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1 MEMÓRIA DE CÁLCULO PARA OS DO RELÉ DE PROTEÇÃO DE GERADOR SEL-700G 1/443

2 ÍNDICE PÁG. 1. INTRODUÇÃO CARACTERÍSTICAS DO RELÉ SEL-700G Funções de Proteção Funções de Medição Funções de Monitoramento Funções de Controle Lógicas Adicionais Integração Outras Características MEMÓRIA DE CÁLCULO Correntes de curtos-circuitos PKOK däçä~ä PKPK dêçìé=n PKQK cêçåí=m~åéä PKRK oééçêí Port F Port Port Port Port Modbus User Map DNP Maps ANEXOS Anexo I Referências /443

3 1. INTRODUÇÃO O presente documento tem a finalidade de apresentar um exemplo de memória de cálculo e a respectiva parametrização dos ajustes, para o Relé de Proteção de Gerador SEL-700G, utilizado na proteção de um gerador de 12 MW de uma PCH, conforme Figura 1. Figura 1 bñéãéäç=çé=`çåéñ ç=fååäìáåçç=ç=qê~åëñçêã~ççê=å~=wçå~=aáñéêéååá~ä NOTA IMPORTANTE: Este documento é apenas um exemplo de memória de cálculo para o relé SEL- 700G, o profissional que irá executar os estudos deve ser qualificado para tal tarefa e utilizar de outras literaturas, não tomando este documento como única referência. Devido à complexidade e inúmeros detalhes das subestações onde o relé SEL-700G pode ser usado, a SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES não se responsabiliza por qualquer uso inadequado deste documento e que venha a causar danos. 3/443

4 Diagrama de Entradas, Saídas e Sinalização O diagrama apresentado na Figura 2 ilustra as entradas, as saídas e sinalização do relé SEL-700G. Figura 2 aá~öê~ã~= aá~öê~ã~=q éáåç= q éáåç=çé=båíê~ç~ëi=p~ Ç~ë=É=páå~äáò~ ç ÇÉ=båíê~Ç~ëI=p~ Ç~ë=É=páå~äáò~ ç== 4/443

5 2. CARACTERÍSTICAS DO RELÉ SEL-700G O Relé de Proteção de Geradores SEL-700G é um relé multifunção, completo, projetado para proteção primária e/ou de retaguarda de máquinas síncronas de pequeno ou grande porte Funções de Proteção 64G Falta a terra no estator e diferencial de tensão de 3a harmônica (100%); 24 Volts/Hertz; 21 Relé de distância ou 51V/C sobrecorrente temporizada com restrição/controle de tensão; 50/51 - Sobrecorrente de fase instantânea e temporizada; 50/51G - Sobrecorrente residual instantânea e temporizada; 50/51N Sobrecorrente instantânea e temporizada de neutro; 50/51Q (46) - Sobrecorrente instantânea e temporizada de seqüência negativa; 27/59 - Subtensão e sobretensão fase-neutro e entre fases; 59G - Sobretensão residual; 59Q (47) - Sobretensão de seqüência negativa/ reversão de fases; 50/62BF - Falha de disjuntor; 50/27 Energização inadvertida; REF (67G) - Proteção restrita de falta a terra (opcional); 67G - Sobrecorrente direcional de neutro (polarizado por corrente ou tensão); 60 - Perda de potencial; 81 Sub / Sobrefreqüência e taxa de variação de freqüência; 78 Disparo por oscilação de potência; 32P Potência ativa reversa; 32Q/40 Direcional de potência reativa; 40 Perda de excitação; 87N Diferencial de Neutro (presente quando a função 87 não está inclusa) (opcional); 5/443

6 87 Diferencial (opcional); 87 SP Diferencial de fase dividida (quando a função 87 acima não está sendo aplicada no mesmo relé) (opcional); 25G Sincronizador automático com verificação de sincronismo (opcional); 49T Elemento térmico por modelo térmico; 49R Elemento térmico (opcional através de RTD s); 64R Elemento de proteção do rotor à terra (opcional através do módulo SEL 2664); 2.2. Funções de Medição Correntes de fase (IA,IB, IC), de neutro (IN) e residual (IG), correntes de seqüência (I1, 3I2, 3I0); Corrente diferencial; Tensões de fase (VA,VB,VC) e de sincronismo (VS), tensões de seqüência (V1, V2, 3V0); Potência ativa e reativa por fase e trifásica (quatro quadrantes); Fator de potência por fase e trifásico; Demanda de corrente de fase, de neutro e de seqüência negativa; Demanda de potência ativa e reativa por fase e trifásica (quatro quadrantes); Energia ativa e reativa por fase e trifásica (quatro quadrantes); Freqüência; Excitação (Volts/Hertz); Medição de temperatura com até 12 RTD s (através do módulo externo SEL-2600) ou 10 RTD s com cartão interno. Tipo do RTD configurável: Pt100, Ni100, Ni120 ou Cu10 (opcional); Medição sincronizada de fasores (IEEE C37.118); 2.3. Funções de Monitoramento Oscilografia de 15 (até 23 relatórios) ou 64 ciclos (até 5 relatórios). Resolução de 16 amostras/ciclo; Seqüência de eventos, armazena os últimos 1024 eventos; 6/443

7 Relatório de Curva de Carga (load-profile), com coleta de até 17 grandezas analógicas com intervalos programáveis (5, 10, 15, 30 ou 60 minutos); Relatório de sincronização automática; Monitoramento de desgaste dos contatos do disjuntor; Contador de operações; Monitoramento das bobinas do disjuntor (através de programação lógica); Estatísticas de operação (tempo de parada, I2² x t acumulado, potência média, tempo de operação por faixa de freqüência, etc.); Monitoramento dos RTD s; 2.4. Funções de Controle Número de entradas e saídas binárias: Standard: 2 Entradas e 3 Saídas Digitais; Placas adicionais (até 2 placas): 10 RTD s internos; 4 Entradas e 4 Saídas Digitais; 4 Entradas Digitais e 4 Saídas Digitais de Estado Sólido; 8 Entradas Digitais; 8 Saídas Digitais; 3 Entradas e 4 Saídas Digitais e 1 Saída Analógica (4-20mA); 8 Entradas Analógicas (até ±10V ou ±20mA); 4 Entradas e 4 Saídas Analógicas (até ±10V ou ±20mA); Porta serial EIA-232/485; Comunicação DeviceNet EIA-485; 86 Retenção de sinal de disparo; Pushbottons frontais personalizáveis para controle local; Programação por equações lógicas e matemáticas SELogic para controle local e remoto, possuindo os seguintes elementos: 32 chaves locais; 32 chaves remotas; 7/443

8 32 temporizadores; 32 contadores; 32 biestáveis; Operações: AND, OR, NOT, comparadores (=,<>,<, >, <=, >=), adição (+), subtração (-), multiplicação (*), divisão (/), detecção de borda de subida (R_TRIG) e detecção de borda de descida (F_TRIG); Lógicas de disparo independentes para turbina, gerador e campo; Seletividade lógica; grupos de ajustes; Controle de torque das funções de sobrecorrente; 30 Anunciador; 69 Inibição de fechamento; 86 Retenção de sinal de disparo; 2.5. Lógicas Adicionais Sincronização automática de geradores através da comparação dos sinais de freqüência e tensão do gerador com o sistema e envio de pulsos proporcionais (F+, F-, V+, V-) para o ajuste dos sistemas de regulação de velocidade e tensão, fechando automaticamente o disjuntor da unidade dentro de parâmetros estabelecidos; Compensação do tempo de fechamento do disjuntor na lógica de sincronismo; Proteção de fase dividida (Split Phase) configurável; Filtragem adaptativa em situação de saturação de TC s; 2.6. Integração 1 porta serial EIA-232 frontal; 1 porta serial EIA-232 ou EIA-485 traseira; 1 porta de fibra óptica serial; 1 ou 2 portas Ethernet; (opcional); 1 placa com porta serial EIA-485 ou EIA-232 traseira; (opcional); 1 placa para comunicação DeviceNet; (opcional); 8/443

9 Sincronização horária por IRIG-B; Protocolos: Serial: ASCII, Modbus RTU, DNP3.0 Serial (opcional), DeviceNet (opcional), SEL Fast Meter, SEL Fast Operate, SEL Fast SER, SEL Fast Message, Mirrored Bits; Ethernet: Modbus TCP (opcional), DNP3.0 LAN/WAN (opcional), Telnet (opcional), FTP (opcional), IEC (opcional); 2.7. Outras Características Painel frontal com LED s e rótulos (Labels) configuráveis, display LCD com 2 x 16 caracteres e teclado de fácil navegação; Alimentação Auxiliar: 24-48Vdc / Vdc / Vac; Software amigável para parametrização (AcSELerator ); Contatos Standard: capacidade de condução contínua 70º C, capacidade de estabelecimento de condução 30A, capacidade de interrupção 0,3A (125Vcc, L/R = 40ms); Possibilidade de aumento da capacidade de interrupção para 10A (125Vcc, L/R = 40ms), utilizando SEL-9501/SEL-9502; Painel frontal atende os requisitos do NEMA12/IP65; Proteção Conformal Coating dos circuitos impressos contra agentes químicos (opcional); Temperatura de operação 40 º a + 85 º C; Garantia de 10 anos. 9/443

10 3. MEMÓRIA DE CÁLCULO Os cálculos de ajustes e as parametrizações que serão definidos a seguir se referem ao Relé de Proteção de Gerador SEL-700G, utilizado na proteção de um gerador de 12 MW de uma PCH, representado na Figura Correntes de curtos-circuitos Os cálculos de curtos-circuitos para as condições Normal, Máxima e Mínima de operação, estão apresentados no anexo 4. PKOK däçä~ä äçä~ä== déåéê~ä= FNOM Rated Frequency (Hz) Este ajuste define a freqüência nominal do sistema. FNOM: 50, 60 Hz. FNOM = DATE_F Date Format Este ajuste define o formato da data. DATE_F: MDY, YMD, DMY. DATE_F = MDY FAULT Fault Condition (SELogic) Este ajuste define a condição de falta para a suspensão da atualização da medição de valores máximos e mínimos. Geralmente este ajuste é feito em função da partida de zona de distância ou unidade de sobrecorrente. 10/443

11 FAULT: SELogic Equation. FAULT = 51V OR 51C OR 50PX1P OR 46Q2 OR 21C1P OR 21C2P OR 50PY1P OR 50QY1P OR 50GY1P OR 50N1P OR 51PYP OR 51QYP OR 51GYP OR TRIP Event Messenger EMP Messenger Points Enable O SEL-700G, quando usado com o SEL-3010 Event Messenger, pode permitir que até 32 mensagens em ASCII definidas pelo usuário, juntamente com dados analógicos medidos ou calculados pelo relé, sejam transformadas em mensagens de voz. Essa combinação permite que o usuário receba mensagens de voz em qualquer telefone, avisando quando da transição de qualquer Relay Word bit do relé. Notificação verbal de aberturas de disjuntores, falhas de fusíveis, alarmes de RTDs, etc., podem agora ser enviadas diretamente para seu telefone celular através do uso do SEL-700G e SEL (têm de estar conectados a uma linha de telefone analógica). Além disso, as mensagens podem incluir uma grandeza analógica, tal como medições de corrente, tensão ou potência efetuadas pelo SEL-700G. Essas mensagens trafegam virtualmente sobre qualquer meio com capacidade de suportar comunicações em texto tais como uma mensagem de texto via modem de telefone celular. Esse ajuste define o número de mensagens habilitado. EMP: N, 1 a 32. EMP = 1 Event Messenger nn MPTRnn Messenger Point Trigger (Off, 1 Relay Word bit) Este ajuste define qual elemento iniciará o envio da mensagem nn, com nn de 01 a /443

12 MPTRnn: OFF, 1 Relay Word bit. MPTR01 = OFF MPAQnn Messenger Point Analog Quantity (None, 1 analog quantity) Este é um ajuste opcional e pode ser usado para especificar uma Quantidade Analógica para ser formatada em uma mensagem nn, com nn de 01 a 32. MPAQnn: None, 1 quantidade analógica. Nesse exemplo, a mensagem será usada para informar o valor da corrente de carga do circuito, em Ampéres. MPAQ01 = 157, MPTXnn Messenger Point Text (148 characters) Este ajuste define o texto da mensagem nn desejada, com nn de 01 a 32. MPTXnn: 148 caracteres. O local e resolução do valor da quantidade analógica dentro da mensagem podem ser especificados usando %.pf, onde: % = define a localização do valor. p = define a quantidade de casas decimais que será usada (até 6, se omitido o defaul é 6). f = indica o ponto flutuante do valor. Usando %d será arredondado para o valor mais próximo (p.e. 157 AMPÉRES). Nesse exemplo o formato da mensagem exibida será: A CORRENTE DE CARGA É 157 AMPÉRES. MPTX01 = A CORRENTE DE CARGA É 12/443

13 péííáåöë=dêçìé=péäéåíáçå dêçìé=péäéåíáçå= O relé armazena três grupos de ajustes. Selecione o grupo ativo através de um contato de entrada, comando ou outras condições programáveis. Use esses grupos de ajustes para cobrir uma ampla faixa de contingências de proteção e controle. Os grupos de ajustes selecionáveis tornam o SEL-700G ideal para adaptar a proteção às alterações das condições do sistema. Ao selecionar um grupo, também são selecionados os ajustes das lógicas bem como os ajustes dos elementos do relé. Os grupos podem ser programados para diferentes condições de operação tais como manutenção da subestação, operações sazonais ou contingências de carregamento de emergência TGR Group Change Delay (seconds) Este ajuste define o tempo decorrente entre o comando para mudança do grupo de ajustes e a ativação de um novo grupo de ajustes. TGR: 0 a 400 segundos. TGR = SS1 Select Settings Group 1 (SELogic) Este ajuste define a lógica necessária para a ativação do grupo de ajustes 1. Cada lógica pode ser programada para uma série elementos e equações de controle SELogic. SS1: SELogic Equation. SS1 = SS2 Select Settings Group 2 (SELogic) Este ajuste define a lógica necessária para a ativação do grupo de ajustes 2. Cada lógica pode ser programada para uma série elementos e equações de controle SELogic. SS2: SELogic Equation. 13/443

14 SS2 = SS3 Select Settings Group 3 (SELogic) Este ajuste define a lógica necessária para a ativação do grupo de ajustes 3. Cada lógica pode ser programada para uma série elementos e equações de controle SELogic. SS3: SELogic Equation. SS3 = 0 Synchronized Phasor Measurement O SEL-700G inclui a tecnologia de medição fasorial que fornece medições sincronizadas de fasores ao longo do sistema de potência. Essa tecnologia incorporada a um relé de proteção reduz ou elimina os custos incrementais de instalação e manutenção ao mesmo tempo em que mantém inalterada a confiabilidade do sistema. Usando a tecnologia de fasores sincronizados, é incorporado, sem muito esforço, aplicações de controle atuais e futuras nos mesmos dispositivos usados para proteção e controle do sistema de potência. Essa função permite melhorar a percepção do operador sobre as condições do sistema, usando dados em tempo real para visualizar os ângulos de carga, melhorar a análise de eventos e fornecer as medições dos estados. 10 DICAS DA SEL SOBRE APLICAÇÃO DE SINCROFASORES Existem muitas opções de uso para uma Concessionária de Energia Elétrica ao aplicar os recursos das medições sincronizadas de fasores. É possível utilizar tais recursos para se obter diversos benefícios que são desconhecidos pela maioria dos usuários. Os valores de tensão e corrente ficam precisamente alinhados, graças aos relógios GPS com precisão de microssegundos (como os GPS SEL 2401 e SEL 2407 de fabricação da SEL). Um microssegundo corresponde a apenas 0,02 graus elétricos a 60Hz e erros de fases são na maioria das vezes oriundos de TC s e TP s. 14/443

