (Modo deoperação da função)

CCBRBRF 1=Corrente2=Status do disjuntor3=Ambos

-

Modo de desligamento em falhado DJ

CCBRBRF 1=Desligado2=Sem verificação3=Verificação de corrente

-

Tempo de reabertura CCBRBRF 0.00...60.00 s 0.01

Atraso em falha do DJ CCBRBRF 0.00...60.00 s 0.01

Atraso em defeito do DJ CCBRBRF 0.00...60.00 s 0.01

Tabela 80. Proteção analógica multiuso (MAPGAPC)


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


44 ABB

Tabela 81. Ajustes principais de proteção analógica multiuso (MAPGAPC)


Modo operacional MAPGAPC 1-2 1

Valor de partida MAPGAPC -10000.0 - 10000.0 0,1

Valor de partida adicionado MAPGAPC -100.0 - 100.0 0,1

Tempo de atraso operacional MAPGAPC 0.00 - 200.00 0,01

Tabela 82. 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


Tabela 83. Lógica de aceleração local (DSTPLAL)



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

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



ABB 45

Tabela 84. Principais configurações da lógica de aceleração local DSTPLAL


Load current value DSTPLAL 0,01...1,00 pu 0,01

Minimum current DSTPLAL 0,01...1,00 pu 0,01

Minimum current time DSTPLAL 0.000...60.000 s 0,001

Liberação de carga em tempo DSTPLAL 0.000...60.000 s 0,001

Liberação de carga off Tm DSTPLAL 0.000...60.000 s 0,001

Loss of load Op DSTPLAL DesabilitadoHabilitado

-

Zona de extensão DSTPLAL DesabilitadoHabilitado

-

Tabela 85. Comunicação lógica para sobrecorrente residual (RESCPSCH)



Tabela 86. Principais configurações de Comunicação lógica para sobrecorrente residual RESCPSCH


Tipo de esquema RESCPSCH DesligadoInterdisparoUR permissivoOR permissivoBloqueio

-

Tempo de coordenação RESCPSCH 0.000...60.000 s 0,001

Carrier Min Dur (Dur mín deportadora)

RESCPSCH 0.000...60.000 s 0,001

Tabela 87. Lógica de comunicação do esquema (DSOCPSCH)



Tabela 88. Principais configurações da lógica do esquema de comunicação DSOCPSCH


Tipo de esquema DSOCPSCH DesligadoInterdisparoUR permissivoOR permissivoBloqueio

-

Tempo de coordenação DSOCPSCH 0.000...60.000 s 0,001

Carrier dur time DSOCPSCH 0.000...60.000 s 0,001


46 ABB

Tabela 89. Inversão de corrente e WEI lógica (CRWPSCH)



±1.5% do valor ajuste ou ±0.002 × Un



Tabela 90. Principais configurações da inversão de corrente e lógica WEI (RCRWPSCH)


Reversal mode (Modo reverso) CRWPSCH DesligadoLigado

-

Modo Wei CRWPSCH DesligadoEchoEcho & disparo

-

Nível do PhV para Wei CRWPSCH 0.10...0.90 pu 0,01

PPV level for Wei CRWPSCH 0.10...0.90 pu 0,01

Reversal time) CRWPSCH 0.000...60.000 s 0,001

Reversal reset time CRWPSCH 0.000...60.000 s 0,001

tempo Wei Crd CRWPSCH 0.000...60.000 s 0,001

Tabela 91. Inversão de corrente e lógica WEI para sobrecorrente residual (RCRWPSCH)



±1.5% do valor ajuste ou ±0.002 × Un


Tabela 92. Principais configurações da inversão de corrente e lógica WEI para sobrecorrente residual RCRWPSCH


Reversal mode (Modo reverso) RCRWPSCH DesligadoLigado

-

Modo Wei RCRWPSCH DesligadoEchoEcho & disparo

-

configuração RCRWPSCH 0.05...0.70 pu 0,01

Reversal time) RCRWPSCH 0.000...60.000 s 0,001

Reversal reset time RCRWPSCH 0.000...60.000 s 0,001

tempo Wei Crd RCRWPSCH 0.000...60.000 s 0,001

Funções de controle


ABB 47

Tabela 93. Verificação de sincronização (SECRSYN)



Tensão: ±1.0% ou ±0.002 x Un

Frequência: ±10 mHzÂngulo de fase ±2°




Funções de Supervisão e monitoramento

Tabela 94. Monitoramento da condição do disjuntor (SSCBR)


