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MEMÓRIA DE CÁLCULO PARA OS AJUSTES DO
RELÉ DE PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE E
DIFERENCIAL DE CORRENTE SEL-387-0-5-6
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ÍNDICE PÁG. 1. INTRODUÇÃO ............................................................................................ 3
2. CARACTERÍSTICAS DO RELÉ SEL-387 .................................................. 5
2.1. Funções de Proteção ..................................................................................... 5
2.2. Funções de Medição ...................................................................................... 5
2.3. Funções de Monitoramento ........................................................................... 6
2.4. Funções de Controle ...................................................................................... 6
2.5. Lógicas Adicionais ......................................................................................... 7
2.6. Integração ....................................................................................................... 7
2.7. Outras Características ................................................................................... 7
2.8. Opcionais ........................................................................................................ 7
3. MEMÓRIA DE CÁLCULO ........................................................................... 8
3.1. Seleção das RTCs para um Transformador com vários enrolamentos ..... 8
3.2. Correntes de curtos-circuitos...................................................................... 10
3.3. Group 1 Settings ........................................................................................... 10
3.4. Global Settings ........................................................................................... 111
3.5. SER .............................................................................................................. 131
3.6. DNP .............................................................................................................. 132
3.7. Ports 1- 4 ..................................................................................................... 135
4. ANEXOS ................................................................................................. 143
4.1. Anexo I ......................................................................................................... 143
4.2. Anexo II ........................................................................................................ 152
4.3. Anexo III ....................................................................................................... 154
5. Referências ............................................................................................ 156
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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 Sobrecorrente e Diferencial de Corrente SEL-387, utilizado na proteção de um autotransformador de 3 enrolamentos, de 230/138/13,8 kV - 150,0/150,0/60,0 MVA, ligado em estrela/estrela/delta, conforme Figura 1.
NOTA IMPORTANTE:
Este documento é apenas um exemplo de memória de cálculo para o relé SEL311L, 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-311L pode ser usado, a SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES não se responsabiliza por qualquer uso inadequado deste documento e que venha a causar danos.
Conexão CA típica
Figura 1 – Exemplo de Conexão CA típica de autotransformador de três enrolamentos
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Conexão CC típica
O diagrama de conexão CC da Figura 2 ilustra o controle de trip dos três disjuntores do autotransformador. No diagrama estão incluídos os três contatos de entrada 52a que definem os estados dos disjuntores (fechado ou aberto) e um relé de bloqueio 86T para trip nos três disjuntores, através da função diferencial. Somente pelas atuações das funções de sobrecorrente haverá trips individuais nos disjuntores. O diagrama mostra também as funções de ALARME e Anunciação. A função ALARME vem configurada de fábrica com contato do tipo B, de tal forma que só fecha quando houver falha do relé.
Se for desejado o fechamento de um dos disjuntores, é usado o contato anunciador de trip respectivo (OUT105), no caso do disjuntor do lado de 230 kV.
Figura 2 – Exemplo de Conexão CC típica
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2. CARACTERÍSTICAS DO RELÉ SEL-387
O Relé SEL-387 oferece proteção diferencial com e sem restrição para dois, três ou quatro terminais. Elementos de segunda, quarta e quinta harmônicas, complementados pelo elemento cc, propiciam segurança durante condições de sobreexcitação e energização do transformador, através de um esquema definido pelo usuário entre as opções de restrição por harmônicas ou bloqueio por harmônicas. Elementos de sobrecorrente fazem a proteção de retaguarda, o que contribui para a versatilidade do Relé SEL-387. As funções referentes a relatórios de evento (oscilografia), Registrador Seqüencial de Eventos (“Sequential Events Recorder” - SER), monitoração do desgaste dos contatos do disjuntor e monitoração da tensão das baterias da subestação são todas padronizadas. Quatro portas de comunicação, display do painel local e funções de automação de ampla capacidade são também padronizadas. A placa de entradas e saídas (“In/Out” - I/O) expandida é disponibilizada como uma opção. A função de falta à terra restrita propicia proteção sensível para faltas à terra em transformadores conectados em estrela.
2.1. Funções de Proteção
• 87 – Diferencial; • 50/51 - Sobrecorrente de fase instantânea e temporizada para cada
lado do transformador; • 50/51G - Sobrecorrente residual instantânea e temporizada para cada
lado do transformador; • 50/51Q (46) - Sobrecorrente instantânea e temporizada de seqüência
negativa para cada lado do transformador; • 50/62BF - Falha de disjuntor para cada lado do transformador; • REF (67G) - Proteção de falta à terra restrita (quando se utilizam
somente 2 ou 3 enrolamentos); • 49T – Proteção térmica (opcional através de RTD’s); • 49 – Proteção imagem térmica (cálculo de ponto quente dos
enrolamentos do transformador).
2.2. Funções de Medição
• Correntes de fase (IA, IB, IC) e residual (IG), correntes de seqüência (I1, 3I2, 3I0) para cada entrada;
• Demanda de corrente de fase e de seqüência negativa; • Corrente diferencial; • Espectro de harmônicas até a 15ª ordem; • Registro de valores máximos e mínimos de grandezas analógicas; • Temperatura de topo do óleo via módulo de RTD´s SEL 2600A;
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• Temperatura ambiente via módulo SEL-2600A e processador SEL-2032;
• Temperatura do ponto mais quente do interior do transformador (Hot Spot).
2.3. Funções de Monitoramento
• Oscilografia armazena até 7 segundos de dados; • Seqüência de eventos armazena os últimos 512 eventos; • Monitoramento térmico do transformador; • Monitoramento do sistema de alimentação auxiliar CC (banco de
baterias), fornecendo alarme para sub ou sobretensão; • Monitoramento de desgaste dos contatos do disjuntor por pólo; • Contador de operações para até 4 disjuntores; • Monitoramento das bobinas do disjuntor (através de programação
lógica); • Fator de aceleração do envelhecimento do transformador; • Taxa de perda de vida útil do transformador; • Tempo total de perda de vida útil do transformador; • Monitoramento de desgaste do transformador devido a faltas externas
passantes.
2.4. Funções de Controle
• Número de entradas e saídas binárias: � STANDARD: 6 entradas e 8 saídas; � Para adicionar placa de entradas e saídas digitais ver item 8;
• Comando de abrir / fechar o disjuntor e/ou seccionadoras, local e remoto;
• Programação através de equações lógicas (SELogic): � 16 relés auxiliares / temporizadores, 16 biestáveis, 16 chaves de
controle local e remoto; • Programação de até 16 mensagens para serem exibidas no display; • Seletividade lógica; • 6 grupos de ajustes; • Controle de torque das funções de sobrecorrente; • 30 – Anunciador; • 69 – Inibição de fechamento; • 86 – Retenção de sinal de disparo.
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2.5. Lógicas Adicionais
• Bloqueio ou restrição de 2ª e 4ª harmônicas; • Bloqueio de 5ª harmônica e componente CC; • Remoção de seqüência zero, selecionável para qualquer tipo de
conexão de transformador.
2.6. Integração
• 1 porta serial EIA-232 frontal; • 2 portas seriais EIA-232 traseiras; • 1 porta serial EIA-485 traseira; • Sincronização horária por IRIG-B; • Protocolos: DNP3.0, ASCII, Compressed ASCII, Fast Meter, Fast
Operate, LMD.
2.7. Outras Características
• Software amigável para parametrização (AcSELerator); • Contatos Standard: capacidade de condução contínua 6A, 50A por 1
segundo, capacidade de estabelecimento de condução 30A, capacidade de interrupção 0,3A (125Vcc, L/R = 40ms);
• Tensão auxiliar: 24, 48, 125 ou 250 VCC; • Temperatura de operação –40 º a + 85 º C.
2.8. Opcionais
• Placa de entradas e saídas digitais adicional, podendo ser: � 08 entradas e 12 saídas; � 08 entradas e 12 saídas com contatos de alta capacidade de
interrupção (10A, 125Vcc, L/R=40ms); • Montagem tipo rack ou painel, horizontal; • Bornes terminais convencionais ou conectorizados.
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3. MEMÓRIA DE CÁLCULO
Os cálculos de ajustes e as parametrizações que serão definidos a seguir se referem ao Relé SEL-387 utilizado no esquema de proteção de um autotransformador 230/138/13,8kV – 150,0/150,0/60,0 MVA, representado na Figura 1.
3.1. Seleção das RTCs para um Transformador com vários enrolamentos
Passo 1. Determine as cargas (em ohms) que serão ligadas nos secundários dos TCs onde está conectado o relé.
Passo 2. Selecione a relação de TC para o maior enrolamento (por exemplo, CTR1), considerando a máxima corrente secundária IHS, com base na maior potência (em MVA) do transformador. Para TCs conectados em estrela, a corrente no relé, IREL, é igual a IHS. Para TCs conectados em delta, IREL é igual a 3 x IHS. Escolha a relação mais próxima de tal forma que IREL fique entre 0,1 x IN e 1,0 x IN A (secundário), onde IN é a corrente nominal secundária do relé (1 A ou 5 A).
Passo 3. Selecione as relações dos TCs restantes (por exemplo, CTR2 e CTR3) considerando a máxima corrente secundária, ILS, de cada enrolamento. Tipicamente, a relação de TC é baseada na potência máxima (em MVA) de cada enrolamento. Se esse valor for muito menor que o valor do maior enrolamento, é possível violar o limite de relação de TAP no relé SEL-387 (veja Passo 4 e Passo 5). Para TCs conectados em estrela, a corrente no relé, IREL é igual a ILS. Para TCs conectados em delta IREL é igual a 3 x ILS. Escolha a relação mais próxima de tal forma que IREL fique entre 0,1 x IN e 1,0 x IN A (secundário).
Passo 4. O relé SEL-387 calcula os ajustes do TAP1 ao TAP4 se a relação de TAPMAX/TAPMIN é menor ou igual a 7,5. Quando o relé calcula o ajuste do TAP, reduz-se o “mismatch” do TC para menos que um por cento. A faixa de ajuste permissível dos TAPs é 0,1 x IN a 31 x IN.
Passo 5. Se a relação TAPMAX/TAPMIN é maior que 7,5, selecione outra relação de TC para atender a condição acima. Freqüentemente é necessário selecionar uma relação de TC maior para um
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enrolamento menor, utilizando TCs auxiliares para encontrar a relação exigida. Repita os Passo 2 ao Passo 5.
Passo 6. Calcule a máxima corrente simétrica de falta para um defeito externo, e verifique se as correntes secundárias nos TCs não excedam às correntes máximas permitidas para o TC, tipicamente 20 x IN. Se necessário, selecione novamente as relações dos TCs e repita os Passo 2 ao Passo 6.
Passo 7. Para cada TC, multiplique as cargas calculadas no Passo 1 pela magnitude, em amperes secundários, da máxima corrente simétrica de falta esperada para um defeito externo. Selecione a tensão nominal referente a classe de precisão de cada TC que deverá ser maior que duas vezes a tensão calculada. Se necessário, selecione uma relação de TC maior para atender este requisito, e repita os passos 2 ao 7. Este critério de seleção ajuda reduzir a probabilidade de saturação de TC.
Para maiores informações ver o artigo TP6027 (Selecting CTs to Optimize Relay Performance) no site www.selinc.com.br
3.1.1. RTCs do lado de 230 kV
• Relações disponíveis: 1200/600/300-5-5 A
• RTC usada = 600/5 A (120:1)
3.1.2. RTCs do lado de 138 kV
• Relações disponíveis: 1200/600/300-5-5 A
• RTC usada = 1200/5 A (240:1)
3.1.3. RTCs do lado de 13,8 kV
• Relação disponível: 3000-5 A
• RTC usada = 3000/5 A (600:1)
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3.1.4. Ligação dos TCs
Conforme Figura 1, os TCs de todos os enrolamentos estão ligados em estrela.
3.2. Correntes de curtos-circuitos
Os cálculos de curtos-circuitos para os lados de 230 kV, 138 kV e 13,8 kV nas condições Normal, Máxima e Mínima de operação, estão apresentados no anexo I.
3.3. Group 1 Settings
Configuration Settings
3.3.1. Identifier Labels
O relé SEL-387 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 cada ajuste está limitado a 30 (trinta).
Estes dois ajustes não podem ser feitos via painel frontal do relé, somente através de comunicação com o PC.
AJUSTES
RID = SEL-387-6
TID = SE SEL – AUTOTRAFO
3.3.2. Differential Element Enable (E87W1—E87W4)
O relé SEL-387 possui quatro conjuntos de entradas de corrente trifásica para a proteção diferencial, não sendo necessário utilizá-las todas e podendo configurar qualquer uma das entradas. Os
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ajustes dos elementos E87Wn determinam com quais terminais serão executados os cálculos diferenciais.
Os ajustes disponíveis são:
E87W1: Y, N, Y1 (Habilita o elemento diferencial do enrolamento 1). Selecionado Y1 possibilita o bloqueio das funções de quarta harmônica (PCT4) e DC (DCRB).
E87W2: Y, N, Y1 (Habilita o elemento diferencial do enrolamento 2). Selecionado Y1 possibilita o bloqueio das funções de quarta harmônica (PCT4) e DC (DCRB).
E87W3: Y, N, Y1 (Habilita o elemento diferencial do enrolamento 3). Selecionado Y1 possibilita o bloqueio das funções de quarta harmônica (PCT4) e DC (DCRB).
E87W4: Y, N, Y1 (Habilita o elemento diferencial do enrolamento 4). Selecionado Y1 possibilita o bloqueio das funções de quarta harmônica (PCT4) e DC (DCRB).
Conforme Figura 1 o autotransformador tem apenas três enrolamentos com três conjuntos de TCs, portanto os ajustes deverão ser:
AJUSTES
E87W1 = Y
E87W2 = Y
E87W3 = Y
E87W4 = N
3.3.3. Overcurrent Element and Demand Threshold Enables (EOCn)
Para cada terminal existe um ajuste independente para os elementos de sobrecorrente e limites de demanda EOCn.
Não é necessário que a função diferencial (E87Wn) esteja habilitada, para que se possa utilizar as respectivas funções de sobrecorrente.
Os ajustes disponíveis são:
EOC1: Y, N (Habilita o elemento de sobrecorrente e limites de demanda do enrolamento 1).
EOC2: Y, N (Habilita o elemento de sobrecorrente e limites de demanda do enrolamento 2).
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EOC3: Y, N (Habilita o elemento de sobrecorrente e limites de demanda do enrolamento 3).
EOC4: Y, N (Habilita o elemento de sobrecorrente e limites de demanda do enrolamento 4).
EOCC: Y, N (Habilita o elemento combinado de sobrecorrente, usado em subestações com arranjos em anel ou disjuntor e meio). Para maiores informações ver Application Guide AG99-08 (Applying the SEL-387-5 Relay Combined Overcurrent Elements) no site www.selinc.com.br
AJUSTES
EOC1 = Y
EOC2 = Y
EOC3 = Y
EOC4 = N
EOCC = N
3.3.4. Thermal Element Enable (ETHER)
Esse elemento está disponível apenas no relé SEL-387-6.
ETHER: Y, N (Habilita o elemento térmico).
AJUSTES
ETHER = Y
3.3.5. RTD Enable (E49A, E49B)
Estas funções proporcionam a modelagem térmica do autotransformador, com capacidade de monitoração e proteção. O elemento térmico executa uma ação de controle e ativa um alarme ou aviso, quando o autotransformador estiver com sobreaquecimento, ou quando estiver em perigo devido ao envelhecimento excessivo da isolação ou redução da vida útil.
Para a aquisição de dados das temperaturas é necessário que esteja ligado em uma das portas seriais do relé SEL-387-6 um módulo de RTD SEL 2600A (“SEL-2600A RTD Module”) ou um PLC, conforme mostrado na Figura 3. O SEL-2600A transmite os dados de temperatura através dos protocolos Modbus, SEL Fast Messaging, ou ASCII para o Relé SEL-387-6 no formato de uma
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SEL Fast Message. Embora o Relé SEL-387-6 possa receber os dados de temperatura com qualquer taxa, o elemento térmico utiliza esses dados somente uma vez por minuto.
Figura 3 – Monitoramento Térmico do Transformador
E49A: Y, N (Habilita o elemento RTDA).
E49B: Y, N (Habilita o elemento RTDB).
AJUSTES
E49A = Y
E49B = Y
3.3.6. SELogic Control Equations Enable
Esta função possibilita a utilização de até três grupos de lógicas (temporizadores “SVs” e biestáveis “LTs”).
ESLS1: Y, N (Habilita o grupo 1 de “SVs e LTs”).
ESLS2: Y, N (Habilita o grupo 2 de “SVs e LTs”).
ESLS3: Y, N (Habilita o grupo 3 de “SVs e LTs”).
AJUSTES
ESLS1 = Y
ESLS2 = N
ESLS3 = N
General Data
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3.3.7. CT Connection (W1CT—W4CT)
Determina o tipo de ligação dos TCs para cada enrolamento.
W1CT: D, Y (Tipo de ligação dos TCs do enrolamento 1).
W2CT: D, Y (Tipo de ligação dos TCs do enrolamento 2).
W3CT: D, Y (Tipo de ligação dos TCs do enrolamento 3).
W4CT: D, Y (Tipo de ligação dos TCs do enrolamento 4).
Onde D = Estrela e Y = Delta
Conforme Figura 1, os TCs dos três enrolamentos do autotransformador estão ligados em estrela. O ajuste de W4CT é irrelevante.
AJUSTES
W1CT = Y
W2CT = Y
W3CT = Y
W4CT = Y
3.3.8. CT Ratio (CTR1—CTR4)
Determina a relação dos TCs para cada enrolamento.
CTR1: 1 - 50000 (Relação dos TCs do enrolamento 1).
CTR2: 1 - 50000 (Relação dos TCs do enrolamento 2).
CTR3: 1 - 50000 (Relação dos TCs do enrolamento 3).
CTR4: 1 - 50000 (Relação dos TCs do enrolamento 4).
As RTCs dos três conjuntos de TCs são:
Lado 230 kV = 600/5 A (120:1)
Lado 138 kV = 1200/5 A (240:1)
Lado 13,8 kV = 3000/5 A (600:1)
O ajuste de CTR4 é irrelevante.
AJUSTES
CTR1 = 120
CTR2 = 240
CTR3 = 600
CTR4 = 600
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3.3.9. Maximum Transformer Capacity, Three-Phase MVA (MVA)
MVA: OFF, 0,2 a 5000 MVA, em passo de 0,1 MVA (Potência máxima do Transformador. Quando ajustado em OFF, o relé calcula os valores de cada TAP automaticamente).
AJUSTES
MVA = 150,0
3.3.10. Internal Winding/CT Connection Compensation (ICOM)
A correta operação da proteção diferencial requer que as correntes do primário, secundário e terciário 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 (Define se haverá compensação de conexão dos TCs)
AJUSTES
ICOM = Y
3.3.11. Connection Compensation (W1CTC—W4CTC)
Através do ajuste WnCTC = 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 anti-horário para sistema com rotação de fases ABC ou 30° no sentido horário para o sistema ACB.
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As correntes trifásicas que entram no terminal n do relé (IAWn, IBWn e ICWn) são compensadas através da multiplicação por alguma das matrizes CTC(m), originando as correntes compensadas (IAWnC, IBWnC e ICWnC).
[ ]
×=
ICWn
IBWn
IAWn
mCTC
ICWnC
IBWnC
IAWnC
)(
As 13 matrizes de compensação são:
[ ] [ ] [ ]
−
−
−
=
−
−
−
=
=
112
211
121
3
1)2(
101
110
011
3
1)1(
100
010
001
)0( CTCCTCCTC
[ ] [ ] [ ]
−
−
−
=
−−
−−
−−
=
−
−
−
=
110
011
011
3
1)5(
121
112
211
3
1)4(
011
101
110
3
1)3( CTCCTCCTC
[ ] [ ] [ ]
−−
−−
−−
=
−
−
−
=
−
−
−
=
112
211
121
3
1)8(
101
110
011
3
1)7(
211
121
112
3
1)6( CTCCTCCTC
[ ] [ ] [ ]
−
−
−
=
−
−
−
=
−
−
−
=
110
011
101
3
1)11(
121
112
211
3
1)10(
011
101
110
3
1)9( CTCCTCCTC
[ ]
−−
−−
−−
=
211
121
112
3
1)12(CTC
Exemplo para determinar a matriz de compensação
Passo 1: Adote o enrolamento 1 como referência.
Para o enrolamento 1 escolha entre as matrizes 0 ou 12, as quais não aplicam nenhum defasamento nas
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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 4:
Figura 4 – Rotação Angular
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 AG2006-01 (Determining the Correct Connection Compensation in the SEL-387 Relay) no site www.selinc.com.br.
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W1CTC: 0, 1, .....12 (Define a matriz de compensação para o enrolamento 1).
W2CTC: 0, 1, .....12 (Define a matriz de compensação para o enrolamento 2).
W3CTC: 0, 1, .....12 (Define a matriz de compensação para o enrolamento 3).
W4CTC: 0, 1, .....12 (Define a matriz de compensação para o enrolamento 4).
Foi considerado o sentido de rotação CBA, a corrente atrasada em 30° ou (YD1).
AJUSTES
W1CTC = 1
W2CTC = 1
W3CTC = 0
W4CTC = 0
3.3.12. Line-to-Line Voltage, kV (VWDG1—VWDG4)
Define as tensões fase-fase dos enrolamentos.
VWDG1: 1 – 1000KV (tensão fase-fase do enrolamento 1).
VWDG2: 1 – 1000KV (tensão fase-fase do enrolamento 2).
VWDG3: 1 – 1000KV (tensão fase-fase do enrolamento 3).
VWDG4: 1 – 1000KV (tensão fase-fase do enrolamento 4).
AJUSTES
VWDG1 = 230,0
VWDG2 = 138,0
VWDG3 = 13,8
VWDG4 = 13,8
Differential Elements
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3.3.13. Current TAP (TAP1—TAP4)
Determina os ajustes dos TAPs de corrente de cada enrolamento, quando estes não forem calculados automaticamente (MVA ≠ OFF).
TAP 1 (IN=1A): 0,10 – 31,00 A (Tap de corrente do enrolamento 1).
TAP 1 (IN=5A): 0,50 – 155,00 A (Tap de corrente do enrolamento 1).
TAP 2 (IN=1A): 0,10 – 31,00 A (Tap de corrente do enrolamento 2).
TAP 2 (IN=5A): 0,50 – 155,00 A (Tap de corrente do enrolamento 2).
TAP 3 (IN=1A): 0,10 – 31,00 A (Tap de corrente do enrolamento 3).
TAP 3 (IN=5A): 0,50 – 155,00 A (Tap de corrente do enrolamento 3).
TAP 4 (IN=1A): 0,10 – 31,00 A (Tap de corrente do enrolamento 4).
TAP 4 (IN=5A): 0,50 – 155,00 A (Tap de corrente do enrolamento 4).
Foi considerado que os TAPs de corrente não serão calculados automaticamente.
Determinação dos TAPs de corrente para cada enrolamento
CCTRnVWDGn
MVATAPn ×
××
×=
3
1000
Onde:
MVA = Potência máxima do autotransformador (deve ser a mesma para os cálculos de todos os enrolamentos).
VWDGn = Tensão fase-fase de cada enrolamento (em kV).
CTRn = Relação de TC de cada enrolamento.
C = 1 se as ligações dos TCs forem estrela (WnCT = Y).
C = 3 se as ligações dos TCs forem delta (WnCT = D).
Existem as seguintes limitações no cálculo dos TAPs:
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� Os ajustes dos TAPs devem estar dentro da faixa 0,1 x IN e 31 x IN.
