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Transcrição

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Prefácio
Conteúdo
SIPROTEC
Introdução
Funções
Relé de Sobrecorrente
Temporizada
7SJ80
Montagem e Comissionamento
Dados Técnicos
Apêndice
V4.6
Literatura
Manual
Glossário
Índice
E50417-G1179-C343-A1
1
2
3
4
A
Nota
Por razões de segurança, favor observar as instruções e advertências no prefácio.
Isenção de Responsabilidade
Copyright
Verificamos o conteúdo deste manual quanto ao hardware e software aqui descritos. Entretanto, desvios de descrição não podem
ser totalmente eliminados, assim, não nos responsabilizamos por
erros ou omissões contidos nas informações fornecidas.
Copyright © Siemens AG 2009. Todos os direitos reservados.
As informações fornecidas neste documento são regularmente revisadas e quaisquer correções necessárias serão incluidas nas
edições subsequentes. Apreciamos sugestões para melhorias.
Reservamo-nos ao direito de executar melhoramentos técnicos
sem prévio aviso.
Versão do documento V04.00.02
Data de publicação 05.2009
Siemens Aktiengesellschaft
A disseminação ou reprodução deste documento ou avaliação e
comunicação de de seu conteúdo, não está autorizada, exceto se
expressamente permitido. Violações são passíveis de ressarcimento por danos. Todos os direitos reservados, particularmente
para propósitos de aplicação de patentes ou marca registrada.
Marcas Registradas
SIPROTEC, SINAUT, SICAM e DIGSI são marcas registradas da
Siemens AG. Outras designações neste manual podem ser
marcas registradas cujo uso por terceiros para propósitos próprios
pode infringir direitos do proprietário.
Número de pedido: E50417-G1179-C343-A1
Prefácio
Propósito deste Manual
Este manual descreve as funções, operação, instalação e comissionamento dos dispositivos 7SJ80.
Particularmente você encontrará:
• Informações com respeito à configuração do escopo do dispositivo e uma descrição das funções e ajustes
do dispositivo → Capítulo 2;
• Instruções para Instalação e Comissionamento → Capítulo 3;
• Compilação de Dados Técnicos → Capítulo 4;
• Bem como uma compilação dos dados mais significativos para usuários avançados → Apêndice A.
Informações gerais com respeito ao projeto, configuração e operação dos dispositivos SIPROTEC 4 são
fornecidas no SIPROTEC 4 System Description /1/(Descrição do Sistema SIPROTEC 4).
Público Alvo
Engenheiros de proteção, engenheiros de comissionamento, pessoal envolvido com verificação, ajustes e
serviço em equipamento de proteção seletivo, instalações de controle e automação e pessoal de instalações
elétricas e usinas de energia.
Aplicabilidade deste Manual
Este manual é válido para Dispositivos de Proteção Multifunção SIPROTEC 4 7SJ80 ; Versão de
Firmware V4.6
Indicações de Conformidade
Este produto atende às normas do Council of the European Communities quanto à legislação
dos Estados Membros com relação à compatibilidade eletromagnética (EMC Council Directive
2004/108/EC) e relativos a equipamento elétrico para uso dentro dos limites de tensão
especificados (Norma da Baixa Tensão 2006/95 EC)Low-voltage Directive 2006/95 EC).
Essa conformidade foi estabelecida por meio de testes conduzidos pela Siemens AG de
acordo com o Council Directive (Conselho Normativo), em concordância com os padrões
genéricos EN 61000-6-2 e EN 61000-6-4 para norma EMC, e com o padrão EN 60255-27 para
norma de baixa-tensão.
O dispositivo foi projetado e produzido para uso industrial.
Este produto atende aos padrões internacionais das séries IEC 60255 e padrões da Alemanha
VDE 0435.
SIPROTEC, 7SJ80, Manual
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
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Prefácio
Padrões Adicionais
IEEE Std C37.90-* (veja Capítulo 4 (Dados Técnicos)
Aprovação UL conforme padrão UL 508 está pendente
Suporte Adicional
Se forem desejadas mais informações sobre o Sistema SIPROTEC 4 ou se problemas particulares surgirem
que não tenham sido suficientemente cobertos para os propósitos do comprador, o assunto deverá ser
encaminhado para seu representantre Siemens local.
Nosso centro de atendimento ao consumidor (Customer Support Center) fornece um serviço de 24 horas.
Fone: +49 (180) 524-7000
Fax: +49 (180) 524-2471
e-mail: [email protected]
Cursos de Treinamento
Solicitações de cursos de treinamento individuais devem ser endereçadas ao nosso Centro de Treinamento:
Siemens AG
Siemens Power Academy TD
Humboldt Strasse 59
90459 Nuremberg
Telefone: +49 (911) 433-7005
Fax: +49 (911) 433-7929
Internet: www.ptd-training.de
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E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Prefácio
Informações de Segurança
Este manual não constitui um índice completo de todas as medidas de segurança necessárias para operação
do equipamento (módulo, dispositivo), uma vez que condições especiais de operação podem vir a necessitar
de medidas adicionais. Entretanto, ele compreende informações importantes que deverão ser observadas
para propósitos de segurança pessoal, bem como para evitar danos ao equipamento. Informações destacadas
com um triângulo de advertência conforme o grau de periculosidade estão ilustradas a seguir.
PERIGO!
Perigo indica que morte, severos danos físicos ou substanciais danos materiais serão resultantes se não
forem observadas as medidas de precauções.
ADVERTÊNCIA!
indica que morte, severos danos físicos ou substanciais danos materiais podem resultar se as medidas de
precauções não forem observadas.
Cuidado!
Indica que riscos pessoais menores ou danos à propriedade podem ocorrer se as precauções adequadas não
forem tomadas. Esta particularidade aplica-se a danos para ou no próprio dispositivo.
Nota
indica informações do dispositivo, manuseio do dispositivo ou parte respectiva do manual de instruções,
importantes de serem observadas.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
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Prefácio
ADVERTÊNCIA
Pessoal Qualificado
O comissionamento e operação do equipamento (módulo, dispositivo) como descrito neste manual só pode
ser executado por pessoal qualificado. Pessoal qualificado em termos de informações de segurança aqui
descritas, são pessoas que estão autorizadas a comissionar, ativar, aterrar e designar dispositivos, sistemas
e circuitos elétricos de acordo com os padrões de segurança.
Use como prescrito
O equipamento operacional (dispositivo, módulo) só pode ser usado para as aplicações expostas no catálogo
e na descrição técnica e somente em combinação com equipamentos de terceiros recomendados ou
aprovados pela Siemens.
A operação segura e bem sucedida do dispositivo depende do manuseio adequado, armazenamento,
instalação, operação e manutenção.
Ao operar um equipamento elétrico, certas partes do dispositivo estão inevitavelmente sujeitas a tensões
perigosas. Severos riscos pessoais ou danos à propriedade podem resultar se o dispositivo não for
adequadamente manuseado.
Antes de efetuar qualquer conexão, o dispositivo deve ser aterrado ao terminal à terra.
Todos componentes de circuito conectados à fonte de alimentação podem estar sujeitos a tensões perigosas.
Perigosas tensões podem estar presentes no dispositivo mesmo após ter sido removida a tensão da fonte de
alimentação (capacitores ainda podem estar carregados).
Equipamento operacional com circuitos de transformadores de corrente expostos não devem ser operados.
Os valores limite como especificados neste manual ou nas instruções de operação não devem ser excedidos.
Este aspecto deve também ser observado durante teste e comissionamento.
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E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Prefácio
Convenções Tipográficas e Símbolos
Os seguintes formatos de textos são usados quando informações literais do dispositivo ou para o dispositivo
aparecem no curso do texto:
Nomes de Parâmetros
Designadores de parâmetros de configuração ou de função que podem aparecer palavra por palavra no
display do dispositivo ou na tela de um computador pessoal (com software de operação DIGSI), estão
marcados em negrito em estilo tipo monoespaço. O mesmo se aplica para os títulos dos menus.
1234A
Endereços de parâmetros tem o mesmo estilo de carctere que os nomes dos parâmetros. Endereços de
parâmetros contém o sufixo A nas tabelas de visualização se o parâmetro só puder ser ajustado em DIGSI
pela opção Display additional settings (Mostrar ajustes adicionais).
Opções de Parâmetros
Possíveis ajustes de parâmetros de textos, que podem aparecer palavra por palavra no display do dispositivo
ou na tela de um computador pessoal (com software de operação DIGSI), são, adicionalmente, escritos em
itálico. O mesmo se aplica para as opções dos menus.
„Mensagens“
Designadores para informações, que podem ser emitidas pelo relé ou solicitados de outros dispositivos ou dos
equipamentos de chaveamento, estão marcados no estilo monoespaço entre aspas.
Desvios podem ser permitidos nos desenhos e tabelas quando o tipo de designador pode ser obviamente
derivado da ilustração.
Os seguintes símbolos são usados nos desenhos:
Sinal de entrada lógica interno do dispositivo
Sinal de saída lógica interno do dispositivo
Sinal de entrada interno de uma grandeza analógica
Sinal de entrada binária externo com número (entrada binária,
indicação de entrada)
Sinal de entrada binária externo com número
(exemplo de uma indicação de valor)
Sinal de saída binária externo com número (indicação do dispositivo)
usado como sinal de entrada
Exemplo de uma chave de parâmetro designada FUNÇÃO com
endereço 1234 e os ajustes possíveis ON e OFF
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
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Prefácio
Além desses, símbolos gráficos são usados de acordo com IEC 60617-12 e IEC 60617-13 ou similar. Alguns
dos mais freqüentes estão listados abaixo:
Sinal de entrada de grandeza analógica
Porta AND de operação de valores de entrada
Porta OR de operação de valores de entrada
Porta OR exclusiva (antivalência): saída está ativa, somente se uma
das entradas está ativa
Porta de coincidência (eqüivalência):saída está ativa, se ambas
entradas estão ativas ou inativas ao mesmo tempo
Entradas dinâmicas (com borda de disparo) acima com borda positiva,
abaixo com borda negativa
Formação de um sinal de saída analógica de um número de sinais de
entrada analógica
Estágio limite com endereço de ajuste e designador de parâmetro
(nome)
Temporizador (temporização de pickup T, exemplo ajustável) com
endereço de ajuste e designador de parâmetro (nome)
Temporizador (relé de dropout T, exemplo não ajustável)
Temporizador T de pulso de disparo dinâmico (monoflop)
Memória estática (RS-flipflop) com entrada de ajuste (S), entrada de
reset (R), saída (Q) e saída invertida (Q)
■
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E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Conteúdo
1
2
Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17
1.1
Visão Geral da Operação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18
1.2
Escopo da Aplicação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21
1.3
Características. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .23
Funções . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .29
2.1
Geral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .30
2.1.1
2.1.1.1
2.1.1.2
2.1.1.3
Escopo Funcional. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .30
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .30
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .30
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32
2.1.2
2.1.2.1
2.1.2.2
2.1.2.3
2.1.2.4
Dispositivo, Ajustes Gerais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .34
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .34
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .35
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .35
Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .36
2.1.3
2.1.3.1
2.1.3.2
2.1.3.3
2.1.3.4
Dados do Sistema de Potência 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .37
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .37
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .37
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .48
2.1.4
2.1.4.1
2.1.4.2
2.1.4.3
2.1.4.4
Registros Gráficos de Faltas (oscilografias) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .51
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .52
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .53
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .53
2.1.5
2.1.5.1
2.1.5.2
2.1.5.3
2.1.5.4
Grupos de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .54
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .54
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .54
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .55
2.1.6
2.1.6.1
2.1.6.2
2.1.6.3
2.1.6.4
Dados do Sistema de Potência 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .55
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .55
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .56
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .59
2.1.7
2.1.7.1
2.1.7.2
Módulo EN100 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .62
Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .62
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
9
Conteúdo
2.2
2.2.1
Geral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
2.2.2
Elementos de Corrente Alta de Tempo Definido 50-3, 50-2, 50N-3, 50N-2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
2.2.3
Elementos de Sobrecorrente de tempo Definido 50-1, 50N-1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67
2.2.4
Elementos de Sobrecorrente de Tempo Inverso 51, 51N . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
2.2.5
Função de Pickup de Carga Fria Dinâmico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73
2.2.6
Restrição de inrush . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73
2.2.7
Lógica de Pickup e Lógica de Trip . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
2.2.8
Proteção de Sobrecorrente Temporizada Bifásica (somente não direcional) . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
2.2.9
Proteção de Barramento Rápida Usando Intertravamento Reverso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
2.2.10
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78
2.2.11
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85
2.2.12
Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88
2.3
Proteção de Sobrecorrente Direcional 67, 67N . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90
2.3.1
Geral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90
2.3.2
Elementos de Corrente Alta Direcional, Tempo Definido 67-2, 67N-2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92
2.3.3
Elementos de Sobrecorrente Direcional, Tempo Definido 67-1, 67N-1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94
2.3.4
Elementos de Sobrecorrente Direcional, Tempo Inverso 67-TOC, 67N-TOC . . . . . . . . . . . . . . . . . 96
2.3.5
Interação com Monitoramento de Falha do Fusível (FFM) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98
2.3.6
Pickup de Carga Fria Dinâmico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98
2.3.7
Restrição de Inrush . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98
2.3.8
Determinação da Direção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98
2.3.9
Intertravamento Reverso para Linhas Alimentadas pelas Duas Extremidades . . . . . . . . . . . . . . 103
2.3.10
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105
2.3.11
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112
2.3.12
Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114
2.4
Pickup de Carga Fria Dinâmico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116
2.4.1
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116
2.4.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120
2.4.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121
2.4.4
2.5
10
Proteção de Sobrecorrente 50, 51, 50N, 51N. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
Proteção de Sobrecorrente Monofásica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124
2.5.1
Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124
2.5.2
Proteção de Unidade de Falta à Terra de Alta Impedância. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125
2.5.3
Proteção de Vazamento de Tanque . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128
2.5.4
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128
2.5.5
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133
2.5.6
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Conteúdo
2.6
Proteção de Tensão 27, 59 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .134
2.6.1
Princípio de Medição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .134
2.6.2
Proteção de Sobretensão 59 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .136
2.6.3
Proteção de Subtensão 27. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .137
2.6.4
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .141
2.6.5
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .145
2.6.6
Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .146
2.7
Proteção de Sequência Negativa 46 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .147
2.7.1
Característica de Tempo Definido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .147
2.7.2
Característica de Tempo Inverso 46-TOC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .148
2.7.3
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .151
2.7.4
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .154
2.7.5
2.8
Proteção de Frequência 81 O/U . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .155
2.8.1
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .155
2.8.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .157
2.8.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .158
2.8.4
2.9
Proteção de Sobrecarga Térmica 49. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .160
2.9.1
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .160
2.9.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .163
2.9.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .165
2.9.4
2.10
Funções de Monitoramento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .167
2.10.1
2.10.1.1
2.10.1.2
2.10.1.3
2.10.1.4
2.10.1.5
2.10.1.6
2.10.1.7
2.10.1.8
2.10.1.9
Supervisão de Medição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .167
Geral. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .167
Monitramento de Hardware . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .167
Monitoramento de Software . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .169
Monitoramento dos Circuitos do Transformador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .170
Detecção de Falha da Tensão de Medição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .172
Monitoramento de Fio Interrompido para Circuitos do Transformador de Potencial . . . . . . . .177
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .179
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .180
Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .181
2.10.2
2.10.2.1
2.10.2.2
2.10.2.3
2.10.2.4
Supervisão do Circuito de Trip 74TC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .182
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .182
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .186
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .186
2.10.3
2.10.3.1
Respostas ao Mal Funcionamento das Funções de monitoramento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .187
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .187
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
11
Conteúdo
2.11
2.11.1
Detecção de Falta à Terra para Medição de cos-ϕ– / sin-ϕ (Método Padrão) . . . . . . . . . . . . . . . 189
2.11.2
Detecção de Falta à Terra para Medição de U0/I0-ϕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 195
2.11.3
Localização de Falta à Terra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200
2.11.4
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 201
2.11.5
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 208
2.11.6
2.12
Sistema de Religamento Automático 79 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214
2.12.1
Execução do Programa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 215
2.12.2
Bloqueio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 219
2.12.3
Reconhecimento do Satus e Monitoramento do Disjuntor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 221
2.12.4
Controlando Elementos de Proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 223
2.12.5
Sequênciamento de Zona (não disponível para os modelos 7SJ8***-**A**-) . . . . . . . . . . . . . . . . 225
2.12.6
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 226
2.12.7
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 234
2.12.8
2.13
Localizador de Falta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241
2.13.1
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241
2.13.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243
2.13.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 244
2.13.4
2.14
Proteção de Falha do Disjuntor 50BF . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 245
2.14.1
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 245
2.14.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 249
2.14.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 250
2.14.4
2.15
Funções de Proteção Flexíveis. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 251
2.15.1
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 251
2.15.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 256
2.15.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262
2.15.4
2.16
Aplicação de Proteção de Potência Reversa com Função de Proteção Flexível . . . . . . . . . . . . . . . . 265
2.16.1
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 265
2.16.2
Implementação da Proteção de Potência Reversa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 268
2.16.3
Configurando a Proteção de Potência Reversa no DIGSI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 270
2.17
12
Proteção de Falta à Terra 64, 67N(s), 50N(s), 51N(s) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189
SYNCHROCHECK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273
2.17.1
Geral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273
2.17.2
Sequência Funcional. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 275
2.17.3
Chaveamento Desenergizado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 276
2.17.4
Comando Direto/Bloqueio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 277
2.17.5
Interação com controle, Religamento Automático e Controle Externo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 278
2.17.6
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 280
2.17.7
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 284
2.17.8
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Conteúdo
2.18
Rotação de Fase Reversa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .287
2.18.1
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .287
2.18.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .288
2.19
Lógica de Função . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .289
2.19.1
Lógica de Pickup de Todo o Dispositivo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .289
2.19.2
Lógica de Trip de Todo o Dispositivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .289
2.19.3
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .290
2.20
Funções Auxiliares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .291
2.20.1
2.20.1.1
2.20.1.2
2.20.1.3
Processamento de Mensagem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .291
LEDs e Saídas binárias (Relés de Saída) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .291
Informação Via Campo de Display ou PC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .292
Informação para um Centro de Controle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .293
2.20.2
2.20.2.1
2.20.2.2
2.20.2.3
2.20.2.4
Estatísticas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .294
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .294
Manutenção do Disjuntor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .295
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .301
2.20.3
2.20.3.1
2.20.3.2
2.20.3.3
Medição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .304
Display de Valores Medidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .304
Transmitindo Valores Medidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .306
2.20.4
2.20.4.1
2.20.4.2
2.20.4.3
2.20.4.4
Medições de Médias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .308
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .308
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .308
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .309
2.20.5
2.20.5.1
2.20.5.2
2.20.5.3
2.20.5.4
Ajuste de medição Min/Max . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .310
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .310
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .310
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .310
Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 311
2.20.6
2.20.6.1
Set Points para Valores Medidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .312
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .313
2.20.7
2.20.7.1
2.20.7.2
2.20.7.3
Set Points para Estatística . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .313
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .313
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .313
2.20.8
2.20.8.1
2.20.8.2
2.20.8.3
2.20.8.4
Medição de Energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .314
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .314
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .314
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .314
2.20.9
2.20.9.1
Ajudas de Comissionamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .315
Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .315
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
13
Conteúdo
2.21
2.21.1
2.21.1.1
2.21.1.2
Dispositivo de Controle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 317
Descrição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 317
Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 318
2.21.2
2.21.2.1
Tipos de Comandos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 318
Descrição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 318
2.21.3
2.21.3.1
Sequência de Comando . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 319
Descrição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 319
2.21.4
2.21.4.1
Intertravamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 320
Descrição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 320
2.21.5
2.21.5.1
Registrando Comando . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 328
Descrição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 329
2.22
2.22.1
3
Notas na Operação do Dispositivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 330
Operação Diferente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 330
Montagem e Comissionamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 333
3.1
Montagem e Conexões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 334
3.1.1
Informações de Configuração . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 334
3.1.2
3.1.2.1
3.1.2.2
3.1.2.3
3.1.2.4
3.1.2.5
Modificações do Hardware . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 339
Desmontagem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 339
Conexões dos Terminais de Corrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 342
Conexões dos Terminais de Tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 343
Módulos Interface . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 344
Remontagem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 346
3.1.3
3.1.3.1
3.1.3.2
3.1.3.3
3.1.3.4
Instalação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 347
Geral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 347
Montagem Semi-embutida em Painel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 348
Montagem em Cubículo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 349
Montagem Sobreposta em Painel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 350
3.2
Verficação de Conexões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 351
3.2.1
Verificação de Conexões de Dados das Interfaces. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 351
3.2.2
Verificação das Conexões do Sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 354
3.3
14
Controle do Disjuntor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 317
Comissionamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 356
3.3.1
Modo de Teste e Bloqueio de Transmissão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 357
3.3.2
Teste da Interface do Sistema (na Porta B) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 357
3.3.3
Configurando Módulos de Comunicação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 359
3.3.4
Verificação do Satus das Entradas e Saídas Binárias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 363
3.3.5
Testes para proteção de Falha do Disjuntor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 366
3.3.6
Testando Funções Definidas pelo Usuário . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 367
3.3.7
Teste de Corrente, Tensão e Rotação de Fase . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 368
3.3.8
Teste para Proteção de Alta Impedância. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 369
3.3.9
Testando o Esquema de Intertravamento Reverso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 369
3.3.10
Verificação de Direção com Corrente de Carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 370
3.3.11
Verificação de Polaridade para Entrada de Tensão V3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 371
3.3.12
Verificação de Falta à Terra. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 373
3.3.13
Verificação de Polaridade para Entrada de Corrente IN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 374
3.3.14
Testes de Trip/Fechamento para os Dispositivos em Operação Configurados . . . . . . . . . . . . . . 376
3.3.15
Criação de Registros Gráficos (Oscilografias) para Testes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 377
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Conteúdo
3.4
4
Dados Técnicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .381
4.1
A
Preparação Final do Dispositivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .379
Dados Gerais do Dispositivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .382
4.1.1
Entradas Analógicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .382
4.1.2
Tensão Auxiliar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .383
4.1.3
Entradas e Saídas Binárias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .384
4.1.4
Interfaces de Comunicação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .385
4.1.5
Testes Elétricos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .388
4.1.6
Testes de Fadiga Mecânica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .390
4.1.7
Testes de Fadiga Climática . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .391
4.1.8
Condições de Serviço . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .391
4.1.9
Projeto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .392
4.2
Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido 50(N)
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .393
4.3
Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso 51(N)
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .395
4.4
Proteção de Sobrecorrente Direcional Temporizada 67, 67N
4.5
Restrição de Inrush . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .409
4.6
Pickup de Carga Fria Dinâmico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .410
4.7
Proteção de Sobrecorrente Monofásica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 411
4.8
Proteção de Tensão 27, 59
4.9
Proteção de Sequência Negativa 46-1, 46-2
4.10
Proteção de Sequência Negativa 46-TOC
4.11
Proteção de Frequência 81 O/U
4.12
Proteção de Sobrecarga Térmica 49
4.13
Proteção de Falta à Terra 64, 67N(s), 50N(s), 51N(s)
4.14
Sistema de Religamento Automático 79
4.15
Localizador de Falta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .428
4.16
Proteção de Falha do Disjuntor 50BF
4.17
Funções de Proteção Flexíveis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .430
4.18
Synchrocheck 25 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .433
4.19
Funções Definidas pelo Usuário (CFC)
4.20
Funções Adicionais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .440
4.21
Controle do Disjuntor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .445
4.22
Dimensões. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .446
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .407
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .412
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .414
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .415
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .421
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .422
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .424
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .427
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .429
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .435
4.22.1
Montagem Semi-embutida e em Cubículo (Tamanho da Caixa 1/6) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .446
4.22.2
Montagem Sobreposta de Painel (Tamanho da Caixa 1/6) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .447
4.22.3
Vista Inferior . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .447
4.22.4
Varistor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .448
Apêndice . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .449
A.1
Informações de Pedidos e Acessórios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .450
A.1.1
A.1.1.1
Informações de Pedidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .450
7SJ80 V4.6
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .450
A.1.2
Acessórios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .454
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
15
Conteúdo
A.2
A.2.1
Designações de Terminais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 456
7SJ80 — Caixa para montagem semi-embutida em painel e em cubículo e para
montagem de painel sobreposto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 456
A.3
Exemplos de Conexões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 460
A.4
Necessidades do Transformador de Corrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 473
A.4.1
Fatores de limitação de precisão. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 473
Fator de Limitação de Precisão Nominal e Efetivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 473
Exemplo de Cálculo conforme IEC 60044–1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 473
A.4.2
Conversão de Classe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 474
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 474
A.4.3
Cabo de Transformador de Corrente de Núcleo Balanceado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 475
Geral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 475
Necessidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 475
Precisão de Classe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 475
A.5
Ajustes Padrão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 476
A.5.1
LEDs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 476
A.5.2
Entrada Binária . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 478
A.5.3
Saída Binária. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 479
A.5.4
Teclas de Funções . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 479
A.5.5
Display padrão. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 480
A.6
Funções Dependentes de Protocolo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 483
A.7
Escopo Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 484
A.8
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 486
A.9
Lista de Informações. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 503
A.10
Grupo de Alarmes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 525
A.11
Valores Medidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 526
Literatura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 529
Glossário. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 531
Índice. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 543
16
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Introdução
1
Este capítulo apresenta o SIPROTEC 4 7SJ80 e fornece uma visão geral da aplicação do dispositivo,
propriedades e funções.
1.1
Operação Geral
18
1.2
Escopo da Aplicação
21
1.3
Características
23
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17
Introdução
1.1 Operação Geral
1.1
Operação Geral
O dispositivo digital SIPROTEC 7SJ80 de proteção de sobrecorrente está equipado com um poderoso microprocessador. Ele permite processar digitalmente todas as tarefas desde a aquisição de grandezas medidas
até o envio de comandos aos disjuntores. A Figura 1-1 mostra a estrutura básica do 7SJ80.
Entradas Analógicas
As entradas de medições (MI) convertem as correntes e tensões vindas dos transformadores de medição e as
adaptam ao nível adequado para o processamento interno do dispositivo. O dispositivo fornece 4 transformadores de corrente e - dependendo do modelo- adicionalmente 3 transformadores de potencial. Três entradas
de corrente servem para entrada das correntes de fase, outra entrada de corrente (IN) pode ser usada para
medição da corrente de falta à terra IN (ponto estrela do transformador de corrente) ou para um transformador
de corrente à terra separado (para detecção de falta sensitiva à terra INs e determinação de direcionalidade
para faltas à terra) - dependendo do modelo
Figura 1-1
Estrutura de hardware do relé de proteção digital multi função 7SJ80
Os transformadores de potencial opcionais podem também ser usados para entrada de 3 tensões à terra ou
2 tensões fase-fase e a tensão residual (tensão delta aberto) ou quaisquer outras tensões. É possível também,
conectar duas tensões fase-fase em conexão V.
