MEMÓRIA DE CÁLCULO PARA OS AJUSTES DO RELÉ ......MEMÓRIA DE CÁLCULO PARA OS AJUSTES DO RELÉ DE...

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MEMÓRIA DE CÁLCULO PARA OS AJUSTES DO

RELÉ DE PROTEÇÃO DIFERENCIAL DE

CORRENTE SEL-387A

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ÍNDICE PÁG. 1. INTRODUÇÃO..................................................................................................10 2. CARACTERÍSTICAS DO RELÉ SEL-387A.....................................................12

2.1. Funções de Proteção ................................................................................... 13 2.2. Funções de Medição .................................................................................... 13 2.3. Funções de Monitoramento ......................................................................... 13 2.4. Funções de Controle .................................................................................... 14 2.5. Lógicas Adicionais ....................................................................................... 14 2.6. Integração ..................................................................................................... 14 2.7. Outras Características ................................................................................. 15 2.8. Opcionais ...................................................................................................... 15

3. MEMÓRIA DE CÁLCULO................................................................................16 3.1. Considerações .............................................................................................. 16 3.2. Sistemas de proteção de reatores em derivação ....................................... 17 3.3. Sistemas de aterramento de reatores ......................................................... 19 3.4. Cuidados especiais ...................................................................................... 20 3.5. Correntes de curtos-circuitos ...................................................................... 20

....................................................................................................... 20 3.6.1. Identifier Labels ............................................................................................... 20 3.6.2. E87 Enable Differential Element ..................................................................... 21 3.6.3. EOC1 Enable Wdg1 O/C Elements and Demand Threshold .......................... 21 3.6.4. EOC2 Enable Wdg2 O/C Elements and Demand Threshold .......................... 21 3.6.5. EOCN Enable Neutral Elements ..................................................................... 22 3.6.6. E49A Enable RTDA Elements ......................................................................... 22 3.6.7. E49B Enable RTDB Elements ......................................................................... 23 3.6.8. ESLS1 Enable SELogic Set 1 ......................................................................... 23 3.6.9. ESLS2 Enable SELogic Set 2 ......................................................................... 23 3.6.10. ESLS3 Enable SELogic Set 3 ......................................................................... 24 3.6.11. W1CT Wdg 1 CT Connection .......................................................................... 24 3.6.12. W2CT Wdg 2 CT Connection .......................................................................... 24 3.6.13. CTR1 Wdg 1 CT Ratio .................................................................................... 24 3.6.14. CTR2 Wdg 2 CT Ratio .................................................................................... 25 3.6.15. CTRN1 Neutral 1 CT Ratio ............................................................................. 25 3.6.16. CTRN2 Neutral 2 CT Ratio ............................................................................. 25 3.6.17. CTRN3 Neutral 3 CT Ratio ............................................................................. 25 3.6.18. MVA Maximum Power Xfmr Capacity ............................................................. 25 3.6.19. ICOM Define Internal CT Connection Compensation ...................................... 26 3.6.20. W1CTC Wdg 1 CT Connection Compensation ............................................... 26 3.6.21. W2CTC Wdg 2 CT Connection Compensation ............................................... 29 3.6.22. VWDG1 Wdg 1 Line-to-Line Voltage ............................................................... 29 3.6.23. VWDG2 Wdg 2 Line-to-Line Voltage ............................................................... 29 3.6.24. TAP1 Wdg 1 Current Tap ................................................................................ 30 3.6.25. TAP2 Wdg 2 Current Tap ................................................................................ 31 3.6.26. O87P Restrained Element Current Pickup ...................................................... 31 3.6.27. SLP1 Restraint Slope 1 Percentage ................................................................ 32 3.6.28. SLP2 Restraint Slope 2 Percentage ................................................................ 34

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3.6.29. IRS1 Restraint Current Slope 1 Limit .............................................................. 34 3.6.30. U87P Unrestrained Element Current Pickup ................................................... 35 3.6.31. PCT2/ PCT4/ PCT5 Second/ Fourth / Fifth - Harmonic Blocking Percentage

of Fundamental ............................................................................................... 35 3.6.32. TH5P/ TH5D Fifth-Harmonic Alarm Threshold/ Time Delay Pickup ................ 36 3.6.33. DCRB DC Ratio Blocking / HRSTR Harmonic Restraint / IHBL Independent

Harmonic Blocking .......................................................................................... 37 3.6.34. E32I1 Enable E32I1 (SELogic Equation) ........................................................ 39 3.6.35. 32IOP1 Operating Quantity from W1, W2 ....................................................... 39 3.6.36. a01 Positive-Sequence Current Restraint Factor, I0/I1 ................................... 40 3.6.37. 50GP1 Residual Current Sensitivity Threshold ............................................... 40 3.6.38. E32I2 Enable E32I2 (SELogic Equation) ........................................................ 42 3.6.39. 32IOP2 Operating Quantity from W1, W2 ....................................................... 42 3.6.40. a02 Positive-Sequence Current Restraint Factor, I0/I1 ................................... 42 3.6.41. 50GP2 Residual Current Sensitivity Threshold ............................................... 43 3.6.42. 50P11P Phase Definite-Time O/C Level 1 PU ................................................ 44 3.6.43. 50P11D Phase Level 1 O/C Delay .................................................................. 45 3.6.44. 50P11TC 50P11 Torque Control (SELogic Equation) ..................................... 45 3.6.45. 50P12P Phase Instantaneous O/C Level 2 PU ............................................... 46 3.6.46. 50P12TC 50P12 Torque Control (SELogic Equation) ..................................... 46 3.6.47. 50P13P Phase Instantaneous O/C Level 3 PU ............................................... 46 3.6.48. 50P14P Phase Instantaneous O/C Level 4 PU ............................................... 47 3.6.49. 51P1P Phase Inverse-Time O/C PU ............................................................... 47 3.6.50. 51P1C Phase Inverse-Time O/C Curve .......................................................... 48 3.6.51. 51P1TD Phase Inverse-Time O/C Time-Dial .................................................. 49 3.6.52. 51P1RS Phase Inverse-Time O/C EM Reset .................................................. 50 3.6.53. 51P1TC 51P1 Torque Control (SELogic Equation) ......................................... 50 3.6.54. 50Q11P Negative-Sequence Definite-Time O/C Level 1 PU .......................... 50 3.6.55. 50Q11D Negative-Sequence Level 1 O/C Delay ............................................ 51 3.6.56. 50Q11TC 50Q11 Torque Control (SELogic Equation) .................................... 51 3.6.57. 50Q12P Negative-Sequence Instantaneous O/C Level 2 PU ......................... 52 3.6.58. 50Q12TC 50Q12 Torque Control (SELogic Equation) .................................... 52 3.6.59. 51Q1P Negative-Sequence Inverse-Time O/C PU ......................................... 52 3.6.60. 51Q1C Negative-Sequence Inverse-Time O/C Curve ..................................... 53 3.6.61. 51Q1TD Negative-Sequence Inverse-Time O/C Time-Dial ............................. 53 3.6.62. 51Q1RS Negative-Sequence Inverse-Time O/C EM Reset ............................ 54 3.6.63. 51Q1TC 51Q1 Torque Control (SELogic Equation) ........................................ 54 3.6.64. 50N11P Residual Definite-Time O/C Level 1 PU ............................................ 54 3.6.65. 50N11D Residual Level 1 O/C Delay .............................................................. 55 3.6.66. 50N11TC 50N11 Torque Control (SELogic Equation) ..................................... 55 3.6.67. 50N12P Residual Instantaneous O/C Level 2 PU ........................................... 56 3.6.68. 50N12TC 50N12 Torque Control (SELogic Equation) ..................................... 56 3.6.69. 51N1P Residual Inverse-Time O/C PU ........................................................... 57 3.6.70. 51N1C Residual Inverse-Time O/C Curve ...................................................... 57 3.6.71. 51N1TD Residual Inverse-Time O/C Time-Dial .............................................. 58 3.6.72. 51N1RS Residual Inverse-Time O/C EM Reset .............................................. 59 3.6.73. 51N1TC 51N1 Torque Control (SELogic Equation) ......................................... 59

