ENTENDA RELÉ DIFERENCIAL

SIPROTEC 7UT E 7SJ SIEMENS

APLICAÇÃO DO RELÉ DIFERENCIAL F87 E RELÉ DE SOBRECORRENTE F50/51/50/51N

I N D I C E

Índice analítico

i

I N D I C E

DADOS GERAIS.....................................................1

Transformador.......................................................1Relés de proteção...................................................1Relações de TC......................................................1Diagrama unifilar...................................................5

PROTEÇÃO DIFERENCIAL...............................6

Princípio de medição.............................................6Compensação dos valores medidos.......................6

Curto-circuito fase-terra externo......................8Curto-circuito fase-terra interno.......................9

Avaliação dos valores medidos...........................10Estabilização harmônica......................................12Saturação de TC..................................................14Operação rápida sob falta elevada.......................15Partida da proteção..............................................15

RELÉ 7UT635 – PROTEÇÃO PRINCIPAL......17

CONFIGURAÇÃO................................................19

SISTEMA ELÉTRICO 1......................................19

Quantidade de TCs..............................................19Definição dos TCs...............................................20Sistema elétrico...................................................20Transformador.....................................................21Transformador de Corrente.................................21Disjuntor..............................................................22

GRUPO DE AJUSTES A......................................23

Sistema elétrico 2................................................23Detecção de disjuntor aberto..........................23

Proteção diferencial.............................................23Geral................................................................23Corrente diferencial........................................23Característica de operação.............................24Restrição por segundo harmônico...................25Restrição por harmônico "n"...........................26

MEDIÇÃO..........................................................26SUPERVISÃO DA MEDIÇÃO..........................26

Geral................................................................26Supervisão das correntes no local de medição M127Supervisão das correntes no local de medição M227Supervisão das correntes no local de medição M327Supervisão das correntes no local de medição M427

Supervisão...........................................................28

OSCILOGRAFIA..................................................28

GERAL...................................................................29

RELÉ 7SJ611 – PROTEÇÃO DE RETAGUARDA – 230KV 30

CONFIGURAÇÃO................................................32

SISTEMA ELÉTRICO 1......................................34

Sistema elétrico...................................................34Transformador de Corrente.................................34Disjuntor..............................................................35

GRUPO DE AJUSTES A......................................35

SISTEMA ELÉTRICO 2.....................................35PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE (50/51). .35

Geral................................................................36Sobrecorrente de Fase.....................................37Sobrecorrente de Neutro.................................37Restrição por "inrush".....................................38

SUPERVISÃO DA MEDIÇÃO..........................39Geral................................................................39Monitoração....................................................39

2

I N D I C E

OSCILOGRAFIA..................................................40

GERAL....................................................................41

3

P R O T E Ç Ã O D I F E R E N C I A L

DADOS GERAISEste capítulo apresenta os dados gerais utilizados para o estudo dos ajustes a serem adotados nos relés de proteção do TR1-SÍNCRONO (160MVA – 230/13,8kV).

Transformador

A tabela seguinte apresenta os dados do transformador de potência.

Tabela 1 Dados do transformador de potência

TRANSFORMADORPOTÊNCIA 160 MVATENSÃO 2305%/13,8 kV (241,5kV – 218,5kV)Corrente 401,6A/6694,1ALIGAÇÃO Ynd11IMPEDÂNCIA 9,89% (160 MVA - 230/13,8 kV) – TR1

9,65% (160 MVA - 230/13,8 kV) – TR2

Relés de proteção

A tabela seguinte apresenta os relés da proteção do transformador de potência.

Tabela 2 Relés de proteção

Relé Modelo FunçãoSetor 230kV

7UT635 7UT6355-5EB62-1AA0 UPD1X7SJ611 7SJ6115-5EB63-1FA0 UPD2X

Relações de TC

A escolha da relação de TC utilizada na proteção diferencial deve seguir critérios a fim de evitar a sua saturação durante condições de curto-circuito externo a sua zona de operação. O fabricante do relé recomenda os seguintes critérios:

Relação máxima do TC

4

1

Capítulo

1


Fator de sobredimensionamento

n' = .n

n' 4 . para 100ms

n' 5 . para 100ms

n' = fator de sobrecorrente operacional (fator limite de exatidão efetivo ALFefetivo)

n = fator de sobrecorrente nominal correspondente à exatidão nominal (ALF = 20)

PN = carga nominal sob corrente nominal (VA)

Pi = carga relativa à resistência interna do enrolamento do TC (VA)

P' = carga total conectada ao TC (VA)

ICC EXTERNO = corrente máxima de curto-circuito externo

INOM TR = corrente nominal do transformador

Primário do transformador (230kV)

INOM TR = 402A TCMAX = 4402=1607A

Adotaremos a relação de TC = 800-5A

Sendo o TC de classe T800, válido na máxima relação, usaremos uma classe proporcional a relação de TC adotada.

8002000=0,40 tensão=0,40800=320 classe = 10B300

RN = 300V (20 5A) = 3,0 3,0.52A2 = 75 VA PN = 75VA

RCONDUTOR = 0,3 0,3.52A2 = 7,5 VA PCONDUTOR = 7,5VA

RTC = 0,5 0,5.52A2 = 12,5 VA Pi = 12,5 VA

PRELE = 0,3 VA

P' = PCONDUTOR + PRELE = 7,5 + 0,3 = 7,8 VA

n' = .n = .20 = 86,2

ICC EXTERNO = = = 4162A onde k = impedância percentual do transformador

n' 5 . = 5 = 26,0

Portanto a relação do TC de 800-5 no lado de alta tensão do transformador atende aos requisitos da proteção diferencial.

Para o TC que alimenta o relé de sobrecorrente 7SJ611, os requisitos são menos restritivos, e o fabricante recomenda.

2


n' 1,5 .

Portanto a mesma relação de TC escolhida para a proteção diferencial será adotada para a proteção de sobrecorrente de fase e de neutro.

Secundário do transformador (13,8kV)

INOM TR = 6694A TCMAX = 4 6694 = 26776A

Adotaremos a relação de 7000-5A, cuja classe de exatidão é 30VA-5P20, e aplicando as mesmas equações anteriores, temos:

n' = .n = .20 = 41,9

ICC EXTERNO = = 69369A

n' 5 = 49,5

NOTA

O valor da corrente de curto-circuito acima se baseia apenas na impedância do transformador, e deve ser considerada como a máxima corrente que circula para um curto-circuito externo. Nesta situação verificamos que os TCs do lado do secundário não atendem aos requisitos do relé (49,5>41,9). Todavia, do estudo de curto-circuito baseado no arquivo de dados BR0812PM.ANA, obtido junto ao ONS., o valor da corrente é de 53204A. Assim podemos recalcular a expressão abaixo:

n' 5 = 38,0 < 41,9

Neste caso, os TCs atendem aos requisitos do relé.

A tabela seguinte apresenta as relações dos TCs utilizados na proteção do transformador de potência.

Tabela 3 Relações de TC da proteção do transformador

RELAÇÃO DE TCLOCAL RELÉ EXISTENTE CLASSE LIGADA

230kVUPD1X (87)

2000-5-5-5RM T800 800-513,8kV 7000-5 30VA-5P20 7000-5 230kV UPD2X (50/51) 2000-5-5-5RM T800 800-5

3


Diagrama unifilar

A figura abaixo apresenta o diagrama unifilar contendo os relés de proteção.