� A relação TAPMAX/TAPMIN deve ser ≤ 7,5.
Determinação do TAP do enrolamento primário:
ATAP 14,3135/600230
10001501 =×
××
×=
TAP1 = 3,14 A
Determinação do TAP do enrolamento secundário:
ATAP 61,2135/1200138
10001502 =×
××
×=
TAP2 = 2,61 A
Determinação do TAP do enrolamento terciário:
ATAP 46,10135/30008,13
10001503 =×
××
×=
TAP3 = 10,46 A
Verificação da relação TAPMAX/TAPMIN ≤ 7,5:
00,461,2
46,10==
MÍN
MÁX
TAP
TAP
AJUSTES
TAP1 = 3,14 A
TAP2 = 2,61 A
TAP3 = 10,46 A
TAP4 = 10,46 A
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3.3.14. Restrained Element Operating Current Pickup (O87P)
O ajuste da função O87P deve ser de tal forma que evite operações indesejadas por causa de erros em TCs ou corrente de excitação do transformador. O ajuste deve também gerar uma corrente operacional maior ou igual a 0,1 x IN, quando multiplicado pelo menor entre TAP1 e TAP4.
O87P: 0,10 – 1,00 x TAP A (Corrente de operação em múltiplo do TAP).
MINMIN TAP
InPO
×≥
1,087
19,061,2
0,51,087 =
×≥MINPO
Verificação da corrente operacional, considerando que o ajuste sugerido para O87P é 0,3.
)(871,0 ATAPPOIN MIN×≤×
A78,05,0
61,23,00,51,0
≤
×≤×
AJUSTES
O87P = 0,30
3.3.15. Restraint Slope Percentage (SLP1, SLP2)
O Relé SEL-387 tem três elementos diferenciais. Esses elementos usam as grandezas de operação e restrição calculadas a partir das correntes de entrada de dois, três ou quatro enrolamentos. Os elementos diferenciais são ajustados com característica diferencial porcentual com inclinação simples ou dupla. A Figura 5 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.
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Figura 5 – Característica de Restrição Diferencial Porcentual
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:
∑∑ ×+
−−×+=
"""")1
)1()1(
OUTIN
IWna
eIWneIdmáx
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:
%100)1(
)()2(
)1(
)1()1( ×
+
×++×=
+
−−+
a
aeae
a
ee
%18,28%100)1,01(
)1,01,0(1,0)1,02(
)1,01(
)1,01()1,01( =×
+
×++×=
+
−−+
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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% (28,18 + 3 + 5). 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 60%, para evitar problemas com saturação dos TCs para altas correntes.
SLP1: 5,00 – 100,0 % (Slope inicial da característica de restrição percentual).
SLP2: OFF, 25,00 – 200,0 % (Segundo Slope da característica de restrição percentual).
AJUSTES
SLP1 = 25,0%
SLP2 = 50,0%
3.3.16. Restraint Current Slope 1 Limit (IRS1)
IRS1: 1,0 – 20,0 x TAP (Limite da corrente de restrição para o Slope 1 ou ponto de interseção onde inicia o Slope 2).
Deve-se observar as limitações abaixo, tendo em vista que para IN = 1,0 A o TAPMÁX é 31,00 A e para IN = 5,0 A o TAPMÁX é 155,00 A.
0,311)0,1( ≤×⇒= IRSTAPAIN MÁX
0,1551)0,5( ≤×⇒= IRSTAPAIN MÁX
82,1446,10
0,1551 ≤≤IRS
AJUSTES
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IRS1 = 3
3.3.17. Unrestrained Element Current Pickup (U87P)
Esse elemento de corrente diferencial sem restrição, compara o valor da corrente diferencial de operação com um valor de ajuste, normalmente de 10 vezes o ajuste do TAP. Esse valor de pick-up somente é ultrapassado para faltas internas.
U87P: 1,0 – 20,0 x TAP (Elemento instantâneo de sobrecorrente não restrito).
AJUSTES
U87P = 10
3.3.18. Second/ Fourth / Fifth - Harmonic Blocking Percentage of Fundamental (PCT2/ PCT4/ PCT5)
Os relés SEL-387-5, -6 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 www.selinc.com.br
PCT2: OFF, 5,0 – 100,0% (Bloqueio por segunda harmônica).
PCT4: OFF, 5,0 – 100,0% (Bloqueio por quarta harmônica).
PCT5: OFF, 5,0 – 100,0% (Bloqueio por quinta harmônica).
AJUSTES
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PCT2 = 15,0%
PCT4 = 15,0%
PCT5 = 35,0%
3.3.19. Fifth-Harmonic Alarm Threshold/ Time Delay Pickup (TH5P/TH5D)
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 – 3,20 x TAP (Alarme de quinta harmônica).
TH5D: 0,0 – 8000,0 ciclos (Alarme de quinta harmônica).
Deve-se observar as limitações abaixo, tendo em vista que para IN = 1,0 A o TAPMÍN é 0,10 A e o TAPMÁX é 31,00 A. Para IN = 5,0 A o TAPMÍN é 0,50 A e TAPMÁX é 155,00 A.
0,315
05,05)0,1(
≤×⇒
≥×⇒=
PTHTAP
PTHTAPAIN
MÁX
MÍN
0,1555
25,05)0,5(
≤×⇒
≥×⇒=
PTHTAP
PTHTAPAIN
MÁX
MÍN
Nesse exemplo essa função não será utilizada.
AJUSTES
TH5P = OFF
TH5D = 30,0 ciclos
3.3.20. DC Ratio Blocking (DCRB) Harmonic Restraint (HRSTR) Independent Harmonic Blocking (IHBL) (All But SEL-387-0)
O relé deverá incorporar elementos CC e de quarta harmônicas, com opção de bloqueio por harmônicas (DCRB), para evitar a operação do elemento diferencial de restrição durante condições de inrush ou de sobreexcitação. As funções de restrição por harmônica (HRSTR) e bloqueio por componente CC (IHBL), são
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habilitadas independentemente. Para utilizar esses elementos é necessário que a função E87Wn esteja ajustada em Y1.
DCRB: Y, N (Relação de bloqueio CC).
HRSTR: Y, N (Restrição harmônica).
IHBL: Y, N (Bloqueio independente de harmônicas).
Nesse exemplo essas funções não serão utilizadas.
AJUSTES
DCRB = N
HRSTR = N
IHBL = N
Restricted Earth Fault
3.3.21. REF Directional Element Enable (E32I) - Operating Quantity from W1, W2, W3 (32IOP) - Positive-Sequence Current Restraint Factor, I0/I1 (a0) - Residual Current Sensitivity Threshold (50GP)
A função de proteção REF é utilizada para obter sensibilidade na detecção de faltas à terra internas, em enrolamentos de transformadores conectados em estrela aterrada e autotransformadores aterrados. Somente uma das três entradas ABC do enrolamento 4 é usada para introdução da corrente de polarização do TC de neutro. A corrente de operação é derivada da corrente residual calculada para o enrolamento protegido. Um elemento direcional determina se a falta é interna ou externa. O trip é supervisionado pelos valores limites da corrente de seqüência-zero e pela lógica selecionável de saturação do TC. Uma vez que uma das entradas do enrolamento 4 é usada para o TC de neutro, um máximo de três das entradas do enrolamento podem ser usadas para proteção de sobrecorrente e diferencial.
E32I: 0, 1 (A lógica 0 desabilita a função e lógica 1 habilita a função).
32IOP: 0, 1, 2, 3, 12, 123 (Informa ao relé qual enrolamento ou combinação de enrolamentos onde deverá ser calculada a corrente residual do elemento direcional).
a0: 0,02 – 0,50 (Fator de restrição de corrente de seqüência positiva).
50GP: (In=1A) = 0,05 – 3,0 A (Limite de sensibilidade da corrente)
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(In=5A) = 0,25 – 15,0 A (residual).
Uma corrente I0 falsa pode aparecer com a saturação de TC durante faltas trifásicas com correntes elevadas, assim a corrente de seqüência zero do enrolamento n deve ser maior que o fator de restrição a0 vezes a corrente de seqüência positiva (|I0Wn| > a0 x |I1Wn|).
O limite de sensibilidade da corrente residual 50GP deve ser no mínimo 0,05 vezes a corrente nominal (0,05 x 5,0 = 0,25 A).
Figura 6 – Exemplo de utilização da função de Falta à Terra Restrita
AJUSTES
E32I = 0
32IOP = 12
a0 = 0,10
50GP = 0,25 A
Winding 1 O/C Elements
3.3.22. Winding 1 Instantaneous/Definite-Time Overcurrent Elements
O Relé SEL-387 tem 11 elementos de sobrecorrente com entradas de corrente para as 3 fases, para cada um dos quatro enrolamentos, 44 elementos no total, conforme Tabela 1.
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Tabela 1 – Resumo dos Elementos de Sobrecorrente
Existem nove elementos controlados por torque que incluem um elemento instantâneo, um de tempo definido e um de tempo inverso para cada fase das correntes residual e de seqüência negativa. Os elementos de fase operam com o máximo das correntes de fase. Os dois elementos restantes são de fase, separados, para auxiliar na identificação da fase que atuou ou para funções do tipo detecção de nível. Esses elementos não são controlados por torque. Dois conjuntos de elementos de sobrecorrente combinados operam com a soma vetorial das correntes dos enrolamentos 1 e 2 e a soma vetorial das correntes dos enrolamentos 3 e 4, respectivamente. As correntes individuais são calculadas através de uma relação apropriada, de forma que a corrente combinada possa refletir com precisão a corrente primária do sistema. Elementos de fase e residual de tempo inverso são disponibilizados para cada uma das correntes combinadas. Esses elementos combinados oferecem flexibilidade adicional quando o relé é aplicado em sistemas com arranjo de barras em anel ou disjuntor e meio. As relações de TCs diferentes são permitidas nos dois enrolamentos, que são somados para criar a corrente resultante. Para TCs ideais, essas funções de sobrecorrente combinadas não respondem a qualquer corrente circulante que possa passar através de ambos os disjuntores. As curvas de sobrecorrente temporizadas mostradas
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na Tabela 2 têm duas opções de característica de reset para cada elemento de sobrecorrente temporizado. Uma delas consiste em resetar os elementos quando a corrente cair abaixo do valor de partida, e assim permanecer durante pelo menos 1 ciclo. A outra emula a característica de reset de um relé com disco de indução eletromecânico.
Tabela 2 – Curvas de Sobrecorrente Temporizadas
3.3.23. 50P11P Phase Definite-Time O/C Level 1 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de tempo definido. Não é necessário levar em conta a componente assimétrica, pois a filtragem do relé a remove. Somente a componente fundamental é usada.
50P11P: OFF, 0,25 – 100,0 A
Essa função será usada para a proteção de sobrecorrente de fase instantânea do enrolamento primário do autotransformador, a qual não deverá atuar para defeitos trifásicos ou monofásicos no lado de 138 KV.
Conforme anexo 4.1.5, a corrente máxima de contribuição para defeitos trifásicos no lado de 138 kV é 5700 A.
[ ]sec 37,59 5/600
570025,1)(
AIMÁXIMO
=×
=
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Não deverá atuar também para defeitos trifásicos ou monofásicos nas linhas de 230 KV, onde a corrente máxima na fase, para defeitos monofásicos, conforme anexo 4.1.2, é 5370 A.
[ ]sec 94,55 5/600
537025,1)(
AIMÁXIMO
=×
=
Dessa forma, o ajuste da unidade de sobrecorrente de fase instantânea deverá ser maior que 59,37 A e 55,94 A.
50P11P (adotado) = 60,0 A
3.3.24. 50P11D Phase Level 1 O/C Delay
Este ajuste define o tempo de retardo da unidade de sobrecorrente de fase instantânea/tempo definido.
50P11D: 0 – 16000 ciclos
Não haverá retardo de tempo na atuação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea.
3.3.25. 50P11TC 50P11 Torque Control (SELogic Equation)
Este ajuste define quais elementos que controlarão a partida da unidade de sobrecorrente de fase do relé. Todas elas podem ser ajustadas com variáveis lógicas SELogic, entretanto nenhum dos elementos de torque pode ser ajustado para lógica 0. Caso não se queira adotar nenhum controle de torque específico, deve-se ajustar o elemento de torque para lógica 1.
50P11TC: SELogic Equation
Não haverá controle de torque para a unidade de sobrecorrente de fase instantânea.
Figura 7 – Elemento de Sobrecorrente de Fase de Tempo Definido com controle
de torque
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3.3.26. 50P12P Phase Instantaneous O/C Level 2 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea de nível 2.
50P12P: OFF, 0,25 – 100,0 A
Essa função não será usada.
3.3.27. 50P12TC 50P12 Torque Control (SELogic Equation)
Idêntico à função 50P11TC.
50P12TC: SELogic Equation
Essa função não será usada.
Figura 8 – Elemento de Sobrecorrente de Fase Instantâneo com controle de
torque
3.3.28. 50P13P Phase Instantaneous O/C Level 3 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea de nível 3.
50P13P: OFF, 0,25 – 100,0 A
Essa função não será usada.
3.3.29. 50P14P Phase Instantaneous O/C Level 4 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea de nível 4.
50P14P: OFF, 0,25 – 100,0 A
Essa função não será usada.
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Figura 9 – Elemento de Sobrecorrente de Fase Instantâneo sem controle de
torque
3.3.30. 51P1P Phase Inverse-Time O/C PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase de tempo inverso.
51P1P: OFF, 0,5 – 16,0 A
Figura 10 – Elemento de Sobrecorrente de Fase de Tempo Inverso com
controle de torque
Essa função será usada para a proteção de sobrecorrente de fase temporizada do enrolamento primário do autotransformador, a qual deverá atender as seguintes condições:
• Ser sensível para defeitos entre fases no lado de 230 kV.
• Ser sensível para defeitos entre fases no lado de 138 kV.
• Estar coordenado com as proteções de sobrecorrente dos lados de 230 kV e 138 KV.
• Liberar a potência máxima do autotransformador.
Determinação da corrente mínima de operação (pick-up)
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Deverá liberar 140% da potência do autotransformador.
3
4,1
××
×=−
KVRTC
KVAupPick
AupPick 39,432305/600
4,1150000=
××
×=−
Pick-up proposto = 4,5 A
Potência liberada
MVAP 12,21532305,45/600 =×××=
3.3.31. 51P1C Phase Inverse-Time O/C Curve
Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada para a unidade de sobrecorrente de fase.
51P1C: U1 – U5; C1 – C5
Será adotada a curva com característica Normal Inversa (C1) padrão IEC, para a função de sobrecorrente de fase temporizada de tempo inverso. Equação da curva Normal Inversa (C1)
][)0,1(
14,002,0
segM
TDT =−
×=
3.3.32. 51P1TD Phase Inverse-Time O/C Time-Dial
Este ajuste define a curva de tempo utilizada.
51P1TD: 0,5 – 15
Será adotado o Time-Dial 0,6 para a curva Normal Inversa.
3.3.33. 51P1RS Phase Inverse-Time O/C EM Reset
Este ajuste define se o reset da função de tempo inverso será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.
51P1RS: Y, N
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3.3.34. 51P1TC 51P1 Torque Control (SELogic Equation)
Idêntico à função 50P11TC.
51P1TC: SELogic Equation
Não haverá controle de torque para a unidade de sobrecorrente de fase temporizada.
AJUSTES
50P11P = 60,0 A
50P11D = 0
50P11TC = 1
50P12P = OFF
50P12TC = 1
50P13P = OFF
50P14P = OFF
51P1P = 4,5 A
51P1C = C1
51P1TD = 0,60
51P1RS = N
51P1TC = 1
3.3.35. 50Q11P Negative-Sequence Definite-Time O/C Level 1 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa instantânea, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de tempo definido.
As unidades de sobrecorrente de seqüência negativa podem ser utilizadas em transformadores ligados em delta – estrela aterrado, para detecção de faltas à terra do lado estrela, quando o relé está instalado do lado delta. Para maiores informações ver Artigo Técnico (Negative-Sequence Overcurrent Element Application and Coordination in Distribution Protection) no site www.selinc.com.br
50Q11P: OFF, 0,25 – 100,0 A
A função de Seqüência Negativa não será usada.
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3.3.36. 50Q11D Negative-Sequence Level 1 O/C Delay
Este ajuste define o tempo de retardo da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa instantânea/tempo definido.
50Q11D: 0,5 – 16000 ciclos
3.3.37. 50Q11TC 50Q11 Torque Control (SELogic Equation)
Este ajuste define quais elementos que controlarão a partida da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa do relé. Todas elas podem ser ajustadas com variáveis lógicas SELogic, entretanto nenhum dos elementos de torque pode ser ajustado para lógica 0. Caso não se queira adotar nenhum controle de torque específico, deve-se ajustar os elementos de torque para lógica 1.
50Q11TC: SELogic Equation
Figura 11 – Elemento de Sobrecorrente de Seqüência Negativa de Tempo
Definido com controle de torque
3.3.38. 50Q12P Negative-Sequence Instantaneous O/C Level 2 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa instantânea de nível 2.
50Q12P: OFF, 0,25 – 100,0 A
3.3.39. 50Q12TC 50Q12 Torque Control (SELogic Equation)
Idêntico à função 50Q11TC.
50Q12TC: SELogic Equation
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Figura 12 – Elemento de Sobrecorrente de Seqüência Negativa Instantâneo
com controle de torque
3.3.40. 51Q1P Negative-Sequence Inverse-Time O/C PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso.
51Q1P: OFF, 0,5 – 16,0 A
Figura 13 – Elemento de Sobrecorrente de Seqüência Negativa de Tempo
Inverso com controle de torque
3.3.41. 51Q1C Negative-Sequence Inverse-Time O/C Curve
Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada para a unidade de sobrecorrente de seqüência negativa.
51Q1C: U1 – U5; C1 – C5
3.3.42. 51Q1TD Negative-Sequence Inverse-Time O/C Time-Dial
Este ajuste define a curva de tempo utilizada.
51Q1TD: 0,5 – 15
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3.3.43. 51Q1RS Negative-Sequence Inverse-Time O/C EM Reset
Este ajuste define se o reset da função de tempo inverso será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.
51Q1RS: Y, N
3.3.44. 51Q1TC 51Q1 Torque Control (SELogic Equation)
Idêntico à função 50Q11TC.
50Q1TC: SELogic Equation
AJUSTES
50Q11P = OFF
50Q11D = 0,5
50Q11TC = 1
50Q12P = OFF
50Q12TC = 1
51Q1P = OFF
51Q1C = C1
51Q1TD = 0,5
51Q1RS = N
51Q1TC = 1
3.3.45. 50N11P Residual Definite-Time O/C Level 1 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de terra instantânea, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de tempo definido.
50N11P: OFF, 0,25 – 100,0 A
Essa função será usada para a proteção de sobrecorrente de terra instantânea do enrolamento primário do autotransformador, a qual não deverá atuar para defeitos monofásicos no lado de 138 KV.
Conforme anexo 4.1.5, a corrente máxima de contribuição para defeitos monofásicos no lado de 138 kV é 5250 A.
[ ]sec 69,54 5/600
525025,1)(
AIMÁXIMO
=×
=
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Não deverá atuar também para defeitos monofásicos nas linhas de 230 KV, onde a corrente máxima de contribuição, conforme anexo 4.1.2, é 7680 A.
[ ]sec 00,80 5/600
768025,1)(
AIMÁXIMO
=×
=
Dessa forma, o ajuste da unidade de sobrecorrente de terra instantânea deverá ser maior que 54,69 A e 80,00 A. 50N11P (adotado) = 80,0 A
3.3.46. 50N11D Residual Level 1 O/C Delay
Este ajuste define o tempo de retardo da unidade de sobrecorrente de terra instantânea/tempo definido.
50N11D: 0 – 16000 ciclos
Não haverá retardo de tempo na atuação da unidade de sobrecorrente de terra instantânea.
3.3.47. 50N11TC 50N11 Torque Control (SELogic Equation)
Este ajuste define quais elementos que controlarão a partida da unidade de sobrecorrente de terra do relé. Todas elas podem ser ajustadas com variáveis lógicas SELogic, entretanto nenhum dos elementos de torque pode ser ajustado para lógica 0. Caso não se queira adotar nenhum controle de torque específico, deve-se ajustar os elementos de torque para lógica 1.
50N11TC: SELogic Equation
Figura 14 – Elemento de Sobrecorrente de Terra de Tempo Definido com
controle de torque
Não haverá controle de torque para a unidade de sobrecorrente de terra instantânea.
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3.3.48. 50N12P Residual Instantaneous O/C Level 2 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de terra instantânea de nível 2. 50N12P: OFF, 0,25 – 100,0 A Essa função não será usada.
3.3.49. 50N12TC 50N12 Torque Control (SELogic Equation)
Idêntico à função 50N11TC. 50N12TC: SELogic Equation
Figura 15 – Elemento de Sobrecorrente de Terra Instantâneo com controle de
torque
Essa função não será usada.
3.3.50. 51N1P Residual Inverse-Time O/C PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de terra de tempo inverso. 51N1P: OFF, 0,5 – 16,0 A
Figura 16 – Elemento de Sobrecorrente de Terra de Tempo Inverso com
controle de torque
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Essa função será usada para a proteção de sobrecorrente de terra temporizada do enrolamento primário do autotransformador, a qual deverá atender as seguintes condições:
• Ser sensível para defeitos monofásicos no lado de 230 kV.
• Ser sensível para defeitos monofásicos no lado de 138 kV.
• Estar coordenado com as proteções de sobrecorrente dos lados de 230 kV e 138 KV.
Determinação da corrente mínima de operação (pick-up)
Inicialmente será adotado um valor de aproximadamente 25% do pick-up da função de sobrecorrente de fase temporizada de tempo inverso.
AupPick 12,125,05,4 =×=−
Pick-up proposto = 1,5 A
3.3.51. 51N1C Residual Inverse-Time O/C Curve
Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada para a unidade de sobrecorrente de terra.
51N1C: U1 – U5; C1 – C5
Será adotada a curva com característica Normal Inversa (C1) padrão IEC, para a função de sobrecorrente de terra temporizada de tempo inverso.
Equação da curva Normal Inversa (C1)
][)0,1(
14,002,0
segM
TDT =−
×=
3.3.52. 51N1TD Residual Inverse-Time O/C Time-Dial
Este ajuste define a curva de tempo utilizada.
51N1TD: 0,5 – 15
Será adotado o Time-Dial 0,8 para a curva Normal Inversa.
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3.3.53. 51N1RS Residual Inverse-Time O/C EM Reset
Este ajuste define se o reset da função de tempo inverso será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.
51N1RS: Y, N
3.3.54. 51N1TC 51N1 Torque Control (SELogic Equation)
Idêntico à função 50N11TC.
51N1TC: SELogic Equation
Não haverá controle de torque para a unidade de sobrecorrente de terra temporizada.
AJUSTES
50N11P = 80,0 A
50N11D = 0
50N11TC = 1
50N12P = OFF
50N12TC = 1
51N1P = 1,5 A
51N1C = C1
51N1TD = 0,80
51N1RS = N
51N1TC = 1
3.3.55. DATC1 Demand Ammeter Time Constant
Este ajuste define a constante de tempo do medidor de demanda de tempo.
DATC1: OFF, 0,5 – 255,0 min.
3.3.56. PDEM1P Phase Demand Ammeter Threshold
Este ajuste define a grandeza que controlará o funcionamento do medidor de demanda para as correntes de fase.
PDEM1P: 0,5 – 16,0 A
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3.3.57. QDEM1P Negative-Sequence Demand Ammeter Threshold
Este ajuste define a grandeza que controlará o funcionamento do medidor de demanda para as correntes de seqüência negativa.