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3.6.74. DATC1 Demand Ammeter Time Constant ...................................................... 59 3.6.75. PDEM1P Phase Demand Ammeter Threshold ............................................... 59 3.6.76. QDEM1P Negative-Sequence Demand Ammeter Threshold .......................... 60 3.6.77. NDEM1P Residual Demand Ammeter Threshold ........................................... 60 3.6.78. 50P21P Phase Definite-Time O/C Level 1 PU ................................................ 60 3.6.79. 50P21D Phase Level 1 O/C Delay .................................................................. 61 3.6.80. 50P21TC 50P21 Torque Control (SELogic Equation) ..................................... 61 3.6.81. 50P22P Phase Instantaneous O/C Level 2 PU ............................................... 61 3.6.82. 50P22TC 50P22 Torque Control (SELogic Equation) ..................................... 62 3.6.83. 50P23P Phase Instantaneous O/C Level 3 PU ............................................... 62 3.6.84. 50P24P Phase Instantaneous O/C Level 4 PU ............................................... 62 3.6.85. 51P2P Phase Inverse-Time O/C PU ............................................................... 62 3.6.86. 51P2C Phase Inverse-Time O/C Curve .......................................................... 63 3.6.87. 51P2TD Phase Inverse-Time O/C Time-Dial .................................................. 63 3.6.88. 51P2RS Phase Inverse-Time O/C EM Reset .................................................. 63 3.6.89. 51P2TC 51P2 Torque Control (SELogic Equation) ......................................... 64 3.6.90. 50Q21P Negative-Sequence Definite-Time O/C Level 1 PU .......................... 64 3.6.91. 50Q21D Negative-Sequence Level 1 O/C Delay ............................................ 64 3.6.92. 50Q21TC 50Q21 Torque Control (SELogic Equation) .................................... 65 3.6.93. 50Q22P Negative-Sequence Instantaneous O/C Level 2 PU ......................... 65 3.6.94. 50Q22TC 50Q22 Torque Control (SELogic Equation) .................................... 65 3.6.95. 51Q2P Negative-Sequence Inverse-Time O/C PU ......................................... 66 3.6.96. 51Q2C Negative-Sequence Inverse-Time O/C Curve ..................................... 66 3.6.97. 51Q2TD Negative-Sequence Inverse-Time O/C Time-Dial ............................. 66 3.6.98. 51Q2RS Negative-Sequence Inverse-Time O/C EM Reset ............................ 66 3.6.99. 51Q2TC 51Q1 Torque Control (SELogic Equation) ........................................ 67 3.6.100. 50N21P Residual Definite-Time O/C Level 1 PU ............................................ 67 3.6.101. 50N21D Residual Level 1 O/C Delay .............................................................. 67 3.6.102. 50N21TC 50N21 Torque Control (SELogic Equation) ..................................... 68 3.6.103. 50N22P Residual Instantaneous O/C Level 2 PU ........................................... 68 3.6.104. 50N22TC 50N22 Torque Control (SELogic Equation) ..................................... 68 3.6.105. 51N2P Residual Inverse-Time O/C PU ........................................................... 69 3.6.106. 51N2C Residual Inverse-Time O/C Curve ...................................................... 69 3.6.107. 51N2TD Residual Inverse-Time O/C Time-Dial .............................................. 69 3.6.108. 51N2RS Residual Inverse-Time O/C EM Reset .............................................. 69 3.6.109. 51N2TC 51N2 Torque Control (SELogic Equation) ......................................... 70 3.6.110. DATC2 Demand Ammeter Time Constant ...................................................... 70 3.6.111. PDEM2P Phase Demand Ammeter Threshold ............................................... 70 3.6.112. QDEM2P Negative-Sequence Demand Ammeter Threshold .......................... 70 3.6.113. NDEM2P Residual Demand Ammeter Threshold ........................................... 71 3.6.114. 50NN11P Neutral Definite-Time O/C Level 1 PU ............................................ 71 3.6.115. 50NN11D Neutral Level 1 O/C Delay .............................................................. 72 3.6.116. 50NN11TC 50NN11 Torque Control (SELogic Equation) ............................... 72 3.6.117. 50NN12P Neutral Instantaneous O/C Level 2 PU ........................................... 72 3.6.118. 50NN12TC 50NN12 Torque Control (SELogic Equation) ............................... 73 3.6.119. 50NN13P Neutral Instantaneous O/C Level 3 PU ........................................... 73 3.6.120. 50NN14P Neutral Instantaneous O/C Level 4 PU ........................................... 74

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3.6.121. 51NN1P Neutral Inverse-Time O/C PU ........................................................... 74 3.6.122. 51NN1C Neutral Inverse-Time O/C Curve ...................................................... 75 3.6.123. 51NN1TD Neutral Inverse-Time O/C Time-Dial .............................................. 75 3.6.124. 51NN1RS Neutral Inverse-Time O/C EM Reset .............................................. 76 3.6.125. 51NN1TC 51NN1 Torque Control (SELogic Equation) ................................... 76 3.6.126. 50NN21P Neutral Definite-Time O/C Level 1 PU ............................................ 77 3.6.127. 50NN21D Neutral Level 1 O/C Delay .............................................................. 77 3.6.128. 50NN21TC 50NN21 Torque Control (SELogic Equation) ............................... 77 3.6.129. 50NN22P Neutral Instantaneous O/C Level 2 PU ........................................... 78 3.6.130. 50NN22TC 50NN22 Torque Control (SELogic Equation) ............................... 78 3.6.131. 50NN23P Neutral Instantaneous O/C Level 3 PU ........................................... 78 3.6.132. 50NN24P Neutral Instantaneous O/C Level 4 PU ........................................... 79 3.6.133. 51NN2P Neutral Inverse-Time O/C PU ........................................................... 79 3.6.134. 51NN2C Neutral Inverse-Time O/C Curve ...................................................... 79 3.6.135. 51NN2TD Neutral Inverse-Time O/C Time-Dial .............................................. 80 3.6.136. 51NN2RS Neutral Inverse-Time O/C EM Reset .............................................. 80 3.6.137. 51NN2TC 51NN1 Torque Control (SELogic Equation) ................................... 80 3.6.138. 50NN31P Neutral Definite-Time O/C Level 1 PU ............................................ 81 3.6.139. 50NN31D Neutral Level 1 O/C Delay .............................................................. 81 3.6.140. 50NN31TC 50NN31 Torque Control (SELogic Equation) ............................... 81 3.6.141. 50NN32P Neutral Instantaneous O/C Level 2 PU ........................................... 82 3.6.142. 50NN32TC 50NN22 Torque Control (SELogic Equation) ............................... 82 3.6.143. 50NN33P Neutral Instantaneous O/C Level 3 PU ........................................... 82 3.6.144. 50NN34P Neutral Instantaneous O/C Level 4 PU ........................................... 83 3.6.145. 51NN3P Neutral Inverse-Time O/C PU ........................................................... 83 3.6.146. 51NN3C Neutral Inverse-Time O/C Curve ...................................................... 83 3.6.147. 51NN3TD Neutral Inverse-Time O/C Time-Dial .............................................. 83 3.6.148. 51NN3RS Neutral Inverse-Time O/C EM Reset .............................................. 84 3.6.149. 51NN3TC 51NN1 Torque Control (SELogic Equation) ................................... 84 3.6.150. 49AnnA RTD nA Alarm Temperature .............................................................. 85 3.6.151. 49TnnA RTD nA Trip Temperature ................................................................. 85 3.6.152. 49AnnB RTD nB Alarm Temperature .............................................................. 85 3.6.153. 49TnnB RTD nB Trip Temperature ................................................................. 86 3.6.154. TDURD Minimum Trip Duration Time Delay ................................................... 86 3.6.155. CFD Close Failure Logic Time Delay .............................................................. 87 3.6.156. S1Vn Set 1 Variable 1 (SELogic Equation) ..................................................... 87 3.6.157. S1VnPU S1Vn Timer Pickup ........................................................................... 88 3.6.158. S1VnDO S1Vn Timer Dropout ........................................................................ 88 3.6.159. S1SLTn Set 1 Latch Bit n SET Input (SELogic Equation) ............................... 88 3.6.160. S1RLTn Set 1 Latch Bit n RESET Input (SELogic Equation) .......................... 88 3.6.161. S2Vn Set 2 Variable 1 (SELogic Equation) ..................................................... 89 3.6.162. S2VnPU S2Vn Timer Pickup ........................................................................... 90 3.6.163. S2VnDO S2Vn Timer Dropout ........................................................................ 90 3.6.164. S2SLTn Set 2 Latch Bit n SET Input (SELogic Equation) ............................... 90 3.6.165. S2RLTn Set 2 Latch Bit n RESET Input (SELogic Equation) .......................... 90 3.6.166. S3Vn Set 3 Variable 1 (SELogic Equation) ..................................................... 92 3.6.167. S3VnPU S3Vn Timer Pickup ........................................................................... 93