15 A lista abaixo fornece 10 dicas de como atualmente se pode utilizar medição de fasores e é de grande utilidade para aqueles que trabalham com operação, COS - Centro de Operação do Sistema, gerenciamento de ativos, análise de perturbações, estudos elétricos e dinâmicos e testes ou comissionamento de sistemas de proteção. 1- Use Medição Sincronizada de Fasores Oriundas dos Relés Para Verificar as Condições dos Transformadores de Instrumentos da sua Subestação: Numa mesma subestação, quando os disjuntores estão fechados, todas os TP s das linhas e barramentos devem estar com mesma magnitude e fase. Nos relés SEL, através do comando "Meter PM" é possível simular de forma remota um voltímetro vetorial. 2- Verifique Polaridades, Defasagem e Relação dos TC s: Com uma pequena carga no sistema e com todos os relés sincronizados, basta aplicar a Lei de Kirchoff ao redor do barramento, fase por fase e com isto será possível visualizar remotamente qualquer erro de defasagem, polaridade ou de relação de transformação. 3- Verifique Polaridades, Defasagens e Relações de TC s e TP s nos Terminais de uma Linha de Transmissão: Basta executar o comando "Meter PM" num mesmo instante de tempo para ambos os terminais de uma linha de transmissão para verificar polaridades, defasagens e relações de transformação nos transformadores de instrumentos de cada SE. Para uma rápida verificação de sensibilidade, na maioria dos casos, não é necessário efetuar cálculos complexos utilizando os parâmetros da linha. Verifique se a fase A é realmente a fase A, para correntes e tensões, em ambos os terminais. Com fasores sincronizados em ambas as extremidades de uma linha, também se podem usar as equações da linha para cálculo exato e investigar erros que podem estar vindos de constantes da linha, TC s, TP s ou nas conexões de TC s e TP s. 4- Analíse Faltas e Verifique a Modelagem do Sistema: Calcule infeeds de todas as fontes, calcule resistências de faltas e verifique parâmetros de seqüência zero para linhas e fontes do sistema de potência. 15/443

16 5- Verifique seu Estimador de Estado: O estimador de estado estima magnitudes e ângulos das tensões das barras do sistema. Porém, ele é preciso? Através de disparo de medições em várias barras ao mesmo tempo, pode-se comparar as medições reais com as estimativas. Bastante útil para encontrar erros de dados no SCADA. 6- A Empresa não tem Estimador de Estado? Porém, pode ter algo MELHOR: Medição Direta do Estado do Sistema. Não somente uma medição direta, mas também uma medição mais freqüente, pois se pode ajustá-la para cada segundo versus uma estimação de 1 a 10 minutos. 7- Elabore um Sistema Automático de Verificação de Esquemas: Há muitos exemplos e citaremos apenas um. Quando 2 relés estão numa mesma barra ou mesmo TC ou TP eles deveriam estar medindo a mesma corrente ou tensão. Adicionalmente aos testes manuais acima citados, é possível elaborar check automático num processador de comunicação ou UTR para que verifique rotineiramente a possibilidade de existência de erros e forneça alarme quando algo estiver errado. Este erro pode ser com um relé, com um medidor, uma chave de teste, com o TC ou TP. Através da diferença entre os fasores, pode-se visualizar erros de magnitude e também de ângulo de fase. 8- Monitore Ângulos Através do Sistema de Transmissão: Basta mostrar para o operador do sistema valores de tensão e ângulo de algumas poucas barras críticas. Os engenheiros de operação podem construir gráficos que mostram relações entre os ângulos e os possíveis cenários críticos para que os operadores possam facilmente entender e usar os dados. 9- Monitore Ângulos Entre o Sistema de Transmissão e Barras Críticas de Distribuição: Engenheiros de Operação e Planejamento podem montar gráficos que relacionem os ângulos com limites de estabilidade de tensão e desta forma os operadores terão uma ferramenta para visualizar e impedir 16/443

17 colapso de tensão. 10- Registro de Oscilografia Coletados pelos Relés em Perfeita Sincronização: A nova versão do software SEL possibilita análise de diferentes relés SEL de forma sincronizada. Para obter estes recursos de forma estendida e ampla no sistema, a melhor forma é aplicar medição de fasores já inclusas nos relés de proteção. Relés de Proteção encontram aplicação obrigatória no sistema elétrico, ao passo que para aplicação de equipamentos separados (PMU s) existem limitações de verbas. Da mesma forma como a função de localização de faltas e oscilografia já vem inclusas nos relés de proteção, sugere-se que nas especificações de relés de proteção agregue-se funcionalidades de medição de fasores. Ao se especificar equipamentos em separado para exercerem estas funcionalidades haverá custos adicionais de aquisição, inspeção, testes, instalação, comissionamento e manutenção, além de não ter a possibilidade de usufruir os benefícios acima num maior número de pontos do sistema elétrico. Para aquelas Empresas que já possuem relés SEL em seu sistema, para obter os benefícios apontados acima, basta um pequeno investimento adicional para concentração e alinhamento dos dados EPMU Enable Synchronized Phasor Measurement Este ajuste define se o elemento de medição fasorial sincronizada será habilitado para operação. EPMU: Y, N. Nesse exemplo essa função não será usada. EPMU = N MRATE Messages Per Second O relé deverá fornecer uma taxa selecionável de atualização dos dados dos sincrofasores de 1 a 60 vezes por segundo. MRATE: 1, 2, 4, 5, 10, 12, 15, 20, 30, 60 vezes por segundo. A Tabela 1 lista os ajustes da velocidade de transmissão de 17/443

18 dados da porta serial disponível no SEL-700G e o tamanho máximo das mensagens em bytes correspondente, para cada taxa. As entradas em branco indicam mensagens menores que 20 bytes. Tabela 1 oéä~ ç=éåíêé=séäçåáç~çé=çé=qê~å oéä~ ç=éåíêé=séäçåáç~çé=çé=qê~åëãáëë ç=çé=a~ççë=å~=mçêí~= péêá~ä=çç=páååêçñ~ëçê=é=ç=q~ã~åüç=ç~ë=jéåë~öéåë=é~ê~=å~ç~= q~ñ~=== MRATE = PMSTN Station Name (16 characters) Este ajuste define o nome do equipamento na Subestação. PMSTN: 16 caracteres. PMSTN = SEL-700G PMID PMU Hardware ID Este ajuste indica o local da memória onde serão armazenados os dados de medição obtidos para o sincrofasor. 18/443

19 PMID: 1 a PMID = NUMANA Number of Analog Values Este ajuste define o número de valores analógicos definidos pelo usuário para ser incluído no fluxo de dados dos sincrofasores. É um dos seis ajustes que determinam a velocidade mínima da porta, necessário para suportar a taxa e tamanho do pacote de dados dos sincrofasores. NUMANA: 0 a 4. As escolhas para este ajuste dependem do projeto do sistema dos sincrofasores. O ajuste NUMANA = 0 não envia nenhum valor analógico definido pelo usuário. O ajuste NUMANA = 1 a 4 envia valores analógico definido pelo usuário, como listada na Tabela 2. Tabela 2 s~äçêéë=^å s~äçêéë=^å~äµöáåçë=aéñáåáççë=méäç=rëì êáç ~äµöáåçë=aéñáåáççë=méäç=rëì êáç== NUMANA = NUMDSW Number of 16-Bit Digital Status Words Este ajuste define o número da condição digital das palavras definidas pelo usuário para ser incluído no fluxo de dados dos sincrofasores. 19/443

20 É um dos seis ajustes que determinam a velocidade mínima da porta, necessário para suportar a taxa e tamanho do pacote de dados dos sincrofasores. NUMDSW: 0, 1. As escolhas para este ajuste dependem do projeto do sistema do sincrofasor. A inclusão de dados binários pode ajudar na indicação do estado do disjuntor ou outros dados operacionais quando da utilização dos sincrofasores. O ajuste NUMDSW = 0 não envia nenhuma condição digital das palavras definidas pelo usuário. O ajuste NUMDSW = 1 envia a condição digital das palavras definidas pelo usuário. Tabela 3 `çåçá ç=aáöáí~ä=ç~ë=m~ä~îê~ë=aéñáåáç~ë=méäç=rëì êáç `çåçá ç=aáöáí~ä=ç~ë=m~ä~îê~ë=aéñáåáç~ë=méäç=rëì êáç== NUMDSW = IRIGC IRIG-B Control Bits Definition É possível combinar o SEL-700G com a interface da entrada do sinal recebido via satélite para sincronização dos relés (IRIG-B) para medir o ângulo do sistema em tempo real, com uma precisão na temporização de ±10 µs. A medição é feita em tempo real dos ângulos de fase de corrente e tensão instantâneos para melhorar a operação do sistema com as informações dos sincrofasores. É possível também substituir a medição de estado, validação de estudos ou efetuar o rastreamento da estabilidade do sistema. As medições fasoriais sincronizadas superam os requisitos de precisão/nível 0 definidos pela norma IEEE C Este ajuste define se a norma IEEE C será usada em conjunto com o IRIG-B. IRIGC: NONE, C /443

21 IRIGC = NONE PMAPP PMU Application Este ajuste seleciona o tipo de filtros digitais usados no algoritmo de sincrofasores. PMAPP: FAST, NARROW. O ajuste Narrow representa os filtros com uma freqüência de corte de aproximadamente ¼ de MRATE. A resposta em domínio de frequência é mais estreita e a resposta em domínio de tempo é mais lenta. Este método resulta em dados de sincrofasores que são livres de sinais de aliasing e bem adaptada para análise de pós perturbações. O ajuste Fast representa os filtros com uma freqüência de corte maior. A resposta em domínio de freqüência é maior e a resposta em domínio de tempo é mais rápida. Este método resulta em dados de sincrofasores que podem ser usados em aplicações de sincrofasores que exigem maior velocidade nos parâmetros do sistema de rastreamento. PMAPP = NARROW Data Set PHDATAV Phasor Data Set, Voltages Este ajuste seleciona qual tensão será usada na medição fasorial sincronizada. Ajustando em V1 será usada somente a tensão de seqüência positiva. Ajustando em ALL serão usadas todas as tensões disponíveis, V1, VA, VB e VC. Ajustando em NA não será usada nenhuma tensão. PHDATAV: V1, ALL, NA. PHDATAV = V1 21/443

22 PHVOLT Voltage Surce Este ajuste seleciona a fonte de tensão será usada na medição fasorial sincronizada. Ajustando em VX serão usadas as tensões VAX, VBX e VCX. Ajustando em VY serão usadas as tensões VAY, VBY e VCY. Ajustando em BOTH serão usadas ambas as fontes de tensão. PHVOLT: VX, VY, BOTH. PHVOLT = VX PHDATAI Phasor Data Set, Currents Este ajuste seleciona qual corrente será usada na medição fasorial sincronizada. Ajustando em I1 será usada a corrente de seqüência positiva I1. Ajustando em ALL serão usadas todas as correntes disponíveis, I1, IA, IB e IC. Ajustando em NA não será usada nenhuma corrente. PHDATAI: I1, ALL, NA. PHDATAI = I PHCURR Current Source Este ajuste seleciona a fonte de corrente será usada na medição fasorial sincronizada. Ajustando em IX serão usadas as correntes IAX, IBX e ICX. Ajustando em IY serão usadas as correntes IAY, IBY e ICY. Ajustando em BOTH serão usadas ambas as fontes de correntes. PHCURR: IX, IY, BOTH. PHCURR = IX 22/443

23 Compensation PHCOMP Frequency Based Phasor Compensation Este ajuste habilita a compensação baseada em freqüência para os sincrofasores. Para a maioria das aplicações, o ajuste é PHCOMP = Y para ativar o algoritmo que compense através da magnitude e erros de ângulos de sincrofasores para freqüências diferentes das nominais. O ajuste é PHCOMP = N quando se estiver concentrando os dados de sincrofasor do relé SEL-300G, com outros dados de PMU que não empregam compensação de freqüência. PHCOMP: Y, N. PHCOMP = Y IXCOMP IX Angle Compensation Factor (degrees) Este ajuste permite através do fator de compensação angular de corrente, corrigir erros provocados pelos transformadores de corrente ou por tipos de ligações das fontes de correntes IX. IXCOMP: -179,99 a 180,00. IXCOMP = 0, IYCOMP IY Angle Compensation Factor (degrees) Este ajuste permite através do fator de compensação angular de corrente, corrigir erros provocados pelos transformadores de corrente ou por tipos de ligações das fontes de correntes IY. IYCOMP: -179,99 a 180,00. IYCOMP = 0,00 23/443

24 VXCOMP VX Angle Compensation Factor (degrees) Este ajuste permite através do fator de compensação angular de tensão, corrigir erros provocados pelos transformadores de potencial ou por tipos de ligações das fontes de tensão VX. VXCOMP: -179,99 a 180,00. VXCOMP = 0, VYCOMP VY Angle Compensation Factor (degrees) Este ajuste permite através do fator de compensação angular de tensão, corrigir erros provocados pelos transformadores de potencial ou por tipos de ligações das fontes de tensão VY. VYCOMP: -179,99 a 180,00. VYCOMP = 0, VSCOMP VS Angle Compensation Factor (degrees) Este ajuste permite através do fator de compensação angular de tensão de sincronismo, corrigir erros provocados pelos transformadores de potencial de sincronismo ou por tipos de ligações das fontes de tensão VS. VSCOMP: -179,99 a 180,00. VSCOMP = 0,00 Trig PMTRIG Trigger (SELogic) Para que o processador do sincrofasor leia os campos TREA1 a TREA4, estes deverão estar definidos no ajuste de PMTRIG. 24/443

25 PMTRIG = TREA1 OR TREA2 OR TREA3 OR TREA TREA1 Trigger Reason Bit 1 (SELogic) Este ajuste define qual elemento ou lógica programável, que iniciará o envio de mensagem referente ao sincrofasor, em conformidade com a norma IEEE C Estes bits podem ser usados para enviar várias mensagens com baixo nível de banda larga via fluxo de mensagem de sincrofasor. Podem também ser usados para enviar informações binárias diretamente, sem a necessidade de administrar a codificação das mensagens de partida em SELogic. TREA1: SELogic Equation. TREA1 = TRIP OR ER TREA2 Trigger Reason Bit 2 (SELogic) Este ajuste define qual elemento ou lógica programável, que iniciará o envio de mensagem referente ao sincrofasor, em conformidade com a norma IEEE C Estes bits podem ser usados para enviar várias mensagens com baixo nível de banda larga via fluxo de mensagem de sincrofasor. Podem também ser usados para enviar informações binárias diretamente, sem a necessidade de administrar a codificação das mensagens de partida em SELogic. TREA2: SELogic Equation. TREA2 = 81T OR 81R OR BNDT TREA3 Trigger Reason Bit 3 (SELogic) Este ajuste define qual elemento ou lógica programável, que iniciará o envio de mensagem referente ao sincrofasor, em conformidade com a norma IEEE C /443

26 Estes bits podem ser usados para enviar várias mensagens com baixo nível de banda larga via fluxo de mensagem de sincrofasor. Podem também ser usados para enviar informações binárias diretamente, sem a necessidade de administrar a codificação das mensagens de partida em SELogic. TREA3: SELogic Equation. TREA3 = 59PX1T OR 59PX2T OR 59PY1T OR 59PY2T TREA4 Trigger Reason Bit 4 (SELogic) Este ajuste define qual elemento ou lógica programável, que iniciará o envio de mensagem referente ao sincrofasor, em conformidade com a norma IEEE C Estes bits podem ser usados para enviar várias mensagens com baixo nível de banda larga via fluxo de mensagem de sincrofasor. Podem também ser usados para enviar informações binárias diretamente, sem a necessidade de administrar a codificação das mensagens de partida em SELogic. TREA4: SELogic Equation. TREA4 = 27PX1T OR 27PX2T OR 27PY1T OR 27PY2T Breaker Failure O relé SEL-700G oferece uma lógica flexível para a função de falha de disjuntor para até dois disjuntores (veja a Figura 3). Na lógica de falha de disjuntor padrão, a afirmação do Relay Word bit TRIPm (m = X, Y) inicia o temporizador BFD associado, se a soma das correntes de seqüência positiva e seqüência negativa está acima de 0,02 x INOM, onde INOM é 1 ou 5 A, dependendo dos TCs. Se a corrente permanece acima desse limite após o tempo de BFD, o Relay Word bit BFTm afirma. Use BFTm para operar um relé de saída para trip em disjuntores de backup adequados. 26/443

