Proteção e Controle do Motor REM630 Guia do Produto · componentes smétricos e a tensão...

Relion® 630 series

Proteção e Controle do MotorREM630Guia do Produto

Conteúdo

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

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

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

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

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

6. Medidas.......................................................................10

7. Oscilografia..................................................................10

8. Registro de eventos......................................................10

9. Relatório de distúrbios..................................................10

10. Monitoramento do disjuntor.........................................10

11. Supervisão do circuito de disparo...............................11

12. Auto-supervisão..........................................................11

13. Supervisão de falha de fusível......................................11

14. Supervisão do circuito de corrente..............................11

15. Controle de acesso.....................................................11

16. Entradas e saídas........................................................11

17. Comunicação..............................................................12

18. Dados técnicos...........................................................14

19. Painel frontal da interface gráfica.................................40

20. Métodos de montagem...............................................40

21. Dados de seleção e pedido.........................................42

22. Acessórios..................................................................46

24. Ferramentas................................................................47

25. Soluções suportadas ABB..........................................48

26. Diagramas terminais....................................................49

27. Referências.................................................................52

28. Funções, códigos e símbolos......................................53

29. Documento com o histórico de revisões......................55

Aviso Legal

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

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Proteção e Controle do Motor 1MRS757790 AREM630 Versão de produto: 1.1

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1. DescriçãoREM630 é um gerenciamento compreensivo de motor doIEDpara proteção, controle, medição e supervisão de motoressíncrono e assíncrono médios e grandes ndos sistemas deenergia industrial. RET630 é um membro da ABB’s

Relion®produto da família e parte da série 630 caracterizadopor escalabilidade funcional e configurabilidade flexível.REM630 também caracteriza as funções de controlenecessárias e solicitadas para o gerenciamento das baíasalimentadoras do motor industrial

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

2. AplicaçãoREM630 fornece proteção principal para motores síncronos eassíncronos e as unidades associadas. A gestão do motor

IED destina-se ao disjuntor e contator de médio portecontrolado e grandes motores síncronos e assíncronos emuma variedade de aplicações de acionamento, comoacionamento de motores para bombas, ventiladores,compressores, moinhos, trituradores, etc

A configuração pré-definida desenvolvido para REM630 podeser usado como tais funções ou facilmente personalizada ouestendido com complemento, por meio do qual a gestão domotor do IED pode ser afinado para satisfazer os requisitosespecíficos da sua aplicação presentes.

Proteção e Controle do Motor 1MRS757790 AREM630 Versão de produto: 1.1 Emitido em: 2013-03-21

Revisão: A

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

REF630Entrante

REM630 Pré-configuração APara Motor Assíncrono


Inibição de reiniciação Inibição de reiniciação

Iniciação do motor Iniciação do motor

GUID-193D49D0-CEA0-46BD-9C08-525B147AE0F0 V2 PT

Figura 1. RET630 e REM630 IEDs aplicados para o alimentador de entrada e de manobra primária em um arranjo de barramento único. ORET630 com pré-configuração A é utilizado para a protecção e controlo do transformador de potência, as REM630 IEDs com pré-configuração são utilizados para o disjuntor e contatores operados por motor alimentadores A inicialização do sinal do motor decada REM630 está ligado as entradas do "Restringir reiniciação" dos outros REM630s. Assim, enquanto um motor está sendoiniciado, a inicialização dos outros motores é inibida


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

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

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

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

Tabela 1. Opções de ordenação de pré-configuração REM630

Descrição Pré-configuração

Pré-configuração A para motor assíncrono A

Pré-configuração B para motor assíncrono incluindo proteção diferencial B

Número de instâncias disponíveis n


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

Funcionalidade A B n

Proteção

Sobrecorrente trifásica não-direcional, estágio baixo 1 1 1

Sobrecorrente trifásica não-direcional, estágio instantâneo 1 1 1

Proteção de falha à terra não-direcional, estágio baixo 1 1 1

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

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

Falha à terra direcional, estágio baixo - - 1

Falha à terra direcional, estágio alto - - 1

Proteção contra falta à terra do rotor1) - - 1

Proteção de sobrecorrente de sequência negativa para motores 2 2 2

Proteção de inversão de fase 1 1 1

Sobrecarga térmica trifásica para motores 1 1 1

Supervisão de partida do motor 1 1 1

Proteção de rotor bloqueado de motor 1 1 1

Partida de emergência 1 1 1

Supervisão de perda de carga 1 1 1

Proteção diferencial de alta impedância ou com base no balanço de fluxo - - 1

Proteção diferencial estabilizada para motores1) - 1 1

Sobretensão trifásica - - 2

Subtensão trifásica - - 2

Sobretensão de sequência positiva 1 1 2

Subtensão de sequência positiva 1 1 2

Sobretensão de sequência negativa 1 1 2

Sobretensão residual - - 3

Gradiente de frequência1) - - 6

Sobrefrequência1) - - 3

Subfrequência1) - - 3

Proteção de subexcitação trifásica1) - - 2

Proteção de sobrepotência direcional1) - - 3

Falha do disjuntor 1 1 2

Lógica de trip 1 1 2

Proteção analógica multiuso - - 16

Controle

Controle do cubículo 1 1 1

Interface de intertravamento 2 2 10

Disjuntor/controle do desconector 2 2 10


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


Disjuntor 1 1 2

Seccionadora 1 1 8

Interface do interruptor local/remoto - - 1

E/S do processo genérico

Controle de ponto único (8 sinais) - - 5

Indicação de ponto duplo - - 15

Indicação de ponto simples - - 64

Valor genérico medido - - 15

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

Seletor de mini-chave - - 10

Contador de pulso para medição de energia - - 4

Contador de eventos - - 1

Supervisão e monitoramento

Monitoramento de condições do disjuntor 1 1 1

Supervisão de falha de fusível 1 1 1

Supervisão do circuito de corrente 1 1 1

Supervisão do circuito de trip 3 3 3

Monitoramento de energia 1 1 1

Supervisão da bateria da estação - - 1

Supervisão do valor-limite medido - - 40

Medições

Corrente trifásica 1 1 1

Tensão trifásica, (tensão de fase à terra) (RMS) - - 1

Tensão trifásica (tensão de fase à fase) (RMS) 1 1 1

Corrente residual - - 1

Tensão residual - - 1

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

Sequência de corrente 1 1 1

Sequência de tensão 1 1 1

Função do registrador de distúrbios

Canais analógicos 1-10 (amostras) 1 1 1

Canais analógicos 11-20 (amostras) - - 1

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

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

Canais binários 1-16 1 1 1




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



Comunicação de estação (GOOSE)