Precisão da medição de corrente Na frequência f = fn

±1,5% ou ±0,002 × In (nas correntes na faixa de 0,1…10 × In)±5,0% (nas correntes na faixa de 10…40 × In)


Medição do tempo de viagem ±10 ms

Tabela 95. Supervisão de falha de fusível (SEQRFUF)




Tempo operacional1)

• Função NPS UFalha = 1.1 x ajuste Neg Seqvoltage LevUFalha = 5.0 x ajuste Neg Seqvoltage Lev


• Função delta ΔU = 1.1 x ajuste Taxa demudança de tensãoΔU = 2,0 x ajuste Taxa demudança de tensão


1) Inclui o atraso do contato de saída de sinal, fn = 50 Hz, tensão de falha com frequência nominal injetada de ângulo de fase aleatório

Tabela 96. Supervisão do circuito de corrente (CCRDIF)


Tempo de operação1) < 30 ms

1) Incluindo o atraso do contato de saída.


48 ABB

Tabela 97. Configurações principais da supervisão do circuito de corrente (CCRDIF)


Valor inicial CCRDIF 0,05...2,00 pu 0.01

Corrente de operação máxima CCRDIF 0,05...5,00 pu 0.01

Tabela 98. Supervisão do circuito de desarme (TCSSCBR)


Precisão do tempo ±1,0% do valor de ajuste ou ±40 ms

Tabela 99. Supervisão da bateria de estação (SPVNZBAT)


Precisão de operação ±1,0% do valor ajustado


Tabela 100. Monitoramento de energia (EPDMMTR)


Precisão de operação Em todas as três correntes na faixa de 0.10…1.20 x Inn

Em todas as três tensões na faixa de 0,50…1,15 x Un

Na frequência f = fnPotência e energia ativa na faixa de |PF| > 0,71Potência e energia reativa na faixa de |PF| < 0,71

±1,5% para energia

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

Funções da qualidade da energia

Tabela 101. Função de medição da variação da tensão (PHQVVR)


Precisão de operação ±1.5% do valor ajustado ou ±0.2% da tensão de referência

Razão de reinício Típico : 0.96 (aumento), 1.04 (Dip, Interrupção)

Tabela 102. Principais configurações da função de medição da variação da tensão (PHQVVR)


Ajuste do aumento da tensão PHQVVR 100,0 - 200,0 0,1

Ajuste da queda da tensão PHQVVR 0,0 - 100,0 0,1

Ajuste da int da tensão PHQVVR 0,0 - 100,0 0,1

V Var Dur point 1 PHQVVR 0,000 - 60,000 0,001

V Var Dur point 2 PHQVVR 0,000 - 60,000 0,001


ABB 49

Tabela 103. Principais configurações da função de qualidade de potência de desequilíbrio de tensão (VSQVUB)


Operação VSQVUB DesligadoLigado

-

Método de detecção Unb VSQVUB Sequência NegativaSequência ZeroSequência Positiva a NegativaSequência Positiva a ZeroComp de Vetores Ph

-

Tabela 104. Principais configurações do harmônicos de corrente (CMHAI)


Operação CMHAI DesligadoLigado

-

Modo de medição CMHAI Fase AFase BFase CPior caso

-

Limite baixo CMHAI 1.0-50 0,1

Tabela 105. Principais configurações da harmônica de tensão (fase a terra)


Operação VPPMHAI LigadoDesligado

-

Modo de medição VPPMHAI Fase AFase BFase CPior caso

-

Limite baixo VPPMHAI 1.0-50 0,1

Tabela 106. Principais configurações da hermônica de tensão (fase a terra)


Operação VPHMHAI LigadoDesligado

-

Modo de medição VPHMHAI Fase AFase BFase CPior caso

-

Limite baixo VPHMHAI 1.0-50 0,1

Funções de medição


50 ABB

Tabela 107. Medição de corrente trifásica (CMMXU)



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

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

Tabela 108. Medição da tensão trifásica (VPHMMXU )



±0,5% ou ±0,002 x Un

(em tensões na variação de 0.01...1.15 × Un)

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

Tabela 109. Medição da tensão trifásica (VPHMMXU )



±0,5% ou ±0,002 x Un

(em tensões na variação de 0.01...1.15 × Un)

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

Tabela 110. Medição de corrente residual (RESCMMXU)



