Controle e proteção de alimentadores REF615 Guia do Produto

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1 Guia do Produto

2 Conteúdo 1. Descrição Configurações padrão Funções de proteção Aplicações Controle Medição Registrador de perturbações Registro de eventos Dados registrados Monitoração de disjuntor Supervisão do circuito de desligamento Auto-supervisão Supervisão de falha de fusível Supervisão do circuito de corrente Controle de acesso Entradas e saídas Comunicação Dados técnicos Opções de display Métodos de montagem Caixa e unidade plug-in do IED Informações para seleção e aquisição Acessórios e informações para pedidos Ferramentas Soluções da ABB suportadas Diagramas de terminais Certificados Referências Funções, códigos e símbolos Histórico de revisão do documento...68 Aviso Legal As informações neste documento estão sujeitas a modificações sem aviso prévio e não devem ser consideradas como um compromisso da ABB Oy. A ABB Oy não assume nenhuma responsabilidade por erros que possam aparecer nesse documento. Copyright 2011 ABB Oy. Todos os direitos reservados. Marca Registrada ABB é uma marca comercial registrada do Grupo ABB. Todos os outros nomes de marcas ou produtos mencionados neste documento podem ser marcas comerciais ou marcas comerciais registradas de seus respectivos detentores. 2 ABB

3 Revisão: A 1. Descrição O, membro da série de produtos 615 da ABB, é um IED dedicado a proteção de dispositivos de alimentação, projetado para a proteção, medição e supervisão de subestações de concessionárias e de sistemas de potência industriais. Totalmente reprojetado, o IED foi orientado pela norma IEC de comunicação e interoperação de dispositivos de automação de subestações. O IED fornece proteção principal tipo unitária para linhas aéreas e dispositivos de alimentação de cabos em redes de distribuição. O IED também é usado como proteção de reserva em aplicações onde é necessário um sistema de proteção independente e redundante. Dependendo da pré-configuração feita, o IED está adaptado para a proteção de linhas aéreas e dispositivos de alimentação de cabos em redes com neutro isolado, aterradas por resistência, compensadas e com aterramento sólido. Assim que o IED com configuração padrão tenha recebido os parâmetros da aplicação específica, ele pode ser colocado diretamente em serviço. Os IEDs da série 615 suportam uma variedade de protocolos de comunicação, incluindo o IEC com mensagens GOOSE, IEC , Modbus e DNP3. 2. Configurações padrão O IED de proteção de dispositivos de alimentação está disponível em seis configurações alternativas padrão. A tabela abaixo indica as funções suportadas pelas diferentes configurações de IED. Tabela 1. Configurações padrão Descrição Proteção não-direcional contra sobrecorrente e direcional contra falha de terra Proteção não-direcional contra sobrecorrente e não-direcional contra falha de terra Proteção não-direcional contra sobrecorrente e direcional contra falha de terra com base em medições de tensão de fase Proteção contra subtensão e sobretensão, e proteção direcional contra sobrecorrente e falha de terra com base em medições de tensão de fase Conf. padrão A e B C e D E F ABB 3

4 Tabela 2. Funções suportadas Funcionalidade A B C D E F Proteção Sobrecorrente trifásica não-direcional, estágio de limiar baixo Sobrecorrente trifásica não-direcional, estágio de limiar alto, instância 1 Sobrecorrente trifásica não-direcional, estágio de limiar alto, instância 2 Sobrecorrente trifásica não-direcional, estágio de valor instantâneo Sobrecorrente trifásica direcional, estágio de limiar baixo, instância 1 Sobrecorrente trifásica direcional, estágio de limiar baixo, instância 2 Sobrecorrente trifásica direcional, estágio de limiar alto Falha direcional de terra, estágio de limiar baixo, instância Falha direcional de terra, estágio de limiar baixo, instância Falha direcional de terra, estágio de limiar alto - - Falha não-direcional (entre circuitos) de terra, usando Io calculada - - Falha de terra intermitente/transiente - - Falha não-direcional de terra, estágio de limiar baixo Falha não-direcional de terra, estágio de limiar alto Falha não-direcional de terra, estágio de valor instantâneo Falha de terra não-direcional de alta sensibilidade Sobrecorrente de seqüência negativa, instância 1 Sobrecorrente de seqüência negativa, instância 2 Descontinuidade de fase Sobrecarga térmica 4 ABB

5 Tabela 2. Funções suportadas, continuação Funcionalidade A B C D E F Falha de disjuntor Sobretensão trifásica, instância Sobretensão trifásica, instância Sobretensão trifásica, instância Subtensão de seqüência positiva Sobretensão de seqüência negativa Sobretensão residual, instância Sobretensão residual, instância Sobretensão residual, instância Subtensão trifásica, instância Subtensão trifásica, instância Subtensão trifásica, instância Detecção de corrente de partida trifásica Proteção contra arco com três sensores Controle Controle de disjuntor com intertravamento básico 1) Controle de disjuntor com intertravamento ampliado 2) - - Rearme automático de um disjuntor Supervisão e monitoração Supervisão de falha de fusível Supervisão do circuito de corrente Monitoração da condição do disjuntor - - Supervisão de circuito de disparo de dois circuitos de desligamento Indicação da posição do seccionador - - Indicação de posição da chave de aterramento - - Medição Registrador de perturbação por transiente Corrente trifásica ABB 5

6 Tabela 2. Funções suportadas, continuação Funcionalidade A B C D E F Componentes da seqüência de correntes Tensão trifásica Componentes da seqüência de tensões Corrente residual Tensão residual - - Potência, incluindo o fator de potência Energia = Incluída, = Opcional no momento da compra 1) Função básica de intertravamento: O fechamento do disjuntor pode ser habilitado por um sinal de entrada binária. O esquema de intertravamento real é implementado fora do IED. A entrada binária funciona como uma entrada mestra de intertravamento e quando energizada ela habilitará o fechamento do disjuntor. 2) Função ampliada de intertravamento: O esquema de intertravamento do disjuntor é implementado na configuração do IED, com base em informações de posição do equipamento primário (através das entradas binárias) e das funções lógicas disponíveis. A ferramenta da matriz de sinais da PCM600 pode ser usada para modificar o esquema de intertravamento para atender a sua aplicação. 6 ABB