Recebimento binário - - 10

Recebimento de ponto duplo - - 32

Recebimento de intertravamento - - 59

Recebimento de número inteiro - - 32

Recebimento do valor medido - - 62

Recebimento de ponto único - - 62

1) Função opcional a ser especificada no pedido

4. Funções de proteçãoREM630 oferece toda a funcionalidade necessária paragerenciar a inicialização dos motores e operações normaistambém incluem proteção e depuração da falha em situaçõesanormais O gerenciamento de motor IED caracteriza asupervisão do tempo de execução do motor, a proteção dorotor travado e proteção contra inicializações muitofrequentes do motor. Além disso, o IED oferece proteçãocontra sobre carga térmica, proteção contradesbalanceamento de fase, proteção diferencial estabilizadapara motores, proteção baseada em alta impedância oubalanço do fluxo, proteção contra sobre energia direcionaltrifásica, proteção de sub-excitação, proteção contra motor

baseado em carga, e proteção contra fase revertida. REM630também incorpora proteção de falha na terra não direcional edirecional, protção contra falha na terra do rotor, e back-upda proteção de sobre corrente. O IED também oferece umaproteção de sobre tensão de sequência de fase negativa epositiva, proteção de sub tensão de sequência de fasepositiva, subfrequência e proteção de sobre frequência

Em certas unidades motoras de importância especial devehaver a possibilidade de substituir a sobre carga térmica domotor para realizar uma inicialização de emergência de ummotor quente Para oermitir um início quente de emergência,o REM630 oferece uma característica de início forçado.


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GUID-79E59A23-7C6B-4EF4-AEAD-D077F425C7A9 V2 PT

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

REM630 Pré-configuração BPara Motor Assíncrono, incluindo o Proteção Diferencial

GUID-24B763F7-2621-4672-B0A1-06ABD84FD12B V1 PT

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


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

6. MedidasO IED mede continuamente as correntes de fase, oscomponentes simétricas das correntes e da corrente residual.O IED também mede as tensões a fase-terra ou fase-fase ,componentes smétricos e a tensão residual Além disso, o IEDmonitora a energia ativa, reativa, energia, o valor de demandade energia para o período pré-configurado e seletivo porusuário, bem como, energia ativa e reativa cumulativa deambas direções. A frequência de linha, a sobre carga térmicado objeto protegido, e o valor desbalanceado da fase combase na razão entre a corrente de fase negativa e positvatambém são calculadas. Os cálculos cumulativos e médiosutilizam a memória não volátil disponível no IED. Os valorescalculados também são obtidos da proteção e condição dasfunções de monitoramento do IED.

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

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

A oscilografia pode armazenar até 100 gravações. O númerode gravações pode variar, dependendo do comprimento dagravação e o número de sinais incluídos. The disturbance

recorder controls the Start and Trip LEDs on the front-paneluser interface. A operação dos LEDs é totalmenteconfigurável permitindo a ativação quando os critérios de umou vários, ou seja, função de proteção de partida ou disparar,sejam cumpridas.

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

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

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

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

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

10. Monitoramento do disjuntorAs funções do monitoramento da condição do IED monitoramconstantemente o desempenho e a condição do disjuntor. Omonitoramento compreende o tempo de carga da mola, apressão do gás SF6, o tempo de viagem contador da


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operação, calculador da energia acumulada, estimativa davida do disjuntor e o tempo de inatividade do disjuntor,

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

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

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

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

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

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

15. Controle de acessoPara proteger o IED do acesso não autorizado e para mantera integridade da informação, o IED é fornecido com umsistema de autenticação incluindo gestão de usuárioUtilizando a ferramenta de Gerenciamento de Usuário na

Gestão de Proteção e Controle IED PCM600, uma senhaindividual é designada para cada usuário pelo administrador.Além disso, o nome do usuário é associado a um ou mais dequatro grupos de usuários disponíveis: Operador do Sistema,Engenheiro de Proteção, Engenheiro de Design eAdministrador do Usuário. A associação do grupo por casausuário individual autoriza o uso de IED de acordo com operfil do grupo do usuário

16. Entradas e saídasO IED é equipado com três entradas de fases atuais e duasentradas de corrente residual para proteção de falha na terraO IED sempre inclui uma entrada de tensão residual paraproteção de falha à terra direcional ou a proteção da tensãoresidual. Além disso, o IED inclui três entradas de tensões defase para a proteção de sobrecorrente de sobretensão,subtensão e direcional e outras funções de proteçãobaseadas em tensão

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

As entradas de três tensões de fase entradas, tanto para fase-fase ou tensões de fase-terra, ea entrada de tensão residualabrangem as tensões nominais de 100 V, 110 V, 115 V e 120V. Os valores nominais do entradas de corrente e tensão sãoselecionados no software IED.

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

Há também um módulo RTD / mA opcional com 8 IDT / mA e4 saídas de mA. O módulo RTD / mA opcional facilita amedição de até oito sinais analógicos através do IDT ouentradas mA e proporciona quatro saídas mA. As entradasRTD e mA podem, por exemplo ser utilizadas para a mediçãode temperatura de rolamentos do motor e rolamentos doestator, e assim prolongar a funcionalidade da proteção desobrecarga térmica e prevenir o envelhecimento prematurodos enrolamentos do motor. Além disso, o RTD e as entradasmA podem ser usados para medir o ar ambiente ou oarrefecimento da temperatura media. OA RTD e as entradasmA podem ser usados para a supervisão dos sinaisanalógicos mA fornecidos por transdutores externos. Asentradas de RTD/mA também podem ser alternativamenteutilizadas como entrada de resistência como uma entrada dotransdutor de tensão DC O módulo RTD/mA permite o usodas funções de proteção de vários propósitos Estas funçõesde proteção podem ser usados para fins de disparo dealarme e com base nos dados de medição IDT / mA , ouvalores analógicos transmitidos via mensagens GOOSE. As


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saídas mA podem ser usadas para transferir livrementemedições ou cálculos de valores analógicos para dispositivosprevistos com capacidades de entrada mA.