±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 111. Medição de tensão residual (RESVMMXU)



±0,5% ou ±0,002 × Un

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


ABB 51

Tabela 112. Monitoramento de energia com P, Q, S, fator de energia, frequência (PWRMMXU)


Precisão de operação Em todas as três correntes na faixa de 0.10…1.20 x Inn

Em todas as três tensões na faixa de 0,50…1,15 x Un

Na frequência f = fnPotência e energia ativa na faixa de |PF| > 0,71Potência e energia reativa na faixa de |PF| < 0,71

±1,5% para potência (S, P e Q)±0,015 para fator de potência

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

Tabela 113. corrente de sequência (CSMSQI)



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

Supressão de harmônicas DFT: -50 dB a f = n x fn, onde n = 2, 3, 4, 5,…

Tabela 114. Voltagem de sequência VSMSQI



±1,0% ou ±0,002 x Un

Em tensões na faixa de 0,01…1,15 x Un

Supressão de harmônicas DFT: -50 dB a f = n x fn, onde n = 2, 3, 4, 5,…


52 ABB

21. Painel frontal da interface gráficaO IED pode ser encomendado com uma interface de usuáriointegrada ou separada do painel frontal (HMI). Um HMIintegrado está disponível para is available altoarmazenamento 4U O LHMI local inclui um monitor gráficomonocromático com resolução de 320 x 240 pixels. Aquantidade de caracteres e linhas que se encaixam na teladepende do tamanho do caractere conforme a largura ealtura dos caracteres podem variar

Além disso, o HMI local inclui botões de operações de abrir/fechar e cinco botões de função programável com

indicadores de LED. Os 15 LEDs programáveis de alarmepode indicar 45 alarmes. O HMI local oferece completa dafuncionalidade da interface do painel frontal do usuário com omenu de navegação, pontos de vista de menu e dadosoperacionais. Além disso, o HMI local pode, utilizando oPCM600, ser configurbe configured to show a single-linediagram (SLD). A visualização do SLD exibe o status doaparelho primário, tais como disjuntores e seccionadores, osvalores de medição selecionados e arranjos de barramentos.

GUID-5CFD3446-A92F-4A5F-B60D-90025DCFDC61 V2 PT

Figura 6. Interface de Usuário local

22. Métodos de montagemPor meios dos acessórios de montagem apropriados, acarcaça IED padrão para os IEDs série 630 podem termontagem embutida, semiembutida ou de parede. HMIdestacável se destina a montagem optimizada, em médiatensão de aparelhagem de metal-folheados, reduzindo assima fiação entre o compartimento de baixa tensão e da portado painel. Além do mais, os IEDs podem ser montados emum gabinete padrão de instrumentos de 19" por meio dosacessórios de montagem

Para as finalidades do teste de rotina, as carcaças IEDpodem ser equipadas com chaves de teste (RTXP8, RTXP18or RTXP24) , tipo rack de 19", que pode ser montado lado alado com as carcaças IED.

Métodos de montagem:

• Montagem embutida• Montagem semiembutida• Montagem sobrecarregada/limite• Montagem do rack de 19"• Montagem da parede• Montagem com uma chave de teste RTXP8, RTXP18 or

RTXP24 para um rack de 19"• Montagem da porta do HMI local, caso IED montado no

compartimento de baixa tensão do quadro

Para garantir o aterramento dos canais IDT, um caboseparado escudo ferroviário está incluído na entrega IEDquando o módulo RTD / mA opcional é encomendado.

Para mais informações sobre diferentes opções demontagem, consulte o manual de instalação.


ABB 53

GUID-8E2EDADD-D709-423D-8677-E3CF75DB256F V1 EN

Figura 7. Montagem embutida GUID-AF1BEC0B-A9DC-4E9B-9C89-98F28B1C81DB V1 PT

Figura 8. Montagem semiembutida

252,5

270

ø6,8

180

101,6

13

366

GUID-945D3C86-A432-4C1F-927A-A208E0C1F5F6 V2 PT

Figura 9. Montagem da parede

224

265,9

22025,5

177 258,6

13

GUID-A368C5C3-D4A9-40B7-BD0E-181A6BB7ECA6 V1 PT

Figura 10. 6U pela metada da unidade de 19 "montado com doissuportes de montagem e LHMI destacado


