Proteção do transformador e de controle RET630 Guia do ... · Tabela 1. Opções de ordenação...

Relion® 630 series

Proteção do transformador e de controleRET630Guia do Produto

Conteúdo

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

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

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

4. Funções de proteção.....................................................8

5. Controle.......................................................................10

6. Regulador de tensão....................................................10

7. Medidas.......................................................................11

8. Oscilografia..................................................................11

9. Registro de eventos......................................................11

10. Relatório de distúrbios.................................................11

11. Monitoramento do disjuntor.........................................11

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

13. Auto-supervisão..........................................................12

14. Supervisão de falha de fusível......................................12

15. Supervisão do circuito de corrente..............................12

16. Controle de acesso.....................................................12

17. Entradas e saídas........................................................12

18. Comunicação..............................................................13

19. Dados técnicos...........................................................15

20. Painel frontal da interface gráfica.................................44

21. Métodos de montagem...............................................44

22. Dados de seleção e pedido.........................................46

23. Acessórios..................................................................50

25. Ferramentas................................................................51

26. Soluções suportadas ABB..........................................52

27. Diagramas terminais....................................................53

28. Referências.................................................................56

29. Funções, códigos e símbolos......................................57

30. Documento com o histórico de revisões......................59

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Proteção do transformador e de controle 1MRS757791 ARET630 Versão de produto: 1.1

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1. DescriçãoRET630 é um gerenciamento compreensível detransformador deIED para proteção, controle, medição esupervisão de transformadores de energia, unidade etransformadores de reforço incluindo bloqueamento dotransformador de geradores em redes de distribuição deenergia em instalações e indústria RET630 é um membro da

ABB’s Relion®produto da família e parte da série 630caracterizado por escalabilidade funcional e configurabilidadeflexível. RET630 também caracteriza as funções de controlenecessárias que constituem uma solução ideal para baía decontrole e regulação de tensão para transformadores

Os protocolos de comunicação de suporte incluindo IEC61850 oferece conectividade sem emendas para váriasestações de automação e sistemas SCADA on automationand SCADA systems.

2. AplicaçãoRET630 fornece proteção principal para dois enrolamentosde transformadores de potência e gerador de bloqueio deenergia do transformador Duas configurações pré-definidaspara coincidir com a sua proteção típica do transformador eas especificações de controle estão disponíveis. Aconfiguração pré-definida pode ser usada como tais funçõesou facilmente adaptada ou estendida com complemento, pormeio do qual a gestão do motor do IED pode ser afinadopara satisfazer os requisitos específicos da sua aplicaçãopresentes. A função de regulação de tensão opcional é umexemplo de como adicionar nas funções

Proteção do transformador e de controle 1MRS757791 ARET630 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 RET630

Descrição Pré-configuração

Pré-configuração A para transformadores HV/MV de dois rolamentos A

Pré-configuração B para transformador HV/MV de dois rolamentos, incluindo proteção numérica REF B