18
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Introdução
As grandezas de entrada analógica passam pelos amplificadores de entrada (IA). O elemento amplificador de
entrada IA fornece uma terminação de alta resistência para as grandezas de entrada.Ele consiste de filtros
que estão otimizados para processamento de valor medido com respeito à largura de banda e velocidade de
processamento.
O grupo transformador analógico -digital (AD) consiste de um conversor analógico-digital e componentes de
memória para a transmissão de dados para o microcomputador.
Sistema Microcomputador
Além do processamento dos valores medidos, o sistema microcomputador (μC) também executa a proteção
real e funções de controle. Elas incluem especialmente:
• Filtragem e preparação de grandezas medidas
• Monitoramento contínuo das grandezas medidas
• Monitoramento das condições de pickup para as funções de proteção individuais
• Interrogação dos valores limite e seqüências no tempo
• Controle de sinais para as funções lógicas
• Saída de comandos de controle para dispositivos de chaveamento
• Gravação de mensagen, dados de faltas e valores de faltas para análises
• Gerenciamento do sistema de operação e funções associadas tais como gravação de dados,relógio em
tempo real, comunicações, interfaces, etc.
• As informações são distribuidas via amplificadores de saída (OA).
Entradas e Saídas Binárias
Entradas e saídas binárias para e do sistema computador são retransmitidas via módulos de entrada/saída.
O sistema computador obtém a informação do sistema (por exemplo, reset remoto) ou equipamento externo
(por exemplo, comandos de bloqueio). Saídas são, em particular, comandos para as unidades de chaveamento e anunciações para sinalização remota de eventos e status importantes.
Painel Frontal
Informações como mensagens relacionadas a eventos, estados, valores medidos e status funcional do dispositivo são visualizadas pelos diodos emissores de luz (LEDs) e uma tela de display (LCD) no painel frontal.
Controle integrado e teclas numéricas em conjunto com o LCD habilitam a interação com o dispositivo remoto.
Através desses elementos, todas as informações do dispositivo como configuração e ajuste de parâmetros,
operação e mensagens de faltas e valores medidos podem ser acessadas. Os parâmetros de ajustes podem
ser mudados da mesma maneira.
Em adição, o controle dos disjuntores e outros equipamentos é possível pelo painel frontal do dispositivo.
Interfaces
A comunicação com um PC pode ser implementada via interface USB DIGSI usando o software DIGSI, o que
permite manusear confortavelmente todas as funções do dispositivo.
A comunicação com um PC também é possível via porta A (Interface Ethernet) e porta B (Interface de Sistema
EN 100) usando DIGSI.
Em adição à comunicação com o dispositivo via DIGSI, a porta B pode também ser usada para transmitir
todos os dados do dispositivo para um avaliador central ou centro de controle. Essa interface pode ser fornecida com vários protocolos e esquemas de transmissão física para adequar-se a uma aplicação particular.
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19
Introdução
Fonte de Alimentação
Uma unidade de fonte de alimentação (Vaux ou PS) libera potência para as unidades funcionais em diferentes
níveis de tensão. Quedas de tensão podem ocorrer se o sistema de alimentação de tensão (bateria da
subestação) for curto-circuitada. Usualmente são desviadas por um capacitor (veja também Dados Técnicos).
Uma bateria de buffer está localizada sob a aleta na parte inferior da cobertura frontal.
20
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Introdução
1.2 Escopo da Aplicação
1.2
Escopo da Aplicação
A proteção de sobrecorrente digital SIPROTEC 4 7SJ80 é usada como uma proteção, unidade de controle e
monitoramento para alimentadores de barramento. Para proteção de linha, o dispositivo pode ser usado em
redes com aterramento, aterramento de baixa resistência, estrutura de ponto estrela compensado ou isolado.
É adequada para redes que são radiais e alimentadas de uma única fonte, redes em loop aberto ou fechado
e para linhas com fontes em ambos os terminais.
O dispositivo inclui funções que são usualmente necessárias para proteção, monitoramento das posições do
disjuntor e controle dos disjuntores em barramentos simples e duplo; sendo assim, o dispositivo pode ser
universalmente empregado. O dispositivo fornece excelente proteção de backup de esquemas de proteção
diferencial de qualquer tipo para linhas, transformadores e barramentos de todas as séries eletromotrizes.
Funções de Proteção
Proteção de sobrecorrente não direcional (50, 50N, 51, 51N) é a função básica do dispositivo. Existem três
elementos de tempo definido e um de tempo inverso para as correntes de fase e corrente à terra. Para os
Elementos de tempo inverso, várias características de diferentes padrões são fornecidas. Alternativamente,
uma Curva definida pelo usuário pode ser usada para detecção de falta sensitiva à terra.
Outras funções de proteção incluidas são a proteção de seqüência negativa, proteção de sobrecarga,
proteção de falha do disjuntor e proteção de falta à terra.
Dependendo da variante encomendada, outras funções de proteção estão incluidas, tais como proteção de
freqüência, proteção de subtensão e de sobretensão e proteção de falta à terra para faltas à terra de altaresistência (direcional ou não direcional).
Além das funções de proteção de curto circuito acima mencionadas, existem outras funções de proteção
possíveis como variantes encomendadas. A proteção de sobrecorrente pode, por exemplo, ser suplementada
por uma proteção de sobrecorrente direcional.
Uma função de religamento automático com a qual são possíveis vários ciclos de religamento diferentes para
linhas aéreas. Um sistema de religamento automático externo pode também ser conectado. Para assegurar a
rápida detecção da localização da falta após um curto circuito, o dispositivo está equipado com um localizador
de falta.
Antes do religamento, após um trip tripolar, o dispositivo pode verificar a validade do religamento via uma
verificação da tensão e/ou um check de sincronismo. A função de check de sincronismo também pode ser
controlada externamente.
Funções de Controle
O dispositivo fornece uma função de controle que pode ser conseguida pela ativação e desativação da
subestação ou equipamentos de chaveamento via botões operadores, porta B, entradas binárias e - usando
um PC e o software DIGSI - via interface frontal.
O status do equipamento primário pode ser transmitido para o dispositivo via contatos auxiliares conectados
às entradas binárias. O status presente (ou posição) do equipamento primário pode ser mostrado no dispositivo e usado para intertravamento ou monitoramento de plausibilidade. O número de equipamentos a serem
chaveados é limitado pelas entradas e saídas binárias disponíveis no dispositivo ou entradas e saídas binárias
alocadas para as indicações de posicionamento da chave. Dependendo do equipamento primário controlado,
uma entrada binária (indicação de ponto simples) ou duas entradas binárias ( indicação de ponto dupla) podem
ser usadas para esse processo.
A capacidade de comutação do equipamento primário pode ser restringida por um ajuste associado com a
autoridade de chaveamento (Remota ou Local) e pelo modo de operação (intertravado/não intertravado, com
ou sem solicitação de senha).
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
21
Introdução
1.2 Escopo da Aplicação
O processamento de condições de intertravamento para chaveamento (por exemplo, intertravamento da
subestação) pode ser estabelecido com a ajuda de funções lógicas integradas, configuráveis pelo usuário.
Mensagens e Valores Medidos; Gravação de Evento e Dados de Falta
As indicações operacionais fornecem informações sobre as condições no sistema de potência e dispositivo.
Grandezas e valores medidos que são calculados podem ser mostrados localmente e comunicados por meio
de interfaces seriais.
Mensagens do dispositivo podem ser designadas para um número de LEDs na cobertura frontal (alocáveis),
podem ser processadas externamente via contatos de saída (alocáveis), ligadas com funções de lógica
definida pelo usuário e/ou emitidas via interfaces seriais.
Durante uma falta (falta no sistema) eventos importantes e mudanças nas condições são salvas nos
protocolos de falta (Registro de Evento ou Registro de Trip). Valores de falta instantâneos também são salvos
e podem ser analizados posteriormente.
Comunicação
Estão disponíveis as seguintes interfaces para comunicação com operação externa, controle e sistemas de
memória.
A interface DIGSI USB na parte frontal serve para comunicação local com um PC. Por meio do Software de
operação DIGSI® do SIPROTEC® 4 , todas as tarefas operacionais e de avaliação podem ser executadas via
essa interface de operação, assim como a especificação ou modificação de parâmetros de configuração e
ajustes, configuração de funções lógicas específicas do usuário, leitura de mensagens de falta e operacionais,
valores medidos, leitura e display de gravações de faltas, questionamento das condições do dispositivo e
valores medidos, com emissão de comandos de controle.
Dependendo da variante encomendada, interfaces adicionais estão localizadas na parte inferior do dispositivo.
Elas servem para estabelecer extensa comunicação com outros componentes de memória controle e operação digital:
Porta A serve para comunicação diretamente com DIGSI no dispositivo ou via rede.
Porta B serve para comunicação central entre o dispositivo e um centro de controle. Ela pode ser operada via
linha de dados ou cabos de fibra ótica. Para transferência de dados, existem protocolos padrão disponíveis,
de acordo com IEC 60870-5-103. A integração dos dispositivos nos sistemas de automação SINAUT LSA e
SICAM podem também ser implementada com esse perfil.
Alternativamente, existem outras opções de acoplamento possíveis comprotocolos PROFIBUS DP, DNP3.0 e
MODBUS. Se estiver disponível um módulo EN100, também é possível usar o protocolo IEC61850.
22
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Introdução
1.3 Características
1.3
Características
Características Gerais
• Poderoso sistema microprocessador de 32-bit.
• Processamento e controle digital completo de valores medidos,desde a amostragem das grandezas de
entrada analógica até a inicialização de saída, por exemplo, trip ou fechamento de disjuntores ou outros
dispositivos de chaveamento.
• Separação elétrica total entre os estágios de processamento internos do dispositivo e o transformnador externo, controle e circuito de alimentação DC do sistema devido ao projeto das entradas e saídas binárias e
os conversores DC ou AC.
• Conjunto completo de funções necessárias para a adequada proteção de linhas, alimentadores, motores e
barramentos.
• Facilidade de operação do dispositivo através de um painel de operação integrado ou por meio de um
computador pessoal conectado, via DIGSI.
• Cálculo contínuo e display de valores medidos na frente do dispositivo.
• Armazenamento de valores medidos min/max (função apontadora escrava)e armazenamento de valores
médios de longo-prazo.
• Gravações de mensagens de faltas para as últimas 8 interferências no sistema (faltas do sistema) com informações em tempo real assim como valores instantâneos para gravação de falta para uma faixa de tempo
máxima de aproximadamente 18 s.
• Monitoramento constante das grandezas medidas, bem como contínuo auto-diagnóstico do hardware e do
software.
• Comunicação com SCADA ou equipamento controlador da subestação via interfaces seriais através da
escolha de cabo de dados, modem ou fibras óticas.
• Relógio com bateria de buffer que pode ser sincronizado via um sinal de sincronização na entrada binária
ou por um protocolo.
• Estatísticas de chaveamento: Gravação do número de sinais de trip provocados pelo dispositivo e registro
de correntes desligadas pelo dispositivo bem como correntes de curto-circuito acumuladas de cada polo do
disjuntor.
• Contador de Horas Operacionais: Acompanhamento das horas de operação do equipamento que está
sendo protegido.
• Ajudas de comissionamento tais como verificações de conexão e direção, indicação de status de todas as
entradas e saídas binárias, facilidade de teste da porta B e influência das informações na porta B durante
operação de teste.
Proteção de Sobrecorrente Temporizada 50, 51, 50N, 51N
• Três elementos de proteção de sobrecorrente de tempo definido e um elemento de proteção de
sobrecorrente de tempo inverso para corrente de fase e corrente à terra IN ou corrente de soma 3I0;
• Possibilidade de operação da proteção de sobrecorrente temporizada bifásica (IA, IC);
• Para proteção de sobrecorrente de tempo inverso a seleção de várias características de diferentes padrões
é possível.
• Capacidade de bloqueio, por exemplo, para intertravamento reverso com qualquer Elemento;
• Possível trip instantâneo por qualquer Elemento de sobrecorrente no chaveamento para falta;
• Restrição de inrush com oscilação do segundo harmônico.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
23
Introdução
Proteção de Falta à Terra 50N, 51N
• Três Elementos de proteção de sobrecorrente de tempo definido e um elemento de sobrecorrente de tempo
inverso para faltas à terra de alta resistência em sistemas aterrados;
• Para proteção de sobrecorrente de tempo inverso, seleção de várias características de diferentes padrões.
• Restrição de inrush com oscilação de segundo harmônico;
• Trip instantâneo possível por qualquer Elemento de sobrecorrente chaveado para falta.
Proteção de Sobrecorrente Temporizada Direcional 67, 67N
• Dois elementos de tempo inverso e um elemento de tempo definido para a fase operar em paralelo aos elementos de sobrecorrente não direcionais. Seus valores de pickup e temporizações podem ser ajustados
independentemente desses elementos.
• Direção de falta com tensões polarizadas cruzadas e memória de tensão. Sensitividade de direção ilimitada
dinâmicamente.
• A direção de falta é calculada fase seletivamente e separadamente para faltas de fase, faltas à terra e
corrente de soma.
Função de Pickup de Carga Fria Dinâmico 50C, 50NC, 51C, 51NC, 67C, 67NC
• Mudança dinâmica dos ajustes da proteção de sobrecorrente temporizada, por exemplo, quando as
condições de carga à frio são esperadas;
• Detecção da condição de carga fria via posição do disjuntor ou limite de corrente;
• Possível ativação via religamento automático (AR);
• Possível partida também por entrada binária.
Proteção de Sobrecorrente Monofásica
• Avaliação da corrente medida via transformador de corrente à terra sensitiva.
• Adequado como proteção diferencial que inclua corrente de ponto neutro em um lado do transformador, um
lado do gerador ou um lado do motor ou para um conjunto reator aterrado;
• Como proteção de vazamento de tanque contra correntes de vazamento não permitidos entre a carcaça do
transformador e terra.
• Detecção de dois elementos de subtensão via sistema de sequência positiva das tensões, tensões fasefase ou fase-terra;
• Escolha de supervisão de corrente para 27-1 e 27-2;
• Detecção de sobretensão separada de dois elementos das tensões mais altas aplicadas ou detecção do
componente de sequência positiva ou negativa das tensões.
• Relação de dropout ajustável para todos os elementos da proteção de sobretensão e de subtensão.
Proteção de Sequência Negativa 46
• Avaliação do componente de sequência negativa das correntes;
• Dois elementos de tempo definido 46-1 e 46-2 e um elemento de tempo inverso 46-TOC; curvas de padrão
comum estão disponíveis para 46-TOC.
24
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Introdução
• Monitoramento no subalcance (f<) e/ou sobrealcance (f>) com 4 limites de frequência e temporizações que
são ajustáveis independentemente;
• Insensitividade a harmônicos e mudanças abruptas de ângulo de fase;
• Limite de subtensão ajustável.
• Perfil térmico de perdas de energia (proteção de sobrecarga tem capacidade de memória total);
• Cálculo de r.m.s. real;
• Nível de alarme térmico ajustável;
• Nível de alarme ajustável baseado na magnitude de corrente;
Funções de Monitoramento
• Confiabilidade do dispositivo é muito aumentada devido ao auto-monitoramento dos circuitos de medição
internos assim como do hardware e software.
• Monitoramento de falha do fusível com bloqueio da função de proteção.
• Monitoramento dos circuitos secundários dos transformadores de corrente e de potencial usando
monitoramento de soma e de simetria com bloqueio opcional da função de proteção.
• Monitoramento do circuito de trip;
• Verificação de rotação de fase.
Detecção de Falta à Terra 50N(s), 51N(s), 67N(s), 59N/64
• Tensão residual é medida ou calculada das três tensões de fase;
• Determinação da fase defeituosa em redes aterradas ou não aterrada;
• Dois Elementos de Detecção de Falta à Terra: Elemento ajustado em alta 50Ns-2 e elemento de
sobrecorrente 50Ns-1.
• Alta sensitividade (cerca de 1 mA);
• Elemento de sobrecorrente com tempo definido ou temporização inversa;
• Para proteção de sobrecorrente de tempo inverso, uma característica definida pelo usuário está disponível.
• Determinação da direção com grandezas de sequência zero (I0, V0), determinação de direção de falta à
terra wattmétrica;
• Uma característica de setor pode ser ajustada como característica direcional.
• Qualquer Elemento pode ser ajustado como direcional ou não direcional — direcional no sentido para frente
ou reverso no sentido direcional;
• Opcionalmente aplicável como proteção de falta à terra adicional.
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25
Introdução
Religamento Automático 79
• Disparo simples ou multi-disparo;
• Com tempos mortos separados para os primeiros três e todos os disparos sucessivos.
• Elementos de proteção que iniciam religamento automático são selecionáveis. A escolha pode ser diferente
para faltas de fase e faltas à terra;
• Programas diferentes para faltas de fase e à terra;
• Interação ao elemento de proteção de sobrecorrente temporizada e elementos de falta à terra. Podem ser
bloqueados em dependência do ciclo de religamento ou liberados instantâneamente;
• É possível religamento sincronizado em combinação com a função de check de sincronismo integrada.
Localização da Falta
• Inicialização por comando de trip, comando externo ou dropout do pickup;
• Configuração de até três seções de linha é possível.
• A distância da falta é calculada e a localização da falta fornecida em ohms (primário e secundário) e em
kilometros ou milhas;
Proteção de Falha do Disjuntor 50 BF
• Verificando fluxo de corrente e/ou avaliando os contatos auxiliares do disjuntor;
• Iniciada pelo trip de qualquer elemento de proteção integrado que forneça trip ao disjuntor;
• Possível inicialização via entrada binária de um dispositivo de proteção externo.
Funções de Proteção Flexíveis
• Até 20 funções de proteção que podem ser ajustadas individualmente para operar no modo trifásico ou
monofásico;
• Qualquer valor calculado ou medido diretamente pode em princípio, ser avaliado;
• Lógica de proteção padrão com uma curva característica constante (isto é, independente).
• Temporização de dropout e de pickup configurável e interna;
• Textos de mensagens modificáveis
Synchrocheck
• Verificação das condições de sincronismo antes do religamento após trip tripolar;
• Medição rápida da diferença de tensão ΔV, e diferença do ângulo de fase Δϕ e diferença de frequência Δf;
• Alternativamente, verificação do estado desenergizado antes do religamento;
• Tensão mínima e máxima ajustável;
• Verificação das condições síncronas ou estado desenergizado também possível antes do fechamento
manual do disjuntor, com valores limite separados;
• Medição também possível via transformador sem transformador casador intermediário externo;
• Tensões de medição opcionalmente fase-fase ou fase-terra.
26
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Introdução
Rotação de Fase
• Selecionável ABC ou ACB pelo ajuste (estático) ou entrada binária (dinâmico).
Manutenção do Disjuntor
• Métodos estatísticos para ajudar a manutenção dos intervalos de ajustes para os contatos do disjuntor de
acordo com seu desgaste real;
• Várias subfunções independentes foram implementadas (procedimento ΣI , procedimento ΣIx , procedimento 2P e procedimento I2t ).
• Aquisição e condicionamento de valores medidos para todas as subfunções operam em fase seletiva
usando um limite de procedimento específico por subfunção.
Funções Definidas pelo Usuário
• Sinais internos e externos podem ser combinados logicamente para estabelecer funções de lógica definida
pelo usuário;
• Todas as operações Booleanas comuns estão disponíveis para programação (AND, OR, NOT, Exclusive
OR, etc.) (E; OU; NÃO; Exclusivo OU, etc);
• Interrogação de temporizações e valor limite;
• Processamento de valores medidos, incluindo supressão de zero, adicionando uma curva joelho para uma
entrada de transdutor e monitoramento de zero vivo (live-zero);
Controle do Disjuntor
• Disjuntores podem ser abertos ou fechados manualmente via teclas de controle específicas, teclas de
funções programáveis, porta B (por exemplo, por SICAM® ou LSA), ou via interface do operador (usando
um PC e o software DIGSI®).
• Disjuntores são monitorados via contatos auxiliares do disjuntor;
• Monitoramento de plausibilidade da posição do disjuntor e verificação de condições de intertravamento.
■
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27
Introdução
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E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
2
Funções
Este capítulo descreve as numerosas funções disponíveis no dispositivo SIPROTEC 4 7SJ80. Mostra os
ajustes possíveis para cada função na configuração máxima. Informações com respeito à determinação de
valores de ajustes, bem como fórmulas, quando necessárias, são também apresentadas.
Baseado nas seguintes informações, pode-se também determinar quais das funções fornecidas serão usadas.
2.1
Geral
30
2.2
Proteção de Sobrecorrente 50, 51, 50N, 51N
63
2.3
Proteção direcional de sobrecorrente 67, 67N
90
2.4
Pickup Dinâmico de Carga Fria
116
2.5
Proteção Monofásica de Sobrecorrente
124
2.6
134
2.7
147
2.8
155
2.9
160
2.10
Funções de Monitoramento
167
2.11
189
2.12
214
2.13
Localizador de Falta
241
2.14
245
2.15
Funções Flexíveis de Proteção
251
2.16
Aplicação de Proteção de Potência Reversa com Função Flexível de Proteção
265
2.17
Grupo 1 de Função SYNC
273
2.18
Rotação de Fase Reversa
287
2.19
Lógica de Função
289
2.20
Funções Auxiliares
291
2.21
317
2.22
Notas na Operação do Dispositivo
330
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
29
Funções
2.1 Geral
2.1
Geral
Os ajustes associados com as várias funções do dispositivo podem ser mudados usando a interface de operação ou de serviço em DIGSI, em conjunto com um computador pessoal. Alguns parâmetros também podem
ser mudados usando os controles do painel frontal do dispositivo. O procedimento é demonstrado em detalhes
em SIPROTEC System Description /1/(Descrição do Sistema SIPROTEC/1/).
2.1.1
Escopo Funcional
O relé 7SJ80 compreende funções de proteção e funções adicionais. O hardware e o firmware são projetados
para esse escopo de funções. Adicionalmente, as funções de controle podem ser casadas com as
necessidades do sistema. Funções individuais podem ser ativadas ou desativadas durante o procedimento de
configuração ou a interação de funções pode ser modificada.
2.1.1.1 Descrição
Ajustando o Escopo das Funções
Exemplo para a configuração do escopo de funções:
Um sistema consiste de linhas aéreas e cabos subterrâneos. Como o religamento automático só é necessário
para linhas aéreas, a função de religamento automático está desativada para os relés que protegem cabos
subterrâneos.
As funções de proteção disponíveis e as funções adicionais podem ser configuradas como
Enabled(Ativadas) ou Disabled(Desativadas). Para algumas funções, existe uma escolha entre
várias alternativas possíveis, como descrito abaixo.
Funções configuradas como Disabled(Desativadas) não são processadas no 7SJ80. Não existem
mensagens emitidas e as funções de ajustes correspondentes (funções, limites) não são solicitadas durante
a configuração.
Nota
Funções disponíveis e ajustes padrão dependem da variante encomendada do relé (veja A.1 para detalhes).
2.1.1.2 Notas de Ajustes
Ajustando o Escopo Funcional
Seu dispositivo de proteção é configurado usando o software DIGSI. Conecte seu computador pessoal ou na
porta USB da frente do dispositivo ou na porta A ou porta B na parte inferior do dispositivo dependendo da
versão do dispositivo (código de pedido). A operação via DIGSI está explicada em Descrição do Sistema
SIPROTEC 4 (SIPROTEC 4 System Description).
A caixa de diálogo Device Configuration permite que você ajuste seu dispositivo às condições predominantes do sistema.
É necessária a senha no. 7 (para ajuste de parâmetro) para mudança de parâmetros de configuração no
dispositivo. Sem esta senha, os ajustes só podem ser lidos mas não editados e transmitidos ao dispositivo.
30
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.1 Geral
Recursos Especiais
A maioria dos ajustes é auto-explicativa. Os casos especiais são descritos a seguir.
Se você quer usar a função de mudança de grupo de ajuste, então ajuste o endereço 103 Grp Chge OPTION
para Enabled (Habilitada). Neste caso, você pode selecionar até quatro grupos diferentes de parâmetros de funções entre os quais você mudar rapidamente e convenientemente durante a operação. Somente
um grupo de ajuste pode ser usado ao selecionar a opção Disabled (Desabilitada).
Para os elementos associados com a proteção de sobrecorrente não-direcional 50(N), 51(N) (fase e terra),
várias características de trip podem ser selecionadas nos endereços 112 Charac. Phase e 113 Charac.
Ground. Se for desejada apenas uma Curva, selecione Definite Time (Tempo Definido). Alternativamente, você pode selecionar entre curvas de tempo inverso conforme o padrão IEC (TOC IEC) ou padrão
ANSI (TOC ANSI).O comportamento de dropout das curvas IEC e ANSI está especificado no endereço 1210
ou 1310 ao configurar a proteção de sobrecorrente temporizada.
Ajuste para Disabled (Desabilitada), e a proteção de sobrecorrente temporizada pode ser desabilitada completamente.
A proteção direcional de sobrecorrente 67(N) é ajustada no endereço 115 67/67-TOC e 116 67N/67N-TOC.
Aqui, as mesmas opções estão disponíveis assim como para a proteção não-direcional de sobrecorrente
(exceto o elemento 50-3).
Para detecção de falta à terra (sensitiva) o endereço 130 S.Gnd.F.Dir.Ch permite que voce especifique a
característica direcional da detecção de falta à terra sensitiva. Você pode selecionar entre cos ϕ / sin ϕ
e V0/I0 ϕ mea. como procedimento de medição. O procedimento cos ϕ / sin ϕ (via detecção de corrente
wattmétrica residual) está ajustado como padrão (default).
Se configurado cos ϕ / sin ϕ como procedimento de medição, você pode selecionar entre uma curva de
tempo definido (Definite Time) e uma Definida pelo Usuário (User Defined) PU no endereço 131
Sens. Gnd Fault. O ajuste V0/I0 ϕ mea. fornece uma característica de tempo definido. Ao ajustar para
Disabled, toda a função é desabilitada.
Para proteção de carga desbalanceada, o endereço 140 46 permite que você especifique qual característica
de trip a ser usada. Você pode selecionar entre Definite Time (Tempo Definido), TOC ANSI ou TOC
IEC. Se essa função não for necessária, ajuste para Disabled.
A proteção de sobrecarga é ativada no endereço 142 49 pela seleção do ajuste sem temperatura ambiente.
No ambient temp ou é ajustada para Disabled.
A função sincronização é ativada no endereço 161 25 Function 1 pelo ajuste de SYNCHROCHECK ou é
ajustada para Disabled.