54 ABB

23. Dados de seleção e pedido

O tipo de IED e o rótulo do número de série identifica aproteção e controle do IED O rótulo colocado no lado dacaixa IED Os rótulos de IED inclui um conjunto de rótulosmenores, sendo um rótulo para cada módulo de IED Osrótulos dos módulos informa o tipo e o número de série decada módulo

Os números dos pedidos consiste de uma série de códigosgerados dos módulos de hardware e software do IED Use asinformações chave de pedidos nas tabelas para gerar onúmero dos pedidos ao solicitar proteção e controle de IED

S B F B A B A C B B B Z A Z N A X B

# DESCRIÇÃO1 IED

IED série 630 , corpo 4U parcial de 19” S

IED série 630 , corpo 6U parcial de 19” T

IED série 630, corpo com conjunto conector 4U parcial de 19” UIED série 630 , corpo com conjunto conector 6U parcial de 19” V

2 PadrãoIEC B

3 Aplicação principal

Proteção e controle do alimentador F

GUID-3D6E8ED5-075A-4229-82C7-80A7D126FEC2 V2 PT


ABB 55


#4-8

Pré- conf.# 4

Opções de entrada analógica disponíveis

# 5-6

Opções de entrada /saídabinária disponíveis

-

# 7-8

A AB = 4 I (I0 1/5 A) + 1 I (I0 0.1/0.5 A) + 4 U

AB = 23 BI + 18 BOAC = 32 BI + 27 BOAD 2) = 41 BI + 36 BOAE 2) = 50 BI + 45 BO

B AB = 4 I (I0 1/5 A) + 1 I (I0 0.1/0.5 A) + 4U

AB = 23 BI + 18 BOAC = 32 BI + 27 BO

AD 2) = 41 BI + 36 BO

AE 2) = 50 BI + 45 BO

C 1) AB = 4 I (I0 1/5 A) + 1 I (I0 0.1/0.5 A) + 4 U


D AB = 4 I (I0 1/5 A) + 1 I (I0 0.1/0.5 A) + 4 U


N

AA = 4 I (I0 1/5 A) + 5 U AA = 14 BI + 9 BO

AB = 4 I (I0 1/5 A) + 1 I (I0 0.1/0.5 A) + 4 U AB = 23 BI + 18 BO

AC = 3 I (I0 1/5 A) + 1 I (I0 0.1/0.5 A) + 5 U AC 3) = 32 BI + 27 BO

BA = 4 I (I0 1/5 A) + 5 U + 8 mA in/RTD + 4 mA out AD 2) = 41 BI + 36 BO

BB = 4 I (I0 1/5 A) + 1 I (I0 0.1/0.5 A) + 4 U + 8 mA in/RTD + 4 mA out

AE 2,4) = 50 BI + 45 BO

BC = 3 I (I0 1/5 A) + 1 I (I0 0.1/0.5 A) + 5 U + 8 mA in/RTD + 4 mA out

A pré-configuração determina o hardware de I/O e variantes de hardware disponíveis. Escolha os dígitos de uma das linhas de pré-configuração azuis abaixo e defina os dígitos corretos para # 4-8. O exemplo abaixo mostra a pré-configuração “B” com as opções escolhidas.

Aplicação funcional, pré-configuraçõesA = Pré-configuração A para alimentador de anel aberto/fechado B = Pré-configuração B para alimentador de anel aéreo radial/linha mistaC = Pré-configuração C para alimentador de anel/de malhaC = Pré-configuração D para secionalizadorde barramentoN = Nenhum

DESCRIÇÃO

1) Pré-configuração C requer que a opção de proteção de distância seja escolhida para o dígito # 14 ou dígito # 152) Opções de entrada/saída binária AD e AE requerem corpo 6U parcial de 19” (dígito #1 = T ou V)3) Opção de entrada/saída binária AC não disponível para variante alta 4U (dígito #1 = S ou U) com opções de entrada RTD (dígito #5-6 = BA, BB ou BC)4) Opção de entrada/saída binária AE não disponível para variante alta 6U (dígito #1 = T ou V) com opções de entrada RTD (dígito #5-6 = BA, BB ou BC)

GUID-D8AAE9B9-CABD-41D3-BBC1-F9377202A589 V2 PT


56 ABB


# DESCRIÇÃO9 Série de comunicação

A

B10 Ethernet de comunicação

Ethernet 100BaseFX (LC) A

Ethernet 100BaseTX (RJ-45) B11 Protocolo de comunicação

IEC 61850 A

IEC 61850 e DNP3 TCP/IP B

IEC 61850 e IEC 60870-103 C

Fibra de vidro (conector ST)