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3.6.168. S3VnDO S3Vn Timer Dropout ........................................................................ 93 3.6.169. S3SLTn Set 3 Latch Bit n SET Input (SELogic Equation) ............................... 93 3.6.170. S3RLTn Set 3 Latch Bit n RESET Input (SELogic Equation) .......................... 93 3.6.171. TR1 ................................................................................................................. 97 3.6.172. TR2 ................................................................................................................. 97 3.6.173. TR3 ................................................................................................................. 97 3.6.174. TR4 ................................................................................................................. 97 3.6.175. TR5 ................................................................................................................. 98 3.6.176. ULTR1 ............................................................................................................. 98 3.6.177. ULTR2 ............................................................................................................. 98 3.6.178. ULTR3 ............................................................................................................. 98 3.6.179. ULTR4 ............................................................................................................. 99 3.6.180. ULTR5 ............................................................................................................. 99 3.6.181. 52A1 ................................................................................................................ 99 3.6.182. 52A2 .............................................................................................................. 100 3.6.183. 52A3 .............................................................................................................. 100 3.6.184. 52A4 .............................................................................................................. 100 3.6.185. CL1 ............................................................................................................... 100 3.6.186. CL2 ............................................................................................................... 101 3.6.187. CL3 ............................................................................................................... 101 3.6.188. CL4 ............................................................................................................... 101 3.6.189. ULCL1 ........................................................................................................... 102 3.6.190. ULCL2 ........................................................................................................... 102 3.6.191. ULCL3 ........................................................................................................... 102 3.6.192. ULCL4 ........................................................................................................... 102 3.6.193. ER ................................................................................................................. 103 3.6.194. OUT10n ........................................................................................................ 104 3.6.195. OUT20n ........................................................................................................ 105 3.6.196. OUT30n ........................................................................................................ 106 ............................................................................................................. 106

3.7.1. LER Length of Event Report ......................................................................... 106 3.7.2. PRE Length of Prefault in Event Report ........................................................ 107 3.7.3. NFREQ Nominal Frequency.......................................................................... 107 3.7.4. PHROT Phase Rotation ................................................................................ 107 3.7.5. DATE_F Date Format ................................................................................... 108 3.7.6. SCROLD Display Update Rate ..................................................................... 108 3.7.7. FP_TO Front Panel Timeout ......................................................................... 108 3.7.8. TGR Group Change Delay ............................................................................ 108 3.7.9. TMPREFA RTDA Temperature Preference .................................................. 109 3.7.10. TMPREFB RTDB Temperature Preference .................................................. 109 3.7.11. DC1P DC Battery Voltage Level 1 ................................................................ 109 3.7.12. DC2P DC Battery Voltage Level 2 ................................................................ 110 3.7.13. DC3P DC Battery Voltage Level 3 ................................................................ 110 3.7.14. DC4P DC Battery Voltage Level 4 ................................................................ 111 3.7.15. IN10nD Input Debounce time ........................................................................ 111 3.7.16. IN20nD Input Debounce time ........................................................................ 111 3.7.17. BKMON1 Bkr 1 Monitor Input (SELogic Equation) ........................................ 113

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3.7.18. B1COP1 Close/Open Set Point 1 Max .......................................................... 113 3.7.19. B1KAP1 KA Interrupted Set Point 1 Min ....................................................... 114 3.7.20. B1COP2 Close/Open Set Point 2 Max .......................................................... 114 3.7.21. B1KAP2 KA Interrupted Set Point 2 Min ....................................................... 114 3.7.22. B1COP3 Close/Open Set Point 3 Max .......................................................... 114 3.7.23. B1KAP3 KA Interrupted Set Point 3 Min ....................................................... 115 3.7.24. BKMON2 Bkr 2 Monitor Input (SELogic Equation) ........................................ 115 3.7.25. B2COP1 Close/Open Set Point 1 Max .......................................................... 115 3.7.26. B2KAP1 KA Interrupted Set Point 1 Min ....................................................... 116 3.7.27. B2COP2 Close/Open Set Point 2 Max .......................................................... 116 3.7.28. B2KAP2 KA Interrupted Set Point 2 Min ....................................................... 116 3.7.29. B2COP3 Close/Open Set Point 3 Max .......................................................... 116 3.7.30. B2KAP3 KA Interrupted Set Point 3 Min ....................................................... 117 3.7.31. ETHRU Enable Through Fault Event Winding .............................................. 118 3.7.32. THRU Through Fault Event Trigger (SELogic Equation) ............................... 118 3.7.33. ISQT Through Fault I2t Thresh ...................................................................... 119 3.7.34. IAW1 ............................................................................................................. 120 3.7.35. IBW1 ............................................................................................................. 120 3.7.36. ICW1 ............................................................................................................. 120 3.7.37. IAW2 ............................................................................................................. 120 3.7.38. IBW2 ............................................................................................................. 121 3.7.39. ICW2 ............................................................................................................. 121 3.7.40. IAW4 ............................................................................................................. 121 3.7.41. IBW4 ............................................................................................................. 121 3.7.42. ICW4 ............................................................................................................. 122 3.7.43. SS1 ............................................................................................................... 122 3.7.44. SS2 ............................................................................................................... 122 3.7.45. SS3 ............................................................................................................... 123 3.7.46. SS4 ............................................................................................................... 123 3.7.47. SS5 ............................................................................................................... 123 3.7.48. SS6 ............................................................................................................... 123 3.7.49. LEDA ............................................................................................................. 124 3.7.50. LEDB ............................................................................................................. 124 3.7.51. LEDC ............................................................................................................ 125 3.7.52. LED15 ........................................................................................................... 125 3.7.53. LED16 ........................................................................................................... 125 3.7.54. DPn ............................................................................................................... 126 3.7.55. DPn_1 DPn Labels (16 acters; enter NA to NULL) ................................. 126 3.7.56. DPn_0 DPn Labels (16 acters; enter NA to NULL) ................................. 126 3.7.57. NLBn Local Bit LB_Name (14 acters; enter NA to Null) .......................... 128 3.7.58. CLBn Clear Local Bit LB_Label (7 acters; enter NA to Null) ................... 128 3.7.59. SLBn Set Local Bit LB_Label (7 acters; enter NA to Null)....................... 128 3.7.60. PLBn Pulse Local Bit LB_Label (7 acters; enter NA to Null) ................... 128 ................................................................................................................ 129