27 Figura 3 iµöáå~=çé=c~äü~=çé=aáëàìåíçê iµöáå~=çé=c~äü~=çé=aáëàìåíçê== ABF 52A Interlock in BF Logic Este ajuste define se a proteção de falha de disjuntor será habilitada para operação. 52ABF: Y, N. 52ABF = Y BFDX Breaker X Failure Delay (seconds) Este ajuste define a temporização da função de falha do disjuntor X. BFDX: 0,00 a 2,00 segundos. BFDX = 0,50 27/443

28 BFDY Breaker Y Failure Delay (seconds) Este ajuste define a temporização da função de falha do disjuntor Y. BFDY: 0,00 a 2,00 segundos. BFDY = 0, BFIX Breaker X Failure Initiate (SELogic) Este ajuste define quais elementos irão iniciar o esquema de falha do disjuntor X. BFIX: SELogic. BFIX = R_TRIG TRIPX BFIY Breaker Y Failure Initiate (SELogic) Este ajuste define quais elementos irão iniciar o esquema de falha do disjuntor Y. BFIY: SELogic. BFIY = R_TRIG TRIPY Analog Inputs Slot C Input 1 a AI30nNAM AI30n Instrument Tag Name (8 characters) Este ajuste define o nome da entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4. AI30nNAM: 8 caracteres alfanuméricos. 28/443

29 AI30nNAM = AI30n AI30nTYP AI30n Input Type Este ajuste define qual o tipo de transdutor que será usado na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4. AI30nTYP: I, V. AI30nTYP = I AI30nL AI30n Low Input Value Este ajuste define o nível mais baixo de corrente ou tensão no transdutor da entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4. AI30nL: -20,480 a 20,480 ma. (I) -10,240 a 10,240 V (V) AI30nL = 4, AI30nH AI30n High Input Value Este ajuste define o nível mais alto de corrente ou tensão no transdutor da entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4. AI30nH: -20,480 a 20,480 ma. (I) -10,240 a 10,240 V (V) AI30nH = 20, AI30nEU AI30n Engineering Units (16 characters) Este ajuste define a unidade de engenharia aplicável na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4. 29/443

30 Unidades de engenharia se referem às quantidades reais medidas, isto é, temperatura, pressão, etc. Estão disponíveis até 16 caracteres para atribuir nomes descritivos para as unidades de engenharia. AI30nEU: 16 caracteres. AI30nEU = ma AI30nEL AI30n Low Input Engineering Units Este ajuste define o nível mais baixo nas unidades de engenharia aplicável na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4. AI30nEL: ,000 a 99999,000. AI30nEL = 4, AI30nEH AI30n High Input Engineering Units Este ajuste define o nível mais alto nas unidades de engenharia aplicável na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4. AI30nEH: ,000 a 99999,000. AI30nEH = 20, AI30nLW1 AI30n Low Warn Level 1 Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 1, quando a medida utilizada na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais baixo. AI30nLW1: OFF, ,000 a 99999,000. AI30nLW1 = OFF 30/443

31 AI30nLW2 AI30n Low Warn Level 2 Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 2, quando a medida utilizada na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais baixo. AI30nLW2: OFF, ,000 a 99999,000. AI30nLW2 = OFF AI30nLAL AI30n Low Alarm Este ajuste é utilizado para gerar um alarme, quando a medida utilizada na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais baixo. AI30nLAL: OFF, ,000 a 99999,000. AI30nLAL = OFF AI30nHW1 AI30n High Warn Level 1 Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 1, quando a medida utilizada na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais alto. AI30nHW1: OFF, ,000 a 99999,000. AI30nHW1 = OFF AI30nHW2 AI30n High Warn Level 2 Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 2, quando a medida utilizada na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais alto. AI30nHW2: OFF, ,000 a 99999, /443

32 AI30nHW2 = OFF AI30nHAL AI30n High Alarm Este ajuste é utilizado para gerar um alarme, quando a medida utilizada na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais alto. AI30nHAL: OFF, ,000 a 99999,000. AI30nHAL = OFF Slot D Input 1 a AI40nNAM AI40n Instrument Tag Name (8 characters) Este ajuste define o nome da entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4. AI40nNAM: 8 caracteres alfanuméricos. AI40nNAM = AI40n AI40nTYP AI40n Input Type Este ajuste define qual o tipo de transdutor que será usado na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4. AI40nTYP: I, V. AI40nTYP = I AI40nL AI40n Low Input Value Este ajuste define o nível mais baixo de corrente ou tensão no transdutor da entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4. 32/443

33 AI40nL: -20,480 a 20,480 ma. (I) -10,240 a 10,240 V (V) AI40nL = 4, AI40nH AI40n High Input Value Este ajuste define o nível mais alto de corrente ou tensão no transdutor da entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4. AI40nH: -20,480 a 20,480 ma. (I) -10,240 a 10,240 V (V) AI40nH = 20, AI40nEU AI40n Engineering Units (16 characters) Este ajuste define a unidade de engenharia aplicável na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4. Unidades de engenharia se referem às quantidades reais medidas, isto é, temperatura, pressão, etc. Estão disponíveis até 16 caracteres para atribuir nomes descritivos para as unidades de engenharia. AI40nEU: 16 caracteres. AI40nEU = ma AI40nEL AI40n Low Input Engineering Units Este ajuste define o nível mais baixo nas unidades de engenharia aplicável na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4. AI40nEL: ,000 a 99999,000. AI40nEL = 4,000 33/443

34 AI40nEH AI40n High Input Engineering Units Este ajuste define o nível mais alto nas unidades de engenharia aplicável na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4. AI40nEH: ,000 a 99999,000. AI40nEH = 20, AI40nLW1 AI40n Low Warn Level 1 Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 1, quando a medida utilizada na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais baixo. AI40nLW1: OFF, ,000 a 99999,000. AI40nLW1 = OFF AI40nLW2 AI40n Low Warn Level 2 Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 2, quando a medida utilizada na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais baixo. AI40nLW2: OFF, ,000 a 99999,000. AI40nLW2 = OFF AI40nLAL AI40n Low Alarm Este ajuste é utilizado para gerar um alarme, quando a medida utilizada na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais baixo. AI40nLAL: OFF, ,000 a 99999,000. AI40nLAL = OFF 34/443

35 AI40nHW1 AI40n High Warn Level 1 Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 1, quando a medida utilizada na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais alto. AI40nHW1: OFF, ,000 a 99999,000. AI40nHW1 = OFF AI40nHW2 AI40n High Warn Level 2 Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 2, quando a medida utilizada na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais alto. AI40nHW2: OFF, ,000 a 99999,000. AI40nHW2 = OFF AI40nHAL AI40n High Alarm Este ajuste é utilizado para gerar um alarme, quando a medida utilizada na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais alto. AI40nHAL: OFF, ,000 a 99999,000. AI40nHAL = OFF Slot E Input 1 a AI50nNAM AI50n Instrument Tag Name (8 characters) Este ajuste define o nome da entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4. 35/443

36 AI50nNAM: 8 caracteres alfanuméricos. AI50nNAM = AI50n AI50nTYP AI50n Input Type Este ajuste define qual o tipo de transdutor que será usado na entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4. AI50nTYP: I, V. AI50nTYP = I AI50nL AI50n Low Input Value Este ajuste define o nível mais baixo de corrente ou tensão no transdutor da entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4. AI50nL: -20,480 a 20,480 ma. (I) -10,240 a 10,240 V (V) AI50nL = 4, AI50nH AI50n High Input Value Este ajuste define o nível mais alto de corrente ou tensão no transdutor da entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4. AI50nH: -20,480 a 20,480 ma. (I) -10,240 a 10,240 V (V) AI50nH = 20, AI50nEU AI50n Engineering Units (16 characters) Este ajuste define a unidade de engenharia aplicável na entrada 36/443

37 analógica AI50n, com n de 1 a 4. Unidades de engenharia se referem às quantidades reais medidas, isto é, temperatura, pressão, etc. Estão disponíveis até 16 caracteres para atribuir nomes descritivos para as unidades de engenharia. AI50nEU: 16 caracteres. AI50nEU = ma AI50nEL AI50n Low Input Engineering Units Este ajuste define o nível mais baixo nas unidades de engenharia aplicável na entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4. AI50nEL: ,000 a 99999,000. AI50nEL = 4, AI50nEH AI50n High Input Engineering Units Este ajuste define o nível mais alto nas unidades de engenharia aplicável na entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4. AI50nEH: ,000 a 99999,000. AI50nEH = 20, AI50nLW1 AI50n Low Warn Level 1 Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 1, quando a medida utilizada na entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais baixo. AI50nLW1: OFF, ,000 a 99999,000. AI50nLW1 = OFF 37/443

38 AI50nLW2 AI50n Low Warn Level 2 Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 2, quando a medida utilizada na entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais baixo. AI50nLW2: OFF, ,000 a 99999,000. AI50nLW2 = OFF AI50nLAL AI50n Low Alarm Este ajuste é utilizado para gerar um alarme, quando a medida utilizada na entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais baixo. AI50nLAL: OFF, ,000 a 99999,000. AI50nLAL = OFF AI50nHW1 AI50n High Warn Level 1 Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 1, quando a medida utilizada na entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais alto. AI50nHW1: OFF, ,000 a 99999,000. AI50nHW1 = OFF AI50nHW2 AI50n High Warn Level 2 Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 2, quando a medida utilizada na entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais alto. AI50nHW2: OFF, ,000 a 99999,000. AI50nHW2 = OFF 38/443

39 AI50nHAL AI50n High Alarm Este ajuste é utilizado para gerar um alarme, quando a medida utilizada na entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais alto. AI50nHAL: OFF, ,000 a 99999,000. AI50nHAL = OFF Analog Outputs Slot C Output 1 a AO30nAQ AO30n Analog Quantity (OFF, 1 analog quantity) Este ajuste define qual a quantidade analógica usada na saída analógica AO30n, com n de 1 a 4. O relé SEL-700G possui várias quantidades analógicas que pode ser usada para mais de uma função. As quantidades analógicas reais disponíveis dependem do part number do relé usado. As quantidades analógicas são tipicamente geradas e usadas por funções primárias, como, medição e as quantidades selecionadas estão disponíveis para uma ou mais funções suplementares, por exemplo, perfil de carga. AO30nAQ: OFF, 1 quantidade analógica. AO30nAQ = OFF AO30nTYP AO30n Type Este ajuste define qual o tipo de transdutor que será usado na saída analógica AO30n, com n de 1 a 4. AO30nTYP: I, V. AO30nTYP = I 39/443

40 AO30nAQL AO30n Analog Quantity Low Este ajuste define o valor da quantidade analógica de nível baixo usado na saída analógica AO30n, com n de 1 a 4. AO30nAQL: ,000 a ,000. AO30nAQL = 4, AO30nAQH AO30n Analog Quantity High Este ajuste define o valor da quantidade analógica de nível alto usado na saída analógica AO30n, com n de 1 a 4. AO30nAQH: ,000 a ,000. AO30nAQH = 20, AO30nL AO30n Low Output Value Este ajuste define o nível mais baixo de corrente ou tensão no transdutor da saída analógica AO30n, com n de 1 a 4. AO30nL: -20,480 a 20,480 ma. (I) -10,240 a 10,240 V (V) AO30nL = 4, AO30nH AO30n High Output Value Este ajuste define o nível mais alto de corrente ou tensão no transdutor da saída analógica AO30n, com n de 1 a 4. AO30nH: -20,480 a 20,480 ma. (I) -10,240 a 10,240 V (V) AO30nH = 20,000 40/443

41 Slot D Output 1 a AO40nAQ AO40n Analog Quantity (OFF, 1 analog quantity) Este ajuste define qual a quantidade analógica usada na saída analógica AO40n, com n de 1 a 4. AO40nAQ: OFF, 1 quantidade analógica. AO40nAQ = OFF AO40nTYP AO40n Type Este ajuste define qual o tipo de transdutor que será usado na saída analógica AO40n, com n de 1 a 4. AO40nTYP: I, V. AO40nTYP = I AO40nAQL AO40n Analog Quantity Low Este ajuste define o valor da quantidade analógica de nível baixo usado na saída analógica AO40n, com n de 1 a 4. AO40nAQL: ,000 a ,000. AO40nAQL = 4, AO40nAQH AO40n Analog Quantity High Este ajuste define o valor da quantidade analógica de nível alto usado na saída analógica AO40n, com n de 1 a 4. AO40nAQH: ,000 a , /443

42 AO40nAQH = 20, AO40nL AO40n Low Output Value Este ajuste define o nível mais baixo de corrente ou tensão no transdutor da saída analógica AO40n, com n de 1 a 4. AO40nL: -20,480 a 20,480 ma. (I) -10,240 a 10,240 V (V) AO40nL = 4, AO40nH AO40n High Output Value Este ajuste define o nível mais alto de corrente ou tensão no transdutor da saída analógica AO40n, com n de 1 a 4. AO40nH: -20,480 a 20,480 ma. (I) -10,240 a 10,240 V (V) AO40nH = 20,000 Slot E Output 1 a AO50nAQ AO50n Analog Quantity (OFF, 1 analog quantity) Este ajuste define qual a quantidade analógica usada na saída analógica AO50n, com n de 1 a 4. AO50nAQ: OFF, 1 quantidade analógica. AO50nAQ = OFF 42/443

43 AO50nTYP AO50n Type Este ajuste define qual o tipo de transdutor que será usado na saída analógica AO50n, com n de 1 a 4. AO50nTYP: I, V. AO50nTYP = I AO50nAQL AO50n Analog Quantity Low Este ajuste define o valor da quantidade analógica de nível baixo usado na saída analógica AO50n, com n de 1 a 4. AO50nAQL: ,000 a ,000. AO50nAQL = 4, AO50nAQH AO50n Analog Quantity High Este ajuste define o valor da quantidade analógica de nível alto usado na saída analógica AO50n, com n de 1 a 4. AO50nAQH: ,000 a ,000. AO50nAQH = 20, AO50nL AO50n Low Output Value Este ajuste define o nível mais baixo de corrente ou tensão no transdutor da saída analógica AO50n, com n de 1 a 4. AO50nL: -20,480 a 20,480 ma. (I) -10,240 a 10,240 V (V) AO50nL = 4,000 43/443

44 AO50nH AO50n High Output Value Este ajuste define o nível mais alto de corrente ou tensão no transdutor da saída analógica AO50n, com n de 1 a 4. AO50nH: -20,480 a 20,480 ma. (I) -10,240 a 10,240 V (V) AO50nH = 20,000 fåéìí=aéäçìååé aéäçìååé= Slot A IN101D IN101 Debounce (milliseconds) = Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN101 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN101D: AC, 0 a milissegundos. IN101D = IN102D IN102 Debounce (milliseconds) = Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN102 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN102D: AC, 0 a milissegundos. IN102D = 10 44/443

45 Slot C IN301D IN301 Debounce (milliseconds) = Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN301 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN301D: AC, 0 a milissegundos. IN301D = IN302D IN302 Debounce (milliseconds) = Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN302 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN302D: AC, 0 a milissegundos. IN302D = IN303D IN303 Debounce (milliseconds) Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN303 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN303D: AC, 0 a milissegundos. IN303D = 10 = 45/443