Fibra de plástico (conector de rede fêmea)

GUID-28800219-99DA-45EB-919C-C7CBE7B7C69D V2 PT


ABB 57


# DESCRIÇÃO12 Língua

Inglês e Chinês Z13 Painel frontal

HMI local integrado 1) ACabo HMI, 1 m local desconectado BCabo HMI, 2 m local desconectado CCabo HMI, 3 m local desconectado DCabo HMI, 4 m local desconectado ECabo HMI, 5 m local desconectado FSem HMI local N

14 Opção 1 2)

Localizador de falha e verificação de sincronização A

Localizador de falha e proteção de distância 3) B

Localizador de falha e qualidade da energia 4) C

Verificação de sincronização e proteção de distância 3,4) D

Verificação de sincronização e qualidade da energia 4) E

Proteção de distância e qualidade da energia 3,4) FTodas as opções ZNenhum N

15 Opção 2 2)

Localizador de falha AVerificação de sincronização BProteção de distância 3) DQualidade da energia 4) ENenhum N

16 Fornecimento de energia48...125 V DC A110...250 V DC, 100...240 V AC B

17 Dígito vazioVazio X

18 VersãoVersão 1.1 B

1) HMI integrado não está disponível para variante alta 6 U (dígito #1 = T ou V)2) Qualquer função opcional pode ser escolhida somente uma vez. Portanto, a opção 2 (dígito 15) tem limitações baseadas na seleção na opção 1 (dígito 14).

3)

4) Funções de qualidade de energia: Variação de tensão, desequilíbrio de tensão, harmonia de corrente, harmonia de tensão (fase-fase) e harmonia de tensão (fase-terra)

A pré-configuração C requer que a opção de proteção de distância seja escolhida para o dígito #14 ou dígito #15

GUID-140E3596-81E7-43EF-A18C-680093ADA9CC V2 PT


58 ABB

Código exemplo: S B F B A B A C B B B Z A Z N A X B

Seu código de ordenação:

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

Código GUID-05BC330A-4237-4597-B5B0-9FD1B4414DC0 V2 PT

Figura 11. Chave de pedido para IEDs completos

24. Acessórios

Tabela 115. Acessórios de montagem

Item Número do pedido

Estojo de montagem embutida para um IED cuja caixa é metade de 19", 4U 1KHL400040R0001

Kit de montagem semi-embutida para um IED cuja caixa é metade de 19", 4U 1KHL400444R0001

Kit de montagem em parede (cabeamento para a montagem na parede) para um IED cuja caixa é metadede 19", 4U

1KHL400067R0001

Kit de montagem em parede (cabeamento para a frente) para um IED cuja caixa é metade de 19", 4U 1KHL400449R0001

Kit de montagem de rack de 19" para um IED cuja caixa é metade de 19", 4U 1KHL400236R0001

Kit de montagem de rack de 19" para um IED cuja caixa é metade de 19", 4U 1KHL400237R0001

Kit de montagem elevado/de teto (com espaçamento no cabo) para um IED cuja caixa é metade de 19", 4U 1KHL400450R0001

Kit de montagem para montagem direta na parede traseira (com cabeamento para a frente) de um IED cujacaixa é metade de 19", 6U

1KHL400452R0001

Kit de montagem em parede (com cabeamento para a parede de montagem) para um IED cuja caixa émetade de 19", 6U

1KHL400200R0001

Kit de montagem elevado/de teto (com espaçamento no cabo) para um IED cuja caixa é metade de 19", 6U 1KHL400464R0001

Tabela 116. Acessórios de montagem do botão/interruptor de teste


Kit de montagem de rack de 19" para um interruptor de teste RTXP8 (o interruptor de teste não estáincluído na entrega)

1KHL400465R0001


1KHL400467R0001


1KHL400469R0001

Tabela 117. Conjuntos de conectores


Conjunto de conector para um IED cuja caixa tem 4U, incluindo uma variante de entrada analógica 4I + 5Uou 5I + 4U

2RCA021735

Conjunto de conector para um IED cuja caixa tem 6U, incluindo uma variante de entrada analógica 4I + 5Uou 5I + 4U

2RCA021736


ABB 59

Tabela 118. cabos opcionais para o módulo externo de exibição

Itens Número do pedido

cabo LHMI (1m) 2RCA025073P0001





26. FerramentasO IED é entregue tanto com ou sem uma pré-configuraçãoopcional feita em fábrica Os valores padrão de ajuste deparâmetros pode ser alterado a partir da interface de usuáriono painel frontal, a interface do usuário baseado no web-browser (WebHMI) ou a ferramenta PCM600 em combinaçãocom o pacote de conectividade IED específico.