QDEM1P: 0,5 – 16,0 A
3.3.58. NDEM1P Residual Demand Ammeter Threshold
Este ajuste define a grandeza que controlará o funcionamento do medidor de demanda para as correntes de terra.
NDEM1P: 0,5 – 16,0 A
AJUSTES
DATC1 = 15,0 min
PDEM1P = 2,00 A
QDEM1P = 2,00 A
NDEM1P = 2,00 A
Winding 2 O/C Elements
3.3.59. Winding 2 Instantaneous/Definite-Time Overcurrent Elements
Características idênticas ao Winding 1 Instantaneous/Definite-Time Overcurrent Elements.
3.3.60. 50P21P Phase Definite-Time O/C Level 1 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de tempo definido. Não é necessário levar em conta a componente assimétrica, pois a filtragem do relé a remove. Somente a componente fundamental é usada.
50P21P: OFF, 0,25 – 100,0 A
Essa função será usada para a proteção de sobrecorrente de fase instantânea do enrolamento secundário do autotransformador, a qual não deverá atuar para defeitos trifásicos ou monofásicos no lado de 230 KV.
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Conforme anexo 4.1.2, a corrente máxima de contribuição para defeitos trifásicos no lado de 230 kV é 7620 A.
[ ]sec 69,39 5/1200
762025,1)(
AIMÁXIMO
=×
=
Não deverá atuar também para defeitos trifásicos ou monofásicos nas linhas de 138 KV, onde a corrente máxima na fase, para defeitos monofásicos, conforme anexo 4.1.5, é 10500 A.
[ ]sec 69,54 5/1200
1050025,1)(
AI MÁXIMO =×
=
Dessa forma, o ajuste da unidade de sobrecorrente de fase instantânea deverá ser maior que 39,69 A e 54,69 A.
50P21P (adotado) = 55,0 A
3.3.61. 50P21D Phase Level 1 O/C Delay
Este ajuste define o tempo de retardo da unidade de sobrecorrente de fase instantânea/tempo definido.
50P21D: 0 – 16000 ciclos
Não haverá retardo de tempo na atuação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea.
3.3.62. 50P21TC 50P21 Torque Control (SELogic Equation)
Este ajuste define quais elementos que controlarão a partida da unidade de sobrecorrente de fase do relé. Todas elas podem ser ajustadas com variáveis lógicas SELogic, entretanto nenhum dos elementos de torque pode ser ajustado para lógica 0. Caso não se queira adotar nenhum controle de torque específico, deve-se ajustar os elementos de torque para lógica 1.
50P21TC: SELogic Equation
Ver Figura 7.
Não haverá controle de torque para a unidade de sobrecorrente de fase instantânea.
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3.3.63. 50P22P Phase Instantaneous O/C Level 2 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea de nível 2.
50P22P: OFF, 0,25 – 100,0 A
Essa função não será usada.
3.3.64. 50P22TC 50P22 Torque Control (SELogic Equation)
Idêntico à função 50P21TC.
50P22TC: SELogic Equation
Ver Figura 8.
Essa função não será usada.
3.3.65. 50P23P Phase Instantaneous O/C Level 3 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea de nível 3.
50P23P: OFF, 0,25 – 100,0 A
Ver Figura 9.
Essa função não será usada.
3.3.66. 50P24P Phase Instantaneous O/C Level 4 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea de nível 4.
50P24P: OFF, 0,25 – 100,0 A
Ver Figura 9.
Essa função não será usada.
3.3.67. 51P2P Phase Inverse-Time O/C PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase de tempo inverso.
51P2P: OFF, 0,5 – 16,0 A
Ver Figura 10.
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Essa função será usada para a proteção de sobrecorrente de fase temporizada do enrolamento secundário do autotransformador, a qual deverá atender as seguintes condições:
• Ser sensível para defeitos entre fases no lado de 138 kV.
• Ser sensível para defeitos entre fases no lado de 230 kV.
• Estar coordenado com as proteções de sobrecorrente dos lados de 138 kV e 230 KV.
• Liberar a potência máxima do autotransformador.
Determinação da corrente mínima de operação (pick-up)
Deverá liberar 140% da potência do autotransformador.
3
4,1
××
×=−
KVRTC
KVAupPick
AupPick 66,331385/1200
4,1150000=
××
×=−
Pick-up proposto = 4,0 A
Potência liberada
MVAP 46,22931380,45/1200 =×××=
3.3.68. 51P2C Phase Inverse-Time O/C Curve
Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada para a unidade de sobrecorrente de fase.
51P2C: U1 – U5; C1 – C5
Será adotada a curva com característica Normal Inversa (C1) padrão IEC, para a função de sobrecorrente de fase temporizada de tempo inverso.
Equação da curva Normal Inversa (C1)
][)0,1(
14,002,0
segM
TDT =−
×=
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3.3.69. 51P2TD Phase Inverse-Time O/C Time-Dial
Este ajuste define a curva de tempo utilizada.
51P2TD: 0,5 – 15
Será adotado o Time-Dial 0,4 para a curva Normal Inversa.
Coordenação entre as unidades de sobrecorrente de fase dos lados de 230 kV e 138 kV
Determinação do múltiplo da corrente de defeito.
TAPRTC
IM CC
×=
Curto-circuito normal no lado de 138 KV (anexo 4.1.4)
Contribuição pelo lado 230 kV(TRIFÁSICA)
.85,122,95,45/600
4980segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 230 kV(FASE)
.84,128,95,45/600
5010segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 138 KV(TRIFÁSICA)
.27,166,80,45/1200
8310segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 138 kV(FASE)
.20,172,90,45/1200
9330segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Curto-circuito máximo no lado de 138 KV (anexo 4.1.5)
Contribuição pelo lado 230 kV(TRIFÁSICA)
.74,156,105,45/600
5700segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 230 kV(FASE)
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.74,150,105,45/600
5670segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 138 KV(TRIFÁSICA)
.19,187,90,45/1200
9480segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 138 kV(FASE)
.14,194,100,45/1200
10500segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Curto-circuito mínimo no lado de 138 KV (anexo 4.1.6)
Contribuição pelo lado 230 kV(TRIFÁSICA)
.25,222,65,45/600
3360segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 230 kV(FASE)
.24,228,65,45/600
3390segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 138 KV(TRIFÁSICA)
.56,184,50,45/1200
5610segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 138 kV(FASE)
.42,187,60,45/1200
6600segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Para as condições de defeito no lado de 138 kV apresentadas, as unidades de sobrecorrente de fase de tempo inverso dos lados de 230 kV e 138 kV estão coordenadas. No anexo II está representado o respectivo coordenograma.
Curto-circuito normal no lado de 230 KV (anexo 4.1.1)
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Contribuição pelo lado 138 KV(TRIFÁSICA)
.94,115,40,45/1200
3990segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 138 kV(FASE)
.60,156,50,45/1200
5340segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 230 kV(TRIFÁSICA)
.77,244,45,45/600
2400segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 230 kV(FASE)
.15,278,65,45/600
3660segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Curto-circuito máximo no lado de 230 KV (anexo 4.1.2)
Contribuição pelo lado 138 KV(TRIFÁSICA)
.32,194,70,45/1200
7620segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 138 kV(FASE)
.28,150,80,45/1200
8160segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 230 kV(TRIFÁSICA)
.93,144,85,45/600
4560segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 230 kV(FASE)
.79,194,95,45/600
5370segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Curto-circuito mínimo no lado de 230 KV (anexo 4.1.3)
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Contribuição pelo lado 138 KV(TRIFÁSICA)
.16,259,30,45/1200
3450segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 138 kV(FASE)
.84,147,40,45/1200
4290segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 230 kV(TRIFÁSICA)
.08,383,35,45/600
2070segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 230 kV(FASE)
.35,278,55,45/600
3120segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Para as condições de defeito no lado de 230 kV apresentadas, as unidades de sobrecorrente de fase de tempo inverso dos lados de 230 kV e 138 kV estão descoordenadas. Esta descoordenação é aceitável, tendo em vista que para defeitos no lado de 138 kV as unidades de sobrecorrente de fase estão coordenadas.
3.3.70. 51P2RS Phase Inverse-Time O/C EM Reset
Este ajuste define se o reset da função de tempo inverso será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y. 51P2RS: Y, N
3.3.71. 51P2TC 51P2 Torque Control (SELogic Equation)
Idêntico à função 50P21TC.
51P2TC: SELogic Equation
Essa função não será usada.
AJUSTES
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50P21P = 55,0 A
50P21D = 0
50P21TC = 1
50P22P = OFF
50P22TC = 1
50P23P = OFF
50P24P = OFF
51P2P = 4,0 A
51P2C = C1
51P2TD = 0,40
51P2RS = N
51P2TC = 1
3.3.72. 50Q21P Negative-Sequence Definite-Time O/C Level 1 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa instantânea, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de tempo definido.
As unidades de sobrecorrente de seqüência negativa podem ser utilizadas em transformadores ligados em delta – estrela aterrado, para detecção de faltas à terra do lado estrela, quando o relé está instalado do lado delta. Para maiores informações ver Artigo Técnico (Negative-Sequence Overcurrent Element Application and Coordination in Distribution Protection) no site www.selinc.com.br
50Q21P: OFF, 0,25 – 100,0 A
A função de Seqüência Negativa não será usada.
3.3.73. 50Q21D Negative-Sequence Level 1 O/C Delay
Este ajuste define o tempo de retardo da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa instantânea/tempo definido.
50Q21D: 0,5 – 16000 ciclos
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3.3.74. 50Q21TC 50Q21 Torque Control (SELogic Equation)
Este ajuste define quais elementos que controlarão a partida da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa do relé. Todas elas podem ser ajustadas com variáveis lógicas SELogic, entretanto nenhum dos elementos de torque pode ser ajustado para lógica 0. Caso não se queira adotar nenhum controle de torque específico, deve-se ajustar os elementos de torque para lógica 1.
Ver Figura 11.
50Q21TC: SELogic Equation
3.3.75. 50Q22P Negative-Sequence Instantaneous O/C Level 2 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa instantânea de nível 2.
50Q22P: OFF, 0,25 – 100,0 A
3.3.76. 50Q22TC 50Q22 Torque Control (SELogic Equation)
Idêntico à função 50Q21TC.
Ver Figura 12.
50Q22TC: SELogic Equation
3.3.77. 51Q2P Negative-Sequence Inverse-Time O/C PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso.
Ver Figura 13.
51Q2P: OFF, 0,5 – 16,0 A
3.3.78. 51Q2C Negative-Sequence Inverse-Time O/C Curve
Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada para a unidade de sobrecorrente de seqüência negativa.
51Q2C: U1 – U5; C1 – C5
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3.3.79. 51Q2TD Negative-Sequence Inverse-Time O/C Time-Dial
Este ajuste define a curva de tempo utilizada.
51Q2TD: 0,5 – 15
3.3.80. 51Q2RS Negative-Sequence Inverse-Time O/C EM Reset
Este ajuste define se o reset da função de tempo inverso será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.
51Q2RS: Y, N
3.3.81. 51Q2TC 51Q2 Torque Control (SELogic Equation)
Idêntico à função 50Q21TC.
50Q2TC: SELogic Equation
AJUSTES
50Q21P = OFF
50Q21D = 0,5
50Q21TC = 1
50Q22P = OFF
50Q22TC = 1
51Q2P = OFF
51Q2C = C1
51Q2TD = 0,5
51Q2RS = N
51Q2TC = 1
3.3.82. 50N21P Residual Definite-Time O/C Level 1 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de terra instantânea, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de tempo definido.
50N21P: OFF, 0,25 – 100,0 A
Essa função será usada para a proteção de sobrecorrente de terra instantânea do enrolamento secundário do autotransformador, a qual não deverá atuar para defeitos monofásicos no lado de 230 KV.
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Conforme anexo 4.1.2, a corrente máxima de contribuição para defeitos monofásicos no lado de 230 kV é 10470 A.
[ ]sec 53,54 5/1200
1047025,1)(
AIMÁXIMO
=×
=
Não deverá atuar também para defeitos monofásicos nas linhas de 138 KV, onde a corrente máxima de contribuição, conforme anexo 4.1.5, é 11880 A.
[ ]sec 87,61 5/1200
1188025,1)(
AIMÁXIMO
=×
=
Dessa forma, o ajuste da unidade de sobrecorrente de terra instantânea deverá ser maior que 54,53 A e 61,87 A. 50N11P (adotado) = 62,0 A
3.3.83. 50N21D Residual Level 1 O/C Delay
Este ajuste define o tempo de retardo da unidade de sobrecorrente de terra instantânea/tempo definido.
50N21D: 0 – 16000 ciclos
Não haverá retardo de tempo na atuação da unidade de sobrecorrente de terra instantânea.
3.3.84. 50N21TC 50N21 Torque Control (SELogic Equation)
Este ajuste define quais elementos que controlarão a partida da unidade de sobrecorrente de terra do relé. Todas elas podem ser ajustadas com variáveis lógicas SELogic, entretanto nenhum dos elementos de torque pode ser ajustado para lógica 0. Caso não se queira adotar nenhum controle de torque específico, deve-se ajustar os elementos de torque para lógica 1.
50N21TC: SELogic Equation
Ver Figura 14.
Não haverá controle de torque para a unidade de sobrecorrente de terra instantânea.
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3.3.85. 50N22P Residual Instantaneous O/C Level 2 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de terra instantânea de nível 2.
50N22P: OFF, 0,25 – 100,0 A
3.3.86. 50N22TC 50N22 Torque Control (SELogic Equation)
Idêntico à função 50N21TC.
Ver Figura 15.
50N22TC: SELogic Equation
3.3.87. 51N2P Residual Inverse-Time O/C PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de terra de tempo inverso.
Ver Figura 16.
51N2P: OFF, 0,5 – 16,0 A
Essa função será usada para a proteção de sobrecorrente de terra temporizada do enrolamento secundário do autotransformador, a qual deverá atender as seguintes condições:
• Ser sensível para defeitos monofásicos no lado de 138 kV.
• Ser sensível para defeitos monofásicos no lado de 230 kV.
• Estar coordenado com as proteções de sobrecorrente dos lados de 138 kV e 230 KV.
Determinação da corrente mínima de operação (pick-up)
Inicialmente será adotado um valor de aproximadamente 25% do TAP da função de sobrecorrente de fase temporizada de tempo inverso.
AupPick 00,125,00,4 =×=−
Tap proposto = 1,0 A
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3.3.88. 51N2C Residual Inverse-Time O/C Curve
Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada para a unidade de sobrecorrente de terra.
51N2C: U1 – U5; C1 – C5
Será adotada a curva com característica Normal Inversa (C1) padrão IEC, para a função de sobrecorrente de terra temporizada de tempo inverso.
Equação da curva Normal Inversa (C1)
][)0,1(
14,002,0
segM
TDT =−
×=
3.3.89. 51N2TD Residual Inverse-Time O/C Time-Dial
Este ajuste define a curva de tempo utilizada.
51N2TD: 0,5 – 15
Será adotado o Time-Dial 0,7 para a curva Normal Inversa.
Coordenação entre as unidades de sobrecorrente de terra dos lados de 230 kV e 138 kV
Determinação do múltiplo da corrente de defeito.
TAPRTC
IM CC
×=
Curto-circuito normal no lado de 138 KV (anexo 4.1.4)
Contribuição pelo lado 230 kV(MONOFÁSICA)
.72,150,235,15/600
4230segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 138 KV(MONOFÁSICA)
.26,125,420,15/1200
10140segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Curto-circuito máximo no lado de 138 KV (anexo 4.1.5)
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Contribuição pelo lado 230 kV(MONOFÁSICA)
.60,117,295,15/600
5250segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 138 KV(MONOFÁSICA)
.21,150,490,15/1200
11880segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Curto-circuito mínimo no lado de 138 KV (anexo 4.1.6)
Contribuição pelo lado 230 kV(MONOFÁSICA)
.97,183,155,15/600
2850segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 138 KV(MONOFÁSICA)
.37,162,310,15/1200
7590segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Para as condições de defeito apresentadas, as unidades de sobrecorrente de terra de tempo inverso dos lados de 230 kV e 138 kV estão coordenadas. No anexo II está representado o respectivo coordenograma.
Curto-circuito normal no lado de 230 KV (anexo 4.1.1) Contribuição pelo lado 138 KV(MONOFÁSICA)
.33,100,350,15/1200
8400segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 230 kV(MONOFÁSICA)
.50,117,365,15/600
6510segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Curto-circuito máximo no lado de 230 KV (anexo 4.1.2)
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Contribuição pelo lado 138 KV(MONOFÁSICA)
.25,162,430,15/1200
10470segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 230 kV(MONOFÁSICA)
.44,167,425,15/600
7680segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Curto-circuito mínimo no lado de 230 KV (anexo 4.1.3)
Contribuição pelo lado 138 KV(MONOFÁSICA)
.44,162,260,15/1200
6390segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Contribuição pelo lado 230 kV(MONOFÁSICA)
.59,133,305,15/600
5460segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Para as condições de defeito no lado de 230 kV apresentadas, as unidades de sobrecorrente de terra de tempo inverso dos lados de 230 kV e 138 kV estão descoordenadas. Esta descoordenação é aceitável, tendo em vista que para defeitos no lado de 138 kV as unidades de sobrecorrente de terra estão coordenadas.
3.3.90. 51N2RS Residual Inverse-Time O/C EM Reset
Este ajuste define se o reset da função de tempo inverso será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.
51N2RS: Y, N
3.3.91. 51N2TC 51N2 Torque Control (SELogic Equation)
Idêntico à função 50N21TC.
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51N2TC: SELogic Equation
AJUSTES
50N21P = 62,0 A
50N21D = 0
50N21TC = 1
50N22P = OFF
50N22TC = 1
51N2P = 1,0 A
51N2C = C1
51N2TD = 0,70
51N2RS = N
51N2TC = 1
3.3.92. DATC2 Demand Ammeter Time Constant
Este ajuste define a constante de tempo do medidor de demanda de tempo.
DATC2: OFF, 0,5 – 255,0 min.
3.3.93. PDEM2P Phase Demand Ammeter Threshold
Este ajuste define a grandeza que controlará o funcionamento do medidor de demanda para as correntes de fase.
PDEM2P: 0,5 – 16,0 A
3.3.94. QDEM2P Negative-Sequence Demand Ammeter Threshold
Este ajuste define a grandeza que controlará o funcionamento do medidor de demanda para as correntes de seqüência negativa.
QDEM2P: 0,5 – 16,0 A
3.3.95. NDEM2P Residual Demand Ammeter Threshold
Este ajuste define a grandeza que controlará o funcionamento do medidor de demanda para as correntes de terra.
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NDEM2P: 0,5 – 16,0 A
AJUSTES
DATC2 = 15,0 min
PDEM2P = 2,00 A
QDEM2P = 2,00 A
NDEM2P = 2,00 A
Winding 3 O/C Elements
3.3.96. Winding 3 Instantaneous/Definite-Time Overcurrent Elements
Características idênticas ao Winding 1 Instantaneous/Definite-Time Overcurrent Elements.
3.3.97. 50P31P Phase Definite-Time O/C Level 1 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de tempo definido. Não é necessário levar em conta a componente assimétrica, pois a filtragem do relé a remove. Somente a componente fundamental é usada.
50P31P: OFF, 0,25 – 100,0 A
Essa função não será usada devido a impossibilidade de coordenação com as proteção de sobrecorrente de fase de possíveis alimentadores de 13,8kV.
3.3.98. 50P31D Phase Level 1 O/C Delay
Este ajuste define o tempo de retardo da unidade de sobrecorrente de fase instantânea/tempo definido.
50P31D: 0 – 16000 ciclos
3.3.99. 50P31TC 50P31 Torque Control (SELogic Equation)
Este ajuste define quais elementos que controlarão a partida da unidade de sobrecorrente de fase do relé. Todas elas podem ser ajustadas com variáveis lógicas SELogic, entretanto nenhum dos
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elementos de torque pode ser ajustado para lógica 0. Caso não se queira adotar nenhum controle de torque específico, deve-se ajustar os elementos de torque para lógica 1.
Ver Figura 7.
50P31TC: SELogic Equation
3.3.100. 50P32P Phase Instantaneous O/C Level 2 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea de nível 2.
50P32P: OFF, 0,25 – 100,0 A
3.3.101. 50P32TC 50P32 Torque Control (SELogic Equation)
Idêntico à função 50P31TC.
Ver Figura 8.
50P32TC: SELogic Equation
3.3.102. 50P33P Phase Instantaneous O/C Level 3 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea de nível 3.
Ver Figura 9.
50P33P: OFF, 0,25 – 100,0 A
3.3.103. 50P34P Phase Instantaneous O/C Level 4 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea de nível 4.
Ver Figura 9.
50P34P: OFF, 0,25 – 100,0 A
3.3.104. 51P3P Phase Inverse-Time O/C PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase de tempo inverso.
Ver Figura 10.
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51P3P: OFF, 0,5 – 16,0 A
Essa função será usada para a proteção de sobrecorrente de fase temporizada do enrolamento terciário do autotransformador, a qual deverá atender as seguintes condições:
• Ser sensível para defeitos entre fases no lado de 13,8kV.
• Estar coordenado com as proteções de sobrecorrente dos alimentadores de 13,8kV.
• Liberar a potência máxima do autotransformador.
Determinação da corrente mínima de operação (pick-up)
Deverá liberar 110% da potência do autotransformador.
3
1,1
××
×=−
KVRTC
KVAupPick
AupPick 60,438,135/3000
1,160000=
××
×=−
Pick-up proposto = 4,6 A
Potência liberada
MVAP 97,6538,136,45/3000 =×××=
3.3.105. 51P3C Phase Inverse-Time O/C Curve
Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada para a unidade de sobrecorrente de fase.
51P3C: U1 – U5; C1 – C5
Será adotada a curva com característica Muito Inversa (C2) padrão IEC, para a função de sobrecorrente de fase temporizada de tempo inverso.
Equação da curva Muito Inversa (C2)
][)0,1(
5,13seg
MTDT =
−×=
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3.3.106. 51P3TD Phase Inverse-Time O/C Time-Dial
Este ajuste define a curva de tempo utilizada.
51P3TD: 0,5 – 15
Será adotado o Time-Dial 0,3 para a curva Muito Inversa.
Coordenação entre as unidades de sobrecorrente de fase do lado de 13,8 kV
Para efeito de coordenação, considerou-se que as proteções de sobrecorrente de fase dos alimentadores, atuarão instantaneamente para defeitos nas saídas dos circuitos. Determinação do múltiplo da corrente de defeito.
TAPRTC
IM CC
×=
Curto-circuito normal no lado de 13,8 KV (anexo 4.1.7)
.83,085,56,45/3000
16140segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Curto-circuito máximo no lado de 13,8 KV (anexo 4.1.8)
.71,067,66,45/3000
18420segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Curto-circuito mínimo no lado de 13,8 KV (anexo 4.1.9)
.14,154,40,45/3000
10900segAtuaçãodeTempoM =⇒=
×=
Para as condições de defeito no lado de 13,8 kV apresentadas, as unidades de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado de 13,8kV estão coordenadas.
