Relion 615 series. Proteção do transformador e de controle RET615 Guia do Produto

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1 Relion 615 series Proteção do transformador e de controle Guia do Produto

2 Conteúdo 1. Descrição Configurações padrão Funções de proteção Aplicação Soluções da ABB suportadas Controle Medidas Registrador de perturbações Registro de eventos Dados registrados Monitoramento da condição do disjuntor Supervisão do circuito de disparo Auto supervisão Controle de acesso Entradas e saídas Comunicação Dados técnicos IHM Local Métodos de montagem Caixa e unidade plug-in do IED Informações para seleção e aquisição Acessórios e informações para pedidos Ferramentas Diagramas terminais Referências Funções, códigos e símbolos Documento com o histórico de revisões...63 Aviso Legal As informações neste documento estão sujeitas a alteração sem aviso e não devem ser interpretadas como um compromisso da ABB Oy. A ABB Oy não assume responsabilidade por qualquer erro que possa aparecer neste documento. Copyright 2013 ABB. Todos os direitos reservados. Marca Registrada ABB e Relion são marcas registradas do ABB Group. Todos os outros nomes de marca ou produto mencionados neste documento podem ser marcas comerciais ou marcas registradas de seus respectivos proprietários. 2 ABB

3 Emitido em: Revisão: A 1. Descrição é uma proteção e controle de transformadores dedicada IED (intelligent electronic device) para transformadores de energia, unidade e transformadores de reforço incluindo bloqueamento do transformador de geradores em sistemas de distribuição de energia em instalações e indústria. é um membro da família de produtos ABB Relion e parte da série 615 de produtos de proteção e controle. Os IEDs da série 615 são caracterizados pelo seu projeto de unidade sólido e retirável. A reformulação a partir do zero, a série 615 foi projetada para desencadear o potencial completo do padrão IEC para comunicação e interporabilidade entre dispositivos de automação de subestação. Visto que a configuração padrão de IED foi dada aos ajustes específicos de aplicação, esta pode ser diretamente em circulação. A série do IED auxilia uma série de protocolos de comunicação incluindo IEC com mensagem GOOSE, IEC , Modbus e DNP3. 2. Configurações padrão está disponível em oito configurações alternativas padrão. A configuração de sinal padrão pode ser alterado por meio de matriz de sinal gráfico ou funcionalidade de aplicação gráfica opcional de PCM600 de gerenciador de IED de Controle e Proteção. Além disso, a funcionalidade de configuração de aplicação de PCM600 suporta a criação de funções lógicas de multicamadas utilizando diversos elementos lógicos, incluindo temporizadores e multivibrador biestável. By combining protection functions with logic function blocks the IED configuration can be adapted to user specific application requirements. Tabela 1. Configurações padrão Descrição Proteção diferencial de transformador trifásico para transformadores de dois enrolamentos, proteção de falha de aterramento restrita numericamente para o lado de alta tensão (HV), entradas RTD/mA opcionais Proteção diferencial de transformador trifásico para transformadores de dois enrolamentos, proteção de falha de aterramento restrita numericamente para o lado de baixa tensão (LV), entradas RTD/mA opcionais Proteção diferencial de transformador trifásico para transformadores de dois enrolamentos, proteção de falha de aterramento restrita com base em alta impedância para o lado de alta tensão (HV), entradas RTD/mA opcionais Proteção diferencial de transformador trifásico para transformadores de dois enrolamentos, proteção de falha de aterramento restrita com base em alta impedância para o lado de baixa tensão (LV), entradas RTD/mA opcionais Proteção diferencial de transformador trifásico para transformadores de dois enrolamentos, proteção de falha de aterramento restrita numericamente para o lado de alta tensão (HV), funções de medição e proteção com base na tensão de fase Proteção diferencial de transformador trifásico para transformadores de dois enrolamentos, proteção de falha de aterramento restrita numericamente para o lado de baixa tensão (LV), funções de medição e proteção com base na tensão de fase Proteção diferencial de transformador trifásico para transformadores de dois enrolamentos, proteção de falha de aterramento restrita com base em alta impedância para o lado de alta tensão (HV), funções de medição e proteção com base na tensão de fase Proteção diferencial de transformador trifásico para transformadores de dois enrolamentos, proteção de falha de aterramento restrita com base em alta impedância para o lado de baixa tensão (LV), funções de medição e proteção com base na tensão de fase Config. padrão A B C D E F G H ABB 3

4 Tabela 2. Funções suportadas Funcionalidade A B C D E F G H Proteção 1) Proteção diferencial instantânea e estabilizada para transformadores de 2 enrolamentos Proteção Multiuso, instância 1 2) o o o o Proteção multiuso, instância 2 2) o o o o Proteção multiuso, instância 3 2) o o o o Disparo Mestre, instância 1 Disparo Mestre, instância 2 Proteção do lado HV Impedância numérica estabilizada baixa restrita à proteção de falha de terra Proteção de falha à terra restrita baseada em alta impedância Proteção contra sobretensão não direcional trifásica, baixo estágio, instância 1 Proteção contra sobrecorrente não direcional trifásica, alto estágio, instância 1 Proteção contra sobrecorrente não direcional trifásica, estágio instantâneo, instância 1 Proteção contra falha à terra não direcional, baixo estágio, instância 1 Proteção contra falha à terra não direcional, alto estágio, instância 1 Proteção contra sobrecorrente de sequência negativa, instância ) - 4) - 3) - 4) - 3) - 4) - 3) - 4) - Proteção contra sobretensão residual, instância 1 5) Proteção contra sobretensão residual, instância 2 5) Proteção contra subtensão trifásica, instância Proteção contra subtensão trifásica, instância Proteção contra sobretensão trifásica, instância 1 Proteção contra sobretensão trifásica, instância 2 Proteção de sobrecarga térmica trifásica para transformadores de potência, duas constantes de tempo Proteção de falha de disjuntor 4) 4 ABB