No endereço 170 você pode ajustar a proteção de falha do disjuntor para Habilitada ou Desabilitada (Enabled
ou Disabled). A opção de ajuste enabled w/ 3I0> sujeita a corrente à terra e a corrente de sequência
negativa a uma verificação de plausibilidade.
Para funções de manutenção do disjuntor, várias opções estão disponíveis no endereço 172 52 B.WEAR
MONIT. Sem levar isso em consideração, a funcionalidade básica da formação de corrente de soma (procedimentoΣI) está sempre ativa. Ela não requer nenhuma outra configuração e inclui as correntes de trip dos
trips iniciados pelas funções de proteção.
Ao selecionar ΣIx-Procedure, a soma da potência de todas as correntes de trip é formada e é mostrada como
valor de referência. O Procedimento 2P ( 2P Procedure) calcula continuamente a vida útil remanescente do
disjuntor.
Com o I2t Procedure as integrais do quadrado da corrente de falta são formados pelo tempo de arco e é
mostrado como valor de referência.
Outras informações com respeito aos procedimentos individuais da manutenção do disjuntor são fornecidas
na Seção 2.20.2. Você pode, também, desabilitar essa função pelo ajuste para Disabled.
No endereço 181 você pode parametrizar quantas seções de linha (três no máximo) forem consideradas pelo
localizador de falta.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
31
Funções
2.1 Geral
No endereço 182 74 Trip Ct Supv pode ser selecionado se a supervisão do circuito de trip trabalha com
duas (2Binary Imput) ou somente uma entrada binária (1 Binary Imput), ou se a função é configurada
para Disabled.
No endereço 192 Cap. Volt.Meas. você pode especificar se você quer empregar medição de tensão capacitiva. Ao selecionar YES, você tem que especificar a capacitância da bucha, a linha e capacitância de
interferência para os divisores de tensão capacitiva nas entradas de tensão nos endereços 241 a 246
(veja 2.1.3.2).
Com medição de tensão capacitiva várias funções não estão disponíveis ou apenas parcialmente. Veja a
tabela 2-2 na seção 2.1.3.2 para mais informações sobre este assunto.
No endereço 617 ServiProt (CM) você pode especificar para que propósito a porta B é usada. T103 significa que o dispositivo está conectado a uma instalação de proteção e controle via porta serial, DIGSI significa
que você está usando a porta conectada ao DIGSI ou você não está usando a porta B
(Disabled)(Desativada).
As funções de proteção flexíveis podem ser configuradas via parâmetro FLEXIBLE FUNC.. Você pode criar
até 20 funções flexíveis ajustando uma marca de verificação à frente da função desejada (um exemplo é fornecido na seção 2.16). Se a marca de verificação da função é removida, todos os ajustes e configurações préviamente executados serão perdidos. Após re-selecionar a função, todos os ajustes e configurações estarão
em ajuste padrão (default). O ajuste da função flexível é feito em DIGSI em „Settings“, „Additional Functions“
e „Settings“. A configuração é feita , como usual, em „Settings“ e „Masking I/O (Configuration Matrix)“.
2.1.1.3 Ajustes
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
103
Grp Chge OPTION
Disabled
Enabled
Disabled
Opção de Mudança de Grupo de
Ajuste
104
OSC. FAULT REC.
Disabled
Enabled
Enabled
Registro Gráfico de Falta
(Oscilografia)
112
Charac. Phase
Disabled
Definite Time
TOC IEC
TOC ANSI
Definite Time
50/51
113
Charac. Ground
Disabled
Definite Time
TOC IEC
TOC ANSI
Definite Time
50N/51N
115
67/67-TOC
Disabled
Definite Time
TOC IEC
TOC ANSI
Definite Time
67, 67-TOC
116
67N/67N-TOC
Disabled
Definite Time
TOC IEC
TOC ANSI
Definite Time
67N, 67N-TOC
117
Coldload Pickup
Disabled
Enabled
Disabled
Pickup de Carga Fria
122
InrushRestraint
Disabled
Enabled
Disabled
Restrição de 2º Harmônico de
Inrush
127
50 1Ph
Disabled
Enabled
Disabled
50 1Ph
130
S.Gnd.F.Dir.Ch
cos ϕ / sin ϕ
V0/I0 ϕ mea.
cos ϕ / sin ϕ
(sens.) Característica Direcional
de Falta à Terra
32
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.1 Geral
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
131
Sens. Gnd Fault
Disabled
Definite Time
User Defined PU
Disabled
(Sensitiva) Falta à Terra
140
46
Disabled
TOC ANSI
TOC IEC
Definite Time
Disabled
Proteção de Seqüência
Negativa 46
142
49
Disabled
No ambient temp
No ambient temp
Proteção de Sobrecarga Térmica
49
150
27/59
Disabled
Enabled
Disabled
Proteção de Sobre/Subtensão 27,
59
154
81 O/U
Disabled
Enabled
Disabled
Proteção de Sobre/
Subfreqüência 81
161
25 Function 1
Disabled
SYNCHROCHECK
Disabled
Grupo 1 de Função 25
170
50BF
Disabled
Enabled
enabled w/ 3I0>
Disabled
Proteção de Falha do Disjuntor
50BF
171
79 Auto Recl.
Disabled
Enabled
Disabled
Função de Auto-Religamento 79
172
52 B.WEAR MONIT
Disabled
Ix-Method
2P-Method
I2t-Method
Disabled
Monitoramento de Desgaste do
Disjuntor 52
180
Fault Locator
Disabled
Enabled
Disabled
181
L-sections FL
1 Section
2 Sections
3 Sections
1 Section
Seções de Linha para Localizador
de Falta
182
74 Trip Ct Supv
Disabled
2 Binary Inputs
1 Binary Input
Disabled
Supervisão do Circuito de Trip
74TC
192
Cap. Volt.Meas.
NO
YES
NO
Medição de Tensão Capacitiva
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
33
Funções
2.1 Geral
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
617
ServiProt (CM)
Disabled
T103
DIGSI
T103
Uso da Porta B
-
FLEXIBLE FCT. 1.. 20
Flexible Function 01
Please select
Funções Flexíveis
2.1.2
Dispositivo, Ajustes Gerais
O dispositivo requer algumas informações gerais. Isso pode ser, por exemplo, o tipo de anunciação a ser
emitido no evento de ocorrer uma falta no sistema de potência.
2.1.2.1 Descrição
Mensagens Dependentes de Comando "No Trip – No Flag"
A indicação de mensagens endereçadas para os LEDs e a provisão de mensagens espontâneas pode ser feita
na dependência do dispositivo ter emitido sinal de trip. Essa informação não é emitida, se durante o distúrbio
do sistema, uma ou mais funções de proteção tenham gerado pickup, mas sem trip pelo relé 7SJ80, resultado
da falta não ter sido eliminada por um dispositivo diferente (por exemplo, em uma outra linha). Essas mensagens estão assim limitadas à faltas na linha a ser protegida.
A figura a seguir ilustra a criação de comando de reset para mensagens armazenadas Quando ocorre dropoff
do relé, condições estacionárias (display de falta Target on PU / Target on TRIP; Trip / No Trip) decidem se
uma nova falta será armazenada ou resetada.
Figura 2-1
34
Criação do comando de reset para o LED travado e mensagens no Display
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.1 Geral
Mensagens Espontâneas no Display
Você pode determinar ou não se os dados mais importantes de um evento de falta é automaticamente
mostrado após a falta ter ocorrido (veja também a Subseção "Mensagens de Faltas" na Seção "Funções
Auxiliares")
Display de Falta
Um novo pickup pelo elemento de proteção geralmente apaga qualquer LED previamente aceso, de forma que
somente a última falta é mostrada. Pode ser selecionado se o LED armazenado se mostra e as indicações de
falta espontâneas no display, aparecem sobre o novo pickup ou se somente após ser emitido um novo sinal
de trip. Para selecionar o modo de display desejado, selecione o submenu Device no menu SETTINGS. No
endereço 610 FltDisp.LED/LCD as duas alternativas, Target on PU e Target on TRIP ("No trip – no
flag") podem ser selecionadas.
Use o parâmetro 611 Spont. FltDisp. para especificar se deve ou não aparecer mensagem de falta
espontânea automaticamente no display (YES) ou (NO).
Seleção do Display Padrão
A página inicial do display padrão que aparece após a partida do dispositivo pode ser selecionada nos dados
do dispositivo pelo parâmetro 640 Start image DD. As páginas disponíveis para cada versão do dispositivo
estão listadas no Apêndice A.5.
2.1.2.3 Ajustes
End.
Parameter
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
610
FltDisp.LED/LCD
Target on PU
Target on TRIP
Target on PU
Display de Falta no LED / LCD
611
Spont. FltDisp.
YES
NO
NO
Display Espontâneo de
Anunciações de Faltas
640
Start image DD
image 1
image 2
image 3
image 4
image 5
image 6
image 1
Imagem Inicial de Display Padrão
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
35
Funções
2.1 Geral
2.1.2.4 Lista de Informações
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
-
>Light on
SP
>Luz de Fundo Acesa
-
Reset LED
IntSP
LED Reset
-
DataStop
IntSP
Parada de Transmissão de Dados
-
Test mode
IntSP
Modo de Teste
-
Feeder gnd
IntSP
Alimentador ATERRADO
-
Brk OPENED
IntSP
Disjuntor ABERTO
-
HWTestMod
IntSP
Modo de Teste do Hardware
-
SynchClock
IntSP_Ev
Sincronização de Relógio
-
Distur.CFC
OUT
Disturbio CFC
1
Not configured
SP
Nenhuma Função Configurada
2
Non Existent
SP
Função Não Disponível
3
>Time Synch
SP_Ev
>Sincronizar Relógio em Tempo Real Interno
5
>Reset LED
SP
>LED Reset
15
>Test mode
SP
>Modo de Teste
16
>DataStop
SP
>Parada de Transmissão de Dados
51
Device OK
OUT
Dispositivo está Operacional e Protegendo
52
ProtActive
IntSP
Pelo Menos 1 Função de proteção está Ativa
55
Reset Device
OUT
Reset do Dispositivo
56
Initial Start
OUT
Partida do Dispositivo
67
Resume
OUT
Retomar
68
Clock SyncError
OUT
Erro de Sincronização do Relógio
69
DayLightSavTime
OUT
Horário de Verão
70
Settings Calc.
OUT
Calculo de ajuste em andamento
71
Settings Check
OUT
Verificação de Ajustes
72
Level-2 change
OUT
Mudança Nível-2
73
Local change
OUT
Mudança de ajuste local
110
Event Lost
OUT_Ev
Perda de Evento
113
Flag Lost
OUT
Perda de Sinalização
125
Chatter ON
OUT
Vibrador ON
140
Error Sum Alarm
OUT
Erro com resumo de alarme
160
Alarm Sum Event
OUT
Evento com resumo de alarme
177
Fail Battery
OUT
Falha: Bateria Descarregada
178
I/O-Board error
OUT
Erro de Placa I/O
181
Error A/D-conv.
OUT
Erro: Conversor A/D
191
Error Offset
OUT
Erro: Offset
193
Alarm NO calibr
OUT
Alarme: Dados de calibração NÃO disponíveis
194
Error neutralCT
OUT
Erro: TC Neutro Diferente de MLFB
301
Pow.Sys.Flt.
OUT
Falta no Sistema de Potência
302
Fault Event
OUT
Evento de Falta
303
sens Gnd flt
OUT
Falta à Terra Sensitiva
320
Warn Mem. Data
OUT
Aviso: Excedido Limite de Dados de Memória
321
Warn Mem. Para.
OUT
Aviso: Excedido Limite de Parâmetros de Memória
322
Warn Mem. Oper.
OUT
Aviso: Excedido Limite da Operação da Memória
323
Warn Mem. New
OUT
Aviso: Excedido Limite da Nova Memória
36
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.1 Geral
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
502
Relay Drop Out
SP
Drop Out do Relé
510
Relay CLOSE
SP
FECHAMENTO Geral do Relé
545
PU Time
VI
Tempo do Pickup ao Drop Out
546
TRIP Time
VI
Tempo do Pickup ao TRIP
10080
Error Ext I/O
OUT
Extensão de erro I/O
10081
Error Ethernet
OUT
Erro da Ethernet
10082
Error Terminal
OUT
Erro de Terminal de Corrente
10083
Error Basic I/O
OUT
Erro Básico I/O
2.1.3
Dados do Sistema de Potência 1
2.1.3.1 Descrição
O dispositivo necessita de certos dados com respeito à rede e subestação de forma que ele possa adaptar
suas funções a esses dados dependendo da aplicação. Pode ser, por exemplo, dados nominais da subestação
e transformadores de medição, polaridade e conexão das grandezas medidas, propriedades do disjuntor
(quando aplicáveis), etc. Existem também ceros parâmetros que são comuns a todas as funções, isto é, não
associados com uma função de proteção específica, de controle ou de monitoramento. A seção a seguir
discute esses dados.
Geral
Alguns P.System Data 1(Dados do Sistema de Potência 1) podem ser diretamente parametrizados
no dispositivo. Consulte a seção 2.22 para mais informações quanto a este assunto.
No DIGSI, clique duas vezes em Settings para abrir a caixa de diálogo correspondente. Ao fazer isso, uma
caixa de diálogo com separações irá abrir como P.System Data 1 onde parâmetros individuais podem ser
configurados. As descrições seguintes estão portanto estruturadas de acordo com essas separações.
Freqüência Nominal (Sistema de Potência)
A freqüência nominal do sistema é ajustada no endereço 214 Rated Frequency. O pré-ajuste de fábrica de
acordo com o modelo só necessita modificação se o dispositivo for empregado para outro propósito que não
aquele para o qual havia sido planejado quando da ocasião do pedido. Nas versões Americanas do dispositivo
(US)( dado de pedido, posição 10= C), o parâmetro 214 é pré-ajustado para 60 Hz.
Rotação de Fase (Sistema de Potência)
O endereço 209 PHASE SEQ. é usado para mudar o padrão de seqüência de fase (A B C para rotação
horária) se o seu sistema de potência tem permanentemente uma seqüência de fase anti-horária (A C B).
Uma rotação reversa temporária também é possível usando entradas binárias (consulte a Seção 2.18.2).
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
37
Funções
2.1 Geral
Polaridade dos Transformadores de Corrente (Dados da Rede)
No endereço 201 CT Starpoint, a polaridade dos transformadores de corrente e, ligação estrela é especificada (a figura seguinte aplica-se de acordo com dois transformadores de corrente). Este ajuste determina a
direção de medição do dispositivo (para frente = direção da linha). A mudança desse parâmetro também
resulta em uma polaridade reversa das entradas de corrente à terra IN ou INS.
Figura 2-2
Polaridade dos transformadores de corrente
Conexão de Corrente I4 (Sistema de Potência)
Aqui, o dispositivo é informado se a corrente à terra do ponto estrela do transformador de corrente está conectada à quarta entrada de corrente (I4). Isso corresponde com a conexão Holmgreen, (veja, exemplo de conexão no Apêndice A.3, Figura A-5). Neste caso, o parâmetro 280 Holmgr. for Σi é ajustado para YES.
Em todos os outros casos, mesmo se a corrente à terra da própria linha é medida via um transformador de
corrente à terra separado, o ajuste NO tem que ser feito. Esse ajuste afeta exclusivamente a função
„Monitoramento de Soma de Corrente“ (veja Seção 2.10.1).
Conexão de Corrente (Sistema de Potência)
Via parâmetro 251 CT Connect. uma conexão especial dos transformadores de corrente pode ser
determinada.
A conexão padrão é A, B, C, (Gnd). Ela só pode ser mudada se o dispositivo for ajustado para medir uma
ou mais correntes à terra via duas entradas de corrente. A conexão padrão tem que ser usada em todos os
outros casos.
A ilustração seguinte mostra uma conexão especial.
38
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.1 Geral
Figura 2-3
Medição de duas correntes à terra, exemplo
As correntes de fase IA e IC devem ser conectadas à primeira entrada (terminais F1, F2) e ao terceiro
(terminais F5, F6) A corrente à terra IN ou INS é conectada à quarta entrada (terminais F7, F8) como usual,
neste caso, a corrente à terra da linha. Uma segunda corrente à terra, neste caso, a corrente do ponto estrela
do transformador, é conectada à segunda entrada de corrente IN2 (terminais F3, F4).
Os ajustes A,G2,C,G; G->B ou A,G2,C,G; G2->B são usados aqui. Ambos definem a conexão de uma
corrente à terra IN2 à segunda entrada de corrente (terminais F3, F4). Os ajustes diferem somente no cálculo
de IB. No caso, de A,G2,C,G; G->B, a corrente de fase IB é determinada pelas correntes de fase IA e IC e
pela corrente à terra medida IN ou INS na quarta entrada de corrente. No caso de A,G2,C,G; G2->B, a corrente de fase IB é determinada pelas correntes de fase IA e IC e pela corrente à terra medida IN2 na segunda
entrada de corrente. Este ajuste só é possível para dispositivos com transformador de corrente à terra sensitiva. Além disso, a corrente IN2 na segunda entrada de corrente refere-se a IN nas funções de proteção
flexíveis e nos valores operacionais medidos. A corrente à terra sensitiva na quarta entrada de corrente referese a INS. O ajuste deve ser selecionado de acordo com as necessidades do sistema.
A tabela seguinte fornece uma visão geral de como as funções de proteção estão designadas às entradas de
corrente à terra para a conexão especial.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
39
Funções
2.1 Geral
Função
Entrada 2 de
corrente
Entrada 4 de
corrente
(IN2)
(IN ou INs)
Terra da proteção de sobrecorrente temporizada 50N/51N
(Seção 2.2)
x
Terra da proteção de sobrecorrente temporizada direcional 67N
(seção 2.3)
x
Detecção de falta à terra 64, 67N(s), 50N(s), 51N(s) (Seção 2.11)
x
Proteção de Sobrecorrente Temporizada Monofásica
(Capítulo 2.5)
x
Display de Valores Medidos Operacionais
IN
INs
Trilha na gravação de distúrbio
IN
INs
1)
Importante! A função „Proteção de Sobrecorrente Temporizada Direcional à Terra 67N“ só pode ser
habilitada se a corrente à terra da linha protegida é medida via IN2. Este não é o caso do exemplo mostrado
na Figura2-3. Aqui, a corrente à terra da linha protegida é medida via IN. A função deve ser desativada. Uma
conexão na qual a função pode ser habilitada está ilustrada no Apêndice A.3,Figura A-16.
Os ajustes para o endereço 251 só são possíveis com DIGSI em Display Additional Settings(Display de
Ajustes Adicionais).
O Apêndice fornece alguns exemplos de conexão em A.3.
Nota
Os ajustes no endereço 251 CT Connect. para avaliação das correntes de fase só são efetivos se o
endereço 250 50/51 2-ph prot for ajustado para OFF.
Conexão de Tensão (Sistema de Potência)
O endereço 213 especifica como os transformadores de potencial estão conectados.
VT Connect. 3ph = Van, Vbn, Vcn significa que as três tensões de fase estão conectadas em estrela,
isto é, as três tensões fase-terra são medidas.
VT Connect. 3ph = Vab, Vbc, VGnd significa que duas tensões fase-fase (conexão V) e a tensão residual
VGND estão conectadas.
VT Connect. 3ph = Vab, Vbc significa que duas tensões fase-fase (conexão V) estão conectadas.
O terceiro transformador de potencial do dispositivo não é usado.
VT Connect. 3ph = Vab, Vbc, Vx significa que duas tensões fase-fase (conexão V) estão conectadas.
Além disso, uma terceira tensão Vx está conectada e que é usada exclusivamente para funções de proteção
flexíveis. As tensões nominais do transformador para Vx são ajustadas no endereço 232 e 233.
VT Connect. 3ph = Vab, Vbc, VSyn significa que duas tensões fase-fase (Conexão V) e a tensão de
referência para VSYN estão conectadas. Este ajuste é habilitado se a função de sincronização do dispositivo é
usada.
VT Connect. 3ph = Vph-g, VSyn é usada se a função de sincronização do dispositivo é usada e somente
tensões fase-terra estão disponíveis para o objeto protegido a ser sincronizado. Uma dessas tensões é
conectada ao primeiro transformador de potencial; a tensão de referência VSYN é conectada ao terceiro
transformador de potencial.
40
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.1 Geral
A seleção da conexão do transformador de potencial afeta todas as funções do dispositivo que requerem
entrada de tensão.
Os ajustes Vab, Vbc or Vab, Vbc, Vx ou Vab, Vbc, VSyn ou Vph-g, VSyn não permitem determinar
a tensão de seqüência zero.As funções de proteção associadas estão inativas neste caso.
A tabela fornece uma visão geral das funções que podem ser ativadas para o tipo de conexão correspondente
(depende também da MLFB). As funções que não estão mostradas estão disponíveis para todos os tipos de
conexão.
Tabela 2-1
Tipos de Conexão dos Transformadores de Potencial
Tipo de
Conexão
Funções
Proteção direProteção direDetecção de
cional de sobre- cional de sobre- falta à terra sencorrente de Fase corrente à Terra
sitiva 50Ns,
67/67-TOC
67N/67N-TOC
51Ns, 67Ns
Localizador
de falta
Monitoramento de
falha do
fusível
sim
não
sim
sim
Van, Vbn, Vcn
sim
Vab, Vbc, VGnd
sim
sim
sim
não
sim
sim
Vab, Vbc
sim
sim1)
sim2)
não
não
não
Vab, Vbc, Vx
sim
sim1)
sim2)
não
não
não
Vab, Vbc, VSyn
sim
não
sim2)
sim
não
não
Vph-g, VSyn
não
não
sim2)
sim
não
não
1)
2)
sim
Sincronização
Determinação da direção só é possível pela avaliação do sistema de seqüência negativa (caso contrário,
selecione sistema de seqüência zero ou sistema de seqüência negativa).
Com este tipo de conexão de transformador de potencial os elementos de corrente operam somente nãodirecional, os elementos de tensão não trabalham.
Se a conexão do objeto protegido é capacitiva (endereço 192, Cap. Volt.Meas. Yes, o parâmetro 213 não
é mostrado. O dispositivo assumirá neste caso que as três tensões fase-terra estão conectadas (ajuste Van,
Vbn, Vcn).
Com conexão de tensão capacitiva, algumas funções não estão disponíveis. A Tabela 2-2 fornece
informações sobre este tópico.
O Apêndice fornece alguns exemplos de conexão para todos os tipos de conexão em A.3.
Medição de Tensão Capacitiva
Ao selecionar medição de tensão capacitiva na Configuração do Dispositivo no endereço 192 Cap.
Volt.Meas., a tensão será medida via, as assim chamadas ,capacitâncias de bucha. Os transformadores de
potencial primários usuais não são relevantes neste caso. A medição de tensão capacitiva sempre mede as
tensões fase-terra do dispositivo de proteção. A figura seguinte mostra este tipo de conexão.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
41
Funções
2.1 Geral
Figura 2-4
Conexão para a medição da tensão capacitiva em princípio
Em adição às capacitâncias de bucha, as capacitâncias de linha e de interferência também afetam a tensão
medida alimentada para o dispositivo de proteção. Essas capacitâncias são primariamente determinadas pelo
tipo e extensão da linha de conexão.
As tensões de entrada do dispositivo tem como recurso uma capacitância de entrada de 2.2nF e um
componente ôhmico de 2.0 MΩ.
Dois valores de capacitância devem ser configurados para cada uma das três entradas de tensão ao usar
medição de tensão capacitiva.
• O primeiro valor a ser configurado é a capacitância de bucha (CD,Lx).
• O segundo valor a ser configurado é a soma das capacitâncias da linha e de interferência (CS,Lx) a capacitância de entrada (2200 pF).
Como as capacitâncias de entrada podem ter uma tolerância de ±20%, elas não são consideradas como um
valor fixado internamente mas elas tem que ser configuradas (veja também o cabeçalho „Otimização de
Valores de capacitância Configurados“).
As capacitâncias são configuradas como segue:
42
Fase A
241 Volt.trans.A:C1
242 Volt.trans.A:C2
= CD,A
= CS,A + 2200 pF
Fase B
243 Volt.trans.B:C1
244 Volt.trans.B:C2
= CD,B
= CS,B + 2200 pF
Fase C
245 Volt.trans.C:C1
246 Volt.trans.C:C2
= CD,C
= CS,C + 2200 pF
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.1 Geral
Condições de Fronteira para Medição da Tensão Capacitiva
As tensões nas entradas dos dispositivos de proteção são o resultado da tensão nominal primária,
capacitâncias no sistema de potência e impedâncias das entradas de tensão que são consideradas. Essas
tensões podem assumir diferentes valores pra três entradas de tensão. A tensão Vsecondary, x para fase x pode
ser determinada usando a seguinte fórmula:
com
Vprim, x Tensão primária da fase x
Vsec, x Tensão na entrada de tensão do dispositivo de proteção
CD,Lx Valor da capacitância de bucha para a fase x
CS,Lx Valor das capacitâncias de linha e de interferência para a fase x
exec.
Freqüência do sistema (50 Hz ou 60 Hz)
A figura seguinte representa graficamente a equação acima. A freqüência é de 50 Hz. Com uma freqüência
de 60 Hz, a relação da tensão secundária para a primária é de cerca de 20 % mais alta do que os valores deste
exemplo.
O eixo x mostra o valor da capacitância de bucha. O eixo y mostra a relação resultante da tensão secundária
para a tensão primária. Como parâmetro adicional, o valor C S,LX + 2200 pF, que é a soma da capacitância da
linha, capacitância de interferência e capacitância de entrada, varia na faixa de 2200 pF a 10,000 pF em incrementos de 500 pF. Como a capacitância de entrada de 2200 pF pode ter uma tolerância de ±20 %, valores
mais altos do que 1800 pF são aqui recomendados.
Figura 2-5
Medição da tensão capacitiva
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
43
Funções
2.1 Geral
O dispositivo pode funcionar completamente somente se a tensão secundária que resulta da tensão nominal
no lado primário permanecer dentro de uma certa faixa. Se a tensão nominal primária nas entradas de tensão
causam uma tensão muito pequena ou muito alta, a função do dispositivo será bloqueada. Essa verificação
de plausibilidade ocorre sempre que o dispositivo é iniciado baseado nos valores do parâmetro configurado
para a tensão nominal primária e valores de capacitância configurados.
Nota
Os ajustes para a tensão nominal primária e os ajustes para os valores de capacitância devem levar a uma
tensão entre 34 V e 140 V no lado secundário (entradas de tensão do dispositivo) com a tensão nominal do
lado primário . Como as tensões de entrada são tensões fase-terra, a faixa operacional para as tensões de
entrada é por conseqüência 34 V / √3 a 140 V / √3 .