7 3. Funções de proteção O IED oferece proteção direcional e não- -direcional contra sobrecorrente e sobrecarga térmica, proteção direcional e não-direcional contra falha de terra, proteção de alta sensibilidade contra falha de terra, proteção contra descontinuidade de fase, proteção contra falha de terra transiente/intermitente, proteção contra sobretensão e subtensão, proteção contra sobretensão residual, proteção contra subtensão de seqüência positiva e sobretensão de seqüência negativa. Adicionalmente o IED oferece funções de religamento automático tripolar repetitivo para dispositivos de alimentação de linhas aéreas. Equipado com hardware e software opcionais, o IED também apresenta três canais de detecção de luz para proteção contra falha de arco do disjuntor, do compartimento de barramento e cabos, de equipamentos de manobra abrigados com fechamento metálico. A interface do sensor de proteção contra falha de arco está disponível no módulo de comunicação opcional. O desligamento rápido aumenta a segurança pessoal e limita os danos materiais no interior do equipamento de manobra, em uma situação de falha de arco. Relé de bloqueio (Config. padrão A/B) 1) Opcional IECA V3 PT Figura 1.Visão geral da função de proteção para a configuração padrão A e B ABB 7

8 Relé de bloqueio (Config. padrão C/D) 1) Opcional IECA V3 PT Figura 2.Visão geral da função de proteção para a configuração padrão C e D 1) Opcional Relé de bloqueio (Config. padrão E) GUID-91451BCB-E984-4F50-AE18-732D0ED542CF V1 PT Figura 3.Visão geral da função de proteção para a configuração padrão E 8 ABB

9 1) Opcional Relé de bloqueio (Config. padrão F) GUID-C5A6DAD5-BC11-4E7B-B0B4-4E9138AD63B4 V1 PT Figura 4.Visão geral da função de proteção para a configuração padrão F 4. Aplicações O IED de proteção de dispositivos de alimentação pode ser fornecido com proteção contra falha de terra direcional ou não-direcional. A proteção direcional contra falha de terra é usada principalmente em redes isoladas ou compensadas, enquanto que a proteção não-direcional é destinada a redes com aterramento direto ou de baixa impedância. As configurações padrão A e B oferecem proteção direcional contra falha de terra se o dispositivo de alimentação na saída incluir transformadores de corrente de fase, um transformador de corrente tipo janela e medição da tensão residual. A corrente residual calculada das correntes de fase pode ser usada para proteção dupla (entre circuitos) contra falha de terra. O IED também apresenta proteção contra falha de terra intermitente/transiente. As configurações padrão C e D oferecem proteção não-direcional contra falha de terra, para dispositivos de alimentação de saída incluindo transformadores de corrente de fase. A corrente residual para a proteção contra falha de terra é derivada das correntes ABB 9

10 Cabo Controle e proteção de alimentadores de fase. Quando for aplicável, os transformadores de corrente tipo janela podem ser usados para medir a corrente residual, especialmente quando for necessário proteção contra falha de terra de alta sensibilidade. As configurações padrão E e F oferecem proteção direcional contra falha de terra, com medição de tensão de fase e tensão residual. Além disso, duas configurações padrão incluem supervisão de circuito de corrente e de falha de fusível, para os dispositivos de alimentação de entrada com medição de tensão de barramento. A configuração padrão F oferece, adicionalmente à configuração padrão E, proteção direcional contra sobrecorrente, proteção contra sobretensão e subtensão, proteção contra subtensão de seqüência positiva de fase e contra sobretensão de seqüência negativa de fase, e proteção para tensão residual. Relé de bloqueio 1) Opcional (Config. padrão A/B) Sinal de Desligamento para dispositivos de alimentação de saída Luz detectada no barramento Relé de bloqueio Relé de bloqueio Linha aérea (Config. padrão A/B) 1) Opcional 1) Opcional (Config. padrão A/B) IECA V3 PT Figura 5. Proteção de subestação contra sobrecorrente e falha de terra usando a configuração padrão A ou B com as opções adequadas. No bay do dispositivo de alimentação de entrada, as funções de proteção não usadas estão indicadas por blocos de linha tracejada não coloridos. Os IEDs estão equipados com funções opcionais de proteção contra arco, permitindo proteção rápida e seletiva contra arco por todo o dispositivo de manobra. 10 ABB

11 Linha aérea Cabo Controle e proteção de alimentadores Relé de bloqueio 1) Opcional (Config. padrão C/D) Bloqueio de sobrecorrente Relé de bloqueio Relé de bloqueio (Config. padrão C/D) 1) Opcional 1) Opcional IECA V3 PT (Config. padrão C/D) Figura 6. Proteção de subestação contra sobrecorrente e falha de terra usando a configuração padrão C ou D com as opções adequadas. No bay do dispositivo de alimentação de entrada, as funções de proteção não empregadas estão indicadas por blocos de linha tracejada não coloridos. A proteção de barramento está baseada no princípio do intertravamento, no qual o início da proteção contra sobrecorrente do dispositivo de alimentação de saída envia um sinal de bloqueio para o estágio de sobrecorrente instantânea do dispositivo de alimentação de entrada. Na ausência do sinal de bloqueio, a proteção contra sobrecorrente do dispositivo de alimentação de entrada apagará a falha interna do dispositivo de manobra (barramento). ABB 11

12 Relé de bloqueio Relé de bloqueio (Config. padrão F) (Config. padrão F) 1) Opcional 1) Opcional GUID-28FD0F8B-3D A4C2-473A6D4B529B V1 PT Figura 7. Proteção e controle de dois dispositivos de alimentação de entrada usando IEDs na configuração padrão F. Os dois dispositivos de alimentação de entrada podem ser conectados em paralelo fechando o disjuntor seccionador do barramento. Para obter proteção seletiva contra sobrecorrente, são necessários estágios direcionais de sobrecorrente. A proteção principal e de reserva do barramento, para dispositivos de alimentação de saída, é implementada usando estágios de proteção contra sobretensão residual. A proteção contra subtensão e sobretensão de fase pode ser usada para desligamento ou apenas alarme. 5. Controle O IED oferece controle de um disjuntor com botões dedicados para abertura e fechamento. Os esquemas de intertravamento requeridos pela aplicação são configurados com a ferramenta de matriz de sinais no PCM Medição O IED mede continuamente as correntes de fase, os componentes simétricos das correntes e a corrente residual. Se o IED inclui medições de tensão, ele também mede a tensão residual, as tensões de fase e os componentes da seqüência de tensões. Adicionalmente, o IED calcula o valor máximo da demanda ao longo de intervalos de tempo predefinidos pelo usuário, a sobrecarga térmica do objeto protegido, e o valor de desbalanceamento de fase com base na relação entre a corrente de seqüência negativa e a positiva.. Os valores medidos podem ser acessados localmente pela interface de usuário no painel frontal do IED, ou remotamente através da interface de comunicação do IED. Os valores podem também ser acessados 12 ABB