3.8.1. SERn ............................................................................................................. 129 3.8.2. ALIASn .......................................................................................................... 130 ................................................................................................................ 130

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3.9.1. DNPAI DNP Analog Input Map ...................................................................... 131 3.9.2. DNPAO DNP Analog Output Map ................................................................. 131 3.9.3. DNPBI DNP Binary Input Map ....................................................................... 131 3.9.4. DNPBO DNP Binary Output Map .................................................................. 131 3.9.5. DNPC DNP Counters .................................................................................... 131

........................................................................................................ 133 3.10.1. PROTO Protocol ........................................................................................... 133 3.10.2. SPEED Baud Rate ........................................................................................ 133 3.10.3. BITS Data bits ............................................................................................... 133 3.10.4. PARITY Parity ............................................................................................... 134 3.10.5. STOP Stop Bits ............................................................................................. 134 3.10.6. T_OUT Timeout ............................................................................................ 134 3.10.7. AUTO Send Auto Messages to Port .............................................................. 134 3.10.8. RTSCTS Enable Hardware Handshaking ..................................................... 135 3.10.9. FASTOP Fast Operate Enable ...................................................................... 135 3.10.10. PREFIX LMD Prefix ...................................................................................... 135 3.10.11. ADDR LMD Prefix Address ........................................................................... 135 3.10.12. SETTLE LMD Setting Time ........................................................................... 136 3.10.13. RTDNUMA Number of RTDA ........................................................................ 136 3.10.14. RTDnTA RTD nA Type ................................................................................. 136 3.10.15. RTDNUMB Number of RTDB ........................................................................ 136 3.10.16. RTDnTB RTD nB Type ................................................................................. 137 3.10.17. DNPADR DNP Address ................................................................................ 137 3.10.18. MODEM Modem connected? ........................................................................ 137 3.10.19. MSTR Modem startup string (30 Characters) ................................................ 137 3.10.20. PH_NUM Phone number (30 acters) ...................................................... 138 3.10.21. MDTIME Dial-out time ................................................................................... 138 3.10.22. MDRETI Time between Dial-out attempts ..................................................... 138 3.10.23. MDRETN Number of Dial-out attempts ......................................................... 138 3.10.24. ECLASSA Class for Analog Event Data ........................................................ 139 3.10.25. ECLASSB Class for Binary Event Data ......................................................... 139 3.10.26. ECLASSC Class for Counter Event Data ...................................................... 139 3.10.27. DECPLA Currents Scaling Decimal Places ................................................... 139 3.10.28. TIMERQ Timeset Request Interval ............................................................... 140 3.10.29. STIMEO Select/Operate Time-out ................................................................ 140 3.10.30. DTIMEO Data Link Time-out ......................................................................... 140 3.10.31. MINDLY Minimum time from DCD to Tx ....................................................... 140 3.10.32. MAXDLY Maximun time from DCD to Tx ...................................................... 140 3.10.33. PREDLY Time from RTS ON to Tx ............................................................... 141 3.10.34. PSTDLY Time from Tx to RTS OFF .............................................................. 141 3.10.35. ANADBA Analog reporting deadband ........................................................... 141 3.10.36. ETIMEO Event Data confirmation time-out ................................................... 141 3.10.37. DRETRY Data Link Retries ........................................................................... 142 3.10.38. UNSOL Enable Unsolicited Reporting ........................................................... 142 3.10.39. PUNSOL Enable Unsolicited Reporting at Power-up .................................... 142 3.10.40. REPADR DNP Address to Report to ............................................................. 142 3.10.41. NUMEVE Number of Events to Transmit on ................................................. 142

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3.10.42. AGEEVE Age of oldest event to Tx on .......................................................... 143 4. ANEXOS.........................................................................................................144

4.1. Anexo I ......................................................................................................... 144 4.1.1. Curto-circuito na barra de 500 kV (Condição Normal) .................................. 144 4.1.2. Curto-circuito na barra de 500 kV (Condição Máxima) ................................. 144 4.1.3. Curto-circuito na barra de 500 kV (Condição Mínima) .................................. 145

4.2. Anexo II ........................................................................................................ 146 4.2.1. Diagrama elementar (entradas digitais) ........................................................ 146 4.2.2. Diagrama elementar (saídas digitais) ............................................................ 147

5. Referências...................................................................................................148

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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 Diferencial de Corrente SEL-387A, utilizado na proteção de um banco de reatores shunt de 100 MVAr (3 unidades monofásicas de 33,33 MVAr) - 500 KV, ligado em estrela aterrado.

NOTA IMPORTANTE:

Este documento é apenas um exemplo de memória de cálculo para o relé SEL-387A, 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-387A 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 –

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Conexão CC típica

O diagrama de conexão CC da Figura 2 ilustra o controle de trip dos dois disjuntores. No diagrama estão incluídos os dois contatos de entrada 52a que definem os estados dos disjuntores (fechado ou aberto) e um relé de bloqueio 86T para trip nos dois 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 dos disjuntores, são usados os contatos de saída (OUT104 e OUT106), conectados às bobinas dos disjuntores.

Figura 2 –

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2. CARACTERÍSTICAS DO RELÉ SEL-387A

O Relé SEL-387A oferece proteção diferencial com e sem restrição para dois terminais. Elementos de segunda, quarta e quinta harmônicas, complementados pelo elemento dc, 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 SEL-387A.

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. Dois elementos opcionais de falta à terra restrita propiciam proteção sensível para faltas à terra em transformadores conectados em estrela.

Proteção: Proteja transformadores, barras, geradores, reatores e outros equipamentos através da combinação da proteção diferencial com a de sobrecorrente. O elemento diferencial é ajustado com característica de restrição diferencial porcentual, com inclinação simples ou dupla, para aumentar a confiabilidade durante condições de falta passante.

Medição: Solicite ao relé as medições instantâneas das correntes de fase e de demanda. A demanda de pico registrada é fornecida, incluindo a data e a hora da ocorrência. Use os dados precisos de medição para aplicações nos sistemas EMS/SCADA.

Monitoração: Planeje a manutenção do disjuntor com base nas indicações da monitoração do mesmo. Notifique a equipe de manutenção sobre problemas na tensão das baterias da subestação. Monitore as temperaturas críticas de operação com o Módulo de RTDs SEL-2600 (“SEL-2600 RTD Module”).

Automação: . Obtenha vantagens dos recursos de automação que incluem 16 elementos de cada um dos itens indicados a seguir: controle local e indicação local através dos botões de pressão e do LCD (“Liquid Cristal Display” – Display de Cristal Líquido) do painel frontal, controle remoto, e controle de selo (biestáveis). Use as portas seriais de comunicação 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. Selecione o protocolo opcional DNP 3.00 Nível 2 Escravo com suporte de terminal virtual para interface com o sistema SCADA.