Figura 1 Diagrama unifilar do transformador

4


PROTEÇÃO DIFERENCIALPrincípio de medição

A proteção diferencial opera baseada no princípio da comparação de corrente. Ela utiliza o fato (Figura 2) de que a corrente I (pontilhada) que sai do objeto protegido é a mesma que entra, caso não haja defeito. Qualquer diferença entre as correntes é uma indicação certa de que há falta dentro da zona de proteção, estabelecida pelos transformadores de corrente CT1 e CT2. Os secundários dos transformadores de corrente são ligados conforme a Figura 2, e um elemento de medição é conectado no ponto de balanço elétrico. Nenhuma corrente circula pelo elemento M, se não houver falta dentro da zona de proteção.

Figura 2 Princípio básico da proteção diferencial

Quando houver falta dentro da zona de proteção, as correntes nas extremidades desta zona são diferentes, e o elemento de medição M fica sujeito à circulação de uma corrente i1+i2, proporcional a I1+I2, a soma das correntes. Se o valor desta corrente for suficiente para opera o elemento M, este esquema fornece proteção seletiva do objeto protegido.

Quando uma falta externa produzir uma corrente de valor elevado através da zona de proteção, as diferenças nas características de magnetização dos transformadores de corrente sob condições de saturação podem fazer circular uma significativa corrente através do elemento M, que eventualmente poderia provocar o disparo do comando de desligamento. Desta forma, deve-se utilizar um sistema de estabilização, para evitar um desligamento indevido.

Compensação dos valores medidos

Geralmente, as correntes dos secundários dos transformadores de corrente não são iguais, quando circula uma corrente através do transformador de potência. Elas dependem da relação ligada do transformador de potência, e de seu grupo de ligação, como também da relação dos TCs. Conseqüentemente, as correntes devem ser compensadas, a fim de serem comparadas.

A compensação da relação do transformador de potência e dos transformadores de corrente, bem como da diferença de fase conforme o grupo de ligação, é feita de forma puramente matemática. Como regra, não há necessidade de se utilizar transformadores de corrente auxiliares para efetuar tal compensação.

5


As correntes de entrada são convertidas em relação à corrente nominal do transformador. Para isto, são informados os valores nominais do transformador: potência, tensão e corrente primária do TC. Com a informação do grupo de ligação do transformador, a proteção é capaz de efetuar a comparação das correntes de acordo com fórmulas estabelecidas.

A conversão das correntes é efetuada através de matrizes de coeficientes que simulam as diferenças de correntes nos enrolamentos dos transformadores. Todos os grupos de ligações são possíveis.

Figura 3 Diagrama de ligações - transformador Y(n)d1

A Figura 3 ilustra o exemplo de um transformador Y(n)d1. A forma de representação matricial utilizada no algoritmo do relé é:

[Im] = k.[K].[IL]

onde

[Im] = matriz das correntes compensadas IA, IB, IC

k = fator constante

[K] = matriz de coeficientes, dependente do grupo de ligações

[IL] = matriz das correntes de fase

Normalmente, as correntes de seqüência zero são eliminadas, como mostrado abaixo, e desta forma não há necessidade de se utilizar transformadores de corrente auxiliares ligados em delta.

No enrolamento ligado em estrela, eliminando a corrente I0 temos:

Na forma matricial temos:

6


No enrolamento ligado em delta, devemos eliminar I0 e corrigir a diferença de fase:

Subtraindo a segunda equação da primeira, obtemos:

Para as outras fases obteríamos resultados semelhantes, os quais podemos resumir na equação matricial abaixo, que leva em conta a eliminação de I0 e correção da diferença de fase entre as correntes do primário e secundário, para o tipo de ligação Y(n)d1:

A corrente diferencial calculada pelo relé é:

Curto-circuito fase-terra externoA Figura 4 ilustra a ocorrência de um curto-circuito fase-terra externo na fase A. Aplicando as equações apresentadas anteriormente, temos:

7


Figura 4 Diagrama de um curto-circuito monofásico externo

Substituindo os valores de correntes nas expressões dadas anteriormente, temos:

(correntes primárias)

(correntes secundárias)

(correntes diferenciais)

Portanto, o relé não opera para um curto-circuito monofásico externo.

Curto-circuito fase-terra internoA Figura 5 ilustra a ocorrência de um curto-circuito fase-terra interno na fase A. Aplicando as equações apresentadas anteriormente, temos:

8


Figura 5 Diagrama de um curto-circuito monofásico interno

Substituindo os valores de correntes nas expressões dadas anteriormente, temos:

(correntes primárias)

(correntes secundárias)

(correntes diferenciais)

Portanto, o relé opera para um curto-circuito monofásico interno, com sensibilidade reduzida e sinalizando corrente diferencial nas três fases.

Maior sensibilidade e correta sinalização da fase defeituosa seriam obtidas usando a característica de correção da corrente de seqüência zero, mas para isto há necessidade de se utilizar a corrente de neutro proveniente do fechamento estrela do transformador de potência, o que não está previsto neste projeto.

Avaliação dos valores medidos

Depois das correntes de entrada serem compensadas com a relação de transformação, com o grupo de ligação e tratamento da corrente de seqüência zero, as grandezas necessárias à proteção diferencial são calculadas a partir de IA, IB e IC de cada enrolamento.

Para a proteção diferencial de objetos com dois enrolamentos, a grandeza de estabilização normalmente é obtida da diferença de correntes I1 – I2ou da soma aritmética I1 + I2, e objetos de três enrolamentos, da soma aritmética apenas I1 + I2+ I3 (vide Figura 6)

9


Figura 6 Princípio da proteção diferencial

O relé 7UT51 e 7UT61 utilizam a soma aritmética como grandeza de estabilização na proteção diferencial, e a soma vetorial como grandeza de operação ou corrente diferencial Idiff.

Corrente de operação

Idiff = I1 +I2 (dois enrolamentos)

Idiff = I1 +I2+I3 (três enrolamentos)

Corrente de restrição

Istab = I1 + I2 (dois enrolamentos)

Istab = I1 + I2+ I3 (três enrolamentos)

Idiff é derivado da componente fundamental e produz o efeito de operação, enquanto Istab o efeito de restrição.

Para exemplificar a situação, examinemos três condições:

Corrente de carga ou falta externa

I2 muda de direção, isto é, muda o seu sinal; I2=-I1e conseqüentemente I2=I1.

Idiff = I1 +I2 = I1 – I1 = 0

Istab = I1 + I2 = I1 + I1 = 2.I1

Não há efeito de operação (Idiff = 0) e a estabilização (Istab) corresponde ao dobro da corrente passante do transformador.

Curto-circuito interno alimentado com correntes iguais de cada lado

Neste caso I2 = I1 e conseqüentemente I2=I1

Idiff = I1 +I2 = I1 + I1 = 2.I1

Istab = I1 + I2 = I1 + I1 = 2.I1

10


As grandezas de operação (Idiff ) e de restrição (Istab) são iguais e correspondem à corrente de curto-circuito total.

Curto-circuito interno alimentado de um lado

Neste caso I2 = 0.

Idiff = I1 +I2 = I1 + 0 = I1

Istab = I1 + I2 = I1 + 0 = I1

As grandezas de operação (Idiff ) e de restrição (Istab) são iguais e correspondem à corrente de curto-circuito alimentada por um lado.

Figura 7 Característica de operação da proteção diferencial

Estes resultados mostram que para um curto-circuito interno Idiff = Istab. Assim, a característica de operação para faltas internas é uma linha reta com declividade unitária, como pode ser visto na Figura 7. Esta figura mostra a característica completa da proteção diferencial do relé. O setor a representa o limite de sensibilidade e leva em conta um erro fixo de corrente, normalmente devido à corrente de magnetização do transformador. O setor b leva em conta os erros de corrente proporcionais, normalmente devido aos erros das relações dos TCs e da posição do regulador de tensão do transformador. O setor c leva em conta os erros devido à saturação de TCs para correntes elevadas. Um setor adicional de estabilização (add-on estabilization) proporciona uma segurança contra a saturação de TCs, e seu princípio de funcionamento é apresentado no item Saturação de TC, página 13. O setor d representa o limite de corrente diferencial acima do qual não há restrição à sua operação. As correntes Idiff e Istab são comparadas pela proteção diferencial com a característica de operação mostrada na Figura 7, e se elas resultarem numa posição dentro da área de trip, o relé operará.