3.3.107. 51P3RS Phase Inverse-Time O/C EM Reset
Este ajuste define se o reset da função de tempo inverso será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y. 51P2RS: Y, N
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3.3.108. 51P3TC 51P3 Torque Control (SELogic Equation)
Idêntico à função 50P31TC. 51P3TC: SELogic Equation
AJUSTES
50P31P = 50,0 A
50P31D = 0
50P31TC = 1
50P32P = OFF
50P32TC = 1
50P33P = OFF 50P34P = OFF 51P3P = 4,0 A 51P3C = C1 51P3TD = 0,40 51P3RS = N
51P3TC = 1
3.3.109. 50Q31P Negative-Sequence Definite-Time O/C Level 1 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa instantânea, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de tempo definido.
As unidades de sobrecorrente de seqüência negativa podem ser utilizadas em transformadores ligados em delta – estrela aterrado, para detecção de faltas à terra do lado estrela, quando o relé está instalado do lado delta. Para maiores informações ver Artigo Técnico (Negative-Sequence Overcurrent Element Application and Coordination in Distribution Protection) no site www.selinc.com.br
50Q31P: OFF, 0,25 – 100,0 A
A função de Seqüência Negativa não será usada.
3.3.110. 50Q31D Negative-Sequence Level 1 O/C Delay
Este ajuste define o tempo de retardo da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa instantânea/tempo definido. 50Q31D: 0,5 – 16000 ciclos
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3.3.111. 50Q31TC 50Q31 Torque Control (SELogic Equation)
Este ajuste define quais elementos que controlarão a partida da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa do relé. Todas elas podem ser ajustadas com variáveis lógicas SELogic, entretanto nenhum dos elementos de torque pode ser ajustado para lógica 0. Caso não se queira adotar nenhum controle de torque específico, deve-se ajustar os elementos de torque para lógica 1.
Ver Figura 11.
50Q31TC: SELogic Equation
3.3.112. 50Q32P Negative-Sequence Instantaneous O/C Level 2 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa instantânea de nível 2. 50Q32P: OFF, 0,25 – 100,0 A
3.3.113. 50Q32TC 50Q32 Torque Control (SELogic Equation)
Idêntico à função 50Q31TC.
Ver Figura 12.
50Q32TC: SELogic Equation
3.3.114. 51Q3P Negative-Sequence Inverse-Time O/C PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso. Ver Figura 13. 51Q3P: OFF, 0,5 – 16,0 A
3.3.115. 51Q3C Negative-Sequence Inverse-Time O/C Curve
Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada para a unidade de sobrecorrente de seqüência negativa. 51Q3C: U1 – U5; C1 – C5
3.3.116. 51Q3TD Negative-Sequence Inverse-Time O/C Time-Dial
Este ajuste define a curva de tempo utilizada.
51Q3TD: 0,5 – 15
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3.3.117. 51Q3RS Negative-Sequence Inverse-Time O/C EM Reset
Este ajuste define se o reset da função de tempo inverso será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.
51Q3RS: Y, N
3.3.118. 51Q3TC 51Q3 Torque Control (SELogic Equation)
Idêntico à função 50Q31TC.
50Q3TC: SELogic Equation
AJUSTES
50Q31P = OFF
50Q31D = 0,5
50Q31TC = 1
50Q32P = OFF
50Q32TC = 1
51Q3P = OFF
51Q3C = C1
51Q3TD = 0,5
51Q3RS = N
51Q3TC = 1
3.3.119. 50N31P Residual Definite-Time O/C Level 1 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de terra instantânea, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de tempo definido.
50N31P: OFF, 0,25 – 100,0 A
A função de sobrecorrente de terra instantânea não será usada.
3.3.120. 50N31D Residual Level 1 O/C Delay
Este ajuste define o tempo de retardo da unidade de sobrecorrente de terra instantânea/tempo definido.
50N31D: 0 – 16000 ciclos
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3.3.121. 50N31TC 50N31 Torque Control (SELogic Equation)
Este ajuste define quais elementos que controlarão a partida da unidade de sobrecorrente de terra do relé. Todas elas podem ser ajustadas com variáveis lógicas SELogic, entretanto nenhum dos elementos de torque pode ser ajustado para lógica 0. Caso não se queira adotar nenhum controle de torque específico, deve-se ajustar os elementos de torque para lógica 1.
Ver Figura 14.
50N31TC: SELogic Equation
3.3.122. 50N32P Residual Instantaneous O/C Level 2 PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de terra instantânea de nível 2.
50N32P: OFF, 0,25 – 100,0 A
3.3.123. 50N32TC 50N32 Torque Control (SELogic Equation)
Idêntico à função 50N31TC.
Ver Figura 15.
50N32TC: SELogic Equation
3.3.124. 51N3P Residual Inverse-Time O/C PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de terra de tempo inverso.
Ver Figura 16.
51N3P: OFF, 0,5 – 16,0 A
A função de sobrecorrente de terra temporizada não será usada.
3.3.125. 51N3C Residual Inverse-Time O/C Curve
Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada para a unidade de sobrecorrente de terra.
51N3C: U1 – U5; C1 – C5
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3.3.126. 51N3TD Residual Inverse-Time O/C Time-Dial
Este ajuste define a curva de tempo utilizada.
51N3TD: 0,5 – 15
3.3.127. 51N3RS Residual Inverse-Time O/C EM Reset
Este ajuste define se o reset da função de tempo inverso será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.
51N3RS: Y, N
3.3.128. 51N3TC 51N3 Torque Control (SELogic Equation)
Idêntico à função 50N31TC.
51N3TC: SELogic Equation
AJUSTES
50N31P = OFF
50N31D = 0
50N31TC = 1
50N32P = OFF
50N32TC = 1
51N3P = OFF
51N3C = C1
51N3TD = 0,50
51N3RS = N
51N3TC = 1
3.3.129. DATC3 Demand Ammeter Time Constant
Este ajuste define a constante de tempo do medidor de demanda de tempo. DATC3: OFF, 0,5 – 255,0 min.
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3.3.130. PDEM3P Phase Demand Ammeter Threshold
Este ajuste define a grandeza que controlará o funcionamento do medidor de demanda para as correntes de fase. PDEM3P: 0,5 – 16,0 A
3.3.131. QDEM3P Negative-Sequence Demand Ammeter Threshold
Este ajuste define a grandeza que controlará o funcionamento do medidor de demanda para as correntes de seqüência negativa. QDEM3P: 0,5 – 16,0 A
3.3.132. NDEM3P Residual Demand Ammeter Threshold
Este ajuste define a grandeza que controlará o funcionamento do medidor de demanda para as correntes de terra. NDEM3P: 0,5 – 16,0 A
AJUSTES
DATC3 = 15,0 min
PDEM3P = 2,00 A
QDEM3P = 2,00 A
NDEM3P = 2,00 A
Winding 4 O/C Elements
3.3.133. Winding 4 Instantaneous/Definite-Time Overcurrent Elements
Características idênticas ao Winding 1 Instantaneous/Definite-Time Overcurrent Elements.
O autotransformador sob análise possui apenas 3 enrolamentos, portanto as funções do Winding 4 não serão usadas.
Combined Elements
Os elementos combinados oferecem flexibilidade adicional quando o relé é aplicado em sistemas com vários disjuntores, tais como aplicações em anel ou disjuntor e meio. Nesses casos são permitidas relações de TCs diferentes nos dois enrolamentos, que são somados para criar a corrente resultante.
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Figura 17 – Exemplo de Elementos Combinados de Sobrecorrente
Essa função não será usada.
3.3.134. 51PC1P W1 – W2 Phase Inverse-Time O/C PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de tempo definido, para os enrolamentos 1 e 2.
51PC1P W1 – W2: OFF, 0,5 – 16,0 A
3.3.135. 51PC1C W1 – W2 Phase Inverse-Time O/C Curve
Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada para a unidade de sobrecorrente de fase.
51PC1C W1 – W2: U1 – U5; C1 – C5
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3.3.136. 51PC1TD W1 – W2 Phase Inverse-Time O/C Time-Dial
Este ajuste define a curva de tempo utilizada.
51PC1TD W1 – W2: 0,5 – 15
3.3.137. 51PC1RS W1 – W2 Phase Inverse-Time O/C EM Reset
Este ajuste define se o reset da função de tempo inverso será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.
51PC1RS W1 – W2: Y, N
3.3.138. 51NC1P W1 – W2 Residual Inverse-Time O/C PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de terra instantânea, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de tempo definido, para os enrolamentos 1 e 2.
51NC1P W1 – W2: OFF, 0,5 – 16,0 A
3.3.139. 51NC1C W1 – W2 Residual Inverse-Time O/C Curve
Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada para a unidade de sobrecorrente de terra.
51NC1C W1 – W2: U1 – U5; C1 – C5
3.3.140. 51NC1TD W1 – W2 Residual Inverse-Time O/C Time-Dial
Este ajuste define a curva de tempo utilizada.
51NC1TD W1 – W2: 0,5 – 15
3.3.141. 51NC1RS W1 – W2 Residual Inverse-Time O/C EM Reset
Este ajuste define se o reset da função de tempo inverso será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y. 51NC1RS W1 – W2: Y, N
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3.3.142. 51PC2P W3 – W4 Phase Inverse-Time O/C PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de tempo definido, para os enrolamentos 3 e 4. 51PC2P W3 – W4: OFF, 0,5 – 16,0 A
3.3.143. 51PC2C W3 – W4 Phase Inverse-Time O/C Curve
Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada para a unidade de sobrecorrente de fase. 51PC2C W3 – W4: U1 – U5; C1 – C5
3.3.144. 51PC2TD W3 – W4 Phase Inverse-Time O/C Time-Dial
Este ajuste define a curva de tempo utilizada. 51PC2TD W3 – W4: 0,5 – 15
3.3.145. 51PC2RS W3 – W4 Phase Inverse-Time O/C EM Reset
Este ajuste define se o reset da função de tempo inverso será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y. 51PC2RS W3 – W4: Y, N
3.3.146. 51NC2P W3 – W4 Residual Inverse-Time O/C PU
Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de terra instantânea, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de tempo definido, para os enrolamentos 3 e 4.
51NC2P W3 – W4: OFF, 0,5 – 16,0 A
3.3.147. 51NC2C W3 – W4 Residual Inverse-Time O/C Curve
Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada para a unidade de sobrecorrente de terra.
51NC2C W3 – W4: U1 – U5; C1 – C5
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3.3.148. 51NC2TD W3 – W4 Residual Inverse-Time O/C Time-Dial
Este ajuste define a curva de tempo utilizada.
51NC2TD W3 – W4: 0,5 – 15
3.3.149. 51NC2RS W3 – W4 Residual Inverse-Time O/C EM Reset
Este ajuste define se o reset da função de tempo inverso será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.
51NC2RS W3 – W4: Y, N
AJUSTES
51PC1P W1 – W2 = OFF
51PC1C W1 – W2 = U1
51PC1TD W1 – W2 = 0,5
51PC1RS W1 – W2 = N
51NC1P W1 – W2 = OFF
51NC1C W1 – W2 = U1
51NC1TD W1 – W2 = 0,5
51NC1RS W1 – W2 = N
51PC2P W3 – W4 = OFF
51PC2C W3 – W4 = U1
51PC2TD W3 – W4 = 0,5
51PC2RS W3 – W4 = N
51NC2P W3 – W4 = OFF
51NC2C W3 – W4 = U1
51NC2TD W3 – W4 = 0,5
51NC2RS W3 – W4 = N
Thermal Element
O elemento térmico executa uma ação de controle, ou ativa um alarme ou aviso, quando o transformador estiver com sobreaquecimento, ou quando estiver em perigo devido ao envelhecimento excessivo da isolação ou redução da vida útil. Os cálculos das temperaturas de operação são baseados nas correntes de carga, tipo do sistema de resfriamento, e/ou entradas reais de temperatura (ambiente e topo do óleo). É possível utilizar até quatro entradas de sensor térmico: um único transdutor para temperatura ambiente e um transdutor para a temperatura de topo do óleo.
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Os dados de temperatura são obtidos através de uma das portas seriais do relé. Esses dados podem ser coletados via Processador de Comunicação SEL-2030, o qual recebe os dados de temperatura do Módulo de RTDs SEL-2600 (“SEL-2600 RTD Module”) ou de um PLC. O SEL-2030 deve receber os dados de temperatura através dos protocolos Modbus, SEL Fast Messaging, ou ASCII. O SEL-2030 transmite esses dados para o relé SEL-387-6 no formato de uma SEL Fast Message. Embora o Relé SEL-387-6 possa receber os dados de temperatura com qualquer taxa, o elemento térmico utiliza esses dados somente uma vez por minuto.
3.3.150. TMWDG Thermal Model Winding Current
Este ajuste define em qual ou em quais enrolamentos serão calculados as grandezas térmicas. É possível definir separadamente os quatro enrolamentos ou agrupar os enrolamentos 1 e 2 ou 3 e 4.
TMWDG : 1, 2, 3, 4, 12, 34
3.3.151. VWDG Winding LL Voltage
Este ajuste indica a tensão fase-fase do enrolamento definido na função TMWDG, que em conjunto com a informação da potência (MVA), calcula o valor da corrente usada para o elemento térmico.
VWDG : 1 – 1000 kV
3.3.152. XTYPE Transformer Construction
Este ajuste indica se o transformador de força é monofásico ou trifásico.
XTYPE : 1, 3
3.3.153. TRTYPE Transformer Type
Este ajuste indica o tipo de ligação do transformador de força. Se o enrolamento do transformador de força associado com o elemento térmico (TMWDG) é conectado em delta ou se os TCs associados a esse enrolamento estão conectados em delta, ajustar em D (delta). O ajuste em Y (estrela) somente se ambos os enrolamentos do transformador de força e TCs estiverem conectados em estrela. TRTYPE : D, Y
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3.3.154. THwr Winding Temp/Ambient Temp
Este ajuste determina a relação entre a temperatura do enrolamento do transformador de força e a temperatura ambiente. O aumento de temperatura no enrolamento do transformador de força é medido através da diferença em graus Celsius da temperatura do enrolamento e da temperatura ambiente. A temperatura real do enrolamento estará entre a do topo de óleo e a máxima (hot-spot). Em princípio adota-se a temperatura de 65°C para transformadores de força fabricados a partir de 1977, para transformadores de força fabricados antes de 1977 pode ser usado 55°C. THwr : 65°C, 55°C
3.3.155. NCS Number of Cooling Stages
Este ajuste determina o número de estágio de refrigeração forçada que será usado. NCS : 1 – 3
Tabela 3 – Exemplos de Estágios de Refrigeração por Enrolamento
3.3.156. MCS11 Cooling Stage 1 Rating
Este ajuste informa a potência máxima do transformador de força trifásico ou monofásico, para o estágio 1 da refrigeração forçada do enrolamento primário ou fase A. Conforme Tabela 3. MCS11 : 0,2–5000 MVA
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3.3.157. MCS21 Cooling Stage 1 Rating
Este ajuste informa a potência máxima do transformador de força monofásico, para o estágio 1 da refrigeração forçada da fase A do enrolamento secundário. Conforme Tabela 3. MCS21 : 0,2–5000 MVA
3.3.158. MCS31 Cooling Stage 1 Rating
Este ajuste informa a potência máxima do transformador de força monofásico, para o estágio 1 da refrigeração forçada da fase A do enrolamento terciário. Conforme Tabela 3. MCS31 : 0,2–5000 MVA
3.3.159. MCS12 Cooling Stage 2 Rating
Este ajuste informa a potência máxima do transformador de força trifásico ou monofásico, para o estágio 2 da refrigeração forçada do enrolamento secundário ou fase B. Conforme Tabela 3. MCS12 : 0,2–5000 MVA
3.3.160. MCS22 Cooling Stage 2 Rating
Este ajuste informa a potência máxima do transformador de força monofásico, para o estágio 2 da refrigeração forçada da fase B do enrolamento secundário. Conforme Tabela 3.
MCS22 : 0,2–5000 MVA
3.3.161. MCS32 Cooling Stage 2 Rating
Este ajuste informa a potência máxima do transformador de força monofásico, para o estágio 2 da refrigeração forçada da fase B do enrolamento terciário. Conforme Tabela 3.
MCS32 : 0,2–5000 MVA
3.3.162. CS12S Cooling Stage 2 (SELogic Equation)
O elemento térmico utiliza as equações de controle (SELogic Equation) para determinar qual estágio de refrigeração está ativo no enrolamento primário, de forma que os cálculos do elemento térmicos utilize corretamente as constantes do transformador. Todas elas podem ser ajustadas para qualquer Word bits exceto 0 e 1.
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CS12S: SELogic Equation
3.3.163. CS22S Cooling Stage 2 (SELogic Equation)
O elemento térmico utiliza as equações de controle (SELogic Equation) para determinar qual estágio de refrigeração está ativo no enrolamento secundário, de forma que os cálculos do elemento térmicos utilize corretamente as constantes do transformador. Todas elas podem ser ajustadas para qualquer Word bits exceto 0 e 1.
CS22S: SELogic Equation
3.3.164. CS32S Cooling Stage 2 (SELogic Equation)
O elemento térmico utiliza as equações de controle (SELogic Equation) para determinar qual estágio de refrigeração está ativo no enrolamento terciário, de forma que os cálculos do elemento térmicos utilize corretamente as constantes do transformador. Todas elas podem ser ajustadas para qualquer Word bits exceto 0 e 1.
CS32S: SELogic Equation
3.3.165. MCS13 Cooling Stage 3 Rating
Este ajuste informa a potência máxima do transformador de força trifásico ou monofásico, para o estágio 3 da refrigeração forçada do enrolamento primário ou fase C. Conforme Tabela 3.
MCS13 : 0,2–5000 MVA
3.3.166. MCS23 Cooling Stage 3 Rating
Este ajuste informa a potência máxima do transformador de força monofásico, para o estágio 3 da refrigeração forçada da fase C do enrolamento secundário. Conforme Tabela 3.
MCS23 : 0,2–5000 MVA
3.3.167. MCS33 Cooling Stage 3 Rating
Este ajuste informa a potência máxima do transformador de força monofásico, para o estágio 3 da refrigeração forçada da fase C do enrolamento terciário. Conforme Tabela 3. MCS33 : 0,2–5000 MVA
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3.3.168. CS13S Cooling Stage 3 (SELogic Equation)
O elemento térmico utiliza as equações de controle (SELogic Equation) para determinar qual estágio de refrigeração está ativo no enrolamento primário, de forma que os cálculos do elemento térmicos utilize corretamente as constantes do transformador. Todas elas podem ser ajustadas para qualquer Word bits exceto 0 e 1. CS13S: SELogic Equation
3.3.169. CS23S Cooling Stage 3 (SELogic Equation)
O elemento térmico utiliza as equações de controle (SELogic Equation) para determinar qual estágio de refrigeração está ativo no enrolamento secundário, de forma que os cálculos do elemento térmicos utilize corretamente as constantes do transformador. Todas elas podem ser ajustadas para qualquer Word bits exceto 0 e 1. CS23S: SELogic Equation
3.3.170. CS33S Cooling Stage 3 (SELogic Equation)
O elemento térmico utiliza as equações de controle (SELogic Equation) para determinar qual estágio de refrigeração está ativo no enrolamento terciário, de forma que os cálculos do elemento térmicos utilize corretamente as constantes do transformador. Todas elas podem ser ajustadas para qualquer Word bits exceto 0 e 1. CS33S: SELogic Equation
3.3.171. DTMP Default Ambient Temperature
Este ajuste informa a temperatura ambiente (próxima ao transformador de força) para o elemento térmico. Se o sistema de aquisição de dados não pode medir a temperatura ambiente, então os cálculos do elemento térmico usam o valor DTMP. DTMP : –40°C a 85°C
3.3.172. TRDE Transformer De-Energized (SELogic Equation)
Este ajuste informa para o elemento térmico, através de uma equação de controle (SELogic Equation), quando o transformador de força está energizado ou desenergizado.
TRDE : SELogic Equation
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3.3.173. NTHM Number of Thermal Inputs
Este ajuste informa o número máximo de entradas térmicas. Depende do sistema de aquisição de dados e do tipo de construção do transformador de força (XTYPE).
NTHM: 0 – 4
3.3.174. THM1 Thermal Function
Este ajuste determina como a entrada térmicas 1 será selecionada. As escolhas são AMB (temperatura ambiente), OIL1 (temperatura de topo de óleo 1), OIL2 (temperatura de topo óleo 2), e OIL3 (temperatura de topo de óleo 3).
THM1: AMB, OIL1, OIL2, OIL3
3.3.175. THM2 Thermal Function
Este ajuste determina como a entrada térmicas 2 será selecionada. As escolhas são AMB (temperatura ambiente), OIL1 (temperatura de topo de óleo 1 ), OIL2 (temperatura de topo de óleo 2), e OIL3 (temperatura de topo de óleo 3).
THM2: AMB, OIL1, OIL2, OIL3
3.3.176. THM3 Thermal Function
Este ajuste determina como a entrada térmicas 3 será selecionada. As escolhas são AMB (temperatura ambiente), OIL1 (temperatura de topo de óleo 1), OIL2 (temperatura de topo de óleo 2), e OIL3 (temperatura de topo de óleo 3).
THM3: AMB, OIL1, OIL2, OIL3
3.3.177. THM4 Thermal Function
Este ajuste determina como a entrada térmicas 4 será selecionada. As escolhas são AMB (temperatura ambiente), OIL1 (temperatura de topo de óleo 1), OIL2 (temperatura de topo de óleo 2), e OIL3 (temperatura de topo de óleo 3).
THM4: AMB, OIL1, OIL2, OIL3
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3.3.178. TOT1, TOT2 Top-Oil Temperature Limit
Estes ajustes apresentam os limites das temperaturas de topo de óleo, informadas através do elemento térmico. Se a temperatura de topo de óleo exceder um limite, o TOT1 ou TOT2 correspondente será confirmado. Pode-se também, ativar um alarme para os limites de temperaturas de topo de óleo através de um contato, usando uma equação de controle SELogic.
Se o ajuste de XTYPE = 1 os limites das temperaturas de topo de óleo são calculados para cada uma das fases do transformador de força monofásico.
TOT1/2: 50°C a 150°C
3.3.179. HST1, HST2 Hot-Spot Temperature Limit
Estes ajustes apresentam os limites das temperaturas máximas (hot-spot), informadas através do elemento térmico. Se a temperatura máxima exceder um limite, o HST1 ou HST2 correspondente será confirmado. Pode-se também, ativar um alarme para os limites de temperaturas máximas através de um contato, usando uma equação de controle SELogic.
Se o ajuste de XTYPE = 1 os limites das temperaturas máximas são calculados para cada uma das fases do transformador de força monofásico.
HST1/2: 80°C a 300°C
3.3.180. FAAL1, FAAL2 Aging Acceleration Factor Limits
Estes ajustes apresentam os fatores de aceleração do envelhecimento do isolamento transformador de força. Devido a sobrecargas ou elevação de temperatura maior que a normal, o isolamento está sujeito a envelhecer mais rápido que aquele com carregamento e temperatura menor. Quando o carregamento e a temperatura forem maiores que a normal, este fator é maior que 1. Quando o carregamento e temperatura forem menores que o normal, o fator é menor que 1. Pode-se também, ativar um alarme para os limites de aceleração de envelhecimento através de um contato, usando uma equação de controle SELogic.
Se o ajuste de XTYPE = 1 os fatores de aceleração do envelhecimento são calculados para cada uma das fases do transformador de força monofásico.
FAAL1/2: 0,00 – 599,99
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3.3.181. RLOLL Daily Rate of Loss-of-Life Limit
Uma das funções do elemento térmico é informar diariamente a taxa de perda de vida útil do transformador de força. Esta taxa é medida em por cento da perda de vida durante um período de 24 horas. Pode-se também, ativar um alarme para os limites de perda de vida útil através de um contato, usando uma equação de controle SELogic.