5 Tabela 2. Funções suportadas, continuação Funcionalidade A B C D E F G H Proteção do lado LV Impedância numérica estabilizada baixa restrita à proteção de falha de terra Proteção de falha à terra restrita baseada em alta impedância Proteção contra sobretensão não direcional trifásica, baixo estágio, instância 2 Proteção contra sobrecorrente não direcional trifásica, alto estágio, instâncias 2 Proteção contra sobrecorrente não direcional trifásica, estágio instantâneo, instância 2 Proteção contra falha à terra não direcional, baixo estágio, instância 2 Proteção contra falha à terra não direcional, alto estágio, instância 2 Proteção contra sobrecorrente de sequência negativa, instância 2-6) ) ) ) - 8) - 9) - 8) - 9) - 8) - 9) - 8) - 9) Proteção contra arco, instância 1 10) o o o o o o o o Proteção contra arco, instância 2 10) o o o o o o o o Proteção contra arco, instância 3 10) o o o o o o o o Controle Indicação da posição do interruptor, instância 1 Indicação da posição do interruptor, instância 2 Indicação de posição de desconector, instância 3 Indicação de chave de aterramento Indicação de posição do comutador de tap Controle do disjuntor (lado HV) Monitoramento de condição Monitoramento de condições do disjuntor Supervisão do circuito de disparo, instância 1 Supervisão do circuito de disparo, instância 2 Supervisão de falha de fusível Contador do tempo de execução para máquinas e dispositivos. Medições Oscilografia Medição RTD/mA o o o o ABB 5

6 Tabela 2. Funções suportadas, continuação Funcionalidade A B C D E F G H Medição do lado HV Medição da corrente trifásica, instância 1 Medição de corrente de sequência Medição da corrente residual, instância Medição de tensão trifásica Medição de tensão residual Medição de sequência de tensão Medição da energia e potência trifásica, incluindo fator de potência Medição do lado LV Medição de corrente trifásica, instância 2 Medição da corrente residual, instância = incluído, o = opcional no tempo de solicitação 1) As instâncias de uma função de proteção representa o número de blocos idênticos de função de proteção disponíveis em uma configuração padrão. Pelos ajustes específicos da aplicação de uma instância, um estágio de proteção pode ser estabelecido. 2) A proteção multiuso é utilizada, por exemplo, em proteções relacionadas a RTD/mA 3) Io selecionável pelo parâmetro, e o valor padrão é o Io medido. 4) O Io calculado é sempre utilizado 5) Uo selecionável por um parâmetro, Uo medido como padrão. 6) IoB medido e 3IB são sempre usados 7) IoB medido é sempre usado 8) IoB selecionável pelo parâmetro, IoB medido como padrão. 9) O IoB calculado é sempre utilizado 10) IoB calculado e 3IB são sempre usados 6 ABB

7 3. Funções de proteção O IED oferece proteção diferencial de transformador com estágio estabilizado de inclinações múltiplas (polarizado) e trifásico e um estágio instantâneo para fornecer proteção rápida e seletiva para curto-circuito fase à fase, defeito nas espiras de rolamento e proteção contra descargas disruptivas das buchas. Além da retenção da segunda harmônica um algoritmo de bloqueamento baseado na forma de onda garante a estabilidade em uma energização do transformados e uma quinta função de contenção harmônica garante boa estabilidade da proteção sobre excitação moderada dos transformadores de potência. A proteção restrita e sensível da falha à terra (REF) completa a proteção diferencial geral oferecendo detecção de até falhas de faseà-terra perto do ponto de aterramento neutro do transformador. Tanto o esquema convencional de alta impedância ou um esquema numérico de baixa impedância pode ser selecionado para proteger contra enrolamentos do transformador. Quando a proteção REF de baixa impedância é usada e nem resistores estabilizadores nem varistores são necessários e como um benefício adicional a proporção de transformação da ligação dos CTs de aterramento neutro de transformadores de corrente podem diferir daquelas dos transformadores corrente de fase. Devido ao seu carácter de proteção da unidade e seletividade absoluta, o REF não precisa de ser classificado pelo tempo com outros esquemas de proteção e, portanto, eliminação de falha de alta velocidade pode ser alcançada. O IED também incorpora uma função de proteção de sobrecarga térmica, a qual supervisiona o estresse térmico das sinuosidades do transformador para prevenir envelhecimento prematuro do isolamento dos enrolamentos. Múltiplos estágios de backup de proteção de curto-circuito, sobre corrente de fase, sequência de fase negativa e falha na terra estão disponíveis separadamente para ambos os lados do transformador de potência. Proteção de falha na terra com base na medida ou cálculo da tensão residual também está disponível Dependendo da configuração-padrão escolhida, o IED também apresenta três fases de proteção de sobretensão, três fases de proteção contra subtensão e proteção contra sobretensão residual. Ademais, o IED também oferece proteção contra falhas dos disjuntores. Melhorada com hardware e software opcional, o IED também apresenta três canais de detecção de luz para a proteção contra o arco do disjuntor, compartimento do cabo e barramento de mecanismos de ligação internos revestidos de metal. A interface do sensor de proteção contra falha do arco está disponível no módulo de comunicação opcional. Disparo rápido aumenta a segurança dos colaboradores e limita os danos de mecanismos de ligação e devem ocorrer uma falha no arco. ABB 7

8 Opcional (CONF A PADRÃO) GUID-987FF F-44E3-A24B-4A3C2A137C26 V2 PT Figura 1. Visão geral da função de proteção da configuração-padrão A Opcional (CONF B PADRÃO) GUID-E197B2BA-0E91-413E E2FEE2D320F V2 PT Figura 2. Visão geral da função de proteção da configuração-padrão B 8 ABB

9 Opcional (CONF C PADRÃO) GUID-A68F1E1E-49FA-4B6C-9F F998F9EE V2 PT Figura 3. Visão geral da função de proteção da configuração-padrão C Opcional (CONF D PADRÃO) GUID-B23D25EF D27-8E46-1F3ADD5851EB V2 PT Figura 4. Visão geral da função de proteção da configuração-padrão D ABB 9

10 (CONF E PADRÃO) Opcional GUID-E97CBFCA-ED41-41FC-829F-F985B5E1EEAE V1 PT Figura 5. Visão geral da função de proteção da configuração-padrão E 10 ABB

11 (CONF F PADRÃO) Opcional GUID-11D1A6F8-56EC-493B-8FCB-E8CF85A8EC43 V1 PT Figura 6. Visão geral da função de proteção da configuração-padrão F ABB 11