Estabilização harmônica

As correntes diferenciais podem ser causadas não apenas por faltas internas, mas também pelas correntes de magnetização elevadas ("inrush") que surgem durante a energização do transformador, ou durante sobretensões sustentadas. Estas correntes podem ser distinguidas através do seu conteúdo de harmônicas.

11


A corrente de energização pode alcançar alguns múltiplos da corrente nominal do transformador e é caracterizada pelo alto conteúdo de segundo harmônico, como pode ser visto na .Figura 8.

Figura 8 Correntes de energização de um transformador Yd

Se o conteúdo de segundo harmônico superar um valor estabelecido, o comando de desligamento será bloqueado.

Tendo em vista que esta estabilização opera por fase, a proteção continua operativa mesmo quando o transformador é energizado sob uma falta monofásica, onde as correntes de energização possivelmente estarão presentes nas fases sãs. Contudo, é possível ajustar a proteção para que quando uma fase apresentar conteúdo harmônico acima do valor ajustado, não somente esta fase seja estabilizada, mas as outras também (cross-block function). O tempo de duração deste bloqueio pode ser limitado em um valor ajustável.

Além do segundo harmônico, um outro pode ser selecionado para causar bloqueio, cuja escolha pode ser feita entre o terceiro, quarto e quinto harmônico. O quarto harmônico também é encontrado durante a energização de transformador.

A sobre-excitação do núcleo do transformador é caracterizada pela presença de harmônicos ímpares. Desta forma, o terceiro e quinto harmônico são adequados para detectar tal fenômeno, mas como o terceiro é freqüentemente eliminado (ligação do transformador em triângulo), o uso do quinto harmônico é mais comum. Da mesma forma que a estabilização pelo segundo harmônico, podemos utilizar a função cross-block.

A Figura 9 apresenta a característica de bloqueio da função diferencial através do segundo e quinto harmônico.

12


Figura 9 Característica de estabilização por segundo e quinto harmônico

Saturação de TC

A saturação dos TCs causadas por valores elevados da corrente de falta ou da constante de tempo do sistema elétrico não tem importância para faltas internas, desde que os valores deformados de corrente aparecem tanto na corrente diferencial quanto na corrente de estabilização, na mesma proporção.

Durante uma falta externa, a saturação dos TCs produz uma considerável corrente diferencial, conforme está ilustrado na Figura 10. Se as grandezas Idiff/Istab resultarem num ponto de operação dentro da característica da proteção (Figura 7, página 11), haveria a emissão do comando de desligamento, se não fossem tomadas algumas medidas.

Figura 10 Corrente diferencial produzida por saturação de TC

O relé possui um indicador de saturação que detecta o fenômeno e inicia uma estabilização adicional (add-on establization). O indicador opera dinamicamente dentro da área designada como add-on stablization na Figura 7, página 11. A declividade desta característica é a metade da seção b. A dinâmica de funcionamento pode ser vista na Figura 11.

A saturação do TC para uma falta externa pode ser detectada através de uma corrente inicial alta de estabilização, cujo ponto se move para a região add-on estabilization por um curto período de tempo e em seguida para a região de trip. Numa falta interna, o ponto se move imediatamente para a característica de

13


falta. O indicador de saturação toma a decisão dentro de meio ciclo após o início da falta. Ele pode bloquear a proteção diferencial por um período ajustável até 8 ciclos (133ms – 60Hz). Este bloqueio é cancelado se o ponto de operação se mover ao longo da característica de falta por um tempo superior a dois ciclos. Isto permite detectar a evolução de uma falta interna, mesmo durante uma falta externa com saturação do TC.

Figura 11 Dinâmica da estabilização "add-on"

Operação rápida sob falta elevada

Faltas com corrente elevada dentro do transformador podem ser eliminadas instantaneamente, sem considerar a corrente de estabilização (setor d na Figura7, páginas 11). O valor desta corrente deve excluir a possibilidade de ser uma falta externa, e para isso ela deve ser superior ao inverso da impedância vezes a corrente nominal. A operação deste estágio não é bloqueada nem mesmo pelo conteúdo harmônico. Este estágio avalia a corrente fundamental da onda (1º harmônico) e o valor instantâneo, de forma a garantir sua operação mesmo em caso de saturação do TC, onde a corrente fundamental poderia ser bem reduzida.

Partida da proteção

A partida da proteção ocorre quando a corrente diferencial (componente fundamental) atinge 85% do valor ajustado ou a corrente de estabilização excede 4 vezes a corrente nominal do transformador. Desta forma, a partida do relé ocorre também para uma falta externa, permitindo que a oscilografia e o indicador de saturação operem. Se as condições de operação forem atingidas, o rele operará.

O rearme ocorre, se a condição de partida não perdurar por dois ciclos, isto é, a corrente diferencial cair abaixo de 70% do valor ajustado. Se o comando de desligamento for emitido, seu tempo de duração pode ser ajustado.

14


Figura 12 Partida da proteção diferencial

A Figura 13 ilustra o diagrama lógico de operação da proteção diferencial do relé 7UT613.

15


Figura 13 Diagrama lógico de operação da proteção diferencial

16

R E L É 7 U T 6 3 5 – P R O T E Ç Ã O D I F E R E N C I A L

RELÉ 7UT635 – Proteção PrincipalEste capítulo tratará do cálculo do ajuste do relé 7UT635 Ele atuará como proteção principal do transformador.

O relé é equipado com um processador, que executa todo o processamento numérico das funções, desde a aquisição dos valores medidos até a saída dos comandos para os disjuntores.

A Figura 14 mostra a configuração básica do relé.

Figura 14 Estrutura do relé diferencial 7UT635

17

Capítulo

2


A seção MI consiste de transformadores de corrente que convertem o sinal dos TCs para níveis apropriados. A compensação das relações de transformação e da diferença de fase entre as correntes do primário e do secundário é efetuada de forma puramente matemática, não necessitando, via de regra, de TCs auxiliares de compensação.

As seções IA e AD consistem de amplificadores, multiplexadores, conversores analógico-digitais, banco de memórias. Basicamente ele transforma as grandezas analógicas em grandezas digitais e as fornece para o processador onde elas são processadas como valores numéricos em algoritmos residentes.

O C processa, além das funções de controle, as funções de proteção, dentre as quais podemos destacar:

Formação dos valores medidos de acordo com o grupo vetorial, relação do transformador de potência e dos transformadores de corrente.

Formação das correntes diferenciais e de estabilização.

Análise da freqüência dos valores medidos.

Cálculo dos valores eficazes (RMS) para a proteção de sobrecarga e de sobrecorrente.

Verificação dos valores limite.

Decisão de comandos de desligamento.

Armazenamento e apresentação de mensagens e dados de falta.

18


CONFIGURAÇÃOEscopo das funções habilitadas no relé para atender ao projeto. Basicamente, só as funções de proteção diferencial e de supervisão foram habilitadas.

0103 Setting Group Change Option DisabledUtilização de mais de um grupo de ajuste. Utilizaremos apenas o grupo A, dos quatro grupos possíveis.