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2.1. Funções de Proteção

87 – Diferencial;

50/51 - Sobrecorrente de fase instantânea e temporizada para o primário e secundário do transformador;

50/51G - Sobrecorrente residual instantânea e temporizada para o primário e secundário do transformador;

50/51Q (46) - Sobrecorrente instantânea e temporizada de seqüência negativa para o primário e secundário do transformador;

50/62BF - Falha de disjuntor;

49T – Proteção Térmica (opcional através de RTD’s e módulo SEL 2600A;

REF (67G) – 2 elementos de proteção restrita de falta a terra (opcional);

50/51N - 3 entradas independentes para proteção de neutro do transformador (opcional);

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 (opcional através de RTD’s);

Registro de valores máximos e mínimos de grandezas analógicas;

2.3. Funções de Monitoramento

Oscilografia, armazena até 7 segundos de dados;

Seqüência de eventos, armazena os últimos 512 eventos;

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 2 disjuntores;

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Monitoramento das bobinas do disjuntor (através de programação lógica);

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 2.8;

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;

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 e 1 porta serial EIA-485 traseira;

Sincronização horária por IRIG-B;

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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;

16 entradas e 04 saídas com contatos de alta capacidade de interrupção (10A, 125Vcc, L/R=40ms);

REF (67G) – 2 elementos de proteção restrita de falta a terra;

50/51N - Proteção de neutro do transformador (3 entradas independentes);

Montagem tipo rack ou painel, horizontal;

SEL 2600A para proteção térmica via RTD´s

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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-387A utilizado na proteção de um banco de reatores shunt de 100 MVAr (3 unidades monofásicas de 33,33 MVAr) ligados em estrela aterrada, instalados na saída de uma Linha de Transmissão de 500 KV.

3.1. Considerações

► Reatores em derivação são utilizados para controlar as tensões nos barramentos e para a redução de sobretensões provocadas por surtos de manobra. São utilizados também na compensação de reativos ou redução da corrente de curto-circuito. Normalmente os reatores de alta tensão são formados por bancos de unidades monofásicas, ligados em estrela aterrada.

► Linhas de transmissão de longas distâncias geram alta capacitância dentro do sistema de potência. Este efeito capacitivo provoca o aparecimento de tensões anormais no momento de interrupção de carga, aumento de tensão na linha nos momentos de baixa demanda, etc. O reator serve para compensar este efeito capacitivo das linhas de transmissão.

► Os bancos de reatores normalmente usam os seguintes sistemas de aterramento:

• Estrela solidamente aterrada;

• Estrela aterrada através de impedância.

Caso seja necessário o uso de impedância de aterramento, o isolamento do neutro do reator deve ser dimensionado considerando esse equipamento.

► Quando a linha de transmissão tiver reator diretamente conectado deve-se prever esquema de transferência de disparo para comandar o desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto.

• Os reatores de linha não manobráveis atuam diretamente sobre o disjuntor local.

• Para atuar sobre o disjuntor remoto os reatores de linha não manobráveis, requerem um esquema de transferência de disparo.

• A recepção de transferência de disparo deve bloquear o fechamento do disjuntor remoto.

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• Quando a linha de transmissão é dotada de compensação não manobrável, toda a proteção do reator atua sobre o disjuntor local da LT e sobre o esquema de transferência de disparo para acionar o disjuntor do terminal oposto.

• Pode haver atuação da proteção da linha para faltas no reator, particularmente para defeitos nas buchas de extra alta tensão.

► Religamento automático da linha de transmissão:

• Deve ser bloqueado quando de atuação da proteção do reator.

• No terminal local por contato tipo b do relé 86R.

• No terminal remoto por contato tipo b do relé 86RTDD, energizado por recepção permanente de comando de transferência de disparo.

3.2. Sistemas de proteção de reatores em derivação

► A filosofia adotada para proteção de reatores shunt normalmente é composta de proteções diferenciais, sobrecorrente residuais, conectadas aos TCs de bucha do lado da linha, e proteções de sobrecorrente de neutro, conectadas ao TC de neutro do reator; além das proteções intrínsecas de gás, alívio de pressão e temperatura alta dos enrolamentos e do óleo do reator.

► Conforme Submódulo 2.6 do ONS (Requisitos mínimos para os sistemas de proteção e de telecomunicações) a proteção compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a eliminação de todos os tipos de faltas internas - para a terra, entre fases ou entre espiras - em reatores monofásicos ou trifásicos, com neutro em estrela aterrada, conectados nas linhas de transmissão ou em barramentos.

► Todo reator deve dispor de três conjuntos independentes de sistema de proteção:

• proteção unitária ou restrita;

• proteção gradativa ou irrestrita;

• proteção intrínseca (de acordo com as recomendações de seu fabricante).

► O tempo total de eliminação de faltas - incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos

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disjuntores pela proteção restrita - não deve exceder a 100 ms para reatores de tensão nominais iguais ou superiores a 345 kV;

► A proteção unitária ou restrita deve ter função diferencial (87R) para cada fase, com restrição da atuação por correntes de magnetização (inrush e sobreexcitação) e desempenho transitório desiguais de transformadores de corrente;

► A proteção gradativa ou irrestrita deve ter as seguintes funções e características:

• Função de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase (50/51) e de neutro (50/51N) localizada no lado da linha de transmissão ou do barramento do reator;

• Função diferencial de terra restrita (87TR) ou função de sobrecorrente temporizada de neutro (51N) ou de terra (51G) localizada no lado do neutro do reator;

► A proteção intrínseca deve ter as seguintes funções e características:

• Função para detecção de faltas internas que ocasionem formação de gás (63) ou aumento da pressão interna (20);

• Função de sobretemperatura do óleo (26) com dois níveis de atuação (advertência e urgência);

• Função de sobretemperatura do enrolamento (49) com dois níveis de atuação (advertência e urgência).

► A atuação dos sistemas de proteção deve atender à seguinte filosofia:

• No caso de reatores manobráveis por disjuntor(es) próprio(s), as proteções unitária ou restrita e gradativa ou irrestrita e as funções de disparo das proteções intrínsecas devem comandar a abertura e o bloqueio do(s) disjuntor(es) do reator;

• No caso de reatores diretamente conectados a LT, as proteções unitária ou restrita e gradativa ou irrestrita e as funções de disparo das proteções intrínsecas devem comandar a abertura e o bloqueio do(s) disjuntor(es) local(is) e enviar comando para a abertura dos disjuntores remotos, bloqueio do fechamento desses disjuntores e para o bloqueio dos esquemas de religamento automático dos disjuntores dos terminais da linha (transferência de disparo);

• Os níveis de advertência e urgência das funções de sobretemperatura, integrantes da proteção intrínseca, devem ser utilizados para indicação e alarme.

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3.3. Sistemas de aterramento de reatores

► Reatores aterrados através de reator e resistor de aterramento

Devido à sensibilidade da proteção diferencial diminuir quando a falha se aproxima do neutro do reator, agravada ainda mais quando são utilizados resistor e reator de aterramento, é recomendável a utilização de proteção diferencial de terra restrita nestes reatores.

Através de estudos verificou-se que a aplicação da proteção de sobrecorrente de neutro em reatores nestes tipos de aterramento é limitada, em função das baixas correntes de curto-circuito para falhas internas próximas ao neutro dos mesmos, onde se espera maior eficiência da mesma. Ressalta-se que o aumento da sensibilidade dessa proteção implica em risco de atuações incorretas da mesma, para falhas externas ou manobras no sistema, o que só poderia ser corrigido através do aumento de sua temporização. Desta forma reforça-se a necessidade de utilização da proteção diferencial de terra restrita neste caso.

Foi constatado que no caso de fechamento de paralelo entre sistemas, a necessidade da utilização do método de bloqueio por harmônicos da proteção diferencial percentual de fase para evitar sua atuação incorreta. Entretanto este método deve ser utilizado com cautela, pois embora aumente a segurança diminui a confiabilidade para falhas internas.