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

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

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

Tabela 3. Configuração da entrada analógica

Configuração da entradaanalógica

CT (1/5 A) CT sensível (0.1/0.5 A) VT EntradasRTD/mA

Saídas de mA

AA 4 1 4 - -

AB 7 - 3 - -

CA 8 - 2 - -

BA 4 1 4 8 4

BB 7 - 3 8 4

BC 8 - 2 8 4

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

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

Padrão AA 14 9

Com um módulo binário opcional E/S AB 23 18

Com dois módulos opcionais E/S1) CA 32 27

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

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

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

Padrão AA 14 9

Com um módulo binário opcional E/S AB 23 18

Com dois módulos opcionais E/S CA 32 27

Com três módulos opcionais E/S AD 41 36

Com quatro módulos opcionais E/S1) AE 50 45

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

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

Conectividade perfeita aos sistemas de automação industrialé atingida com o aparelho Station Automation COM600usando a tecnologia OPC Servidor/Cliente. O COM600funciona como um portão entre o Sistema de ControleDistribuido (DCS) e os IEDs em nível de baía habilitando o

envio de dados monitorados e recebimento de comandos decontrole de processo de distribuição de energia.

Arquivos de pertubação são acessado utilizando-se osprotocolos IEC 61850 ou IEC 60870-5-103. Arquivos deperturbação também estão disponíveis para qualqueraplicativo baseado em Ethernet no formato padrãoCOMTRADE. O IED pode enviar sinais binários para outrosIEDs (chamado de comunicação horizontal) utilizando o perfilGOOSE (Evento de Subestação de Objeto OrientadoGenérico) IEC 61850-8-1 GOOSE binário de mensagenspode, por exemplo, ser empregado para a proteção e


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esquemas de proteção baseados em intertravamentos. O IEDcumpre os requisitos de desempenho de GOOSE paraaplicações de disparo em subestações, conforme definidopelo padrão IEC 61850 Além disso, o IED suporta o envio erecebimento de valores analógicos utilizando mensagensGOOSE. GOOSE analógico de mensagem permite atransferência rápida de valores de medição analógicos sobreo terminal rodoviário, facilitando assim para a partilha deexemplo de valores de entrada IDT, tais como valores detemperatura ambiente, a outras aplicações de IED. O IEDinteropera com outras ferramentas e sistemas de IEDcompatíveis com IEC 61850, e simultaneamente reportaeventos para cinco clientes diferentes no barramento deestação IEC 61850. Para um sistema usando DNP3 sobreTCP/IP, eventos podem ser enviados a quatro mestresdiferentes. Para sistemas usando IEC 60870-5-103, o IEDpode ser conectado a um mestre em um barramento deestação com topologia de estrela.

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

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

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

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

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

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

do código de tempo B)

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

Tabela 6. Alternativas de protocolo e interface de comunicação suportados

Interfaces/protocolos1) Ethernet100BASE-TX RJ-45

Ethernet100BASE-FX LC

Snap-in serial ST serial

IEC 61850

DNP3

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


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18. Dados técnicos

Tabela 7. Dimensões

Descrição Valor

Largura 220 mm

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

Profundidade 249.5 mm

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

Peso do LHMI 1.0 kg (4U)

1) Sem IHM Local

Tabela 8. Fonte de alimentação

Descrição Tipo 1 Tipo 2

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

110, 125, 220, 250 V DC

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

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

Carga máxima da fonte de tensão auxiliar 35 W

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

Tempo de interrupção máxima na tensão DCauxiliar sem reajuste de IED

50 ms em Uaux

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

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


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Tabela 9. Entradas energizantes

Descrição Valor

Frequência nominal 50/60 Hz

Faixa operacional Frequência nominal ± 5 Hz

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

Capacidade de resistência térmica:

• Continuamente 4 A 20 A

• For 1 s 100 A 500 A

• Para 10 s 25 A 100 A

Resistência da corrente dinâmica:

• Valor de meia-onda 250 A 1250 A

Impedância de entrada <100 mΩ <20 mΩ

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

Resistência de tensão:

• Contínuo 425 V AC

• Para 10 s 450 V AC

Carga na tensão nominal <0.05 VA

1) Corrente residual2) Correntes de fase ou corrente residual

Tabela 10. Entradas binárias

Descrição Valor

Faixa operacional Tensão máxima da entrada 300 V DC

Tensão Nominal 24...250 V DC

Drenagem de corrente 1.6...1.8 mA

Consumo de energia/entrada <0.3 W

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

Precisão da tensão de limiar ±3.0%


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Tabela 11. Entradas RTD

Descrição Valor

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

250 Ω de platina TCR 0,00385

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

120 Ω de níquel TCR 0,00618

10 Ω de cobre TCR 0,00427

Faixa de resistência suportada 0…10 kΩ

Resistência de chumbo máxima (mediçãode três fios)