Se o ajuste de XTYPE = 1 a taxa de perda de vida útil é calculada para cada uma das fases do transformador de força monofásico.
RLOLL : 0,00 – 99,99%
3.3.182. TLOLL Total Loss-of-Life Limit
Uma das funções do elemento térmico é fornecer índices da perda total de vida útil do isolamento do transformador de força. Esses índices referem-se a estimativa da perda acumulada de vida útil do isolamento em porcentagem da expectativa de vida normal do isolamento.
Se o ajuste de XTYPE = 1 o índice da perda total de vida útil é calculado para cada uma das fases do transformador de força monofásico.
TLOLL : 0,00 – 99,99%
3.3.183. CSEP1 Cooling System Efficiency-Transformer 1
Esse ajuste permite comparar a temperatura de topo de óleo medida e calculada do transformador de força trifásico ou da fase A do transformador de força monofásico. Se a temperatura medida for maior que a calculada, um sistema eficiente de refrigeração (Cooling System Efficiency – CSE) deverá ser acionado. Isso ocorre quando o sistema de refrigeração (ventiladores e/ou bombas de água) está operando abaixo da eficiência esperada e pode exigir manutenção. Essa função pode também ser configurada para alarme ou trip.
Se o ajuste de XTYPE = 1 o índice CSE é calculado para cada uma das fases do transformador de força monofásico.
CSEP1: 5°C – 100°C
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3.3.184. CSEP2 Cooling System Efficiency-Transformer 2
Esse ajuste permite comparar a temperatura de topo de óleo medida e calculada da fase B do transformador de força monofásico. Se a temperatura medida for maior que a calculada, um sistema eficiente de refrigeração (Cooling System Efficiency – CSE) deverá ser acionado. Isso ocorre quando o sistema de refrigeração (ventiladores e/ou bombas de água) está operando abaixo da eficiência esperada e pode exigir manutenção. Essa função pode também ser configurada para alarme ou trip.
Se o ajuste de XTYPE = 1 o índice CSE é calculado para cada uma das fases do transformador de força monofásico.
CSEP2: 5°C – 100°C
3.3.185. CSEP3 Cooling System Efficiency-Transformer 3
Esse ajuste permite comparar a temperatura de topo de óleo medida e calculada da fase C do transformador de força monofásico. Se a temperatura medida for maior que a calculada, um sistema eficiente de refrigeração (Cooling System Efficiency – CSE) deverá ser acionado. Isso ocorre quando o sistema de refrigeração (ventiladores e/ou bombas de água) está operando abaixo da eficiência esperada e poder exigir manutenção. Essa função pode também ser configurada para alarme ou trip.
Se o ajuste de XTYPE = 1 o índice CSE é calculado para cada uma das fases do transformador de força monofásico.
CSEP3: 5°C – 100°C
3.3.186. ILIFE Nominal Insulation Life
Esse ajuste apresenta o tempo normal de vida do isolamento do transformador de força. A IEEE C57.91: 1995 sugere 20,55 anos ou 180000 horas, conforme Tabela 3.
ILIFE: 1000 – 999999 horas
3.3.187. EDFTC Enable Default Constants
Esse ajuste habilita ou desabilita as constantes default para o transformador de força.
EDFTC: Y, N
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Tabela 4 – Constantes Default do Transformador
3.3.188. Ths1 Hot-Spot Thermal Time Constant
Esse ajuste apresenta a constante de tempo térmica do enrolamento do transformador de força. Conforme a EEE C57.91-1995 seção 7.2.6, a constante de tempo térmica do enrolamento, τ H (Ths), é o tempo que leva para subir a temperatura do enrolamento acima do aumento da temperatura do óleo, antes de alcançar 63,2% da diferença entre a subida final e subida inicial durante uma mudança de carga. A constante de tempo do enrolamento pode ser estimada pela curva de resistência de refrigeração obtida através de testes térmicos ou calculadas pelos fabricantes. Ver Tabela 4.
Ths(x) ⇒Se XTYPE = 3 x = 1 se XTYPE = 1 x = 1, 2 e 3.
Ths1: 0,01 – 2,00 horas
3.3.189. BFFA1 Constant to Calculate FAA
Conforme a IEEE C57.91-1995 seção 5.2, (BFFA) é uma constante empírica igual a 15000. A Tabela 4 lista este valor como default. O elemento térmico usa esta constante para calcular o fator de aceleração de envelhecimento do isolamento do transformador de força.
BFFA(x) ⇒Se XTYPE = 3 x = 1 se XTYPE = 1 x = 1, 2 e 3.
BFFA1: 0 – 100000
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3.3.190. THor11 Top-Oil Rise Over Ambient Temperature
Esse ajuste apresenta em graus Celsius, a diferença entre o aumento da temperatura de topo de óleo do transformador de força e a temperatura ambiente. Os valores default estão listados na Tabela 4, conforme IEEE C57.92-1981, ou poderão ser adotados os valores conhecidos do transformador.
THor(xy) ⇒ Se XTYPE = 3 x = 1 se XTYPE = 1 x = 1, 2 e 3.
Para transformadores autorefrigerados, y = 1. Para transformadores com refrigeração forçada, y = 2. Para transformadores com os dois tipos de refrigeração, y = 3.
THor11: 0,1°C a 100°C
3.3.191. THgr11 Hot-Spot Conductor Rise Over Top-Oil Temperature
Esse ajuste apresenta em graus Celsius, a diferença entre o aumento da temperatura máxima (hot-spot) do condutor e temperatura de topo de óleo do transformador de força.
THgr(xy) ⇒ Se XTYPE = 3 x = 1 se XTYPE = 1 x = 1, 2 e 3.
Para transformadores autorefrigerados, y = 1. Para transformadores com refrigeração forçada, y = 2. Para transformadores com os dois tipos de refrigeração, y = 3.
Os valores default estão listados na Tabela 4.
Ou poderão ser calculados pela seguinte equação:
THgr = THwr + θ hswr – THor
onde:
THwr = média do aumento da temperatura do enrolamento acima da temperatura ambiente (55°C ou 65°C)
hswr = aumento de temperatura máxima (hot-spot) sobre a média do aumento da temperatura do enrolamento. (10°C se THwr = 55°C ou 15°C se THwr = 65°C)
THgr11: 0,1°C a 100°C
3.3.192. RATL11 Ratio Losses
Esse ajuste representa a relação entre a perda de carga e não perda de carga. Os valores default estão listados na Tabela 4,
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conforme IEEE C57.92-1981, ou poderão ser adotados o valores conhecidos do transformador.
RATL(xy) ⇒ Se XTYPE = 3 x = 1 se XTYPE = 1 x = 1,2 e 3.
Para transformadores autorefrigerados, y = 1. Para transformadores com refrigeração forçada, y = 2. Para transformadores com os dois tipos de refrigeração, y = 3.
RATL11: 0,0 – 100
3.3.193. OTR11 Oil Thermal Time Constant
Esse ajuste apresenta a constante de tempo térmica de topo de óleo. Essa constante é o tempo que leva para subir a temperatura de topo de óleo acima do aumento da temperatura ambiente, antes de alcançar 63,2% da diferença entre a subida final e subida inicial durante uma mudança de carga. Os valores default estão listados na Tabela 4, conforme IEEE C57.92-1981.
OTR(xy) ⇒ Se XTYPE = 3 x = 1 se XTYPE = 1 x = 1, 2 e 3.
Para transformadores autorefrigerados, y = 1. Para transformadores com refrigeração forçada, y = 2. Para transformadores com os dois tipos de refrigeração, y = 3.
Os valores default estão listados na Tabela 4, conforme IEEE C57.92-1981.
Ou poderão ser calculados pela seguinte equação:
×=
rP
THorCOTR
onde:
C = Capacidade térmica do transformador (watt-horas/graus)
= 0,06 x (peso do núcleo e bobina em libras)
+ 0,04 x (peso do tanque e acessórios em libras)
+ 1,33 x (galões de óleo)
ou
C = Capacidade térmica do transformador (watt-horas/graus)
= 0,1323 x (peso de núcleo e bobina em quilogramas)
+ 0,0882 x (peso do tanque e acessareis em quilogramas)
+ 0,3513 x (litros de óleo)
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Pr = Perda total de carga (watts)
THor = Diferença entre o aumento da temperatura de topo de óleo e a temperatura ambiente.
1 kg = 2,2046 libras
1 galão = 3,785 litros
OTR11= 0,1 – 20 horas
3.3.194. EXPn11 Oil Exponent
Este expoente é uma constante que o elemento térmico usa no cálculo definitivo do aumento da temperatura de topo de óleo sobre a ambiente. Os valores default estão listados na Tabela 4, conforme IEEE C57.92-1981, ou poderão ser adotados o valores conhecidos do transformador.
EXPn(xy) ⇒ Se XTYPE = 3 x = 1 se XTYPE = 1 x = 1, 2 e 3.
Para transformadores autorefrigerados, y = 1. Para transformadores com refrigeração forçada, y = 2. Para transformadores com os dois tipos de refrigeração, y = 3.
EXPn11: 0,1 – 5
3.3.195. EXPm11 Winding Exponent
Este expoente é uma constante que o elemento térmico usa no cálculo definitivo do aumento da temperatura máxima (hot-spot) do condutor sobre a temperatura de topo de óleo. Os valores default estão listados na Tabela 4, conforme IEEE C57.92-1981, ou poderão ser adotados o valores conhecidos do transformador.
EXPm(xy) ⇒ Se XTYPE = 3 x = 1 se XTYPE = 1 x = 1, 2 e 3.
Para transformadores autorefrigerados, y = 1. Para transformadores com refrigeração forçada, y = 2. Para transformadores com os dois tipos de refrigeração, y = 3.
EXPm11: 0,1 – 5
AJUSTES TMWDG = 1 VWDG = 230,00 XTYPE = 3 TRTYPE = Y
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THwr = 65 NCS = 1 MCS11 = 150,0 MCS21 = 150,0 MCS31 = 150,0 MCS12 = 150,0 MCS22 = 150,0 MCS32 = 150,0 CS12S = 0 CS22S = 0 CS32S = 0 MCS13 = 150,0 MCS23 = 150,0 MCS33 = 150,0 CS13S = 0 CS23S = 0 CS33S = 0 DTMP = 25 TRDE = 0 NTHM = 2 THM1 = AMB THM2 = OIL1 THM3 = OIL2 THM4 = OIL3 TOT1 = 100 TOT2 = 100 HST1 = 200 HST2 = 200 FAAL1 = 50,00 FAAL2 = 50,00 RLOLL = 50,00 TLOLL = 50,00 CSEP1 = 15 CSEP2 = 15
CSEP3 = 15
ILIFE = 180000
EDFTC = Y
Ths1 = 0,08
BFFA1 = 15000
THor11 = 50,0
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THgr11 = 25,0
RATL11 = 3,2
OTR11 = 3,0
EXPn11 = 0,8
EXPm11 = 0,8
3.3.196. Ths2 Hot-Spot Thermal Time Constant
A definição dessa função está descrita no item 3.3.188.
Ths2: 0,01 – 2,00 horas
3.3.197. BFFA2 Constant to Calculate FAA
A definição dessa função está descrita no item 3.3.189.
BFFA2: 0 – 100000
3.3.198. Thor21 Top-Oil Rise Over Ambient Temperature
A definição dessa função está descrita no item 3.3.190.
Thor21: 0,1°C a 100°C
3.3.199. THgr21 Hot-Spot Conductor Rise Over Top-Oil Temperature
A definição dessa função está descrita no item 3.3.191. THgr21: 0,1°C a 100°C
3.3.200. RATL21 Ratio Losses
A definição dessa função está descrita no item 3.3.192. RATL21: 0,0 – 100
3.3.201. OTR21 Oil Thermal Time Constant
A definição dessa função está descrita no item 3.3.193. OTR21: 0,1 – 20 horas
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3.3.202. EXPn21 Oil Exponent
A definição dessa função está descrita no item 3.3.194. EXPn21: 0,1 – 5
3.3.203. EXPm21 Winding Exponent
A definição dessa função está descrita no item 3.3.195.
EXPm21: 0,1 – 5
3.3.204. Thor22 Top-Oil Rise Over Ambient Temperature
A definição dessa função está descrita no item 3.3.190.
Thor22: 0,1°C a 100°C
3.3.205. THgr22 Hot-Spot Conductor Rise Over Top-Oil Temperature
A definição dessa função está descrita no item 3.3.191.
THgr22: 0,1°C a 100°C
3.3.206. RATL22 Ratio Losses
A definição dessa função está descrita no item 3.3.192.
RATL22: 0,0 – 100
3.3.207. OTR22 Oil Thermal Time Constant
A definição dessa função está descrita no item 3.3.193.
OTR22: 0,1 – 20 horas
3.3.208. EXPn22 Oil Exponent
A definição dessa função está descrita no item 3.3.194.
EXPn22: 0,1 – 5
3.3.209. EXPm22 Winding Exponent
A definição dessa função está descrita no item 3.3.195.
EXPm22: 0,1 – 5
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3.3.210. Thor23 Top-Oil Rise Over Ambient Temperature
A definição dessa função está descrita no item 3.3.190.
Thor23: 0,1°C a 100°C
3.3.211. THgr23 Hot-Spot Conductor Rise Over Top-Oil Temperature
A definição dessa função está descrita no item 3.3.191.
THgr23: 0,1°C a 100°C
3.3.212. RATL23 Ratio Losses
A definição dessa função está descrita no item 3.3.192.
RATL23: 0,0 – 100
3.3.213. OTR23 Oil Thermal Time Constant
A definição dessa função está descrita no item 3.3.193.
OTR23: 0,1 – 20 horas
3.3.214. EXPn23 Oil Exponent
A definição dessa função está descrita no item 3.3.194.
EXPn23: 0,1 – 5
3.3.215. EXPm23 Winding Exponent
A definição dessa função está descrita no item 3.3.195.
EXPm23: 0,1 – 5
AJUSTES
Ths2 = 0,08
BFFA2 = 15000
THor21 = 50,0
THgr21 = 25,0
RATL21 = 3,2
OTR21 = 3,0
EXPn21 = 0,8
EXPm21 = 0,8
THor22 = 50,0
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THgr22 = 25,0
RATL22 = 3,2
OTR22 = 3,0
EXPn22 = 0,8
EXPm22 = 0,8
THor23 = 50,0
THgr23 = 25,0
RATL23 = 3,2
OTR23 = 3,0
EXPn23 = 0,8
EXPm23 = 0,8
3.3.216. Ths3 Hot-Spot Thermal Time Constant
A definição dessa função está descrita no item 3.3.188.
Ths3: 0,01 – 2,00 horas
3.3.217. BFFA3 Constant to Calculate FAA
A definição dessa função está descrita no item 3.3.189.
BFFA3: 0 – 100000
3.3.218. Thor31 Top-Oil Rise Over Ambient Temperature
A definição dessa função está descrita no item 3.3.190.
Thor31: 0,1°C a 100°C
3.3.219. THgr31 Hot-Spot Conductor Rise Over Top-Oil Temperature
A definição dessa função está descrita no item 3.3.191.
THgr31: 0,1°C a 100°C
3.3.220. RATL31 Ratio Losses
A definição dessa função está descrita no item 3.3.192.
RATL31: 0,0 – 100
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3.3.221. OTR31 Oil Thermal Time Constant
A definição dessa função está descrita no item 3.3.193.
OTR31: 0,1 – 20 horas
3.3.222. EXPn31 Oil Exponent
A definição dessa função está descrita no item 3.3.194.
EXPn31: 0,1 – 5
3.3.223. EXPm31 Winding Exponent
A definição dessa função está descrita no item 3.3.195.
EXPm31: 0,1 – 5
3.3.224. Thor32 Top-Oil Rise Over Ambient Temperature
A definição dessa função está descrita no item 3.3.190.
Thor32: 0,1°C a 100°C
3.3.225. THgr32 Hot-Spot Conductor Rise Over Top-Oil Temperature
A definição dessa função está descrita no item 3.3.191.
THgr32: 0,1°C a 100°C
3.3.226. RATL32 Ratio Losses
A definição dessa função está descrita no item 3.3.192.
RATL32: 0,0 – 100
3.3.227. OTR32 Oil Thermal Time Constant
A definição dessa função está descrita no item 3.3.193.
OTR32: 0,1 – 20 horas
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3.3.228. EXPn32 Oil Exponent
A definição dessa função está descrita no item 3.3.194.
EXPn32: 0,1 – 5
3.3.229. EXPm32 Winding Exponent
A definição dessa função está descrita no item 3.3.195.
EXPm32: 0,1 – 5
3.3.230. Thor33 Top-Oil Rise Over Ambient Temperature
A definição dessa função está descrita no item 3.3.190.
Thor33: 0,1°C a 100°C
3.3.231. THgr33 Hot-Spot Conductor Rise Over Top-Oil Temperature
A definição dessa função está descrita no item 3.3.191.
THgr33: 0,1°C a 100°C
3.3.232. RATL33 Ratio Losses
A definição dessa função está descrita no item 3.3.192.
RATL33: 0,0 – 100
3.3.233. OTR23 Oil Thermal Time Constant
A definição dessa função está descrita no item 3.3.193.
OTR33: 0,1 – 20 horas
3.3.234. EXPn33 Oil Exponent
A definição dessa função está descrita no item 3.3.194.
EXPn33: 0,1 – 5
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3.3.235. EXPm33 Winding Exponent
A definição dessa função está descrita no item 3.3.195.
EXPm33: 0,1 – 5
AJUSTES
Ths3 = 0,08
BFFA3 = 15000
THor31 = 50,0
THgr31 = 25,0
RATL31 = 3,2
OTR31 = 3,0
EXPn31 = 0,8
EXPm31 = 0,8
THor32 = 50,0
THgr32 = 25,0
RATL32 = 3,2
OTR32 = 3,0
EXPn32 = 0,8
EXPm32 = 0,8
THor33 = 50,0
THgr33 = 25,0
RATL33 = 3,2
OTR33 = 3,0
EXPn33 = 0,8
EXPm33 = 0,8
Miscellaneous Timers
Este conjunto de ajustes define tempos de ajustes típicos para a função de declaração de disjuntor aberto.
3.3.236. TDURD Minimum Trip Duration Time Delay
É o mínimo tempo que o contato de trip permanecerá fechado, independentemente do tempo que a função de proteção permaneceu atuada.
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TDURD: 4,00 – 8000,00 ciclos
Figura 18 – Exemplo de lógica de trip
3.3.237. CFD Close Failure Logic Time Delay
É o tempo de retardo para indicação de falha de fechamento do disjuntor.
CFD: OFF, 0,00 – 8000,00 ciclos
SELogic Set 1
Os ajustes do Set 1 definem a utilização de até quatro variáveis lógicas (S1Vn), e respectivos temporizadores com tempos de pickup (S1VnPU) e dropout (S1VnDO). Definem também a utilização de até quatro variáveis de selo para a operação (S1SLTn) e para desoperação (S1RLTn). Observar que os referidos ajustes só estarão disponíveis se a função ESLS1 (Configuration Settings) estiver habilitada.
3.3.238. S1Vn Set 1 Variable n (SELogic Equation)
Este ajuste define qual variável lógica n será usada (com n de 1 a 4).
S1Vn: SELogic Equation
3.3.239. S1VnPU S1Vn Timer Pickup
Este ajuste define o tempo de pickup do temporizador n (com n de 1 a 4).
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S1VnPU: 0 – 999999,00 ciclos
3.3.240. S1VnDO S1Vn Timer Dropout
Este ajuste define o tempo de Dropout do temporizador n (com n de 1 a 4).
S1VnDO: 0 – 999999,00 ciclos
3.3.241. S1SLTn Set 1 Latch Bit n SET Input (SELogic Equation)
Este ajuste define a condição para a operação (Set) da variável lógica de selo n (com n de 1 a 4).
S1SLTn: SELogic Equation
3.3.242. S1RLTn Set 1 Latch Bit n RESET Input (SELogic Equation)
Este ajuste define a condição para a desoperação (Reset) da variável lógica de selo n (com n de 1 a 4).
S1RLTn: SELogic Equation
Serão usadas as 4 variáveis lógicas: uma para sinalização de atuação dos elementos de sobrecorrente instantâneo e temporizado de fase e terra do lado de 230 kV, uma para sinalização de atuação dos elementos de sobrecorrente instantâneo e temporizado de fase e terra do lado de 138 kV, uma para sinalização de atuação dos elementos de sobrecorrente temporizado de fase do lado de 13,8kV e uma para sinalização da atuação do elementos diferenciais. Essas sinalizações serão exibidas no display point do relé, conforme programação apresentada no item 3.4.67.
AJUSTES DESCRIÇÃO
S1V1 = TRIP1 TRIP1 = 50/51 Fase/terra - 230 kV S1V1PU = 0,00
S1V1DO = 7,00
S1V2 = TRIP2 TRIP2 = 50/51 Fase/terra - 138 kV S1V2PU = 0,00
S1V2DO = 7,00
S1V3 = TRIP3 TRIP3 = 51 Fase - 13,8kV S1V3PU = 0,00
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S1V3DO = 7,00
S1V4 = TRIP 4 TRIP4 = Unidade Diferencial (87R+87U) S1V4PU = 0,00
S1V4DO = 7,00
S1SLT1 = S1V1T Sinalização 50/51 Fase/terra- 230 kV S1RLT1 = TRIPL +
TRGTR
S1SLT2 = S1V2T Sinalização 50/51 Fase/terra- 138 kV S1RLT2 = TRIPL +
TRGTR
S1SLT3 = S1V3T Sinalização 51 Fase - 13,8 kV S1RLT3 = TRIPL +
TRGTR
S1SLT4 = S1V4T Sinalização Unidade Diferencial (87R+87U) S1RLT4 = TRIPL +
TRGTR
Obs: Para o reset da informação no display, pressionar Target
Reset (TRGTR) no painel frontal do relé.
SELogic Set 2
Os ajustes do Set 2 definem a utilização de até quatro variáveis lógicas (S2Vn), e respectivos temporizadores com tempos de pickup (S2VnPU) e dropout (S2VnDO). Definem também a utilização de até quatro variáveis de selo para a operação (S2SLTn) e para desoperação (S2RLTn). Observar que os referidos ajustes só estarão disponíveis se a função ESLS2 (Configuration Settings) estiver habilitada.
3.3.243. S2Vn Set 2 Variable n (SELogic Equation)
Este ajuste define qual variável lógica n será usada (com n de 1 a 4).
S2Vn: SELogic Equation
3.3.244. S2VnPU S2Vn Timer Pickup
Este ajuste define o tempo de pickup do temporizador n (com n de 1 a 4).
S2VnPU: 0 – 999999,00 ciclos
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3.3.245. S2VnDO S2Vn Timer Dropout
Este ajuste define o tempo de Dropout do temporizador n (com n de 1 a 4).
S2VnDO: 0 – 999999,00 ciclos
3.3.246. S2SLTn Set 2 Latch Bit n SET Input (SELogic Equation)
Este ajuste define a condição para a operação (Set) da variável lógica de selo n (com n de 1 a 4).
S2SLTn: SELogic Equation
3.3.247. S2RLTn Set 2 Latch Bit n RESET Input (SELogic Equation)
Este ajuste define a condição para a desoperação (Reset) da variável lógica de selo n (com n de 1 a 4).
S2RLTn: SELogic Equation
Serão usadas as 4 variáveis lógicas: uma para sinalização de atuação dos relés de pressão de gás (63CD e 63TF), uma para a lógica de reset do relé de bloqueio (86T) e duas para o monitoramento do sistema de alimentação auxiliar CC do banco de baterias. Essas sinalizações serão exibidas no display point do relé, conforme programação apresentada no item 3.4.67.