46 IN304D IN304 Debounce (milliseconds) = Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN304 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN304D: AC, 0 a milissegundos. IN304D = IN305D IN305 Debounce (milliseconds) = Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN305 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN305D: AC, 0 a milissegundos. IN305D = IN306D IN306 Debounce (milliseconds) = Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN306 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN306D: AC, 0 a milissegundos. IN306D = IN307D IN307 Debounce (milliseconds) Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e 46/443

47 dropout do contato da entrada de controle IN307 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN307D: AC, 0 a milissegundos. IN307D = 10 = IN308D IN308 Debounce (milliseconds) = Slot C Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN308 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN308D: AC, 0 a milissegundos. IN308D = IN401D IN401 Debounce (milliseconds) = Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN401 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN401D: AC, 0 a milissegundos. IN401D = IN402D IN402 Debounce (milliseconds) Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN402 no modo DC. 47/443

48 No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN402D: AC, 0 a milissegundos. IN402D = 10 = IN403D IN403 Debounce (milliseconds) = Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN403 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN403D: AC, 0 a milissegundos. IN403D = IN404D IN404 Debounce (milliseconds) = Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN404 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN404D: AC, 0 a milissegundos. IN404D = IN405D IN405 Debounce (milliseconds) Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN405 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 48/443

49 ms. IN405D: AC, 0 a milissegundos. IN405D = 10 = IN406D IN406 Debounce (milliseconds) = Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN406 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN406D: AC, 0 a milissegundos. IN406D = IN407D IN407 Debounce (milliseconds) = Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN407 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN407D: AC, 0 a milissegundos. IN407D = IN408D IN408 Debounce (milliseconds) Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN408 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN408D: AC, 0 a milissegundos. 49/443

50 IN408D = 10 = Slot E IN501D IN501 Debounce (milliseconds) = Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN501 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN501D: AC, 0 a milissegundos. IN501D = IN502D IN502 Debounce (milliseconds) = Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN502 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN502D: AC, 0 a milissegundos. IN502D = IN503D IN503 Debounce (milliseconds) Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN503 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN503D: AC, 0 a milissegundos. 50/443

51 IN503D = 10 = IN504D IN504 Debounce (milliseconds) = Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN504 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN504D: AC, 0 a milissegundos. IN504D = IN505D IN505 Debounce (milliseconds) = Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN505 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN505D: AC, 0 a milissegundos. IN505D = IN506D IN506 Debounce (milliseconds) Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN506 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN506D: AC, 0 a milissegundos. IN506D = 10 = 51/443

52 IN507D IN507 Debounce (milliseconds) = Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN507 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN507D: AC, 0 a milissegundos. IN507D = IN508D IN508 Debounce (milliseconds) = Breaker Monitor Este ajuste define o tempo de repique ( debounce ) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN508 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms. IN508D: AC, 0 a milissegundos. IN508D = 10 Disjuntores sofrem desgaste mecânico e elétrico cada vez que operam. Os fabricantes do disjuntor publicam curvas e tabelas de manutenção que relacionam a corrente interrompida com o número de operações de abertura (Close-to-Open C/O). Esses dados são normalmente apresentados em uma tabela na seção de inspeção e manutenção do manual do disjuntor. Cada vez que ocorre trip do disjuntor, o relé computa a operação de abertura e registra a magnitude da corrente não filtrada de cada fase. Quando o resultado desse registro exceder o valor limite ajustado através da curva de desgaste do disjuntor (ver Figura 4), o relé habilita o bit correspondente de Alarme de Desgaste do Contato do Disjuntor (Breaker Contact Wear Alarm bit): BCWAn, BCWBn ou BCWCn (n = X ou Y). Este método de monitoração do desgaste do disjuntor é solidamente baseado nas características nominais do disjuntor fornecidas pelo fabricante. 52/443

53 Figura 4 ^àìëíéë=é=`ìêî~=çé=aéëö~ëíé=çç ^àìëíéë=é=`ìêî~=çé=aéëö~ëíé=ççë=`çåí~íç `çåí~íçë=çç=aáëàìåíçê Çç=aáëàìåíçê= Breaker Monitor Settings EBMONX Enable Breaker X Monitor Este ajuste define se a monitoração do disjuntor X será habilitada. EBMONX: Y, N. EBMONX = Y EBMONY Enable Breaker Y Monitor Este ajuste define se a monitoração do disjuntor Y será habilitada. EBMONY: Y, N. EBMONY = N 53/443

54 Breaker X BKMONX Control Breaker Monitor (SELogic) Este ajuste define através da equação de controle SELogic a inicialização da monitoração do disjuntor X. Determina quando a monitoração do disjuntor lê os valores instantâneos de corrente das fases A, B e C para a curva de manutenção do disjuntor e para o acumulador de correntes e trips. O ajuste BKMONX aguarda a subida do sinal (transição de 0 para 1) como uma indicação para a leitura dos valores de corrente. Os valores adquiridos são então aplicados na curva de manutenção do disjuntor e monitoramento do acumulador de correntes/trips. BKMONX: SELogic Equation. BKMONX = TRIPX `äçëé=l=lééå=péí=mçáåí= COSP1X Close/Open Operations Set Point 1 max Esse ajuste determina o número máximo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor X, para fins de monitoração (ponto de ajuste 1 ver Figura 4). COSP1X: 0 a operações. COSP1X = COSP2X Close/Open Operations Set Point 2 mid Esse ajuste determina o número médio de operações (abertura / fechamento) do disjuntor X, para fins de monitoração (ponto de ajuste 2 ver Figura 4). COSP2X: 0 a operações. COSP2X = /443

55 COSP3X Close/Open Operations Set Point 3 min Esse ajuste determina o número mínimo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor X, para fins de monitoração (ponto de ajuste 3 ver Figura 4). COSP3X: 0 a operações. COSP3X = 12 = h^=fåíéêêìéíéç=péí=mçáåí péí=mçáåí= KASP1X KA(pri) Interrupted Set Point 1 min Esse ajuste determina a corrente mínima interrompida do disjuntor X, para fins de monitoração (ponto de ajuste 1 ver Figura 4). KASP1X: 0,00 a 999,00 KA primários. KASP1X = 1, KASP2X KA(pri) Interrupted Set Point 2 mid Esse ajuste determina a corrente média interrompida do disjuntor X, para fins de monitoração (ponto de ajuste 2 ver Figura 4). KASP2X: 0,00 a 999,00 KA primários. KASP2X = 8, KASP3X KA(pri) Interrupted Set Point 3 max Esse ajuste determina a corrente máxima interrompida do disjuntor X, para fins de monitoração (ponto de ajuste 3 ver Figura 4). KASP3X: 0,00 a 999,00 KA primários. 55/443

56 KASP3X = 20,00 Breaker X BKMONY Control Breaker Monitor (SELogic) Este ajuste define através da equação de controle SELogic a inicialização da monitoração do disjuntor Y. Determina quando a monitoração do disjuntor lê os valores instantâneos de corrente das fases A, B e C para a curva de manutenção do disjuntor e para o acumulador de correntes e trips. O ajuste BKMONY aguarda a subida do sinal (transição de 0 para 1) como uma indicação para a leitura dos valores de corrente. Os valores adquiridos são então aplicados na curva de manutenção do disjuntor e monitoramento do acumulador de correntes/trips. BKMONY: SELogic Equation. BKMONY = TRIPY `äçëé=l=lééå=péí=mçáåí= COSP1Y Close/Open Operations Set Point 1 max Esse ajuste determina o número máximo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor Y, para fins de monitoração (ponto de ajuste 1 ver Figura 4). COSP1Y: 0 a operações. COSP1Y = COSP2Y Close/Open Operations Set Point 2 mid Esse ajuste determina o número médio de operações (abertura / fechamento) do disjuntor Y, para fins de monitoração (ponto de ajuste 2 ver Figura 4). 56/443

57 COSP2Y: 0 a operações. COSP2Y = COSP3Y Close/Open Operations Set Point 3 min Esse ajuste determina o número mínimo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor Y, para fins de monitoração (ponto de ajuste 3 ver Figura 4). COSP3Y: 0 a operações. COSP3Y = 12 = h^=fåíéêêìéíéç=péí=mçáåí péí=mçáåí= KASP1Y KA(pri) Interrupted Set Point 1 min Esse ajuste determina a corrente mínima interrompida do disjuntor Y, para fins de monitoração (ponto de ajuste 1 ver Figura 4). KASP1Y: 0,00 a 999,00 KA primários. KASP1Y = 1, KASP2Y KA(pri) Interrupted Set Point 2 mid Esse ajuste determina a corrente média interrompida do disjuntor Y, para fins de monitoração (ponto de ajuste 2 ver Figura 4). KASP2Y: 0,00 a 999,00 KA primários. KASP2Y = 8,00 57/443

58 KASP3Y KA(pri) Interrupted Set Point 3 max Esse ajuste determina a corrente máxima interrompida do disjuntor Y, para fins de monitoração (ponto de ajuste 3 ver Figura 4). KASP3Y: 0,00 a 999,00 KA primários. KASP3Y = 20,00 Data Reset Control RSTTRGT Reset Targets (SELogic) Esse ajuste reinicializa a saída de trip e o LED TRIP no painel frontal do relé, desde que não exista nenhuma condição de trip presente. RSTTRGT: SELogic Equation. RSTTRGT = RSTENRGY Reset Energy (SELogic) Esse ajuste reinicializa os valores de energia medidos. RSTENRGY: SELogic Equation. RSTENRGY = RSTMXMN Reset Max/Min (SELogic) Esse ajuste reinicializa os valores máximos e mínimos medidos. RSTMXMN: SELogic Equation. RSTMXMN = 0 58/443

59 RSTDEM Reset Demand (SELogic) Esse ajuste reinicializa os valores de demanda medidos. RSTDEM: SELogic Equation. RSTDEM = RSTPKDEM Reset Peak Demand (SELogic) Esse ajuste reinicializa os valores de pico de demanda medidos. RSTPKDEM: SELogic Equation. RSTPKDEM = 0 Access Control and Time Synchronization Source DSABLSET Disable Settings (SELogic) Esse ajuste define as condições para desabilitar todas as mudanças de ajustes através do painel frontal. DSABLSET: SELogic Equation. DSABLSET = TIME_SRC IRIG Time Source Este ajuste define qual a fonte que será usada para a sincronização do relé. TIME_SRC: IRIG1, IRIG2. TIME_SRC = IRIG1 59/443

60 PKPK dêçìé= êçìé=n== Set 1 Configuration Relay Identifier Labels O relé SEL-700G possui dois labels de identificação: o Relay Identifier (RID) e o Terminal Identifier (TID). O relay identifier é normalmente usado para identificar o relé ou o tipo de esquema de proteção. O terminal identifier típico inclui uma abreviação do nome da subestação e do circuito de linha. Através do Relay Identifier e Terminal Identifier, o relé identifica cada registro de eventos, registro de medição, etc. de cada circuito da subestação. Os ajustes de RID e TID podem incluir os seguintes caracteres: 0-9, A-Z, #, -, /,.,espaço. O total de caracteres disponíveis para o RID é 39 (trinta e nove) e para o TID é 59 (cinqüenta e nove). Estes dois ajustes não podem ser feitos via painel frontal do relé, somente através de comunicação com o PC. RID = SEL-700G SID = GERADOR 1 Transformer Ratios CTRN Neutral CT Ratio Esse ajuste determina a relação do TC de neutro. CTRN: 1 a (Relação dos TCs). RTC usada = 200/5 A (40:1). CTRN = 40 = 60/443

61 PTRS Synchronizing Voltage PT Ratio Esse ajuste determina a relação dos TPs de sincronismo. PTRS: 1,00 a 10000,00 (Relação dos TPs). RTP usada = 60/1. = PTRS = 60, PTRN Neutral PT Ratio Esse ajuste determina a relação dos TPs de neutro. PTRN: 1,00 a 10000,00 (Relação dos TPs). RTP usada = 60/1. = PTRN = 60, CTRX X Side Phase CT Ratio Esse ajuste determina a relação dos TCs das fases A, B e C do lado X. CTRX: 1 a (Relação dos TCs). Saturação de TC. Os TCs de proteção devem retratar com fidelidade as correntes de defeito sem sofrer os efeitos da saturação. A equação abaixo determina a carga (burden) máxima permissível no TC para evitar a saturação. Z B I F VS X R + 1 Onde: Z B = Impedância de carga em ohms 61/443

62 V S = Classe de tensão do TC I F = Corrente de falta máxima em ampéres secundários X/R = Relação entre a reatância e resistência do circuito sob falta Para o exemplo em questão temos os seguintes dados: RTC usada = 2000/5 A (400:1) lado de 6,9 kv Característica dos TCs = 10B800 (classe de exatidão10%, tensão secundária 800V, Impedância de carga 8,0 ohms) X/R = 8 Curto-circuito máximo = ,00 A Assim, ICC MÁX ,00 I F = = = 33, 87 A TC 2000/5 NOMINAL Z B I F VS X R ,87 ( 8 + 1) 2,62 O burden deve ser menor ou igual a 2,62 pu para evitar a saturação dos TCs. Para maiores informações sobre a determinação de RTCs, ver o artigo TP6027 (Selecting CTs to Optimize Relay Performance) no site RTC usada = 2000/5 A (400:1). CTRX = 400 = PTRX X Side PT Ratio Esse ajuste determina a relação dos TPs do lado X. PTRX: 1,00 a 10000,00 (Relação dos TPs). 62/443

63 RTP usada = 60/1. PTRX = 60,00 = CTRY Y Side Phase CT Ratio Esse ajuste determina a relação dos TCs das fases A, B e C do lado Y. CTRY: 1 a (Relação dos TCs). Saturação de TC. Para o exemplo em questão temos os seguintes dados: RTC usada = 200/5 A (40:1) lado de 69 kv Característica dos TCs = 10B800 (classe de exatidão10%, tensão secundária 800V, Impedância de carga 8,0 ohms) X/R = 9 Curto-circuito máximo = 2.100,00 A Assim, ICC MÁX 2.100,00 I F = = = 52, 50 A TC 200/5 NOMINAL Z B I F VS X R ,50 ( 9 + 1) 1,52 O burden deve ser menor ou igual a 1,52 pu para evitar a saturação dos TCs. RTC usada = 200/5 A (40:1). CTRY = 40 = 63/443

64 PTRY Y Side PT Ratio Esse ajuste determina a relação dos TPs do lado Y. PTRY: 1,00 a 10000,00 (Relação dos TPs). RTP usada = 600/1. PTRY = 600,00 Nominal Machine Voltage and Current INOM Nominal Generator Current Esse ajuste determina a corrente nominal do gerador. INOM: 1,0 a 10,0 A. INOM MVA ( GERADOR) 1000,00 = CTRX 3 kv [ A]sec 12, ,00 INOM = = 2, ,90 [ A]sec INOM = 2, VNOM_Y Y Side Nominal L-L Voltage (KV) Esse ajuste determina a tensão nominal fase-fase do lado Y. VNOM_Y: 0,20 a 1000,00 KV. VNOM_Y = 69, VNOM_X X Side Nominal L-L Voltage (KV) Esse ajuste determina a tensão nominal fase-fase do lado X. VNOM_X: 0,20 a 1000,00 KV. 64/443

65 VNOM_X = 6,90 Miscellaneous PHROT Phase Rotation Este ajuste define a rotação de fase. PHROT: ABC, ACB. PHROT = ABC X_CUR_IN X Side Phase CT Location Este ajuste está disponível apenas nos relés SEL-700G1 e define a localização dos TCs do lado X. Para a maioria das aplicações onde os TCs do lado X estão localizados no lado neutro do gerador, ajustar X_CUR_IN: = NEUT. Entretanto, se os TCs estão conectados no lado do terminal do gerador, ajustar X_CUR_IN: = TERM. Os relés SEL- 700G0 e SEL-700GT usam X_CUR_IN: = TERM automaticamente e não pode ser mudado. Os relés usam este ajuste para configurar os elementos Diferencial de Terra e Falta à Terra Restrita para o funcionamento adequado. X_CUR_IN: NEUT, TERM. X_CUR_IN = TERM DELTAY_X X Side PT Connection Este ajuste determina o tipo de conexão dos TPs do lado X. A tensão conectada em estrela (quatro fios) ou em V com dois TPs (três fios) pode ser aplicada às entradas de tensão trifásicas VA, VB, VC e N. DELTAY_X: DELTA, WYE. 65/443