13 local ou remotamente, usando a interface de usuário em navegador web. 7. Registrador de perturbações O IED possui um registrador de perturbações que apresenta até 12 canais para sinais analógicos e 64 binários. Os canais analógicos podem ser configurados para gravar tanto a forma de onda como a tendência das correntes e tensões medidas. Os canais analógicos podem ser configurados para disparar a função de gravação quando o valor medido cair abaixo ou ultrapassar os valores estabelecidos. Os canais para sinais binários podem ser configurados para iniciar uma gravação na borda de subida ou de descida do sinal binário, ou em ambas. Por padrão, os canais binários são configurados para gravar sinais externos ou internos do IED, por exemplo, os sinais de início ou disparo dos estágios do IED, ou sinais externos de bloqueio ou controle. A gravação pode ser configurada para disparo por sinais bináros do IED, tais como um sinal de início ou atuação da proteção, ou por um sinal de controle externo em uma entrada binária do IED. As informações gravadas são armazenadas em uma memória não-volátil e podem ser descarregadas para análise posterior de falhas. 8. Registro de eventos Para coletar informações de seqüências de eventos (SoE), o IED possui uma memória não- -volátil, com capacidade para armazenar 50 códigos de eventos, com carimbos eletrônicos de tempo associados. A memória não-volátil mantém os dados mesmo no caso do IED ficar temporariamente sem alimentação. O registro de eventos facilita a análise detalhada pré e pós-falha das falhas e perturbações no dispositivo de alimentação. As informações de SoE podem ser acessadas localmente pela interface de usuário no painel frontal do IED, ou remotamente através da interface de comunicação do IED. As informações podem ainda ser acessadas, seja local ou remotamente, usando a interface de usuário em navegador web. 9. Dados registrados O IED tem a capacidade de armazenar registros de quatro últimos eventos de falha. Os registros permitem que o usuário analise os quatro eventos mais recentes do sistema de potência. Cada registro inclui valores de corrente, tensão e ângulo, tempos de início dos blocos de proteção, carimbo eletrônico de tempo, etc. A gravação de falhas pode ser disparada pelo sinal de início ou pelo sinal de atuação de um bloco de proteção, ou por ambos. Os modos de medição disponíveis incluem DFT, RMS e pico a pico. Além disso, a corrente de demanda máxima com carimbo eletrônico de tempo é gravada separadamente. Por padrão, os registros são armazenados em uma memória não-volátil. 10. Monitoração de disjuntor As funções de monitoração de condições do IED, acompanham continuamente o desempenho e a condição do disjuntor. A monitoração compreende o tempo de carga da mola, a pressão do gás SF6, o tempo de trânsito e o tempo de inatividade do disjuntor. As funções de monitoração fornecem dados históricos operacionais do DJ, que podem ser usados para programar a sua manutenção preventiva. ABB 13

14 11. Supervisão do circuito de desligamento A supervisão do circuito de desligamento monitora continuamente a disponibilidade e a operacionalidade do circuito de desligamento. Ela proporciona monitoração em circuito aberto quando o disjuntor está tanto na posição fechado como aberto. Ela também detecta a perda da tensão de controle do disjuntor. 12. Auto-supervisão O sistema de auto-supervisão incorporado ao IED monitora continuamente o estado do hardware e a operação do software do IED. Qualquer falha ou erro de funcionamento detectado será usado para alertar o operador. Uma falha permanente bloqueará as funções de proteção para evitar a operação incorreta do IED. 13. Supervisão de falha de fusível Dependendo da configuração padrão escolhida, o IED inclui a função de supervisão de falha de fusível. A supervisão de falha de fusível detecta falhas entre o circuito de medição de tensão e o IED. As falhas são detectadas pelo algoritmo baseado em seqüência negativa ou pelo algoritmo de delta de tensão e delta de corrente. Na detecção de uma falha, a função de supervisão de falha de fusível ativa um alarme e bloqueia as funções de proteção dependentes de tensão, para não operar indesejadamente. 14. Supervisão do circuito de corrente Dependendo da configuração padrão escolhida, o IED inclui supervisão do circuito de corrente. A supervisão do circuito de corrente é usada para detectar falhas nos secundários dos transformadores e na fiação. Ao detectar uma falha, a função de supervisão de circuito de corrente ativa um alarme e/ou bloqueia certas funções de proteção, para evitar operação não desejada. A função de supervisão do circuito de corrente calcula a soma das correntes de fase e compara o resultado com a medida da corrente única de referência de um transformador de corrente tipo janela, ou de outro conjunto de transformadores de corrente de fase. 15. Controle de acesso Para proteger o IED contra acesso indevido e manter a integridade das informações, ele foi provido com um sistema de autenticação baseado em perfis com quatro níveis, com senhas individuais programáveis pelo administrador para os níveis de leitor, operador, engenheiro e administrador. O controle de acesso se aplica à interface de usuário do painel frontal, à interface de usuário em navegador web e à ferramenta PCM Entradas e saídas Dependendo da configuração padrão selecionada, o IED é equipado com três entradas para corrente de fase e uma entrada para corrente residual, para proteção não- -direcional contra falha de terra; ou três entradas para corrente de fase, uma entrada 14 ABB

15 para corrente residual e uma entrada para tensão residual, para proteção direcional contra falha de terra; ou três entradas para corrente de fase, uma entrada para corrente residual, três entradas para tensão de fase e uma entrada para tensão residual, para proteção direcional contra falha de terra e proteção direcional contra sobrecorrente. As entradas de corrente de fase têm capacidade de 1/5 A. Estão disponíveis duas entradas opcionais para corrente residual, ou seja, 1/5 A ou 0,2/1 A. A entrada de 0,2/1 A é usada normalmente em aplicações que requerem proteção de alta sensibilidade contra falha de terra e utilizam transformadores de corrente tipo janela. As três entradas para tensão de fase e a entrada para tensão residual cobrem as tensões nominais de 100, 110, 115 e 120 V. Ambos os tipos de tensão fase-fase e fase-terra podem ser conectados. A entrada de corrente de fase de 1 A ou 5 A, a entrada de corrente residual de 1 A ou 5 A, opcionalmente de 0,2 A ou 1 A, e a tensão nominal da entrada de tensão residual são selecionadas pelo software do IED. Além disso, os limiares de V CC das entradas binárias são selecionados pelo ajuste da configuração dos parâmetros do IED. Todos os contatos das entradas e saídas binárias são livremente configuráveis com a ferramenta da matriz de sinais na PCM600. Consulte a tabela que mostra a visão geral das entradas/saídas e os diagramas de terminais para informações mais detalhadas sobre as entradas e saídas. Tabela 3. Visão geral das entradas/saídas Configuração padrão Entradas analógicas Entradas/saídas binárias TC TP BI BO A B (17) 1) 10 (13) 1) C D 4-12 (18) 1) 10 (13) 1) E 4 5 2) F 4 5 2) ) Com módulo de E/S opcional ( ) 2) Um dos cinco canais está reservado para aplicações futuras 17. Comunicação O IED suporta vários protocolos de comunicação incluindo: IEC , IEC , Modbus e DNP3. As informações e os controles operacionais estão disponíveis através destes protocolos. Entretanto, algumas funções de comunicação, por exemplo, a comunicação horizontal entre os IEDs, somente são possíveis com o protocolo de comunicação IEC A implementação do protocolo de comunicação IEC suporta todas as funções de monitoração e controle. Adicionalmente, o acesso à configuração de parâmetros e aos registros do arquivo de perturbações podem ser feitos usando o protocolo IEC Os arquivos de perturbações estão disponíveis para qualquer ABB 15