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 n

Proteção

Sobrecorrente não direcional trifásica, baixo estágio (lado LV) 1 12

Sobrecorrente não direcional trifásica, baixo estágio (lado HV) 1 1

Sobrecorrente não direcional trifásica, alto estágio (lado LV) 1 12

Sobrecorrente não direcional trifásica, alto estágio (lado HV) 1 1

Sobrecorrente não direcional trifásica, estágio instantâneo (lado LV) 1 12

Sobrecorrente não direcional trifásica, estágio instantâneo (lado HV) 1 1

Sobrecorrente trifásica direcional, estágio baixo - - 2

Sobrecorrente trifásica direcional, estágio alto - - 1

Falha à terra não direcional, baixo estágio (lado LV) - 12

Falha à terra não direcional, baixo estágio (lado HV) 1 1

Falha à terra não direcional, alto estágio (lado LV) - 12

Falha à terra não direcional, alto estágio (lado HV) 1 1

Falha à terra direcional, estágio baixo - - 2

Falha à terra direcional, estágio alto - - 1

Falha à terra restrita estabilizada (lado LV) - 12

Falha à terra restrita estabilizada (lado HV) - 1

Falha à terra restrita com base em alta impedância - - 2

Sobrecorrente de sequência negativa (lado LV) 1 14

Sobrecorrente de sequência negativa (lado HV) 1 1

Detecção de corrente de inrush trifásica - - 1

Sobrecarga térmica trifásica para transformadores 1 1 1

Sobretensão trifásica (lado LV) 2 2 2

Subvoltagem trifásica (lado LV) 2 2 2

Sobretensão de sequência positiva - - 2

Subtensão de sequência positiva - - 2

Sobretensão de sequência negativa - - 2

Sobretensão residual - - 3

Gradiente de frequência - - 6

Sobrefrequência - - 3

Subfrequência - - 3

Proteção de sobreexcitação1) - - 2

Proteção contra subimpedância trifásica1) - - 2

Proteção diferencial de transformador para transformadores de dois enrolamentos 1 1 1

Falha no disjuntor (lado HV) 1 1 2

Lógica de disparo (lado LV) 1 12

Lógica de disparo (lado HV) 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


Proteção analógica multiuso - - 16

Controle

Controle do cubículo 1 1 1

Interface de intertravamento 4 4 10

Disjuntor/controle do desconector 4 4 10

Disjuntor 1 1 2

Seccionadora 3 3 8

Interface do interruptor local/remoto - - 1

Synchrocheck - - 1

Controle do comutador de tap com regulador de tensão1) - - 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 da condição do disjuntor (lado HV) 1 1 2

Supervisão de falha de fusível 1 - 1

Supervisão do circuito de corrente (lado LV) - -2

Supervisão do circuito de corrente (lado HV) - -

Supervisão do circuito de disparo 2 2 3

Indicação de posição do comutador - - 1

Monitoramento de energia 1 1 1

Supervisão da bateria da estação - - 1

Supervisão do valor-limite medido - - 40

Medições

Corrente trifásica (lado LV) 1 12

Corrente trifásica (lado HV) 1 1

Tensão trifásica (fase à fase) 1 1 1

Tensão trifásica (fase-terra) 1 1 1

Medição de corrente residual 2 2 2

Medição de tensão residual - - 1

Medição de corrente de sequência - - 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


Medição de sequência de tensão - - 1

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

Função do registrador de distúrbios

Canais analógicos 1-10 (amostras) 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




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. Funções de proteçãoRET630 características proteção diferencial de transformadorcom estágios instantâneos e estabilizado para fornecerproteção rápida e seletiva para a fase-fase, entre espiras deenrolamento e buchas de curto-circuitos, incluindo a maioriade falhas fase-terra . Além da retenção da segundaharmônica um algoritmo de bloqueamento baseado na formade onda garante a estabilidade em uma energização dotransformados e a contenção da quinta harmônica garante aestabilidade na sobre excitação moderada .

A proteção restrita e sensível da falha à terra (REF) completaa proteção diferencial geral para detectar até falhas de fase-à-terra perto do ponto de aterramento do transformador. Tantoo esquema convencional de alta impedância ou um esquemanumérico de baixa impedância pode ser selecionado paraproteger contra ventos. Se a proteção REF de baixaimpedância é usado nem resistores estabilizadores nemvaristores são necessários e como um benefício adicional aproporção de transformação da ligação do ponto deaterramento de transformadores de corrente podem diferirdaquelas dos transformadores corrente de fase. Devido a suacaracterística de proteção da unidade a proteção REF não

precisa de nenhum gradiente de tempo, e, portanto, o tempomáximo operacional da proteção pode ser alcançado Aproteção de sobre-excitação é utilizada para protegergeradores de transformadores de energia contra umadensidade de fluxo em excesso e saturação do núcleomagnético

O IED também incorpora a proteção da sobrecarga térmicapara prevenir um envelhecimento acelerado do isolamento dotransformador. Múltiplos estágios de back-up de proteção decurto-circuito, sobre corrente de fase, sequência de fasenegativa e falha na terra estão disponíveis separadamentepara ambos os enrolamentos. A proteção de três fases deimpedância, com base nos valores de impedância das fasesde tensão e corrente, fornece um back-up de proteçãocontra falhas de curto-circuito Proteção de falha na terra combase na medida ou cálculo da sobre tensão residual tambémestá disponível

Para detectar o fluxo de energia revertido ou correntescirculantes nos transformadores RET630 paralelos de energiatambém se referem a proteção de sobre corrente direcionalAlém disso, a proteção de sobre frequência e a


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subfrequência, sobre tensão e sun tensão e proteção defalha no disjuntor são fornecidos.