100 Ω de platina 25 Ω por chumbo

250 Ω de platina 25 Ω por chumbo

100 Ω de níquel 25 Ω por chumbo

120 Ω de níquel 25 Ω por chumbo

10 Ω de cobre 25 Ω por chumbo

Resistência 25 Ω por chumbo

Isolamento 4 kV Entradas para todas assaídas e aterramento deproteção

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

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

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

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

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

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

±1.25% variação de 400 Ω -10K Ωohms r

Tempo de resposta < Tempo de filtração +350 ms

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

Impedância de entrada de corrente 100 Ω ± 0.1%

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

Entradas detensão

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

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


16 ABB

Tabela 12. Saídas do sinal e saída IRF

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

Descrição Valor

Tensão Nominal 250 V AC/DC

Transporte do contato contínuo 5 A

Fazer e transportar por 3,0 s 10 A

Fazer e transportar por 0.5 s 15 A

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

≤0.5 A/≤0.1 A/≤0.04 A

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

Tabela 13. Relés de saída de energia sem função TCS

Descrição Valor

Tensão Nominal 250 V AC/DC

Capacidade contínua 8 A


Fazer e levar para 0,5 s 30 A


≤1 A/≤0,3 A/≤0,1 A

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

Tabela 14. Relés de saída de energia com TCS funcão

Descrição Valor

Tensão Nominal 250 V DC

Capacidade contínua 8 A


Fazer e levar para 0,5 s 30 A


≤1 A/≤0,3 A/≤0,1 A

Carga mínima de contato 100 mA a 24 V DC

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

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

Tensão mínima sobre o contato TCS 20 V DC

Tabela 15. Saídas de mA

Descrição Valor

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

Precisão de operação ±0.2 mA

Máximo (incluindo resistência de fio) 700 Ω

Tempo de resposta do hardware ~80 ms

Isolamento 4 kV


ABB 17

Tabela 16. Interfaces deEthernet

Interface de Ethernet Protocolo Cabo Frequência da transferência dedados

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

100 MBits/s

Tabela 17. Ligação de comunicação de fibra ótica

Comprimento deonda

Tipo de fibra Conector Atenuação de curso permitida1) Distância

1300 nm Núcleo de fibra devidro MM 62.5/125 μm

LC <8 dB 2 km

1) Atenuação máxima permitida causada pelos conectores e cabos conjuntamente

Tabela 18. Interface X4/IRIG-B

Tipo Protocolo Cabo

Terminal de parafuso, conector depinos

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

Tabela 19. Interface serial traseira

Tipo Conector

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

Tabela 20. Grau de proteção do IED para montagem embutida

Descrição Valor

Frente IP 40

Traseira, terminais de conexão IP 20

Tabela 21. Grau de proteção da IHM local

Descrição Valor

Frente e lateral IP 42

Tabela 22. Condições ambientais

Descrição Valor

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

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

Umidade relativa <93%, sem condensação

Pressão atmosférica 86...106 kPa

Altitude up to 2000 m

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


18 ABB

Tabela 23. Testes ambientais

Descrição Valor de tipo de teste Referência

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

IEC 60068-2-2

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

IEC 60068-2-1

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

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

IEC 60068-2-48


ABB 19

Tabela 24. Testes de compatibilidade eletromagnética


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

• Modo comum 2,5 kV

• Modo diferencial 1,0 kV

Teste de descarga eletrostática IEC 61000-4-2IEC 60255-22-2IEEE C37.90.3.2001

• Descarga por contato 8 kV

• Descarga aérea 15 kV

Testes de interferência de frequências de rádio

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

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

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

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

• Todas as portas 4 kV

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

• Comunicação 1 kV, linha de terra

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

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

Campo magnético de frequência de potência(50 Hz)

IEC 61000-4-8

• 1...3 s 1000 A/m

• Contínuo 300 A/m

Teste de imunidade de frequência de tensão• Modo comum

• Modo diferencial

Entradas binárias apenas 300 V rms 150 V rms

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

Quedas de tensão e interrupções de curtaduração

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

IEC 61000-4-11

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

• Conduzida, emissão RF (terminal principal)

0,15...0,50 MHz < quase pico 79 dB(µV)< média 66 dB(µV)

0,5...30 MHz < quase pico 73 dB(µV)< média 60 dB(µV)


20 ABB

Tabela 24. Testes de compatibilidade eletromagnética, continuação


• Radiated RF-emission

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

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

Tabela 25. Testes de isolamento


Testes dielétricos: IEC 60255-5IEC 60255-27

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

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

• Teste de tensão 5 kV, 1,2/50 μs, 0,5 J1 kV, 1,2/50 μs, 0,5 J, comunicação

Medição de Resistência de Isolamento IEC 60255-5IEC 60255-27

• Resistência de Isolamento >100 MΏ, 500 V DC

Resistência da ligação de proteção IEC 60255-27

• Resistência <0,1 Ώ, 4 A, 60 s

Tabela 26. Testes mecânicos

Descrição Referência Requisito

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

Classe 1

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

Classe 1

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

Tabela 27. Segurança do produto

Descrição Referência

Diretiva de BT 2006/95/CE

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

Tabela 28. Conformidade EMC

Descrição Referência

diretiva EMC 2004/108/EC

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


ABB 21

Tabela 29. Conformidade RoHS

Descrição

Cumpre com a diretiva RoHS 2002/95/EC

Funções de proteção

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

Característica Valor

Precisão de operação Na frequência f = fn

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

PHHPTOCePHIPTOC

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

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

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

PHHPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor de partida

Típico 19 ms (±5 ms)

PHLPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor de partida


Tempo de reinício < 45 ms

Razão de reinício Típico 0,96

Tempo de retardamento < 30 ms

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

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

Supressão de harmônicos RMS: Sem supressãoDFT: -50 dB a f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…Pico a pico: Sem supressãoP-para-P+backup: Sem supressão

1) Ajuste Tempo de Operação = 0,02 s, Tipo de curva operacional = IEC tempo definido, Modo de medição = padrão (depende do estágio), corrente antes da falta = 0.0 x In, fn = 50 Hz,corrente de falta em uma fase com frequência nominal injetada no ângulo de fase aleatória, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições

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


22 ABB

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

Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau

Valor inicial PHLPTOC 0.05...5.00 pu 0.01

PHHPTOC 0.10...40.00 pu 0.01

PHIPTOC 0.10...40.00 pu 0.01

Multiplicador de tempo PHLPTOC 0.05...15.00 0.05

PHHPTOC 0.05...15.00 0.05

Tempo de atraso na operação PHLPTOC 0.04…200.00 s 0.01

PHHPTOC 0.02…200.00 s 0.01

PHIPTOC 0.02…200.00 s 0.01

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

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

PHIPTOC Tempo definido

1) Para referências adicionais, consulte a tabela de características Operacionais

Tabela 32. Proteção de falta à terra não-direcional (EFxPTOC)



EFLPTOC ±1,5% do valor ajsutado ou ±0,001 x In

EFHPTOCeEFIPTOC

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

Tempo de partida 1)2) EFIPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor de partida


EFHPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor de partida


EFLPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor de partida



Taxa de reset Típico 0,96




Supressão de harmônicos RMS: Sem supressãoDFT: -50 dB a f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…Pico a pico: Sem supressão

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

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


ABB 23

Tabela 33. Proteção contra falta à terra não-direcional (EFxPTOC) principais ajustes


Valor inicial EFLPTOC 0.010...5.000 pu 0.005

EFHPTOC 0.10...40.00 pu 0.01

EFIPTOC 0.10...40.00 pu 0.01

Multiplicador de tempo EFLPTOC 0.05...15.00 0.05

EFHPTOC 0.05...15.00 0.05

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

EFHPTOC 0.02...200.00 s 0.01

EFIPTOC 0.02...200.00 s 0.01

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

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

EFIPTOC Tempo definido


Tabela 34. Proteção direcional de falta à terra (DEFxPDEF)



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

Ângulo de fase: ±2°

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

Ângulo de fase: ±2°

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







Supressão de harmônicos RMS: Sem supressãoDFT: -50 dB a f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…Pico a pico: Sem supressão

1) Ajuste Tempo de operação = 0,06 s,Tipo de curva operacional = tempo definido IEC, Modo de medição = padrão (depende do estágio), corrente antes da falta = 0,0 x In, fn = 50 Hz,

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


24 ABB

Tabela 35. Proteção de falta à terra direcional (DEFxPDEF), principais configurações