► Reatores aterrados solidamente

Nestes tipos de aterramentos deve-se ter o maior cuidado na definição das características dos transformadores de corrente (classe de exatidão e relações de transformação). Relações mais baixas aumentam a sensibilidade das proteções, entretanto aumenta a probabilidade de saturação para falhas internas próximas às buchas. Relações mais elevadas diminuem a probabilidade de saturação dos TCs, entretanto diminuem também a sensibilidade das proteções.

Para estes tipos de reatores um fator agravante é o acoplamento mútuo existente entre circuitos paralelos, que provoca sobrecorrente sustentada no neutro dos reatores, mesmo com a linha desenergizada, bastando que os circuitos paralelos estejam em operação. Nestes casos é necessário desativar as proteções de sobrecorrente de neutro para evitar suas atuações incorretas, implicando na necessidade de utilização de proteção diferencial de terra restrita.

Em função da alta probabilidade de saturação dos TCs para falhas internas neste tipo de aterramento, ressalta-se novamente a

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necessidade de cautela na utilização do método do bloqueio por harmônicos da proteção diferencial percentual de fase, que também são gerados nestes casos.

3.4. Cuidados especiais

Embora as proteções de reatores não tenham grande complexidade, pois utilizam normalmente funções de sobrecorrente e diferenciais percentuais de fase, a sua aplicação requer cuidados especiais para obter um bom desempenho e confiabilidade. Assim, devem ser observadas as seguintes questões:

► Condições operativas anormais.

► Representação detalhada de equipamentos conectados ao sistema onde o reator está instalado.

► Observar a existência de acoplamento eletromagnético com a linha de transmissão onde o reator está instalado.

► Dados construtivos do reator.

É recomendável também que os ajustes das proteções de reatores sejam otimizados através de simulações utilizando programas de transitórios, associado a uma representação detalhada dos elementos efetivamente instalados no sistema. Os arquivos obtidos nas simulações devem ser convertidos em formatos compatíveis com o conjunto de caixas de teste e amplificadores microprocessados necessários para a realização de ensaios práticos em laboratório, utilizando relés similares aos que serão instalados junto ao elemento a ser protegido.

3.5. Correntes de curtos-circuitos

Os cálculos de curtos-circuitos para as condições Normal, Máxima e Mínima de operação, estão apresentados no anexo I.

3.6.1. Identifier Labels

O relé SEL-387A 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

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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-387A

TID = SE AAA – REATOR 1

3.6.2. E87 Enable Differential Element

Este ajuste define se a proteção diferencial estará habilitada para operação.

E87: Y, N.

AJUSTES

E87 = Y

3.6.3. EOC1 Enable Wdg1 O/C Elements and Demand Threshold

Este ajuste define se o elemento de sobrecorrente e limite de demanda do enrolamento 1, estarão habilitados para operação.

EOC1: Y, N.

AJUSTES

EOC1 = Y

3.6.4. EOC2 Enable Wdg2 O/C Elements and Demand Threshold

Este ajuste define se o elemento de sobrecorrente e limite de demanda do enrolamento 2, estarão habilitados para operação.

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EOC2: Y, N.

AJUSTES

EOC2 = N

3.6.5. EOCN Enable Neutral Elements

Este ajuste define se o elemento de sobrecorrente de neutro estará habilitado para operação.

EOCN: Y, N.

AJUSTES

EOCN = Y

3.6.6. E49A Enable RTDA Elements

Este ajuste define se o elemento de RTDA estará habilitado para operação.

Estas funções proporcionam a modelagem térmica do equipamento protegido, com capacidade de monitoração e proteção. O elemento térmico executa uma ação de controle e ativa um alarme ou aviso, quando o equipamento 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-387A um módulo de RTD SEL-2600 (“SEL-2600 RTD Module”). Conectando um segundo Módulo de RTDs SEL-2600 a uma segunda porta do relé, o número de entradas de RTD é duplicado para um total de 24 entradas. Estabeleça valores limites para dar alarme quando de níveis elevados de temperatura que sejam inaceitáveis

E49A: Y, N.

AJUSTES

E49A = Y

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3.6.7. E49B Enable RTDB Elements

Este ajuste define se o elemento de RTDB estará habilitado para operação.

Estas funções proporcionam a modelagem térmica do equipamento protegido, com capacidade de monitoração e proteção. O elemento térmico executa uma ação de controle e ativa um alarme ou aviso, quando o equipamento 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-387A um módulo de RTD SEL-2600 (“SEL-2600 RTD Module”). Conectando um segundo Módulo de RTDs SEL-2600 a uma segunda porta do relé, o número de entradas de RTD é duplicado para um total de 24 entradas. Estabeleça valores limites para dar alarme quando de níveis elevados de temperatura que sejam inaceitáveis

E49B: Y, N.

AJUSTES

E49B = Y

3.6.8. ESLS1 Enable SELogic Set 1

Este ajuste define se as variáveis lógicas do grupo 1 estarão habilitadas para operação.

ESLS1: Y, N.

AJUSTES

ESLS1 = Y



ESLS2: Y, N.

AJUSTES

ESLS2 = N

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ESLS3: Y, N.

AJUSTES

ESLS3 = N

General Data

3.6.11. W1CT Wdg 1 CT Connection

Este ajuste define o tipo de ligação dos TCs do enrolamento 1.

W1CT: D, Y.

AJUSTES

W1CT = Y

3.6.12. W2CT Wdg 2 CT Connection

Este ajuste define o tipo de ligação dos TCs do enrolamento 2.

W2CT: D, Y.

AJUSTES

W2CT = Y

3.6.13. CTR1 Wdg 1 CT Ratio

Este ajuste define a relação dos TCs do enrolamento 1.

CTR1: 1 a 50000.

RTC usada = 1000/5 A (200:1)

AJUSTES

CTR1 = 200

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3.6.14. CTR2 Wdg 2 CT Ratio

Este ajuste define a relação dos TCs do enrolamento 2.

CTR1: 2 a 50000.

RTC usada = 1000/5 A (200:1)

AJUSTES

CTR2 = 200

3.6.15. CTRN1 Neutral 1 CT Ratio

Este ajuste define a relação dos TCs de neutro 1, usado na proteção de falta à terra restrita (REF).

CTRN1: 1 a 50000.

RTC usada = 500/5 A (100:1)

AJUSTES

CTRN1 = 100



CTRN2: 1 a 50000.

AJUSTES

CTRN2 = 100



CTRN3: 1 a 50000.

AJUSTES

CTRN3 = 100

3.6.18. MVA Maximum Power Xfmr Capacity

Este ajuste define qual a potência máxima do equipamento a ser protegido.

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MVA: OFF, 0,2 a 5000 MVA. (Quando o ajuste é diferente de OFF, o relé calcula os valores de cada TAP automaticamente).

AJUSTES

MVA = OFF

3.6.19. ICOM Define Internal CT Connection Compensation

Este ajuste define se haverá compensação de conexão dos TCs.

A correta operação da proteção diferencial requer que as correntes do primário e secundário medidas pelo relé diferencial estejam em fase. Por exemplo, em um transformador conectado em delta/estrela, as correntes dos enrolamentos estarão defasadas 30° entre si. Se não houver uma compensação deste defasamento, o relé entenderá como uma condição de falta e irá operar indevidamente. Portanto, a correção do defasamento deve sempre ser considerada.

Nos relés eletromecânicos, a compensação da diferença angular era feita na conexão dos TCs, ou seja, os TCs do lado estrela do transformador eram conectados em delta e os TCs do lado delta do transformador eram conectados em estrela.