16 aplicação baseada em Ethernet, no formato padrão COMTRADE. Além disso, o IED pode enviar e receber sinais binários de outros IEDs (a assim chamada comunicação horizontal) usando o perfil IEC GOOSE. O IED atende os requisitos de desempenho do GOOSE para aplicações de desligamento em subestações de distribuição, conforme definido pela norma IEC O IED pode comunicar eventos a cinco clientes diferentes simultaneamente pelo barramento da estação. Todos os conectores de comunicação, exceto o conector da porta frontal, são colocados em módulos de comunicação integrados opcionais. O IED pode ser conectado a sistemas de comunicação baseados em Ethernet através do conector RJ-45 (100BASE- -TX) ou do conector LC para fibra ótica (multimodo) (100BASE-FX). Se for necessária a conexão a uma rede serial, pode ser usado o conector RS-485 de 10 pinos com terminais parafusados ou o conector ST da fibra ótica. A implementação do Modbus suporta os modos RTU, ASCII e TCP. Além das funções padrão do Modbus, o IED suporta a recuperação de eventos com carimbo eletrônico de tempo, a alteração do grupo de configurações ativo e o envio dos últimos registros de falhas. Se for usada uma conexão TCP Modbus, podem ser conectados cinco clientes ao IED simultaneamente. Se necessário, os protocolos IEC e Modbus serial podem ser executados ao mesmo tempo. A implementação do IEC suporta duas conexões de rede serial paralelas para dois masters diferentes. Além das funções padrão básicas, o IED suporta a alteração do grupo de configurações ativo e o envio dos arquivos de perturbações no formato IEC O DNP3 suporta o modo serial e TCP para conexão a um master. Quando o IED usa o barramento RS-485 para a comunicação serial, são suportadas conexões a dois e quatro fios. Os resistores de terminação ou de pull-up/down podem ser configurados por jumpers na placa de comunicação, não necessitando de resistores externos. O IED suporta os seguintes métodos de sincronização de tempo, com uma resolução de carimbo eletrônico de tempo de 1 ms: Baseado em Ethernet: SNTP (Protocolo simples de horário de rede) Com fiação especial para sincronização de tempo: IRIG-B (Grupo de instrumentação interabrangência - Formato B de código de tempo) Adicionalmente o IED suporta a sincronização de tempo através dos seguintes protocolos de comunicação serial: Modbus DNP3 IEC ABB

17 Tabela 4. Interfaces e protocolos de comunicação suportados Interfaces / Protocolos Com proteção contra arco opcional Sem proteção contra arco Ethernet (RJ-45 ou LC) + 3 sensores de arco Serial (RS-485) +IRIG-B + 3 sensores de arco Ethernet (RJ-45 ou LC) Serial (RS-485 / RS-232) +IRIG-B Serial (fibra ótica ST) +IRIG-B IEC IEC DNP3 TCP/IP DNP3 serial - - Modbus TCP/IP Modbus RTU/ ASCII = Suportado - - ABB 17

18 18. Dados técnicos Tabela 5. Dimensões Descrição Valor Largura moldura 179,8 mm caixa 164 mm Altura moldura 177 mm (4U) caixa 160 mm Profundidade 194 mm ( mm) Peso IED 3,5 kg unidade de reserva 1,8 kg Tabela 6. Alimentação Descrição Tipo 1 Tipo 2 U aux nominal U aux variação 100, 110, 120, 220, 240 V CA, 50 e 60 Hz 48, 60, 110, 125, 220, 250 V CC % de U n ( V CA) % de U n (38, V CC) 24, 30, 48, 60 V CC % de U n ( V CC) Limiar de partida 19,2 V CC ( 24 V CC x 80%) Carga da alimentação de tensão auxiliar em condição quiescente (P q )/de operação Ripple na tensão CC auxiliar Tempo máximo de interrupção da tensão CC auxiliar sem reiniciar o IED Tipo de fusível <10,7 W/16,7 W Máx. 12% do valor CC (na freqüência de 100 Hz) 50 ms na U aux nominal T4A/250 V 18 ABB

19 Tabela 7. Entradas das linhas de energia Descrição Freqüência nominal Valor 50/60 Hz ± 5 Hz Entradas de corrente Corrente nominal, I n 0,2/1 A 1) 1/5 A Limitação de dissipação de calor: Continuamente 4 A 20 A Por 1 s 100 A 500 A Por 10 s 25 A 100 A Corrente dinâmica admissível: Valor de meia-onda 250 A 1250 A Inpedância de entrada <100 mω <20 mω Entrada de tensão Tensão nominal 100 V/ 110 V/ 115 V/ 120 V (Parametrização) Tensão admissível: Contínua 2 x U n (240 V) Por 10 s 3 x U n (360 V) Carga na tensão nominal <0,05 VA 1) Opção de configurração para entrada de corrente residual Tabela 8. Entradas binárias Descrição Faixa de operação Tensão nominal Consumo de corrente Consumo de potência/entrada Limiar de tensão Tempo de reação Valor ±20% da tensão nominal V CC ma <0,9 W V CC 3 ms ABB 19

20 Tabela 9. Saída de sinal X100: SO1 Descrição Tensão nominal Corrente contínua de contato Corrente no fechamento e condução por 3,0 s Corrente no fechamento e condução por 0,5 s Capacidade de interrupção de corrente quando a constante de tempo do circuito de controle L/R<40 ms Carga mínima de contato Valor 250 V CA/CC 5 A 15 A 30 A 1 A/0,25 A/0,15 A 100 ma em 24 V CA/CC Tabela 10. Saídas de sinal e saída IRF Descrição Tensão nominal Corrente contínua de contato Corrente no fechamento e condução por 3,0 s Corrente no fechamento e condução por 0,5 s Capacidade de interrupção de corrente quando a constante de tempo do circuito de controle L/R<40 ms Carga mínima de contato Valor 250 V CA/CC 5 A 10 A 15 A 1 A/0,25 A/0,15 A 100 ma em 24 V CA/CC 20 ABB