12 Opcional (CONF G PADRÃO) GUID-4FA574C4-CC3B-4ED7-BB3B-3FAC6B V1 PT Figura 7. Resumo da função de proteção da pré-configuração G 12 ABB

13 (CONF H PADRÃO) Opcional GUID-65E A-42E7-B083-DC461276A779 V1 PT Figura 8. Resumo da função de proteção da pré-configuração H ABB 13

14 4. Aplicação fornece proteção principal para dois enrolamentos de transformadores de potência e gerador de bloqueio de energia do transformador. A partir de agora, há oito configurações-padrão que oferecem funções de proteção abrangentes para a detecção e eliminação de condições de perturbação operacionais e falhas de transformadores de potência. As configurações-padrão A, C, E e G destinam-se a transformadores de potência com neutros do lado HV ligados à terra. As configurações A e E oferecem baixa proteção à impedância REF enquanto as configurações C e G oferecem alta proteção à impedância REF. As configurações B, D, F e H são adequadas para neutro de lado LV solidamente ligado à terra ou lado LV com um resistor de aterramento neutro. As configurações B, D, F e H também são adequadas para aplicações incluindo um transformador de aterramento separado localizado dentro da área de proteção. As configurações A, B, E e F também podem ser usadas para aplicações nas quais a razão de espiras do CT do circuito de aterramento neutro difere da razão de espiras dos CTs de linha. As configurações C, D, G e H requerem que as razões de espiras dos CTs sejam iguais. As configurações-padrão E, F e H incluem funções de proteção e medição de tensão de fase, que oferecem proteção contra sobretensão e subtensão de transformados de potência de dois estágios e/ou supervisão. O módulo RTD/mA opcional oferecido para as configurações-padrão A-D permite a medição de até oito sinais analógicos por meio de seis entradas RTD e duas entradas ma utilizando transdutor. As entradas RTD e ma podem ser usadas para medir a temperatura do óleo no fundo e no topo do transformador Além disso, as entradas de RTD/mA podem ser utilizadas para medição da temperatura do ar do ambiente. As entradas RTD também oferecem proteção térmica de transformadores de potência a seco equipados com sensores de temperatura Pt-100. A medição de temperatura ao longo das entradas RTD/mA estende a função da proteção à sobrecarga térmica trifásica do IED. Ademais, uma das entradas RTD pode também ser utilizada como uma entrada de resistência direta de medição para informação de posição de seguimento de um comutador em carga. De maneira alternativa, a indicação da posição do comutador em carga pode ser obtida através do transdutor ma. Os valores de temperaturas analógicas ou de posição do comutador em carga podem, se necessário, ser enviados para outros IEDs utilizando mensagem GOOSE horizontal analógica. Os valores análogos podem também, vice-versa, ser recebidos a partir de outros IEDs sobre o barramento da estação, melhorando, assim, a extensão de informações relevantes. 14 ABB

15 GUID-AB31C909-F38E-4885-AFEE-E2EEE V2 PT Figura 9. Proteção principal de um transformador de potência Yyn(d) conectado e controle do disjuntor de lado HV usando um com a configuração-padrão D. Proteção E/F restrita com um esquema de alta impedância é aplicada ao lado LV do transformador. Um REF615 com a configuração-padrão C é usado como proteção de backup redundante no lado HV. Além disso, um RF615 com a configuração-padrão F é usado no lado LV para oferecer, além da proteção de backup O/C e E/F, proteção à sobretensão e subtensão de barramento. Ademais, o REF615 com a configuração-padrão F permite controle local/ remoto do disjuntor no lado LV. As entradas RTD do são utilizadas para monitorar a temperatura do óleo do transformador. Além disso, as entradas ma são utilizadas para medição dos valores de posição do comutador. ABB 15

16 5. Soluções da ABB suportadas Os IEDs de proteção e controle da série 615 da ABB juntamente com o dispositivo de automação da estação COM600, constituem uma autêntica solução IEC para uma distribuição de energia confiável em concessionárias e sistemas industriais de energia. Para facilitar e agilizar o sistema de engenharia, os IEDs da ABB são fornecidos com pacotes de conectividade contendo uma compilação de software e informações específicas do IED, incluindo modelos de diagrama unifilar, um modelo de dados completo do IED incluindo listas de eventos e parâmetros. Ao utilizar os pacotes de conectividade, os IEDs podem ser facilmente configurados através o gerenciador de IEDs de proteção e controle PCM600 e integrado com o dispositivo de automação da estação COM600 ou o sistema de gerenciamento e controle de rede MicroSCADA Pro. Os IEDs da série 615 oferecem suporte nativo para a norma IEC 61850, incluindo mensagens horizontais GOOSE binárias e analógicas. Comparado com a troca de sinais entre dispositivos com a fiação tradicional, a comunicação ponto à ponto em uma LAN Ethernet oferece uma plataforma avançada e versátil para a proteção dos sistemas de potência. A rápida comunicação baseada em software, a supervisão contínua da integridade do sistema de proteção e comunicação e uma flexibilidade inerente para reconfiguração e atualizações estão entre as características distintas da abordagem do sistema de proteção garantidas pela completa implementação da norma de automação de subestações IEC No nível de subestação, a COM600 utiliza o conteúdo de dados do nível de bay dos IEDs para oferecer uma funcionalidade no nível de subestação A COM600 possui uma IHM com base em navegador web, fornecendo um display gráfico customizado para a visualização dos diagramas mímicos unifilares para soluções em painíes. A função SLD é especialmente útil quando IEDs da série 615 sem a característica opcional de diagrama unifilar são utilizados. Além disso, a IHM Web da COM600 oferece uma visão geral de toda a subestação, incluindo diagramas unifilares específicos dos IEDs, permitindo assim uma acessibilidade conveniente de informações. Para melhorar a segurança pessoal, a IHM Web também autoriza o acesso remoto aos processos e dispositivos da subestação. Além disso, a COM600 pode ser utilizada como um armazém de dados locais para documentação técnica da subestação e para os dados da rede coletados pelos IEDs. Os dados coletados da rede facilitam o descrições e análises extensas das situações de falha na rede utilizando o histórico de dados e eventos manuseando as características da COM600. O histórico de dados pode ser utilizado para o monitoramento preciso do desempenho de processos, pelo acompanhando de cálculos de desempenho dos equipamento e processos com valores de histórico e de tempo real. Uma melhor compreensão do comportamento do processo reunindo as medições com base de tempo do processo com os eventos de produção e manutenção auxilia o usuário na compreensão da dinâmica do processo. A COM600 também possui a funcionalidade de "gateway", fornecendo uma suave conexão entre os IEDs da subestação e sistemas de controle e gerenciamento da rede, tal como MicroSCADA Pro e o Sistema 800xA. Tabela 3. Soluções da ABB suportadas Produto Automação de Estações COM600 MicroSCADA Pro Versão 3.3 ou posterior 9.2 SP1 ou posterior Sistema 800xA 5.0 Service Pack 2 16 ABB