PCM600 oferece extensas funções de configuração, taiscomo IED IED aplicativo de configuração do sinal,configuração, comunicação DNP3 configuração e IEC 61850,incluindo configuração de comunicação horizontalcomunicação GOOSE.

Quando um a inteface de usuário baseado no web-browser éutilizada, o IED pode ser acessado localmente ou

remotamente utilizando um web browser (IE 7.0 ou posterior).Por razões de segurança, a interface do usuário baseada noweb-browser é desativado pelo padrão. A interface pode serautorizada pela ferramenta PCM600 ou pela interface dousuário do painel frontal. A funcionalidade da interface é pelopadrão limitado apenas a prontidão, mas pode serconfigurado para atualizar o acesso pela leitura e escrita pormeios de PCM600 ou o HMI local.

O pacote de conectividade IED é um conjunto de software einformações relacionadas a uma proteção específica econtrole terminal, autorizando um sistemas de produtos eferramentas para se conectar e interagir com o IED. Ospacotes de conectividade reduzem o risco de erros naintegração do sistema, minimizando a configuração e aduração do ajuste do dispositivo

Tabela 119. 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 REF630 1.1 ou mais recente


60 ABB

Tabela 120. Funções suportadas

Função WebHMI PCM600 PCM600 Engineering PCM600 EngineeringPro

Ajuste do parâmetro

Manipulação de distúrbios

Monitoração de sinais

Visualizador de eventos

Visualizando o alarme LED

Configuração de hardware -

Matriz de sinais -

Editor de exibição gráfica -

Modelos de configuração do IED -

Gestão de comunicação -

Análise do registro de perturbação -

Administração do Usuário IED -

Administração do Usuário -

Criação/manuseio de projetos -

Configuração de aplicativo gráfico - -

Configuração da comunicação do IEC61850, incl. GOOSE - - -

27. Soluções suportadas ABBA Proteção da série 630 e IEDs de controle da ABBjuntamente com o dispositivo de automação da Estação deCOM600 constituem uma autêntica solução IEC 61850 paradistribuição de energia confiável em utilidade e sistemasindustriais de energia. Para facilitar e agilizar o sistema deIEDs de engenharia ABB são fornecidos com pacotes deconectividade contendo uma compilação de software e IEDinformações específicas, incluindo modelos de linha única dediagramas, manuais, um completo modelo de dados IEDincluindo listas de eventos e parâmetro. Ao utilizar os pacotesde conectividade dos IEDs podem ser facilmenteconfiguradas através da Proteção PCM600 e Controle IED eintegrado com o dispositivo da Estação de AutomaçãoCOM600 ou o MicroSCADA para controle de rede e sistemade gestão.

O IED de série 630 oferece suporte para a norma IEC 61850também incluindo mensagens GOOSE horizontal. Comparadocom o sinal entre dispositivos com fio tradicional, acomunicação entre colegas a respeito de uma Ethernet Lanoferece uma plataforma avançada e versátil para proteção dosistema de energia A rápida comunicação baseada emsoftware, supevisão contínua da integridade do sistema deproteção e comunicação para reconfiguração e atualizações

estão entre as características distintas da abordagem dosistema de proteção autorizado pela implementação dopadrão de automação da subestação IEC 61850

Na subestação o nível COM600 utiliza o processador delógica e conteúdos de dados do nível IED da baía paraoferecer uma funcionalidade do nível da subestação COM600caracteriza um web-browser baseado em HMI fornecendouma exibição gráfica customizada para visualização dosdiagramas de linha simples para as soluções da aparelhagemda baía. Para melhorar a segurança pessoal, o HMI da webtambém autoriza o acesso remoto aos processos dosdispositivos da subestação. Além disso, o COM600 pode serusado como um armazém de dados locais paradocumentação técnica da subestação e para os dados darede coletados para o IED. Os dados de rede coletadosfacilitam o relatório e análise extensas das situações de falhana rede utilizando o histórico de dadoes e eventosmanuseando as características do COM600.