21 Tabela 11. Relés de saída de potência com dois pólos e função TCS Descrição Tensão nominal Corrente contínua de contato Corrente no fechamento e condução por 3,0 s Corrente no fechamento e condução por 0,5 s Capacidade de interrupção de corrente quando a constante de tempo do circuito de controle L/R<40 ms, em 48/110/220 V CC (dois contatos conectados em série) Carga mínima de contato Valor 250 V CA/CC 8 A 15 A 30 A 5 A/3 A/1 A 100 ma em 24 V CA/CC Supervisão do circuito de disparo (TCS, sigla em inglês): Faixa da tensão de controle Dreno de corrente pelo circuito de supervisão V CA/CC ~1,5 ma Tensão mínima sobre o contato TCS 20 V CA/CC ( V) Tabela 12. Relés de saída de potência com um pólo Descrição Tensão nominal Corrente contínua de contato Corrente no fechamento e condução por 3,0 s Corrente no fechamento e condução por 0,5 s Capacidade de interrupção de corrente quando a constante de tempo do circuito de controle L/R<40 ms, em 48/110/220 V CC Carga mínima de contato Valor 250 V CA/CC 8 A 15 A 30 A 5 A/3 A/1 A 100 ma em 24 V CA/CC ABB 21

22 Tabela 13. Sensor com lente e fibra ótica para proteção contra arco Descrição Cabo de fibra ótica incluindo lente Valor 1,5 m, 3,0 m ou 5,0 m Faixa de temperatura normal de serviço da lente Faixa de temperatura máxima de serviço da lente, máx. 1 h Raio de curvatura mínimo permitido da fibra de conexão mm Tabela 14. Grau de proteção do IED para montagem embutida Descrição Valor Frente IP 54 Traseira, terminais de conexão IP 20 Tabela 15. Condições ambientes Descrição Faixa de temperatura de operação Faixa de temperatura de operação em tempo curto Umidade relativa Pressão atmosférica Altitude Faixa de temperatura para armazenamento e transporte Valor ºC (contínua) ºC (<16h) 1)2) <93%, sem condensação kpa até 2000 m ºC 1) Ocorre degradação do MTBF e do desempenho da IHM fora da faixa de temperatura de ºC 2) Para IEDs com uma interface de comunicação LC, a temperatura máxima de operação é +70 ºC 22 ABB

23 Tabela 16. Testes climáticos Descrição Valor de teste de tipo Referência Teste com calor seco (umidade <50%) 96 h a +55ºC IEC h a +85ºC 1) Teste frio Teste com calor úmido, cíclico Teste de armazenagem 96 h a -25ºC 16 h a -40ºC 6 ciclos a C, umidade de % 96 h a -40ºC 96 h a +85ºC IEC IEC IEC ) Para IEDs com uma interface de comunicação LC, a temperatura máxima de operação é +70 o C ABB 23

24 Tabela 17. Testes de compatibilidade eletromagnética Descrição Valor de teste de tipo Referência Teste de perturbação por trem de pulsos de 1MHz: Em modo comum 2,5 kv IEC e IEC , nível 3 Em modo diferencial 1,0 kv Teste de descarga eletrostática: Descarga por contato 6 kv IEC e IEC , nível 3 Descarga pelo ar 8 kv Testes de interferência por radiofreqüência: Conduzida, em modo comum Irradiada, modulada em amplitude 10 V (cem), f=150 khz...80 MHz 10 V/m (rms), f = MHz e f=1,4...2,7 GHz IEC e IEC , nível 3 IEC e IEC , nível 3 Irradiada, modulada por pulsos 10 V/m, f=900 MHz ENV e IEC , nível 3 Testes de perturbação por transiente rápido: Todas as portas 4 kv IEC e IEC , classe A Teste de imunidade a surto: IEC e IEC , nível 4/3 Entradas binárias Comunicação Outras portas 2 kv, entre linha e o terra de proteção 1kV, entre linhas 2 kv, entre linha e o terra de proteção 4 kv, entre linha e o terra de proteção 2 kv, entre linhas Campo magnético de rede alternada (50 Hz): IEC , nível 5 Contínua 300 A/m 24 ABB

25 Tabela 17. Testes de compatibilidade eletromagnética, continuação Descrição Valor de teste de tipo Referência Teste de imunidade a rede alternada: IEC , classe A Em modo comum 300 V rms Em modo diferencial 150 V rms Quedas de tensão e interrupções curtas Testes de emissão eletromagnética: Conduzida, emissão de RF (terminal da rede) 30%/10 ms 60%/100 ms 60%/1000 ms >95%/5000 ms IEC EN 55011, classe A e IEC ,15.. 0,50 MHz < 79 db(µv) quase-pico < 66 db(µv) médio 0, MHz < 73 db(µv) quase-pico < 60 db(µv) médio Emissão de RF irradiada MHz < 40 db(µv/m) quase-pico, medido a 10 m de distância MHz < 47 db(µv/m) quase-pico, medido a 10 m de distância ABB 25

26 Tabela 18. Testes de isolação Descrição Valor de teste de tipo Referência Testes de dielétricos: IEC Tensão de teste 2 kv, 50 Hz, 1 min 500 V, 50 Hz, 1min, comunicação Teste de tensão de impulso: IEC Tensão de teste 5 kv, impulsos unipolares, forma de onda 1,2/50 μs, energia da fonte 0,5 J 1 kv, impulsos unipolares, forma de onda 1,2/50 μs, energia da fonte 0,5 J, comunicação Medidas de resistência de isolação IEC Resistência de isolação >100 MΏ, 500 V CC Resistência da malha de proteção IEC Resistência <0,1 Ώ (60 s) Tabela 19. Testes mecânicos Descrição Referência Testes de vibração (senoidal) IEC , classe 2 Teste de choque e queda IEC , classe 2 Tabela 20. Conformidade em CEM (EMC em inglês) Descrição Diretiva de CEM Referência 2004/108/CE Norma EN (2000) EN (2007) Tabela 21. Segurança do produto Descrição Diretiva de BT Referência 2006/95/CE Norma EN (2005) EN (1994) 26 ABB