0105 Protection Object 3 phase transformerTipo de objeto a ser protegido.

0112 Differential Protection EnabledHabilitação da função diferencial do relé.

0117 Cold Load Pickup DisabledDesabilitação de característica especial a ser utilizada após a energização do transformador sobre uma carga desligada há longo tempo. Esta função é mais adequada em sistemas de distribuição.

0120 DMT/IDMT Phase DisabledDesabilitação das funções de sobrecorrente de fase, pois as mesmas já são executadas pelo relé 7SJ611 (vide item RELÉ 7SJ6, página 31).

0122 DMT/IDMT 3I0 DisabledDesabilitação das funções de sobrecorrente de neutro, obtida através de cálculo a partir das correntes de fase, pois as mesmas já são executadas pelo relé 7SJ611 (vide item RELÉ 7SJ6, página 31).

0124 DMT/IDMT Earth DisabledDesabilitação das funções de sobrecorrente de neutro obtida de um TC ligado no neutro do transformador, pois as mesmas já são executadas pelo relé 7SJ611 (vide item RELÉ 7SJ6, página 31).

0142 Thermal Overload Protection DisabledDesabilitação das funções de proteção contra sobrecarga.

0180 Disconnet measurement location DisabledEsta função é utilizada para auxiliar no comissionamento e manutenção no sistema

0181 Measured Values Supervision EnabledHabilitação das funções de supervisão dos circuitos de corrente provenientes dos TCs.

0186 External Trip Function 1 Disabled0187 External Trip Function 2 DisabledDesabilitação das funções de desligamento do disjuntor por algum dispositivo externo ao relé.

19


SISTEMA ELÉTRICO 1Quantidade de TCs

0211 Number of connected Measuring Locations 4Quantidade de pontos de medição para a proteção diferencial.

0212 Number of assigned Measuring Locations 4Quantidade de pontos de medição assinalados.

0213 Number of sides 2Quantidade de enrolamentos do equipamento protegido.

Definição dos TCs

0223 Assignment at 4 assig.Meas.Loc/2 Sides S1:M1, S2:M2+M3+M4Definição da topologia da proteção diferencial do transformador, conforme figura a seguir.

Figura 15 Topologia da proteção diferencial com transformador de 3 enrolamentos

0251 Auxiliary CT IX1 is used as Not connected0252 Auxiliary CT IX2 is used as Not connected0253 Auxiliary CT IX3 is used as Not connected0254 Auxiliary CT IX4 is used as Not connectedDefinição da utilização da entrada de corrente de neutro.

0255 Type of auxiliary CT IX3 1A/5A current input0256 Type of auxiliary CT IX4 1A/5A current inputTipo de entrada de corrente de neutro IX3 e IX4 (entrada padrão 1A/5A ou corrente de alta sensibilidade).

20


Sistema elétrico

0270 Rated Frequency 60 HzFreqüência do sistema elétrico.

0271 Phase Sequence L1 L2 L3Seqüência de fases do sistema elétrico, conforme a figura a seguir.

Figura 16 Seqüência de fase

0276 Unit of temparature measurement Degree CelsiusUnidade de medida de temperatura.

Transformador

Este bloco de parâmetros apresenta os dados do transformador utilizados pela proteção diferencial. A maioria dos dados constam das Tabela 1, página 1, e Tabela 3, página 3.

0311 Rated Primary Voltage Side 1 229,4 kVTensão nominal dos enrolamentos do primário do transformador. Devido à existência de regulação de tensão no enrolamento, este parâmetro deve ser ajustado como:

UN = 2= 2 = 229,4kV

0312 Rated Apparent Power of the Transformer Side 1 160,00 MVAPotência aparente nominal do transformador, no enrolamento 1.

0313 Starpoint of Side 1 is Solid GroundedTipo de ligação do neutro do primário do transformador.

0314 Transf. Winding Connection Side 1 Y (Wye)Tipo de ligação do neutro do primário do transformador.

0321 Rated Primary Voltage Side 2 13,8 kVTensão nominal dos enrolamentos do secundário do transformador.

0322 Rated Apparent Power of the Transformer Side 2 160,00 MVAPotência aparente nominal do transformador, no enrolamento 2.

0323 Starpoint of Side 2 is IsolatedTipo de ligação do neutro do secundário do transformador.

0324 Transf. Winding Connection Side 2 D (Delta)

21


Tipo de ligação do neutro do secundário do transformador.

0325 Vector Group Numeral of Side 2 11Deslocamento angular entre a tensão do secundário e primário, expresso em múltiplos de 30°.

Transformador de Corrente

0511 CT-Strpnt. Meas. Loc 1 in Direct. of Object YESPolaridade dos TCs através da indicação da posição relativa do fechamento do neutro dos TCs, conforme a figura a seguir.

Figura 17 Posição do fechamento dos TCs

0512 CT Rated Primary Current Meas. Loc. 1 800 ACorrente nominal do primário do TC conectado no enrolamento primário do transformador.

0513 CT Rated Secondary Current Meas. Loc. 1 5ªCorrente nominal do secundário do TC conectado no enrolamento primário do transformador.

0521 CT-Strpnt. Meas. Loc 2 in Direct. of Objec YESDefinição da polaridade dos TCs através da indicação da posição relativa do fechamento do neutro dos TCs, conforme a Figura 17.

0522 CT Rated Primary Current Meas. Loc. 2 7000 ACorrente nominal do primário do TC conectado no enrolamento secundário do transformador.

0523 CT Rated Secondary Current Meas. Loc. 2 5ªCorrente nominal do secundário do TC conectado no enrolamento secundário do transformador.


0532 CT Rated Primary Current Meas. Loc. 3 7000 ACorrente nominal do primário do TC conectado no enrolamento terciário do transformador.

0533 CT Rated Secondary Current Meas. Loc. 3 5ª

22


Corrente nominal do secundário do TC conectado no enrolamento terciário do transformador.


0542 CT Rated Primary Current Meas. Loc. 4 7000 ACorrente nominal do primário do TC conectado no enrolamento terciário do transformador.

0543 CT Rated Secondary Current Meas. Loc. 4 5ªCorrente nominal do secundário do TC conectado no enrolamento terciário do transformador.

Disjuntor

0831 Switchgear / Cbaux at side 1 <none>0832 Switchgear / Cbaux at side 2 <none>0836 Switchgear / Cbaux at measuring Loc. M1 <none>0837 Switchgear / Cbaux at measuring Loc. M2 <none>0838 Switchgear / Cbaux at measuring Loc. M3 <none>0839 Switchgear / Cbaux at measuring Loc. M4 <none>Configuração dos disjuntores e seccionadores associados, dependendo de utilização de entradas binárias programadas.

0851A Minimum TRIP Command Duration 0,15 secTempo mínimo de emissão de sinal de TRIP.

GRUPO DE AJUSTES ASistema elétrico 2

Detecção de disjuntor aberto1121 Pole Open Current Threshold Meas.Loc. M1 0,20 A1122 Pole Open Current Threshold Meas.Loc. M2 0,20 A1123 Pole Open Current Threshold Meas.Loc. M3 0,20 A1124 Pole Open Current Threshold Meas.Loc. M4 0,20 ACorrente máxima para o disjuntor ser considerado aberto.

Proteção diferencial

Neste bloco de parâmetros são apresentados os valores de ajustes referentes à proteção diferencial.

Geral1201 Differential Protection ONHabilitação da função diferencial do relé.

1205 Increase of Trip Char. During Start OFF

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Desabilitação do aumento da característica de operação durante a energização do transformador (vide figura a seguir). Ela é especialmente adequada para a proteção de motores.

1206 Inrush with 2. Harmonic Restraint ONHabilitação da estabilização através do conteúdo de segundo harmônico, cujos detalhes estão no item Estabilização harmônica, página 11.