Se essa condição não for satisfeita para pelo menos uma das três entradas de tensão, o dispositivo irá gerar
as mensagens „Device Failure“(Falha do Dispositivo) e 10036 „Capac.Par.Fail.“ após a partida.
Normalização Interna das Tensões Medidas
Os valores de capacitância para as três entradas de tensão não serão usualmente absolutamente idênticas.
Podemos então concluir que tensões idênticas no lado primário são mapeadas de forma diferente das tensões
de entrada. As tensões medidas são normalizadas pelo dispositivo de forma que as três tensões fase-terra
ainda poderão estar ligadas por cálculo ( por exemplo, para calcular as tensões fase-fase do sistema de seqüência positiva e do sistema de seqüência negativa, etc.). Essa normalização tem o efeito de que a tensão
nominal primária no dispositivo conduz a valores de tensão que correspondem à tensão nominal secundária
configurada (parâmetro 203 Vnom SECONDARY) apesar das tensões reais nos terminais de entrada serem
diferentes.
O ajuste do parâmetro 203 Vnom SECONDARY deverá ser grosseiramente equivalente à tensão nos terminais
do dispositivo de proteção na tensão nominal primária. Se selecionada a medição de tensão capacitiva, uma
faixa de ajuste de 34 V a 140 V será suficiente para esse parâmetro.
Otimização dos Valores de Capacitância Configurados
Em muitos casos, os valores exatos para a capacitância de bucha e para as capacitâncias de linha e de interferência serão desconhecidas. Além disso, a capacitância das entradas de tensão têm uma tolerância de
±20 %.
Essas incertezas podem causar erros de amplitude e de fase da tensão medida.
Se a tensão primária for conhecida, o valor da capacitância de bucha (CD, x) a ser configurado pode ainda ser
otimizado posteriormente. Isto baseia-se no fato de que uma configuração incorreta da capacitância de bucha
afeta usualmente o valor da tensão secundária e não somente o ângulo de fase. Beneficiamo-nos do erro de
amplitude pela comparação das tensões primárias fase-terra nos valores operacionais medidos com seus
valores de setpoint. O valor da capacitância de bucha configurada deverá aumentar pelo percentual em que
a tensão fase-terra seja muito grande ou será reduzido pelo percentual em que seja muito menor a tensão
fase-terra mostrada.
Se o ângulo de fase da tensão primária para a corrente primária for conhecido, o valor de ajuste para a soma
da capacitância da linha e capacitância de interferência (CS,x) e capacitância de entrada pode ainda ser otimizado posteriormente. Isto está baseado no fato de que essas capacitâncias geralmente afetam o ângulo de
fase da tensão secundária e não apenas a amplitude. Beneficiamo-nos dos erros de fase pela comparação
dos ângulos de fase (ϕ A, ϕ B e ϕ C) nos valores operacionais medidos com seus valores de setpoint. O valor
configurado deve ser corrigido por 4 % por grau de erro de ângulo (ângulo real menos ângulo desejado). Se
o erro de ângulo for positivo, o valor configurado tem que ser reduzido correspondentemente, se o erro de
ângulo for negativo tem que ser correspondentemente aumentado. O pré-requisito para o ângulo de fase entre
a tensão fase-terra e a corrente de fase a ser mostrado é de que a corrente atinja pelo menos 10% do valor
nominal.
44
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.1 Geral
Os estágios de otimização para as capacitâncias a serem configuradas para cada canal de tensão podem ter
de ser repetidos até que a precisão desejada tenha sido alcançada.
Influência da Medição de Tensão Capacitiva
A tabela seguinte mostra como a medição da tensão capacitiva afeta as funções do dispositivo dependentes
de tensão.
Tabela 2-2
Influência da Medição de Tensão capacitiva
Função
Efeito
Proteção de Sobrecorrente Temporizada
Direcional 67, 67N
operacional
operacional
Favor observar os aumentos de tolerâncias da tensão medida.
Detecção de Falta à Terra 64, 50Ns, 67Ns
Os elementos de tensão não estão disponíveis.
Os elementos de corrente sempre operam não direcionais.
Proteção de Freqüência 81 O/U
operacional
Synchrocheck
não operacional
Modos operacionais que usam a potência não estão disponíveis.
Localizador de falta
não operacional
Monitoramento de Falha do Fusível
não operacional
Valores Operacionais Medidos
Potência e Energia não disponíveis
Unidade de Distância (Sistema de Potência)
O endereço 215 Distance Unit permite que voce especifique a unidade de (km ou Milhas) para o
localizador de falta. Na ausência de um localizador de falta ou se essa função tiver sido removida, esse parâmetro passa a não ter importância. A mudança da unidade de distância não implica na conversão automática
dos valores de ajustes que são dependentes da unidade de distância. Eles devem ser reparametrizados nos
respectivos endereços.
ATEX100 (Sistema de Potência)
O parâmetro 235 ATEX100 habilita o encontro das necessidades para proteção de motores protegidos de
explosão para réplicas térmicas. Ajuste este parâmetro para YES para salvar todas as réplicas térmicas dos
dispositivos 7SJ80 no caso de uma falha da fonte de alimentação. Após restabelecida a tensão de alimentação, as réplicas térmicas terminarão a operação usando os valores armazenados. Ajuste o parâmetro para
NO, para resetar os valores de sobretemperatura calculados de todas as réplicas térmicas para zero se a fonte
de alimentação falhar.
Valores Nominais de Transformadores de Corrente (TCs)
Nos endereços 204 CT PRIMARY e 205 CT SECONDARY são parametrizadas informações com respeito aos
amperes nominais primário e secundário dos transformadores de corrente. É importante assegurar que a
corrente nominal secundária do transformador de corrente case com a corrente nominal do dispositivo, caso
contrário, o dispositivo calculará dados primários incorretos. Nos endereços 217 Ignd-CT PRIM e 218
Ignd-CT SEC, são parametrizadas informações com respeito aos nominais primários e secundários em ampéres dos transformadores de corrente. No caso de uma conexão normal ( corrente do ponto estrela conectada ao transformador IN), 217 Ignd-CT PRIM e 204 CT PRIMARY devem ser ajustados para o mesmo valor.
Se o dispositivo possuir o recurso de entrada de corrente à terra sensitiva, o parâmetro 218 Ignd-CT SEC é
ajustado para 1 A.
Nas versões Americanas do dispositivo (US)( dado de pedido, posição 10= C), os parâmetros 205 e 218 são
ajustados para 5A.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
45
Funções
2.1 Geral
Se o endereço 251 CT Connect. tiver sido ajustado de forma que as correntes à terra sejam medidas por
duas entradas (Opções de Ajustes A,G2,C,G; G->B or A,G2,C,G; G2->B), você deve entrar com a corrente nominal primária no endereço 238 Ignd2-CT PRIM. e no endereço 239 Ignd2-CT SEC. a corrente
nominal secundária do segundo transformador de corrente à terra conectado a IN2.
Para o cálculo correto da corrente de fase IB, a corrente nominal primária do transformador de corrente à terra,
que é usado para o cálculo de IB (endereço 217 ou endereço 238), deve ser mais baixa do que a corrente
nominal primária do transformador de corrente de fase (endereço 204).
Valores Nominais dos Transformadores de Potencial (TPs)
Nos endereços 202 Vnom PRIMARY e 203 Vnom SECONDARY, são parametrizadas informações com respeito
à tensão nominal primária e secundária (fase-fase) dos transformadores de potencial conectados.
Relação de Transformação dos Transformadores de Potencial (TPs)
O endereço 206 Vph / Vdelta informa o dispositivo sobre o fator de ajuste entre a tensão de fase e a tensão
residual. Essa informação é relevante para o processamento de faltas à terra (em sistemas aterrados e sistemas não-aterrados), para o valor medido operacional VN e monitoramento variável medido.
Se o conjunto de transformadores de potencial está com enrolamento em delta aberto e se esses
enrolamentos estão conectados ao dispositivo, isso deve ser especificado em concordância no endereço 213
(veja cabeçalho de margem “Conexão de Tensão”). Como a relação do transformador de potencial é
normalmente a seguir:
O fator Vph/VN (tensão secundária,endereço 206 Vph / Vdelta) deve ser ajustado para 3/ √3 = √3 = 1.73
que deve ser usado se a tensão VN estiver conectada. Para outras relações de transformação, isto é, a formação da tensão residual via um conjunto de transformadores interconectado, o fator deve ser corrigido correspondentemente.
Favor considerar que também a tensão secundária calculada V0 é dividida pelo valor ajustado no endereço
206. Assim, mesmo se a tensão V0 não está conectada, o endereço 206 tem um impacto no valor medido
operacional secundário VN.
Se for selecionado Vab, Vbc, VGnd como tipo de conexão de tensão, o parâmetro Vph / Vdelta é usado
para calcular as tensões fase-terra e dessa forma importante para a função de proteção. Com o tipo de
conexão de tensão Van, Vbn, Vcn, esse parâmetro só é usado para calcular o valor medido operacional da
“tensão secundária VN“.
Duração de Comando de Trip e Close (Disjuntor)
No endereço 210 é ajustada a duração de comando de trip mínima TMin TRIP CMD. Esse ajuste aplica-se
a todas as funções de proteção que podem dar inicio a trip.
No endereço 211 é ajustada a duração do comando CLOSE máxima TMax CLOSE CMD. Aplica-se à função
de religamento integrada. Deve ser ajustada suficientemente longa para assegurar que o disjuntor feche com
segurança. Uma duração excessiva não causa problema pois o comando de fechamento é interrompido no
caso de um outro trip ser iniciado pela função de proteção.
46
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.1 Geral
Monitoramento de Fluxo de Corrente (Disjuntor)
O endereço BkrClosed I MIN corresponde ao valor limite do sistema de monitoramento de fluxo de corrente
integrado. Esse parâmetro é usado por várias funções de proteção (por exemplo, proteção de tensão com critério de corrente, proteção de sobrecarga e manutenção do disjuntor). Se o limite de corrente ajustado é excedido, o disjuntor é considerado fechado e o sistema de potência é considerado em operação.
O ajuste de valor limite aplica-se às três fases e devem ser levadas em consideração todas as funções de
proteção que estiverem em uso.
O limite de pickup para a proteção de falha do disjuntor é ajustado separadamente (veja 2.14.2).
Manutenção do Disjuntor (Interrupção)
Os parâmetros 260 ao 267 estão designados para manutenção do disjuntor. Os parâmetros e os diferentes
procedimentos estão explicados nas Notas de Ajustes dessa função (veja Seção 2.20.2).
Limites de Pickup das Entradas Binárias (Limites BI)
No endereço 220 Threshold BI 1 a 226 Threshold BI 7 você pode ajustar os limites de pickup das
entradas binárias do dispositivo. São possíveis os ajustes Thresh. BI 176V, Thresh. BI 88V ou
Thresh. BI 19V .
Proteção de Sobrecorrente Temporizada Bifásica (Grandezas de Operação de Proteção)
A funcionalidade da proteção de sobrecorrente temporizada bifásica é usada em sistemas isolados ou ressonantes-aterrados onde a interação dos dispositivos trifásicos com equipamentos de proteção bifásicos existentes se faz necessária. Via parâmetro 250 50/51 2-ph prot a proteção de sobrecorrente temporizada
pode ser configurada para operação bifásica ou trifásica. Se o parâmetro for ajustado para ON,o valor 0 A ao
invés do valor medido para IB é usado permanentemente para a comparação de limite de forma que nenhum
pickup seja possível na fase B. Todas as outras funções, contudo, operam no modo trifásico.
Proteção de Falta à Terra (Grandezas de Operação de Proteção)
O parâmetro 613 Gnd O/Cprot. w. permite que você especifique se a proteção de falha do disjuntor ou o
monitoramento de falha do fusível usarão os valores medidos Ignd (medido) ou os valores 3I0
(calcul.) calculados das três correntes de fase. No primeiro caso, a grandeza medida na quarta entrada
de corrente é avaliada. No último caso, a corrente de soma é calculada das entradas de corrente trifásicas. Se
o dispositivo possuir o recurso de entrada de corrente à terra sensitiva (faixa de medição inicia em 1 mA), a
proteção de falta à terra sempre usa a variável calculada 3I0. Neste caso, o parâmetro 613 Gnd O/Cprot.
w. não está disponível.
Proteção de Tensão (Grandezas de Operação de Proteção)
Em uma conexão trifásica, o harmônico fundamental da maior das três tensões fase-fase (Vphph) ou tensões
fase-Terra (Vph-n) ou a tensão de seqüência positiva (V1) ou a tensão de seqüência negativa (V2) é fornecido
para os elementos de proteção de sobretensão. Na conexão trifásica, a proteção de subtensão permanece
tanto na tensão de seqüência positiva (V1) ou na menor das tensões fase-fase (Vphph) ou nas tensões faseTerra (Vph-n). Isso é configurado pelo ajuste do valor do parâmetro no endereço 614 OP. QUANTITY 59 e
615 OP. QUANTITY 27. Com transformadores de tensão monofásicos, uma comparação direta das grandezas medidas com o valor limite é efetuado e a parametrização da substituição da grandeza característica é
ignorada.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
47
Funções
2.1 Geral
Nota
Se o parâmetro 213 VT Connect. 3ph é ajustado para Vph-g, VSyn, a tensão medida pelo transformador
de potencial 1 é sempre usada para a proteção de tensão. Então, os parâmetros 614 e 615 não estão
disponíveis.
Nota
Se o parâmetro 213 VT Connect. 3ph é ajustado para Vab, Vbc, VSyn ou Vab, Vbc or Vab, Vbc,
Vx, a opção de ajuste Vph-n para o parâmetro 614 e 615 não está disponível.
2.1.3.3 Ajustes
Endereços que possuem um "A" só podem ser mudados com DIGSI, em "Display Additional Settings"(Mostrar
A tabela indica ajustes padrão específicos de região. A coluna C (Configuração) indica a corrente nominal
secundária correspondente do transformador de corrente.
End.
Parâmetro
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
201
CT Starpoint
towards Line
towards Busbar
towards Line
Ponto estrela do TC
202
Vnom PRIMARY
0.10 .. 800.00 kV
20.00 kV
Tensão Primária Nominal
203
Vnom SECONDARY
34 .. 225 V
100 V
Tensão Secundária
Nominal (L-L)
204
CT PRIMARY
10 .. 50000 A
400 A
Corrente Primária Nominal
do TC
205
CT SECONDARY
1A
5A
1A
Corrente Secundária
Nominal do TC
206A
Vph / Vdelta
1.00 .. 3.00
1.73
Relação de Casamento
Fase-TV para Delta
Aberto TV
209
PHASE SEQ.
ABC
ACB
ABC
Seqüência de Fase
210A
TMin TRIP CMD
0.01 .. 32.00 sec
0.15 sec
Duração Mínima de
Comando de TRIP
211A
TMax CLOSE CMD
0.01 .. 32.00 sec
1.00 sec
Duração Máxima de
Comando de
FECHAMENTO
212
BkrClosed I MIN
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
Limite de Corrente Mínimo
para Disjuntor Fechado
Van, Vbn, Vcn
Vab, Vbc, VGnd
Vab, Vbc, VSyn
Vab, Vbc
Vph-g, VSyn
Vab, Vbc, Vx
Van, Vbn, Vcn
213
48
VT Connect. 3ph
Conexão TP, trifásica
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Funções
2.1 Geral
End.
Parâmetro
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
214
Rated Frequency
50 Hz
60 Hz
50 Hz
Freqüência Nominal
215
Distance Unit
km
Miles
km
Unidade de Medição de
Distância
217
Ignd-CT PRIM
1 .. 50000 A
60 A
Corrente primária nominal
do TC Ignd
218
Ignd-CT SEC
1A
5A
1A
Corrente secundária
nominal do TC Ignd
220
Threshold BI 1
Thresh. BI 176V
Thresh. BI 88V
Thresh. BI 19V
Thresh. BI 176V
Limite para Entrada
Binária 1
221
Threshold BI 2
Thresh. BI 176V
Thresh. BI 88V
Thresh. BI 19V
Thresh. BI 176V
Limite para Entrada
Binária2
222
Threshold BI 3
Thresh. BI 176V
Thresh. BI 88V
Thresh. BI 19V
Thresh. BI 176V
Limite para Entrada
Binária 3
223
Threshold BI 4
Thresh. BI 176V
Thresh. BI 88V
Thresh. BI 19V
Thresh. BI 176V
Limite para Entrada
Binária 4
224
Threshold BI 5
Thresh. BI 176V
Thresh. BI 88V
Thresh. BI 19V
Thresh. BI 176V
Limite para Entrada
Binária5
225
Threshold BI 6
Thresh. BI 176V
Thresh. BI 88V
Thresh. BI 19V
Thresh. BI 176V
Limite para Entrada
Binária6
226
Threshold BI 7
Thresh. BI 176V
Thresh. BI 88V
Thresh. BI 19V
Thresh. BI 176V
Limite para Entrada
Binária 7
232
VXnom PRIMARY
0.10 .. 800.00 kV
20.00 kV
Tensão Primária Nominal
X
233
VXnom SECONDARY
100 .. 225 V
100 V
Tensão Secundária
Nominal X
235A
ATEX100
NO
YES
YES
Armazenamento de nº de
Réplicas sem Fonte de
Alimentação
238
Ignd2-CT PRIM.
1 .. 50000 A
400 A
Corrente primária nominal
do TC Ignd2 (conexão
a I2)
239
Ignd2-CT SEC.
1A
5A
1A
Corrente secundária
nominal do TC Ignd2 (I2)
241
Volt.trans.A:C1
1.0 .. 100.0 pF
10.0 pF
Transdutor de tensão A:
Capacidade C1
242
Volt.trans.A:C2
250 .. 10000 pF
2200 pF
Capacidade C2
243
Volt.trans.B:C1
1.0 .. 100.0 pF
10.0 pF
Transdutor de tensão B:
Capacidade C1
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
49
Funções
2.1 Geral
End.
Parâmetro
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
244
Volt.trans.B:C2
250 .. 10000 pF
2200 pF
Capacidade C2
245
Volt.trans.C:C1
1.0 .. 100.0 pF
10.0 pF
Transdutor de tensão C:
Capacidade C1
246
Volt.trans.C:C2
250 .. 10000 pF
2200 pF
Capacidade C2
250A
50/51 2-ph prot
OFF
ON
OFF
Sobrecorrente Temporizada 50, 51 com proteção
bifásica
251A
CT Connect.
A, B, C, (Gnd)
A,G2,C,G; G->B
A,G2,C,G; G2->B
A, B, C, (Gnd)
Conexão TC
260
Ir-52
10 .. 50000 A
125 A
Corrente Normal Nominal
(Disjuntor 52)
261
OP.CYCLES AT Ir
100 .. 1000000
10000
Ciclos de Chaveamento
na Corrente Normal
Nominal
262
Isc-52
10 .. 100000 A
25000 A
Corrente Nominal de Interrupção de Curto-Circuito
263
OP.CYCLES Isc
1 .. 1000
50
Ciclos de Chaveamento
na Corrente Nominal de
Curto-Circuito
264
Ix EXPONENT
1.0 .. 3.0
2.0
Expoente para o método
Ix
265
Cmd.via control
(Opções de Ajustes
depend on configuration)
None
52 Desgaste do Disjuntor:
Cmd aberto via Dispositivo
de Controle
266
T 52 BREAKTIME
1 .. 600 ms
80 ms
Tempo de Interrupção
(Disjuntor 52)
267
T 52 OPENING
1 .. 500 ms
65 ms
Tempo de Abertura
(Disjuntor 52)
280
Holmgr. for Σi
NO
YES
NO
Conexão Holmgreen (para
monitoramento rápido de
corrente de soma)
613A
Gnd O/Cprot. w.
Ignd (measured)
3I0 (calcul.)
Ignd (measured)
Proteção de Sobrecorrente à Terra com
614A
OP. QUANTITY 59
Vphph
Vph-n
V1
V2
Vphph
Grandeza Operacional
para Proteção de
Sobretensão 59.
615A
OP. QUANTITY 27
V1
Vphph
Vph-n
V1
Grandeza Operacional
para Proteção de
Subtensão 27.
50
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.1 Geral
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
5145
>Reverse Rot.
SP
>Rotação de Fase Reversa
5147
Rotation ABC
OUT
Rotação de Fase ABC
5148
Rotation ACB
OUT
Rotação de Fase ACB
10036
Capac.Par.Fail.
OUT
Erro de Parametrização de Tensão- Capacidades do divisor
2.1.4
Registros Gráficos de Faltas (Oscilografias)
A Proteção Multifunção com Controle 7SJ80 está equipada com memória de gravação de falta. Os valores
instantâneos dos valores medidos
iA, iB, iC, iN, iNs e VA, VB, VC, VA2, VB3, VC1, VN, VX, Vph-n, VSYN
(tensões dependem da conexão) são amostrados em intervalos de 1.0 ms (a 50 Hz) e armazenados em buffer
(20 valores amostrados por ciclo). No caso de uma falta, o dado é armazenado por um período determinado,
mas não por mais de 5 segundos. Até 8 eventos de faltas podem ser gravados nesse buffer. A memória de
gravação de falta é automáticamente atualizada com cada nova falta de forma que não exista reconhecimento
das faltas previamente gravadas. Em adição à proteção de pickup, a gravação dos dados do evento da falta
também pode ser iniciada por uma entrada binária ou por uma interface serial.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
51
Funções
2.1 Geral
2.1.4.1 Descrição
Os dados de um evento de falta podem ser lidos via interface do dispositivo e avaliados com a ajuda do software analizador gráfico SIGRA 4. SIGRA 4 represneta graficamente os dados gravados durante um evento de
falta e também calcula informações adicionais a partir dos valores medidos. Correntes e tensões podem ser
representadas tanto como valores primários como secundários. Os sinais são adicionalmente gravados como
trilhas binárias (marcas), por exemplo, "pickup", "trip".
Se a porta B do dispositivo tiver sido configurada correspondentemente, o dado de gravação de falta pode ser
importado por um controlador central por meio dessa interface e avaliado. Correntes e tensões são preparadas
para uma representação gráfica. Os sinais são adicionalmente gravados como trilhas binárias (marcas), por
exemplo, "pickup", "trip".
A recuperação dos dados de falta pelo controlador central é automaticamente executada tanto após cada
pickup da proteção como após trip.
Dependendo do tipo de conexão selecionado dos transformadores de potencial (endereço 213 VT Connect.
3ph), os seguintes valores medidos são gravados na gravação de falta:
Conexão de tensão
Van, Vbn, Vcn
Vab, Vbc, VGnd
VAB
sim
sim
VBC
sim
sim
VCA
sim
sim
VA
sim
sim
VB
sim
sim
VC
sim
sim
Vab, Vbc
sim
Vab, Vbc, Vx
Vab, Vbc, VSyn
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
V
V0
Vph-g, VSyn
sim
sim
sim
VSYN
sim
Vx
sim
sim
Nota
Os sinais usados para as trilhas binárias podem ser alocados no DIGSI.
Nota
Se um dos tipos de conexão do transformador de corrente A,G2,C,G; G->B ou A,G2,C,G; G2->B tiver
sido selecionado via parâmetro 251 CT Connect., a corrente à terra IN2 medida com o segundo transformador de corrente é indicada na trilha IN. A corrente à terra detectada pelo quarto transformador de corrente é
indicadea na trilha INs.
52
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.1 Geral
Especificações
Gravação de falta (captura de forma de onda) somente ocorrerá se o endereço 104 OSC. FAULT REC. for
ajustado para Enabled (Habilitado). Outros ajustes pertinentes à gravação de falta (captura de forma de
onda) são encontrados no submenu Osc. Fault Rec. OSC. FAULT REC. do menu SETTINGS. Captura
de forma de onda faz uma distinção entre o instante do disparo para uma gravação oscilográfica e o critério
para salvar a gravação (endereço 401 WAVEFORMTRIGGER). Normalmente, o disparo é o pickup de um elemento de proteção, isto é, o tempo 0 é definido como o instante do primeiro pickup da função de proteção. O
critério para salvar pode ser tanto o pickup do dispositivo (Save w. Pickup) como o trip do dispositivo (Save
w. TRIP).Um comando de trip emitido pelo dispositivo também pode ser usado como instante do disparo
(Start w. TRIP), neste caso, é também o critério para salvar.
Um evento de falta inicia com o pickup por qualquer função de proteção e finaliza quando ocorra dropout do
último pickup de uma função de proteção. Usualmente, é também a extensão de uma gravação de falta
(endereço 402 WAVEFORM DATA = Fault event). Se for realizado o religamento automático, falta de todo
o sistema — com várias tentativas de religamento, se necessárias — que pode ser gravada até que a falta
seja eliminada (endereço 402 WAVEFORM DATA = Pow.Sys.Flt.). Isso facilita a representação do histórico
da falta de todo o sistema, mas também consome capacidade de armazenamento durante o tempo(s) morto(s)
do religamento automático.
O tempo real de armazenamento acompanha o tempo de pré-falta PRE. TRIG. TIME (endereço 404) além
do instante de referência, tempo de gravação normal e tempo pós-falta POST REC. TIME (endereço 405)
após reset do critério de armazenamento. A duração máxima de gravação de cada falta (MAX. LENGTH) é
parametrizada no endereço 403. A gravação por falta não deve exceder 5 segundos. Um total de 8 gravações
pode ser salvo. Contudo, a extensão total de tempo de todas as gravações de faltas no buffer não deve
exceder 18 segundos.
Uma gravação oscilográfica pode ser disparada por uma mudança de status de uma entrada binária ou por
um PC via interface do operador. O armazenamento é então disparado dinamicamente. A extensão da gravação da falta é ajustada no endereço 406 BinIn CAPT.TIME (mas não mais do que MAX. LENGTH, endereço
403). Tempos de pré e pós falta serão adicionados a isso. Se o tempo da entrada binária está ajustado para
∞, a extensão da gravação iguala o tempo em que a entrada binária é ativada (estático), mas não maior do
que MAX. LENGTH (endereço 403).
2.1.4.3 Ajustes
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
401
WAVEFORMTRIGGE
R
Save w. Pickup
Save w. TRIP
Start w. TRIP
Save w. Pickup
Captura de Forma de Onda
402
WAVEFORM DATA
Fault event
Pow.Sys.Flt.
Fault event
Escopo de Dados de Forma de
Onda
403
MAX. LENGTH
0.30 .. 5.00 sec
2.00 sec
Extensão Máxima da Gravação
de Captura de Forma de Onda
404
PRE. TRIG. TIME
0.05 .. 0.50 sec
0.25 sec
Forma de Onda Capturada Antes
do Disparo
405
POST REC. TIME
0.05 .. 0.50 sec
0.10 sec
Forma de Onda Capturada
depois do Evento
406
BinIn CAPT.TIME
0.10 .. 5.00 sec; ∞
0.50 sec
Tempo de Captura via Entrada
Binária
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
53
Funções
2.1 Geral
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
-
FltRecSta
IntSP
Inicia Gravação de Falta
4
>Trig.Wave.Cap.