17 Proteção do transformador e de controle ABB MicroSCADA IEC COM600 Web HMI COM600 Web HMI COM600 COM600 PCM600 Dispositivo Ethernet Comunicação GOOSE analógica e horizontal binária Dispositivo Ethernet IEC Comunicação GOOSE analógica e horizontal binária PCM600 IEC Sinal de transferência binário REU615 REF615 RED615 Comunicação diferêncial de linha RED615 REF615 REU615 GUID-66EB52A0-21A1-4D1F-A1EF-61060B V2 PT Figura 10. Exemplo de uma rede de distribuição de energia de uma concessionária, utilizando IEDs da série 615, o dispositivo de automação de estação COM600 e o MicroSCADA Pro Sistema ABB 800xA OPC COM600 Web HMI COM600 Web HMI COM600 COM600 PCM600 Interruptor Ethernet Comunicação GOOSE horizontal analógica e binária Interruptor Ethernet Comunicação GOOSE horizontal analógica e binária IEC PCM600 IEC Transferência de sinal binário REU615 REF615 REM615 RED615 Comunicação diferêncial de linha RED615 REM615 REF615 REU615 GUID-6984D893-45D5-427A-BABF-F1E1015C18E2 V2 PT Figura 11. ABB Exemplo de uma rede de distribuição de energia de uma indústria, utilizando IEDs da série 615, o dispositivo de automação de estação COM600 e o 800xA 17

18 6. Controle O IED oferece controle de um disjuntor com botões dedicados para a abertura e o fechamento do disjuntor. Além disso, o LCD gráfico opcional da IHM do IED, inclui um diagrama unifilar com indicação de posição para o disjuntor relevante. Os sistemas de intertravamento exigidos pela aplicação são configuradas utilizando a matriz de sinal ou a ferramenta de configuração da aplicação do PCM Medidas O IED mede constantemente o lado de alta voltagem (HV) e o lado de menor voltagem (LV) das correntes e correntes neutras do transformador protegido. Além disso, o IED calcula os componentes sistêmicos das correntes e tensões, valores de demanda da corrente máxima sobre uma estrutura de tempo préajustado selecionável pelo usuário, a energia ativa e reativa, o fator de energia e os valores de energia ativa e reativa. Os valores calculados também são obtidos da proteção e condição das funções de monitoramento do IED. Dependendo da configuração-padrão, o IED também mede as tensões de fase, a tensão residual e os componentes de sequência da tensão. Para a configuração-padrão A, B, C e D as entradas RTD/mA são oferecidas como uma opção. Por meio do módulo opcional de RTD/mA, o IED pode medir até oito sinais analógicos, bem como a temperatura, pressão e valores de posição do comutador de derivação por meio de seis entradas de RTD ou duas entradas de utilizando os transdutores. Os valores medidos são acessados localmente através da interface do usuário no painel frontal do IED ou remotamente através da interface de comunicação do IED. Os valores também são acessados local ou remotamente utilizando a interface do usuário baseado no web-browser. 8. 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. 9. Registro de eventos Para coletar invormações de sequência de eventos, (SoE), o IED incorpora uma memória nãovolátil com capacidade para armazenamento de 512 eventos com estampa de tempo associada. A memória não volátil também retém os dados caso o IED perca temporariamente a alimentação auxiliar. O registro de eventos facilita as análises detalhadas de pré e pós-falta e dos distúrbios. O aumento da capacidade de processamento e armazenamento de dados e eventos no IED oferece pré-requisitos para suportar a crescente demanda por informações de futuras configurações de rede. 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. 10. Dados registrados O IED tem a capacidade de armazenar os registros dos últimos 32 eventos de falta. Os registros permitem ao usuário analisar os eventos do sistema de potência. Cada registro inclui valores de corrente, tensão e ângulo, estampa de tempo, etc. O registro da falta pode ser disparado pelo sinal de partida ou sinal de trip de 18 ABB

19 uma função de proteção, ou por ambos. Os modos de medição disponíveis incluem DFT, RMS e pico a pico. Adicionalmente, a máxima demanda de corrente é gravada separadamente com sua estampa de tempo. Por padrão, os registros são armazenados em uma memória nãovolátil. 11. Monitoramento da condição do disjuntor As funções de monitoramento da condição do disjuntor do IED monitoram constantemente o desempenho e a condição do disjuntor. O monitoramento compreende o tempo de carga da mola, a pressão do gás SF6, o tempo de manobra e o tempo de inatividade do disjuntor. As funções de monitoramento disponibilizam os dados operacionais do histórico do disjuntor, que pode ser usado para programação da manutenção preventiva do disjuntor. 12. Supervisão do circuito de disparo A supervisão do circuito de disparo monitora continuamente a sua disponibilidade e operabilidade. Isso proporciona um monitoramento de circuito aberto tanto quando o disjuntor está fechado como quando está aberto. Ela também detecta a perda da tensão de controle do disjuntor. 13. Auto supervisão O sistema de auto-supervisão incorporado no IED monitora continuamente o estado do hardware do IED e a operação do seu software. Qualquer falha ou mal funcionamento detectado será usado para alertar ao operador. Uma falha permanente do IED irá bloquear as funções de proteção para evitar a operação incorreta. 14. 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 O IED é equipado com seis entradas de corrente de fase e uma entrada de corrente neutra ou seis entradas de corrente de fase, três entradas de tensão de fase e uma entrada de tensão residual. O nível classificado das entradas de corrente é 1/5 A e selecionável no software IED. As entradas de tensão trifásicas e a entrada de tensão residual abrangem as voltagens calssificadas em V. Ambas as tensões fase a fase e tensões à terra a fase podem ser conectadas. Além disso, os limiares de entrada binários V DC são selecionados por ajustar as configurações do IED de parâmetro. Todas as entradas binárias e contatos de saída são livremente configuráveis utilizando a matriz de sinal da função de configuração do aplicativo em PCM600. Como uma opção para as configurações-padrão A, B, C e D o IED oferece seis entradas de RTD e duas entradas de ma. Por meio do módulo opcional de RTD/mA, o IED pode medir até oito sinais analógicos, bem como a temperatura, pressão e valores de posição do comutador de derivação por meio de seis entradas de RTD ou duas entradas de utilizando os transdutores. Os valores podem, além de medir e monitorar as finalidades, ser utilizados para disparos e fins de avisos utilizando as funções de proteção multiuso opcional. Consulte a tabela de Visão Geral de Entrada/ Saída e os diagramas de terminais para obter informações mais detalhadas sobre as entradas e saídas. ABB 19