Valor inicial DEFLPDEF 0.010...5.000 pu 0.005

DEFHPDEF 0.10...40.00 pu 0.01

Modo direcional DEFLPDEF e DEFHPDEF 1=Não-direcional2=Para frente3=Para trás

Multiplicador de tempo DEFLPDEF 0.05...15.00 0.05

DEFHPDEF 0.05...15.00 0.05

Tempo de atraso na operação DEFLPDEF 0.06...200.00 s 0.01

DEFHPDEF 0.06...200.00 s 0.01

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

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

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


Tabela 36. Rotor earth-fault protectionProteção contra falha à terra rotora (MREFPTOC)


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

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

Tempo de partida1)2) Típico 25 ms (±15 ms)

Tempo de reset < 50 ms


Tempo de retardo < 50 ms

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

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

1) corrente antes da falha = 0,0 x In, fn = 50 Hz, corrente do ponto de aterramento com frequência nominal injetada no ângulo de fase aleatório, resultados com base na distribuiçãoestatística de 1000 medições

2) Inclui o atraso do contato de saída de sinal

Tabela 37. Principais configurações de proteção contra falha à terra rotora MREFPTOC

Parâmetro Função Valores (Faixa) Passo

Configuração do valor de partidado alarme

MREFPTOC 0,010 - 2,000 0,001

Operate start value MREFPTOC 0,010 - 2,000 0,001

Tempo de atraso de alarme MREFPTOC 0,04 - 200,00 0,01

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


ABB 25

Tabela 38. Fase-sequência negativa da sobrecorrente da proteção de motores (MNSPTOC)



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

Tempo de partida1)2) IFalha = 2,0 x ajuste Valor de partida Típico 43 ms (±15 ms)




Precisão do tempo de operação no modo de tempo definido ±1,0% do valor ajustado ou ±35 ms


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

1) Corrente de sequência negativa anterior = 0.0 × In, fn = 50 Hz

2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização3) Valor de partida multiplica na faixa de 1,10 a 5,00

Tabela 39. Tempo de sequência negativa da proteção de sobrecorrente para motores (MNSPTOC) Configurações principais.

Parâmetro Função Valor (Faixa) Passo

Valor de partida MNSPTOC 0.01...0.50 pu 0,01

Tipo de curva operacional MNSPTOC ANSI Def. TempoIEC Def. TempoInv. Curva AInv. Curva B

-

Tempo de atraso operacional MNSPTOC 0.10...120.00 s 0.01

Tempo de resfriamento MNSPTOC 5...7200 s 1

Tabela 40. Proteção reversa da fase (PREVPTOC)










1) Corrente de sequência negativa anterior = 0.0 × In, fn = 50 Hz

2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização

Tabela 41. Principais configurações de Proteção reversa de fase (PREVPTOC)


Valor de partida PREVPTOC 0.05...1.00 pu 0,01

Tempo de atraso operacional PREVPTOC 0.100...30.000 s 0.001


26 ABB

Tabela 42. Proteção de sobrecarga térmica trifásica para motores (MPTTR)



Medição de corrente:±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 × In(nas correntes na faixa de 0.01...4.00 × In)

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

1) Sobrecarga da corrente > 1,2 x Nível de temperatura operacional

Tabela 43. TProteção de sobrecarga térmica trifásica para motores (MPTTR) configurações principais


Modo de temperatura ambiente MPTTR Somente FLCUtilize RTDAjuste da temperatura ambiente

-

Ajuste de temperatura env MPTTR -20.0...70.0 deg 0,1

Alarm thermal value MPTTR 50.0...100.0 % 0,1

Reiniciar o valor térmico MPTTR 20,0...80,0 % 0,1

Fator de sobrecarga MPTTR 1.00...1.20 0,01

Fator de ponderação p MPTTR 20.0...100.0 0,1

Constante de tempo normal MPTTR 80...4000 s 1

Constante de tempo de partida MPTTR 80...4000 s 1

Tabela 44. Supervisão da partida do motor (STTPMSU)




Tempo de partida1)2) IFalha = 1.1 × set Detecção departida A

Típico 25 ms (± 15ms)



1) Corrente anterior = 0.0 x In, fn = 50 Hz,sobrecorrente em uma fase


Tabela 45. Ajustes principais de supervisão de acionamento (STTPMSU)


Partida do motor A STTPMSU 1.0...10.0 pu 0,1

Tempo de partida do motor STTPMSU 0.3...80.0 s 0.1

Tempo de rotor bloqueado STTPMSU 2.0...120.0 s 1.0

Modo operacional STTPMSU IItIIt, CBIIt & stallIIt & stall, CB

-

Tempo de inibição de reinício STTPMSU 0...250 min 1


ABB 27

Tabela 46. Proteção contra obstrução da carga do motor (JAMPTOC)









1) Corrente anterior = 0.0 × In, fn = 50 Hz


Tabela 47. Proteção contra obstrução da carga do motor (JAMPTOC)


Valor de partida JAMPTOC 0.10...10.00 pu 0,01

Tempo de atraso operacional JAMPTOC 0.10...120.00 s 0.01

Tabela 48. Função de partida de emergência (ESMGAPC)


Precisão da operação Na frequência f = fn

±1.5% do valor ajuste ou ±0.002 × Un

Tabela 49. Função de partida de emergência (ESMGAPC) principais configurações


Paralisação A do motor ESMGAPC 0.05...0.20 pu 0,01

Tabela 50. Perda da supervisão de carg (LOFLPTUC)




Tempo de partida1) Típico <300 ms







28 ABB

Tabela 51. Perda de ajustes principais de supervisão da carga (LOFLPTUC)


Start value high LOFLPTUC 0.01...1.00 pu 0,01

Start value low LOFLPTUC 0.01...0.50 pu 0,01

Tempo de atraso operacional LOFLPTUC 0.40...600.00 s 0.01

Tabela 52. Proteção diferencial de alta impedância ou com base no equilíbrio de fluxo(MHZPDIF)


Precisão de operação ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x In

Tempo de partida 1)2) Típico 15 ms (±10 ms)





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

Tabela 53. Proteção diferencial de alta impedância ou com base no balanço de fluxo (MHZDIF) principal configurções


Valor de operação MHZPDIF 0.5-50.0 0,1

Tempo operacional mínimo MHZPDIF 0.02-300.00 0,01

Tabela 54. Proteção diferencial estabilizada para motore (MPDIF)



±3% do valor ajustado ou ±0,002 x Sn

Tempo de operação 1)2) Tendência de baixo estágio / alto estágioinstantâneo3)

Típico 40 ms (±10 ms)Típico 15 ms (±10 ms)