1207 n-th Harmonic Restraint 5. HarmonicPermite escolher uma outra harmônica para efeito de estabilização. Escolheremos o quinto harmônico, que é o mais adequado para bloquear a proteção no caso de sobre-excitação do núcleo do transformador. Maiores detalhes estão descritos no item Estabilização harmônica, página 11.

Corrente diferencialOs valores de corrente são dados em relação à corrente do transformador correspondente à sua potência nominal. Referir-se à Figura 19, abaixo.

Figura 18 Acréscimo do valor de partida da proteção diferencial

1221 Pickup Value of Differential Curr. 0,20 I/InOLimite acima do qual a corrente diferencial opera o relé para correntes baixas circulando no transformador, basicamente a corrente de magnetização. Um valor em torno de 20% da potência nominal é adequado para a maioria dos casos (trecho a da característica do relé).

1226A T I-DIFF> Time Delay 0,00 secTempo de operação da função diferencial do transformador, que será deixado com atuação instantânea.

1231 Pickup Value of High Set Trip 11,40 I/InOLimite acima do qual a corrente diferencial opera sem considerar qualquer fator de estabilização (trecho d da característica). Um valor adequado deve ser superior a 1/k do transformador, que corresponde à máxima corrente passante para um curto-circuito externo.

k = 0,0965 pu (impedância do transformador na Tabela 1, página 1)

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pickup = 1,1 = = 11,4 pickup = 11,40 I/InO

1236A T I-DIFF>> Time Delay 0,00 secTempo de atuação do estágio ajustado no parâmetro anterior, que não possui qualquer recurso de estabilização. Deixaremos este estágio ajustado com operação instantânea. Maiores detalhes encontram-se no item Operação rápidasob falta elevada, página 14.

Característica de operaçãoOs parâmetros descritos neste grupo se referem à característica de operação da função diferencial do relé, cujo esquema pode ser visto na Figura 19, página 26.

1241A Slope 1 of Tripping Characteristic 0,25Inclinação do trecho "b" da característica. Ela cobre erros proporcionais à corrente, basicamente devido a erros de transformação dos TCs e variação do tape do regulador de tensão. O valor de 25% é suficiente para cobrir a faixa de 5% do regulador, com margem suficiente para cobrir um eventual erro de relação do TC.

1242A Base Point for Slope 1 of Charac. 0,00 I/InOPonto base do trecho "b" inclinado, cuja declividade foi dada no parâmetro anterior. O valor correspondente à origem é adequado para a maioria dos casos.

1243A Slope 2 of Tripping Characteristic 0,50Inclinação do trecho "c" da característica. Ela fornece uma maior estabilização na faixa de correntes mais elevadas, que poderiam eventualmente levar os TCs à saturação. O valor de 50% é adequado para a maioria dos casos.

1244A Base Point for Slope 2 of Charac. 2,50 I/InOPonto base do trecho "c" inclinado, cuja declividade foi dada no parâmetro anterior. O valor de 2,5 I/InO é adequado para a maioria dos casos.

1251A I-RESTRAINT for Start Detection 0,10 I/InOValor mínimo de corrente de restrição necessária para haver partida da função diferencial do relé. O valor de 0,1 I/InO é adequado para a maioria dos casos. Ele representa 5% da corrente nominal do transformador, já que a corrente de restrição é o dobro da corrente diferencial de operação.

1252A Factor for Increas. of Char. at Start 1,0Fator de elevação da característica de operação da função diferencial, durante a energização do transformador. Esta função foi desabilitada no parâmetro 1205 (vide item Geral, página 23).

1253 Maximum Permissible Starting Time 5,0 secTempo de duração da característica modificada conforme o parâmetro anterior, eventualmente habilitada no parâmetro 1205.

1261A Pickup for Add-on Stabilization 4,00 I/InO

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Corrente de estabilização acima do qual a característica add-on sttabilization se torna efetiva. O valor de 4.00 I/InO é adequado na maioria dos casos, lembrando que esta corrente é o dobro da corrente que flui pelo transformador, já que a corrente de estabilização é a soma aritmética das correntes nos seus terminais.

1262A Duration of Add-on Stabilization 15 CycleTempo de duração do bloqueio por add-on estabilization. O tempo de 15 ciclos (60Hz) é adequado na maioria dos casos. Maiores detalhes podem ser vistos no item Saturação de TC, página 13.

Figura 19 Característica de operação da função diferencial com os parâmetros ajustáveis

1263A Time for Cross-block Add-on Stabilization 15 CycleTempo de duração do bloqueio das outras fases por add-on estabilization. O tempo de 15 ciclos (60Hz) é adequado na maioria dos casos.

Restrição por segundo harmônicoEste grupo de parâmetros trata da restrição da proteção através do segundo harmônico, conforme definido no parâmetro 1206 (vide item Geral, página 23).

1271 2nd Harmonic Content in I-DIFF 15 %Quantidade percentual de segundo harmônico em relação à fundamental, a partir da qual a função diferencial será bloqueada. O valor de 15% é adequado para a maioria dos casos.

1272A Time for Cross-blocking 2nd Harm. 0 CycleTempo de bloqueio das outras fases quando houver o bloqueio de uma fase devido ao segundo harmônico. Ao ajustarmos este parâmetro em zero, estaremos desabilitando esta função, o que significa que haverá estabilização por fase. Isto permite que o relé opere na hipótese de o transformador ser ligado sob um curto-circuito fase-terra, mesmo que as outras fases apresentem correntes de inrush com conteúdo harmônico capaz de bloquear a sua operação.

Restrição por harmônico "n"Este grupo de parâmetros trata da restrição da proteção através do quinto harmônico, conforme definido no parâmetro 1207 (vide item Geral, página 23).

1276 n-th Harmonic Content in I-DIFF 30 %

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Quantidade percentual de quinto harmônico em relação à fundamental, a partir da qual a função diferencial será bloqueada. O valor de 30% é adequado para a maioria dos casos.

1277A Time for Cross-blocking n-th Harm. 0 CycleTempo de bloqueio das outras fases quando uma fase se bloquear com o quinto harmônico. Ao ajustarmos este parâmetro em zero, estaremos desabilitando esta função, o que significa que haverá estabilização individual por fase.

1278A Limit IDIFFmax of n-th Harm.Restr. 1,5 I/InODefinição do limite de corrente diferencial até onde pode haver a estabilização através do quinto harmônico. O valor de 1,5 I/InO é adequado para a maioria dos casos.

MEDIÇÃO

Este grupo apresenta os parâmetros relativos à função de medição do relé.

7601 Calculation of Power with V settingTensão a ser utilizada durante o cálculo de potência. Tendo em vista que o relé não é alimentado com sinais de tensão provenientes de TPs, utilizaremos os valores de tensão ajustados nos parâmetros 240 e 243. (Vide item Transformador, página 21).

SUPERVISÃO DA MEDIÇÃO

Este bloco apresenta os valores de ajuste das funções de supervisão e monitoramento das grandezas medidas pelo relé, que são continuamente verificados para assegurar sua plausibilidade. Desta forma, os circuitos secundários dos transformadores de corrente são cobertos pelas funções de monitoração.

Geral8101 Current Balance Supervision ONHabilitação da supervisão das correntes de fase do relé, provenientes dos secundários de TCs.

8105 Current Phase Rotation Supervision ONHabilitação da supervisão da rotação de fases definida no parâmetro 271 (Vide item Sistema elétrico, página 21).

Supervisão das correntes no local de medição M18111 Current Balance Monitor Meas. Loc. 1 1,50 ALimite mínimo BALANCE I-LIMIT , de acordo com a Figura 20, página 28. Deixaremos este parâmetro ajustado em 50% da corrente nominal do primário do transformador (402A).