RET630 Pré-conguração A

GUID-FD724103-823D-4443-ACAE-412BB7906240 V2 PT

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


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RET630 Pré-configuração B

GUID-2825EF67-84B7-4039-B34E-8A0BA237AE1E V2 PT

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

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. Regulador de tensãoA função de regulador de tensão OLATCC (controladores decarga) é projetado para regular a tensão dos transformadoresde energia com comutadores de carga em subestações dedistribuição. A função de regulação de tensão fornece umcontrole de tensão manual ou automático do transformadorde energia usando sinais de aumento e diminuição aocomutador de carga.

A regulagem de tensão automática pode ser usada emaplicações de transformadores paralelos e simples. Aoperação paralela pode ser baseada em Mestre/Seguidor (M/F), Minimização de Corrente Circulante (MCC) ou Princípio deReactância Negativa (NRP).

O regulador de tensão inclui uma funcionalidade decompensação de queda de linha (LDC), e a diminuição decarga é possível com uma redução de tensão dinâmica.

Ela define características de tempo (DT) ou característica detempo definitivo (IDMT) pode ser selecionado para atrasosentre operações de aumento e diminuição.


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A função contém uma funcionalidade de bloqueio. É possívelbloquear as operações de controle de tensão com um sinalexterno ou com a funcionalidade de supervisão da função,caso desejado

7. MedidasO IED mede constantemente o lado de alta voltagem (HV) e olado de menor voltagem (LV) das correntes e correntesneutras do transformador protegido Além disso, mede ascorrentes de sequência negativa e positiva de ambos oslados O IED também mede as tensões a fase-terra ou fase-fase , tensões de sequência positiva e negativa e a tensãoresidual Além disso, o IED monitora a energia ativa, reativa, eaparente, o fator de energia, o valor de demanda de energiapara o período pré-configurado e seletivo por usuário, bemcomo, energia ativa e reativa cumulativa de ambas direções.

A frequência do sistema e a temperatura do transformadortambém são calculados Os cálculos cumulativos e médiosutilizam a memória não volátil disponível no IED. Os valorescalculados também são obtidos da proteção e condição dasfunções de monitoramento do 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. 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.

10. 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.

11. 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.


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12. 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.

13. 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.

14. 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.

15. 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.

16. 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 casa

usuário individual autoriza o uso de IED de acordo com operfil do grupo do usuário

17. Entradas e saídasDependendo da configuração do hardware selecionado, oIED está equipado com seis entradas de fases de correntes(três entradas para o lado de alta tensão e três entradas parao lado de BT) e uma ou duas entradas de correntes neutraspara falha na terra.

Dependendo da configuração do hardware selecionado o IEDinclui duas ou três entradas de tensão. Uma vez que asentradas de tensão podem ser utilizadas O IED sempre incluiuma entrada de tensão residual para proteção de falha àterra direcional ou a proteção da tensão residual. As entradasde tensão pode ser utilizado como entradas de tensões defase para a proteção de sobrecorrente de sobretensão,subtensão e direcional e outras funções de proteçãobaseadas em tensão

As entradas de fase correntes são classificados 1/5 A.Dependendo da configuração de hardware selecionado, oIED está equipado com duas alternativas residual correntesentradas, que é 1/5 A ou 0.1/0.5 A. A 0.1/0.5 Uma entrada énormalmente utilizada em aplicações que requerem terrafalha de proteção sensível e com um transformador de núcleode equilíbrio atual.