66 DELTAY_X = WYE CTCONY Y Side Phase CT Connection Este ajuste determina o tipo de conexão dos TCs do lado Y, usado para configurar corretamente a proteção diferencial. CTCONY: DELTA, WYE. CTCONY = WYE DELTAY_Y Y Side PT Connection Este ajuste determina o tipo de conexão dos TPs do lado Y. A tensão conectada em estrela (quatro fios) ou em V com dois TPs (três fios) pode ser aplicada às entradas de tensão trifásicas VA, VB, VC e N. DELTAY_Y: DELTA, WYE. DELTAY_Y = WYE EBUP Backup Protection Enable Esse ajuste define a proteção de retaguarda do sistema que será habilitada, ou se a função não será usada. EBUP: N, DC, V, C. Ajustar EBUP = DC para habilitar os elementos de distância com compensação. Ajustar EBUP = C para habilitar o elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso controlado por tensão 51C. Ajustar EBUP = V para habilitar o elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso com restrição por tensão 51V. Se a proteção de retaguarda do sistema não é necessária, ajustar EBUP = N. 66/443

67 EBUP = V Differential Elements Figura 5 iµöáå~=ççë=bäéãéåíçë=aáñéêéååá~áë= iµöáå~=ççë=bäéãéåíçë=aáñéêéååá~áë== Generator Phase Differential Elements E87 Enable Phase Differential Elements Este ajuste define se apenas o gerador estará na zona diferencial de corrente (GEN), ou se além do gerador será incluído na zona diferencial de corrente o transformador elevador (TRANS), ou se a proteção não será habilitada para operação (NONE). E87: GEN, TRANS, NONE. E87 = TRANS 67/443

68 MVA Maximum Transformer Capacity Este ajuste define a potência máxima do transformador elevador. MVA: OFF, 0,2 a 5000,0 MVA. Quando o ajuste é diferente de OFF, o relé calcula os valores de cada TAP automaticamente). MVA = 15, ICON Define Internal CT Connection Compensation Este ajuste define se haverá compensação de conexão dos TCs. A correta operação da proteção diferencial requer que as correntes do primário e secundário medidas pelo relé diferencial estejam em fase. Por exemplo, em um transformador conectado em delta/estrela, as correntes dos enrolamentos estarão defasadas 30 entre si. Se não houver uma compensação deste defasamento, o relé entenderá como uma condição de falta e irá operar indevidamente. Portanto, a correção do defasamento deve sempre ser considerada. Nos relés eletromecânicos, a compensação da diferença angular era feita na conexão dos TCs, ou seja, os TCs do lado estrela do transformador eram conectados em delta e os TCs do lado delta do transformador eram conectados em estrela. Hoje nos relés microprocessados, estas compensações podem ser feitas através de software, podendo os TCs ficar conectados de qualquer maneira. Dessa forma os relés para proteção diferencial matematicamente criam uma conexão delta. ICOM: Y, N. Nesse exemplo os TCs em ambos os lados do transformador elevador (delta/estrela) são conectados em estrela, assim, deverá haver compensação de conexão. ICOM = Y 68/443

69 O87P Restrained Element Operating Current PU (múltiplo do tap) Este ajuste define o pickup de corrente de operação do elemento diferencial de restrição. Ajuste esse elemento com um valor mínimo para o aumento da sensibilidade, mas alto o suficiente para evitar operações indesejadas devido a erros em TCs ou corrente de excitação do transformador de força. O ajuste deve também gerar uma corrente operacional maior ou igual a 0,1 x IN, quando multiplicado pelo TAP mínimo. Um ajuste de 0,3 vezes o TAP geralmente fornece um desempenho satisfatório. O87P: 0,10 a 1,00 x TAP. O87P 0,1 I NOMINAL( n) TAP n 0,1 5,0 O 87P 0,16 3,14 Verificação da corrente operacional, considerando que o ajuste sugerido para O87P é 0,3. 0,1 I NOMINLA ( n) O87P TAPn ( A) 0,1 5,0 0,3 3,14 0,5 0,94 A O87P = 0, AP Differential Current Alarm PU (múltiplo do tap) O relé SEL-700G possui uma característica de corrente diferencial de alarme. O ajuste de 87AP deve ser acima da corrente diferencial esperada para condições normais de operação (tipicamente abaixo do ajuste de O87P). 87AP: OFF, 0,05 a 1,00 x TAP. 69/443

70 Figura 6 Diagrama Lógico da Corrente Diferencial de Alarme= 87AP = 0, AD Differential Current Alarm Delay (seconds) Este ajuste define o tempo de retardo da função de alarme da corrente diferencial. 87AD: 1,00 a 120,00 segundos. 87AD = 5, SLP1 Restraint Slope 1 Percentage Este ajuste define o slope inicial da característica do elemento diferencial de restrição percentual. SLP1: 5 a 70 %. O Relé SEL-700G tem três elementos diferenciais. Esses elementos usam as grandezas de operação e restrição calculadas a partir das correntes de entrada de dois enrolamentos. Os elementos diferenciais são ajustados com característica diferencial percentual com inclinação simples ou dupla. A Figura 7 apresenta um exemplo de um ajuste com inclinação dupla. A inclinação 1 ( Slope 1 ) considera as correntes diferenciais resultantes dos erros dos TCs e alterações de tap. A inclinação 2 ( Slope 2 ) evita a operação indesejada do relé devido à saturação dos TCs quando de faltas externas de alta intensidade. 70/443

71 Figura 7 `~ê~åíéê ëíáå~=çé=oéëíêá ç=aáñéêéååá~ä=m `~ê~åíéê ëíáå~=çé=oéëíêá ç=aáñéêéååá~ä=mçêåéåíì~ä êåéåíì~ä= Exemplos de definição de slopes: Considerando os erros dos TCs em ±10% (e = 0,1). Considerando também que a variação da relação de tensão do transformador de força na mudança de TAP com carga, (LTC), está entre 90% e 110% (a = 0,1). Considerando a pior condição de operação, onde uma corrente diferencial aparece quando todas as correntes de entrada são medidas com erro positivo máximo nos TCs e todas as correntes de saída são medidas com erro negativo máximo nos TCs, sendo compensada pela variação máxima de LTC. Então, a corrente diferencial máxima esperada para essas condições é: Idmáx = (1 + e) (1 e) IWn 1 + a " IN" ) " OUT " IWn Onde as somatórias totais das entradas e saídas das correntes secundárias do transformador de força, devem ser consideradas depois da compensação do TAP. Estas somatórias devem ser iguais para faltas externas e com corrente de carga, para poder expressar a máxima corrente diferencial como uma porcentagem da corrente do enrolamento: 71/443

72 (1 e) (2 e) + a + ( e a) ( 1 + e ) = 100% (1 + a) (1 + a) (1 0,1) (2 0,1) + 0,1 + (0,1 0,1) ( 1 + 0,1) = 100% = 28,18% (1 + 0,1) (1 + 0,1) Além do erro calculado acima, deve-se considerar os erros adicionais, como o da corrente de excitação de transformador ( ± 3%) e o erro de medição do relé ( 5%). Assim, o erro total máximo vai para aproximadamente 36% (28, ). Então, se for usado somente um slope, um ajuste conservador seria mais ou menos 40% (SLP1 = 40). Com dois slopes, ou aplicação da porcentagem diferencial variável, melhora a sensibilidade na região onde o erro de TC é menor e aumenta a segurança para as regiões de altas correntes, onde o erro do TC é maior. Deve-se definir o início do slope 2 levando-se em consideração o limite ou ponto de interseção do slope 1 (IRS1). Se for assumido um erro de TC em 1%, o ajuste de SLP1 pode ficar em aproximadamente 25%. Uma boa escolha para IRS1 é mais ou menos 3,0 vezes o TAP, enquanto o SLP2 deve ser ajustado entre 50% e 70%, para evitar problemas com saturação dos TCs para altas correntes. O cálculo da quantidade de restrição (IRTn) do relé SEL-700G difere dos relés SEL-587 e SEL-387 por um fator 2. A fim de conseguir as mesmas características para os elementos diferenciais no relé SEL-700G, SEL-387 e SEL-587, o fator 2 tem de ser considerado. As relações entre o ajuste do elemento diferencial para os três relés estão mostrados abaixo: O 87P SLP SLP IRS SEL 700G = O87PSEL 387 / SEL 587 1SEL 700G = 1/ 2 SLP1SEL 387 / SEL 587 2SEL 700G = 1/ 2 SLP2SEL 387 / SEL 587 1SEL 700G = 2 IRS1SEL 387 / SEL 587 U 87P SEL 700G = U87PSEL 387 / SEL 587 Assim, o ajuste do slope 1 deve ser: SLP = 1/ 2 25,00 = 12,50 % SEL G 72/443

73 SLP1 = SLP2 Restraint Slope 2 Percentage Este ajuste define o segundo slope da característica do elemento diferencial de restrição percentual. SLP2: 5 a 90 %. A aplicação do slope 2 é eficaz principalmente na condição de falta externa e deve ser ajustado entre 50% e 70%, para evitar problemas com saturação dos TCs para altas correntes. Assim, o ajuste do slope 2 deve ser: SLP = 1/ 2 70,00 = 35,00 % SEL G SLP2 = IRS1 Restraint Current Slope 1 Limit Este ajuste define o limite da corrente de restrição para o Slope 1 ou ponto de interseção onde inicia o Slope 2 IRS1: 1,0 a 20,0 x TAP. Uma boa opção para IRS1 é aproximadamente 3,0 vezes o TAP, para proporcionar segurança do elemento de restrição. Deve-se observar a limitação de TAP MÁX = 31,00 A. ( = 5,0 A) TAP IRS1 31,0 IN MÁX 31,0 IRS 1 9,87 3,14 IRS1 = 3,0 73/443

74 U87P Unrestrained Element Current Pickup Este ajuste define o pickup do elemento diferencial sem restrição. Esse elemento destina-se a detectar diferença de correntes muito altas que indicam claramente uma falta interna. Responde apenas à componente de freqüência fundamental da corrente diferencial de operação e não é afetado pela função de restrição percentual. Deve ser elevado o suficiente para não responder a falsas diferenças de correntes causadas por performance de TC, para pesados níveis de faltas. Um ajuste de 10 vezes o TAP em geral, proporciona um desempenho satisfatório. U87P: 1,0 a 20,0 x TAP. Os seguintes intervalos secundários são obrigatórios: ( 0,1 In ) ( U87P TAP ) MÍN ( 0,1 5,0) (10,0 3,14) 0,50 31,40 ( U87P TAP ) (31 In) MÁX ( 10,0 3,14) (31 5,0) 31,40 155,00 U87P = 10, PCT2 Second-Harmonic Blocking Percentage Este ajuste define a utilização do bloqueio percentual por segunda harmônica. PCT2: OFF, 5 a 100 %. Quando PCT2 não está ajustado em OFF, se a corrente diferencial contém mais de PCT2 por cento de segunda harmônica, devido à corrente de magnetização ou saturação do 74/443

75 TC, o elemento diferencial com restrição é bloqueado. O elemento sem restrição não é afetado. Em aplicações diferencial de transformador, o ajuste tradicional para PCT2 é de 12 a 15 por cento, para garantir a segurança durante condições de energização do transformador. Na maioria das aplicações o ajuste para PCT2 igual a OFF ou 12 por cento irá proporcionar um desempenho satisfatório. Figura 8 iµöáå~ aáñéêéååá~áë áë= iµöáå~= ÇÉ= _äçèìéáç= éçê= e~êã åáå~ë= Ççë= bäéãéåíçë= Os Relés SEL-700G propiciam segurança nas situações que possam causar operações incorretas do relé em função de ocorrências no sistema e no transformador. Usando o elemento de quinta harmônica evita-se a operação indevida do relé durante condições admissíveis de sobreexcitação. Os elementos de harmônicas pares (segunda e quarta harmônicas) proporcionam segurança quando da ocorrência de correntes de inrush durante a energização do transformador, sendo complementados pelo elemento CC, o qual mede a assimetria da corrente de energização. O elemento das harmônicas pares permite a escolha entre o bloqueio por harmônicas e a restrição por harmônicas. No modo bloqueio, o usuário seleciona o bloqueio tendo como base uma fase individual ou considerando uma base comum, de acordo com a aplicação e filosofia. Os valores limites da segunda, quarta e quinta harmônicas são ajustados independentemente. Para maiores informações ver Artigo Técnico TP6100 (Performance Analysis of Traditional and Improved Transformer Differential Protective Relays) no site PCT2 = OFF 75/443

76 PCT4 Fourth-Harmonic Blocking Percentage Este ajuste define a utilização do bloqueio percentual por quarta harmônica. PCT4: OFF, 5 a 100 %. PCT4 = OFF PCT5 Fifth-Harmonic Blocking Percentage Este ajuste define a utilização do bloqueio percentual por quinta harmônica. PCT5: OFF, 5 a 100 %. PCT5 = OFF TH5P Fifth-Harmonic Alarm Threshold Uma função adicional de alarme para a corrente de quinta harmônica utiliza um valor limite separado e um temporizador ajustável para alarme de sobreexcitação. Isso pode ser útil para aplicações de transformadores em subestações perto de geração. TH5P: OFF, 0,02 a 3,20 x TAP. TH 5 P TAPn 0, 05 Onde: n = X, Y I NOM I NOM = Corrente nominal do TC correspondente 0,05 I NOM 0,05 5,0 TH 5P 0,08 TAP 3,14 n 76/443

77 TH5P = OFF TH5D Fifth-Harmonic Alarm Delay (seconds) Este ajuste define o tempo de retardo da função de alarme por quinta harmônica. TH5D: 0,0 a 120,0 segundos. Como o ajuste TH5P: = OFF, esse temporizador está desabilitado. TH5D = 1, HRSTR Harmonic Restraint Este ajuste define se a função de restrição por harmônicas será habilitada para operação. HRSTR: Y, N. HRSTR = N HBLK Harmonic Blocking Este ajuste define se a função de bloqueio por harmônicas será habilitada para operação. HBLK: Y, N. HBLK = N X Side VWDGX X Side Winding Line-to-Line Voltage (KV) Este ajuste define a tensão fase-fase do lado X do transformador elevador do gerador. VWDGX: 0,20 a 1000,00 KV. 77/443

78 VWDGX = 6, TAPX X Side Current Tap (Auto, Calculated) Este ajuste determina o valor do TAP de corrente do lado X, que pode ser calculado pelo usuário ou automaticamente. TAPX: 0,50 a 31,00 A. Quando o ajuste E87: = GEN, o valor do TAPX será ajustado automaticamente igual a corrente nominal do gerador (INOM) em ampéres secundários. Quando os ajustes E87: = TRANS e MVA: OFF, o valor do TAPX será ajustado automaticamente conforme equação abaixo: MVA 1000 TAPX = VWDGX CTRX 3 C Onde: MVA C C = Potência máxima do transformador. = 1 se as ligações dos TCs forem estrela. = 3 se as ligações dos TCs forem delta. 15, TAPX = 1 = 3, 14 A 6, Existe as seguintes limitações no cálculo dos TAPs: Os ajustes dos TAPs devem estar dentro da faixa 0,5 x IN e 31 x IN. A relação TAP MAX /TAP MIN deve ser 7,5. TAPX = 3,14 Y Side 78/443