Hoje nos relés microprocessados, estas compensações podem ser feitas através de software, podendo os TCs ficar conectados de qualquer maneira. Dessa forma os relés para proteção diferencial matematicamente criam uma conexão delta.

ICOM: Y, N.

AJUSTES

ICOM = N

3.6.20. W1CTC Wdg 1 CT Connection Compensation

Este ajuste define a matriz de compensação para o enrolamento 1.

W1CTC: 0, 1, .....12.

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

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sentido horário para o sistema ACB.

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

28/149

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 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 3:

Figura 3 –

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,

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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.

AJUSTES

W1CTC = 0

3.6.21. W2CTC Wdg 2 CT Connection Compensation

Este ajuste define a matriz de compensação para o enrolamento 2.

W2CTC: 0, 1, .....12.

AJUSTES

W2CTC = 0

3.6.22. VWDG1 Wdg 1 Line-to-Line Voltage

Este ajuste define a tensão fase-fase do enrolamento 1.

VWDG1: 1,00 a 1000,00 KV.

AJUSTES

VWDG1 = 500,00

3.6.23. VWDG2 Wdg 2 Line-to-Line Voltage

Este ajuste define a tensão fase-fase do enrolamento 2.

VWDG2: 1,00 a 1000,00 KV.

AJUSTES

VWDG2 = 500,00

http://www.selinc.com.br/

30/149

Differential Elements

3.6.24. TAP1 Wdg 1 Current Tap

Este ajuste define o Tap de corrente do enrolamento 1, quando este não for calculado automaticamente (MVA OFF).

TAP 1 (IN=1A): 0,10 – 31,00 A.

TAP 1 (IN=5A): 0,50 – 155,00 A.

Determinação do TAP de corrente

CCTRVWDG

MVArTAP

311

10001

Onde:

MVAr = Potência máxima do reator.

VWDG1 = Tensão fase-fase do enrolamento 1 (em kV).

CTR1 = Relação de TC do enrolamento 1.

C = 1 se as ligações dos TCs forem estrela (W1CT = Y).

C = 3 se as ligações dos TCs forem delta (W1CT = D).

ATAP 58,0135/1000500

10001001

Existe as seguintes limitações no cálculo dos TAPs:

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.

AJUSTES

TAP1 = 0,58

31/149

3.6.25. TAP2 Wdg 2 Current Tap

Este ajuste define o Tap de corrente do enrolamento 2, quando este não for calculado automaticamente (MVA OFF).

TAP 2 (IN=1A): 0,10 – 31,00 A.

TAP 2 (IN=5A): 0,50 – 155,00 A.

Determinação do TAP de corrente

CCTRVWDG

MVArTAP

322

10002

ATAP 58,0135/1000500

10001002

Verificação da relação TAPMAX/TAPMIN 7,5:

00,158,0

58,0

MÍN

MÁX

TAP

TAP

AJUSTES

TAP2 = 0,58

3.6.26. O87P Restrained Element Current Pickup

Este ajuste define a corrente de operação em múltiplos do TAP.

O ajuste da função O87P deve ser de tal forma que evite operações indesejadas causadas por erros em TCs ou corrente de excitação do reator. O ajuste deve também gerar uma corrente operacional maior ou igual a 0,1 x IN, quando multiplicado pelo menor entre TAP1 e TAP2.

O87P: 0,10 a 1,00 x TAP.

MIN

MINTAP

InPO

1,087

86,058,0

0,51,087

MINPO

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Verificação da corrente operacional, considerando que o ajuste para O87P é 0,9.

)(871,0 ATAPPOIN MIN

A52,05,0

58,09,00,51,0

AJUSTES

O87P = 0,90

3.6.27. SLP1 Restraint Slope 1 Percentage

Este ajuste define o slope inicial da característica de restrição percentual.

SLP1: 5,00 a 100,0 %.

O Relé SEL-387A tem três elementos diferenciais. Esses elementos usam as grandezas de operação e restrição calculadas a partir das correntes de entrada dos enrolamentos. Os elementos diferenciais são ajustados com característica diferencial porcentual com inclinação simples ou dupla. A Figura 4 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.

Figura 4 –

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Exemplos de definição de slopes para transformadores:

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(

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.

34/149

AJUSTES

SLP1 = 30,0

3.6.28. SLP2 Restraint Slope 2 Percentage

Este ajuste define o slope 2 da característica de restrição percentual.

SLP2: OFF, 25,00 a 200,0 %.

AJUSTES

SLP2 = 60,0

3.6.29. IRS1 Restraint Current Slope 1 Limit

Este ajuste define o limite da corrente de restrição para o slope 1 ou ponto de interseção onde inicia o slope 2

IRS1: 1,0 a 20,0 x TAP.

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( IRSTAPAINMÁX

0,1551)0,5( IRSTAPAINMÁX

24,26758,0

0,1551 IRS

11

100087 IRS

SLPP

130

10090,0 IRS

53

AJUSTES

IRS1 = 5

35/149

3.6.30. U87P Unrestrained Element Current Pickup

Este ajuste define o pickup do elemento instantâneo de sobrecorrente não restrito.

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 a 20,0 x TAP.

Figura 5 –

AJUSTES

U87P = 10

3.6.31. PCT2/ PCT4/ PCT5 Second/ Fourth / Fifth - Harmonic Blocking Percentage of Fundamental

Estes ajustes definem o bloqueio por segunda, quarta e quinta harmônicas respectivamente.

O Relé SEL-387A propicia segurança nas situações que possam causar operações incorretas do relé em função de ocorrências no sistema e no reator. Usando o elemento de quinta harmônica para evitar 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 reator, 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

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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.

Figura 6 –

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 a 100,0%.

PCT4: OFF, 5,0 a 100,0%.

PCT5: OFF, 5,0 a 100,0%.

AJUSTES

PCT2 = 15,0

PCT4 = 15,0

PCT5 = 35,0

3.6.32. TH5P/ TH5D Fifth-Harmonic Alarm Threshold/ Time Delay Pickup

Estes ajustes definem o alarme de quinta harmônica e o tempo de retarda da função.

http://www.selinc.com.br/

37/149

Uma função adicional de alarme para a corrente de quinta harmônica utiliza um valor limite separado e um temporizador ajustável para alarme de sobreexcitação. Isso pode ser útil para aplicações de transformadores em subestações perto de geração.

TH5P: OFF, 0,02 a 3,20 x TAP.

TH5D: 0,000 a 8000,0000 ciclos.

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

3.6.33. DCRB DC Ratio Blocking / HRSTR Harmonic Restraint / IHBL Independent Harmonic Blocking

Estes ajustes definem a relação de bloqueio CC, a restrição harmônica e o bloqueio independente de harmônicas respectivamente.

O relé deverá incorporar elementos CC e de segunda, quarta e quinta harmônicas, com opção de bloqueio por harmônicas ou restrição por harmônicas, para evitar a operação do elemento diferencial de restrição durante condições de inrush ou de sobreexcitação.

DCRB: Y, N.

HRSTR: Y, N.

IHBL: Y, N.

Nesse exemplo essas funções não serão utilizadas.

38/149

AJUSTES

DCRB = N

HRSTR = N

IHBL = N

Proteção de Falta à Terra Restrita

Existem dois elementos opcionais REF para complementar os elementos diferenciais. Os dois elementos de REF são independentes, possibilitando um elemento em cada lado dos transformadores estrela-estrela ou estrela-delta (com banco de aterramento).

REF 1 (Restricted Earth Fault 1)

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. 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. Os valores limites da corrente de seqüência-zero e pela lógica selecionável de saturação do TC supervisionam o trip.