0,5 = = 1,26 1,50 A

8112 Bal. Factor for Curr. Monitor Meas. Loc. 1 0,50

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Fator de declividade BAL. FACTOR I, de acordo com a Figura 20, página 28. O valor de 50% é adequado para a maioria dos casos.

Supervisão das correntes no local de medição M28121 Current Balance Monitor Meas. Loc. 2 2,50 ALimite mínimo BALANCE I-LIMIT , de acordo com a Figura 20, página 28. Deixaremos este parâmetro ajustado em 50% da corrente nominal do secundário do transformador (6694A).

0,5 = = 2,39 2,50 A

8122 Bal. Factor for Curr. Monitor Meas. Loc. 2 0,50Fator de declividade BAL. FACTOR I, de acordo com a Figura 20, página 28. O valor de 50% é adequado para a maioria dos casos.


0,5 = = 2,39 2,50 A



0,5 = = 2,39 2,50 A


Figura 20 Monitoração do balanço de correntes

Simetria de corrente

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Certo grau de simetria de corrente pode ser assumido durante a operação normal do sistema. Esta simetria é monitorada através de um comparador de magnitude. A menor corrente das três fases (Imin) é comparada com a maior (Imax), e uma assimetria é detectada quando:

Imin / Imax < BAL. FACTOR I para Imax > BALANCE I-LIMIT.

O fator de simetria BAL. FACTOR I define o grau de assimetria de corrente, e o valor limite BALANCE I-LIMIT define a limite inferior para esta função de monitoração.

Supervisão

8401 Fast broken current-wire supervision OFFAtivação da supervisão de abertura dos circuitos de TC.

OSCILOGRAFIAEste bloco de parâmetros corresponde à configuração da oscilografia interna do relé. O relé é equipado com a característica de salvar a oscilografia dos valores das grandezas analógicas de corrente. Os dados são armazenados por um período ajustável, não superior a 5s, até 8 registros de falta.

A captura da oscilografia pode ser disparada pela partida da proteção, entrada binária, ou pelo computador conectado à saída serial do relé, o qual é utilizado também para a recuperação dos dados.

0901 Waveform Capture Save with PickupDefinição da forma de disparo da oscilografia juntamente com o critério para salvar o registro. Há três escolhas possíveis para este parâmetro:

Save with Pickup: O disparo e critério para salvar o registro de oscilografia são o mesmo: a partida de um elemento de proteção.

Save with TRIP: O disparo e critério para salvar o registro de oscilografia são o mesmo: comando de trip.

Start with TRIP: O disparo da oscilografia ocorre com a partida de algum elemento de proteção, mas o registro só será salvo caso o relé emita um comando de trip.

Cada escolha tem suas vantagens particulares, mas a escolha final depende em grande escala da duração esperada das faltas, do período de tempo de maior interesse (inicio ou fim da falta) e da freqüência com que ocorrem os disparos.

0903 Max. length of a Waveform Capture Record 1,50 secTempo máximo de captura de oscilografia. O maior valor admissível para este parâmetro é 5s, todavia vale lembrar que um máximo de 8 registros pode ser

29


salvo, com duração total de 5s. Estes registros são armazenados numa memória circular, isto é, um novo registro substitui o mais antigo.

0904 Captured Waveform Prior to Trigger 0,10 secIntervalo de tempo antes do disparo que deve ser gravado no registro de oscilografia.

0905 Captured Waveform after Event 0,10 secIntervalo de tempo após o término da situação de disparo que deve ser gravado no registro de oscilografia.

0906 Capture Time via Binary Input 0,50 secIntervalo de tempo da duração da oscilografia disparada por uma entrada binária configurada.

GERAL0201 Fault Display on LED / LCD Display Targets on TRIP onlyIndicadores frontais do relé serão atualizados apenas na condição de ocorrência de TRIP.

0202 Spontaneous display of flt. annunciations NODefinição do aparecimento no display gráfico frontal do relé dos eventos de falta.

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R E L É 7 U T 6 2 1 – P R O T E Ç Ã O D E S O B R E C O R R E N T E - 1 3 , 8 K V

RELÉ 7SJ611 – Proteção de retaguarda – 230kVEste capítulo tratará do cálculo do ajuste do rele 7SJ611. Ele atuará como proteção de retaguarda do transformador com as seguintes funções: 50/51-50/51N.

O relé incorpora um microprocessador de 32 bits que executa o processamento numérico de todas as funções, desde a aquisição dos valores medidos até a saída dos comandos para os disjuntores.

A Figura 21 mostra a configuração básica do relé, onde se pode notar as entradas de corrente e tensão (MI), o filtro anti-aliasing (IA), o conversor analógico-digital (AD), o microprocessador (C), o amplificador de saída (AV).

A seção MI consiste de transformadores de corrente e potencial que convertem o sinal dos TCs e TPs para níveis apropriados.

A seção IA consiste dum estágio amplificador, oferecendo alta resistência para as grandezas analógicas. Os filtros são otimizados com relação à largura de banda e velocidade de processamento.

A seção AD consiste de componentes de memória, um multiplexador, um conversor analógico digital. Basicamente ele transforma as grandezas analógicas em grandezas digitais e as fornece para o microprocessador onde elas são processadas como valores numéricos em algoritmos residentes.

A seção C processa todas as funções de controle e proteção, tais como:

Filtragem e preparação das grandezas medidas

Monitoração contínua destas grandezas

Monitoração das condições de partida para os elementos e funções

Avaliação de valores limite e seqüências no tempo

Controle de sinais para as funções lógicas

Decisão de trip, fechamento e outros comandos

Saída dos comandos para os dispositivos de chaveamento (contatos de saída)

Gravação de mensagens e data em eventos, alarmes, faltas e ações de controle

Gerenciamento do sistema operacional e funções associadas tais como registro de dados, tempo do relógio, comunicação, interfaces, etc.

A seção AV consiste da interface de entrada e saída do relé, com elementos tais como: entradas e saídas binárias, sinalização, comunicação, etc.

31

Capítulo

3


Figura 21 Estrutura do relé 7SJ611

32


CONFIGURAÇÃOO relé 7SJ611 contém uma série de funções de proteção, além de outras. As funções disponíveis devem ser configuradas como enabled ou disabled. Algumas funções apresentam uma série de alternativas, das quais uma deve ser escolhida. As funções configuradas como disabled não são processadas pelo relé. Isto significa que não há qualquer mensagem apresentada durante a operação do relé, e os valores de ajustes não são considerados.

Das funções existentes, iremos habilitar tão somente as funções de proteção de sobrecorrente e a oscilografia.

0103 Setting Group Change Option DisabledDefinição da utilização de mais de um grupo de ajustes, já que este relé suporta até 4 grupos. Se esta função for utilizada, é possível a mudança dos ajustes durante a operação do relé.

0104 Oscillographic Fault Records Enabled

Habilitação da função de gravação de registros oscilográficos.

0112 DMT/IDMT Phase Definite Time onlyAdotaremos a característica de tempo definido para todas as funções de sobrecorrente de fase habilitadas.

0113 DMT/IDMT Earth Definite Time onlyAdotaremos a característica de tempo definido para todas as funções de sobrecorrente de neutro habilitadas.

0127 DMT 1Phase DisabledAtivação da função de sobrecorrente monofásica.

0117 Cold Load Pickup Disabled

Habilitação da função de mudança do valor de operação sob energização em carga fria, isto é, após longo tempo sem tensão.

0122 2nd Harmonic Inrush Restraint Enabled

Habilitação do bloqueio das funções de sobrecorrente pela componente de segunda harmônica, por se tratar da proteção de transformador.