Lógica de monitoramento da tensão CC da bateria
Serão usados os Relay Word bits DC1, DC2, DC3 e DC4 (indicam que os níveis de tensão CC da bateria excederam), juntamente com os ajustes DC1P, DC2P, DC3P, e DC4P (comparadores de limites programáveis de tensão CC das baterias) para criar os avisos de alarmes e advertências.
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Figura 19 – Lógica de Monitoramento de Tensão CC de Bateria
Figura 20 – Regiões de Advertências e Alarmes de Sub/Sobretensão
Conforme Figura 20, verificamos que se a tensão CC da bateria não exceder DC3P nem ficar abaixo de DC2P, não haverá nenhuma advertência ou ativação de alarme. O relé ativa uma advertência quando a tensão excede DC3P ou cai abaixo de DC2P. O relé ativa um alarme de falha para tensões excedendo DC4P ou caindo abaixo de DC1P. Por exemplo, se a tensão da bateria exceder o limite de DC3P, mas cai abaixo do limite de DC4P, o Relé Word bit DC3 é assertado e o relé ativa uma advertência, Figura 19.
Os ajustes dos comparadores DC1P ao DC4P serão definidos nos itens 3.4.9 ao 3.4.12.
AJUSTES DESCRIÇÃO
S2V1 = TRIP5 TRIP5 = 63CD e 63TD (Relé
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S2V1PU = 0,00 de pressão de gás)
S2V1DO = 7,00
S2V2 = S2LT2 Reset da chave 86T
S2V2PU = 12,00
S2V2DO = 30,00
S2V3 = !DC1+DC4 Monitoramento da tensão CC da bateria (Falha) S2V3PU = 10,00
S2V3DO = 0,00
S2V4 = DC1*!DC2 + DC3*!DC4
Monitoramento da tensão CC da bateria (Advertência)
S2V4PU = 10,00
S2V4DO = 0,00
S2SLT1 = S2V1T Sinalização 63CD e 63TD (Relé de gás) S2RLT1 = TRIPL +
TRGTR
S2SLT2 = /RB1 Sinalização do reset da chave 86TA S2RLT2 = S2V2T +
!IN103
S2SLT3 = 0
S2RLT3 = 0
S2SLT4 = 0
S2RLT4 = 0 Obs: Para o reset da informação no display, pressionar Target
Reset (TRGTR) no painel frontal do relé.
SELogic Set 3
Os ajustes do Set 3 definem a utilização de até quatro variáveis lógicas (S3Vn), e respectivos temporizadores com tempos de pickup (S3VnPU) e dropout (S3VnDO). Definem também a utilização de até quatro variáveis de selo para a operação (S3SLTn) e para desoperação (S3RLTn). Observar que os referidos ajustes só estarão disponíveis se a função ESLS3 (Configuration Settings) estiver habilitada.
3.3.248. S3Vn Set 3 Variable n (SELogic Equation)
Este ajuste define qual variável lógica n será usada (com n de 1 a 4).
S3Vn: SELogic Equation
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3.3.249. S3VnPU S3Vn Timer Pickup
Este ajuste define o tempo de pickup do temporizador n (com n de 1 a 4).
S3VnPU: 0 – 999999,00 ciclos
3.3.250. S3VnDO S3Vn Timer Dropout
Este ajuste define o tempo de Dropout do temporizador n (com n de 1 a 4).
S3VnDO: 0 – 999999,00 ciclos
3.3.251. S3SLTn Set 3 Latch Bit n SET Input (SELogic Equation)
Este ajuste define a condição para a operação (Set) da variável lógica de selo n (com n de 1 a 4).
S3SLTn: SELogic Equation
3.3.252. S3RLTn Set 3 Latch Bit n RESET Input (SELogic Equation)
Este ajuste define a condição para a desoperação (Reset) da variável lógica de selo n (com n de 1 a 4).
S3RLTn: SELogic Equation
Serão usadas 3 variáveis lógicas: uma para o monitoramento da bobina de trip do disjuntor e duas para os esquemas de falha de disjuntores (50BF) dos lados de 230 kV e 138 kV. Essas sinalizações serão exibidas no display point do relé, conforme programação apresentada no item 3.4.67.
Lógica de monitoramento da bobina de trip do disjuntor
Será apresentado a seguir, um exemplo de lógica de monitoramento da bobina de trip de disjuntor, para as condições de abertura e fechamento, usando duas entradas digitais. A Figura 21 mostra a conexão CC para o monitoramento do circuito de trip. A função da lógica é detectar perda de CC, bobina de trip aberta, e problemas de fiação. A Tabela 5 resume as diferentes condições da bobina de trip e o estado das entradas do relé.
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Figura 21 – Conexão CC para Monitoramento de Bobina de Trip
Posição IN1 IN2 Condições de Trip
Aberto 0 0 A perda de CC ou Bobina Aberta
Aberto 0 1 Caminho do Trip OK
Fechado 0 0 A perda de CC ou Bobina Aberta
Fechado 0 1 Bobina de Trip OK, Erro de Fiação
Fechado 1 0 Erro de Fiação ou Falha 52a
Fechado 1 1 Caminho do Trip OK
Tabela 5 – Curvas de Sobrecorrente Temporizadas
A Figura 22 mostra a lógica que detecta as condições apresentadas na Tabela 5. A lógica inclui um retardo de tempo para acomodar as transições do estado do disjuntor (aberto/fechado). É possível usar a saída desta lógica para alarme e/ou condições de supervisão.
Figura 22 – Lógica para Detectar Problemas na de Bobina de Trip
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Para maiores informações ver Artigo Técnico TP6092 (Integrated Transformer, Feeder, and Breaker Protection: an Economic and Reliable Solution for Distribution Substations) e Application Guide AG96-08 (Making Trip Circuit Monitor Logic With SELogic Control Equations) no site www.selinc.com.br
Lógica de falha de disjuntor do lado de 230 kV
A função de proteção de falha de disjuntor tem a finalidade de minimizar os danos ao sistema e demais equipamentos, durante uma falta em que ocorra a falha de abertura do disjuntor que recebeu o comando de trip da proteção.
A Figura 23 mostra a lógica do esquema de falha de disjuntor, usando as atuações dos elementos de sobrecorrente de fase e terra do lado de 230 kV (TRIP1 = 50/51), as atuações dos elementos diferenciais (TRIP4 = 87R e 87U) e as atuações dos relés de gás (TRIP5 = 63CD e 63TD). Esse esquema é usado para interromper as correntes de defeitos e enviar um novo comando de trip, normalmente na outra bobina, o retrip. O temporizador S3V2 é usado para a contagem de tempo, depois do início da falha de abertura do disjuntor. A lógica verifica se houve atuação de algum dos elementos previstos na ativação do esquema de falha do disjuntor e após expirar o tempo de S3V2, a função BF é ativada, atuando sobre o relé de bloqueio, 86BF.
A lógica também inclui um retrip no disjuntor, RT, depois da condição de início de falha do disjuntor. O retrip dá ao disjuntor outra chance de trip, permitindo detectar problemas na bobina do disjuntor.
Figura 23 – Lógica de Falha de Disjuntor e Retrip no Disjuntor 230 KV
Lógica de falha de disjuntor do lado de 138 kV
Essa lógica é idêntica à do lado de 230 kV. Conforme Figura 24, as duas alterações necessárias são: atuações dos elementos de sobrecorrente de fase e terra do lado de 138 kV (TRIP2 = 50/51) e o temporizador S3V3.
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Figura 24 – Lógica de Falha de Disjuntor e Retrip no Disjuntor 138 KV
AJUSTES DESCRIÇÃO
S3V1 = (52A*IN1*IN2)+ (!52A*!IN1*IN2)
Monitoramento da bobina de Trip do disjuntor
S3V1PU = 5,00
S3V1DO = 10,00
S3V2 = TRIP1 + TRIP4 + TRIP5
Falha de disjuntor do lado de 230 kV
S3V2PU = 12,00
S3V2DO = 0,00
S3V3 = TRIP2 + TRIP4 + TRIP5
Falha de disjuntor do lado de 138 kV
S3V3PU = 18,00
S3V3DO = 0,00
S3V4 = 0
S3V4PU = 0,00
S3V4DO = 0,00
S3SLT1 = 0 S3RLT1 = 0 S3SLT2 = S3V2 Sinalização de Falha de
disjuntor do lado de 230 kV S3RLT2 = TRIPL + TRGTR
S3SLT3 = S3V3 Sinalização de Falha de disjuntor do lado de 138 kV S3RLT3 = TRIPL +
TRGTR S3SLT4 = 0 S3RLT4 = 0
Obs: Para o reset da informação no display, pressionar Target
Reset (TRGTR) no painel frontal do relé.
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Trip Logic
Existem cinco conjuntos específicos de lógicas de trip no relé, todos projetados para operar quando a equação de controle SELogic, ajustada para alguma variável lógica TRm (m = 1, 2, 3, 4, 5) for confirmada e desoperar quando a equação de controle SELogic ULTRm for confirmada. A lógica de saída é o Relay word bit TRIPm. Na lógica de trip, a função de operação tem prioridade sobre o reset ou a função de desoperação. A Figura 25 mostra o diagrama da lógica de TRIP1. As demais lógicas, TRIP2, TRIP3, TRIP4, TRIP5 são idênticas, mudando as variáveis TR2, TR3, TR4, TR5 e ULTR2, ULTR3, ULTR4, ULTR5, respectivamente.
Figura 25 – Lógica de Trip (TRIP1)
3.3.253. TRm
Este ajuste define os elementos que gerarão trip sem verificar outras condições. m = 1, 2, 3, 4, 5 TRm: SELogic Equation
3.3.254. ULTRm
Este ajuste define os elementos que gerarão a abertura do circuito de trip (retirada do selo para variável trip passar para lógica 0) m = 1, 2, 3, 4, 5 ULTRm: SELogic Equation
AJUSTES DESCRIÇÃO
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TR1 = 50P11 + 50N11 + 51P1T + 51N1T
TRIP1 = 50/51 Fase/terra- Geral 230 kV
TR2 = 50P21 + 50N21 + 51P2T + 51N2T
TRIP2 = 50/51 Fase/terra- Geral 138 kV
TR3 = 51P3T TRIP3 = 51 Fase - Geral 13,8kV
TR4 = 87R+87U TRIP4 = Unidade Diferencial (87R+87U)
TR5 = IN105+IN201 TRIP5 = 63CD e 63TD (Relé de gás)
ULTR1 = !50P11+!50N11 ULTR1 = 50 Fase/terra- Geral 230 kV
ULTR2 = !50P21+!50N21 ULTR2 = 50 Fase/terra- Geral 138 kV
ULTR3 = ! 51P3 ULTR3 = 51 Fase - Geral 13,8kV
ULTR4 = !87R+!87U ULTR4 = Unidade Diferencial (87R+87U)
ULTR5 = !IN105+!IN201 ULTR4 = 63CD e 63TD (Relé de gás)
Obs: As funções de sobrecorrente dos lados de 230 kV, 138 kV e
13,8 kV enviam comando de trip para os respectivos disjuntores, as funções diferenciais e de pressão de gás enviam comando de trip para o relé de bloqueio 86T, que por sua vez atua sobre todos os disjuntores simultaneamente.
Close Logic
Existem quatro conjuntos específicos de lógicas de fechamento no relé, todos projetados para operar quando a equação de controle SELogic, ajustada para alguma variável lógica CLm (m = 1, 2, 3, 4) for confirmada e desoperar quando a equação de controle SELogic ULCLm for confirmada. A lógica de saída é o Relay word bit CLSm. Na lógica de fechamento, o reset ou a função de desoperação tem prioridade sobre a função de operação. A Figura 26 mostra o diagrama da lógica de CLS1. As demais lógicas, CLS2, CLS3, CLS4 são idênticas, mudando as variáveis CL2, CL3, CL4 e ULCL2, ULCL3, ULCL4, respectivamente.
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Figura 26 – Lógica de Fechamento (CLS1)
3.3.255. 52An
Indica o estado do disjuntor. É associada a uma entrada binária do relé conectada a um contato auxiliar tipo “a” do disjuntor. n = 1, 2, 3, 4 52An: SELogic Equation
3.3.256. CLn
Indica as condições para o fechamento do disjuntor, diferentes das do religamento automático ou comando CLOSE. Normalmente é ajustado para fechamento manual via protocolo de comunicação CC. n = 1, 2, 3, 4 CLn: SELogic Equation
3.3.257. ULCLn
Indica as condições para a abertura de contato de fechamento do disjuntor. Normalmente este ajuste é feito para o WORD BIT TRIP. Isto previne que o comando CLOSE permaneça ativo quando o comando TRIP é ativado (TRIP tem prioridade). n = 1, 2, 3, 4 ULCLn: SELogic Equation
AJUSTES
52A1 = IN101
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52A2 = IN102
52A3 = IN103
52A4 = 0
CL1 = 0
CL2 = 0
CL3 = 0
CL4 = 0
ULCL1 = 0
ULCL2 = 0
ULCL3 = 0
ULCL4 = 0
Event Trigger
As informações do status dos elementos contidas em cada relatório de evento confirmam o desempenho do relé, do esquema e do sistema para cada defeito. É possível escolher o nível de detalhamento necessário quando é solicitado um relatório de evento: resolução de 1/4 de ciclo ou 1/8 de ciclo para dados filtrados; resolução de 1/4, 1/8, 1/16, 1/32 ou 1/64 de ciclo para dados analógicos brutos. Para cada relatório, o relé armazena em memória não volátil os mais recentes 15, 30 ou 60 ciclos com os dados do evento. O tamanho das informações de pré-falta pode ser especificado através de ajuste. O relé armazena um total de 7 segundos com dados do relatório de evento.
As informações dos relatórios de evento podem ser usadas em conjunto com o software SEL- 5601 (“SEL-5601 Analytic Assistant”) para gerar relatórios oscilográficos que possam ser inseridos nos documentos e relatórios de análise.
3.3.258. ER
Define através da equação de controle SELogic, as condições de partida do registro de eventos (oscilografia), que serão usados na geração de relatórios.
ER: SELogic Equation
Nesse exemplo, os eventos serão gerados pelos pickups dos elementos de sobrecorrente de fase e terra, instantâneos e temporizados dos lados de 230 kV, 138 kV e 13,8 kV. O objetivo é verificar algumas faltas externas que não resultam em trip nos
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disjuntores do autotransformador, mas que poderão fornecer informações úteis sobre outras áreas dentro ou próxima à subestação.
Será usado o operador rising-edge “ / “ ou rampa de subida o qual detecta a mudança de estado de 0 para 1, ou seja, assim que houver pickup, será ativado a partida de registro de eventos.
AJUSTES
ER = /50P11 + /50N11 + /51P1T + /51N1T + /50P21 + /50N21 + /51P2T + /51N2T + /51N3T
Output Contact Logic
Estes ajustes definem os elementos que controlarão os contatos de saída do relé. Cada um dos contatos pode ser programado para uma série de funções definidas através de elementos e equações SELogic.
3.3.259. OUT10n
Contato de saída n, com n entre 1 e 7.
OUT10n: SELogic Equation
Conforme diagrama elementar (anexo III) temos:
OUT101: função: TRIP DA FUNÇÃO DIFERENCIAL (86T)
Ajuste: OUT101 = TRIP4
OUT102: função: REARME REMOTO 86T
Ajuste: OUT102 = S2V2T
OUT103: função: TRIP DA FUNÇÃO 50/51 FASE E TERRA DO GERAL 230 KV
Ajuste: OUT103 = TRIP1
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OUT104: função: TRIP 52D NO GERAL 230 KV
Ajuste: OUT104 = TRIP1
OUT105: função: TRIP DA FUNÇÃO 50/51 FASE E TERRA NO TFE 230 KV
Ajuste: OUT105 = TRIP1
OUT106: função: TRIP 52D NO TRANSFERÊNCIA 230 KV
Ajuste: OUT106 = TRIP1
OUT107: função: TRIP DA FUNÇÃO 50/51 FASE E TERRA NO GERAL 138 KV
Ajuste: OUT107 = TRIP2
AJUSTES
OUT101 = TRIP4
OUT102 = S2V2T
OUT103 = TRIP1
OUT104 = TRIP1
OUT105 = TRIP1
OUT106 = TRIP1
OUT107 = TRIP2
3.3.260. OUT20n
Contato de saída n, com n entre 1 e 16.
OUT20n: SELogic Equation
Conforme diagrama elementar (anexo III) temos:
OUT201: função: TRIP 52D NO GERAL 138 KV
Ajuste: OUT201 = TRIP2
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OUT202: função: TRIP DA FUNÇÃO 50/51 FASE E TERRA NO TFE 138 KV
Ajuste: OUT202 = TRIP2
OUT203: função: TRIP 52D NO TRANSFERÊNCIA 138 KV
Ajuste: OUT203 = TRIP2
OUT204: função: TRIP DA FUNÇÃO 51 FASE NO GERAL 13,8KV
Ajuste: OUT204 = TRIP3
OUT205: função: TRIP 52D NO GERAL 13,8KV
Ajuste: OUT205 = TRIP3
OUT206: função: TRIP DA FUNÇÃO 50BF 230 kV
Ajuste: OUT206 = S3V2T
OUT207: função: TRIP DA FUNÇÃO 50BF 138 kV
Ajuste: OUT207 = S3V3T
OUT208: função: NÃO USADA
Ajuste: OUT208 = 0
OUT209: função: TRIP DA FUNÇÃO DIFERENCIAL P/ OSCIL.
Ajuste: OUT209 = TRIP4
OUT210: função: TRIP DA FUNÇÃO 50/51 FASE E TERRA NO GERAL 230/138 KV (OSCILÓGRAFO)
Ajuste: OUT210 = TRIP1 + TRIP2
OUT211: função: ATUAÇÃO 50BF (OSCILÓGRAFO)
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Ajuste: OUT211 = S3V2T + S3V3T
OUT212: função: FUNÇÕES DE ALARME 87T
Ajuste: OUT212 = TRIP1 +TRIP2 +TRIP3 + TRIP4 + IN201 + IN202 + IN203 + IN204 + IN205 + IN206
AJUSTES
OUT201 = TRIP2
OUT202 = TRIP2
OUT203 = TRIP2
OUT204 = TRIP3
OUT205 = TRIP3
OUT206 = S3V2T
OUT207 = S3V3T
OUT208 = 0
OUT209 = TRIP4
OUT210 = TRIP1 + TRIP2
OUT211 = S3V2T + S3V3T
OUT212 = TRIP1 + TRIP2 + TRIP3 + TRIP4 + IN201 + IN202 + IN203 + IN204 + IN205 + IN206
3.4. Global Settings
Relay Settings
3.4.1. LER Length of Event Report
Este ajuste define o comprimento de cada registro de eventos. Para cada relatório, o relé armazena em memória não volátil os mais recentes 15, 30 ou 60 ciclos com os dados do evento. O número de eventos salvos será menor quanto maior for o comprimento do registro de eventos, conforme Tabela 6.
LER: 15, 30, 60 ciclos
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Tabela 6 – Número de Registro de Eventos Salvos
3.4.2. PRE Length of Prefault in Event Report
Este ajuste define o comprimento do período pré-falta.
PRE: 1 a 14 ciclos
3.4.3. NFREQ Nominal Frequency
Este ajuste define a freqüência nominal do sistema.
NFREQ: 50, 60 Hz
3.4.4. PHROT Phase Rotation
Este ajuste define a rotação de fase.
PHROT: ABC, ACB
3.4.5. DATE_F Date Format
Este ajuste define o formato da data.
DATE_F: MDY, YMD
3.4.6. SCROLD Display Update Rate
Este ajuste define o tempo de atualização dos valores exibidos no display do relé.
SCROLD: 1 a 60 segundos
3.4.7. FP_TO Front Panel Timeout
Este ajuste define o tempo em que o display do painel frontal retornará para o display padrão, após o último comando recebido pelo relé.
FP_TO: 0 a 30 minutos
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3.4.8. TGR Group Change Delay
Este ajuste define o tempo decorrente entre o comando para mudança de grupo de ajustes e a ativação de um novo grupo de ajustes.
TGR: 0 a 900 segundos
AJUSTES
LER = 60
PRE = 6
NFREQ = 60
PHROT = ABC
DATE_F = MDY
SCROLD = 2
FP_TO = 5
TGR = 3
Battery Monitor
O Relé SEL-387 mede e reporta a tensão das baterias da subestação conectada aos seus terminais de alimentação. O relé possui quatro comparadores de limite programáveis e uma lógica associada para alarme e controle. Por exemplo, se falhar o carregador das baterias, e a tensão CC medida cair abaixo do limite programável, será emitido um alarme antes que a tensão das baterias da subestação caia para níveis inaceitáveis. É possível monitorar as saídas dos comparadores com o Processador de Comunicações SEL-2020/2030 e gerenciar as mensagens, chamadas telefônicas ou outras ações. A tensão CC medida é exibida no display METER via porta serial de comunicações, no LCD do painel frontal e no relatório de evento. Usando os dados do relatório de evento, é possível ter uma visão oscilográfica da tensão das baterias. Esse relatório mostra o quanto à magnitude da tensão das baterias da subestação varia durante a abertura, fechamento e outras operações de controle.
Conforme item 3.3.247, haverá o monitoramento do sistema de alimentação auxiliar CC, do banco de baterias. Ver Figura 20 naquele item.
3.4.9. DC1P DC Battery Voltage Level 1
Define o ajuste da tensão CC da bateria do comparador 1.
DC1P: OFF, 20 a 300 Vdc
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Esse nível será usado no esquema de Falha - Subtensão do banco de baterias. O relé ativa um alarme de falha para tensões caindo abaixo de DC1P.
27FALHA = 80% Tensão Nominal
27FALHA = 0,80 x 115,00 = 92,00 Vcc
3.4.10. DC2P DC Battery Voltage Level 2
Define o ajuste da tensão CC da bateria do comparador 2.
DC2P: OFF, 20 a 300 Vdc
Esse nível será usado no esquema de Advertência - Subtensão do banco de baterias. O relé ativa uma advertência quando a tensão cai abaixo de DC2P.
27ADVERTÊNCIA = 90% Tensão Nominal
27ADVERTÊNCIA = 0,90 x 115,00 = 103,50,00 Vcc
3.4.11. DC3P DC Battery Voltage Level 3
Define o ajuste da tensão CC da bateria do comparador 3.
DC3P: OFF, 20 a 300 Vdc
Esse nível será usado no esquema de Advertência - Sobretensão do banco de baterias. O relé ativa uma advertência quando a tensão excede DC3P.
59ADVERTÊNCIA = 110% Tensão Nominal
59ADVERTÊNCIA = 1,10 x 115,00 = 126,50,00 Vcc
3.4.12. DC4P DC Battery Voltage Level 4
Define o ajuste da tensão CC da bateria do comparador 4.
DC4P: OFF, 20 a 300 Vdc
Esse nível será usado no esquema de Falha - Sobretensão do banco de baterias. O relé ativa um alarme de falha para tensões excedendo DC4P.