SP
>Dispara Captura de Forma de Onda
203
Wave. deleted
OUT_Ev
Deletados Dados de Forma de Onda
30053
Fault rec. run.
OUT
Gravação de Falta está em andamento
2.1.5
Grupos de Ajustes
Até quatro grupos de ajuste diferentes podem ser criados para estabelecimento dos ajustes de funções do
dispositivo.
2.1.5.1 Descrição
Mudando Grupos de Ajuste
Durante a operação o usuário pode alternar para frente e para tras localmente os grupos de ajuste via painel
operador, entradas binárias (se assim configurado) , interface de serviço usando um computador pessoal ou
via interface do sistema. Por razões de segurança não é possível mudar entre grupos de ajuste durante uma
falta do sistema de potência.
Um grupo de ajuste inclui os valores de ajustes para todas as funções que tenham sido selecionadas como
Enabled(Habilitadas) durante a configuração (consulte a Seção 2.1.1.2). Nos relés 7SJ80, quatro
grupos de ajustes independentes (A a D) estão disponíveis. Enquanto os valores de ajustes podem variar, as
funções selecionadas de cada grupo de ajuste permanecem as mesmas.
Geral
Se você não precisa da opção de mudança de grupo de ajuste use o grupo padrão A. O restante deste
parágrafo não tem então relevância.
Se a opção de mudança for desejada, a mudança de grupo deve ser ajustada para Grp Chge OPTION =
Enabled (endereço 103) quando a extensão da função for configurada. Para o ajuste dos parâmetros da função, cada um dos grupos de ajuste requeridos A a D (um máximo de quatro) deve ser configurado em seqüência. A Descrição do Sistema SIPROTEC 4 (SIPROTEC 4 System Description) fornece mais informações em
como copiar grupos de ajuste ou resetá-los a seus status de despacho de fábrica e também como mudar de
um grupo de ajuste para outro.
A subseção 3.1 deste manual informa a você como mudar entre vários grupos de ajuste externamente por
meio de entradas binárias.
54
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.1 Geral
2.1.5.3 Ajustes
End.
302
Parâmetro
CHANGE
Opções de Ajustes
Group A
Group B
Group C
Group D
Binary Input
Protocol
Ajuste Padrão
Group A
Comentários
Mudar para Outro Grupo de
Ajuste
No.
Information
Tipo de
Info.
Comentários
-
P-GrpA act
IntSP
Grupo de Ajuste A está ativo
-
P-GrpB act
IntSP
Grupo de Ajuste B está ativo
-
P-GrpC act
IntSP
Grupo de Ajuste C está ativo
-
P-GrpD act
IntSP
Grupo de Ajuste D está ativo
7
>Set Group Bit0
SP
>Seleção de Grupo de Ajuste Bit 0
8
>Set Group Bit1
SP
>Seleção de Grupo de Ajuste Bit1
2.1.6
Dados do Sistema de Potência 2
Aplicações
• Se a tensão de referência primária e a corrente de referência primária do objeto protegido estão ajustadas,
o dispositivo está apto a calcular e emitir os valores medidos operacionais em porcentagem
2.1.6.1 Descrição
Os dados de proteção geral (P.System Data 2) incluem parâmetros comuns a todas as funções, isto é, não
associadas com uma proteção específica ou função de monitoramento. Ao contrário do P.System Data 1,
como já discutido, podem ser mudados com o grupo de parâmetros..
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
55
Funções
2.1 Geral
Valores Nominais do Sistema
Nos endereços 1101 FullScaleVolt. e 1102 FullScaleCurr. a tensão de referência primária (fasefase) e a corrente de referencia (fases) do equipamento protegido são parametrizadas. Se esses valores de
referência casarem com os valores nominais primários dos TPs e TCs, eles correspondem aos ajustes nos
endereços 202 e 204 (Seção 2.1.3.2). São geralmente usados para mostrar valores referenciados à escala
completa.
Relações de Impedância à Terra (somente para Localização de Falta)
A regulagem da relação de impedância à terra só é importante para a utilização da função de localização de
falta na linha. Isso é feito, parametrizando a relação de resistência RE/RL e a relação de reatância XE/XL.
Os valores nos endereços 1103 e 1104 aplicam-se quando somente uma seção da linha está disponível e
para faltas que ocorram fora das seções de linha definidas.
Se forem ajustadas várias seções da linha, poderá ser aplicado o seguinte:
• para seção de linha 1, endereços 6001 e 6002
• para seção de linha 2, endereços 6011 e 6012
• para seção de linha 3, endereços 6021 e 6022.
A relação de resistência RE/RL e relação de reatância XE/XL são calculadas formalmente e não correspondem aos componentes reais e imaginários de ZE/ZL. Nenhum cálculo complexo é necessário! As relações
podem ser obtidas dos dados da linha usando a fórmula seguinte:
onde:
R0
–Resistência de seqüência zero da linha
X0
– Reatância de seqüência zero da linha
R1
– Resistência de seqüência positiva da linha
X1
– Reatância de seqüência positiva da linha
Esses dados podem ser usados para a linha inteira ou para seção dela, ou como valores relacionados à
distância, uma vez que os quocientes são independentes da distância.
Exemplo de cálculo:
20 kV de linha livre de 120 mm2 com os seguintes dados:
56
R0/s = 0,88 Ω /km
Resistência de seqüência zero
X0/s = 1,26 Ω/km
Reatância de seqüência zero
R1/s = 0,24 Ω/km
Resistencia de seqüência positiva
X1/s = 0,34 Ω/km
Reatância de seqüência positiva
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.1 Geral
Para relações de impedância à terra, resulta o seguinte:
Reatância por Unidade de Comprimento (apenas para Localização de Falta)
O ajuste da reatância por unidade de comprimento só é importante para a utilização da função de localização
de falta na linha. O ajuste da reatância habilita o relé de proteção a indicar a localização da falta em termos
de distância.
O valor de reatância X' é parametrizado como valor de referência x', isto é, em Ω/milha se ajustado para a
unidade de distância Milhas (endereço 215, veja Seção 2.1.3.2 em "Unidade de Distância") ou em Ω/km se
ajustado para a unidade de distância km. Se, após ter parametrizado a reatância por unidade de comprimento,
a unidade de distância é mudada no endereço 215, a reatância por unidade de comprimento deve ser reconfigurada de acordo com a nova unidade de distância.
Os valores no endereço 1106 (km) ou 1105 (Milhas) aplicam-se quando somente uma seção da linha está
disponível e para todas as faltas que ocorram fora das seções de linha definidas.
Se forem ajustadas várias seções de linha, aplica-se o seguinte:
• para seção de linha 1, endereços 6004(km) ou 6003 (Milhas)
• para seção de linha 2, endereços 6014(km) ou 6013 (Milhas)
• para seção de linha 3, endereços 6024 (km) ou 6023 (Milhas).
Quando ajustar os parâmetros com DIGSI, os valores podem também ser parametrizados como valores
primários. Nesse caso, a seguinte conversão para valores secundários não é necessária.
Para a conversão de valores primários para valores secundários aplica-se em geral, o seguinte:
Da mesma forma, aplica-se o seguinte para reatância por unidade de comprimento de uma linha:
com
NCTR
— Relação de transformação do transformador de corrente
NVTR
– Relação de transformação do transformador de potencial
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
57
Funções
2.1 Geral
A seguir, a mesma linha ilustrada no exemplo para relações de impedância à terra (acima) e dados adicionais
dos transformadores de potencial serão usados:
Transformadores de Corrente
500 A/5 A
Transformadores de Potencial
20 kV / 0.1 kV
A reatância secundária por unidade de comprimento é calculada como a seguir:
Ângulo de Linha ( só para Localização de Falta)
O ajuste do ângulo de linha só é importante para utilização da função de localização de falta na linha. O ângulo
de linha pode ser derivado das constantes da linha. Aplica-se o seguinte:
com, RL sendo a resistência ôhmica e XL sendo a reatância da linha.
Os valores no endereço 1109 só se aplicam se uma seção da linha está disponível e para faltas que ocorram
fora das seções de linha definidas.
Se forem ajustadas várias seções de linha o seguinte se aplicará:
• para seção de linha 1, endereço 6005
Esses dados podem ser usados para a linha inteira ou para seção de linha, ou como valores relacionados à
distância, uma vez que os quocientes são independentes da distância. Também é irrelevante se os quocientes
derivarem de valores primários ou secundários.
110 kV de linha livre de 150 mm2 com os seguintes dados:
R'1 = 0.31 Ω/km
X'1 = 0.69 Ω/km
O ângulo de linha é calculado como a seguir:
O endereço respectivo deve ser ajustado para Line angle = 66°.
58
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.1 Geral
Comprimento da Linha ( só para Localização de Falta)
O ajuste para o comprimento da linha só é importante para a utilização da função de localização de falta. O
comprimento da linha é necesário de forma que a localização da falta pode ser fornecida comno um valor de
referência (em %). Além disso, ao usar várias seções de linha, o comprimento respectivo das seções individuais é definido.
Os valores no endereço 1110 (km) ou 1111 (Milhas) só se aplicam se uma seção da linha está disponível e
para faltas que ocorram fora das seções de linha definidas.
Se forem ajustadas várias seções de linha o seguinte se aplicará:
• para seção de linha 1, endereços 6006 (km) ou 6007 (Milhas)
O ajuste do comprimento para a linha inteira deve corresponder à soma dos comprimentos configurados para
as seções da linha. Um desvio de no máximo 10% é admissível.
Faixa de Operação da Proteção de Sobrecarga
O limite de corrente parametrizado no endereço 1107 I MOTOR START limita a faixa de operação da proteção
de sobrecarga para valores de corrente maiores. A réplica térmica é mantida constante enquanto esse limite
é excedido.
Inversão de Valores de Potência Medidos / Valores Medidos
Os valores direcionais (potência, fator de potência, trabalho e médias min/max relacionados e valores de
setpoint), calculados nos valores medidos operacionais, são usualmente definidos como positivo na direção
do objeto protegido. Isso necessita que a polaridade da conexão para todo o dispositivo seja configurada em
correspondência no P.System Data 1(Dados do Sistema de Potência 1) (compare também "Polaridade dos Transformadores de Corrente", endereço 201). Mas, também é possível fazer ajustes diferentes
para a direção “para frente” para as funções de proteção e a direção positiva para a potência, etc., por exemplo, para ter fonte de alimentação ativa (da linha para o barramento) mostrada positivamente. Para fazer isso,
ajuste o endereço 1108 P,Q sign para reversed(reverso). Se o ajuste está not reversed (não
reverso), (padrão), a direção positiva para potência, etc., corresponde à direção “para frente”, para as funções
de proteção. A seção 4 fornece uma lista detalhada dos valores em questão.
2.1.6.3 Ajustes
A tabela indica ajustes padrão específicos de região. A coluna “C” (configuração) indica as correntes nominais
secundárias do transformador de corrente.
End.
Parâmetro
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
1101
FullScaleVolt.
0.10 .. 800.00 kV
20.00 kV
Medição:Tensão em
Escala Completa (Nominal
do Equipamento)
1102
FullScaleCurr.
10 .. 50000 A
400 A
Medição:Corrente em
Escala Completa (Nominal
do Equipamento)
1103
RE/RL
-0.33 .. 7.00
1.00
Fator de compensação de
seqüência zero RE/RL
1104
XE/XL
-0.33 .. 7.00
1.00
Fator de compensação de
seqüência zero XE/XL
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
59
Funções
2.1 Geral
End.
1105
1106
1107
Parâmetro
x'
x'
I MOTOR START
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
1A
0.0050 .. 15.0000 Ω/mi
0.2420 Ω/mi
5A
0.0010 .. 3.0000 Ω/mi
0.0484 Ω/mi
1A
0.0050 .. 9.5000 Ω/km
0.1500 Ω/km
5A
0.0010 .. 1.9000 Ω/km
0.0300 Ω/km
1A
0.40 .. 10.00 A
2.50 A
5A
2.00 .. 50.00 A
12.50 A
Comentários
reatância do alimentador
por milha: x'
reatância do alimentador
por km: x'
Corrente de Partida do
Motor (Bloqueio 49,
Partida 48)
1108
P,Q sign
not reversed
reversed
not reversed
Sinal de valores medidos
operacionais de P e Q
1109
Line angle
10 .. 89 °
85 °
Ângulo de Linha
1110
Line length
0.1 .. 1000.0 km
100.0 km
Comprimento da linha em
Quilometros
1111
Line length
0.1 .. 650.0 Miles
62.1 Miles
Comprimento da linha em
milhas
6001
S1: RE/RL
-0.33 .. 7.00
1.00
S1: Fator de compensação de seqüência zero
RE/RL
6002
S1: XE/XL
-0.33 .. 7.00
1.00
XE/XL
6003
S1: x'
1A
0.0050 .. 15.0000 Ω/mi
0.2420 Ω/mi
5A
0.0010 .. 3.0000 Ω/mi
0.0484 Ω/mi
S1: reatância do
alimentador por milha: x'
1A
0.0050 .. 9.5000 Ω/km
0.1500 Ω/km
5A
0.0010 .. 1.9000 Ω/km
0.0300 Ω/km
6004
S1: x'
S1: reatância do alimentador por quilometro: x'
6005
S1: Line angle
10 .. 89 °
85 °
S1: Ângulo de linha
6006
S1: Line length
0.1 .. 650.0 Miles
62.1 Miles
S1: Comprimento da linha
em milhas
6007
S1: Line length
0.1 .. 1000.0 km
100.0 km
em Quilometros
6011
S2: RE/RL
-0.33 .. 7.00
1.00
RE/RL
6012
S2: XE/XL
-0.33 .. 7.00
1.00
XE/XL
6013
S2: x'
1A
0.0050 .. 15.0000 Ω/mi
0.2420 Ω/mi
5A
0.0010 .. 3.0000 Ω/mi
0.0484 Ω/mi
S2: reatância do
alimentador por milha: x'
1A
0.0050 .. 9.5000 Ω/km
0.1500 Ω/km
5A
0.0010 .. 1.9000 Ω/km
0.0300 Ω/km
6014
S2: x'
6015
S2: Line angle
10 .. 89 °
85 °
6016
S2: Line length
0.1 .. 650.0 Miles
62.1 Miles
em milhas
6017
S2: Line length
0.1 .. 1000.0 km
100.0 km
em Quilometros
60
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.1 Geral
End.
Parâmetro
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
6021
S3: RE/RL
-0.33 .. 7.00
1.00
RE/RL
6022
S3: XE/XL
-0.33 .. 7.00
1.00
XE/XL
6023
S3: x'
1A
0.0050 .. 15.0000 Ω/mi
0.2420 Ω/mi
5A
0.0010 .. 3.0000 Ω/mi
0.0484 Ω/mi
S3: reatância do alimentador por milha: x'
1A
0.0050 .. 9.5000 Ω/km
0.1500 Ω/km
5A
0.0010 .. 1.9000 Ω/km
0.0300 Ω/km
6024
S3: x'
6025
S3: Line angle
10 .. 89 °
85 °
6026
S3: Line length
0.1 .. 650.0 Miles
62.1 Miles
em milhas
6027
S3: Line length
0.1 .. 1000.0 km
100.0 km
em quilometros
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
126
ProtON/OFF
IntSP
Proteção ON/OFF (via porta do sistema)
356
>Manual Close
SP
>Sinal de Fechamento Manual
501
Relay PICKUP
OUT
PICKUP do Relé
511
Relay TRIP
OUT
Comando de TRIP GERAL do relé
533
Ia =
VI
Corrente primária de falta Ia
534
Ib =
VI
Corrente primária de falta Ib
535
Ic =
VI
Corrente primária de falta Ic
561
Man.Clos.Detect
OUT
Detectado sinal de fechamento manual
2720
>Enable ANSI#-2
SP
>Habilitada 50/67-(N)-2 (sobrepõe 79 blk)
4601
>52-a
SP
>Contato 52-a (ABERTO, se o disjuntor está aberto)
4602
>52-b
SP
>Contato 52-b (ABERTO, se o disjuntor está fechado)
16019
>52 Wear start
SP
>Critério de Partida de Desgaste do Disjuntor 52
16020
52 WearSet.fail
OUT
Bloqueado Desgaste 52 pela Falha de Ajuste do Tempo
16027
52WL.blk I PErr
OUT
Lógica de Desgaste do Disjuntor 52 blk Ir-CB>=Isc-CB
16028
52WL.blk n PErr
OUT
Lógica de Desgaste do Disjuntor 52 blk SwCyc.Isc>=SwCyc.Ir
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
61
Funções
2.1 Geral
2.1.7
Módulo EN100
2.1.7.1 Descrição Funcional
O Módulo EN100 habilita a integração do 7SJ80 nas redes de comunicação de 100-Mbit nos sistemas
de automação e controle com os protocolos de acordo com o padrão IEC 61850. Esse padrão permite
comunicação uniforme dos dispositivos sem gateways e conversores de protocolo. Mesmo quando instalado
em ambientes heterogêneos, os relés SIPROTEC 4 são fornecidos para operação aberta e com
interoperabilidade. Em paralelo à integração de controle do processo do dispositivo, essa interface também
pode ser usada para comunicação com DIGSI e e para comunicação inter-relé via GOOSE.
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
009.0100 Failure Modul
IntSP
Falha do Módulo EN100
009.0101 Fail Ch1
IntSP
Falha do Canal 1 de Link EN100 (Ch1)
009.0102 Fail Ch2
IntSP
Falha do Canal 2 de Link EN100 (Ch2)
62
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.2 Proteção de Sobrecorrente 50, 51, 50N, 51N
2.2
Proteção de Sobrecorrente 50, 51, 50N, 51N
A proteção de sobrecorrente é fornecida com um total de quatro elementos, cada um para correntes de fase
e corrente à terra. Todos os elementos são independentes entre si e podem ser combinados como desejado.
Se for desejado em sistemas isolados ou ressonante-aterrados aqueles dispositivos trifásicos deverão operar
juntos com o equipamento de proteção bifásico, a proteção de sobrecorrente pode ser configurada de forma
que permita operação bifásica além do modo trifásico (Consulte o Capítulo 2.1.3.2).
Os elementos ajustados em alta, 50-2, 50-3, 50N-2, 50N-3 bem como os elementos de sobrecorrente 50-1 e
50N-1 sempre operam com um tempo de trip definido, os elementos 51 e 51N sempre com um tempo de trip
inverso.
Aplicações
• A proteção de sobrecorrente não direcional é adequada para redes que são radiais e alimentadas de uma
única fonte ou redes em loop aberto, para proteção de backup de esquemas de proteção diferenciais de
todos os tipos de linhas, transformadores , geradores e barramentos.
2.2.1
Geral
A proteção de sobrecorrente para corrente à terra pode ser operada tanto com valores medidos IN quanto com
grandezas 3I0 calculadas das três correntes de fase. Quais os valores usados, depende do ajuste do parâmetro 613 Gnd O/Cprot. w. e do tipo de conexão selecionado dos transformadores de corrente. Podem
ser encontradas informações sobre isso no Capítulo 2.1.3.2, exemplos de conexões no Apêndice A.3.
Dispositivos que tenham uma entrada de corrente à terra sensitiva, contudo, geralmente usam a grandeza
calculada 3IO.
Todos os Elementos de sobrecorrente habilitados no dispositivo podem ser bloqueados por meio da função
de religamento automático (dependendo do ciclo) ou via um sinal externo às entradas binárias do dispositivo.
A remoção do bloqueio durante pickup reiniciará as temporizações. O sinal de Fechamento Manual é uma exceção. Se um disjuntor é fechado manualmente sob uma falta, ele pode ser reaberto imediatamente. Para sobrecorrente ou Elementos ajustados em alta a temporização pode ser “bypassada” via pulso de Fechamento
Manual, resultando assim, em trip de alta velocidade. Esse pulso é extendido por pelo menos 300 ms.
A função de religamento automático 79 pode também iniciar trip imediato para a sobrecorrente e elementos
ajustados em alta dependendo do ciclo
Pickup dos elementos de tempo definido pode ser estabilizado pelo ajuste dos tempos de dropout. Essa proteção é utilizada em sistemas onde ocorrem faltas intermitentes. Combinado com relés eletromecânicos, ela
permite diferentes respostas de dropout a serem ajustadas e a implementação de uma graduação de tempo
de relés eletromecânicos e digitais.
Ajustes de pickup e temporizações podem ser rapidamente adaptadas às necessidades do sistema via
mudança de ajustes dinâmicos (veja Seção 2.4).
Trip pelos elementos 50-1 e 51 (nas fases), elementos 50N-1 e 51N (na elemento de terra) podem ser
bloqueados para condições de inrush pela utilização do recurso de restrição a inrush.
A tabela seguinte fornece uma visão geral da interconexão a outras funções do 7SJ80.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
63
Funções
Aplicações
Tabela 2-3
Interconexão a outras funções
Elementos de
Sobrecorrente
2.2.2
Conexão a
FECHAMENTO
Manual
Dinâmico
Restrição a Inrush
50-1
•
•
•
•
50-2
•
•
•
50-3
•
•
•
51
•
•
•
•
50N-1
•
•
•
•
50N-2
•
•
•
50N-3
•
•
•
51N
•
•
•
•
Elementos de Alta Corrente de Tempo Definido 50-3, 50-2, 50N-3, 50N-2
Para cada elemento, um valor individual de pickup 50-3 PICKUP, 50-2 PICKUP ou 50N-3 PICKUP, 50N2 PICKUP é ajustado. Para 50-3 PICKUP e 50N-3 PICKUP, além de Fundamental e True RMS, os valores
Instantaneous também podem ser medidos. Cada corrente de fase e à terra são comparadas separadamente pelo Elemento com valores de pickup comuns 50-3 PICKUP, 50-2 PICKUP ou 50N-3 PICKUP,
50N-2 PICKUP. Se o valor de pickup respectivo for excedido, isso é sinalizado. Após as temporizações definidas pelo usuário 50-3 DELAY, 50-2 DELAY ou 50N-3 DELAY, 50N-2 DELAY terminarem, são emitidos
sinais de trip que estão disponíveis para cada Elemento. O valor de dropout é grosseiramente igual a 95% do
valor de pickup para correntes > 0.3 INom. Se a medição dos valores instantâneos tiver sido configurada para
o Elemento 50-3 ou 50N-3, a relação de dropout atinge 90 %.
Pickup pode ser estabilizado pelo ajuste de tempos de dropout 1215 50 T DROP-OUT ou 1315 50N T DROPOUT. Esse tempo é iniciado e mantém a condição de pickup se a corrente cair abaixo do limite. Além disso, a
função não fornece dropout em alta velocidade. A temporização de trip 50-3 DELAY, 50-2 DELAY ou 50N3 DELAY, 50N-2 DELAY continua funcionando nesse meio tempo. Após terminar a temporização de dropout,
o pickup é reportado como OFF e a temporização de trip é ressetada a menos que o limite 50-3 PICKUP,
50-2 PICKUP ou 50N-3 PICKUP, 50N-2 PICKUP tenha sido novamente excedido. Se o limite é novamente
excedido durante a temporização de dropout, o tempo é cancelado. A temporização de trip 50-3 DELAY, 502 DELAY ou 50N-3 DELAY, 50N-2 DELAY continua funcionando nesse meio tempo. Se o valor de limite for
excedido após ter expirado, o comando de trip é imediatamente emitido. Se o valor de limite não for excedido
nesse período, não há reação. Se o valor limite é excedido novamente após ter expirado a temporização do
comando de trip, enquanto a temporização de dropout ainda estiver presente, ocorre trip imediatamente.
Esses elementos podem ser bloqueados pelo recurso de religamento automático (79 AR).
Os valores de pickup para cada Elemento 50-2, 50-3 para correntes de fase e Elementos 50N-2, 50N-3 para
corrente à terra e o elemento específico de temporização podem ser ajustados individualmente.
64
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Aplicações
As figuras seguintes mostram os diagramas lógicos para os elementos ajustados em alta 50-2 e 50N-2 como
um exemplo. Também se aplicam analogamente para os elementos ajustados em alta 50-3 e 50N-3.
Figura 2-6
Diagrama Lógico para elemento 50-2 para fases
Se o parâmetro 1213 MANUAL CLOSE é ajustado para 50-2 instant. ou 50-3 instant. e é usada a
detecção de fechamento manual, um pickup causa trip instantâneo mesmo se o Elemento é bloqueado via
entrada binária.
O mesmo se aplica para 79 AR 50-2 inst. ou 79 AR 50-3 inst.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
65
Funções
Aplicações
Figura 2-7
Diagrama lógico para o elemento ajustado em alta 50N-2
Se o parâmetro 1313 MANUAL CLOSE é ajustado para 50N -2 instant. ou 50N -3 instant. e é usada
detecção de fechamento manual, um pickup causa trip instantâneo mesmo se o Elemento for bloqueado por
uma entrada binária.
O mesmo se aplica para 79 AR 50N-2 inst. ou 79 AR 50N-3 inst.
66
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Aplicações
2.2.3
Elementos de Sobrecorrente de Tempo Definido 50-1, 50N-1
Para cada Elemento, um valor individual de pickup 50-1 PICKUP ou 50N-1 PICKUP é ajustado. Além disso,
o Fundamental e o True RMS também podem ser medidos. Cada corrente de fase e à terra é compara
separadamente com o valor de ajuste 50-1 ou 50N-1 para cada Elemento. Se o valor respectivo for excedido,
isso é sinalizado. Se o recurso de restrição a inrush (veja abaixo) for aplicado, tanto sinais de pickup normal
quanto os correspondentes sinais de inrush são emitidos enquanto a corrente de inrush for detectada. Após
terem terminado as temporizações configuradas pelo usuário 50-1 DELAY or 50N-1 DELAY um sinal de trip
é emitido se não for detectada corrente de inrush ou se a restrição a inrush estiver desabilitada. Se o recurso
de restrição a inrush estiver habilitado e existir uma condição de inrush, não ocorre trip mas é gravada uma
mensagem e mostrada indicando quando terminou a temporização do elemento de sobrecorrente. Sinais de
trip e sinais de término da temporização estão disponíveis separadamente para cada Elemento. O valor de
dropout é de aproximadamente 95% do valor de pickup para correntes > 0.3 INom.
Pickup pode ser estabilizado pelo ajuste dos tempos de dropout 1215 50 T DROP-OUT ou 1315 50N T
DROP-OUT. Esse tempo é iniciado e mantém a condição de pickup se a corrente cair abaixo do limite. Assim,
a função não fornece dropout em alta velocidade. A temporização de comando de trip 50-1 DELAY ou 50N1 DELAY continua em andamento nesse meio tempo. Após terminada a temporização de dropout o pickup é
reportado como OFF e a temporização de trip é resetada a menos que o limite 50-1 ou 50N-1 tenha sido excedido novamente. Se o limite for excedido novamente durante a temporização de dropout, o tempo é cancelado. Contudo, a temporização do comando de trip 50-1 DELAY or 50N-1 DELAY continua em andamento.