As entradas de t tensões de fase entradas, tanto para fase-fase ou tensões de fase-terra, ea entrada de tensão residualabrangem 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 do óleo no fundo e topo do tanque dotransformador e a temperatura do ar ambiente ou de controlede sinais analógicos fornecidos por transdutores externos.Uma entrada RTD pode também ser utilizado como umaentrada de resistência direta de medição para a posição deseguimento de um carregamento de carga. De maneiraalternativa, a posição da torneira pode ser obtida através dotransdutor mA As entradas de RTD/mA também podem serutilizadas para o transdutor de tensão DC O módulo RTD/mApermite o uso das funções de proteção de vários propósitosEstas funções de proteção podem ser usados para fins dedisparo de alarme e com base nos dados de medição IDT /mA , ou valores analógicos transmitidos via mensagens


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GOOSE. As saídas mA podem ser usadas para transferirlivremente medições ou cálculos de valores analógicos paradispositivos previstos com capacidades de entrada 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 de dados e pedidose os diagramas terminais para informações mais detalhadassobre 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 7 - 3 - -

AB 8 - 2 - -

CA 7 1 2 - -

BA 7 - 3 8 4

BB 8 - 2 8 4

BC 7 1 2 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.

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.

18. 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 outros

IEDs (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 sobre


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o terminal rodoviário, facilitando assim para a partilha deexemplo de valores de entrada IDT, tais como valores detemperatura ambiente, a outras aplicações de IED. O IEDinteropera com outras ferramentas e sistemas de IEDcompatíveis com IEC 61850, e simultaneamente reportaeventos para cinco clientes diferentes no barramento deestação IEC 61850. Para um sistema usando DNP3 sobreTCP/IP, eventos podem ser enviados a quatro mestresdiferentes. Para sistemas usando IEC 60870-5-103, o IEDpode ser conectado a um mestre em um barramento deestação com topologia 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.

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


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19. 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 15

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%


16 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 17

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


18 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 19

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


20 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 21

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)


22 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 23

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


24 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 25

Tabela 34. 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 35. 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



26 ABB

Tabela 36. 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 27

Tabela 37. 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 38. Proteção de falha à terra restrita estabilizada (LREFPNDF)



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

Tempo de partida1)2) IFalha = 2,0 x ajuste OperatevalueIFalha = 10.0 × ajuste Operatevalue

Típico 18 ms (±5 ms)Típico 12 ms (±5 ms)

Tempo de reset < 50 ms




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

1) Corrente antes da falha = 0.0 × In, fn = 50 Hz

2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização

Tabela 39. Proteção de falha à terra restrita estabilizada das principais configurações (LREFPNDF)

Parâmetro Função Valor (Faixa) Passo

Valor de operação LREFPNDF 5...50 % 1

Modo de restrição LREFPNDF Nenhumsegunda harmônica

-

Start Value 2.H LREFPNDF 10...50 % 1

Tempo operacional mínimo LREFPNDF 0.040...300.000 s 0.001


28 ABB

Tabela 40. Falha de terra restrita com base em alta impedância (HREFPDIF)




Tempo de partida1)2) IFalha = 2,0 x ajuste Operate valueIFalha = 10.0 × ajuste Operate value






1) Corrente antes da falha = 0.0 × In, fn = 50 Hz


Tabela 41. Configurações principais da proteção de falha à terra restrita (HREFPDIF) com base em alta impedância

Parâmetro Função Valores (Faixa) Passo

Valor de operação HREFPDIF 0.5...50.0 % 0.1

Tempo operacional mínimo HREFPDIF 0.020...300.000 s 0.001

Tabela 42. 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



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 43. 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



ABB 29

Tabela 44. Proteção de sobrecarga térmica trifásica para transformadores(T2PTTR)



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

Precisão do tempo de operação1) ±2.0% ou ±1000 ms

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

Tabela 45. Proteção de sobrecarga térmica trifásica para transformadores (T2PTTR) (T2PTTR) configurações principais


Temperature rise T2PTTR 0.0...200.0 deg 0,1

Temperatura máxima T2PTTR 0.0...200.0 deg 0,1

Temperatura operacional T2PTTR 80.0...120.0 % 0,1

Fator de ponderação p T2PTTR 0.00...1.00 0,01

Constante de tempo curto T2PTTR 60...60000 s 1

Referência de corrente T2PTTR 0.05...4.00 pu 0,01

Tabela 46. 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 47. 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


30 ABB

Tabela 48. Proteção diferencial do transformador para transformadores de dois enrolamentos (TR2PTDF)




Tempo de operação1)2) Estágio baixo polarizadoEstágio alto instantâneo





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

1) Corrente diferencial antes da falha = 0.0 x In, fn = 50 Hz. Corrente diferencial injetado = 2.0 × ajustar o valor operacional