20 Tabela 4. Visão geral de entrada/saída Configuração Padrão Entradas Analógicas Entradas/ Saídas Binárias CT VT Dados RTD entradas ma BI BO A 1) 7-6 2) 2 2) 8 (14) 3) 10 (13) 3) B 1) 7-6 2) 2 2) 8 (14) 3) 10 (13) 3) C 1) 7-6 2) 2 2) 8 (14) 3) 10 (13) 3) D 1) 7-6 2) 2 2) 8 (14) 3) 10 (13) 3) E 7 5 4) F 7 5 4) G 7 5 4) H 7 5 4) ) O módulo opcional I/O e os módulos opcionais RTD/mA são exclusivos. 2) Módulo RTD/mA Opcional 3) Com módulo binário opcional I/O 4) Uma das cincos entradas estão reservadas para aplicações futuras. 20 ABB

21 16. Comunicação O IED suporta uma série de protocolos de comunicação, incluindo: IEC 61850, IEC , Modbus e DNP3. As informações operacionais e controles estão disponíveis através destes protocolos. No entanto, algumas funcionalidades de comunicação, por exemplo, comunicação horizontal entre os IEDs, só é possível pelo protocolo de comunicação IEC A implementação de comunicação do IEC suporta todas as funções de monitoramento e controle. Além disso, parâmentros de ajustes, gravações de oscilografias e registros de faltas podem ser acessados usando o protocolo IEC Registros de oscilografia estão disponíveis para qualquer aplicativo baseado em Ethernet via FTP no formato padrão Comtrade. O IED suporta simultaneamente relatórios de eventos para a cinco clientes diferentes no barramento de comunicação. O IED pode enviar e receber sinais digitais a partir de outros IEDs (chamado de comunicação horizontal), utilizando o perfil O IED pode enviar sinais binários para outros IEDs (chamado de comunicação horizontal) utilizando o perfil GOOSE (Evento Genérico de Subestação Orientado a Objetos) da norma IEC GOOSE binário de mensagens pode, por exemplo, ser empregado para a proteção e esquemas de proteção baseados em intertravamentos. O IED cumpre os requisitos de desempenho de GOOSE para aplicações de disparo em subestações, conforme definido pela norma IEC Além disso, o IED suporta o envio e recebimento de valores analógicos utilizando mensagens GOOSE. Mensagem GOOSE analógica permite a transferência rápida de valores de medição analógicos no barramento de comunicação, facilitando por exemplo, o compartilhamento de valores de entradas RDT, tais como valores de temperatura ambiente a outras aplicações do IED. O IED oferece uma segunda porta Ethernet opcional para permitir a criação de uma topologia em anel auto-recuperável. As opções de módulos de comunicação do IED, incluem tanto portas Ethernet galvânicas quanto fibra óptica e combinações. O módulo de comunicação, que inclui uma porta de fibra óptica em conector LC e duas portas galvânicas RJ-45 é utilizado quando o anel entre os IEDs é construído usando cabos CAT5 STP. A porta de LC pode neste caso ser utilizada para ligar o IED às portas de comunicação fora do painel. O módulo de comunicação, incluindo três portas RJ-45 é utilizado quando a rede da subestação inteira é baseada em cablagem CAT5 STP. A solução do anel Ethernet de auto recuperação permite um anel de comunicação de custo eficiente controlado por um swiitch gerenciável com o protocolo RSTP que será criado O switch gerenciável controla a consistência do laço, encaminha os dados e corrige o fluxo de dados no caso de um distúrbio de comunicação. Os IEDs, na topologia em anel, atuam como switches não gerenciáveis, encaminhando o tráfego de dados não relacionados. A solução do anel Ethernet suporta a conexão de até trinta IEDs da série 615. Se mais do que 30 IEDs necessitam ser conectados, recomenda-se que a rede seja dividida em vários anéis com não mais de 30 IEDs por anel. A solução com anel Ethernet de auto recuperação evita um ponto único de falha e preocupações, melhorando a confiabilidade da comunicação. A solução pode ser aplicada para os protocolos IEC 61850, Modbus e DNP3, baseados em rede Ethernet. Todos os conectores de comunicação, exceto o conector da porta frontal, são colocados nos módulos de comunicação opcional O IED pode ser conectado aos sistemas de comunicação baseados em Ethernet através do conector RJ-45 (100Base-TX) ou do conector de fibra ótica LC (100Base-FX). Se for necessária a conexão a uma rede serial, os terminais 10-pin RS-485 ou conector de fibras óticas ST pode ser utilizado Se a conexão a uma rede A implementação do Modbus suporta os modos RTU. ASCII e TCP Além das funcionalidades padrão do Modbus, o IED oferece suporte a recuperação de eventos com estampa de tempo, alteração do grupo de ajuste ativo e atualização dos últimos registros de faltas. Se uma ligação Modbus TCP é usada, cinco clientes podem estar conectados ao mesmo tempo ao IED. Além disso, Modbus serial e Modbus TCP podem ser utilizados em paralelo, e, se necessário tanto IEC e Modbus podem trabalhar simultaneamente. ABB 21