Se o valor limite é excedido após ter expirado, o comando de trip é emitido imediatamente. Se o valor limite
não é excedido nesse período, não há reação. Se o valor limite é excedido novamente após expirar a temporização do comando de trip, enquanto a temporização de dropout ainda está em andamento, ocorre trip
imediatamente.
A estabilização de pickup dos elementos de sobrecorrente 50-1 ou 50N-1 por meio do tempo de dropout
ajustável é desativado se um pickup de inrush estiver presente desde que um inrush não represente uma falta
intermitente.
Esses elementos podem ser bloqueados pelo recurso do religamento automático (79 AR).
Os valores de pickup para cada Elemento 50-1 para correntes de fase e Elemento 50N-1 para corrente à terra
e as temporizações específicas do elemento podem ser ajustadas individualmente.
As figuras seguintes mostram diagramas lógicos para os elementos de corrente 50-1 e 50N-1.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
67
Funções
Aplicações
Figura 2-8
Diagrama Lógico para o elemento de corrente 50-1 para fases
Se o parâmetro 1213 MANUAL CLOSE é ajustado para 50 -1 instant. e usada a detecção de fechamento
manual, um pickup causa trip instantâneo mesmo se o Elemento for bloqueado via uma entrada binária.
O mesmo se aplica para 79 AR 50-1 inst.
A temporização de dropout só opera se não for detectado inrush. Um inrush resetará uma temporização de
dropout em andamento.
Figura 2-9
68
Diagrama lógico da temporização de dropout para 50-1
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Aplicações
Figura 2-10
Diagrama lógico para o elemento de corrente 50N-1
Se o parâmetro 1313 MANUAL CLOSE ´é ajustado para 50N-1 instant. e usada a detecção de fechamento
manual, um pickup causa trip instantâneo mesmo se o Elemento for bloqueado via uma entrada binária.
O mesmo se aplica para 79 AR 50N-1 inst.
Os valores de pickup de cada Elemento 50-1, 50-2 para as correntes de fase e Elemento 50N-1, 50N-2 para
corrente à terra e as temporizações válidas para cada elemento podem ser ajustadas individualmente.
A temporização de dropout só funciona se não for detectado inrush. Um inrush resetará uma temporização de
dropout em andamento.
Figura 2-11
Diagrama lógico da temporização de dropout para 50N-1
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
69
Funções
Aplicações
2.2.4
Elementos de Sobrecorrente de Tempo Inverso 51, 51N
Elementos de sobrecorrente de tempo inverso são dependentes da variante encomendada. Elas sempre
operam com uma Curva de tempo inverso de acordo com os padrões IEC ou ANSI. As características e fórmulas associadas são fornecidas nos Dados Técnicos. Durante a configuração das características de tempo
inverso, os elementos do relé de tempo definido 50-1, 50-2 e 50-3 estão também habilitados (veja Seções
"Elementos Ajustados em Alta deTempo Definido 50-2, 50-3, 50N-2, 50N-3" e "Elementos de Sobrecorrente
de Tempo Definido 50-1, 50N-1").
Comportamento de Pickup
Para cada Elemento um valor de pickup individual 51 PICKUP ou 51N PICKUP é ajustado. Além do
Fundamental, o True RMS também pode ser medido. Cada corrente de fase e terra é comparada separadamente com o valor de ajuste 51 ou 51N por Elemento. Se uma corrente exceder 1.1 vezes o valor de
ajuste, o Elemento correspondente fornece pickup e é sinalizado individualmente. Se o recurso de restrição a
inrush é usado, tanto sinais de pickup normal quanto sinais de inrush correspondentes são emitidos enquanto
a corrente de inrush for detectada. Se o Elemento 51 fornece pick up, o tempo de trip é calculado pelo fluxo
de corrente real da falta usando um método de integração de medição. O tempo de trip calculado depende da
curva de trip selecionada. Uma vez expirado esse tempo, é emitido um sinal de trip desde que não seja detectada corrente de inrush ou a restrição a inrush esteja desabilitada. Se o recurso de restrição a inrush está habilitado e existe uma condição de inrush, não ocorre trip, mas uma mensagem é gravada e mostrada indicando
quando expirou a temporização do elemento de sobrecorrente.
Esses elementos podem ser bloqueados pelo recurso de religamento automático (79 AR).
Para o elemento de terra 51N a Curva pode ser selecionada independentemente da Curva usada para
correntes de fase.
Valores de pickup dos elementos 51 (correntes de fase) e 51N (corrente à terra) e os multiplicadores de tempo
relevantes podem ser ajustados individualmente.
70
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Aplicações
As duas figuras seguintes mostram os diagramas lógicos para a proteção de sobrecorrente de tempo inverso.
Figura 2-12
Diagrama lógico para os elementos de proteção de sobrecorrente de tempo inverso para fases
Se configurada uma Curva ANSI, o parâmetro 1209 51 TIME DIAL é usado ao invés do parâmetro 1208 51
TIME DIAL.
Se o parâmetro 1213 MANUAL CLOSE está ajustado para 51 instant. e se usada a detecção de
fechamento manual, um pickup ocasiona trip instantâneo mesmo se o Elemento é bloqueado por uma entrada
binária.
O mesmo se aplica para 79 AR 51 inst.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
71
Funções
Aplicações
Figura 2-13
Diagrama lógico para o elemento de proteção de sobrecorrente de tempo inverso para Terra
Se configurada uma Curva ANSI, o parâmetro 1309 51N TIME DIAL é usado ao invés do parâmetro 1308
51N TIME DIAL.
Se o parâmetro 1313 MANUAL CLOSE está ajustado para 51N instant. e se usada a detecção de
fechamento manual, um pickup ocasiona trip instantâneo mesmo se o Elemento é bloqueado via uma entrada
binária.
O mesmo se aplica para 79 AR 51N inst.
Comportamento de Dropout
Ao usar curvas ANSI e IEC, pode ser determinado se o dropout de um Elemento ocorrerá instantâneamente
após o limite ter sido atingido ou se o dropout será executado por meio de emulação de disco. “Instantâneamente” significa que o pickup fornecerá dropout quando o valor cair abaixo de aproximadamente 95 % do valor
de pickup. Para um novo pickup o temporizador é reiniciado.
72
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Funções
Aplicações
A emulação de disco ocasiona um processo de dropout (o contador de tempo está diminuindo) o qual inicia
após a desenergização. Esse processo corresponde ao reset do disco de Ferraris )explicando sua denominação de “emulação de disco”). No caso de ocorrência de várias faltas em sucessão, a “história” é levada em
consideração devido à inércia do disco de Ferraris e o tempo de resposta é adaptado. O reset inicia assim que
90% do valor de ajuste é alcançado, de acordo com a curva de dropout da característica selecionada. Na faixa
entre o valor de dropout (95 % do valor de pickup) e 90 % do valor de ajuste, os processos de incrementação
e diminuição estão em estado inativo.
A emulação de disco oferece uma vantagem quando os elementos do relé de sobrecorrente devem estar
coordenados com relés de sobrecorrente eletromecânicos convencionais localizados na direção da fonte.
2.2.5
Função de Pickup de Carga Fria Dinâmico
Pode ser necessário aumentar dinamicamente os valores de pickup da proteção de sobrecorrente se, na
partida, certos componentes do sistema mostrarem um consumo de potência aumentado após um longo
período de tensão zero (por exemplo, sistemas de ar condicionado,instalações de aquecimento). Então, um
aumento geral dos limites de pickup pode ser evitado considerando tais condições de partida.
Essa mudança de valor de pickup dinâmica é comum para todos os elementos de sobrecorrente e está
descrita na Seção 2.4. Os valores alternativos de pickup podem ser individualmente ajustados para cada
Elemento da proteção de sobrecorrente.
2.2.6
Quando o relé de proteção multi função com controle local 7SJ80 é instalado, por exemplo, para proteger um
transformador de potência, grandes correntes magnetizantes de inrush fluirão quando o transformador for
energizado. Essas correntes de inrush podem ser de muitas vezes a corrente nominal do transformador e
dependendo do tamanho do transformador e de seu projeto, podem permanecer desde várias dezenas de
milisegundos até segundos.
Apesar do pickup dos elementos do relé basear-se somente no componente harmônico fundamental das
correntes medidas, o falso pickup do dispositivo devido a inrush é ainda um problema em potencial, uma vez
que dependendo do tamanho e projeto do transformador, a corrente de inrush também compreende um
grande componente do fundamental.
O 7SJ80 possui uma função de restrição de inrush. Ela previne o pickup “normal” dos elementos 50-1 ou 51
do relé (não 50-2 e 50-3) nos elementos de fases e terra de todos os elementos do relé de sobrecorrente direcional e não direcional. O mesmo acontece para os limites de pickup alternativos da função de pickup de
carga fria dinâmico. Após a detecção das correntes de inrush acima de um valor de pickup, sinais de inrush
especiais são gerados. Esses sinais também iniciam anunciações de faltas e temporização de trip associado.Se as condições de inrush ainda estiverem presentes após a temporização de trip ter expírado, uma
mensagem correspondente („....Timeout.“) é emitida, mas o trip de sobrecorrente é bloqueado (veja
também os diagramas lógicos dos elementos de sobrecorrente, Figuras 2-8 a 2-13).
A corrente de inrush contém um componente de segundo harmônico relativamente grande (duas vezes a
frequência nominal) que é quase ausente durante uma corrente de falta. A restrição a inrush está baseada na
avaliação do 2º harmônico presente na corrente de inrush. Para análises de frequência, são usados filtros digitais para conduzir uma análise de Fourier das três correntes de fase e corrente à terra.
A corrente de inrush é reconhecida se as seguintes condições forem preenchidas ao mesmo tempo:
• O conteúdo harmônico for maior do que o valor de ajuste 2202 2nd HARMONIC (mínimo 0.025 * INom,sec);
• as correntes não excedam um valor limite superior 2205 I Max;
• um excedente de um valor limite via uma restrição de inrush do Elemento bloqueado ocorrer.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
73
Funções
Aplicações
Neste caso, um inrush na fase afetada é reconhecido (anunciações 1840 a 1842 e 7558 „InRush Gnd Det“,
veja Figura 2-14) e seu bloqueio sendo efetuado.
Uma vez que análise quantitativa dos componentes harmônicos não podem ser completadas até que tenha
sido medido um período da linha completa, o pickup geralmente será então bloqueado. Sendo asim, assumindo o recurso de restrição a inrush habilitado, uma mensagem de pickup será temporizada por um período
completo da linha se nenhum processo de fechamento estiver presente. Por outro lado, temporizações de trip
do recurso da proteção de sobrecorrente temporizada são iniciadas imediatamente mesmo com a restrição de
inrush habilitada. As temporizações continuam em andamento com a presença de correntes de inrush. Se
ocorrer dropout do bloqueio de inrush após ter expirada a temporização, ocorrerá trip imediatamente. Assim,
a utilização do recurso de restrição de inrush não resultará em qualquer temporização de trip adicional. Se
ocorrer dropout de um elemento do relé durante o bloqueio de inrush, a temporização associada será
resetada.
Bloqueio Cruzado
Como a restrição a inrush opera individualmente para cada fase, a proteção é ideal onde um transformador
de potência é energizado sob uma falta monofásica e as correntes de inrush são detectadas em uma fase saudável diferente. Contudo, o recurso da proteção pode ser configurado para permitir que não somente esse elemento de fase mas também os elementos remanescentes (incluindo terra) sejam bloqueados (a função assim
chamada de CROSS BLOCK (BLOQUEIO CRUZADO) endereço 2203) se o componente harmônico permissível da corrente for excedido para apenas uma fase.
Favor considerar que correntes de inrush fluindo pelo elemento de terra não efetuarão bloqueio cruzado de
trip pelos elementos de fase.
O bloqueio cruzado é resetado se não existir inrush em qualquer fase. Além disso, a função de bloqueio
cruzado pode também ser limitada a um intervalo de tempo particular (endereço 2204 CROSS BLK TIMER).
Após expirar esse intervalo de tempo a função de bloqueio cruzado será desabilitada, mesmo se a corrente
de inrush ainda estiver presente.
A restrição a inrush tem um limite superior: Acima dele, (via parâmetro ajustável 2205 I Max) é suprimido o
bloqueio da corrente desde que, nesse caso, assumida uma falta de alta corrente.
A figura seguinte mostra a influência da restrição a inrush nos elementos de sobrecorrente temporizada
incluindo bloqueio cruzado.
74
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Aplicações
Figura 2-14
Diagrama lógico para restrição a inrush
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
75
Funções
Aplicações
2.2.7
Lógica de Pickup e Lógica de Trip
As anunciações de pickup para as fases individuais (ou Terra) e os elementos individuais estão combinadas
entre si de forma que sejam emitidas informações da fase e Elemento que tenha fornecido pickup:
Tabela 2-4
Anunciações de pickup da proteção de sobrecorrente
Anunciação interna
Figura
50-3 A PU
50-2 A PU
50-1 A PU
51 A PU
2-6
2-8
2-12
50-3 B PU
50-2 B PU
50-1 B PU
51 B PU
2-6
2-8
2-12
50-3 C PU
50-2 C PU
50-1 C PU
51 C PU
2-6
2-8
2-12
50N-3 PU
50N-2 PU
50N-1 PU
51N PU
2-7
2-10
2-13
50-3 A PU
50-3 B PU
50-3 C PU
50N-3 PU
Anunciação de saída
FNo.
„50/51 Ph A PU“
1762
„50/51 Ph B PU“
1763
„50/51 Ph C PU“
1764
„50N/51NPickedup“
1765
„50-3 picked up“
1767
50-2 A PU
50-2 B PU
50-2 C PU
50N-2 PU
2-6
2-6
2-6
2-7
1800
50-1 A PU
50-1 B PU
50-1 C PU
50N-1 PU
2-8
2-8
2-8
2-7
1810
51 A PU
51 B PU
51 C PU
51N PU
2-12
2-12
2-12
2-13
„51 picked up“
1820
„50(N)/51(N) PU“
1761
(All pickups)
Nos sinais de trip, o Elemento que iniciou o trip é também indicado.
76
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Funções
Aplicações
2.2.8
Proteção de Sobrecorrente Temporizada Bifásica (somente não direcional)
A funcionalidade da proteção de sobrecorrente temporizada bifásica é usada em sistemas compensados
aterrados onde a interação com o equipamento de proteção bifásico existente é necessária. Como um sistema
ressonante aterrado ou isolado permanece operacional com uma falta à terra monofásica, essa proteção serve
ao propósito de detectar faltas duplas à terra com correntes de falta à terra altas. Somente então, o alimentador respectivo deve ser desligado. Uma medição bifásica é suficiente para esse propósito. Para assegurar
seletividade da proteção nessa seção do sistema, somente as fases A e C são monitoradas.
Se 250 50/51 2-ph prot (a ser ajustado em P.System Data 1) está ajustado para ON, IB não é usada
para comparação de valor limite. Se a falta é uma falta à terra simples em B, não ocorre trip. Somente no caso
de um trip em A ou C, uma falta dupla à terra é assumida. Isso leva ao pickup e após expirar a temporização,
ao trip.
Nota
Com reconhecimento de inrush ativado somente em B, não ocorrerá qualquer bloqueio cruzado nas outras
fases. Por outro lado, se inrush com bloqueio cruzado for ativado, em A ou C, B também será bloqueada.
2.2.9
Proteção Rápida de Barramento Usando Intertravamento Reverso
Exemplo de Aplicação
Cada um dos elementos de sobrecorrente pode ser bloqueado via entradas binárias do relé. Um parâmetro
de ajuste determina se a entrada binária opera no modo normalmente aberto (isto é, atuado quando energizado) ou normalmente fechado (isto é, atuado quando desenergizado). Isso permite, por exemplo, que a
proteção de barramento tenha efeito imediato em sistemas estrela ou sistemas em loop que estão abertos de
um lado, utilizando “intertravamento reverso”. Esse princípio é frequentemente usado, por exemplo, em sistemas de distribuição, sistemas auxiliares de usinas de energia e da mesma forma, onde um transformador de
alimentação alimentado pela rede de transmissão serve cargas internas na estação geradora por meio de um
barramento de média tensão com múltiplos alimentadores (Figura 2-15).
O princípio de intertravamento reverso está baseado no seguinte: A proteção de sobrecorrente temporizada
do alimentador do barramento fornece trip com uma temporização curta T 50-2 independente dos tempos de
graduação dos alimentadores, a não ser que o pickup do elemento de proteção de sobrecorrente do lado
próximo à carga, bloqueie a proteção de barramento (Figura 2-15). O elemento de proteção mais próximo da
falta sempre fornecerá trip com temporização curta desde que esse elemento não possa ser bloqueado pelo
elemento de proteção localizado atrás da falta. Elementos de temporização T 50-1 ou T51 ainda são efetivos
como elemento de backup. Sinais de pickup emitidos pelo relé de proteção do lado da carga são usados como
mensagem de entrada„>BLOCK 50-2“ via uma entrada binária no relé de proteção do lado do alimentador.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
77
Funções
Aplicações
Figura 2-15
2.2.10
Esquema de proteção de intertravamento reverso
Notas de Ajustes
Geral
Ao selecionar a proteção de sobrecorrente temporizada no DIGSI, aparece uma caixa de diálogo com várias
barras para ajuste de parâmetros individuais. Dependendo do escopo funcional especificado durante a configuração das funções de proteção, sob os endereços 112 Charac. Phase e 113 Charac. Ground o
número de barras pode variar. Se o endereço FCT 50/51 foi ajustado para Definite Time, ou Charac.
Ground foi ajustado para Definite Time, então, somente os ajustes para os elementos de tempo definido
estão disponíveis. A seleção de TOC IEC ou TOC ANSI torna disponível características inversas adicionais.
Os elementos de corrente alta superpostos 50-2, 50-3 ou 50N-2, 50N-3 estão disponíveis em todos esses
casos.
O parâmetro 250 50/51 2-ph prot também pode ser ajustado para ativar a proteção de sobrecorrente
bifásica.
Sob o endereço 1201 FCT 50/51, a proteção de sobrecorrente para fases e sob o endereço 1301 FCT
50N/51N, a proteção de sobrecorrente à terra podem ser chaveadas para ON ou OFF.
Valores de pickup, temporizações e curvas para proteção à terra são ajustadas separadamente dos valores
de pickup, temporizações e curvas características associadas com a proteção de fase. Por isso, a coordenação do relé para faltas à terra é independente da coordenação do relé para faltas de fase e ajustes mais
sensitivos podem frequentemente ser aplicados para proteção à terra direcional.
Dependendo do ajuste dos parâmetros 251 CT Connect., o dispositivo também pode ser usado em
constelações de sistema específico com respeito às conexões de tensão e corrente. Outras informações
podem ser encontradas na Seção 2.1.3.2 , „Conexões de Corrente“.
78
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Aplicações
Métodos de Medição
Os valores de comparação a serem usados para o elemento respectivo podem ser ajustados nas folhas de
ajustes para os elementos.
• Medição do harmônico fundamental (método padrão):
Esse método de medição processa os valores amostrados da corrente e filtra em órdem numérica o
harmônico fundamental, de forma que os harmônicos mais altos ou correntes de pico transientes
permanecem desprezadas.
• Medição de valor r.m.s. real
A amplitude de corrente é derivada dos valores amostrados de acordo com a equação de definição do valor
r.m.s. real. Esse método de medição deverá ser selecionado quando harmônicos mais elevados são
considerados pela função (por exemplo, em bancos capacitores).
• Medição com valores instantâneos
Esse método compara os valores instantâneos para o limite de ajuste. Ele não executa um cálculo de valor
médio e é assim sensitivo com respeito a perturbações. Esse método de medição só deverá ser selecionado se um tempo de pickup especialmente curto do elemento for necessário. Com esse método de medição,
o tempo de operação do elemento é reduzido comparado com a medição de valores r.m.s. reais ou
harmônicos fundamentais (veja “Dados Técnicos”).
O tipo de valores de comparação pode ser ajustado nos seguintes endereços:
Elemento 50-3
Endereço 1219 50-3 measurem.
Elemento 50-2
Elemento 50-1
Elemento 51
Endereço 1222 51 measurem.
Elemento 50N-3
Endereço 1319 50N-3 measurem.
Elemento 50N-2
Elemento 50N-1
Elemento 51N
Endereço 1322 51N measurem.
Elementos de Alta Corrente 50-2, 50-3 (Fases)
As correntes de pickup dos elementos ajustados em alta 50-2 PICKUP ou 50-3 PICKUP podem ser ajustadas tanto no endereço 1202 quanto 1217. A temporização correspondente 50-2 DELAY ou 50-3 DELAY
pode ser configurada no endereço 1203 ou 1218. É usualmente usado para propósitos de graduação de corrente pretendidas para grandes impedâncias que estão prevalescentes em transformadores ou geradores. Especificadas de tal maneira que oferecem pickup de faltas para essa impedância.
Exemplo do elemento de corrente ajustado em alta 50-2 PICKUP: Transformador usado para alimentação de
barramento com os seguintes dados:
Potência nominal do transformador
SNomT = 16 MVA
Impedância do transformador
ZTX = 10 %
Tensão nominal primária
VNom1 = 110 kV
Tensão nominal secundária
VNom2 = 20 kV
Grupos vetores
Dy 5
Ponto estrela
Grounded
Potência da falta no lado 110 kV
1 GVA
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
79
Funções
Aplicações
Baseado nos dados acima, as seguintes correntes de falta são calculadas:
Corrente de Falta Trifásica do Lado de Alta
Tensão
em 110 kV = 5250 A
Corrente de Falta Trifásica do Lado de Baixa
Tensão
em 20 kV = 3928 A
Fluindo no Lado de Alta Tensão
em 110 kV = 714 A
A corrente nominal do transformador é:
INomT, 110 = 84 A (Lado de Alta Tensão)
INomT, 20 = 462 A (Lado de Baixa
Tensão)
Transformador de Corrente (Lado de Alta
Tensão)
100 A / 1 A
Transformador de Corrente (Lado de Baixa
Tensão)
500 A / 1 A
Devido à seguinte definição:
o seguinte ajuste aplica-se para o dispositivo de proteção: O elemento de alta corrente 50-2 deve ser ajustado
mais elevado do que a máxima corrente de falta que é detectada durante uma falta do lado de baixa no lado
de alta. Para reduzir a probabilidade de falta tanto quanto possível mesmo quando varia a potência da falta, o
seguinte ajuste é selecionado em valores primários: 50-2 /INom = 10, isto é. 50-2 = 1000 A. O mesmo se aplica
analogamente ao usar o elemento ajustado em alta 50-3.
Correntes de inrush aumentadas, se seu componente fundamental excede o valor de ajuste, são consideradas
inofensivas pelas temporizações (endereço 1203 50-2 DELAY ou 1218 50-3 DELAY).
O princípio do “intertravamento reverso” utiliza a função de multi-elemento da proteção de sobrecorrente temporizada: O Elemento 50-2 PICKUP é aplicado como uma proteção de barramento rápida com uma temporização de segurança mais curta 50-2 DELAY (por exemplo, 100 ms). Para faltas nos alimentadores de saídas, o elemento 50-2 é bloqueado. Ambos elementos 50-1 ou 51 servem como proteção de backup. Os
valores de pickup de ambos os elementos (50-1 PICKUP ou 51 PICKUP e 50-2 PICKUP) são ajustados por
igual. A temporização 50-1 DELAY ou 51 TIME DIAL é ajustada de tal forma que ela sobrepassa à temporização para os alimentadores de saídas.
O tempo selecionado é uma temporização adicional e não inclui o tempo operacional (tempo de medição,
tempo de dropout). A temporização pode também ser ajustada para ∞. Neste caso, o Elemento não oferecerá
trip após pickup. Contudo, o pickup será sinalizado. Se o Elemento 50-2 ou 50-3 não for requerido, o limite de
pickup 50-2 ou 50-3 é ajustado para ∞. Esse ajuste previne trip e a geração de mensagem de pickup.
80
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Aplicações
Elementos de Alta Corrente 50N-2, 50N-3 (Terra)
As correntes de pickup dos elementos ajustados em alta 50N-2 PICKUP or 50N-3 PICKUP são ajustadas
no endereço 1302 ou 1317. A temporização correspondente 50N-2 DELAY ou 50N-3 DELAY pode ser configurada no endereço 1303 ou 1318. A mesma consideração se aplica para esses ajustes como para as correntes de fase já discutidos.
O tempo selecionado é uma temporização adicional e não inclui o tempo operacional ( tempo de medição,
tempo de dropout). A temporização pode ser também ajustada para ∞. Nesse caso, o Elemento não oferecerá
trip após pickup. Contudo, pickup será sinalizado. Se o Elemento 50N-2 ou 50N-3 não é requerido, o limite de
pickup 50N-2 ou 50N-3 deverá ser ajustado para ∞. Esse ajuste previne trip e a geração de uma mensagem
de pickup.
Elemento 50-1 (fases)
Para ajuste do elemento 50-1, a máxima corrente de carga esperada é que deve acima de tudo, ser considerada. Pickup devido a sobrecarga nunca deverá ocorrer uma vez que nesse modo o dispositivo opera como
proteção de falta com tempos de trip correspondentemente mais curtos e não como proteção de sobrecarga.
Por isso, um ajuste igual a 20% do pico de carga esperado é recomendado para proteção de linha e um ajuste
igual a 40% é recomendado para transformadores e motores. A temporização ajustável (endereço 1205 501 DELAY) resulta do mapa de coordenação da graduação definido para o sistema.
tempo de dropout). A temporização pode também ser ajustada para ∞. Nesse caso, o Elemento não oferecerá
trip após pickup. Contudo, pickup será sinalizado. Se o Elemento 50-1 não for requerido, então o limite de
pickup 50-1 deverá ser ajustado para ∞. Esse ajuste previne trip e a geração de uma mensagem de pickup.
Elemento 50N-1 (Terra)
Para ajustar o elemento 50N-1, deve ser considerada a mínima corrente esperada de falta à terra.
Se o relé for usado para proteger transformadores ou motores com grandes correntes de inrush, o recurso de
restrição a inrush do 7SJ80 pode ser usado para o elemento 50N-1 do relé. Ele pode ser ativado ou desativado
tanto para a corrente de fase como para a corrente à terra no endereço 2201 INRUSH REST.. Os valores da
característica da restrição a inrush estão listados na Subseção “Restrição a Inrush”.