2) Inclui o atraso do valor do contato de saída e fn = 50 Hz

Tabela 49. Proteção diferencial do transformador para transformadores de dois enrolamentos (TR2PTDF) Configurações principais


Modo de restrição TR2PTDF 2.h e 5.h e ondaforma de onda2.h e forma de onda5.h e forma de onda

-

Valor alto de operação TR2PTDF 500...3000 % 10

Valor baixo de operação TR2PTDF 5...50 % 1

Seção de inclinação 2 TR2PTDF 10...50 % 1

Seção final 2 TR2PTDF 100...500 % 1

Start Value 2.H TR2PTDF 7...20 % 1

Valor inicial 5.H TR2PTDF 10...50 % 1

Tipo bobinagem 1 TR2PTDF YYNDZZN

-

Tipo de bobina 2 TR2PTDF YYNDZZN

-

Eliminação A Zero TR2PTDF Não eliminadoCircuito 1Circuito 2Bobinagem 1 e 2

-

Número de relógio TR2PTDF Clk Núm 0Clk Núm 1Clk Núm 2Clk Núm 4Clk Núm 5Clk Núm 6Clk Núm 7Clk Núm 8Clk Núm 10Clk Núm 11

-


ABB 31

Tabela 50. 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 51. 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 52. 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


32 ABB

Tabela 53. 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 54. 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)





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

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


Tabela 55. Principais configurações de proteção contra sobretensão de sequência positiva PSPTOV


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

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

Tabela 56. 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


ABB 33

Tabela 57. 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 58. 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 59. 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 60. Proteção de sobrecarga residual (ROVPTOV)




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

Típico 27 ms (± 15 ms)





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

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



34 ABB

Tabela 61. 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 62. 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 63. 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 64. 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 65. 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


ABB 35

Tabela 66. Proteção de subfrequência (DAPTUF)


Precisão de operação Na frequência f = 35 a 66 Hz

± 0.003 Hz

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

Típico < 190 ms






Tabela 67. 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 68. Proteção de sobre-excitação (OEPVPH)


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

±2,5% do valor ajustado ou 0.01 x Ub/f

Tempo de partida 1)2) Mudança da frequência Típico 200 ms (±20 ms)

Alteração de Tensão Típico 100 ms (±20 ms)




Tempo da operação precisa no modo detempo definido

±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms

Precisão do tempo de operação no modo detempo inverso

±5,0% do valor teórico ou ±50 ms

1) Resultados baseados na distribuição estatística de 100 medidas2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização

Tabela 69. Principais cofigurações da proteção de sobre-excitação


Reatância de dispersão OEPVPH 0.0 - 50.0 0,1

Valor de partida OEPVPH 100 - 200 1

Multiplicador de tempo OEPVPH 0.1 - 100.0 0,1

Tipo de curva operacional OEPVPH ANSI Def. TempoIEC Def. TempoOvExt IDMT Crv1OvExt IDMT Crv2OvExt IDMT Crv3OvExt IDMT Crv4

-

Tempo de atraso operacional OEPVPH 0.10 - 200.00 0,01


36 ABB

Tabela 70. Proteção contra subimpedância (UZPDIS)


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

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

Tempo de partida Típico 25 ms (±15 ms)


Taxa de reset Típico 1.04


Tempo da operação precisa no modo de tempo definido 1)2) ±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms

1) Fn= 50 Hz, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização

Tabela 71. Principais de configuração de proteção contra subimpedância trifásica UZPDIS


Alcance de polaridade UZPDIS 1 - 6000 1

Tempo de atraso operacional UZPDIS 0,04 - 200,00 0,01

Tabela 72. Proteção contra falhas no disjuntor (CCBRBRF)




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

Tabela 73. 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 74. Proteção analógica multiuso (MAPGAPC)


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


ABB 37

Tabela 75. 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 76. Características operacionais

Parâmetro Valores (Faixa)

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

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

Funções de controle

Tabela 77. Verificação de sincronização (SECRSYN)



Tensão: ±1.0% ou ±0.002 x Un

Frequência: ±10 mHzÂngulo de fase ±2°





38 ABB

Tabela 78. Controle do comutador com regulador de tensão (OLATCC)