1) Fn= 50 Hz, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições2) Inclui o atraso do contato de saída de alta velocidade3) IFalha = 2 x Valor alto de operação

Tabela 55. Proteção diferencial estabilizada para motores (MPDIF) principais configurações


Tipo de conexão do TC MPDIF 1-2 1

Valor alto de operação MPDIF 100-1000 1

Valor baixo de operação MPDIF 5-30 1

Seção de inclinação 2 MPDIF 10.0-50.0 0,1

Seção final 1 MPDIF 0-100 1

Seção final 2 MPDIF 100-300 1


ABB 29

Tabela 56. Proteção de sobrecarga trifásica (PHPTOV)



±1,5% do valor ajuste ou ±0,002 × Un

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



Taxa de reset Depende do ajuste Relative hysteresis



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

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

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

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

Tabela 57. Configurações principais da proteção contra sobretensão trifásica (PHPTOV)


Valor inicial PHPTOV 0.05...1.60 pu 0.01

Multiplicador de tempo PHPTOV 0.05...15.00 0.05

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

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


Tabela 58. Proteção contra subtensão trifásica (PHPTUV)




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



Relação de reinício Depende da configuração da Histerese relativa


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

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

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

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

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


30 ABB

Tabela 59. Configurações principais da proteção contra subtensão trifásica (PHPTUV)


Valor inicial PHPTUV 0.05...1.20 pu 0.01

Multiplicador de tempo PHPTUV 0.05...15.00 0.05

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

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


Tabela 60. Proteção de sobrevoltagem de sequência positiva (PSPTOV)



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

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

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


Razão de reinício Típico 0,96




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


Tabela 61. Principais configurações de proteção contra sobretensão de sequência positiva PSPTOV


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

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

Tabela 62. Proteção contra subtensão de sequência positiva (PSPTUV)




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



Relação de reinício Típico 0,96




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

2) Inclui o atraso do contato do sinal de saída


ABB 31

Tabela 63. Principais configurações de proteção contra subtensão de sequência positiva PSPTUV


Valor inicial PSPTUV 0.010...1.200 pu 0.001

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

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

Tabela 64. Proteção contra sobretensão de sequência negativa (NSPTOV)




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

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


Relação de reinício Típica 0,96




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

2) Inclui o atraso do contato do sinal de saída

Tabela 65. Principais configurações de proteção contra sobretensão de sequência positiva NSPTOV


Valor inicial NSPTOV 0.010...1.000 pu 0.001

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

Tabela 66. Proteção de sobrecarga residual (ROVPTOV)




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

Típico 27 ms (± 15 ms)





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

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



32 ABB

Tabela 67. Configurações principais da proteção contra sobretensão residual (ROVPTOV)


Valor inicial ROVPTOV 0.010...1.000 pu 0.001

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

Tabela 68. Proteção contra gradiente de frequência (DAPFRC)


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

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




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

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


Tabela 69. Ajustes principais do gradiente de proteção contra frequência(DAPFRC)


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

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

Tabela 70. Proteção de subfrequência (DAPTUF)


Precisão de operação Na frequência f = 35 a 66 Hz

± 0.003 Hz

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

Típico < 190 ms






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


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

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


ABB 33

Tabela 72. Proteção de subfrequência (DAPTUF)


Precisão de operação Na frequência f = 35 a 66 Hz

± 0.003 Hz

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

Típico < 190 ms






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


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

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

Tabela 74. Principais de configuração de proteção contra subexcitação trifásica (UEXPDIS)


Precisão de operação1) Dependendo da frequência da corrente /tensão medida: fn ±2 Hz

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



Taxa de reset Típico 1.04

Tempo de retardo Atraso total do tempo quando a impedância retorna do circulooperacional < 40 ms

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

1) Medida adaptativa DFT utilizada2) Fn= 50 Hz, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições3) Inclui o atraso do contato de saída de sinal

Tabela 75. Principais de configuração de proteção contra subexcitação trifásica UZPDIS


Habilitação do Det de PerdaExterna

UEXPDIS 0-1 1

Diâmetro UEXPDIS 1 - 6000 1

Offset UEXPDIS o-1000 - 1000 1

Deslocamento UEXPDIS o-1000 - 1000 1

Tempo de atraso operacional UEXPDIS 0.06 - 200.00 0,01


34 ABB

Tabela 76. Proteção direcional de sobrepotência (DOPPDPR)


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

±3% do valor ajustado ou ±0,002 x Sn



Taxa de reset Típico0.94



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

Tabela 77. Proteção direcional de sobrepotência (DOPPDPR) principais configurações


Modo direcional DOPPDPR DiretoReverso

-

Valor de partida DOPPDPR 0.01 - 2.00 0,01

Ângulo de potência DOPPDPR -90.00 - 90.00 0,01

Tempo de atraso operacional DOPPDPR 0.04 - 300.00 0,01

Tabela 78. Proteção contra falhas no disjuntor (CCBRBRF)




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

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


Valor da corrente (Corrente dafase em operação)

CCBRBRF 0.05...1.00 pu 0.05

Valor da corrente Residual(Corrente residual em operação)

CCBRBRF 0.05...1.00 pu 0.05

Modo de falha do DJ (Modo deoperação da função)

CCBRBRF 1=Corrente2=Status do disjuntor3=Ambos

-

Modo de desligamento em falhado DJ

CCBRBRF 1=Desligado2=Sem verificação3=Verificação de corrente

-

Tempo de reabertura CCBRBRF 0.00...60.00 s 0.01

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

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


ABB 35

Tabela 80. Proteção analógica multiuso (MAPGAPC)


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

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


Modo operacional MAPGAPC 1-2 1

Valor de partida MAPGAPC -10000.0 - 10000.0 0,1

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

Tempo de atraso operacional MAPGAPC 0.00 - 200.00 0,01

Tabela 82. Características operacionais

Parâmetro Valores (Faixa)

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

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

Funções de Supervisão e monitoramento

Tabela 83. Monitoramento da condição do disjuntor (SSCBR)


Precisão da medição de corrente Na frequência f = fn

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

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

Medição do tempo de viagem ±10 ms


36 ABB

Tabela 84. Supervisão de falha de fusível (SEQRFUF)



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

Tempo operacional1)

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


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


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

Tabela 85. Supervisão do circuito de corrente (CCRDIF)


Tempo de operação1) < 30 ms

1) Incluindo o atraso do contato de saída.