79 79/ CTCY Y Side CT Connection Compensation Este ajuste determina as correções matemáticas para as correntes trifásicas do enrolamento X, devido ao tipo de conexão dos TCs. CTCY: 0, 1, 5, 7, 11, 12. Através do ajuste CTCY = m, o relé seleciona uma de suas matrizes para fazer a compensação angular. Os valores que m pode assumir são valores discretos de 0 a 12 que fisicamente representam o número de incrementos de 30 no sentido antihorário para sistema com rotação de fases ABC ou 30 no sentido horário para o sistema ACB. As correntes trifásicas que entram no terminal n do relé (IAn, IBn e ICn) são compensadas através da multiplicação por alguma das matrizes, originando as correntes compensadas (IAnC, IBnC e ICnC). [ ] = ICn IBn IAn m CTC ICnC IBnC IAnC ) ( As 13 matrizes de compensação são: [ ] [ ] [ ] = = = (2) (1) ) ( CTC CTC CTC [ ] [ ] [ ] = = = (5) (4) ) ( CTC CTC CTC [ ] [ ] [ ] = = = (8) (7) ) ( CTC CTC CTC

80 [ CTC ( 9) ] = [ CTC (10)] = [ CTC (11) ] = [ CTC (12)] = Exemplo para determinar a matriz de compensação Passo 1: Adote o enrolamento X como referência. Para o enrolamento X escolha entre as matrizes 0 ou 12, as quais não aplicam nenhum defasamento nas correntes de entrada. Escolha 0 se já houver alguma conexão delta até o relé, ou seja, se este lado do transformador estiver conectado em delta ou então se os TCs estiverem fechados desta maneira. Se ambos, enrolamento 1 e TCs, estiverem fechados em conexão estrela, escolha a matriz 12 para remoção da componente de seqüência zero. Passo 2: Verifique em quantos graus o secundário está atrasado com relação ao primário e escolha a matriz de compensação conforme a Figura 9: 80/443

81 Figura 9 oçí~ ç oçí~ ç=^åöìä~ê Öìä~ê= Porque Eliminar a Corrente de Seqüência Zero? Num transformador estrela aterrado - delta, faltas envolvendo a terra no lado de alta do transformador (estrela aterrado), resulta em correntes de linha e conseqüentemente correntes no secundário dos TCs de alta. No lado de baixa do transformador a corrente de falta de seqüência zero circula dentro da conexão delta do transformador, mas não circula no secundário dos TCs de baixa. Para o relé diferencial, a corrente de falta chega apenas no enrolamento 1 o que pode causar operação indevida, ou seja, uma atuação para falta fora da zona de proteção Para maiores informações ver Application Guide AG (Determining the Correct Connection Compensation in the SEL- 387 Relay) no site CTCY = VWDGY Y Side Winding Line-to-Line Voltage (KV) Este ajuste define a tensão fase-fase do lado Y do transformador elevador do gerador. VWDGY: 0,20 a 1000,00 KV. 81/443

82 VWDGY = 69, TAPY Y Side Current Tap (Auto, Calculated) Este ajuste determina o valor do TAP de corrente do lado Y, que pode ser calculado pelo usuário ou automaticamente. TAPY: 0,10 a 6,20 A. Quando o ajuste E87: = GEN, o valor do TAPX será ajustado automaticamente igual a corrente nominal do gerador (INOM) em ampéres secundários. Quando os ajustes E87: = TRANS e MVA: OFF, o valor do TAPY será ajustado automaticamente conforme equação abaixo: MVA 1000 TAPY = VWDGY CTRY 3 C Onde: MVA C C = Potência máxima do transformador. = 1 se as ligações dos TCs forem estrela. = 3 se as ligações dos TCs forem delta. 15, TAPY = 1 = 3, 14 A 69, Existe as seguintes limitações no cálculo dos TAPs: Os ajustes dos TAPs devem estar dentro da faixa 0,1 x IN e 6,20 x IN. A relação TAP MAX /TAP MIN deve ser 7,5. TAPY = 3,14 82/443

83 Ground Differential Elements Figura 10 iµöáå~=ççë=bäéãéåíçë=utk= iµöáå~=ççë=bäéãéåíçë=utk== E87N Enable Ground Differential Elements Este ajuste define se a proteção diferencial de terra do relé será habilitada para operação. E87N: Y, N. E87N = Y N1P 87N Level 1 Differential Pickup (Amps) Este ajuste define o pickup do elemento diferencial de terra instantâneo de nível 1, que também pode ser utilizado como elemento diferencial de terra de tempo definido. 87N1P: 1,00 a 15,00 A. O elemento diferencial de terra detecta faltas à terra em geradores aterrados com baixa impedância ou solidamente aterrados. Ajuste o elemento 87N1P consideravelmente menor que 50 por cento da máxima corrente diferencial de terra, ignorando a 83/443

84 contribuição do sistema (Idiff), para detectar o maior número de faltas. Com esta alta sensibilidade, existe algum risco de atuação do elemento devido a saturação do transformador durante faltas trifásicas externas perto do gerador. I diff = Ignd CTRN [ A]sec Onde: Ignd = corrente máxima de contribuição do gerador para faltas à terra CTRN = relação de TC de neutro I diff = Ignd CTRN [ A]sec 87N1P = 1, N1D 87N Level 1 Differential Time Delay (seconds) Este ajuste define o tempo de retardo do elemento diferencial de terra de nível 1. 87N1D: 0,00 a 400,00 segundos. Para ajudar a garantir que não haverá operação indesejada, ajustar o tempo 87N1D superior ao maior tempo de eliminação de falta severa externa. 87N1D = 0, N2P 87N Level 2 Differential Pickup (Amps) Este ajuste define o pickup do elemento diferencial de terra instantâneo de nível 2, que também pode ser utilizado como elemento diferencial de terra de tempo definido. 87N2P: OFF, 1,00 a 15,00 A. 84/443

85 Ajuste o elemento 87N2P com menor sensibilidade para detectar faltas à terra severas no enrolamento do gerador ou nas buchas do gerador. 87N2P = 3, N2D 87N Level 2 Differential Time Delay (seconds) Este ajuste define o tempo de retardo do elemento diferencial de terra de nível 2. 87N2D: 0,00 a 400,00 segundos. O trip do elemento 87N2P normalmente é realizado com pequeno ou nenhum retardo de tempo. 87N2D = 0, NTC Ground Differential Element Torque Control (SELogic) Este ajuste define o controle de torque dos elementos diferenciais de terra. 87NTC: SELogic Equation. Os elementos diferenciais de terra são habilitados quando o resultado de 87NTC é igual a lógica 1. Os elementos são bloqueados quando o resultado de 87NTC é igual a lógica 0. 87NTC = 1 Restricted Earth Fault A função de proteção de falta à terra restrita (REF) é utilizada para obter sensibilidade na detecção de faltas à terra internas, em enrolamentos de transformadores conectados em estrela aterrada e geradores aterrados. 85/443

86 Figura 11 iµöáå~ iµöáå~=çé=c~äí~= =qéêê ÇÉ=c~äí~= =qéêê~=oéëíêáí~ ~=oéëíêáí~= EREF Enable Restricted Earth Fault Elements Este ajuste define se a proteção de falta à terra restrita do relé será habilitada para operação. EREF: Y, N. EREF = Y REF1P REF1 Current Sensitivity Level (Per Unit) Este ajuste define a sensibilidade da corrente de neutro da função REF. 50REF1P: 0,05 a 3,00 pu. Você pode ajustar a corrente de neutro para valores abaixo de 0,05 vezes a corrente nominal (0,25 A para TC de 5 A). 86/443

87 Entretanto, o valor mínimo aceitável de 50REF1P deve atender a dois critérios: 1. 50REF1P deve ser maior que a maior condição de desequilíbrio de carga esperada REF1P deve ser maior que um valor mínimo determinado pela relação de CTRn utilizado na função REF. Você deve ajustar 50REF1P, no maior valor dos dois critérios. Use a equação abaixo para determinar o segundo critério para 50REF1P: MAX ( I NOM ( n) 50REF1P 0,05 ( CTRN I Onde: CTRn) = ( n) ) NOM [ pu] MAX(I NOM(n) x CTRn) = RTC primária da função REF REF1P 0,05 = 0, 05 pu 40 5 Nesse exemplo o ajuste mínimo do segundo critério para 50REF1P é 0,05 pu. Considerando 10 por cento de desequilíbrio de carga, podemos supor que o valor do primeiro critério é de 0,1 pu. Assim, 50REF1P deve ser ajustado no maior valor dos dois, ou seja 0,10 pu. 50REF1P = 0, REF1TC Restricted Earth Fault Torque Control (SELogic) Este ajuste define o controle de torque para a função REF. REF1TC: SELogic Equation. A função de falta à terra restrita será habilitada quando o resultado de REF1TC é igual a lógica 1. A função REF será bloqueada quando o resultado de REF1TC é igual a lógica 0. REF1TC = 1 87/443

88 Stator Ground Elements O relé SEL-700G oferece uma proteção com duas zonas, designada para detectar faltas à terra no enrolamento do estator em geradores aterrados com resistência ou com alta impedância. O elemento de Zona 1, 64G1, usa um elemento de sobretensão de neutro na freqüência fundamental, que é sensível à faltas nas áreas média e superior do enrolamento. O elemento de Zona 2, 64G2, usa uma função diferencial de tensão de terceiro harmônico para detectar faltas nas áreas superior e inferior do enrolamento. Usando as duas zonas juntas, o relé oferece 100 por cento de cobertura para faltas à terra no estator. O elemento de sobretensão de neutro detecta faltas à terra no enrolamento do estator em aproximadamente 85% do mesmo. As faltas próximas ao neutro do gerador não produzem tensão de neutro elevada, porém são detectadas usando-se as tensões de terceiro harmônico do neutro e do terminal. A combinação dos dois métodos de medição propicia proteção contra faltas à terra para todo o enrolamento. A maioria dos geradores produz tensão de terceiro harmônico suficiente para a aplicação adequada do elemento 64G2, no entanto, alguns geradores (por exemplo, aqueles com enrolamento com passo de 2/3), não podem. Nesses casos, o elemento baseado na tensão de terceiro harmônico, como o 64G2, não pode ser usado para proteção de terra 100 por cento do enrolamento do estator. Quando ocorre uma falta à terra elevada no enrolamento do gerador, aterrado através de uma resistência ou de alta impedância, uma tensão aparece no neutro do gerador. A magnitude da tensão de neutro durante a falta é proporcional à localização da falta dentro do enrolamento. Por exemplo, se ocorrer uma falta no enrolamento acima de 85 por cento do ponto neutro, a tensão de neutro é 85 por cento da relação de tensão fase-neutro do gerador. O relé SEL- 700G, afirma o Relay Word bit 64G1 quando a tensão de neutro é maior do que o ajuste 64G1P. Esta função detecta faltas à terra no estator em aproximadamente 90 a 95 por cento do enrolamento. Nesta área perto do neutro do gerador, a tensão de neutro não aumenta significativamente durante uma falta à terra no gerador. O relé SEL-700G usa o elemento diferencial de tensão de terceiro harmônico para detectar faltas nesta área. O elemento diferencial de tensão de terceiro harmônico 64G2 mede a magnitude da tensão de terceiro harmônico nos terminais do gerador e ponto neutro, conforme equação abaixo: 88/443

89 VP3 64RAT VN3 > 64G2P Onde VP3 = medição nos terminais do gerador da magnitude da tensão de terceiro harmônico. 64RAT = ajuste da relação de tensão de terceiro harmônico. VN3 = medição no neutro do gerador da magnitude da tensão de terceiro harmônico. 64G2P = ajuste da sensibilidade diferencial. Se a diferença entre a medição da magnitudes da tensão de terceiro harmônico é maior do que o ajuste 64G2P, o relé afirma o Relay Word bit 64G2. A Figura 12 ilustra as características de operação dos elementos 64G1 e 64G2. Observe que, enquanto o elemento 64G2 detecta faltas perto do neutro e dos terminais do gerador, existe uma banda morta perto do meio do enrolamento. A largura dessa banda morta é determinada pelo ajuste 64G2P e pela quantidade de tensão de terceiro harmônico que o gerador produz. O elemento 64G1 detecta faltas no enrolamento do gerador e o elemento 64G2 na banda morta e vice-versa. 89/443

90 Figura 12 `~ê~åíéê ëíáå~ë=çé=lééê~ ç=ççë=bäéãéåíçë=sqd `~ê~åíéê ëíáå~ë=çé=lééê~ ç=ççë=bäéãéåíçë=sqd= Geradores típicos produzem uma quantidade variável de tensão de terceiro harmônico, dependendo da construção de máquinas e do carregamento. As magnitudes das tensões de terceiro harmônico dos terminais e do neutro não podem ser iguais e suas taxas de crescimento com o aumento da carga pode ser diferente também. Note também que as características de terceiro harmônico dos geradores foram modificadas com o tempo, talvez devido as modificações dos equipamentos auxiliares conectados ao barramento do gerador. Após cada modificação, repetir o procedimento de comissionamento e ajustar os novamente os elementos. Se a prática da empresa é trip para faltas à terra no estator, use os elementos de falta à terra em 100 por cento do enrolamento do estator para trip no disjuntor principal do gerador, o disjuntor de campo, força motriz (turbina / motor) e relé de bloqueio do gerador (desligamento do gerador). Se a prática da empresa é apenas alarme para faltas à terra no estator, use os Relay Word bits 64G1T e 64G2T para controlar as saídas de alarme. A configuração default do relé SEL-700G é para desligar o gerador através dos Relay Word bits 64G1T e 64G2T. 90/443

91 Figura 13 iµöáå~=sqd iµöáå~=sqd= E64G Enable 100% Stator Ground Protection Este ajuste define se a proteção de falta à terra em 100% do enrolamento do estator será habilitada para operação. E64G: Y, N. E64G = Y 91/443

92 Zone G1P Zone 1 Neutral Over Voltage Pickup (Volts) Este ajuste define o pickup do elemento de sobretensão de neutro na freqüência fundamental de zona 1, que será usado para detectar faltas à terra no estator nas áreas médias e superiores do enrolamento do gerador. 64G1P: OFF, 0,1 a 150,0 V. Assumindo 95% de cobertura para faltas à terra no estator, temos: 95% KV G1P = 1 [ V ]sec 100% 3 PTRN Onde KV = tensão nominal da máquina fase-fase em kv primário. PTRN = Ngt x Nat (relação do TP de neutro). Ngt = relação do transformador de aterramento para 1. Nat = relação do transformador auxiliar para 1 (use 1 se a entrada VN do relé está conectada diretamente no transformador de aterramento secundário. 95% 6, G 1P = 1 = 3,32 [ V ]sec 100% 3 60,00 64G1P = 5, G1D Zone 1 Time Delay (seconds) Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de sobretensão de neutro de zona 1. 64G1D: 0,00 a 400,00 segundos. 64G1D = 0,75 92/443

93 Zone G2P Zone 2 Differential Voltage Pickup (Volts) Este ajuste define o pickup do elemento diferencial de tensão de terceira harmônica de zona 2, que será usado para detectar faltas à terra no estator nas áreas superior e inferior do enrolamento do gerador. 64G2P: OFF, 0,1 a 20,0 V. 64G2P MÍNIMO = 1,1 (0,1 + 64RAT VP3x VN3x ) [ V ] Calcule 64G2P MÍNIMO para cada ponto de carga que os dados de tensão de terceiro harmônico está disponível, onde: VP3x = tensão de terceiro harmônico nos terminal VP3, para o ponto de carga determinado (Volts secundários). VN3x = tensão de terceiro harmônico no neutro VN3, para o ponto de carga determinado (Volts secundários). Selecione o maior dos valores calculados como 64G2P MÍNIMO e adicione 5% para contemplar possíveis erros do transformador de potencial. 64G2P = 2, G2D Zone 2 Time Delay (seconds) Este ajuste define o tempo de retardo do elemento diferencial de tensão de terceira harmônica de zona 2. 64G2D: 0,00 a 400,00 segundos. 64G2D = 0, RAT Zone 2 Ratio Setting Este ajuste define uma relação de equilíbrio utilizado para proporcionar um desempenho consistente do elemento de zona 2, ao longo da faixa de operação da máquina. 93/443