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

Tensão diferencial Ud ± 1.0% do valor medido ou ± 0.004 x Un (emtensões medidas < 2.0 x Un)

Valor de operação ± 1.0% do Ud or ±0.004 x Un para Us = 1.0 x Un

Precisão do tempo de operação no modo de tempo definido 2) ± 1.0% do valore estabelecido ou 0,11segundos

Precisão do tempo de operação no modo de tempo inverso 3) ± 1.0% do valore estabelecido ou 0,15segundos(na teoria B na variação de 1.1…5.0) Observetambém o tempo de operação mínimo fixado(IDMT) 1 s

Reinicie a variação para o controle da operação Típico 0.80 (1.20)

Reiniciar a variação para bloqueios baseados em analogias (exceto o bloqueamento da tensãocriada pela execuções)

Típico 0.96 (1.04)

1) Valores de configuração padrão utilizado2) Valores de configuração padrão utilizado3) Valores de configuração padrão utilizado


ABB 39

Tabela 79. Principais configurações do regulador de tensão (OLATCC)


Modo operacional OLATCC ManualSimples automáticoParalelismo automáticoControle de entrada

-

Bloqueio manual personalizado OLATCC Personalizado desabilitadoOCUVOC, UVEXTOC, EXTUV, EXTOC, UV, EXT

-

Característica de atraso OLATCC Tempo inversoTempo definido

-

Tensão de largura de banda OLATCC 1.20 - 18.00 0,01

Limite da corrente de carga OLATCC 0.10 - 5.00 0,01

Bloqueio de tensão baixa OLATCC 0.10 - 1.20 0,01

Aumentar o retorno V OLATCC 0.80 - 1.60 0,01

Limite de corrente cir OLATCC 0.10 - 5.00 0,01

limite LDC OLATCC 0.00 - 2.00 0,01

Diminuir bloco de tap OLATCC -36 - 36 1

Aumentar bloco de tap OLATCC -36 - 36 1

LDC habilitado OLATCC FALSAVERDADEIRA

-

Modo de paralelismo automático OLATCC PrincipalAuxiliarNRPMCC

1

Tensão do centro de banda OLATCC 0.000 - 2.000 0,001

Queda da linha V Ris OLATCC 0.0 - 25.0 0,1

Reatância de queda de linha V OLATCC 0.0 - 25.0 0,1

Redução de banda OLATCC 0.0 - 9.0 0,1

Fator de estabilidade OLATCC 0.0 - 70.0 0,1

Ângulo de fase de carga OLATCC -89 - 89 1

Controle de tempo de atraso 1 OLATCC 1.0 - 300.0 0,1

Controle de tempo de atraso 2 OLATCC 1.0 - 300.0 0,1

Funções de Supervisão e monitoramento


40 ABB

Tabela 80. 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)

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

Medição do tempo de viagem ±10 ms

Tabela 81. Supervisão de falha de fusível (SEQRFUF)



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

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 82. Supervisão do circuito de corrente (CCRDIF)


Tempo de operação1) < 30 ms

1) Incluindo o atraso do contato de saída.

Tabela 83. 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 84. Supervisão do circuito de desarme (TCSSCBR)


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

Tabela 85. Indicação da posição do toque (TPOSSLTC)

Descrição Valor

Tempo de resposta para entradas binárias Típico 100 ms


ABB 41

Tabela 86. 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,…

Tabela 87. Supervisão da bateria de estação (SPVNZBAT)


Precisão de operação ±1,0% do valor ajustado


Funções de medição

Tabela 88. 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 89. 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 90. 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


42 ABB

Tabela 91. 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 92. 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

Tabela 93. 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 94. 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 95. 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,…


ABB 43

20. 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 4. Interface de Usuário local

21. 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.