Tabela 86. Supervisão do circuito de desarme (TCSSCBR)


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

Tabela 87. Configurações principais da supervisão do circuito de corrente (CCRDIF)


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

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

Tabela 88. Supervisão da bateria de estação (SPVNZBAT)


Precisão de operação ±1,0% do valor ajustado

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

Tabela 89. Monitoramento de energia (EPDMMTR)


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

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

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

±1,5% para energia

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


ABB 37

Funções de medição

Tabela 90. Medição de corrente trifásica (CMMXU)



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

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

Tabela 91. Medição da tensão trifásica (VPHMMXU )



±0,5% ou ±0,002 x Un

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

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

Tabela 92. Medição da tensão trifásica (VPHMMXU )



±0,5% ou ±0,002 x Un

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

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

Tabela 93. Medição de corrente residual (RESCMMXU)



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

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

Tabela 94. Medição de tensão residual (RESVMMXU)



±0,5% ou ±0,002 × Un

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


38 ABB

Tabela 95. Monitoramento de energia com P, Q, S, fator de energia, frequência (PWRMMXU)


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

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

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

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

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

Tabela 96. corrente de sequência (CSMSQI)



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

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

Tabela 97. Voltagem de sequência VSMSQI



±1,0% ou ±0,002 x Un

Em tensões na faixa de 0,01…1,15 x Un

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


ABB 39

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

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

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

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

Figura 4. Interface de Usuário local

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

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

Métodos de montagem:

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

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

compartimento de baixa tensão do quadro

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

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


40 ABB

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

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

Figura 6. Montagem semiembutida

252,5

270

ø6,8

180

101,6

13

366

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

Figura 7. Montagem da parede

224

265,9

22025,5

177 258,6

13

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

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


ABB 41

21. Dados de seleção e pedido

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

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

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

#1

STUV

2B

3

M

DESCRIÇÃOIEDIED série 630 , corpo 4U parcial de 19”

IED série 630 , corpo 6U parcial de 19”

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

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

PadrãoIEC

Aplicação principal

Proteção e controle do alimentador

GUID-408849B5-009B-464A-B683-6A82BB780417 V2 PT


42 ABB

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

# DESCRIÇÃO4-8

# 4

# 5-6

-

# 7-8 2)

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

AA = 14 BI + 9 BOAB = 23 BI + 18 BOAC = 32 BI + 27 BOAD 2) = 41 BI + 36 BOAE 2,4) = 50 BI + 45 BO

B 1) AB = 7I (Io 1/5A) + 3U

AA = 14 BI + 9 BOAB = 23 BI + 18 BOAC = 32 BI + 27 BOAD 2) = 41 BI + 36 BOAE 2,4) = 50 BI + 45 BO

N

AA = 4 I (I0 1/5A) + 1 I (I0 0.1/0.5A) + 4 U AA = 14 BI + 9 BO

AB = 7I (Io 1/5A) + 3U AB = 23 BI + 18 BO

AC = 8I (Io 1/5A) + 2U AC 3) = 32 BI + 27 BO

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

AD 2) = 41 BI + 36 BO

BB = 7I (Io 1/5A) + 3U + 8mA in/RTD + 4mA out AE 2,4) = 50 BI + 45 BO

BC = 8I (Io 1/5A) + 2U + 8mA in/RTD + 4mA out

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

Aplicação funcional, pré-configuraçõesA = Pré-configuração A para motores assíncronosB = Pré-configuração B para motores assíncronos, incluindo proteção diferencialN = Nenhum

Pré- conf.

Opções de entrada analógica disponíveis

Opções de entrada /saídabinária disponíveis

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

GUID-20C7D93F-1F44-47E2-80EF-CBCAC314C85A V2 PT


ABB 43


#9

A

B10

Ethernet 100BaseFX (LC) A

Ethernet 100BaseTX (RJ-45) B11

IEC 61850 A

IEC 61850 e DNP3 TCP/IP B

IEC 61850 e IEC 60870-103 C

DESCRIÇÃOSérie de comunicação

Ethernet de comunicação

Protocolo de comunicação

Fibra de vidro (conector ST)

Fibra de plástico (conector de rede fêmea)

GUID-EECA92DD-3431-4F66-A1BC-18ACE2E27145 V2 PT


44 ABB


#12

Z13

1) ABCDEFN

14 2)

3) A

4) B

- 3,4) C

Todas as opções 2) Z

N15 2)

- B

Proteção diferencial estabilizada 3) CFunções adicionais para motor síncrono 4) D

N16

48...125 V DC A110...250 V DC, 100...240 V AC B

17X

18B

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

3)

4) Proteções de motor síncrono: proteção contra subexcitação trifásica, proteção contra sobrecarga direcional e proteção contra terra-falha do rotor

DESCRIÇÃOLínguaInglês e ChinêsPainel frontalHMI local integradoCabo HMI, 1 m local desconectadoCabo HMI, 2 m local desconectadoCabo HMI, 3 m local desconectadoCabo HMI, 4 m local desconectadoCabo HMI, 5 m local desconectadoSem HMI localOpção 1

NenhumOpção 2

NenhumFornecimento de energia

Dígito vazioVazioVersãoVersão 1.1

Proteção de sub-/superfrequência, incluindo taxa de variação e Proteção diferencial estabilizadaProteção de sub-/superfrequência, incluindo taxa de variação e funções adicionais para motor síncrono

Proteção diferencial estabilizada e funções adicionais para motor síncrono

Proteção de subfrequência e superfrequência (incluindo taxa de variação)

A pré-configuração B requer que a opção de diferencial estabilizada seja escolhida para o dígito #14 ou dígito #15

GUID-CCBE04DE-AF7C-4B3F-A65D-F28187797F7B V2 PT


ABB 45


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

Código exemplo:

Seu código de ordenação:

Dígito (#)