22 A implementação do IEC suporta conexões em paralelo do barramento serial a dois diferentes mestres Além da funcionalidade padrão básica, o IED suporta mudança do grupo de ajuste ativo e atualização de gravações de oscilografia no formato IEC DNP3 suporta ambos os modos: serial e TCP para conexão a um mestre. Além disso, a mudança do grupo de configuração ativa é suportado. Quando o IED usa o barramento RS-485 para a comunicação serial, ambas as conexões de dois e quatro fios são suportados. Resistores de terminação e pull-up/down podem ser configurados com jumpers na placa de comunicação para que resistores externos não sejam necessários. O IED suporta os seguintes métodos de sincronização de tempo com uma resolução de carimbo de data/hora de 1 ms. baseado em Ethernet: SNTP (Protocolo de Tempo de Rede Simples) Com a conexão de sincronização de tempo: IRIG-B (Grupo de Instrumentação Entre Variações - formato do código de tempo B) Além disso, o IED suporta sincronização de tempo através dos seguintes protocolos de comunicação em série: Modbus DNP3 IEC Cliente A Cliente B Rede Rede Gerenciamento de interruptores Ethernet com suporte RSTP Gerenciamento de interruptores Ethernet com suporte RSTP RED615 REF615 REU615 REM615 GUID-AB81C355-EF5D AE0-01DC076E519C V1 PT Figura 12. Solução de auto-recuperação do anel Ethernet 22 ABB

23 Tabela 5. Interfaces e protocolos de comunicação suportados Interfaces/ Protocolos Ethernet Serial 100BASE-TX RJ BASE-FX LC RS-232/RS-485 Fibra óptica ST IEC MODBUS RTU/ASCII - - MODBUS TCP/IP - - DNP3 (serial) - - DNP3 TCP/IP - - IEC = Suportado ABB 23

24 17. Dados técnicos Tabela 6. Dimensões Descrição Valor Largura estrutura 177 mm caixa 164 mm Altura estrutura 177 mm (4U) caixa 160 mm Profundidade 201 mm ( mm) Peso IED completo 4.1 kg Unidade plug-in apenas 2.1 kg Tabela 7. Alimentação Descrição Tipo 1 Tipo 2 U aux nominal 100, 110, 120, 220, 240 V CA, 50 e 60 Hz 24, 30, 48, 60 V CC 48, 60, 110, 125, 220, 250 V CC U aux variação % de U n ( V CA) % de U n ( V CC) % de U n (38, V CC) Limiar de partida 19,2 V CC (24 V CC * 80%) Carga de fonte de tensão auxiliar sob condição quiescente (P q )/ condição de operação CC < 12,0 W (nominal)/< 18,0 W (max) CA< 16,0 W (nominal)/< 21,0 W (max) CC < 12,0 W (nominal)/< 18,0 W (max) Ripple na tensão CC auxiliar Tempo de interrupção máxima na tensão auxiliar CC sem reativação do IED Tipo de fusível Max de 15% do valor CC (em frequência de 100 Hz) 30 ms em V n nominal T4A/250 V 24 ABB

25 Tabela 8. Entradas de energização Descrição Frequência nominal Valor 50/60 Hz ± 5 Hz Entradas de corrente Corrente nominal, I n 1/5 A 1) Capacidade de resistência térmica: Continuamente Para 1 s 20 A 500 A Resistência da corrente dinâmica: Valor de meia-onda Input impedance 1250 A <20 mω Entradas de tensão Tensão Nominal V AC Capacidade de tensão: Contínuo Para 10 s Carga na tensão nominal 2 x U n (240 V AC) 3 x U n (360 V AC) <0.05 VA 1) Correntes de fase e/ou corrente residual Tabela 9. Entradas binárias Descrição Faixa operacional Tensão Nominal Drenagem de corrente Consumo de energia Tensão de limiar Tempo de reação Valor ±20% da tensão nominal V DC ma mw V DC 3 min ABB 25

26 Tabela 10. Medição RTD/mA (XRGGIO130) Descrição Valor Entradas RTD Sensores RTD suportados 100 Ω de platina 250 Ω de platina 100 Ω de níquel 120 Ω de níquel 250 Ω de níquel 10 Ω de cobre TCR 0,00385 (DIN 43760) TCR 0,00385 TCR 0,00618 (DIN 43760) TCR 0,00618 TCR 0,00618 TCR 0,00427 Faixa de resistência suportada kω Resistência de conexão máxima (medição de três fios) 25 Ω por conexão Isolamento Tempo de resposta Corrente de sensor de RTD/resistência 2 kv (entradas para aterramento de proteção) <4 s Máximo de 0,33 ma rms Precisão de operação Resistência Temperatura ± 2,0% ou ±1 Ω ±1 C 10 Ω de cobre: ±2 C entradas ma Faixa de corrente suportada 0 20 ma Impedância de entrada de corrente 44 Ω ± 0,1% Precisão de operação Resistência ±0,5% or ±0,01 ma Tabela 11. Saídas de sinalização e saída IRF Descrição Tensão Nominal Capacidade contínua do contato Gerar e conduzir por 3,0 s Gerar e conduzir por 0.5 s Capacidade de ruptura quando a constante de tempo do circuito de controle L/R<40 ms, em 48/110/220 V DC Carga mínima de contato Valor 250 V AC/DC 5 A 10 A 15 A 1 A/0.25 A/0.15 A 100 ma e 24 V AC/DC 26 ABB