44 ABB

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

Figura 5. Montagem embutida GUID-AF1BEC0B-A9DC-4E9B-9C89-98F28B1C81DB V1 PT

Figura 6. Montagem semiembutida

252,5

270

ø6,8

180

101,6

13

366

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

Figura 7. Montagem da parede

224

265,9

22025,5

177 258,6

13

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

Figura 8. 6U pela metada da unidade de 19 "montado com doissuportes de montagem e LHMI destacado


ABB 45

22. 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

T B T B A B A E B B B Z E A N A X B

# DESCRIÇÃO1 IED

IED série 630, caixa de 19” 1/2, 4U SIED série 630, caixa de 19” 1/2, 6U TIED série 630, caixa de 19” 1/2, 4U c/ conj. conector UIED série 630, caixa de 19” 1/2, 6U c/ conj. conector V

2 PadrãoIEC B

3 Aplicação P

Proteção do transformador e de controle T

GUID-66432CA7-529D-47D1-BE0E-11281EEF90A7 V1 PT


46 ABB

-

T B T B A B A E B B B Z EA N A X B

# DESCRIÇÃO4-8

Pré- conf.# 4

Opções de entradasanalógicas disponíveis

# 5-6

Opções de entrada/saídas binárias disponíveis

# 7-8

A AA = 7 I (I0 1/5A) + 3U

AA = 14 BI + 9 BOAB = 23 BI + 18 BOAC = 32 BI + 27 BOAD 1) = 41 BI + 36 BOAE 1) = 50 BI + 45 BO

B AB = 8 I (I0 1/5A) + 2U

AA = 14 BI + 9 BOAB = 23 BI + 18 BOAC = 32 BI + 27 BOAD 1) = 41 BI + 36 BOAE 1) = 50 BI + 45 BO

N

AA = 7 I (I0 1/5A) + 3U AA = 14 BI + 9 BO

AB = 8 I (I0 1/5A) + 2U AB = 23 BI + 18 BO

AC = 7 I (I0 1/5A) + 1 I (I0 0.1/0.5A) + 2U AC 2) = 32 BI + 27 BO

BA = 7 I (I0 1/5A) + 3U + 8 mA in/RTD + 4 mA out AD 1) = 41 BI + 36 BO

BB = 8 I (I0 1/5A) + 2U + 8 mA in/RTD + 4 mA out AE 1,3) = 50 BI + 45 BO

BC = 7 I (I0 1/5A) + 1 I (I0 0.1/0.5A) + 2U + 8 mA in/RTD + 4 mA out

1) Opções de entrada/saída binárias AD e AE necessitam de caixa de 19” 1/2, 6U (1º dígito = T ou V) 2) Opções de entrada/saída binárias AC não estão disponíveis para variações altas de 4U ( 1º dígito = S ou U) com opções de entrada RTD (5º-6º dígito = BA, BB ou BC)3) Opções de entrada/saída binárias AE não estão disponíveis para variações altas de 6U ( 1º dígito = T ou V) com opções de entrada RTD (5º-6º dígito = BA, BB ou BC)

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

Aplicação funcional, pré-configurações:A = Pré-configuração A para transformadores de dois enrolamentosB = Pré-configuração B para transformadores de dois enrolamentos, incluindo proteção de REF numéricaN = Nenhum

GUID-64E6FE1A-8BB4-4C63-B850-03A3D11FA84F V1 PT


ABB 47

T B T B A B A E B B B Z E A N A X B

# DESCRIÇÃO9 Comunicação serial

A

B10 Comunicação Ethernet

Ethernet 100BaseFX (LC) AEthernet 100BaseTX (RJ-45) B

11 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 (extensão para cabo)

GUID-D74AEC37-E74D-4DE6-B586-008C9A763DDA V1 PT


48 ABB

T B T B A B A E B B B Z E A D A X B

# DESCRIÇÃO12 Idioma

Inglês e Chinês Z13 Painel frontal

HMI local integrado 1) AHMI local separado, cabo de 1 m BHMI local separado, cabo de 2 m CHMI local separado, cabo de 3 m DHMI local separado, cabo de 4 m EHMI local separado, cabo de 5 m FSem HMI local N

14 Opção 1 2)

Regulador de voltagem automático e proteção de subimpedância A

Regulador de voltagem automático e proteção de superexcitação B

Proteções de subimpedância e superexcitação CTodas as opções ZNenhum N

15 Opção 2 2)

Regulador de voltagem automático BProteção de subimpedância CProteção de superexcitação DNenhum N