59FALHA = 120% Tensão Nominal
59FALHA = 1,20 x 115,00 = 138,00 Vcc
AJUSTES
DCP1 = 90,0
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DCP2 = 100,0
DCP3 = 125,0
DCP4 = 135,0
Breaker 1 Monitor
A função de monitoração do disjuntor do Relé SEL-387 coleta a corrente total interrompida e o número de operações de até quatro disjuntores. Cada vez que ocorre trip em um disjuntor monitorado, o relé integra a corrente interrompida com os valores de corrente previamente armazenados. Quando o resultado exceder o ajuste do valor limite da curva de desgaste do disjuntor, o relé gera um alarme via contato de saída ou display do painel frontal. O desgaste de cada pólo de cada disjuntor monitorado é calculado separadamente uma vez que o monitor do disjuntor acumula a corrente por fase. Quando for aplicar o relé pela primeira vez, é necessário carregar todos os dados do desgaste do disjuntor estimados anteriormente. O desgaste incremental da próxima interrupção, e de todas as interrupções subseqüentes, será adicionado ao valor armazenado para obtenção de um valor total do desgaste. Resete os contadores de operação do monitor do disjuntor, as correntes interrompidas cumulativas por pólo e o desgaste porcentual por pólo após ter efetuado uma manutenção no disjuntor, ou após a instalação de um disjuntor novo. O relatório de monitoração do disjuntor relaciona todos os disjuntores, todas as atuações do relé e de outros dispositivos para cada disjuntor, a corrente RMS total acumulada por fase e o desgaste porcentual por pólo.
3.4.13. BKMON1 Bkr 1 Monitor Input (SELogic Equation)
Define através de variáveis lógicas SELogic a inicialização do monitoramento do disjuntor 1. Este ajuste determina quando o monitoramento do disjuntor 1 lê os valores instantâneos de corrente das fases A, B e C para a curva de manutenção do referido disjuntor e para o acumulador de correntes e trips. O ajuste BKMON 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 1 e monitoramento acumulador de correntes/trips.
BKMON1: SELogic Equation
Nesse exemplo, o disjuntor 1 (230 kV) será monitorado através dos trips dos elementos de sobrecorrente instantâneos e temporizados de fase e terra do lado de 230 kV (OUT103 =
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TRIP1; TR1 = 50P11 + 50N11 + 51P1T + 51N1T) e também dos elementos diferenciais (OUT101 = TRIP4; TR4 = 87R + 87U).
3.4.14. B1COP1 Close/Open Set Point 1 Max
Determina o número máximo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor 1, para fins de monitoramento.
B1COP1: 1 a 65000 operações
3.4.15. B1KAP1 KA Interrupted Set Point 1 Min
Determina a corrente mínima interrompida do disjuntor 1, para fins de monitoramento.
B1KAP1: 0,1 a 999,00 KA primários
3.4.16. B1COP2 Close/Open Set Point 2 Max
Determina o número máximo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor 1, para fins de monitoramento.
B1COP2: 1 a 65000 operações
3.4.17. B1KAP2 KA Interrupted Set Point 2 Min
Determina a corrente mínima interrompida do disjuntor 1, para fins de monitoramento.
B1KAP2: 0,1 a 999,00 KA primários
3.4.18. B1COP3 Close/Open Set Point 3 Max
Determina o número máximo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor 1, para fins de monitoramento.
B1COP3: 1 a 65000 operações
3.4.19. B1KAP3 KA Interrupted Set Point 3 Min
Determina a corrente mínima interrompida do disjuntor 1, para fins de monitoramento.
B1KAP3: 0,1 a 999,00 KA primários
AJUSTES
BKMON1 = TRIP 1 + TRIP4
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B1COP1 = 10000
B1KAP1 = 1,5
B1COP2 = 500
B1KAP2 = 10,0
B1COP3 = 20
B1KAP3 = 15,0
Breaker 2 Monitor
3.4.20. BKMON2 Bkr 2 Monitor Input (SELogic Equation)
Define através de variáveis lógicas SELogic a inicialização do monitoramento do disjuntor 2. Este ajuste determina quando o monitoramento do disjuntor 2 lê os valores instantâneos de corrente das fases A, B e C para a curva de manutenção do referido disjuntor e para o acumulador de correntes e trips. O ajuste BKMON 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 2 e monitoramento acumulador de correntes/trips.
BKMON2: SELogic Equation
Nesse exemplo, o disjuntor 2 (138 kV) será monitorado através dos trips dos elementos de sobrecorrente instantâneos e temporizados de fase e terra do lado de 138 kV (OUT107 = TRIP2; TR2 = 50P21 + 50N21 + 51P2T + 51N2T) e também dos elementos diferenciais (OUT101 = TRIP4; TR4 = 87R + 87U).
3.4.21. B2COP1 Close/Open Set Point 1 Max
Determina o número máximo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor 2, para fins de monitoramento.
B2COP1: 1 a 65000 operações
3.4.22. B2KAP1 KA Interrupted Set Point 1 Min
Determina a corrente mínima interrompida do disjuntor 2, para fins de monitoramento.
B2KAP1: 0,1 a 999,00 KA primários
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3.4.23. B2COP2 Close/Open Set Point 2 Max
Determina o número máximo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor 2, para fins de monitoramento.
B2COP2: 1 a 65000 operações
3.4.24. B2KAP2 KA Interrupted Set Point 2 Min
Determina a corrente mínima interrompida do disjuntor 2, para fins de monitoramento.
B2KAP2: 0,1 a 999,00 KA primários
3.4.25. B2COP3 Close/Open Set Point 3 Max
Determina o número máximo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor 2, para fins de monitoramento.
B2COP3: 1 a 65000 operações
3.4.26. B2KAP3 KA Interrupted Set Point 3 Min
Determina a corrente mínima interrompida do disjuntor 2, para fins de monitoramento.
B2KAP3: 0,1 a 999,00 KA primários AJUSTES
BKMON2 = TRIP2 + TRIP4
B2COP1 = 10000
B2KAP1 = 1,5
B2COP2 = 500
B2KAP2 = 10,0
B2COP3 = 20
B2KAP3 = 15,0
Breaker 3 Monitor
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3.4.27. BKMON3 Bkr 3 Monitor Input (SELogic Equation)
Define através de variáveis lógicas SELogic a inicialização do monitoramento do disjuntor 3. Este ajuste determina quando o monitoramento do disjuntor 3 lê os valores instantâneos de corrente das fases A, B e C para a curva de manutenção do referido disjuntor e para o acumulador de correntes e trips. O ajuste BKMON 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 3 e monitoramento acumulador de correntes/trips.
BKMON3: SELogic Equation
Nesse exemplo, o disjuntor 3 (13,8 kV) será monitorado através dos trips dos elementos de sobrecorrente temporizados de fase do lado de 13,8 kV (OUT204 = TRIP3; TR3 = 51P3T) e também dos elementos diferenciais (OUT101 = TRIP4; TR4 = 87R + 87U).
3.4.28. B3COP1 Close/Open Set Point 1 Max
Determina o número máximo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor 3, para fins de monitoramento. B3COP1: 1 a 65000 operações
3.4.29. B3KAP1 KA Interrupted Set Point 1 Min
Determina a corrente mínima interrompida do disjuntor 3, para fins de monitoramento. B3KAP1: 0,1 a 999,00 KA primários
3.4.30. B3COP2 Close/Open Set Point 2 Max
Determina o número máximo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor 3, para fins de monitoramento.
B3COP2: 1 a 65000 operações
3.4.31. B3KAP2 KA Interrupted Set Point 2 Min
Determina a corrente mínima interrompida do disjuntor 3, para fins de monitoramento.
B3KAP2: 0,1 a 999,00 KA primários
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3.4.32. B3COP3 Close/Open Set Point 3 Max
Determina o número máximo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor 3, para fins de monitoramento.
B3COP3: 1 a 65000 operações
3.4.33. B3KAP3 KA Interrupted Set Point 3 Min
Determina a corrente mínima interrompida do disjuntor 3, para fins de monitoramento.
B3KAP3: 0,1 a 999,00 KA primários
AJUSTES
BKMON3 = TRIP3 + TRIP4
B3COP1 = 10000
B3KAP1 = 1,5
B3COP2 = 500
B3KAP2 = 10,0
B3COP3 = 20
B3KAP3 = 15,0
Breaker 4 Monitor
3.4.34. BKMON4 Bkr 4 Monitor Input (SELogic Equation)
Define através de variáveis lógicas SELogic a inicialização do monitoramento do disjuntor 4. Este ajuste determina quando o monitoramento do disjuntor 4 lê os valores instantâneos de corrente das fases A, B e C para a curva de manutenção do referido disjuntor e para o acumulador de correntes e trips. O ajuste BKMON 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 4 e monitoramento acumulador de correntes/trips. BKMON3: SELogic Equation
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3.4.35. B4COP1 Close/Open Set Point 1 Max
Determina o número máximo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor 4, para fins de monitoramento. B4COP1: 1 a 65000 operações
3.4.36. B4KAP1 KA Interrupted Set Point 1 Min
Determina a corrente mínima interrompida do disjuntor 4, para fins de monitoramento.
B4KAP1: 0,1 a 999,00 KA primários
3.4.37. B4COP2 Close/Open Set Point 2 Max
Determina o número máximo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor 4, para fins de monitoramento.
B4COP2: 1 a 65000 operações
3.4.38. B4KAP2 KA Interrupted Set Point 2 Min
Determina a corrente mínima interrompida do disjuntor 4, para fins de monitoramento.
B4KAP2: 0,1 a 999,00 KA primários
3.4.39. B4COP3 Close/Open Set Point 3 Max
Determina o número máximo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor 4, para fins de monitoramento. B4COP3: 1 a 65000 operações
3.4.40. B4KAP3 KA Interrupted Set Point 3 Min
Determina a corrente mínima interrompida do disjuntor 4, para fins de monitoramento. B4KAP3: 0,1 a 999,00 KA primários
AJUSTES
BKMON4 = N
B4COP1 = 65000
B4KAP1 = 999,00
B4COP2 = 65000
B4KAP2 = 999,00
B4COP3 = 65000
B4KAP3 = 999,00
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Through Fault Event
Uma falta em um alimentador de distribuição além da zona de proteção SEL-387, conforme Figura 27, não interrompida por qualquer motivo, pode ocasionar sérios danos mecânicos e térmicos ao transformador. Quanto mais alimentadores estiverem ligados à barra de distribuição, maior será a vulnerabilidade do transformador a esses danos. A supervisão do evento de Through-falut captura níveis máximos de corrente, duração, tempo e hora de cada falta não eliminada. A monitoração também apresenta um simples cálculo de I2t (análogo para a energia gasta durante a through-fault) e cumulativamente armazena o resultado desses cálculos para cada fase. Para maiores informações ver Application Guide AG2005-02 (SEL-387 Through-Fault Monitoring Application and Benefits) no site www.selinc.com.br.
Figura 27 – Exposição do Transformador para Faltas no Alimentador de Distribuição
3.4.41. ETHRU Enable Through Fault Event Winding
Esse ajuste habilita a função Through-Fault para monitoramento de até quatro enrolamentos do transformador.
ETHRU: N, 1, 2, 3, 4
3.4.42. THRU Through Fault Event Trigger (SELogic Equation)
Esse ajuste define qual o elemento que dará inicio à aquisição de dados de corrente máxima e informações da duração, comprimento, data e hora para identificação do evento. Tipicamente, o ajuste é o pickup de um elemento de sobrecorrente de fase instantâneo.
THRU: SELogic Equation
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3.4.43. ISQT Through Fault I2t Thresh
O evento Through-fault captura níveis máximos de corrente, duração, tempo e hora para cada falta não eliminada. A monitoração também apresenta um simples cálculo de I2t (análogo para a energia gasta durante a through-fault) e armazena o resultado acumulado desses cálculos para cada fase.
ISQT: OFF, 0 a 4294967 KA2 sec
Figura 28 – Diagrama Lógico ISQTAL
AJUSTES
ETHRU = N
THRU = 0
ISQT = 0
Analog Input Labels (1-4 Characters)
É possível renomear as 12 entradas de corrente de fase dos quatro enrolamentos do transformador conforme a preferência do usuário. Os nomes atuais das entradas de corrente são, IAW1 até ICW4 e podem ser trocados para nomes mais familiares como “R, S, T”, porém não poderão ter mais que quatro caracteres.
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3.4.44. IAWn
Entrada de corrente da fase A (com n = 1 a 4 ou enrolamento 1 ao enrolamento 4 do transformador).
IAWn: Pode renomear ou não
3.4.45. IBWn
Entrada de corrente da fase B (com n = 1 a 4 ou enrolamento 1 ao enrolamento 4 do transformador).
IBWn: Pode renomear ou não
3.4.46. ICWn
Entrada de corrente da fase C (com n = 1 a 4 ou enrolamento 1 ao enrolamento 4 do transformador).
ICWn: Pode renomear ou não
AJUSTES
IAW1 = IAW1
IBW1 = IBW1
ICW1 = ICW1
IAW2 = IAW2
IBW2 = IBW2
ICW2 = ICW2
IAW3 = IAW3
IBW3 = IBW3
ICW3 = ICW3
IAW4 = IAW4
IBW4 = IBW4
ICW4 = ICW4
Setting Group Selection
O relé armazena seis grupos de ajustes. Os grupos de ajustes selecionáveis tornam o Relé SEL-387 ideal para aplicações que necessitem alterações freqüentes de ajustes e para adaptar a proteção às
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alterações das condições do sistema. Pode-se selecionar o grupo ativo através de um contato de entrada, comando ou outras condições programáveis. Usando esses grupos de ajustes é possível cobrir uma ampla faixa de contingências de proteção e controle. Ao selecionar um grupo, também são selecionados os ajustes da lógica e quando programada pode adaptar os ajustes às diferentes condições de operação tais como manutenção da subestação, operações sazonais, contingências de emergência, e alterações da fonte, carregamento, e dos ajustes de relés adjacentes.
3.4.47. SS1
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 SELogic.
SS1: SELogic Equation
3.4.48. SS2
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 SELogic.
SS2: SELogic Equation
3.4.49. SS3
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 SELogic. SS3: SELogic Equation
3.4.50. SS4
Este ajuste define a lógica necessária para a ativação do grupo de ajustes 4. Cada lógica pode ser programada para uma série elementos e equações SELogic. SS4: SELogic Equation
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3.4.51. SS5
Este ajuste define a lógica necessária para a ativação do grupo de ajustes 5. Cada lógica pode ser programada para uma série elementos e equações SELogic. SS5: SELogic Equation
3.4.52. SS6
Este ajuste define a lógica necessária para a ativação do grupo de ajustes 6. Cada lógica pode ser programada para uma série elementos e equações SELogic. SS6: SELogic Equation
Não haverá necessidade de comutação de grupos de ajustes.
Observar que com todas as variáveis ajustadas para zero, a mudança de grupo de ajustes somente pode ser feita via interface serial ou via teclado frontal do relé.
AJUSTES
SS1 = 0
SS2 = 0
SS3 = 0
SS4 = 0
SS5 = 0
SS6 = 0
Front Panel
No painel frontal do Relé SEL-387 que faz interface com o usuário estão incluídos: um LCD com 16 caracteres em duas linhas, 16 LEDs de sinalização e 8 botões de pressão para comunicação local.
O Display do Painel Frontal mostra as informações dos eventos, medição, ajustes e status da autodiagnose do relé e é controlado pelos oito botões de pressão multifunção. Os LEDs de sinalização exibem as informações das atuações. O LCD é controlado pelos botões de pressão, pelas mensagens automáticas que o relé gera e pelos Pontos do Display programados pelo usuário. O display default faz a varredura, procurando por qualquer ponto ativo (que não esteja “em branco”). Se não houver nenhum ponto ativo, o relé faz a varredura através dos quatro displays de duas linhas das correntes das fases A, B e C em valores primários. Cada tela de exibição permanece por dois segundos, antes que a varredura
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continue. Qualquer mensagem gerada pelo relé durante uma condição de alarme tem precedência sobre o display default normal. O botão <EXIT> retorna a tela de exibição para o display default, se alguma outra função do painel frontal estiver sendo executada. Mensagens de erro como falhas na autodiagnose são exibidas no LCD, em lugar do display default, no instante em que ocorrem. Durante a energização do relé, o LCD exibe “Initializing”. Será, então, efetuada a varredura através dos displays de tensão e corrente dos enrolamentos até que o relé esteja novamente habilitado. Quando o LED EN indicar que o relé está habilitado, os pontos ativos do display serão submetidos à varredura.
3.4.53. LEDA
O LED 9 do painel frontal é acesso sempre que houver defeitos envolvendo a fase A. A programação original desse LED, feita pelo fabricante é LEDA = OCA + 87E1, onde o word bit OCA indica sobrecorrente da fase A durante a falta e o word bit 87E1 a presença dos elementos diferenciais 87R ou 87U.
LEDA: SELogic Equation
3.4.54. LEDB
O LED 10 do painel frontal é acesso sempre que houver defeitos envolvendo a fase B. A programação original desse LED, feita pelo fabricante é LEDB = OCB + 87E2, onde o word bit OCB indica sobrecorrente da fase B durante a falta e o word bit 87E2 a presença dos elementos diferenciais 87R ou 87U.
LEDB: SELogic Equation
3.4.55. LEDC
O LED 11 do painel frontal é acesso sempre que houver defeitos envolvendo a fase C. A programação original desse LED, feita pelo fabricante é LEDC = OCC + 87E3, onde o word bit OCC indica sobrecorrente da fase A durante a falta e o word bit 87E1 a presença dos elementos diferenciais 87R ou 87U.
LEDC: SELogic Equation
3.4.56. DPn
Estes ajustes definem os elementos que controlarão as mensagens que devem ser exibidas nos 16 displays points
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disponíveis, os quais poderão ser programados para uma série de funções definidas através de elementos e equações SELogic.
DPn: SELogic Equation
3.4.57. DPn_1 DPn Labels (16 Characters; enter NA to NULL)
Indica a mensagem de até 16 caracteres que aparecerá no display point n (lógica 1).
DPn_1: 16 caracteres
3.4.58. DPn_0 DPn Labels (16 Characters; enter NA to NULL)
Indica a mensagem de até 16 caracteres que aparecerá no display point n (lógica 0).
DPn_0: 16 caracteres
AJUSTES
LEDA = OCA + 87E1
LEDB = OCB + 87E2
LEDC = OCC + 87E3
DP1 = S1LT1
DP1_1 = 50/51F-N 230 KV
DP1_0 = 0
DP2 = S1LT2
DP2_1 = 50/51F-N 138 KV
DP2_0 = 0
DP3 = S1LT3
DP3_1 = 51F 13,8 KV
DP3_0 = 0
DP4 = S1LT4
DP4_1 = 87T
DP4_0 = 0
DP5 = S2LT1
DP5_1 = 63CD/63TD
DP5_0 = 0
DP6 = S2V3T
DP6_1 = FALHA 27/59
DP6_0 = NA
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DP7 = S2V4T
DP7_1 = ADVERT 27/59
DP7_0 = NA
DP8 = IN101
DP8_1 = 52-1 FECHADO
DP8_0 = 52-1 ABERTO
DP9 = IN102
DP9_1 = 52-2 FECHADO
DP9_0 = 52-2 ABERTO
DP10 = IN103
DP10_1 = 52-3 FECHADO
DP10_0 = 52-3 ABERTO
DP11 = 0
DP11_1 = NA
DP11_0 = NA
DP12 = 0
DP12_1 = NA
DP12_0 = NA
DP13 = 0
DP13_1 = NA
DP13_0 = NA
DP14 = 0
DP14_1 = NA
DP14_0 = NA
DP15 = 0
DP15_1 = NA
DP15_0 = NA
DP16 = 0
DP16_1 = NA
DP16_0 = NA
Local Bit Settings
O conjunto de ajustes abaixo define os textos a serem exibidos no display do relé para as diversas condições dos LOCAL BITS. O relé aceita caracteres 0-9, A-Z, #, &, @, -, /, . , espaço, dentro dos limites definidos. O ajuste NA anula o título.
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3.4.59. NLBn Local Bit LB_Name (14 Characters; enter NA to Null)
Define o nome do local bit n (até 14 caracteres), com n entre 1 e 16.
NLBn: 14 caracteres
3.4.60. CLBn Clear Local Bit LB_Label (7 Characters; enter NA to Null)
Define a mensagem do local bit n (até 7 caracteres) sem sinal contínuo na entrada, com n entre 1 e 16.
CLBn: 7 caracteres
3.4.61. SLBn Set Local Bit LB_Label (7 Characters; enter NA to Null)
Define a mensagem do local bit n (até 7 caracteres) com sinal contínuo na entrada, com n entre 1 e 16.
SLBn: 7 caracteres
3.4.62. PLBn Pulse Local Bit LB_Label (7 Characters; enter NA to Null)
Define a mensagem do local bit n (até 7 caracteres) com sinal pulsado na entrada, com n entre 1 e 16.
PLBn: 7 caracteres
Nesse exemplo, conforme Tabela 7, o Local Bit será usado para abrir e fechar um disjuntor.
Tabela 7 – Exemplo de comando de Abrir/Fechar disjuntor usando Local Bits
AJUSTES
NLB1 = FECHAMENTO MANUAL
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CLB1 = RETORNO SLB1 = PLB1 = FECHAMENTO
3.5. SER
Os recursos da função SER (“Sequential Events Recorder”) simplificam a análise pósfalta e melhoram a compreensão das operações de esquemas de proteção simples e complexos. Eles também ajudam nos testes e na solução de problemas dos ajustes do relé e dos esquemas de proteção. A função SER armazena as últimas 512 entradas. Usando esse recurso, é possível obter uma visão geral da operação dos elementos do relé. Os eventos para disparo de uma entrada do SER incluem: mudança de estado das entradas e saídas e pickup/dropout dos elementos. Cada entrada pode incluir os dados de tempo provenientes de uma fonte IRIG-B, se usada. A entrada de código de tempo demodulado IRIGB sincroniza o horário do Relé SEL-387 com uma variação de ±5 ms da entrada da fonte de sincronização de tempo. Uma fonte adequada a esse código de tempo é o Processador de Comunicações SEL-2020 ou SEL-2030.
Trigger Condition
3.5.1. SER n
Os ajustes do registrador seqüencial de eventos são compostos por quatro listas de partida. Cada lista de partida pode incluir até 24 RELAY WORD BITS separados por vírgulas. O ajuste NA desabilita a lista respectiva. SERn: lista de partida 1 a 4
AJUSTES
SER1 = 87U, 87R, 50P11, 51P1T, 50N11, 51N1T, 50P21, 51P2T, 50N21, 51N2T, 51P3T, TRIP1, TRIP2, TRIP3, TRIP4, TRIP5
SER2 = IN101, IN102, IN103, IN104, IN105, IN106, IN201, IN202, IN203, IN204, IN205, IN206, IN208
SER3 = OUT101, OUT102, OUT103, OUT104, OUT105, OUT106, OUT107, OUT201, OUT202, OUT203, OUT204, OUT205, OUT206, OUT207, OUT209, OUT210, OUT211, OUT212
SER4 = S1V1T, S1V2T, S1V3T, S1V4T, S2V1T, S2V2T, S2V3T, S2V4T, S3V1T, S3V2T, S3V3T, S3V4T
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Relay-Word Bit Aliases
3.5.2. ALIASn
É possível alterar os nomes de até 20 Word bits para o relatório de seqüência de eventos. O objetivo de fornecer apelidos para esses Word bits é facilitar a identificação de uma determinada função ou operação do relé.
ALIASn: SELogic Equation
AJUSTES
ALIAS1 = IN101 DISJUNTOR 230KV
ALIAS2 = IN102 DISJUNTOR 138KV
ALIAS3 = IN103 DISJUNTOR 13,8KV
ALIAS4 = IN106 RELÉ 63TD
ALIAS5 = IN202 RELÉ 63CD
3.6. DNP
O relé tem a capacidade de efetuar comunicação através do Protocolo Certificado de Rede Distribuída (“Certified Distributed Network Protocol” - DNP), que inclui recursos de discagem automática para eventos DNP baseados em ajustes, remapeamento completo de pontos, valores limites de escala e banda morta individuais para entradas analógicas, e terminal virtual para suporte com recursos em ASCII.