COM600 também caracteriza a funcionalidade da saídafornecendo conexão entre o IED da subestação e sistemasde controle e gerenciamento da rede, tal como MicroSCADAPro e o Sistema 800xA.


ABB 61

Tabela 121. Soluções suportadas ABB

Produto Versão

Station Automation COM600 3.3 ou última

MicroSCADA Pro 9.2 SP1 ou última

RTU 560 9.5.1 ou mais recente

,Sistema 800xA 5.0 Service Pack 2


62 ABB

28. Diagramas de terminal

Alto Médio

transmissor (vidro)transmissor de bra óptica (plástico)receptor de bra óptica (vidro)receptor (plástico)

Opcional

Alimentação sobre Ethernet

GUID-88CD16F3-27E5-4657-BDAF-46D27B4970D8 V1 PT

Figura 12. Diagrama de terminal para REF630


ABB 63

ver tabela) ver tabela)

opção 630 BIO

*)ocupado por módulo RTD quando ordenado

GUID-5E27DD50-FD15-4824-BDFB-DD52E29730EA V1 PT

Figura 13. opções do módulo BIO da série 630


64 ABB

GUID-CB7B1CF8-A0E4-42F5-998C-701641515127 V1 PT

Figura 14. opções do módulo RTD da série 630


ABB 65

29. ReferênciasO www.abb.com/substationautomation o portal ofereceinformações sobre a automação da distribuição portal doproduto e variedade do serviço.

Você encontrará as última informações relevantes naproteção REF630 do IED na página do produto.

A área de download no canto direito da página contém asúltimas documentações do produto, tais como manual de

referência técnica, manual de instalação, manual deoperação, etc. A ferramenta de seleção na página da webajuda a achar documentos pela categoria e idioma

As Características e Aplicações contém informaçõesrelacionadas ao produto em um formato compactado.