16 Fonte de alimentação48...125 V DC A110...250 V DC, 100...240 V AC B

17 Dígito vagoVago X

18 VersãoVersão 1.1 B

1) HMI integrado não está disponível para variações altas 6U (1º dígito = T ou V) 2) Qualquer função opcional pode ser escolhida uma única vez. Devido a isso a opção 2 (15º dígito tem limitações com base na seleção da opção 1 (14º dígito) GUID-846C73DA-505B-472C-B4AB-B37748BEBCD1 V1 PT

Código de Exemplo: T B T B A B A E B B B Z E A N A X B

Seu código de ordem

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

Código GUID-67914A30-7CA3-4BCE-B154-BE1325867621 V1 PT

Figura 9. Chave de pedido para IEDs completos


ABB 49

23. Acessórios

Tabela 96. 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 97. 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 98. Conjuntos de conectores


Conjunto de conector para um IED cuja caixa tem 4U, incluindo uma variante de entrada analógica 7I + 3U 2RCA023041




Tabela 99. cabos opcionais para o módulo externo de exibição

Itens Número do pedido

cabo LHMI (1m) 2RCA025073P0001






50 ABB

25. 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 100. 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 RET630 1.1 ou mais recente

Tabela 101. 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 - - -


ABB 51

26. 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.

Tabela 102. 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


52 ABB

27. Diagramas terminais

Alto Médio

Fibra ópticaFibra óptica

transmissor (vidro)transmissor (plástico)receptor (vidro)receptor (plástico)

Opcional

Alimentação via Ethernet (POE)

GUID-3901C29E-BCA6-44AE-B6BC-B2FA10958F19 V1 PT

Figura 10. Diagrama de terminal para RET630


ABB 53

ver tabela) ver tabela)

opção 630 BIO

*)ocupado por módulo RTD quando ordenado

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

Figura 11. opções do módulo BIO da série 630


54 ABB

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

Figura 12. opções do módulo RTD da série 630


ABB 55

28. 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 RET630 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-08D3B177-E4DA-4CCF-81A0-017F639B9C5C V1 EN

Figura 13. página do produto


56 ABB

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

HTTP://WWW.ABB.COM/PRODUCT/DB0003DB004281/87A4DD831433ABBFC12575F50021D71F.ASPX

29. Funções, códigos e símbolos

Tabela 103. Funções inclusas no RET630

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

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

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

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

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

Falha à terra restrita estabilizada LREFPNDF dI0Lo> 87NL

Falha à terra restrita com base em alta impedância HREFPDIF dI0Hi> 87NH

Sobrecorrente de sequência negativa NSPTOC I2> 46

Sobrecarga térmica trifásica para transformadores T2PTTR 3Ith>T 49T

Detecção de corrente de inrush trifásica INRPHAR 3I2f> 68

Proteção diferencial do transformador paratransformadores de dois enrolamentos

TR2PTDF 3dI>T 87T

Sobretensão trifásica (lado LV) PHPTOV 3U> 59

Subvoltagem trifásica (lado LV) 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

Proteção de sobreexcitação OEPVPH U/f> 24

Proteção contra subimpedância trifásica UZPDIS Z< GT 21GT

Falha no disjuntor (lado HV) CCBRBRF 3I>/I0>BF 51BF/51NBF

Lógica de disparo TRPPTRC E → S 94

Proteção analógica multiuso MAPGAPC MAP MAP

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


ABB 57

Tabela 103. Funções inclusas no RET630, continuação


Seccionador DAXSWI E ↔ S DC E ↔ S DC

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

Synchrocheck SYNCRSYN SYNC 25

Controle do comutador com regulador de tensão OLATCC COLTC 90V

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 (lado HV) 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

Indicação de posição do comutador TPOSSLTC TPOSM 84M

Monitoramento de energia EPDMMTR E E

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

Supervisão do valor-limite medido MVEXP

Medições

Corrente trifásica CMMXU 3I 3I

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

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

Medição de corrente residual RESCMMXU I0 I0

Medição de tensão residual RESVMMXU U0 Vn

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

PWRMMXU PQf PQf

Medição de corrente de sequência CSMSQI I1, I2 I1, I2

Medição de sequência de tensão 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


58 ABB

Tabela 103. Funções inclusas no RET630, continuação


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

30. 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 (1MRS756978)


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