A temporização ajustável (endereço 1305 50N-1 DELAY) resulta do gráfico de coordenação da graduação
definida para o sistema. Para correntes à terra em um sistema aterrado, são possíveis temporizações mais
curtas em um gráfico de coordenação separado.
tempo de dropout). A temporização pode também ser ajustada para ∞. Nesse caso, o Elemento não oferecerá
trip após pickup. Contudo, pickup será sinalizado. Se o Elemento 50N-1 não for requerido, então o limite de
pickup 50N-1 PICKUP deverá ser ajustado para ∞. Esse ajuste previne trip e a geração de uma mensagem
de pickup.
Pickup Stabilization (Definite Time)
Os tempos configuráveis de dropout 1215 50 T DROP-OUT or 1315 50N T DROP-OUT podem ser ajustados
para implementar uma atuação uniforme de dropout ao usar relés eletromecânicos. Isto é necessário para
uma graduação de tempo. O tempo de dropout do relé eletromecânico deve ser conhecido para essa finalidade. Subtraia o tempo de dropout do dispositivo (veja Dados Técnicos) desse valor e insira o resultado nos
parâmetros.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
81
Funções
Aplicações
Elemento 51(fases) com características IEC ou ANSI
Tendo ajustado o endereço 112 Charac. Phase = TOC IEC ou TOC ANSI ao configurar as funções de
proteção (Seção 2.1.1.2), os parâmetros das características inversas também estarão disponíveis.
Se o endereço 112 Charac. Phase foi ajustado para TOC IEC, você pode selecionar a Curva IEC desejada
(Normal Inverse, Very Inverse, Extremely Inv. or Long Inverse) (Inversa Normal, Muito
Inversa, Extremamente Inversa ou Inversa Longa) no endereço 1211 51 IEC CURVE. Se o
endereço 112 Charac. Phase foi ajustado para TOC ANSI, você pode selecionar a Curva ANSI desejada
(Very Inverse, Inverse, Short Inverse, Long Inverse, Moderately Inv., Extremely Inv. or
Definite Inv.) (Muito Inversa, Inversa, Inversa Curta, Inversa Longa,
Moderadamente Inversa, Extremamente Inversa ou Inversa Definida) no endereço 1212 51
ANSI CURVE.
Se a característica de trip de tempo inverso é selecionada, deve-se observar que um fator de segurança de
cerca de 1.1 já foi incluído entre o valor de pickup e o valor de ajuste. Isto significa que um pickup somente
ocorrerá se uma corrente de cerca de 1.1 vezes o valor de ajuste estiver presente. Se Disk Emulation
(Emulação de Disco) foi selecionado no endereço 1210 51 Drop-out, ocorrerá um reset de acordo com
a curva de reset descrita anteriormente.
O valor da corrente é ajustado no endereço 1207 51 PICKUP. O ajuste é principalmente determinado pela
máxima corrente de operação esperada. Pickup devido a sobrecarga não deve ocorrer pois neste modo o dispositivo opera como proteção de falta com tempos curtos correspondentes de trip e não como proteção de
sobrecarga.
O multiplicador de tempo correspondente para uma Curva IEC é ajustado no endereço 1208 51 TIME DIAL
e no endereço 1209 51 TIME DIAL, para uma curva ANSI. Ele deve ser coordenado com o gráfico de
coordenação de graduação do sistema.
O multiplicador de tempo também pode ser ajustado para ∞. Neste caso, o Elemento não emitirá trip após
pickup. Contudo, pickup será sinalizado. Se o Elemento 51 não for necessário, o endereço 112 Charac.
Phase deve ser ajustado para Definite Time (Tempo Definido) durante a configuração da função de
proteção (veja Seção 2.1.1.2).
Elemento 51N (Terra) com Característica IEC ou ANSI
Tendo ajustado o endereço 113 Charac. Ground = TOC IEC ao configurar as funções de proteção (Seção
2.1.1), os parâmetros das características inversas também estarão disponíveis. Especifique no endereço
1311 51N IEC CURVE a Curva IEC desejada (Normal Inverse, Very Inverse, Extremely Inv. or
Long Inverse) (Inversa Normal, Muito Inversa, Extremamente Inversa ou Inversa Longa). Se o endereço
113 Charac. Ground foi ajustado para TOC ANSI, você pode selecionar a Curva ANSI desejada (Very
Inverse, Inverse, Short Inverse, Long Inverse, Moderately Inv., Extremely Inv. or
Definite Inv.) (Muito Inversa, Inversa, Inversa Curta, Inversa Longa, Moderadamente Inversa, Extremamente Inversa ou Inversa Definida) no endereço 1312 51N ANSI CURVE.
Se a característica de trip de tempo inverso é selecionada, deve-se observar que um fator de segurança de
cerca de 1.1 já foi incluído entre o valor de pickup e o valor de ajuste. Isto significa que um pickup somente
ocorrerá se uma corrente de cerca de 1.1 vezes o valor de ajuste estiver presente. Se Disk Emulation
(Emulação de Disco) foi selecionado no endereço 1310 51 Drop-out, ocorrerá reset de acordo com a
curva de reset descrita anteriormente.
O valor da corrente é ajustado no endereço 1307 51N PICKUP. O ajuste é principalmente determinado pela
mínima corrente de falta à terra esperada.
O multiplicador de tempo correspondente para uma Curva IEC é ajustado no endereço 1308 51N TIME DIAL
e o endereço 1309 51N TIME DIAL para uma curva ANSI. Isto deve ser coordenado com o gráfico de coordenação de graduação da rede. Para corrente à terra com redes aterradas, você pode frequentemente ajustar
um gráfico de coordenação de graduação separado com temporizações mais curtas.
82
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Aplicações
O multiplicador de tempo também pode ser ajustado para ∞. Neste caso, o elemento não emitirá trip após
pickup. Contudo, pickup será sinalizado. Se o Elemento 51N-TOC não for necessário, o endereço 113
Charac. Ground deve ser ajustado para Definite Time (Tempo Definido) durante a configuração
das funções de proteção (veja Seção 2.1.1).
Quando aplicar o dispositivo de proteção em transformadores, onde altas correntes de inrush são esperadas,
o 7SJ80 pode utilizar a função de restrição a inrush para os elementos 50-1,51,50N-151N de sobrecorrente e
IEp.
A restrição a inrush só estará efetiva e acessível se o endereço 122 InrushRestraint (Restrição a
Inrush) for ajustado para Enabled (Ativado). Se a função não for necessária, ajuste para Disabled
(Desativado). No endereço 2201, INRUSH REST. a função é alternada entre ON ou OFF (LIGADO ou
DESLIGADO) para os Elementos de sobrecorrente 50-1 PICKUP,51 PICKUP, 50N-1 PICKUP e 51N
PICKUP.
A restrição a inrush é baseada na avaliação do 2º harmônico presente na corrente de inrush. O ajuste de fábrica da relação I2f/If é de15%. Sob circunstâncias normais, este ajuste não precisa ser alterado. O valor de
ajuste é idêntico para todas as fases e terra. Contudo, o componente necessário para restrição pode ser ajustado para as condições do sistema no endereço 2202 2nd HARMONIC. Para fornecer mais restrição em casos
excepcionais, onde as condições de energização são particularmente desfavoráveis, um valor menor, de 12
% por exemplo, pode ser ajustado nos endereços mencionados. Sem consideração do parâmetro 2202 2nd
HARMONIC, um bloqueio de inrush somente ocorrerá se o valor absoluto do 2º harmônico for no mínimo de
0.025 * INom,sec.
A duração efetiva do bloqueio cruzado 2203 CROSS BLK TIMER pode ser ajustada em um valor entre 0 s
(restrição harmônica ativa para cada fase individualmente) e um máximo de 180 s (restrição harmônica de uma
fase também bloqueia as outras fases na duração específica).
Se a corrente exceder o valor ajustado no endereço 2205 I Max, nenhuma restrição ocorrerá no
2º harmônico.
Modo de Fechamento Manual (fases,Terra)
Quando um disjuntor é fechado em uma linha defeituosa, um trip de alta velocidade do disjuntor é normalmente desejado. Para sobrecorrente ou Elemento de alto ajuste, a temporização pode ser “bypassada” através de um pulso de Fechamento Manual, consequentemente resultando em trip instantâneo. Este pulso é prolongado por no mínimo 300 ms. Para habilitar o dispositivo a reagir adequadamente na ocorrência de uma falta
nos elementos de fase, o endereço 1213 MANUAL CLOSE deve ser ajustado de acordo. Correspondentemente, o endereço 1313 MANUAL CLOSE é considerado para os endereços dos elementos de terra. Deste
modo, o usuário determina para ambos os elementos, de terra e de fase, que valor de pickup está ativo com
determinada temporização, quando o disjuntor é fechado manualmente.
Comando de Controle Externo
Se o sinal de fechamento manual não é enviado pelo dispositivo 7SJ80, isto é, nem pela interface incorporada
do operador e nem através da interface serial, mas diretamente de uma chave de controle, este sinal deve ser
enviado para uma entrada binária do 7SJ80 e configurada de acordo („>Manual Close“), para que o Elemento selecionado para MANUAL CLOSE (FECHAMENTO MANUAL) possa ser efetivado. A alternativa
Inactive (Inativo) significa que todos os elementos operam segundo a configuração, mesmo com
fechamento manual e não necessitam de tratamento especial.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
83
Funções
Aplicações
Função de Controle Interna
Se o sinal de fechamento manual é enviado através da função de controle interna do dispositivo, uma conexão
interna de informação tem de ser estabelecida via CFC (nível de tarefa de intertravamento-”interlocking task
level”) usando o bloco de informação CMD(CMD information block)(veja a Figura 2-30).
Figura 2-16
Exemplo de geração de um sinal de fechamento manual usando a função de controle interna
Nota
Para uma interação entre a função de religamento automático (79 AR) e a função de controle, é necessária
uma lógica CFC ampliada. Veja o cabeçalho de margem “Comando de Fechamento: Diretamente ou via Controle” em Notas de Ajustes da função de religamento automático (Seção 2.12.6).
Interação com a Função de Religamento Automático (fases)
Quando ocorre religamento, é desejável que se tenha proteção de alta velocidade contra faltas com 50-2 ou
50-3. Se a falta persistir após o primeiro religamento, os elementos 50-1 ou 51 serão iniciados com tempos de
trip graduados, isto é, os elementos 50-2 ou 50-3 serão bloqueados. No endereço 1214 50-2 active ou
1216 50-3 active pode ser especificado se os elementos 50-2 ou 50-3 devem ser influenciados pelo status
de um sistema de religamento automático interno ou externo. O parâmetro with 79 active significa que
os elementos 50-2 ou 50-3 somente serão liberados se o religamento automático não estiver bloqueado. Se
isto não for desejado, escolha o ajuste Always (Sempre) para que os elementos 50-2 ou 50-3 estejam
sempre ativos.
A função de religamento automático integrada do 7SJ80, também proporciona a opção de determinar
individualmente para cada elemento de sobrecorrente, se trip e bloqueio devem ser feitos instantaneamente,
sem serem afetados pelo religamento automático com a temporização ajustada (veja a Seção 2.12).
Interação com a Função de Religamento Automático (Terra)
Quando ocorre religamento, é desejável que se tenha uma proteção de alta velocidade contra faltas com
50N-2 ou 50N-3. Se a falta ainda existir após o primeiro religamento, os elementos 50N-1 ou 51N serão iniciados com tempos de trip graduados, isto é, os elementos 50N-2 ou 50N-3 serão bloqueados. Nos endereços
1314 50N-2 active ou 1316 50N-3 active pode ser especificado se os elementos 50N-2 ou 50N-3
devem ser ser influenciados pelo status de um sistema de religamento automático interno ou externo. O
endereço with 79 active (com 79 ativo) determina que os elementos 50N-2 ou 50N-3 somente operarão se o religamento automático não for bloqueado. Se isto não for desejável, selecione o ajuste Always
(Sempre) para que os elementos 50N-2 ou 50N-3 sempre operem, como configurado.
A função de religamento automático integrada do 7SJ80, também proporciona a opção de determinar individualmente para cada elemento de sobrecorrente, se trip ou bloqueio devem ser efetuados instantaneamente,
sem serem afetados pelo religamento automático com a temporização ajustada. (veja a Seção 2.12).
84
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Aplicações
2.2.11
Ajustes
Endereços com um "A" só podem ser alterados com DIGSI, em "Display Additional Settings".
A tabela indica os ajustes padrão de região específica. A Coluna C (configuração) indica a corrente nominal
End.
Parâmetro
1201
FCT 50/51
1202
50-2 PICKUP
1203
50-2 DELAY
1204
50-1 PICKUP
1205
50-1 DELAY
1207
51 PICKUP
C
Opções de Ajuste
Ajuste Padrão
Comentários
ON
OFF
ON
Sobrecorrente de Fase 50,
51
1A
0.10 .. 35.00 A; ∞
4.00 A
Pickup 50-2
5A
0.50 .. 175.00 A; ∞
20.00 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
Temporização 50-2
1A
0.10 .. 35.00 A; ∞
1.00 A
Pickup 50-1
5A
0.50 .. 175.00 A; ∞
5.00 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
Temporização 50-1
1A
0.10 .. 4.00 A
1.00 A
Pickup 51
5A
0.50 .. 20.00 A
5.00 A
1208
51 TIME DIAL
0.05 .. 3.20 sec; ∞
0.50 sec
Dial de Tempo 51
1209
51 TIME DIAL
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Dial de Tempo 51
1210
51 Drop-out
Instantaneous
Disk Emulation
Disk Emulation
Característica de Drop-out
1211
51 IEC CURVE
Normal Inverse
Very Inverse
Extremely Inv.
Long Inverse
Normal Inverse
Curva IEC
1212
51 ANSI CURVE
Very Inverse
Inverse
Short Inverse
Long Inverse
Moderately Inv.
Extremely Inv.
Definite Inv.
Very Inverse
Curva ANSI
1213A
MANUAL CLOSE
50-3 instant.
50-2 instant.
50 -1 instant.
51 instant.
Inactive
50-2 instant.
Modo de Fechamento
Manual
1214A
50-2 active
Always
with 79 active
Always
50-2 ativo
1215A
50 T DROP-OUT
0.00 .. 60.00 sec
0.00 sec
Temporização de Dropout
50
1216A
50-3 active
Always
with 79 active
Always
50-3 ativo
1217
50-3 PICKUP
1A
1.00 .. 35.00 A; ∞
∞A
Pickup 50-3
5A
5.00 .. 175.00 A; ∞
∞A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
1218
50-3 DELAY
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Temporização 50-3
85
Funções
Aplicações
End.
Parâmetro
1219A
50-3 measurem.
Fundamental
True RMS
Instantaneous
Fundamental
50-3 medição de
1220A
50-2 measurem.
Fundamental
True RMS
Fundamental
50-2 medição de
1221A
50-1 measurem.
Fundamental
True RMS
Fundamental
50-1 medição de
1222A
51 measurem.
Fundamental
True RMS
Fundamental
51 medição de
1301
FCT 50N/51N
ON
OFF
ON
Sobrecorrente à terra 50N,
51N
1302
50N-2 PICKUP
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
0.50 A
Pickup 50N-2
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
2.50 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.10 sec
Temporização 50N-2
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
0.20 A
Pickup 50N-1
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
1.00 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
1A
0.05 .. 4.00 A
0.20 A
Pickup 51N
5A
0.25 .. 20.00 A
1.00 A
1303
50N-2 DELAY
1304
50N-1 PICKUP
1305
50N-1 DELAY
1307
51N PICKUP
C
Opções de Ajuste
Ajuste Padrão
Comentários
1308
51N TIME DIAL
0.05 .. 3.20 sec; ∞
0.20 sec
Dial de Tempo 51N
1309
51N TIME DIAL
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Dial de Tempo 51N
1310
51N Drop-out
Instantaneous
Disk Emulation
Disk Emulation
Característica de Dropout
1311
51N IEC CURVE
Normal Inverse
Very Inverse
Extremely Inv.
Long Inverse
Normal Inverse
Curva IEC
1312
51N ANSI CURVE
Very Inverse
Inverse
Short Inverse
Long Inverse
Moderately Inv.
Extremely Inv.
Definite Inv.
Very Inverse
Curva ANSI
1313A
MANUAL CLOSE
50N-3 instant.
50N-2 instant.
50N-1 instant.
51N instant.
Inactive
50N-2 instant.
Modo de Fechamento
Manual
1314A
50N-2 active
Always
With 79 Active
Always
50N-2 ativo
1315A
50N T DROP-OUT
0.00 .. 60.00 sec
0.00 sec
50N
1316A
50N-3 active
Always
with 79 active
Always
50N-3 ativo
1317
50N-3 PICKUP
0.25 .. 35.00 A; ∞
∞A
Pickup 50N-3
86
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Aplicações
End.
Parâmetro
C
Opções de Ajuste
Ajuste Padrão
Comentários
1318
50N-3 DELAY
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.05 sec
1319A
50N-3 measurem.
Fundamental
True RMS
Instantaneous
Fundamental
50N-3 medição de
1320A
50N-2 measurem.
Fundamental
True RMS
Fundamental
50N-2 medição de
1321A
50N-1 measurem.
Fundamental
True RMS
Fundamental
50N-1 medição de
1322A
51N measurem.
Fundamental
True RMS
Fundamental
51N medição de
2201
INRUSH REST.
OFF
ON
OFF
Restrição de Inrush
2202
2nd HARMONIC
10 .. 45 %
15 %
2º harmônico em % de
fundamental
2203
CROSS BLOCK
NO
YES
NO
Bloqueio Cruzado
2204
CROSS BLK TIMER
0.00 .. 180.00 sec
0.00 sec
Tempo de Bloqueio
Cruzado
2205
I Max
1A
0.30 .. 25.00 A
7.50 A
5A
1.50 .. 125.00 A
37.50 A
Corrente máxima para
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
87
Funções
Aplicações
2.2.12
Lista de Informação
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
1704
>BLK 50/51
SP
>BLOQUEAR 50/51
1714
>BLK 50N/51N
SP
>BLOQUEAR 50N/51N
1718
>BLOCK 50-3
SP
>BLOQUEAR 50-3
1719
>BLOCK 50N-3
SP
>BLOQUEAR 50N-3
1721
>BLOCK 50-2
SP
>BLOQUEAR 50-2
1722
>BLOCK 50-1
SP
>BLOQUEAR 50-1
1723
>BLOCK 51
SP
>BLOQUEAR 51
1724
>BLOCK 50N-2
SP
>BLOQUEAR 50N-2
1725
>BLOCK 50N-1
SP
>BLOQUEAR 50N-1
1726
>BLOCK 51N
SP
>BLOQUEAR 51N
1751
50/51 PH OFF
OUT
Sobrecorrente 50/51 DESLIGADO
1752
50/51 PH BLK
OUT
Sobrecorrente 50/51 está BLOQUEADO
1753
50/51 PH ACT
OUT
Sobrecorrente 50/51 está ATIVO
1756
50N/51N OFF
OUT
50N/51N está DESLIGADO
1757
50N/51N BLK
OUT
50N/51N está BLOQUEADO
1758
50N/51N ACT
OUT
50N/51N está ATIVO
1761
50(N)/51(N) PU
OUT
PICKUP Sobrecorrente 50(N)/51(N)
1762
50/51 Ph A PU
OUT
Pickup da Fase A 50/51
1763
50/51 Ph B PU
OUT
Pickup da Fase B 50/51
1764
50/51 Ph C PU
OUT
Pickup da Fase C 50/51
1765
50N/51NPickedup
OUT
Pickup 50N/51N
1767
50-3 picked up
OUT
Pickup 50-3
1768
50N-3 picked up
OUT
Pickup 50N-3
1769
50-3 TRIP
OUT
TRIP 50-3
1770
50N-3 TRIP
OUT
TRIP 50N-3
1787
50-3 TimeOut
OUT
Tempo esgotado 50-3
1788
50N-3 TimeOut
OUT
Tempo esgotado 50N-3
1791
50(N)/51(N)TRIP
OUT
TRIP 50(N)/51(N)
1800
50-2 picked up
OUT
Pickup 50-2
1804
50-2 TimeOut
OUT
Tempo esgotado 50-2
1805
50-2 TRIP
OUT
TRIP 50-2
1810
50-1 picked up
OUT
Pickup 50-1
1814
50-1 TimeOut
OUT
Tempo esgotado 50-1
1815
50-1 TRIP
OUT
TRIP 50-1
1820
51 picked up
OUT
Pickup 51
1824
51 Time Out
OUT
Tempo esgotado 51
1825
51 TRIP
OUT
TRIP 51
1831
50N-2 picked up
OUT
50N-2 picked up
1832
50N-2 TimeOut
OUT
50N-2 Time Out
1833
50N-2 TRIP
OUT
50N-2 TRIP
1834
50N-1 picked up
OUT
Pickup 50N-1
1835
50N-1 TimeOut
OUT
Tempo esgotado 50N-1
1836
50N-1 TRIP
OUT
TRIP 50N-1
1837
51N picked up
OUT
Pickup 51N
88
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Aplicações
No.
1838
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
51N TimeOut
OUT
Tempo esgotado 51N
1839
51N TRIP
OUT
TRIP 51N
1840
PhA InrushDet
OUT
Detecção de inrush da Fase A
1841
PhB InrushDet
OUT
Detecção de inrush da Fase B
1842
PhC InrushDet
OUT
Detecção de inrush da Fase C
1843
INRUSH X-BLK
OUT
Bloqueio cruzado: PhX bloqueou PhY
1851
50-1 BLOCKED
OUT
BLOQUEADO 50-1
1852
50-2 BLOCKED
OUT
BLOQUEADO 50-2
1853
50N-1 BLOCKED
OUT
BLOQUEADO 50N-1
1854
50N-2 BLOCKED
OUT
BLOQUEADO 50N-2
1855
51 BLOCKED
OUT
BLOQUEADO 51
1856
51N BLOCKED
OUT
BLOQUEADO 51N
1866
51 Disk Pickup
OUT
Pickup emulação de disco 51
1867
51N Disk Pickup
OUT
Pickup emulação de disco 51N
7551
50-1 InRushPU
OUT
Pickup Inrush 50-1
7552
50N-1 InRushPU
OUT
Pickup Inrush 50N-1
7553
51 InRushPU
OUT
Pickup Inrush 51
7554
51N InRushPU
OUT
Pickup Inrush 51N
7556
InRush OFF
OUT
InRush DESLIGADO
7557
InRush BLK
OUT
InRush BLOQUEADO
7558
InRush Gnd Det
OUT
Detectado InRush Terra
7559
67-1 InRushPU
OUT
Pickup Inrush 67-1
7560
67N-1 InRushPU
OUT
Pickup Inrush 67N-1
7561
67-TOC InRushPU
OUT
Pickup Inrush 67-TOC (sobrecorr. temporizada)
7562
67N-TOCInRushPU
OUT
Pickup Inrush 67N-TOC(sobrecorr. temporizada)
7563
>BLOCK InRush
SP
>BLOQUEAR InRush
7564
Gnd InRush PU
OUT
Pickup Terra InRush
7565
Ia InRush PU
OUT
Pickup Inrush Fase A
7566
Ib InRush PU
OUT
Pickup Inrush Fase B
7567
Ic InRush PU
OUT
Pickup Inrush Fase C
10034
50-3 BLOCKED
OUT
BLOQUEADO 50-3
10035
50N-3 BLOCKED
OUT
BLOQUEADO 50N-3
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
89
Funções
2.3 Proteção direcional de sobrecorrente 67, 67N
2.3
Proteção direcional de sobrecorrente 67, 67N
A proteção direcional de sobrecorrente consiste de três elementos para correntes de fase e corrente à terra
que pode operar de forma direcional ou não-direcional. Todos os elementos são independentes uns dos outros
e podem ser combinados como desejado.
O elemento de alta corrente 67-2 e o elemento de sobrecorrente 67-1 sempre operam com um tempo de trip
definido, o terceiro elemento 67-TOC sempre opera com tempo de trip inverso.
Aplicações
• A proteção direcional de sobrecorrente permite a aplicação de dispositivos de proteção multifuncionais
7SJ80 também em sistemas onde a coordenação de proteção depende do conhecimento da magnitude da
corrente de falta e da direção do fluxo de potência no local da falta.
• A proteção de sobrecorrente não-direcional descrita na Seção 2.2, pode operar como uma proteção sobreposta de backup ou pode ser desativada. Adicionalmente, elementos individuais (por exemplo, 67-2 e/ou
67N-2) podem ser interconectados com a proteção direcional de sobrecorrente.
• Para linhas paralelas ou transformadores alimentados por uma única fonte, somente a proteção direcional
de sobrecorrente permite detecção seletiva de falta.
• Para seções de linha alimentadas por duas fontes ou linhas operadas em anel, a proteção de sobrecorrente
tem de ser suplementada pelo critério direcional.
2.3.1
Geral
Para linhas paralelas ou transformadores alimentados por uma única fonte (Figura 2-17), o segundo alimentador (II) é aberto na ocorrência de uma falta no primeiro alimentador (I), se o trip do disjuntor no alimentador
paralelo não for prevenido por um elemento de medição direcional (em B). Portanto, é aplicada a proteção direcional de sobrecorrente no local indicado por uma seta (Figura 2-17). Certifique-se de que a direção “para
frente” (forward) do elemento de proteção esteja na direção da linha (ou objeto a ser protegido). Isto não é
necessariamente idêntico à direção do fluxo normal de carga, como mostra a Figura 2-17.
90
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Figura 2-17
Proteção de sobrecorrente para transformadores paralelos
Para seções de linha alimentadas por duas fontes ou em linhas operadas em anel, a proteção de sobrecorrente tem de ser suplementada pelo critério direcional. A Figura 2-18 mostra um sistema em anel onde ambas
as fontes de energia são fundidas em uma única fonte.
Figura 2-18
Linhas de transmissão com fontes em ambos os lados
Dependendo do ajuste do parâmetro 613 Gnd O/Cprot. w., o elemento de corrente à terra pode operar
com valores medidos IN ou com os valores 3I0 calculados a partir das correntes trifásicas. Contudo, dispositivos que apresentam uma entrada de corrente à terra sensível, usam a grandeza calculada 3I0.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
91
Funções
O tempo pode ser bloqueado para cada elemento via entrada binária ou religamento automático (dependente
de ciclo), eliminando deste modo o comando de trip. Remoção ou bloqueio durante pickup reiniciará temporizações. O Fechamento Manual é uma exceção. Se um disjuntor é manualmente fechado em uma falta, ele
pode ser reaberto imediatamente. Para elementos de sobrecorrente ou elementos de alto ajuste, a temporização pode ser “bypassada” por um pulso de Fechamento Manual, resultando deste modo em um trip de alta
velocidade.
Além disso, pode ser iniciado um trip imediato em conjunto com a função de religamento automático
(dependente de ciclo).