Figura 7 –

39/149

Figura 8 –

3.6.34. E32I1 Enable E32I1 (SELogic Equation)

Este ajuste define a lógica da proteção de falta à terra restrita de nível 1. A lógica 0 desabilita a função e lógica 1 habilita a função.

E32I1: SELogic Equation.

AJUSTES

E32I1 = 1

3.6.35. 32IOP1 Operating Quantity from W1, W2

Este ajuste informa ao relé qual enrolamento ou combinação de enrolamentos onde deverá ser calculada a corrente residual do elemento direcional.

32IOP1: 1, 2, 12.

Figura 9a –

40/149

Figura 9b –

AJUSTES

32IOP1 = 1

3.6.36. a01 Positive-Sequence Current Restraint Factor, I0/I1

Este ajuste define o fator de restrição de corrente de seqüência positiva.

Para que o relé habilite a função REF, a corrente de seqüência zero do enrolamento n deve ser maior que a0 vezes a corrente de seqüência positiva dessa entrada, ou |IRWn| > a0 • |3I1Wn|. Esta supervisão proporciona segurança contra “falso I0” que pode ocorrer devido a saturação de TC durante faltas trifásicas de alto valor.

a01: 0,02 a 0,50.

AJUSTES

a01 = 0,10

3.6.37. 50GP1 Residual Current Sensitivity Threshold

Este ajuste define o limite de sensibilidade da corrente residual.

50GP1: (In=1A) = 0,05 a 3,0 A.

(In=5A) = 0,25 a 15,0 A.

41/149

A sensibilidade da corrente residual 50GP deve ser no mínimo 0,05 vezes a corrente nominal (0,05 x 5,0 = 0,25 A). Entretanto o valor mínimo aceitável deve satisfazer dois critérios:

1. 50GP deve ser maior que qualquer desequilíbrio natural de 3I0 causado por condições de carga.

2. 50GP deve ser maior que um valor mínimo, determinado pela relação entre os valores CTRn usados na função REF.

O ajuste de 50GP deve ser maior que os valores dos dois critérios. Determine o critério 1 para carga desequilibrada. O segundo critério se refere a sensibilidade relativa dos TC do enrolamento comparada com o TC de neutro.

Cálculo da corrente residual pelo critério 2:

n

MAXNOMMIN

CTRN

CTRIGP 05,0150

Onde:

CTRNn = a relação do TC de neutro.

CTRMAX = a maior relação entre os TCs dos enrolamentos.

AGP MIN 50,0100

2000,505,0150

Cálculo da corrente residual pelo critério 1:

Considerando uma carga desequilibrada de 10%

NOMMIN IGP 1,0150

AGP MIN 50,00,51,0150

O ajuste de 50GP1 deve ser o maior entre os calculados nos dois critérios.

AJUSTES

50GP1 = 0,50

42/149

REF 2 (Restricted Earth Fault 2)

3.6.38. E32I2 Enable E32I2 (SELogic Equation)

Este ajuste define a lógica da proteção de falta à terra restrita de nível 2. A lógica 0 desabilita a função e lógica 1 habilita a função.

E32I2: SELogic Equation.

AJUSTES

E32I2 = 0

3.6.39. 32IOP2 Operating Quantity from W1, W2

Este ajuste informa ao relé qual enrolamento ou combinação de enrolamentos onde deverá ser calculada a corrente residual do elemento direcional.

32IOP2: 1, 2, 12.

Como não será usada a proteção de falta à terra restrita de nível 2, essa função está desabilitada.

AJUSTES

32IOP2 = 1

3.6.40. a02 Positive-Sequence Current Restraint Factor, I0/I1

Este ajuste define o fator de restrição de corrente de seqüência positiva.

a02: 0,02 a 0,50.


AJUSTES

a02 = 0,10

43/149

3.6.41. 50GP2 Residual Current Sensitivity Threshold

Este ajuste define o limite de sensibilidade da corrente residual.

50GP2: (In=1A) = 0,05 a 3,0 A.

(In=5A) = 0,25 a 15,0 A.


AJUSTES

50GP2 = 0,50

Winding 1 Elements

O SEL-387A tem 11 elementos de sobrecorrente para cada grupo de entradas de corrente das 3 fases dos enrolamentos, 22 elementos no total conforme Tabela 1. Nove dos 11 elementos de sobrecorrente são elementos controlados por torque compostos de: um elemento instantâneo, um de tempo definido e um de tempo inverso para correntes de fase, residual e seqüência-negativa. Os elementos de fase operam com o máximo das correntes de fase. Dois elementos adicionais de sobrecorrente de fase (não controlados por torque) auxiliam na identificação da fase que atuou e nas funções do tipo detecção de nível.

A opção REF inclui 3 conjuntos de 5 elementos de sobrecorrente de neutro, 15 elementos no total. Isso propicia proteção de tempo definido (1 elemento) controlada por torque, instantânea (1 elemento) controlada por torque, instantânea (2 elementos) e tempo inverso (1 elemento) não controladas por torque. Apesar de 2 entradas de corrente serem usadas para os elementos REF, os elementos de sobrecorrente de todos os 2 enrolamentos permanecem acessíveis para medição da corrente de neutro.

As curvas de sobrecorrente temporizadas 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.

44/149

Tabela 1 –

3.6.42. 50P11P Phase Definite-Time O/C Level 1 PU

Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea de nível 1, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de fase 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 a 100,0 A.

Figura 10 –

Essa função será usada para a proteção de sobrecorrente de fase instantânea do reator.

45/149

Conforme anexo I, a corrente mínima para defeitos trifásicos no reator é 10000,00 A.

sec 50,42 5/1000

00,1000085,0)(

AIMÍNIMO

AJUSTES

50P11P = 40,00

3.6.43. 50P11D Phase Level 1 O/C Delay

Este ajuste define o tempo de retardo da unidade de sobrecorrente de fase instantânea/tempo definido de nível 1.

50P11D: 0,00 a 16000,00 ciclos.

Não haverá retardo de tempo na atuação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea de nível 1.

AJUSTES

50P11D = 0,00

3.6.44. 50P11TC 50P11 Torque Control (SELogic Equation)

Este ajuste define quais elementos controlarão a partida da unidade de sobrecorrente de fase instantânea/tempo definido de nível 1. 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 de nível 1.

AJUSTES

50P11TC = 1

46/149

3.6.45. 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 A 100,00 A.

Figura 11 –

Nesse exemplo essa função não será usada.

AJUSTES

50P12P = OFF

3.6.46. 50P12TC 50P12 Torque Control (SELogic Equation)

Este ajuste define quais elementos controlarão a partida da unidade de sobrecorrente de fase instantânea de nível 2. 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.

50P12TC: SELogic Equation.

Como não será usada a unidade de sobrecorrente de fase instantânea de nível 2, essa função está desabilitada.

AJUSTES

50P12TC = 1


Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea de nível 3.

50P13P: OFF, 0,25 a 100,00 A.

47/149

Figura 12 –


AJUSTES

50P13P = OFF


Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea de nível 4, ver Figura 12.

50P14P: OFF, 0,25 a 100,00 A.


AJUSTES

50P14P = OFF

3.6.49. 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, 0,50 a 16,00 A.

Figura 13 –

48/149

Essa função será usada para a proteção de sobrecorrente de fase temporizada do reator.

Determinação da corrente mínima de operação (pick-up)

Deverá liberar 140% da potência do reator.

3

4,1151

KVRTC

KVArPP

APP 81,035005/1000

4,1100000151

Pick-up proposto = 1,0 A

Potência liberada

MVAP 20,17335000,15/1000

AJUSTES

51P1P = 1,00

3.6.50. 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 a U5;

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