27 Tabela 22. Conformidade em RoHS (substâncias perigosas) Descrição Atende a diretiva de RoHS 2002/95/CE Interfaces de comunicação de dados Tabela 23. Interfaces Ethernet Interface Ethernet Protocolo Cabo Taxa de transferência Frontal Protocolo TCP/IP Cabo invertido CAT 5 padrão Ethernet com conector RJ MBits/s Traseiro Protocolo TCP/IP Cabo blindado de pares trançados CAT 5e com conector RJ-45 ou cabo de fibra ótica com conector LC 100 MBits/s ABB 27

28 Funções de proteção Tabela 24. Proteção trifásica não-direcional contra sobrecorrente (PHxPTOC) Característica Valor Precisão de operação Depende da freqüência da corrente medida: f n ±2Hz PHLPTOC PHHPTOC e PHIPTOC ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x I n ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x I n (em correntes na faixa de 0, x I n ) ±5,0% do valor estabelecido (em correntes na faixa de x I n ) Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo PHIPTOC: I Falha = 2 x o valor estabelecido para o Valor inicial I Falha = 10 x o valor estabelecido para o Valor inicial 16 ms 11 ms 19 ms 12 ms 23 ms 14 ms PHHPTOC e PHLPTOC: I Falha = 2 x o valor estabelecido para o Valor inicial 22 ms 24 ms 25 ms Tempo de reinício < 40 ms Relação de reinício Típica 0,96 Tempo de retardo Precisão do tempo de operação em modo de tempo definido Precisão do tempo de operação em modo de tempo inverso Supressão de harmônicas < 30 ms ±1,0% do valor configurado ou ±20 ms ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3) RMS: Sem supressão DFT: -50dB em f = n x f n, onde n = 2, 3, 4, 5, Pico a pico: Sem supressão P-a-P+backup: Sem supressão 1) O Tempo de atraso na operação estabelecido = 0,02 s, Tipo de curva de operação = IEC tempo definido, Modo de medição = default (depende do estágio), corrente antes da falha = 0,0 x In, fn = 50 Hz, corrente de falha em uma fase com freqüência nominal injetada de um ângulo de fase aleatório, resultados baseados em distribuição estatística de 1000 medidas 2) Inclui o atraso do contato do sinal de saída 3) Inclui o atraso do contato de saída para trabalho pesado 28 ABB

29 Tabela 25. Configurações principais da proteção trifásica não-direcional contra sobrecorrente (PHxPTOC) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial PHLPTOC 0,05...5,00 x I n 0,01 PHHPTOC 0, ,00 x I n 0,01 PHIPTOC 1, ,00 x I n 0,01 Multiplicador de tempo Tempo de atraso na operação PHLPTOC 0,8...10,0 0,05 PHHPTOC 0, ,00 0,05 PHLPTOC ms 10 PHHPTOC ms 10 PHIPTOC ms 10 Tipo de curva de PHLPTOC Tempo definido ou inverso operação 1) Tipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19 PHHPTOC PHIPTOC Tempo definido ou inverso Tipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17 Tempo definido 1) Para mais referências consulte a Tabela de características de operação ao final do capítulo de Dados Técnicos ABB 29

30 Tabela 26. Proteção trifásica direcional contra sobrecorrente (DPHxPDOC) Característica Valor Precisão de operação Depende da freqüência da corrente/tensão medida: f n ±2Hz DPHLPDOC DPHHPDOC Corrente: ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x I n Tensão: ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x U n Ângulo de fase: ±2 Corrente: ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x I n (em correntes na faixa de 0, x I n ) ±5,0% do valor configurado (em correntes na faixa de x I n ) Tensão: ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x U n Ângulo de fase: ±2 Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo I Falha = 2,0 x o valor estabelecido para o Valor inicial 37 ms 40 ms 42 ms Tempo de reinício < 40 ms Relação de reinício Típica 0,96 Tempo de retardo Precisão do tempo de operação em modo de tempo definido Precisão do tempo de operação em modo de tempo inverso < 35 ms ±1,0% do valor configurado ou ±20 ms ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3) Supressão de harmônicas DFT: -50 db em f = n x f n, onde n = 2, 3, 4, 5, 1) Modo de medição e Quantidade de polos = default, corrente antes da falha = 0,0 x I n, tensão antes da falha = 1,0 x U n, f n = 50 Hz, corrente de falha em uma fase com freqüência nominal injetada de um ângulo de fase aleatório, resultados baseados em distribuição estatística de 1000 medidas 2) Inclui o atraso do contato do sinal de saída 3) Máximo Valor inicial = 2,5 x I n, Valor inicial múltiplos na faixa de 1,5 a ABB

31 Tabela 27. Configurações principais da proteção trifásica direcional contra sobrecorrente (DPHxPDOC) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial DPHxPDOC 0,05...5,00 x I n 0,01 Multiplicador de tempo Tempo de atraso na operação DPHxPDOC 0, ,00 0,05 DPHxPDOC ms 10 Modo direcional DPHxPDOC 1 = Não-direcional 2 = Para frente 3 = Para trás Ângulo característico DPHxPDOC graus 1 Tipo de curva de DPHLPDOC Tempo definido ou inverso operação 1) Tipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19 DPHHPTOC Tempo definido ou inverso Tipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17 1) Para mais referências consulte a Tabela de características de operação ao final do capítulo de Dados Técnicos ABB 31

32 Tabela 28. Proteção não-direcional contra falha de terra (EFxPTOC) Característica Valor Precisão de operação Depende da freqüência da corrente medida: f n ±2Hz EFLPTOC EFHPTOC e EFIPTOC ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x I n ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x I n (em correntes na faixa de 0, x I n ) ±5,0% do valor estabelecido (em correntes na faixa de x I n ) Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo EFIPTOC: I Falha = 2 x o valor estabelecido para o Valor inicial I Falha = 10 x o valor estabelecido para o Valor inicial 16 ms 11 ms 19 ms 12 ms 23 ms 14 ms EFHPTOC e EFLPTOC: I Falha = 2 x o valor estabelecido para o Valor inicial 22 ms 24 ms 25 ms Tempo de reinício < 40 ms Relação de reinício Típica 0,96 Tempo de retardo Precisão do tempo de operação em modo de tempo definido Precisão do tempo de operação em modo de tempo inverso Supressão de harmônicas < 30 ms ±1,0% do valor configurado ou ±20 ms ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3) RMS: Sem supressão DFT: -50dB em f = n x f n, onde n = 2, 3, 4, 5, Pico a pico: Sem supressão 1) Modo de medição = default (depende do estágio), corrente antes da falha = 0,0 x I n, f n = 50 Hz, corrente de falha de terra com freqüência nominal injetada de um ângulo de fase aleatório, resultados baseados em distribuição estatística de 1000 medidas 2) Inclui o atraso do contato do sinal de saída 3) Máximo Valor inicial = 2,5 x I n, Valor inicial múltiplos na faixa de 1,5 a ABB