94 64RAT: 0,0 a 5,0. Ajustando 64RAT = 0,0, o relé desabilita o elemento diferencial de tensão de terceiro harmônico. O ajuste 64RAT é calculado para equilibrar o desempenho do elemento de tensão diferencial em toda a faixa de carga da máquina. Para ajustar corretamente esse elemento de um gerador individual, é necessário que o gerador opere a plena carga e sem nenhuma saídas de carga. Use o comando METER do relé para gravar as medições de tensão de terceiro harmônico, para calcular os ajustes. Alguns procedimentos mais elaborados utilizando as medições de terceiro harmônico em várias saídas de carga e variados fatores de potência, pode ser encontrado no guia de aplicação AG Setting 100% Stator Ground Fault Detection Elements in the SEL-300G Relay, disponível no site 64RAT = Onde: ( VN3 _ FL + VN3 _ NL) ( VP3 _ FL + VP3 _ NL) VP3_FL = tensão de terceiro harmônico nos terminal VP3, a plena carga. VP3_NL = tensão de terceiro harmônico nos terminal VP3, sem carga. VN3_FL = tensão de terceiro harmônico no neutro VN3, a plena carga. VN3_NL = tensão de terceiro harmônico no neutro VN3, sem carga. 64RAT = 1, G2TC 64G2 Element Torque Control (SELogic) Este ajuste define o controle de torque do elemento diferencial de tensão de terceira harmônica de zona 2, da proteção de falta à terra em 100% do enrolamento do estator. 64G2TC: SELogic Equation. 94/443

95 O elemento diferencial de tensão de terceira harmônica de zona 2 é habilitado quando o resultado de 64GTC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 64GTC é igual a lógica 0. 64G2TC = 1 Rotor Ground Elements O relé SEL-700G, junto com o Módulo Terra Rotor SEL-2664 ( SEL-2664 Field Ground ), detecta faltas à terra através da medição da resistência de isolação para terra do campo, usando o método de injeção de tensão DC chaveada. São fornecidos dois níveis de proteção para as funções de alarme e trip (64F1P e 64F2P). Se não houver deterioração do isolamento, não há caminho de fuga entre o enrolamento de campo para a terra; o valor da resistência de isolamento é extremamente elevado. Nesta situação, no entanto, devido aos limites de sensibilidade, o SEL-2664 calcula um valor de resistência de isolamento muito grande de 20 megohms. Assim que o isolamento do enrolamento de campo desenvolve um colapso ao ferro do rotor (assumindo que o ferro do rotor do gerador está conectado à terra através de uma escova de aterramento), o SEL-2664 detecta uma queda acentuada na resistência de isolamento. A resposta do comando MET inclui o valor da resistência de isolamento Rf em kohms quando o elemento está habilitado e funcionando. A resposta do comando STA inclui o estado do módulo de terra rotor e os links associados de comunicação. A tecnologia utilizada no SEL-2664 não faz qualquer distinção entre um ponto de ruptura do isolamento e de vários pontos de ruptura do isolamento. Um único ponto de ruptura do isolamento não causará nenhum dano ao gerador. Múltiplos pontos de ruptura do isolamento pode ocasionar danos muito grave ao gerador porque a distribuição de fluxo magnético no rotor será substancialmente alterado. Quando um equipamento diferente (como um detector de vibração do gerador, por exemplo) é usado para a detecção de múltiplos pontos de ruptura de isolamento, a SEL recomenda o uso do SEL-2664 para gerar somente um alarme e para trip outro equipamento sob a supervisão do SEL Quando nenhum equipamento adicional é utilizado, recomenda-se para alarme e trip o SEL /443

96 Figura 14 iµöáå~=ç~=mêçíé ç=qéêê~=oçíçê=sqc= iµöáå~=ç~=mêçíé ç=qéêê~=oçíçê=sqc== E64F Enable Field Ground Protection Elements Este ajuste define se a proteção de falta à terra no rotor será habilitada para operação. E64F: Y, N. E64F = Y Zone F1P 64F Level 1 Pickup (KOhms) Este ajuste define o pickup do elemento de terra no rotor de nível 1. O elemento de nível 1 deve ser aplicado como um alarme da proteção de terra no rotor. 64F1P: OFF, 0,5 a 200,0 KOhms. 64F1P = 50,0 96/443

97 F1D 64F Level 1 Delay (seconds) Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de terra no rotor de nível 1. 64F1D: 0,00 a 99,00 segundos. 64F1D = 10,00 Zone F2P 64F Level 2 Pickup (KOhms) Este ajuste define o pickup do elemento de terra no rotor de nível 2. O elemento de nível 2 deve ser aplicado para desligamento da proteção de terra no rotor. 64F2P: OFF, 0,5 a 200,0 KOhms. 64F2P = 5, F2D 64F Level 2 Delay (seconds) Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de terra no rotor de nível 2. 64F2D: 0,00 a 99,00 segundos. Normalmente um retardo de tempo de 1,00 a 3,00 segundos é usado para evitar operações desnecessárias, por desequilíbrios transitórios momentâneos do circuito de campo com relação à terra. 64F2D = 3, FTC 64F Element Torque Control (SELogic) Este ajuste define o controle de torque dos elementos de terra no rotor. 97/443

98 64FTC: SELogic Equation. Os elementos de terra rotor são habilitados quando o resultado de 64FTC é igual a lógica 1. Os elemento são bloqueados quando o resultado de 64FTC é igual a lógica 0. 64FTC = 1 Compensator Distance Elements Os elementos de distância com compensação (Z1C e Z2C), fazem parte da opção entre os três métodos de proteção de retaguarda do sistema. Para que esses elementos estejam disponíveis é necessário que o ajuste Backup Protection Enable (EBUP: = DC). Figura 15 iµöáå~=ççë=bäéãéåíçë=çé=aáëíßååá~=åçã=`çãééåë~ ç= iµöáå~=ççë=bäéãéåíçë=çé=aáëíßååá~=åçã=`çãééåë~ ç== 98/443

99 Zone Z1C Zone 1 Compensator Reach (Ohms) Este ajuste define o alcance do elemento de distância com compensação de Zona 1, no sentido direto (na direção do sistema). Z1C: OFF, 0,1 a 100,0 Ω. Alcance de Zona 1 (Z1C) O ajuste típico do elemento de impedância de zona 1 é para alcançar de 50 a 70% da impedância do transformador elevador num sistema de unidades conectadas. Figura 16 aá~öê~ã~=råáñáä~ê=páãéäáñáå~çç aá~öê~ã~=råáñáä~ê=páãéäáñáå~çç= Impedância vista pelo relé CTRX Z1C = ZGERADOR + (0,50 ZTRAFO ) = [ Ω]sec PTRX Z Z TRAFO GERADOR 2 6,9 = Z PU ( TRAFO ) Z BASE (13,8KV ) = 0,09 = 0, [ Ω] 2 6,9 = X" d PU ( GERADOR ) Z BASE (6,9KV ) = 0,22 = 0, ,00 Z 1C = 0, (0,50 0,2857) = 6,77 [ Ω]sec 60,00 [ Ω] 99/443

100 Z1C = 6, Z1CO Zone 1 Compensator Offset (Ohms) Este ajuste define o offset do elemento de distância com compensação de zona 1, para faltas trifásicas. Z1CO: 0,0 a 10,0 Ω. O ajuste típico da compensação é zero, entretanto, quando um Relé SEL-700G é aplicado com transformadores de corrente localizados nos terminais do gerador, você poderá aplicar uma compensação igual à impedância do gerador como proteção de retaguarda para faltas de fase no estator do gerador. Quando o elemento é utilizado para proteger contra faltas de fase externas à zona diferencial do gerador, você deve aplicar uma pequena compensação de tal forma que a origem (falta com tensão zero) está incluída na zona de disparo. Z1CO = 0, Z1CD Zone 1 Compensator Time Delay (seconds) Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de distância com compensação de zona 1. Z1CD: 0,00 a 400,00 segundos. O temporizador deve ser ajustado para coordenação com as proteções do transformador elevador do gerador. Z1CD = 0, PP1 Zone 1 Phase-Phase Current FD (amps) Este ajuste define a grandeza de operação do elemento de sobrecorrente, para supervisão de corrente fase-fase de zona 1. 50PP1: 0,50 a 170,00 A. 100/443

101 Ajuste 50PP1 no seu valor mínimo a menos que um valor mais elevado seja exigido para uma condição especial. 50PP1 = 0, Z1ANG Zone 1 Positive Sequence Impedance Angle (degrees) Este ajuste define o ângulo da impedância de seqüência positiva de Zona 1. Z1ANG: 45 a 90. O ajuste de Z1ANG deve ser igual ao ângulo do transformador mais a impedância do sistema, definido pelo ajuste do alcance da zona 1. O relé coloca o alcance máximo do elemento de distância ao longo de uma linha no ângulo definido pelo ajuste Z1ANG. Z1ANG = 88 Zone Z2C Zone 2 Compensator Reach (Ohms) Este ajuste define o alcance do elemento de distância com compensação de Zona 2, no sentido direto (na direção do sistema). Z2C: OFF, 0,1 a 100,0 Ω. Alcance de Zona 2 (Z2C) Nesse exemplo o elemento de impedância de zona 2 deverá alcançar o lado de alta transformador elevador (ver Figura 16). Impedância vista pelo relé CTRX Z 2C = X" dgerador + (1,20 ZTRAFO ) = [ Ω]sec PTRX 101/443

102 Z Z TRAFO GERADOR 2 6,9 = Z PU ( TRAFO ) Z BASE (13,8KV ) = 0,09 = 0, [ Ω] 2 6,9 = X" d PU ( GERADOR ) Z BASE (6,9KV ) = 0,22 = 0, ,00 Z 2C = 0, (1,20 0,2857) = 8,10 [ Ω]sec 60,00 [ Ω] Z2C = 8, Z2CO Zone 2 Compensator Offset (Ohms) Este ajuste define o offset do elemento de distância com compensação de zona 2, para faltas trifásicas. Z2CO: 0,0 a 10,0 Ω. Quando um Relé SEL-700G é aplicado com transformadores de corrente localizados nos terminais do gerador, você poderá aplicar uma compensação positiva igual à impedância do gerador como proteção de retaguarda para faltas de fase no gerador. Z2CO = 0, Z2CD Zone 2 Compensator Time Delay (seconds) Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de distância com compensação de zona 2. Z2CD: 0,00 a 400,00 segundos. O temporizador deve ser ajustado para coordenação com as proteções do lado de alta do transformador elevador do gerador, bem como com as proteções do sistema. Z2CD = 0,80 102/443

103 PP2 Zone 2 Phase-Phase Current FD (amps) Este ajuste define a grandeza de operação do elemento de sobrecorrente, para supervisão de corrente fase-fase do elemento de distância com compensação de zona 2. 50PP2: 0,50 a 170,00 A. Ajuste 50PP2 no seu valor mínimo a menos que um valor mais elevado seja exigido para uma condição especial. 50PP2 = 0, Z2ANG Zone 2 Positive Sequence Impedance Angle (degrees) Este ajuste define o ângulo da impedância de seqüência positiva do elemento de distância com compensação de Zona 2. Z2ANG: 45 a 90. O ajuste de Z2ANG deve ser igual ao ângulo do transformador mais a impedância do sistema, definido pelo ajuste do alcance da zona 2. O relé coloca o alcance máximo do elemento de distância ao longo de uma linha no ângulo definido pelo ajuste Z2ANG. Z2ANG = CTC Compensation Distance Element Torque Control (SELogic) Este ajuste define o controle de torque dos elementos de distância com compensação. 21CTC: SELogic Equation. Os elementos de distância com compensação são habilitados quando o resultado de 21CTC é igual a lógica 1. Os elementos são bloqueados quando o resultado de 21CTC é igual a lógica 0. O ajuste típico da equação de controle SELogic 21CTC é habilitar os elementos de distância de fase quando o disjuntor principal do gerador está fechado (NOT 3POX). Outras condições de supervisão podem ser adicionadas, se a sua aplicação exigir. 103/443

104 21CTC = NOT 3POX Voltage Controlled Time Overcurrent Elements O elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso controlado por tensão (51C), faz parte da opção entre os três métodos de proteção de retaguarda do sistema. Para que esse elemento esteja disponível é necessário que o ajuste Backup Protection Enable (EBUP: = C). Figura 17 bäéãéåíçë= ÇÉ= pçäêéåçêêéåíé= ÇÉ= c~ëé= qéãéçêáò~çç= `çåíêçä~çç= éçê= qéåë ç= CP Voltage-Controlled Time Overcurrent Trip Level (amps) Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso, controlado por tensão. 51CP: OFF, 0,50 a 16,00 A. Ajuste o pickup do elemento 51CP menor que a corrente de contribuição do gerador, calculada utilizando a reatância síncrona Xd, (a reatância transitória X'd pode ser utilizada se o sistema de excitação do gerador for capaz de suportar tensão e corrente de faltas elevadas). Este valor pode ser seguramente abaixo da carga máxima, devido o elemento ser ativado somente durante 104/443

105 condições de faltas com tensão baixa. Divida a corrente de contribuição do gerador pela relação dos transformadores de corrente de fase CTRX, para encontrar o pickup do elemento de corrente, em ampéres secundários. Para um defeito trifásico no lado de alta do transformador elevador (69 kv) e considerando a reatância síncrona (Xd) do gerador, a corrente de contribuição do gerador é 820,0 A. Iφφ( LADO DE 51CP 0,85 CTRX 69KV ) [ A]sec 820,00 0,866 51CP 0,85 1,51 [ A]sec 400 Para um defeito trifásico no lado de alta do transformador elevador (69 kv) e considerando a reatância transitória (X'd) do gerador, a corrente de contribuição do gerador é 2920,0 A. 2920,00 0,866 50CP 0,85 5,37 [ A]sec CP = 1, CC Voltage-Controlled Time Overcurrent Curve Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada no elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso, controlado por tensão. 51CC: U1 a U5; C1 a C5. Será adotada a curva com característica Muito Inversa (C2) padrão IEC, para a função de sobrecorrente de fase temporizada de tempo inverso, controlado por tensão. Equação da curva Muito Inversa (C2) 13,5 T = TD = [ seg] ( M 1) 105/443

106 51CC = C CTD Voltage-Controlled Time Overcurrent Time Dial Este ajuste define a curva de tempo utilizada no elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso, controlado por tensão. 51CTD: 0,05 a 1,00. Será adotado o Time Dial 0,10 para a curva Muito Inversa. Tempo de operação esperado: M 820,00 = = 2, /5 1,00 13,5 T = 0,10 = 1,28[ seg] (2,05 1,0) 51CTD = 0, CRS Voltage-Controlled Time Overcurrent EM Reset Este ajuste define se o resete do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso controlado por tensão, será instantâneo N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico Y. 51CRS: Y, N. 51CRS = N CTC Voltage-Controlled Time Overcurrent Torque Control (SELogic) Este ajuste define o controle de torque do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso. 51CTC: SELogic Equation. 106/443

107 O elemento de sobrecorrente de fase temporizado controlado por tensão 51C, opera quando o ajuste de controle de torque 51CTC, é igual à lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 51CTC é igual a lógica 0. Normalmente, no ajuste de controle de torque deve estar incluído um Relay Word bit de um elemento de subtensão, como 27PPX1. Desta forma, o elemento 51C opera apenas quando uma tensão fase-fase é menor que o ajuste 27PPX1. Para evitar operações indesejadas devido a queima de fusível do transformador de potencial, será controlado também pelo Relay Word bit NOT LOPX. Este elemento funciona corretamente, independentemente se o transformador elevador está presente ou não e independentemente da conexão do transformador elevador (delta/estrele, estrela/estrela, etc.) 51CTC = 27PPX1 AND NOT LOPX Voltage Restraint Time Overcurrent Elements O elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso com restrição por tensão (51V), faz parte da opção entre os quatro métodos de proteção de retaguarda do sistema. Para que esse elemento esteja disponível é necessário que o ajuste Enable Backup System Protection (EBUP: = V). Figura 18 bäéãéåíçë=çé=pçäêéåçêêéåíé=çé=c~ëé= qéãéçêáò~çç=åçã=oéëíêá ç=éçê= qéåë ç= 107/443