GUID-BC8A0DF1-E732-4C9A-BFB9-E3744F17A616 V1 EN

Figura 15. página do produto


66 ABB

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

HTTP://WWW.ABB.COM/PRODUCT/DB0003DB004281/7FEF57FAF232B7B4C12575F5002162CB.ASPX

30. Funções, códigos e símbolos

Tabela 122. Funções inclusas no REF610

Funcionalidade IEC 61850 IEC 60617 ANSI

Proteção

Sobrecorrente trifásica não-direcional, estágio baixo PHLPTOC 3I> 51P-1

Sobrecorrente trifásica não-direcional, estágio alto PHHPTOC 3I>> 51P-2

Sobrecorrente trifásica não-direcional, estágioinstantâneo

PHIPTOC 3I>>> 50P/51P

Sobrecorrente trifásica direcional, estágio baixo DPHLPDOC 3I> → 67-1

Sobrecorrente trifásica direcional, estágio alto DPHHPDOC 3I>> → 67-2

Proteção de distância DSTPDIS Z< 21, 21P, 21N

Lógica de mudança para falha automática CVRSOF SOTF SOTF

Localizador de falha SCEFRFLO FLOC 21FL

Religamento automático DARREC S → E 79

Falha à terra não direcional, baixo estágio EFLPTOC I0> 51N-1

Falha à terra não-direcional, estágio alto EFHPTOC I0>> 51N-2

Falha à terra não-direcional, estágio instantâneo EFIPTOC I0>>> 50N/51N

Falha à terra direcional, estágio baixo DEFLPDEF I0> → 67N-1

Falha à terra direcional, estágio alto DEFHPDEF I0>> → 67N-2

Falha à terra transitória/intermitente INTRPTEF I0> → IEF 67NIEF

Proteção de falta à terra baseada em admitância EFPADM Yo>-> 21YN

Proteção contra falha à terra wattimétrica WPWDE Po>-> 32N

Descontinuidade de fase PDNSPTOC I2/I1> 46PD

Sobrecorrente de sequência negativa NSPTOC I2> 46

Sobrecarga térmica trifásica para alimentador T1PTTR 3Ith>F 49F

Detecção de corrente de inrush trifásica INRPHAR 3I2f> 68

Sobretensão trifásica PHPTOV 3U> 59

Subtensão trifásica PHPTUV 3U< 27

Sobretensão de sequência positiva PSPTOV U1> 47O+

Subtensão de sequência positiva PSPTUV U1< 47U+

Sobretensão de sequência negativa NSPTOV U2> 47O-

Sobretensão residual ROVPTOV U0> 59G

Gradiente de frequência DAPFRC df/dt> 81R

Sobrefrequência DAPTOF f> 81O

Subfrequência DAPTUF f< 81U

Redução de carga LSHDPFRQ UFLS/R 81LSH

Falha no disjuntor CCBRBRF 3I>/I0>BF 51BF/51NBF

Lógica de disparo TRPPTRC E → S 94

Proteção analógica multiuso MAPGAPC MAP MAP



ABB 67

Tabela 122. Funções inclusas no REF610, continuação


Lógica de aceleração local DSTPLAL LAL LAL

Lógica de comunicação para sobrecorrente residual RESCPSCH CLN 85N

Lógica do esquema de comunicação DSOCPSCH CL 85

Inversão de corrente e WEI lógica CRWPSCH CLCRW 85CRW

Lógica para reversão de corrente e WEI para correnteresidual

RCRWPSCH CLCRWN 85NCRW

Controle

Controle do cubículo QCCBAY CBAY CBAY

Interface de intertravamento SCILO 3 3

Disjuntor/controle do desconector GNRLCSWI E ↔ S CB/DC E ↔ S CB/DC

Disjuntor DAXCBR E ↔ S CB E ↔ S CB

Seccionador DAXSWI E ↔ S DC E ↔ S DC

Interface do interruptor local/remoto LOCREM R/L R/L

Synchrocheck SYNCRSYN SYNC 25

E/S do processo genérico

Controle de ponto único (8 sinais) SPC8GGIO

Indicação de ponto duplo DPGGIO

Indicação de ponto simples SPGGIO

Valor genérico medido MVGGIO

Chave de rotação lógica para seleção de função eapresentação LHMI

SLGGIO

Seletor de mini-chave VSGGIO

Contador de pulso para medição de energia PCGGIO

Contador de eventos CNTGGIO

Supervisão e monitoramento

Monitoramento da condição do disjuntor SSCBR CBCM CBCM

Supervisão de falha de fusível SEQRFUF FUSEF 60

Supervisão do circuito de corrente CCRDIF MCS 3I MCS 3I

Supervisão do circuito de trip TCSSCBR TCS TCM

Supervisão da bateria de estação SPVNZBAT U<> U<>

Monitoramento de energia EPDMMTR E E

Supervisão do valor-limite medido MVEXP

Qualidade de energia

Variação de tensão PHQVVR PQMU PQMV

Desequilíbrio da tensão VSQVUB PQMUBU PQMUBV

Harmônicos de corrente CMHAI PQM3I PQM3I

Harmônicos de tensão (fase-a-fase) VPPMHAI PQM3Upp PQM3Vpp

Harmônicos de corrente (fase a terra) VPHMHAI PQM3Upe PQM3Vpg


68 ABB

Tabela 122. Funções inclusas no REF610, continuação


Medidas

Corrente trifásica CMMXU 3I 3I

Tensão trifásica (fase-terra) VPHMMXU 3Upe 3Upe

Tensão trifásica (fase à fase) VPPMMXU 3Upp 3Upp

Corrente residual RESCMMXU I0 I0

Tensão residual RESVMMXU U0 Vn

Monitoramento de energia com P, Q, S, fator de energia,frequência

PWRMMXU PQf PQf

Corrente de sequência CSMSQI I1, I2 I1, I2

Voltagem de sequência VSMSQI U1, U2 V1, V2

Função do registrador de ruído

Canais analógicos 1-10 (amostras) A1RADR ACH1 ACH1

Canais analógicos 11-20 (amostras) A2RADR ACH2 ACH2

Canais analógicos 21-30 (val. calc.) A3RADR ACH3 ACH3

Canais analógicos 31-40 (val. calc.) A4RADR ACH4 ACH4

Canais binários 1-16 B1RBDR BCH1 BCH1




Comunicação de estação (GOOSE)

Recebimento binário GOOSEBINRCV

Recebimento de ponto duplo GOOSEDPRCV

Recebimento de intertravamento GOOSEINTLKRCV

Recebimento de número inteiro GOOSEINTRCV

Recebimento do valor medido GOOSEMVRCV

Recebimento de ponto único GOOSESPRCV

31. Documento com o histórico de revisões

Revisão/data do documento Versão do produto Histórico

A/2013-03-21 1.1 Traduzido da versão em inglês D (1MRS756976)


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