0131 (sensitive) Earth fault Disabled

Habilitação da função de sobrecorrente de terra sensível.

0140 Negative Sequence Protection DisabledHabilitação da função de sobrecorrente de seqüência negativa. Ela é mais adequada para a proteção de motores.

0142 Thermal Overload Protection DisabledHabilitação da função de sobrecarga térmica. Ela é mais adequada para a proteção de cabos e outros equipamentos.

0170 Breaker Failure Protection Disabled

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Habilitação da função de falha de disjuntor. Esta função será exercida por outro relé.

0172 Circuit breaker Wear Monitoring Disabled

Habilitação da função de monitoração da operação do disjuntor.

0182 Trip Circuit Supervision DisabledHabilitação da função de supervisão da bobina de trip do disjuntor. Ela não está prevista em projeto.

0190 External Temperature Input Disabled

Habilitação da função de medição de temperatura externa.

0191 Ext. Temperature Input Connection Type 6 RTD simplex operation

Habilitação do tipo de medição de temperatura externa.

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SISTEMA ELÉTRICO 1Alguns dados do sistema elétrico e da subestação são necessários ao relé, para que ele possa adaptar suas funções a estes dados, de acordo com seu modo de operação. Entre outros, são definidos os valores nominais de TCs, freqüência, seqüência de fase, polaridade, parâmetros de disjuntores, etc. Estes valores são comuns para todos os grupos de ajustes eventualmente definidos, até um máximo de 4 grupos.

Sistema elétrico0214 Rated Frequency 60 HzFreqüência nominal do sistema elétrico.

0209 Phase Sequence A b c

Seqüência de fase do sistema elétrico. Sentido horário ou anti horário ABC ou ACB

0276 Unit of temperature measurement Degree CelsiusUnidade de medição de temperatura

0201 CT Starpoint towards LinePolaridade do TC, através da localização do seu ponto de fechamento estrela (Figura 22)ou seja de que lado está o fechamento estrela do TC lado linha ou da barra(fonte). Uma mudança deste parâmetro também resulta na mudança da polaridade da entrada de corrente de neutro.

Figura 22 Polaridade do transformador de corrente

0235A Storage of th. Replicas w/o Power Supply NOArmazenamento da réplica de temperatura durante a perda de alimentação. Só é aplicado quando se usa unidades de supervisão de temperatura RTD BOX ou similares.

0250A Time overcurrent with 2 phase prot. OFFHabilitação da proteção de sobrecorrente bifásica. Normalmente esta função é utilizada em sistemas isolados.

0613A (I)DMT Earth Overcurrent protection with IE (measured)

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Corrente de neutro utilizada para a proteção de sobrecorrente (medida ou calculada). Será “Medida” se o TC GS esta diretamente ligado ao elemento de terra . E será “calculada” se não há TC e sómente pelo fechamento residual .

Transformador de Corrente0204 CT Rated Primary Current 800 A

Valor nominal da corrente primária de fase dos TCs.

0205 CT Rated Secondary Current 5 AValor nominal da corrente secundária de fase dos TCs.

0217 IE-CT rated primary current 800 A

Valor nominal da corrente primária de neutro do TC.Quando for ligação residual o valor será o mesmo do TC de fase.

0218 IE-CT rated secondary current 5 A

Valor nominal da corrente secundária de neutro do TC.

Disjuntor

Valores de ajuste referentes ao disjuntor. Foram utilizados os valores default do relé, que são aceitáveis.

0210A Minimum TRIP Command Duration 0,15 secTempo mínimo do pulso de desligamento (TRIP) emitido pelo relé. Ele se aplica a toda função de controle e proteção do relé que emitam sinal de TRIP.

0211A Maximum Close Command Duration 1,00 sec

Tempo do pulso de fechamento do disjuntor. Ele se aplica a todo comando de fechar o disjuntor emitido pelo relé.

0212 Closed Breaker Min. Current Threshold 0,20 ACorrente de monitoração acima do qual o disjuntor é considerado fechado. Aplica-se a uma série de funções de proteção: falha de disjuntor, proteção contra sobrecarga, etc.

GRUPO DE AJUSTES ASISTEMA ELÉTRICO 2

Os dados gerais definidos neste parágrafo são válidos para todas as funções de proteção e supervisão dentro de um grupo de ajustes. Pode haver até 4 grupos de ajustes, porém estaremos utilizando apenas o grupo A.

A seguir são apresentados os valores de ajuste referentes aos valores medidos em porcentagem. Eles não afetam os ajustes de partida da proteção e são geralmente usados para mostrar os valores medidos em relação a uma escala. Eles devem corresponder aos valores nominais do equipamento protegido.

1102 Measurem:FullScaleCurrent (Equipm. rating) 402 A

Corrente nominal do transformador protegido.

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PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE (50/51)

A proteção de sobrecorrente é a principal função deste relé. Há quatro estágios com característica de tempo definido e dois com tempo inverso. Utilizaremos apenas os de tempo definido, para manter compatibilidade com as proteções de sobrecorrente adotadas na proteção dos outros equipamentos.

A figura abaixo ilustra o diagrama lógico do estágio I> da proteção de sobrecorrente, sendo semelhante para os outros estágios.

Figura 23 Diagrama lógico da um elemento de sobrecorrente

Geral1201 Phase Time Overcurrent ON

Habilitação dos dois estágios de sobrecorrente de fase com característica de tempo definido.

1213A Manual Close Mode Inactive

Estágio a ser utilizado como função de desligamento rápido durante energização da linha sob falta. Esta função precisa receber um sinal externo vindo da chave de manobra do disjuntor, para indicar que ele está sendo fechado.

1215A Dropout Time Delay 0,00 secTempo de rearme da função de sobrecorrente de fase temporizada.

1301 Earth Time Overcurrent ON

Habilitação dos dois estágios de sobrecorrente de neutro com característica de tempo definido.

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1313A Manual Close Mode Inactive

Estágio a ser utilizado como função de desligamento rápido durante energização da linha sob falta. Esta função precisa receber um sinal externo vindo da chave de manobra do disjuntor, para indicar que ele está sendo fechado.

1315A Dropout Time Delay DMT Earth 0,00 secTempo de rearme da função de sobrecorrente de neutro temporizada.

2201 Inrush Restraint ON

Habilitação da restrição por segundo harmônico, tendo em vista tratar-se da proteção de transformador, onde altas correntes de magnetização surgem durante a energização do transformador.

Sobrecorrente de Fase1202 I>> Pickup 39,00 A

Valor de operação do estágio de atuação rápida para defeitos entre fases. Como ele não deve atuar para defeito externo, seu valor deve ser superior à máxima corrente passante devido a um curto-circuito externo. Um valor adequado deve ser superior a 1,5.IN trafo/k do transformador.


IN trafo = = 402 A

pickup = 1,5..= = 39,02 pickup = 39,00A

1203 T I>> Time Delay 0,00 secTempo de atuação do estágio de alta velocidade definido no parâmetro anterior. Ele terá atuação instantânea.

1204 I> Pickup 3,80 AValor de operação do estágio temporizado. Um valor adequado deveria ser de 150% da potência do transformador.

A tabela a seguir apresenta as máximas contribuições de fase para um curto-circuito nas barras de alta e baixa-tensão, obtidas a partir do arquivo do ONS – BR0812PM.

CURTO-CIRCUITO LADO 230KV LADO 13,8KVCarga 402 A 6694 ABarra 230 kV 1424 A 23731 ABarra 13,8kV 3192 A 53204 A

pickup = 1,5.= = 3,77 pickup = 3,80A

1205 T I> Time Delay 1,00 sec

Tempo de atuação do estágio temporizado definido no parâmetro anterior. Ele será ajustado em 1,0s a fim de coordenar com as proteções adjacentes.