DNP Analog Input Map Settings
3.6.1. DNPAI DNP Analog Input Map
Lista as entradas analógicas para o mapeamento DNP. DNPAI: Entradas analógicas
DNP Analog Output Map Settings
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3.6.2. DNPAO DNP Analog Output Map
Lista as saídas analógicas para o mapeamento DNP. DNPAO: Saídas analógicas
DNP Binary Input Map Settings
3.6.3. DNPBI DNP Binary Input Map
Lista as entradas binárias para o mapeamento DNP. DNPBI: Entradas binárias
DNP Binary Output Map Settings
3.6.4. DNPBO DNP Binary Output Map
Lista as saídas binárias para o mapeamento DNP. DNPBOI: Saídas binárias
DNP Counter Settings
3.6.5. DNPC DNP Counters
Lista os contadores para o mapeamento DNP. DNPC: Contadores
A seguir temos exemplos de alguns elementos que serão supervisionados e/ou comandados via protocolo DNP 3.0 no relé SEL-387 do autotransformador.
Conforme Tabela G.7 do manual do relé SEL-387-0, -5, -6 temos:
Item Descrição Índice - DNP
0 8701 (Elemento Diferencial 1) 959
1 8702 (Elemento Diferencial 2) 958
2 8703 (Elemento Diferencial 3) 957
3 87R (diferencial) 928
4 87U (diferencial) 932
5 50P11 (50 Fase 230KV) 807
6 51P1T (51 Fase 230KV) 803
7 50N11 (50 Terra 230KV) 823
8 51N1T (51 Terra 230KV) 819
9 5OP21 (50 Fase 138KV) 839
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10 51P2T (51 Fase 138KV) 835
11 50N21 (50 Terra 138KV) 855
12 51N2T (51 Terra 138KV) 851
13 51P3T (51 Faes 13,8KV) 867
14 IN101 (52-1 a – Disjuntor 230 kV) 1000
15 IN102 (52-2 a – Disjuntor 138 kV) 1001
16 IN103 (52-3 a – Disjuntor 13,8 kV) 1002
17 IN104 (86T) Estado 1003
18 IN105 (43TE) Comutador 1004
19 IN106 (63TD) Relé de gás Autotr. – Desliga 1005
20 IN201 (63TA) Relé de gás Autotr. – Alarme 1008
21 IN202 (63CD) Relé de gás Comut. – Desliga 1009
22 IN203 (63VA) Válvula de alívio pressão 1010
23 IN204 (71CA) Nível do óleo Comutador 1011
24 IN205 (71TA) Nível do óleo Autotransformador 1012
25 IN206 (49TA) Imagem Térmica – Alarme 1013
26 IN207 (49TD) Imagem Térmica – Desliga 1014
27 IN208 (27TD) Temperatura do óleo - Desliga 1015
28 S2V3T (Falha tensão CC – Bateria) 1049
29 S2V4T (Advertência Tensão CC – Bateria) 1048
Conforme Tabela G.5 do manual do relé SEL-387-0, -5, -6 temos:
Item Descrição Tipo de Comando Índice - DNP
0 OC - Abre disjuntor 230 kV Pulse ON 16
1 CC- Fecha disjuntor 230 kV Pulse ON 17
2 OC - Abre disjuntor 138 kV Pulse ON 18
3 CC- Fecha disjuntor 138 kV Pulse ON 19
4 OC - Abre disjuntor 13,8 kV Pulse ON 20
5 CC- Fecha disjuntor 13,8 kV Pulse ON 21
6 RB1 – Rearme 86T Pulse ON 0
Conforme Tabela G.5 do manual do relé SEL-387-0, -5, -6 temos:
Item Descrição Índice - DNP
0 Corrente A (230 kV) 0
1 Corrente B (230 kV) 2
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2 Corrente V (230 kV) 4
3 Corrente A (138 kV) 12
4 Corrente B (138 kV) 14
5 Corrente V (138 kV) 16
6 Corrente A (13,8 kV) 24
7 Corrente B (13,8 kV) 26
8 Corrente V (13,8 kV) 28
3.7. Ports 1- 4
O Relé SEL-387 é equipado com quatro portas seriais com operação independente: uma porta EIA-232 no painel frontal, duas portas EIA-232 no painel traseiro e uma porta EIA-485 no painel traseiro. O relé não requer um software especial de comunicação. Utilizando qualquer sistema que emula em um sistema terminal padrão, é possível estabelecer a comunicação local ou remota através da conexão de computadores, modems, conversores de protocolo, impressoras, Processador de Comunicações SEL-2020 ou SEL-2030, porta serial para o SCADA, e/ou uma RTU.
As portas seriais de comunicação são usadas para efetuar transmissão de informações essenciais tais como: dados de medição, elementos de proteção e estado dos contatos de entrada e saída (I/O), relatórios do SER, monitoração do desgaste dos contatos do disjuntor, sumários dos relatórios de evento do relé e sincronização de tempo.
3.7.1. PROTO Protocol
Define o protocolo de comunicação da porta de comunicação. Pode-se ajustar para SEL (protocolo padrão ASCII para comunicação com o relé), LMD (protocolo de chaveamento distribuído da SEL), DNP (para comunicação com o relé via protocolo DNP3.0).
PROTO: SEL, LMD, DNP
3.7.2. SPEED Baud rate
É a taxa de transmissão de sinal.
SPEED: 300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200 bauds
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3.7.3. BITS Data bits
Define o número de bits de dados.
BITS: 7, 8
3.7.4. PARITY Parity
Define o tipo de paridade utilizada para a transmissão de dados.
PARITY: O (paridade par), E (paridade ímpar) ou N (sem paridade).
3.7.5. STOP Stop bits
Define o número de bits de parada.
STOP: 1, 2
3.7.6. T_OUT Timeout
Define o tempo de inatividade da porta após o qual haverá desconexão automática da comunicação. Ajustando em 0 elimina a desconexão automática.
T_OUT: 0 - 30 minutos
3.7.7. AUTO Send auto messages to port
Permite a transmissão automática de mensagens para a porta serial.
AUTO: Y, N
3.7.8. RTSCTS Enable hardware handshaking
Este ajuste habilita a comunicação com o relé. Com RTSCTS em Y, o relé não enviará caracteres até que a entrada CTS esteja ativa. Também, se o relé estiver impossibilitado de receber caracteres, ele não disponibiliza a linha RTS. O ajuste RTSCTS não é aplicável na porta serial (RS485) ou na portas configuradas com o protocolo LMD.
RTSCTS: Y, N
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3.7.9. FASTOP Fast operate enable
Habilita a mensagem de “FAST OPERATE” na porta serial.
FASTOP: Y, N
3.7.10. PREFIX LMD Prefix
Define o prefixo usado para protocolo LMD.
PREFIX: @, #, $, %, &
3.7.11. ADDR LMD address
Define o endereço para o protocolo LMD.
ADDR: 1 - 99
3.7.12. SETTLE LMD setting time
Define o tempo de estabelecimento para protocolo LMD.
SETTLE: 0 - 30 segundos
3.7.13. DNPADR DNP Address
Define o endereço do relé para acessos via protocolo DNP3.0.
DNPADR: 0 - 65534
3.7.14. MODEM Modem connected?
Informa se o modem está conectado ou não.
MODEM: Y, N
3.7.15. MSTR Modem startup string (30 Characters)
É uma série de até 30 caracteres ASCII que inicializam o modem, enviando vários tipos de comando.
MSTR: 30 caracteres
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Rodovia Campinas-Mogi Mirim (SP-340), Km 118,5 - Prédio 11 - CEP 13086-902 - Campinas-SP Pág. - 138/157 Tel: (19) 3515 2000 Fax: (19) 3515 2011 home-page: www.selinc.com.br e-mail: vendas@selinc.com CNPJ: 03.837.858/0001-01 Insc. Estadual: 244.668.694.116
3.7.16. PH_NUM Phone number (30 Characters)
Informação do número do telefone (30 caracteres) para inicialização do modem.
PH_NUM: 30 caracteres
3.7.17. MDTIME Dial-out time
É o tempo para inicializar a conexão do modem via telefone.
MDTIME: 5 – 300 segundos
3.7.18. MDRETI Time between Dial-out attempts
É o tempo de espera para outra tentativa de inicializar a conexão do modem via telefone, quando passado o tempo de MDTIME e não realizado a conexão.
MDRETI: 5 – 3600 segundos
3.7.19. MDRETN Number of Dial-out attempts
É o número de tentativa de inicializar a conexão do modem via telefone.
MDRETN: 0 – 5
3.7.20. ECLASSA Class for Analog Event Data
Define o método desejado para a recepção de eventos que contenham dados analógicos numa conexão DNP3.0.
ECLASSA: 0 – 3
3.7.21. ECLASSB Class for Binary Event Data
Define o método desejado para a recepção de eventos que contenham dados binários numa conexão DNP3.0.
ECLASSB: 0 – 3
3.7.22. ECLASSC Class for Counter Event Data
Define o método desejado para a recepção de eventos que contenham dados de contadores numa conexão DNP3.0.
ECLASSC: 0 – 3
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3.7.23. DECPLA Currents Scaling Decimal Places
Define quantas casas decimais serão usadas para a unidade de corrente.
DECPLA: 0 – 3 casas decimais
3.7.24. TIMERQ Timeset Request Interval
Ajuste de tempo do intervalo de aquisição de dados.
TIMERQ: 0 – 32767 minutos
3.7.25. STIMEO Select/Operate Time-out
Ajuste do tempo máximo de seleção / operação.
STIMEO: 0,0 – 30,0 segundos
3.7.26. DTIMEO Data Link Time-out
Ajuste do tempo máximo de conexão de dados.
DTIMEO: 0,0 – 5,0 segundos
3.7.27. MINDLY Minimum time from DCD to Tx
Ajuste do tempo mínimo deste o DCD até o Tx.
MINDLY: 0,00 – 1,00 segundo
3.7.28. MAXDLY Maximun time from DCD to Tx
Ajuste do tempo máximo deste o DCD até o Tx.
MAXDLY: 0,00 – 1,00 segundo
3.7.29. PREDLY Time from RTS ON to Tx
Ajuste do tempo de estabelecimento desde RTS ligado até Tx.
PREDLY: OFF, 0,00 – 30,00 segundos
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3.7.30. PSTDLY Time from Tx to RTS OFF
Ajuste do tempo de estabelecimento desde Tx até RTS desligado.
PSTDLY: 0,00 – 30,00 segundos
3.7.31. ANADBA Analog reporting deadband
Ajuste da banda morta de eventos analógicos.
ANADBA: 0 – 32767 contagens
3.7.32. ETIMEO Event Data confirmation time-out
Ajuste do tempo máximo de confirmação de dados.
ETIMEO: 0,1 – 50,0 segundos
3.7.33. DRETRY Data Link Retries
Número de tentativas de conexão de dados.
DRETRY: 0 - 15
3.7.34. UNSOL Enable Unsolicited Reporting
Habilita o relatório de eventos não solicitados.
UNSOL: Y, N
3.7.35. PUNSOL Enable Unsolicited Reporting at Power-up
Habilita o relatório de eventos não solicitados ao se energizar o relé.
PUNSOL: Y, N
3.7.36. REPADR DNP Address to Report to
Endereço ao qual o DNP deve se reportar.
REPADR: 0 – 65534
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3.7.37. NUMEVE Number of Events to Transmit on
Número de eventos a partir do qual os mesmos são transmitidos.
NUMEVE: 1 - 200
3.7.38. AGEEVE Age of oldest event to Tx on
Tempo do evento mais antigo para iniciar a transmissão.
AGEEVE: 0 – 60 segundos
AJUSTES
PROTO = SEL, LMD, DNP
SPEED = 19200
BITS = 8
PARITY = N
STOP = 1
T_OUT = 5
AUTO = N
RTSCTS = N
FASTOP = N
PREFIX = @
ADDR = 1
SETTLE = 0,00
DNPADR = 0
MODEM = Y
MSTR = E0X0&D0S0=2
PH_NUM = Tel num
MDTIME = 60
MDRETI = 120
MDRETN = 3
ECLASSA = 2
ECLASSB = 1
ECLASSC = 0
DECPLA = 1
TIMERQ = 0
STIMEO = 1,0
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DTIMEO = 1,0
MINDLY = 0,05
MAXDLY = 0,10
PREDLY = 0,00
PSTDLY = 0,00
ANADBA = 100
ETIMEO = 2,0
DRETRY = 3
UNSOL = N
PUNSOL = N
REPADR = 0
NUMEVE = 10
AGEEVE = 2,0
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4. ANEXOS
4.1. Anexo I
4.1.1. Curto-circuito na barra de 230 kV (Condição Normal)
CURTO-CIRCUITO Curto-Circuito: Barra 230 kV
Condição: Normal
3 φ 8500 A
φ T 10200 A
φ 3660 A
3 φ 2400 A
φ T 6510 A
φ 5340 A
3 φ 3990 A
φ T 8400 A ~
SUBESTAÇÃO
13,8 KV
138 KV 230 KV
SUBESTAÇÃO SUBESTAÇÃO
3 φ 0,0
φ T 0,0
~
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4.1.2. Curto-circuito na barra de 230 kV (Condição Máxima)
CURTO-CIRCUITO Curto-Circuito: Barra 230 kV
Condição: Máxima
3 φ 11400 A
φ T 13680 A
φ 5370 A
3 φ 4560 A
φ T 7680 A
φ 8160 A
3 φ 7620 A
φ T 10470 A ~
SUBESTAÇÃO
13,8 KV
138 KV 230 KV
SUBESTAÇÃO SUBESTAÇÃO
3 φ 0,0
φ T 0,0
~
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4.1.3. Curto-circuito na barra de 230 kV (Condição Mínima)
CURTO-CIRCUITO Curto-Circuito: Barra 230 kV
Condição: Mínima
3 φ 5200 A
φ T 8300 A
φ 3120 A
3 φ 2070 A
φ T 5460 A
φ 4290 A
3 φ 3450 A
φ T 6390 A ~
SUBESTAÇÃO
13,8 KV
138 KV 230 KV
SUBESTAÇÃO SUBESTAÇÃO
3 φ 0,0
φ T 0,0
~
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4.1.4. Curto-circuito na barra de 138 kV (Condição Normal)
CURTO-CIRCUITO Curto-Circuito: Barra 138 kV
Condição: Normal
3 φ 18300 A
φ T 20100 A
φ 5010 A
3 φ 4980 A
φ T 4320 A
φ 9330 A
3 φ 8310 A
φ T 10140 A ~
SUBESTAÇÃO
13,8 KV
138 KV 230 KV
SUBESTAÇÃO SUBESTAÇÃO
3 φ 0,0
φ T 0,0
~
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4.1.5. Curto-circuito na barra de 138 kV (Condição Máxima)
CURTO-CIRCUITO Curto-Circuito: Barra 138 kV
Condição: Máxima
3 φ 20800 A
φ T 22300 A
φ 5670 A
3 φ 5700 A
φ T 5250 A
φ 10500 A
3 φ 9480 A
φ T 11880 A ~
SUBESTAÇÃO
13,8 KV
138 KV 230 KV
SUBESTAÇÃO SUBESTAÇÃO
3 φ 0,0
φ T 0,0
~
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4.1.6. Curto-circuito na barra de 138 kV (Condição Mínima)
CURTO-CIRCUITO Curto-Circuito: Barra 138 kV
Condição: Mínima
3 φ 12300 A
φ T 14200 A
φ 3390 A
3 φ 3360 A
φ T 2850 A
φ 6600 A
3 φ 5610 A
φ T 7590 A ~
SUBESTAÇÃO
13,8 KV
138 KV 230 KV
SUBESTAÇÃO SUBESTAÇÃO
3 φ 0,0
φ T 0,0
~
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4.1.7. Curto-circuito na barra de 13,8kV (Condição Normal)
CURTO-CIRCUITO Curto-Circuito: Barra 13,8 kV
Condição: Normal
3 φ 16140 A
3 φ 240 A
φ T 0,0
3 φ 1210 A
φ T 0,0 A ~
SUBESTAÇÃO
13,8 KV
138 KV 230 KV
SUBESTAÇÃO SUBESTAÇÃO
3 φ 16140
φ T 0,0
~
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4.1.8. Curto-circuito na barra de 13,8kV (Condição Máxima)
CURTO-CIRCUITO Curto-Circuito: Barra 13,8 kV
Condição: Máxima
3 φ 18420 A
3 φ 280 A
φ T 0,0
3 φ 1380 A
φ T 0,0 A ~
SUBESTAÇÃO
13,8 KV
138 KV 230 KV
SUBESTAÇÃO SUBESTAÇÃO
3 φ 18420
φ T 0,0
~
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4.1.9. Curto-circuito na barra de 13,8kV (Condição Mínima)
CURTO-CIRCUITO Curto-Circuito: Barra 13,8 kV
Condição: Mínima
3 φ 10900 A
3 φ 170 A
φ T 0,0
3 φ 815 A
φ T 0,0 A ~
SUBESTAÇÃO
13,8 KV
138 KV 230 KV
SUBESTAÇÃO SUBESTAÇÃO
3 φ 10900
φ T 0,0
~
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4.2. Anexo II
4.2.1. Coordenograma de Fase
Abaixo está representada a coordenação entre as unidades de sobrecorrente de fase dos lados de 230 kV e 138 kV do autotransformador, para defeito trifásico na barra de 138 kV (Condição Normal).
51 – 138kV
I contr 138kV = 8310 A I contr 230kV = 4980 A
51 - 230kV
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4.2.2. Coordenograma de Fase e Terra
Abaixo está representada a coordenação entre as unidades de sobrecorrente de fase e terra dos lados de 230 kV e 138 kV do autotransformador, para defeito monofásico na barra de 138 kV (Condição Normal).
51 – Fase 230 kV
I contr ΦT 138 kV = 10140 A I contr Φ 138 kV = 9330 A I contr ΦT 230 kV = 4320 A I contr Φ 230 kV = 5010 A
51 – Fase 138 kV
51 – Terra 230 kV
51 – Terra 138 kV
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4.3. Anexo III
4.3.1. Diagrama elementar (entradas digitais)
IN102 IN103
63TA
IN201
B25
B26
IN202
B27
B28
B29
B30
B31
B32
IN203 IN205
B33
B34
B35
B36
IN206 IN105
A25
A26
B37
B38
IN207 IN204
B39
B40
IN208
Est
ado
relé
86T
Com
utad
or 4
3TE
Rel
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s tr
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Rel
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larm
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Z25
-
Z26
= =
A18
IN101
A19
A20
A21
A22
=
A17
Z27
86T
IN104 IN106
A27
A28
A23
A24
43TE (ON)
63TD 63CD 71CA 71TA 49TA 63VA 49TD
125V
CC
-
IN103
1 2
LB
Rel
é gá
s tr
ansf
orm
ador
A
larm
e
Nív
el d
e ól
eo
Tra
nsfo
rmad
or
Imag
em té
rmic
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eslig
a
27TD
Tem
pera
tura
óle
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eslig
a
3 4
Est
ado
Dis
junt
or 5
2-1
52-1 a
Est
ado
Dis
junt
or 5
2-2
52-2 a
52-3 a
Est
ado
Dis
junt
or 5
2-3
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4.3.2. Diagrama elementar (saídas digitais)
B24
A15
B06 A16
B05
OUT 103
OUT 104
OUT 105
OUT 106
OUT 107
OUT 203
OUT 204
OUT 205
OUT 206
OUT 207
OUT 208
OUT 209
OUT 210
OUT 211
OUT 212
B15
B16
B17
B18
B19
B20
B21
B22
B23 A05
A06
A07
A08
A09
A10
A11
A12
A13
A14
B07
B08
B09
B10
B11
B12
B13
B14
B03 B01
ALARM
OUT 202
OUT 201
BT5 BT5 BT5 BT4 BT4 BT3 BT3 BT4
OUT 102
A03
A04
R S
OUT 101
A01
86T-2
R S
86T-1
26TD 49TD
BT1
OUT 204
63CD 63TD
86TX
43TE (0N)
BR
87T SEL 387
A02 B02 B04
50/5
1-13
,8kV
Rel
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gás
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Tem
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tura
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Tem
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- d
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Rel
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gás
- d
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Atuações sobre relé 86T
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KV
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Oscilógrafo
Trip
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138
KV
-52D
SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES, COMERCIAL LTDA.
Rodovia Campinas-Mogi Mirim (SP-340), Km 118,5 - Prédio 11 - CEP 13086-902 - Campinas-SP Pág. - 156/157 Tel: (19) 3515 2000 Fax: (19) 3515 2011 home-page: www.selinc.com.br e-mail: vendas@selinc.com CNPJ: 03.837.858/0001-01 Insc. Estadual: 244.668.694.116
5. REFERÊNCIAS
1 – MANUAL DE INSTRUÇÕES SEL-387-0, -5, -6
Schweitzer Engineering Laboratories, Inc
2 – TP6027 (SELECTING CTS TO OPTIMIZE RELAY PERFORMANCE)
Jeff Roberts and Stanley E. Zocholl Gabriel Benmouyal
Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. IREQ
Pullman, WA USA Varennes, Quebec CANADA
3 – AG99-08 (APPLYING THE SEL-387-5 RELAY COMBINED OVERCURRENT ELEMENTS)
George E. Alexander
Subhash Patel
Schweitzer Engineering Laboratories, Inc
4 – AG2006-01 (DETERMINING THE CORRECT CONNECTION COMPENSATION IN THE SEL-387 RELAY)
Mark Lanier
Schweitzer Engineering Laboratories, Inc
5 – TP6100 (PERFORMANCE ANALYSIS OF TRADITIONAL AND IMPROVED TRANSFORMER DIFFERENTIAL PROTECTIVE RELAYS)
Armando Guzmán, Stan Zocholl, and Hector J. Altuve
Gabriel Benmouyal Universidad Autonoma de Nuevo Leon
Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Monterrey, N.L., México
Pullman, WA USA
6 – NEGATIVE-SEQUENCE OVERCURRENT ELEMENT APPLICATION AND COORDINATION IN DISTRIBUTION PROTECTION
Edmund O. Schweitzer, III, and
John J. Kumm
Schweitzer Engineering Laboratories, Inc
Pullman, WA USA
SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES, COMERCIAL LTDA.
Rodovia Campinas-Mogi Mirim (SP-340), Km 118,5 - Prédio 11 - CEP 13086-902 - Campinas-SP Pág. - 157/157 Tel: (19) 3515 2000 Fax: (19) 3515 2011 home-page: www.selinc.com.br e-mail: vendas@selinc.com CNPJ: 03.837.858/0001-01 Insc. Estadual: 244.668.694.116
7 – AG96-08 (MAKING TRIP CIRCUIT MONITOR LOGIC WITH SELOGIC CONTROL EQUATIONS)
Jeff Roberts,
Armando Guzmán and
Larry Gross
8 – TP6092 (INTEGRATED TRANSFORMER, FEEDER, AND BREAKER PROTECTION: AN ECONOMIC AND RELIABLE SOLUTION FOR DISTRIBUTION SUBSTATIONS)
Mark G. Gutzmann, PE and Armando Guzmán, PE
Pratap G. Mysore, PE Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.
Northem States Power Company.
9 – AG2005-02 (SEL-387 THROUGH-FAULT MONITORING APPLICATION AND BENEFITS) Jeff Pope,
10 – COMPENSAÇÃO ANGULAR E REMOÇÃO DA COMPONENTE DE SEQÜÊNCIA ZERO NA PROTEÇÃO DIFERENCIAL DE TRANSFORMADORES
Rafael Cardoso
Schweitzer Engineering Laboratories, Inc
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