27 Tabela 12. Relés de saída de potência de polo duplo com função TCS Descrição Tensão Nominal Capacidade contínua Fazer e transportar por 3,0 s Fazer e levar para 0,5 s Capacidade de ruptura quando a constante de tempo do circuito de controle L/R<40 ms, em 48/110/220 V DC (dois contatos conectados em série) Carga mínima de contato Valor 250 V AC/DC 8 A 15 A 30 A 5 A/3 A/1 A 100 ma e 24 V AC/DC Supervisão do circuito de disparo (TCS): Faixa da tensão de controle Drenagem da corrente por meio do circuito de supervisão V AC/DC ~1,5 ma Tensão mínima sobre o contato TCS 20 V AC/DC ( V) Tabela 13. Relés de saída de potência de pólo simples Descrição Tensão Nominal Capacidade contínua do contato Gerar e conduzir por 3,0 s Gerar e conduzir para 0.5 s Capacidade de ruptura quando a constante de tempo do circuito de controle L/R<40 ms, em 48/110/220 V DC Carga mínima de contato Valor 250 V AC/DC 5 A 15 A 30 A 1 A/0.25 A/0.15 A 100 ma e 24 V AC/DC Tabela 14. Interfaces de Ethernet da porta frontal Interface de Ethernet Protocolo Cabo Frequência da transferência de dados Frontal Protocolo TCP/ IP Cabo padrão Ethernet CAT 5 com conector RJ MBits/s ABB 27

28 Tabela 15. Ligação de comunicação de estação, fibra óptica Conector Tipo de fibra 1) Comprimento de onda Distância máxima Atenuação de curso permitida 2) LC Núcleo de fibra de vidro MM 62.5/125 μm 1300 nm 2 km <8 db LC SM 9/125 μm 1300 nm 2-20 km <8 db ST Núcleo de fibra de vidro MM 62.5/125 μm nm 1 km <11 db 1) (MM) Fibra multimodo, (SM) fibra monomodo 2) Atenuação máxima permitida causada pelos conectores e cabos conjuntamente Tabela 16. IRIG-B Descrição Valor IRIG formato de código de tempo B004, B005 1) Isolamento Modulação Nível de lógica Consumo de corrente Consumo de energia 500V 1 min. Não-modulado Nível TTL ma mw 1) De acordo com o padrão IRIG Tabela 17. Sensor de lente e fibra óptica para proteção de arco Descrição Cabo de fibra óptica incluindo as lentes Faixa de temperatura de serviço normal das lentes Temperatura máxima de serviço das lentes, máx 1 h Raio mínimo de curvatura admissível da fibra de conexão Valor 1.5 m, 3.0 m ou 5.0 m C +140 C 100 mm Tabela 18. Grau de proteção do IED de montagem embutida. Descrição Valor Lado frontal IP 54 Parte traseira, terminais de conexão IP ABB

29 Tabela 19. Condições ambientais Descrição Faixa de temperatura operacional Valor ºC (contínua) Faixa de temperatura de serviço de tempo curto ºC (<16h) 1)2) Umidade relativa Pressão atmosférica Altitude Faixa de temperatura de transporte e armazenamento <93%, sem condensação kpa Mais de 2000 m ºC 1) Degradação nos desempenhos MTBF e IHM quando fora da faixa de temperatura de ºC 2) Para IEDs com uma interface de comunicação LC, a temperatura operacional máxima é de +70 ºC Tabela 20. Testes ambientais Descrição Valor do Teste de tipo Referência Teste de calor seco (umidade <50%) 96 h em +55ºC IEC h em +85ºC 1) Teste de frio seco Teste do calor úmido, cíclico Teste de armazenamento 96 h em -25ºC 16 h em -40ºC 6 ciclos (12 h + 12 h) em +25 C +55 C, umidade >93% 96 h em -40ºC 96 h em +85ºC IEC IEC IEC ) Para IEDs com uma interface de comunicação LC, a temperatura operacional máxima é de +70 ºC o C ABB 29

30 Tabela 21. Testes de compatibilidade Eletromagnética Descrição Valor de tipo de teste Referência Teste de distúrbio de explosão 1 MHz/100 khz: IEC IEC , classe III IEEE C Modo comum 2,5 kv Modo diferencial 2,5 kv Teste de descarga eletrostática IEC IEC IEEE C Descarga por contato 8 kv Descarga aérea 15 kv Testes de interferência de frequências de rádio 10 V (rms) f=150 khz-80 MHz 10 V/m (rms) f= MHz 10 V/m f=900 MHz 20 V/m (rms) f= MHz IEC IEC , classe III IEC IEC , classe III ENV IEC , classe III IEEE C Testes de rápidas perturbações transitórias: IEC IEC IEEE C Todas as portas 4 kv Teste de imunidade a surto IEC IEC Comunicação 1 kv, linha à terra Outras portas 4 kv, linha à terra 2 kv, linha a linha Campo magnético de frequência de potência (50 Hz) IEC Contínuo 1-3 s Quedas de tensão e interrupções de curta duração Teste de imunidade de frequência de potência: Modo comum Modo diferencial 300 A/m 1000 A/m 30%/10 ms 60%/100 ms 60%/1000 ms >95%/5000 ms Entradas binárias apenas 300 V rms 150 V rms IEC IEC IEC , classe A 30 ABB

31 Tabela 21. Testes de compatibilidade Eletromagnética, continuação Descrição Valor de tipo de teste Referência Teste de emissão EN 55011, classe A IEC Conduzido 0,15-0,50 MHz < quase pico 79 db(µv) < média 66 db(µv) 0,5-30 MHz < quase pico 73 db(µv) < média 60 db(µv) Irradiada MHz < quase pico 40 db(µv/m) medido a 10 m de distância MHz < 47 db(µv/m) quase pico, medido a uma distância de 10 m Tabela 22. Testes de isolamento Descrição Valor de tipo de teste Referência Testes Dielétricos IEC e IEC Teste de tensão 2 kv, 50 Hz, 1 min 500 V, 50 Hz, 1 min, comunicação Teste de tensão de impulso IEC e IEC Teste de tensão 5 kv, 1,2/50 μs, 0,5 J 1 kv, 1,2/50 μs, 0,5 J, comunicação Medição de Resistência de Isolamento IEC e IEC Resistência de Isolamento >100 MΏ, 500 V DC Resistência de proteção da ligação IEC Resistência <0.1 Ώ, 4 A, 60 s Tabela 23. Testes mecânicos Descrição Referência Requisito Testes de vibração (sinusoidal) Choque e teste de colisão IEC (teste Fc) IEC IEC (teste do choque Ea) IEC (teste do impacto Eb) IEC Classe 2 Classe 2 Teste sísmico IEC Classe 2 ABB 31