1214A I>> active Always

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Define se o estágio de atuação instantânea deve ser bloqueado após o primeiro ciclo de religamento. Deixaremos este estágio sempre ativo.

Sobrecorrente de Neutro1302 IE>> Pickup 39,00 AValor de operação do estágio de atuação rápida para defeitos monofásicos. Como ele não deve atuar para defeito externo, seu valor deve ser superior à máxima corrente passante devido a um curto-circuito externo. Um valor adequado deve ser superior a 1,5.IN trafo/k do transformador, já que a impedância de seqüência zero pode ser considerada igual à de seqüência positiva.


IN trafo = = 402 A

pickup = 1,5..= = 39,02 pickup = 39,00A

1303 T IE>> Time Delay 0,10 sec

Tempo de atuação do estágio de alta velocidade definido no parâmetro anterior.

1304 IE> Pickup 0,50 AValor de operação do estágio temporizado, a ser ajustado em 20% da potência do transformador.

pickup = 0,2 = = 0,50 pickup = 0,50A

A tabela a seguir apresenta as máximas contribuições de neutro para um curto-circuito nas barras de alta e baixa-tensão, obtidas a partir do arquivo do ONS – BR0812PM.

CURTO-CIRCUITO LADO 230KV LADO 13,8KVCARGA 402 A 6694 ABARRA 230 KV 454 A 0 ABARRA 13,8KV 0 A 0 A

Considerando o valor de ajuste de 0,50160=80A primários, verificamos que há uma boa margem para a operação do relé para um curto-circuito na barra de 230kV.

1305 T IE> Time Delay 1,00 sec

Tempo de atuação do estágio temporizado definido no parâmetro anterior. Ele será ajustado em 1,0s a fim de coordenar com as proteções adjacentes.

1314A IE>> active AlwaysDefine se o estágio de atuação instantânea deve ser bloqueado após o primeiro ciclo de religamento. Deixaremos este estágio sempre ativo.

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Restrição por "inrush"Valores de ajustes referentes à restrição das funções de sobrecorrente por harmônicos de segunda ordem, produzidos durante a energização do transformador de potência.

2202 2nd. harmonic in % of fundamental 15 %Quantidade percentual de segundo harmônico necessário para bloquear a operação das funções de sobrecorrente.

2203 Cross Block NO

Definição do bloqueio das outras fases quando for detectada corrente de segunda harmônica em uma das fases. O ajuste proposto define que não haverá bloqueio das outras fases.

2204 Cross Block Time 0,00 secDefine o tempo de bloqueio especificado no parâmetro anterior.

2205 Maximum Current for Inrush Restraint 25,10 A

Valor máximo de corrente para haver o bloqueio. Ajustaremos em 10 vezes a corrente nominal do transformador.

pickup = 10 = = 25,10 pickup = 25,10A

SUPERVISÃO DA MEDIÇÃO

Os valores medidos são continuamente verificados para assegurar sua plausibilidade, e os circuitos secundários dos transformadores de corrente são, desta forma, cobertos pelas funções de monitoração.

Geral8101 Measurement Supervision ONHabilitação das funções de supervisão dos circuitos de corrente e tensão.

Monitoração8104 Current Balance Monitor 1,50 A

Limite mínimo BALANCE I-LIMIT de acordo com a Figura 24. Ajustaremos em 50% da corrente nominal do transformador.

pickup = 0,5 = = 1,26 pickup = 1,50A

8105 Balance Factor for Current Monitor 0,50

Fator de declividade BAL. FACTOR I de acordo com a Figura 24.

Figura 24 Monitoração da simetria de corrente

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Simetria de corrente

Certo grau de simetria de corrente pode ser assumido durante a operação normal do sistema. Esta simetria é monitorada através de um comparador de magnitude. A menor corrente das três fases (Imin) é comparada com a maior (Imax), e uma assimetria é detectada quando:

Imin / Imax < BAL. FACTOR I para Imax > BALANCE I-LIMIT.

O fator de simetria BAL. FACTOR I define o grau de assimetria de corrente, e o valor limite BALANCE I-LIMIT define a limite inferior para esta função de monitoração.

8106 Summated Current Monitoring Threshold 0,50 A

Valor mínimo I THRESHOLD, de acordo com a Figura 25.

8107 Summated Current Monitoring Factor 0,10

Fator de declividade I FACTOR, de acordo com a Figura 25.

Figura 25 Monitoração do somatório das correntes

Supervisão da somatória de correntes

O relé dispõe de quatro entradas de corrente, onde três delas são alimentadas com as correntes de fase, e a quarta pode ser alimentada com a corrente de neutro, proveniente do fechamento em estrela dos três TCs de fase. A soma destas correntes deve ser igual a zero, caso contrário haverá um defeito nos circuitos de corrente, o qual será detectado se:

IF = IL1 + IL2 + IL3 + kI.IE > I THRESHOLD IE + I FACTOR Imax

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OSCILOGRAFIAO relé é equipado com a característica de salvar a oscilografia dos valores das seguintes grandezas analógicas: Ia, Ib, Ic, IG. Estas grandezas são amostradas a uma taxa de 16 amostras por ciclo de 60Hz. Os dados são armazenados por um período ajustável, não superior a 5s, até 8 registros de falta.

A captura da oscilografia pode ser disparada pela partida da proteção, entrada binária, ou pelo computador conectado à saída serial do relé, o qual é utilizado também para a recuperação dos dados.

0401 Waveform Capture Save with PickupForma de disparo da oscilografia juntamente com o critério para salvar o registro. Há três escolhas possíveis para este parâmetro:

Save with Pickup: O disparo e critério para salvar o registro de oscilografia são o mesmo: basta a partida de um elemento de proteção.

Start with TRIP: O disparo e critério para salvar o registro de oscilografia são o mesmo: só comando de trip.

Save with TRIP: O disparo da oscilografia ocorre com a partida de algum elemento de proteção, mas o registro só será salvo caso o relé emita um comando de trip.

Cada escolha tem suas vantagens particulares, mas a escolha final depende em grande escala da duração esperada das faltas, do período de tempo de maior interesse (inicio ou fim da falta) e da freqüência com que ocorrem os disparos.

0402 Scope of Waveform Data Fault event

Cobertura do registro de oscilografia. Há duas escolhas possíveis para este parâmetro:

Fault event: a captura ocorre cada vez que o disparo e critério para salvar são estabelecidos.

Power System Fault: a captura ocorre durante todo o ciclo de religamento automático programado.

0403 Max. length of a Waveform Capture Record 1,50 sec

Tempo máximo de captura de oscilografia. O maior valor admissível para este parâmetro é 5s, todavia vale lembrar que um máximo de 8 registros pode ser salvo, com duração total de 5s. Estes registros são armazenados numa memória circular, isto é, um novo registro substitui o mais antigo.

0404 Captured Waveform Prior to Trigger 0,10 sec

Intervalo de tempo antes do disparo que deve ser gravado no registro de oscilografia.

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0405 Captured Waveform after Event 0,10 sec

Intervalo de tempo após o término da situação de disparo que deve ser gravado no registro de oscilografia.

0406 Capture Time via Binary Input 0,50 secIntervalo de tempo da oscilografia quando ela for disparada por uma entrada binária configurada.

GERAL0610 Fault Display on LED / LCD Display Targets on every

Trip

Atualização da sinalização frontal a cada emissão de sinal de TRIP.

0640 Start image Default Display Image 1

Definição da tela frontal inicial do relé.

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ENTENDA RELÉ DIFERENCIAL

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