108 VCA Compensation Angle (degrees) Este ajuste define a compensação do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso com restrição por tensão, quando existe um transformador elevador delta-estrela, entre o gerador e o sistema. 51VCA: -30, 0, 30. Use o ajuste 51VCA para compensar o elemento de sobrecorrente com restrição por tensão, pela presença de um transformador elevador conectado em delta-estrela, entre o gerador e o sistema. Quando o elemento não está ajustado para alcançar além do transformador elevador, ajustar 51VCA = 0. Quando o elemento está ajustado para responder à faltas entre fases no lado de alta do transformador delta-estrela e o ângulo de fase da tensão fase-neutro do sistema está adiantado do ângulo de fase da tensão fase-neutro do gerador em 30, ajustar 51VCA = -30. Quando o ângulo de fase da tensão fase-neutro do sistema está atrasado do ângulo de fase da tensão fase-neutro do gerador em 30, ajustar 51VCA = VCA = VP Voltage-Restrained Time Overcurrent Trip Level (amps) Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso, com restrição por tensão. 51VP: OFF, 2,00 a 16,00 A. O ajuste do pickup do elemento de sobrecorrente de fase com restrição por tensão (51VP), é reduzido dependendo da magnitude da tensão fase-fase aplicada. A relação entre o pickup do elemento de corrente e a tensão fase-fase é linear (ver Figura 19). Se a magnitude da tensão fase-fase é 50 por cento de VNOM_X, o picape atualizado do elemento de corrente 51V é 50 por cento do valor de ajuste de 51VP. 108/443

109 Figura 19 `~ê~åíéê ëíáå~=çç=bäéãéåíç=åçã=oéëíêá ç=éçê=qéåë ç `~ê~åíéê ëíáå~=çç=bäéãéåíç=åçã=oéëíêá ç=éçê=qéåë ç= Ao utilizar o elemento 51V, ajustar o pickup 51VP maior que a máxima corrente de fase esperada do gerador sob tensão plena, sem condições de faltas. Divida essa corrente pela relação do transformador de corrente de fase CTR, para encontrar o pickup do elemento de corrente, em ampéres secundários. Corrente de carg a máxima 51VP > [ A]sec CTRX MVA( GERADOR) ,25 Corrente de carg a máxima = = KV 3 [ A] 12, ,25 Corrente de carg a máxima = = 1255, 10 6,9 3 [ A] 1255,10 51VP > > 3,13 [ A]sec VP = 3,20 109/443

110 VC Voltage-Restrained Time Overcurrent Curve Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada no elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso, com restrição por tensão. 51VC: U1 a U5; C1 a C5. Será adotada a curva com característica Inversa (U2) padrão US, para a função de sobrecorrente de fase temporizada de tempo inverso, com restrição por tensão. Equação da curva Inversa (U2) 5,95 T = TD 0,180 + = [ seg] 2 ( M 1) 51VC = U VTD Voltage-Restrained Time-Overcurrent Time Dial Este ajuste define a curva de tempo utilizada no elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso, com restrição por tensão. 51VTD: 0,50 a 15,00. Será adotado o Time Dial 1,00 para a curva Inversa. Tempo de operação esperado: Nesse exemplo foi considerado que a magnitude da tensão fasefase é 25 por cento, para um defeito entre fases no lado de alta do transformador elevador (69 kv). 820,00 M = = 2, /5 (3,20 0,25) 5,95 T = 1,00 0,180 + = 1,25[ seg] 2 (2,56 1,0) 51VTD = 1,00 110/443

111 VRS Voltage-Restrained Time Overcurrent EM Reset Este ajuste define se o resete do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso com restrição por tensão, será instantâneo N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico Y. 51VRS: Y, N. 51VRS = N VTC Voltage-Restrained Time Overcurrent Torque Control (SELogic) Este ajuste define o controle de torque do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso. 51VTC: SELogic Equation. O elemento de sobrecorrente de fase é habilitado quando o resultado de 51VTC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 51VTC é igual a lógica 0. A tensão de restrição do elemento de sobrecorrente de fase temporizado, 51V, também inclui um ajuste de controle de torque, 51VTC. No entanto, a operação do elemento 51V é fundamentalmente diferente, tendo em vista que o ajuste do pickup do elemento é automaticamente reduzido quando a tensão fase-fase do gerador diminui durante uma falta. Quando a tensão do gerador é 100 por cento do ajuste VNOM_X, o elemento 51V opera com base em 100 por cento de seu ajuste de pickup, 51VP. Como a tensão fase-fase do gerador cai, o relé diminui o pickup do elemento para uma quantidade até 12,5 por cento da tensão nominal fase-fase. Para tensões inferiores a 12,5 por cento, o relé usa um pickup de 12,5 por cento do ajuste 51VP. O elemento determina automaticamente o tipo de falta, adequado a tensão de restrição fase-fase baseado no ajuste do ângulo de compensação 51VCA. Este elemento opera para faltas fase-fase e trifásicas. Como este elemento reduz o ajuste do seu pickup automaticamente à medida que diminui a tensão do gerador durante um defeito, o elemento não deve ser autorizado a operar se houver uma condição de queima de fusível no transformador de potencial. Para evitar uma operação indesejada devido a essa condição, o elemento será controlado pelo Relay Word bit NOT 111/443

112 LOPX. 51VTC = NOT LOPX Loss of Field Elements Dois elementos de seqüência positiva offset-mho detectam condições de perda de excitação. Temporizadores ajustáveis possibilitam a rejeição das oscilações de potência que passam através da característica de impedância da máquina. Usando a supervisão direcional incluída, um dos elementos mho pode ser ajustado para coordenar com o limitador de mínima excitação do gerador e com seu limite de estabilidade em regime. Figura 20 iµöáå~=ççë=bäéãéåíçë=çé=méêç~=çé=bñ iµöáå~=ççë=bäéãéåíçë=çé=méêç~=çé=bñåáí~ ç Åáí~ ç= E40 Enable Loss-of-Field Protection Este ajuste define se a proteção de perda de excitação será habilitada para operação. E40: Y, N. E40 = Y 112/443

113 Level Z1P Zone 1 Mho Diameter (Ohms) Este ajuste define o diâmetro da impedância do elemento de Zona 1 da função de perda de excitação. O elemento de Zona 1 geralmente é aplicado na função de trip. 40Z1P: OFF, 0,1 a 100,0 Ω. Dados do gerador usado no exemplo: Reatância síncrona de eixo direto (Xd) = 115,0% Reatância transitória de eixo direto (X d) = 27,0% Reatância sub-transitória de eixo direto (X d) = 22,0% Proteção de perda de excitação usando a zona 2 com offset negativo: Figura 21 =méêç~=çé=bñåáí~ ç=rë~çç=~=wçå~=o=åçã=lññëéí=kéö~íáîç= méêç~=çé=bñåáí~ ç=rë~çç=~=wçå~=o=åçã=lññëéí=kéö~íáîç== Quando a Zona 2 for usada com um offset negativo, ajustar o diâmetro da impedância do elemento de Zona 1 igual a 1,0 pu. VNOM 40Z1P = Ω INOM 3 [ ] sec. 113/443

114 115,0 40Z1P = = 26,56 Ω 2,5 3 [ ] sec. Nota: Normalmente a reatância síncrona do gerador (Xd) é maior que 1,0 pu de impedância, no entanto, se Xd 1,0 pu de impedância, ajustar 40Z1P menor, de tal forma que no pior caso de oscilação estáveis de potência no sistema, não entre na característica de zona 1. Proteção de perda de excitação usando a zona 2 com offset positivo: Figura 22 =méêç~=çé=bñåáí~ ç=rë méêç~=çé=bñåáí~ ç=rë~çç=~=wçå~=o=åçã=lññëéí=mçëáíáîç= ~Çç=~=wçå~=O=Åçã=lÑÑëÉí=mçëáíáîç== Quando a Zona 2 for usada com um offset positivo, o ajuste do diâmetro da impedância do elemento de Zona 1 deve ser: X ' d CTRX 40Z1P = 1,1 Xd + Ω 2 PTRX [ ] sec. Xd 2 6,9 = 1,15 = 4, [ Ω] 2 6,9 X ' d = 0,27 = 1, [ Ω] 114/443

115 1, Z1P = 1,1 4,56 + = 29,87 Ω 2 60,00 40Z1P = 30,0 [ ] sec XD1 Zone 1 Offset Reactance (Ohms) Este ajuste define o offset da reatância do elemento de Zona 1 da função de perda de excitação. 40XD1: -50,0 a 0,0 Ω. Quando a Zona 2 for usada com um offset negativo ou positivo, ajustar o offset da reatância do elemento de Zona 1 igual a metade da reatância transitória do gerador (X'd), em ohms secundários. X ' d CTRX 40XD1 = Ω 2 PTRX [ ] sec. 1, XD1 = = 3,57 Ω 2 60,00 40XD1= -3,5 [ ] sec Z1D Zone 1 Pickup Time Delay (seconds) Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de Zona 1 da proteção de perda de excitação. 40Z1D: 0,00 a 400,00 segundos. O trip do elemento de Zona 1 quando a Zona 2 for usada com um offset negativo, normalmente é realizado com pequeno ou nenhum retardo de tempo. Quando a Zona 2 for usada com um offset positivo, o ajuste típico é 0,25 segundo. 40Z1D = 0,25 115/443

116 Level Z2P Zone 2 Mho Diameter (Ohms) Este ajuste define o diâmetro da impedância do elemento de Zona 2 da proteção de perda de excitação. 40Z2P: OFF, 0,1 a 100,0 Ω. Quando a Zona 2 for usada com um offset negativo, ajustar o diâmetro da impedância do elemento de Zona 2 igual a reatância síncrona do gerador (Xd), em ohms secundários. CTRX 40Z 2P = Xd Ω PTRX [ ] sec Z 2P = 4,56 = 30,40 Ω 60,00 [ ] sec. Quando a Zona 2 for usada com um offset positivo, o ajuste do diâmetro da impedância do elemento de Zona 2 deve ser: CTRX 40Z 2P = 1,1 Xd + XS Ω PTRX XS = XT + Xsistema [ Ω] [ ] sec. XS 2 6,9 = 1,2400 = 0, [ Ω] Z 2P = 1,1 4,56 + 0,59 = 37,37 Ω 60,00 40Z2P = 38,0 [ ] sec XD2 Zone 2 Offset Reactance (Ohms) Este ajuste define o offset da reatância do elemento de Zona 2 da proteção de perda de excitação. 40XD2: -50,0 a 50,0 Ω. Quando a Zona 2 for usada com um offset negativo, ajustar o offset da reatância do elemento de Zona 2 igual ao offset da reatância do elemento de Zona 1, em ohms secundários. 116/443

117 X ' d CTRX 40XD2 = Ω 2 PTRX [ ] sec. 1, XD2 = = 3,57 Ω 2 60,00 [ ] sec. Quando a Zona 2 for usada com um offset positivo, ajustar o offset da reatância do elemento de Zona 2 igual à reatância total, em ohms secundários. CTRX 40XD2 = XS Ω PTRX [ ] sec XD2 = 0,59 = 3,93 Ω 60,00 40XD2= 4,0 [ ] sec Z2D Zone 2 Pickup Time Delay (seconds) Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de Zona 2 da proteção de perda de excitação. 40Z2D: 0,00 a 400,00 segundos. O temporizador do elemento de Zona 2 deve ser suficiente para evitar uma operação incorreta. Quando a Zona 2 for usada com um offset negativo, ajustar entre a 0,5 a 0,6 segundo considerando o pior caso de uma condição de oscilação de potência no sistema, ou de acordo com as recomendações do fabricante do gerador. Quando a Zona 2 for usada com um offset positivo, ajustar o temporizador em 1,0 segundo. 40Z2D = 1, DIR Zone 2 Directional Supervision Angle (degrees) Este ajuste define o ângulo de supervisão direcional do elemento de zona 2, da proteção de perda de excitação. Está habilitado somente quando 40XD2 > 0,0. 40DIR: -20,0 a 0,0. 117/443

118 Ajuste 40DIR igual a -20 ou ao arco cosseno do fator de potência mínimo, o que for menor. 40DIR = -20, ZTC 40Z Element Torque Control (SELogic) Este ajuste define o controle de torque dos elementos de perda de excitação. 40ZTC: SELogic Equation. Os elementos de perda de excitação são habilitados quando o resultado de 40ZTC é igual a lógica 1. Os elementos são desabilitados quando o resultado de 40ZTC é igual a lógica 0. Tipicamente, a equação de controle SELogic 40ZTC deve ser ajustada de modo que a proteção de perda de excitação seja autorizada a operar quando não há condição de perda de potencial (NOT LOPX) detectada. Outras condições de supervisão podem ser adicionadas, se a sua aplicação exigir. 40ZTC = NOT LOPX Current Unbalance Elements Toda condição de desequilíbrio produz uma corrente de seqüência negativa, a qual aquece o rotor a uma taxa maior do que a corrente de seqüência positiva ou de terra. Um elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de fase pode atuar tanto para as faltas fase-fase, como para as faltas fase-terra. O elemento de seqüência negativa de tempo definido gera alarme para os estágios iniciais de uma condição de desbalanço. O elemento de sobrecorrente de tempo-inverso dá trip para condições de desbalanço sustentado para evitar danos à máquina. O elemento de seqüência negativa de tempo inverso fornece as curvas de proteção I 2 2 t padronizadas na indústria. 118/443

119 Figura 23 iµöáå~=ççë=bäéãéåíçë=çé=pçäêéåçêêéåíé=çé=péèωæååá~=kéö~íáî~ iµöáå~=ççë=bäéãéåíçë=çé=pçäêéåçêêéåíé=çé=péèωæååá~=kéö~íáî~= E46 Enable Negative Sequence Overcurrent Protection Este ajuste define se a proteção de sobrecorrente de seqüência negativa será habilitada para operação. E46: Y, N. E46 = Y Level Q1P Level 1 Negative Sequence Overcurrent Trip Level (%) Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo definido de nível 1. Normalmente o elemento de nível 1 é aplicado para alarme de desequilíbrio de 119/443

120 corrente. 46Q1P: OFF, 2 a 100 %. Ajuste 46Q1P igual ou menor que a capacidade de corrente de desequilíbrio contínuo do gerador, entre 8 a 12%. 46Q1P = Q1D Level 1 Negative Sequence Overcurrent Time Delay (sec) Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo definido de nível 1. 46Q1D: 0,02 a 999,90 segundos. Ajuste 46Q1D maior do que o tempo máximo dos períodos com correntes de desequilíbrio normal, incluindo o tempo de eliminação de falta de fase no sistema. Esse ajuste evitará atrasos indesejados nos alarmes de desequilíbrio de corrente 46Q1D = 30,00 Level Q2P Level 2 Negative Sequence Time Overcurrent Trip Level (%) Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso de nível 2, com característica I 2 2 t. Normalmente o elemento de nível 2 é aplicado para trip de desequilíbrio de corrente. 46Q2P: OFF, 2 a 100 %. Ajuste 46Q2P igual ou menor que a capacidade de corrente de desequilíbrio contínuo do gerador, entre 8 a 12%. 46Q2P = /443

121 Q2K Level 2 Negative Sequence Time Overcurrent Time Dial (sec) Este ajuste define a curva de tempo utilizada no elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso de nível 2. 46Q2K: 1 a 100 segundos. Ajuste 46Q2K igual ou menor que a capacidade de corrente de seqüência negativa de curto tempo definida pelo fabricante do gerador. Figura 24 `~ê~åíéê ëíáå~=çé=lééê~ ç=ççë=bäéãéåíçë=çé=pçäêéåçêêéåíé= ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=kÉÖ~íáî~ èωæååá~=kéö~íáî~= 121/443

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