32 Tabela 24. Segurança do produto Descrição Diretiva LV Referência 2006/95/EC Padrão EN (2005) EN (2009) Tabela 25. Conformidade EMC Descrição diretiva EMC Referência 2004/108/EC Padrão EN (2000) EN (2007) Tabela 26. Conformidade RoHS Descrição Cumpre com a diretiva RoHS 2002/95/EC Funções de proteção 32 ABB

33 Tabela 27. Proteção de sobrecorrente trifásica não direcional (PHxPTOC) Característica Valor Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: f n ±2 Hz PHLPTOC PHHPTOC e PHIPTOC ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x I n ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x I n (nas correntes na faixa de 0,1 10 x I n ) ±5,0% do valor ajustado (nas correntes na faixa de x I n ) Tempo inicial 1)2) Mínimo Normal Máximo PHIPTOC: I Falta = 2 x ajuste Valor de partida I Falta = 10 x ajuste Valor de partida 16 ms 11 ms 19 ms 12 ms 23 ms 14 ms PHHPTOC and PHLPTOC: I Falta = 2 x ajuste Valor de partida 22 ms 24 ms 25 ms Tempo de reinício < 40 ms Razão de reinício Típico 0,96 Tempo de retardamento Precisão do tempo de operação no modo de tempo definido < 30 ms ±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 supressão DFT: -50 db a f = n x f n, em que n = 2, 3, 4, 5, Pico a pico: Sem supressão P-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 sinalização 3) Inclui o tempo de contato da saída de potência ABB 33

34 Tabela 28. Configurações principais da proteção trifásica não-direcional contra sobrecorrente (PHxPTOC) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial PHLPTOC x I n 0.01 PHHPTOC x I n 0.01 PHIPTOC x I n 0.01 Multiplicador de tempo PHLPTOC PHHPTOC Tempo de atraso na operação PHLPTOC ms 10 PHHPTOC ms 10 PHIPTOC ms 10 Tipo de curva operacional 1) PHLPTOC Tempo definido ou inverso 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 referências adicionais, consulte a tabela de características Operacionais 34 ABB

35 Tabela 29. Proteção de falta à terra não-direcional (EFxPTOC) Característica Valor Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: f n ±2 Hz EFLPTOC EFHPTOC e EFIPTOC ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x I n ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x I n (nas correntes na faixa de 0,1 10 x I n ) ±5,0% do valor ajustado (nas correntes na faixa de x I n ) Tempo de partida 1)2) Mínimo Típico Máximo EFIPTOC: I Falta = 2 x ajuste Valor de partida I Falta = 10 x ajuste Valor de 16 ms 11 ms 19 ms 12 ms 23 ms 14 ms partida EFHPTOC e EFLPTOC: I Falta = 2 x ajuste Valor de partida 22 ms 24 ms 25 ms Tempo de reinício < 40 ms Taxa de reset Típico 0,96 Tempo de retardamento Precisão do tempo de operação no modo de tempo definido < 30 ms ±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 supressão DFT: -50 db a f = n x f n, em que n = 2, 3, 4, 5, Pico a pico: Sem supressão 1) Modo de medição = padrão (depende do estágio), corrente antes da falta = 0,0 x I n, f n = 50 Hz, corrente de falta à terra com frequência nominal injetada no ângulo de fase aleatório, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições 2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização 3) Máximo Valor de partida = 2,5 x I n, Valor de partida multiplica na faixa de 1,5 a 20 ABB 35

36 Tabela 30. Proteção contra falta à terra não-direcional (EFxPTOC) principais ajustes Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial EFLPTOC x I n EFHPTOC x I n 0.01 EFIPTOC x I n 0.01 Multiplicador de tempo EFLPTOC EFHPTOC Tempo de atraso na operação EFLPTOC ms 10 EFHPTOC ms 10 EFIPTOC ms 10 Tipo de curva operacional 1) EFLPTOC Tempo definido ou inverso 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 referências adicionais, consulte a tabela de características Operacionais Tabela 31. Proteção de sobretensão residual (ROVPTOV) Característica Precisão de operação Valor Dependendo da frequência da tensão medida: f n ±2 Hz ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x U n Tempo inicial 1)2) Mínimo Típico Máximo U Falha = 1.1 x ajuste Valor de partida 55 ms 56 ms 58 ms Tempo de reset < 40 ms Taxa de reset Típico 0,96 Tempo de retardo Precisão do tempo de operação no modo de tempo definido Supressão de harmônicos < 35 ms ±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms DFT: -50 db na f = n x f n, em que n = 2, 3, 4, 5, 1) Tensão residual antes da falta= 0,0 x U n, f n = 50 Hz, corrente residual com frequência nominal injetada a partir de ângulo de fase aleatório, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições 2) Inclui o atraso do contato de saída de sinal Tabela 32. Configurações principais da proteção contra sobretensão residual (ROVPTOV) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial ROVPTOV x U n Tempo de atraso na operação ROVPTOV ms 1 36 ABB

37 Tabela 33. Proteção de sobrecorrente de sequência negativa de fase (NSPTOC) Característica Precisão de operação Valor Dependendo da frequência da corrente medida: f n ±2 Hz ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x I n Tempo de partida 1)2) Mínimo Típico Máximo I Falta = 2 x ajuste Valor de partida I Falta = 10 x ajuste Valor de partida 22 ms 14 ms 24 ms 16 ms 25 ms 17 ms Tempo de reinício < 40 ms Taxa de reset Típico 0,96 Tempo de retardo Precisão do tempo de operação no modo de tempo definido < 35 ms ±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms Precisão do tempo de operação no modo de tempo inverso ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3) Supressão de harmônicos DFT: -50 db na f = n x f n, em que n = 2, 3, 4, 5, 1) Corrente de sequência negativa antes da falta = 0,0, f n = 50 Hz, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições 2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização 3) Máximo Valor de partida = 2,5 x I n, Valor de partida multiplica na faixa de 1,5 a 20 Tabela 34. Proteção de sobrecorrente de sequência negativa de fase (NSPTOC) Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau Valor inicial NSPTOC x I n 0.01 Multiplicador de tempo NSPTOC Tempo de atraso na operação NSPTOC ms 10 Tipo de curva operacional 1) NSPTOC Tempo definido ou inverso Tipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19 1) Para referências adicionais, consulte a tabela de características Operacionais ABB 37