33 Tabela 29. Configurações principais da proteção não-direcional contra falha de terra (EFxPTOC) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial EFLPTOC 0, ,000 x I n 0,005 EFHPTOC 0, ,00 x I n 0,01 EFIPTOC 1, ,00 x I n 0,01 Multiplicador de tempo Tempo de atraso na operação EFLPTOC 0, ,00 0,05 EFHPTOC 0, ,00 0,05 EFLPTOC ms 10 EFHPTOC ms 10 EFIPTOC ms 10 Tipo de curva de EFLPTOC Tempo definido ou inverso operação 1) Tipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19 EFHPTOC EFIPTOC Tempo definido ou inverso Tipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17 Tempo definido 1) Para mais referências consulte a Tabela de características de operação ao final do capítulo de Dados Técnicos ABB 33

34 Tabela 30. Proteção direcional contra falha de terra (DEFxPDEF) Característica Valor Precisão de operação Depende da freqüência da corrente medida: f n ±2Hz DEFLPDEF DEFHPDEF Corrente: ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x I n Tensão ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x U n Ângulo de fase: ±2 Corrente: ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x I n (em correntes na faixa de 0, x I n ) ±5,0% do valor estabelecido (em correntes na faixa de x I n ) Tensão: ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x U n Ângulo de fase: ±2 Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo DEFHPDEF e DEFLPTDEF: I Falha = 2 x o valor estabelecido para o Valor inicial 61 ms 64 ms 66 ms Tempo de reinício < 40 ms Relação de reinício Típica 0,96 Tempo de retardo Precisão do tempo de operação em modo de tempo definido Precisão do tempo de operação em modo de tempo inverso Supressão de harmônicas < 30 ms ±1,0% do valor configurado ou ±20 ms ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3) RMS: Sem supressão DFT: -50dB em f = n x f n, onde n = 2, 3, 4, 5, Pico a pico: Sem supressão 1) O Tempo de atraso na operação estabelecido = 0,06 s,tipo de curva de operação = IEC tempo definido, Modo de medição = default (depende do estágio), corrente antes da falha = 0,0 x I n, f n = 50 Hz, corrente de falha de terra com freqüência nominal injetada de um ângulo de fase aleatório, resultados baseados em distribuição estatística de 1000 medidas 2) Inclui o atraso do contato do sinal de saída 3) Máximo Valor inicial = 2.5 x I n, Valor inicial múltiplos na faixa de 1,5 a ABB

35 Tabela 31. Configurações principais da proteção direcional contra falha de terra (DEFxPDEF) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial DEFLPDEF 0,01...5,00 x I n 0,005 DEFHPDEF 0, ,00 x I n 0,01 Modo direcional DEFLPDEF e DEFHPDEF 1=Não-direcional 2=Para frente 3=Para trás Multiplicador de tempo Tempo de atraso na operação DEFLPDEF 0, ,00 0,05 DEFHPDEF 0, ,00 0,05 DEFLPDEF ms 10 DEFHPDEF ms 10 Tipo de curva de DEFLPDEF Tempo definido ou inverso operação 1) Tipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19 Modo de operação DEFHPDEF DEFLPDEF e DEFHPDEF Tempo definido ou inverso Tipo de curva: 1, 3, 5, 15, 17 1=Ângulo de fase 2=I 0 Sen 3=I 0 Cos 4=Ângulo de fase 80 5=Ângulo de fase 88 1) Para mais referências consulte a Tabela de características de operação ao final do capítulo de Dados Técnicos Tabela 32. Proteção contra falha de terra intermitente/transiente (INTRPTEF) Característica Precisão de operação (critéio de U 0 com proteção contra transiente) Valor Depende da freqüência da corrente medida: f n ±2Hz ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x U n Precisão do tempo de operação ±1,0% do valor configurado ou ±20 ms Supressão de harmônicas DFT: -50dB em f = n x f n, onde n = 2, 3, 4, 5 ABB 35

36 Tabela 33. Configurações principais da proteção contra falha de terra intermitente/ transiente (INTRPTEF) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Modo direcional INTRPTEF 1=Não-direcional 2=Para frente 3=Para trás Tempo de atraso na operação Valor inicial de tensão (valor inicial de tensão para falha de terra por transiente) INTRPTEF ms 10 INTRPTEF 0,01...0,50 x U n 0,01 Modo de operação INTRPTEF 1=Falha de terra intermitente 2=Falha de terra por transiente Limite do contador de picos (requisito mín. para contador de picos antes do início no modo de falha de terra intermitente) INTRPTEF ABB

37 Tabela 34. Proteção contra sobretensão trifásica (PHPTOV) Característica Precisão de operação Valor Depende da freqüência da tensão medida: f n ±2Hz ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x U n Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo U Falha = 1,1 x o valor estabelecido para o Valor inicial 22 ms 24 ms 26 ms Tempo de reinício Relação de reinício Tempo de retardo Precisão do tempo de operação em modo de tempo definido Precisão do tempo de operação em modo de tempo inverso < 40 ms Depende da configuração da Histerese relativa < 35 ms ±1,0% do valor configurado ou ±20 ms ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3) Supressão de harmônicas DFT: -50 db em f = n x f n, onde n = 2, 3, 4, 5, 1) Valor inicial = 1,0 x U n, Tensão antes da falha = 0,9 x U n, f n = 50 Hz, sobretensão em uma fase-fase com freqüência nominal injetada de um ângulo de fase aleatório, resultados baseados em distribuição estatística de 1000 medidas 2) Inclui o atraso do contato do sinal de saída 3) Máximo Valor inicial = 1,20 x U n, Valor inicial múltiplos na faixa de 1,10 a 2,00 Tabela 35. Configurações principais da proteção contra sobretensão trifásica (PHPTOV) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial PHPTOV 0,05...1,60 x U n 0,01 Multiplicador de tempo Tempo de atraso na operação PHPTOV 0, ,00 0,05 PHPTOV ms 10 Tipo de curva de PHPTOV Tempo definido ou inverso operação 1) Tipo de curva: 5, 15, 17, 18, 19, 20 1) Para mais referências consulte a Tabela de características de operação ao final do capítulo de Dados Técnicos ABB 37