Código

GUID-34B7648F-E4A4-4201-8273-079E18139838 V2 PT

Figura 9. Chave de pedido para IEDs completos

22. Acessórios

Tabela 98. Acessórios de montagem

Item Número do pedido

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

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

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

1KHL400067R0001

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

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

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

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

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

1KHL400452R0001

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

1KHL400200R0001

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

Tabela 99. Acessórios de montagem do botão/interruptor de teste


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

1KHL400465R0001


1KHL400467R0001


1KHL400469R0001


46 ABB

Tabela 100. Conjuntos de conectores


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

2RCA021735

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

2RCA021736

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




Tabela 101. cabos opcionais para o módulo externo de exibição

Itens Número do pedido

cabo LHMI (1m) 2RCA025073P0001





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

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

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

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

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

Tabela 102. Ferramentas

Ferramenta de configuração e ajuste Versão

PCM600 2.3 ou mais recente

Interface de usuário em navegador web IE 7.0 ou mais recente

Pacote de conectividade REM630 1.1 ou mais recente


ABB 47

Tabela 103. Funções suportadas

Função WebHMI PCM600 PCM600 Engineering PCM600 EngineeringPro

Ajuste do parâmetro

Manipulação de distúrbios

Monitoração de sinais

Visualizador de eventos

Visualizando o alarme LED

Configuração de hardware -

Matriz de sinais -

Editor de exibição gráfica -

Modelos de configuração do IED -

Gestão de comunicação -

Análise do registro de perturbação -

Administração do Usuário IED -

Administração do Usuário -

Criação/manuseio de projetos -

Configuração de aplicativo gráfico - -

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

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

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

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

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

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


48 ABB

Tabela 104. Soluções suportadas ABB

Produto Versão

Station Automation COM600 3.3 ou última

MicroSCADA Pro 9.2 SP1 ou última

RTU 560 9.5.1 ou mais recente

,Sistema 800xA 5.0 Service Pack 2

26. Diagramas terminais

Alto Médio

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

Opcional

Alimentação sobre Ethernet

Opcional

Alimentação sobre Ethernet

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

Alto Médio

GUID-28C73256-8E73-434F-BA71-FE0AF16DBA64 V1 PT

Figura 10. Diagrama de terminal para REM630


ABB 49

ver tabela) ver tabela)

opção 630 BIO

*)ocupado por módulo RTD quando ordenado

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

Figura 11. opções do módulo BIO da série 630


50 ABB

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

Figura 12. opções do módulo RTD da série 630


ABB 51

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

Você encontrará as última informações relevantes naproteção REM630 do IED na página do produto.

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

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

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

GUID-3E17F899-5BED-425E-8639-EBD340DE353D V1 EN

Figura 13. Product page


52 ABB

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

HTTP://WWW.ABB.COM/PRODUCT/DB0003DB004281/38FABBBF19A5FD39C12575F50021CE10.ASPX

28. Funções, códigos e símbolos

Tabela 105. Funções inclusas no REM630

Funcionalidade IEC 61850 IEC 60617 ANSI

Proteção

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

Sobrecorrente trifásica não-direcional, estágioinstantâneo

PHIPTOC 3I>>> 50P/51P

Proteção de falha à terra não-direcional, estágio baixo EFLPTOC I0> 51N-1

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

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

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

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

Proteção contra falta à terra do rotor MREFPTOC Io>R 64R

Proteção de sobrecorrente de sequência negativa paramotores

MNSPTOC I2>M 46M

Proteção de inversão de fase PREVPTOC I2>> 46R

Proteção de sobrecarga térmica trifásica para motores MPTTR 3Ith>M 49M

Supervisão de partida do motor STTPMSU Is2t n< 48,66,14,51LR

Proteção contra obstrução da carga do motor JAMPTOC Ist> 51LR

Início de emergência ESMGAPC ESTART ESTART

Perda da supervisão de carga LOFLPTUC 3I< 37

Proteção diferencial de alta impedância ou com base nobalanço de fluxo

MHZPDIF 3dIHi>G/M 87GH/87MH

Proteção diferencial estabilizada para motores MPDIF 3dI>M 87M

Sobretensão trifásica PHPTOV 3U> 59

Subtensão trifásica PHPTUV 3U< 27

Sobretensão de sequência positiva PSPTOV U1> 47O+

Subtensão de sequência positiva PSPTUV U1< 47U+

Sobretensão de sequência negativa NSPTOV U2> 47O-

Sobretensão residual ROVPTOV U0> 59G

Gradiente de frequência DAPFRC df/dt> 81R

Sobrefrequência DAPTOF f> 81O

Subfrequência DAPTUF f< 81U

Proteção de subexcitação trifásica UEXPDIS X< 40

Proteção de sobrepotência direcional DOPPDPR P> 32O

Falha do disjuntor CCBRBRF 3I>/I0>BF 51BF/51NBF

Lógica de disparo TRPPTRC E → S 94

Proteção analógica multiuso MAPGAPC MAP MAP

Controle

Controle do cubículo QCCBAY CBAY CBAY

Interface de intertravamento SCILO 3 3


ABB 53

Tabela 105. Funções inclusas no REM630, continuação


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

Disjuntor DAXCBR E ↔ S CB E ↔ S CB

Seccionador DAXSWI E ↔ S DC I<->O DC

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

E/S do processo genérico

Controle de ponto único (8 sinais) SPC8GGIO

Indicação de ponto duplo DPGGIO

Indicação de ponto simples SPGGIO

Valor genérico medido MVGGIO

Chave de rotação lógica para seleção de função eapresentação LHMI

SLGGIO

Seletor de mini-chave VSGGIO

Contador de pulso para medição de energia PCGGIO

Contador de eventos CNTGGIO

Supervisão e monitoramento

Monitoramento da condição do disjuntor SSCBR CBCM CBCM

Supervisão de falha de fusível SEQRFUF FUSEF 60

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

Supervisão do circuito de trip TCSSCBR TCS TCM

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

Monitoramento de energia EPDMMTR E E

Supervisão do valor-limite medido MVEXP

Medições

Corrente trifásica CMMXU 3I 3I

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

T VPPMMXU 3Upp 3Upp

Corrente residual RESCMMXU I0 I0

Tensão residual RESVMMXU U0 Vn

Sequência de corrente CSMSQI I1, I2 I1, I2

Voltagem de sequência VSMSQI U1, U2 V1, V2

Monitoramento de potência com P, Q, S, fator deenergia, frequência

PWRMMXU PQf PQf

Função do registrador de distúrbios

Canais analógicos 1-10 (amostras) A1RADR ACH1 ACH1

Canais analógicos 11-20 (amostras) A2RADR ACH2 ACH2

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

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

Canais binários 1-16 B1RBDR BCH1 BCH1


54 ABB

Tabela 105. Funções inclusas no REM630, continuação





Comunicação de estação (GOOSE)

Recebimento binário GOOSEBINRCV

Recebimento de ponto duplo GOOSEDPRCV

Recebimento de intertravamento GOOSEINTLKRCV

Recebimento de número inteiro GOOSEINTRCV

Recebimento do valor medido GOOSEMVRCV

Recebimento de ponto único GOOSESPRCV

29. Documento com o histórico de revisões

Revisão/data do documento Versão do produto Histórico

A/2013-03-21 1.1 Traduzido da versão em inglês D (1MRS756977)


ABB 55

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