38 Tabela 36. Proteção contra subtensão trifásica (PHPTUV) Característica Precisão de operação Valor Depende da freqüência da tensão medida: fn ±2Hz ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x U n Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo U Falha = 0,9 x o valor estabelecido para o Valor inicial 62 ms 64 ms 66 ms Tempo de reinício Relação de reinício Tempo de retardo Precisão do tempo de operação em modo de tempo definido Precisão do tempo de operação em modo de tempo inverso < 40 ms Depende da configuração da Histerese relativa < 35 ms ±1,0% do valor configurado ou ±20 ms ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3) Supressão de harmônicas DFT: -50 db em f = n x f n, onde n = 2, 3, 4, 5, 1) Valor inicial = 1,0 x U n, Tensão antes da falha = 1,1 x U n, f n = 50 Hz, subtensão em uma fase-fase com freqüência nominal injetada de um ângulo de fase aleatório, resultados baseados em distribuição estatística de 1000 medidas 2) Inclui o atraso do contato do sinal de saída 3) Mínimo Valor inicial = 0,50, Valor inicial múltiplos na faixa de 0,90 a 0,20 Tabela 37. Configurações principais da proteção contra subtensão trifásica (PHPTUV) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial PHPTUV 0,05...1,20 x U n 0,01 Multiplicador de tempo Tempo de atraso na operação PHPTUV 0, ,00 0,05 PHPTUV ms 10 Tipo de curva de PHPTUV Tempo definido ou inverso operação 1) Tipo de curva: 5, 15, 21, 22, 23 1) Para mais referências consulte a Tabela de características de operação ao final do capítulo de Dados Técnicos 38 ABB

39 Tabela 38. Proteção contra subtensão de seqüência positiva (PSPTUV) Característica Precisão de operação Valor Depende da freqüência da tensão medida: f n ±2Hz ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x U n Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo U Falha = 0,99 x o valor estabelecido para o Valor inicial U Falha = 0,9 x o valor estabelecido para o Valor inicial 51 ms 43 ms 53 ms 45 ms 54 ms 46 ms Tempo de reinício Relação de reinício Tempo de retardo Precisão do tempo de operação em modo de tempo definido < 40 ms Depende da configuração da Histerese relativa < 35 ms ±1,0% do valor configurado ou ±20 ms Supressão de harmônicas DFT: -50 db em f = n x f n, onde n = 2, 3, 4, 5, 1) Valor inicial = 1,0 x U n, Tensão de seqüência positiva antes da falha = 1,1 x U n, f n = 50 Hz, subtensão de seqüência positiva com freqüência nominal injetada de um ângulo de fase aleatório, resultados baseados em distribuição estatística de 1000 medidas 2) Inclui o atraso do contato do sinal de saída Tabela 39. Configurações principais da proteção contra subtensão de seqüência positiva (PSPTUV) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial PSPTUV 0, ,200 x U n 0,001 Tempo de atraso na operação Valor de bloqueio de tensão PSPTUV ms 10 PSPTUV 0,01...1,0 x U n 0,01 ABB 39

40 Tabela 40. Proteção contra sobretensão de seqüência negativa de fase (NSPTOV) Característica Precisão de operação Valor Depende da freqüência da tensão medida: fn ±2Hz ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x U n Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo U Falha = 1,1 x o valor estabelecido para o Valor inicial U Falha = 2,0 x o valor estabelecido para o Valor inicial 33 ms 24 ms 35 ms 26 ms 37 ms 28 ms Tempo de reinício < 40 ms Relação de reinício Típica 0,96 Tempo de retardo Precisão do tempo de operação em modo de tempo definido < 35 ms ±1,0% do valor configurado ou ±20 ms Supressão de harmônicas DFT: -50 db em f = n x f n, onde n = 2, 3, 4, 5, 1) Tensão de seqüência negativa antes da falha = 0,0 x U n, f n = 50 Hz, sobretensão de seqüência negativa com freqüência nominal injetada de um ângulo de fase aleatório, resultados baseados em distribuição estatística de 1000 medidas 2) Inclui o atraso do contato do sinal de saída Tabela 41. Configurações principais da proteção contra sobretensão de seqüência negativa de fase (NSPTOV) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial NSPTOV 0, ,000 x U n 0,001 Tempo de atraso na operação NSPTOV ms 1 40 ABB

41 Tabela 42. Proteção contra sobretensão residual (ROVPTOV) Característica Precisão de operação Valor Depende da freqüência da tensão medida: f n ±2Hz ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x U n Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo U Falha = 1,1 x o valor estabelecido para o Valor inicial 29 ms 31 ms 32 ms Tempo de reinício < 40 ms Relação de reinício Típica 0,96 Tempo de retardo Precisão do tempo de operação em modo de tempo definido < 35 ms ±1,0% do valor configurado ou ±20 ms Supressão de harmônicas DFT: -50 db em f = n x f n, onde n = 2, 3, 4, 5, 1) Tensão residual antes da falha = 0,0 x U n, f n = 50 Hz, tensão residual com freqüência nominal injetada de um ângulo de fase aleatório, resultados baseados em distribuição estatística de 1000 medidas 2) Inclui o atraso do contato do sinal de saída Tabela 43. Configurações principais da proteção contra sobretensão residual (ROVPTOV) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial ROVPTOV 0, ,000 x U n 0,001 Tempo de atraso na operação ROVPTOV ms 1 ABB 41

42 Tabela 44. Proteção contra corrente de seqüência negativa de fase (NSPTOC) Característica Precisão de operação Valor Depende da freqüência da corrente medida: f n ±2Hz ±1,5% do valor configurado ou ±0,002 x I n Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo I Falha = 2 x o valor estabelecido para o Valor inicial I Falha = 10 x o valor estabelecido para o Valor inicial 22 ms 14 ms 24 ms 16 ms 25 ms 17 ms Tempo de reinício < 40 ms Relação de reinício Típica 0,96 Tempo de retardo Precisão do tempo de operação em modo de tempo definido Precisão do tempo de operação em modo de tempo inverso < 35 ms ±1,0% do valor configurado ou ±20 ms ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3) Supressão de harmônicas DFT: -50dB em f = n x f n, onde n = 2, 3, 4, 5, 1) Corrente de seqüência negativa antes da falha = 0,0, f n = 50 Hz, resultados baseados em distribuição estatística de 1000 medidas 2) Inclui o atraso do contato do sinal de saída 3) Máximo Valor inicial = 2,5 x I n, Valor inicial múltiplos na faixa de 1,5 a 20 Tabela 45. Configurações principais da proteção contra corrente de seqüência negativa de fase (NSPTOC) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial NSPTOC 0,01...5,00 x I n 0,01 Multiplicador de tempo Tempo de atraso na operação NSPTOC 0, ,00 0,05 NSPTOC ms 10 Tipo de curva de NSPTOC Tempo definido ou inverso operação 1) Tipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19 1) Para mais referências consulte a Tabela de características de operação ao final do capítulo de Dados Técnicos 42 ABB

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