A estabilização de pickup para os elementos 67/67N da proteção direcional de sobrecorrente pode ser
completada através de tempos ajustáveis de dropout. Esta proteção é usada em sistemas onde ocorrem faltas
intermitentes. Em combinação com relés eletromecânicos, ela permite o ajuste de diferentes respostas de
dropout e a implementação de uma graduação de tempo em relés digitais e eletromecânicos.
Parâmetros de pickup e de temporização podem ser rapidamente ajustados às necessidades do sistema,
através de troca dinâmica de ajuste (veja a Seção 2.4).
Utilizando o recurso de restrição a inrush, trip pode ser bloqueado pelos elementos 67-1, 67-TOC, 67N-1, e
67N-TOC no elemento das fases e de terra onde a corrente de inrush é detectada.
A tabela seguinte fornece uma visão geral das interconexões com outras funções do 7SJ80.
Tabela 2-5
Interconexão com outras funções
Elementos Direcionais de Proteção de
Sobrecorrente
2.3.2
Conexão com
Religamento
Automático
FECHAMENTO
Manual
Pickup Dinâmico de Restrição a Inrush
Carga Fria
67-1
•
•
•
67-2
•
•
•
67-TOC
•
•
•
•
67N-1
•
•
•
•
67N-2
•
•
•
67N-TOC
•
•
•
•
•
Tempo Definido, Elementos Direcionais de Alto Ajuste 67-2, 67N-2
Para cada elemento um valor individual de pickup 67-1 PICKUP or 67N-1 PICKUP é ajustado, que pode ser
medido como Fundamental ou True RMS. Correntes de fase e de terra são comparadas separadamente
com os valores dos elementos de relé 67-2 PICKUP e 67N-2 PICKUP. Correntes acima dos valores
ajustados são sinalizadas separadamente, quando a direção da falta é igual à direção configurada. Após
decorridas as temporizações adequadas 67-2 DELAY, 67N-2 DELAY, sinais de trip são emitidos e são
disponibilizados para cada elemento. O valor de dropout é de aproximadamente 95% do valor de pickup para
correntes > 0.3 INom.
Pickup pode ser estabilizado ajustando-se os tempos de dropout 1518 67 T DROP-OUT ou 1618 67N T
DROP-OUT. Este tempo é iniciado e mantém a condição de pickup se a corrente cair abaixo do limite. Portanto,
a função não desliga em alta velocidade. A temporização do comando de trip 50-2 DELAY ou 50N-2 DELAY,
entretanto, continua. Após decorrida a temporização de dropout , é informado o desligamento de pickup e a
temporização de trip é resetada, a não ser que o limite 50-2 PICKUP ou 50N-2 PICKUP tenha sido excedido
novamente. Se o limite é excedido novamente durante a temporização de dropout, o tempo é cancelado. A
temporização do comando de trip 50-2 DELAY ou 50N-2 DELAY, entretanto, continua. Excedido o valor
limite após sua expiração, o comando de trip é emitido imediatamente. Se o valor limite não é excedido nesse
momento, não haverá reação. Se o valor limite é excedido novamente após a expiração da temporização do
comando de trip, enquanto a temporização de dropout ainda está em curso, ocorre trip imediatamente.
Cada um desses elementos pode ser direcional ou não-direcional.
92
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Esses elementos podem ser bloqueados pelo recurso de religamento automático (AR).
A figura seguinte exemplifica o diagrama lógico do elemento de alto ajuste 67-2.
Figura 2-19
Diagrama lógico do elemento de alto ajuste 67-2 para fases
Se o parâmetro 1513 MANUAL CLOSE é ajustado para 67-2 instant. e utilizada a detecção de fechamento
manual, trip é iniciado assim que surjam as condições de pickup, mesmo se o elemento estiver bloqueado por
O mesmo se aplica a 79 AR 67-2.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
93
Funções
2.3.3
Tempo Definido, Elementos Direcionais de Sobrecorrente 67-1, 67N-1
Para cada elemento um valor individual de pickup 67-1 PICKUP or 67N-1 PICKUP é ajustado, que pode ser
medido como Fundamental ou True RMS. Correntes de fase ou de terra são comparadas separadamente
com o valor de ajuste comum 67-1 PICKUP ou 67N-1 PICKUP. Correntes acima dos valores de ajuste são
sinalizadas separadamente quando a direção da falta é igual à direção configurada. Se o recurso de restrição
a inrush é usado, mesmo os sinais normais de pickup ou sinais de inrush correspondentes são emitidos enquanto for detectada corrente de inrush. Quando, após pickup sem identificação de inrush, houver expiração
das temporizações relevantes 67-1 DELAY, 67N-1 DELAY, um comando de trip é emitido. Se o recurso de
restrição a inrush está ativado e existe a condição de inrush, não ocorre trip, mas uma mensagem é gravada
e exibida, indicando quando a temporização do elemento de sobrecorrente expirou. Sinais de trip e sinais da
expiração das temporizações, são disponibilizados separadamente para cada elemento. O valor de dropout é
de aproximadamente 95% do valor de pickup para correntes > 0.3 INom.
Pickup pode ser estabilizado ajustando-se o tempo de dropout 1518 67 T DROP-OUT ou 1618 67N T DROPOUT. Este tempo é iniciado e mantém a condição de pickup se a corrente cair abaixo do limite. Consequentemente, a função entra em dropout com alta velocidade. A temporização do comando de trip 50-1 DELAY ou
50N-1 DELAY entretanto, continua. Após a temporização de dropout ter decorrido, é relatado o desligamento
de pickup e a temporização de trip é resetada, a não ser que o limite 50-1 PICKUP ou 50N-1 PICKUP tenha
sido excedido novamente. Se o limite é excedido novamente durante a temporização de dropout, o tempo é
cancelado. A temporização do comando de trip 50-1 DELAY or 50N-1 DELAY, entretanto, continua. Excedido o valor limite após sua expiração, é emitido o comando de trip imediatamente. Se o valor limite não é excedido neste momento, não haverá reação. Se o valor limite é excedido novamente após a expiração da temporização do comando de trip, enquanto a temporização de dropout ainda está em curso, ocorre trip
imediatamente.
A restrição a inrush dos elementos de sobrecorrente 50-1 PICKUP ou 50N-1 PICKUP é desativada através
de tempos configuráveis de dropout, se ocorrer um pickup de inrush, porque a ocorrência de um inrush não
constitui uma falta intermitente.
Cada um desses elementos pode ser direcional ou não-direcional.
Esses elementos podem ser bloqueados pelo recurso de religamento automático (AR).
A figura seguinte mostra por meio de um exemplo, o diagrama lógico do elemento direcional 67-1 de
sobrecorrente.
94
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Figura 2-20
Diagrama lógico do elemento direcional de relé 67-1 para fases
Se o parâmetro 1513 MANUAL CLOSE é ajustado para 67-1 instant. e utilizada a detecção de fechamento
manual, trip é iniciado tão logo surjam as condições de pickup, mesmo se o elemento é bloqueado através de
O mesmo se aplica a 79 AR 67-1.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
95
Funções
A temporização de dropout só funciona se não for detectado inrush. A aproximação de um inrush reseta uma
temporização de dropout já em curso.
Figura 2-21
2.3.4
Lógica da temporização de dropout para 67-1
Tempo Inverso, Elementos Direcionais de Sobrecorrente 67-TOC, 67N-TOC
Os elementos de tempo inverso dependem da versão do dispositivo que foi solicitada. Eles operam de acordo
com ambos os padrões IEC e ANSI. As características e fórmulas associadas são idênticas as da proteção de
sobrecorrente não-direcional e estão ilustradas na Seção Dados Técnicos. Quando as curvas de tempo
inverso são configuradas, os elementos de tempo definido 67-2 e 67-1 estão em funcionamento.
Comportamento de Pickup
Para cada elemento 67-TOC PICKUP ou 67N-TOC PICKUP é ajustado um valor individual de pickup, que
pode ser medido como Fundamental ou True RMS. Cada corrente de fase e de terra é comparada separadamente com o valor comum de pickup 67-TOC PICKUP ou 67N-TOC PICKUP de cada elemento. Quando
um valor de corrente excede o valor de ajuste correspondente por um fator de 1.1, a fase correspondente emite
pickup e uma mensagem é sinalizada seletivamente por fase, assumindo que a direção da falta é igual à direção configurada. Se o recurso de restrição a inrush é usado, tanto os sinais normais de pickup quanto os
sinais correspondentes de inrush, são emitidos enquanto a corrente de inrush é detectada. Se o elemento
67-TOC emite pickup, a temporização do sinal de trip é calculada usando um esquema de medição integrada.
A temporização calculada é dependente do fluxo da corrente de falta presente e da curva de trip selecionada.
Decorrida a temporização um sinal de trip é emitido, assumindo que nenhuma corrente de inrush foi detectada
ou que a restrição a inrush está desativada. Se o recurso de restrição a inrush está ativado e existe uma condição de inrush, não ocorre trip, mas uma mensagem é gravada e exibida indicando quando a temporização
do elemento de sobrecorrente expirou.
Para o elemento de corrente à terra 67N-TOC, a Curva pode ser selecionada independentemente da Curva
usada para correntes de fase.
Os valores de pickup dos elementos 67-TOC (fases), 67N-TOC (corrente à terra) e dos multiplicadores de
tempo associados, podem ser ajustados individualmente.
Comportamento de Dropout
Quando usar uma curva IEC ou ANSI , defina se o dropout de um elemento deve ocorrer instantaneamente
após o limite ter sido atingido ou se deve ser executado através de emulação de disco. "Instantaneamente"
significa que pickup é desligado quando o valor de aproximadamente 95% do valor ajustado de pickup é
atingido. Para um novo pickup o contador de tempo inicia em zero.
96
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
A emulação de disco inicia um processo de dropout (o contador de tempo é decrescido) que se inicia após a
desenergização. Este processo corresponde ao reset de um disco de Ferraris (explicando sua denominação
"emulação de disco"). Em caso de várias faltas ocorrerem sucessivamente, a "história" é levada em consideração devido à inércia do disco de Ferraris e a resposta de tempo é adaptada. O reset é iniciado assim que
90% do valor de ajuste é atingido, de acordo com a curva de dropout da característica selecionada. Na faixa
entre o valor de dropout (95% do valor de pickup) e 90% do valor ajustado, o processo de acréscimo e
decréscimo está inativo.
A emulação de disco oferece vantagens, quando os elementos do relé de sobrecorrente precisam ser coordenados com os relés de sobrecorrente eletromecânicos convencionais, localizados na direção da fonte.
A figura seguinte mostra através de um exemplo, o diagrama lógico do elemento do relé 67-TOC da proteção
de sobrecorrente de tempo inverso direcional das correntes de fase.
Figura 2-22
Diagrama lógico da proteção direcional de sobrecorrente: elemento do relé 67-TOC
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
97
Funções
2.3.5
Interação com Monitoramento de Falha de Fusível (FFM)
Um trip indevido pode ser causado por falha de tensão de medição devido a curto-circuito, circuito interrompido
no sistema secundário do transformador de potencial, ou pickup do fusível do transformador de potencial. A
falha da tensão de medição em um ou dois polos pode ser detectada e os elementos direcionais de sobrecorrente (Fase e Terra) podem ser bloqueados (veja diagramas lógicos). A proteção de subtensão, a detecção
de falta à terra sensível e a sincronização são igualmente bloqueadas neste caso.
Para informação adicional na operação de monitoramento de falha de fusível, veja a seção 2.10.1 Supervisão
de Valores Medidos.
2.3.6
Pickup de Carga Fria Dinâmico
Pode ser necessário aumentar dinamicamente os valores de pickup da proteção direcional de sobrecorrente
se, na partida, certos elementos do sistema mostram um consumo elevado de energia após um longo período
de tensão zero (por exemplo, sistemas de ar-condicionado, instalações de aquecimento, motores). Neste
caso, um aumento geral dos limites de pickup pode ser evitado, levando-se em consideração tais condições
de partida.
A função do pickup de carga fria dinâmico é comum a todos os elementos de sobrecorrente e é descrito na
Seção 2.4. Os valores alternativos de pickup podem ser ajustados, individualmente, para cada elemento da
proteção direcional e não-direcional de sobrecorrente.
2.3.7
O 7SJ80 desempenha uma função de restrição de inrush integrada. Ela previne o pickup "normal" de todos os
elementos direcionais ou não-direcionais do relé de sobrecorrente nos elementos de terra e fases, mas não
nos elementos de alto ajuste. O mesmo se aplica aos limites alternativos de pickup da função de pickup de
carga fria dinâmico. Após a detecção de correntes de inrush acima de um valor de pickup, sinais especiais de
inrush são gerados. Estes sinais também iniciam anunciações de falta e iniciam a temporização de trip associada. Se as condições de inrush ainda estiverem presentes após a decorrência da temporização de trip, uma
mensagem correspondente ("....TimeOut ") é emitida, mas o trip de sobrecorrente é bloqueado (para informações adicionais veja "Restrição de Inrush" na Seção 2.2).
2.3.8
Determinação de Direção
A determinação da direção de falta do elemento direcional de fase e do elemento direcional de terra, é
efetuada independentemente.
Basicamente, a determinação da direção é executada pela determinação do ângulo de fase entre a corrente
de falta e uma tensão de referência.
98
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Método de Medição Direcional
Para o elemento direcional de fase, a corrente de falta da fase correspondente e a tensão fase-fase sem falta,
são usadas como tensão de referência. A tensão sem falta também permite uma determinação definida da
direção, mesmo que a tensão de falta tenha cessado completamente (falta de linha curta). Em conexões de
tensão fase-terra, são calculadas as tensões fase-fase. Em uma conexão de tensões bifásicas e VN, a terceira
tensão fase-fase também é calculada.
Com faltas em linhas trifásicas curtas, valores de tensão armazenados são usados para determinar claramente a direção, se as tensões de medição não forem suficientes. Após a expiração do período de armazenamento (2 s), a direção detectada é salva enquanto não estiver disponível suficiente tensão de medição.
Quando no fechamento em uma falta não existirem valores de tensão armazenados no buffer, o elemento do
relé emitirá trip. Em todos os outros casos, a magnitude da tensão será suficiente para determinar a direção.
Para cada elemento direcional de terra há duas possibilidades para a determinação da direção:
Determinação de Direção com Sistema de Sequência Zero ou Grandezas de Terra
Para elementos direcionais de falta à terra, a direção pode ser determinada a partir das grandezas do sistema
de sequência zero. Na trajetória da corrente, a corrente IN é válida, quando a corrente de neutro do transformador é conectada ao dispositivo. Por outro lado, o dispositivo calcula a corrente à terra a partir da soma das
correntes trifásicas. No elemento de tensão, a tensão residual VN é usada como tensão de referência, se conectada. Caso contrário, o dispositivo calcula como tensão de referência, a tensão de sequência zero 3 · V0 a
partir da soma das tensões trifásicas. Se a magnitude de V0 ou 3 · V0 não é suficiente para determinar a direção, a direção é indefinida. Então o elemento direcional de terra não iniciará um sinal de trip. Se a medição
do sistema de sequência zero não é possível porque somente dois transformadores de corrente, por exemplo,
estão conectados, o elemento direcional de terra tampouco operará.
Determinação de Direção com Grandezas de Sequência Negativa
Aqui, a corrente de sequência negativa e a tensão de sequência negativa são usados para determinar a
direção. Isto é vantajoso se a sequência zero é influenciada por uma linha paralela ou se a tensão zero se
torna muito pequena devido a impedâncias zero desfavoráveis. O sistema de sequência negativa é calculado
a partir de tensões e correntes individuais. Da mesma forma como são usadas as grandezas de sequência
zero, a direção só é determinada se os valores necessários para a determinação da direção excederem um
certo limite mínimo. De outra forma, a direção permanecerá indeterminada.
Quando os transformadores de potencial estão conectados em V, a determinação da direção é sempre
baseada nas grandezas de sequência negativa.
Tensões de Referência de Polarização Cruzada para Determinação de Direção
A direção de um elemento direcional de fase é detectado por meio de uma tensão polarizada cruzada. Em uma
falta fase-terra, a tensão polarizada cruzada (tensão de referência) está 90° fora de fase com as tensões de
falta (veja a Figura 2-23). Com faltas fase-fase, o ângulo entre as tensões polarizadas cruzadas (tensões de
referência) e as tensões de falta, pode estar entre 90° (falta remota) e 60° (falta local), dependendo do grau
da queda das tensões de falta.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
99
Funções
Figura 2-23
Tensões polarizadas cruzadas para determinação da direção
A fase que transporta a corrente mais alta é selecionada para a decisão da direção. Com níveis de corrente
iguais, a fase com o menor número é escolhida (IA antes de IB antes de IC). A tabela seguinte mostra a
alocação de valores medidos para a determinação da direção de falta para vários tipos de pickups para o
elemento de fase.
Tabela 2-6
Valores de Tensão e Corrente para a Determinação da Direção de Falta em um Elemento de
Fase
Pickup
Corrente selecionada
Tensão alocada
A
IA
VB - VC
B
IB
VC - VA
C
IC
VA - VB
A, B with IA>IB
IA
VB - VC
A, B with IA=IB
IA
VB - VC
A, B with IA<IB
IB
VC - VA
B, C with IB>IC
IB
VC - VA
B, C with IB=IC
IB
VC - VA
B, C with IB<IC
IC
VA - VB
C, A with IC>IA
IC
VA - VB
C, A with IC=IA
IA
VB - VC
C, A with IC<IA
IA
VB - VC
A, B, C with IA>(IB, IC)
IA
VB - VC
A, B, C with IB>(IA, IC)
IB
VC - VA
A, B, C with IC>(IA, IB)
IC
VA - VB
Para informação sobre as possíveis conexões de transformador de potencial e seu impacto na proteção
direcional de sobrecorrente, veja 2.1.3.2.
100
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Determinação de Direção de Elementos Direcionais de Fase
Como já mencionado, a determinação da direção é efetuada pela definição do ângulo de fase entre a corrente
de falta e a tensão de referência. No intuito de satisfazer diferentes condições e aplicações da rede, a tensão
de referência pode ser rotacionada por um ângulo ajustável. Deste modo, o vetor da tensão de referência
rotacionada pode ser rigorosamente ajustado com o vetor da corrente de falta, para proporcionar o melhor
resultado possível na determinação da direção. A Figura 2-24 mostra claramente a conexão do elemento
direcional de fase baseada em uma falta à terra monopolar na Fase A. A corrente de falta IscA segue a tensão
de falta pelo ângulo de falta ϕsc. A tensão de referência, neste caso VBC para o elemento A direcional de fase,
é rotacionada pelo valor de ajuste 1519 ROTATION ANGLE, positivamente anti-horário. Neste caso, uma rotação de +45°.
Figura 2-24
Rotação da tensão de referência, elemento direcional de fase
A tensão de referência rotacionada define a área dianteira e a oposta, veja Figura 2-25. A área dianteira é uma
faixa de ±86° ao redor da tensão de referência rotacionada Vref,rot . Se o vetor da corrente de falta está nessa
área, o dispositivo detecta a direção da potência para frente. Na área reversa, o dispositivo detecta a direção
oposta. Na área intermediária, o resultado da direção é indefinido.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
101
Funções
Figura 2-25
Característica de Avanço da função direcional, elemento direcional de fase
Determinação de Direção do Elemento Direcional de Terra com Valores de Terra
A Figura 2-26 mostra o tratamento da tensão de referência para o elemento direcional de terra, também
baseado em uma falta à terra monopolar na Fase A. Contrário aos elementos direcionais de fase que
trabalham com tensão sem falta como tensão de referência, a própria tensão de falta é o potencial de
referência para o elemento direcional de terra. Dependendo da conexão do transformador de potencial, esta
é a tensão 3V0 (como mostrada na Figura 2-26) ou VN. A corrente de falta -3I0 é defasada da fase por 180°
para a corrente de falta IscA e segue a tensão de falta 3V0 pelo ângulo de falta ϕsc. A tensão de referência é
rotacionada através do valor de ajuste 1619 ROTATION ANGLE. Neste caso, uma rotação de -45°.
Figura 2-26
Rotação da tensão de referência, elemento direcional de terra com valores de sequência zero
A área dianteira é também uma faixa de ±86° ao redor da tensão de referência rotacionada Vref, rot. Se o vetor
da corrente de falta -3I0 (or IN) está nessa área, o dispositivo detecta a direção para frente.
102
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Determinação de Direção via Elemento de Terra usando Valores de Sequência Negativa
A Figura 2-27 mostra o tratamento da tensão de referência para o elemento direcional de terra, usando os
valores de sequência negativa, baseados em uma falta à terra monopolar na Fase A. Como tensão de
referência, é usada a tensão do sistema de sequência negativa, como corrente para a determinação da direção, a corrente do sistema de sequência negativa na qual a corrente de falta é exibida. A corrente de falta 3I2 está em fase oposta à corrente de falta IscA e segue a tensão 3V2 pelo ângulo de falta ϕsc. A tensão de
referência é rotacionada através do valor de ajuste 1619 ROTATION ANGLE. Neste caso, uma rotação de -45°.
Figura 2-27
Rotação da tensão de referência, elemento direcional de terra com valores de sequência
negativa
A área para a frente está em uma faixa de ±86° ao redor da tensão de referência Vref, rot. Se o vetor da corrente
do sistema de sequência negativa -3I2 está nesta área, o dispositivo detecta a direção para frente.
2.3.9
Intertravamento Reverso para Linhas com Alimentação nas Duas
Extremidades
O recurso de direcionalidade da proteção direcional de sobrecorrente habilita o usuário a também executar
intertravamento reverso em linha com alimentação nas duas extremidades, usando o elemento de relé 67-1.
Ele é projetado para isolar seletivamente uma seção de linha defeituosa (seções de aneis, por exemplo) em
alta velocidade, isto é, graduações de tempo longas, não tornarão o processo mais lento. Este esquema é
viável quando a distância entre os relés de proteção não é muito grande e quando fios piloto estão disponíveis
para transferência de sinal, através de um loop de tensão auxiliar.
Para cada linha é necessário um caminho separado para a transferência de dados, para facilitar a transmissão
de sinal em cada direção. Quando implementado em uma conexão de circuito fechado, perturbações na linha
de comunicação são detectadas e sinalizadas com temporização. O sistema local exige um fio de intertravamento local do barramento, similar ao descrito na Subseção "Proteção de Intertravamento Reverso do Barramento" para a proteção direcional de sobrecorrente. (Seção 2.2).
Durante uma falta na linha, o dispositivo que detecta faltas no sentido para frente (da linha) usando o elemento
direcional 67-1 do relé, bloqueará um dos elementos não-direcionais da sobrecorrente (50-1, 50-TOC) dos
dispositivos na direção oposta (no mesmo barramento) uma vez que eles não devem emitir trip (Figura 2-28).
Em adição, uma mensagem é gerada referente ao sentido da falta. Mensagens "para frente" são emitidas
quando o limite atual do elemento direcional 67-1 do relé for excedido e a determinação da direção da linha é
feita. Subsequentemente, mensagens "para frente" são transmitidas ao dispositivo situado na direção oposta.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
103
Funções
Durante uma falta no barramento, o dispositivo que detecta faltas na direção reversa (barramento), usando o
elemento direcional 67-1 do relé, bloqueará um dos elementos não-direcionais de sobrecorrente (50-1, 50TOC) de dispositivos no terminal oposto do mesmo alimentador. Em adição, uma mensagem "Reversa" é
gerada e transmitida pelo de tensão auxiliar para o relé situado no terminal oposto da linha.
Figura 2-28
Intertravamento reverso usando elementos direcionais
O elemento direcional de sobrecorrente, fornecendo uma graduação normal de tempo, opera como uma
proteção seletiva de backup.
A figura seguinte mostra o diagrama lógico da geração de sinais de direção de falta.
Figura 2-29
104
Diagrama lógico da geração de sinais de direção de falta
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.3.10
Notas de Ajustes
Geral
Quando selecionar a proteção direcional de sobrecorrente em DIGSI, aparece uma caixa de diálogo com
várias indicações para o ajuste dos parâmetros associados. Dependendo do escopo funcional especificado
durante a configuração das funções de proteção nos endereços 115 67/67-TOC e 116 67N/67N-TOC, o
número de indicações pode variar.
Se 67/67-TOC ou 67N/67N-TOC = Definite Time for selecionado, então somente estarão disponíveis os
ajustes para os elementos definidos de tempo, Se TOC IEC ou TOC ANSI for selecionado, as características
inversas também estarão disponíveis. Os elementos direcionais sobrepostos 67-2 e 67-1 ou 67N-2 e 67N-1
aplicam-se em todos esses casos.
No endereço 1501 FCT 67/67-TOC, a proteção direcional de sobrecorrente de fase pode ser ligada (ON) ou
desligada (OFF).
Valores de pickup values, temporizações e Curvas, são ajustados separadamente para a proteção de fase e
para a proteção de terra. Por isso, a coordenação do relé para faltas à terra é independente da coordenação
do relé para faltas de fase e ajustes mais sensíveis podem ser aplicados frequentemente na proteção direcional à terra. Portanto, no endereço 1601 FCT 67N/67N-TOC, a proteção direcional de sobrecorrente à terra
pode ser ligada (ON) ou desligada (OFF), independentemente da proteção direcional de sobrecorrente de fase.
Dependendo do parâmetro 613 Gnd O/Cprot. w., o dispositivo pode operar usando valores medidos IN ou
as grandezas 3I0, calculados a partir das correntes trifásicas. Dispositivos caracterizando uma entrada de
corrente sensível à terra, geralmente usam a grandeza calculada 3I0.
A orientação direcional da função é influenciada pelo parâmetro 201 CT Starpoint (veja Capítulo 2.1.3).
Métodos de Medição
Os valores de comparação a serem usados com os elementos respectivos, podem ser ajustados nas folhas
de ajustes dos elementos.
• Medição do Harmônico Fundamental (método padrão):
Este método de medição processa os valores amostrados da corrente e filtra o harmônico fundamental em
ordem numérica, de forma que altos harmônicos ou correntes transientes de pico são desconsiderados na
maior parte das vezes.
• Medição do Valor True r.m.s.
A amplitude da corrente é derivada do valor amostrado, de acordo com a equação de definição do valor
true r.m.s. Este método de medição deve ser selecionado, quando altos harmônicos devem ser considerados pela função (banco capacitor, por exemplo).
Os tipos de valores de comparação podem ser ajustados nos seguintes endereços:
Elemento 67-2
Endereço 1520 67-2 MEASUREM.
Elemento 67-1
Endereço 1521 67-1 MEASUREM.
Elemento 67-TOC
Endereço 1522 67-TOC MEASUR.
Elemento 67N-2
Endereço 1620 67N-2 MEASUREM.
Elemento 67N-1
Endereço 1621 67N-1 MEASUREM.
Elemento 67N-TOC
Endereço 1622 67N-TOC MEASUR.
Característica Direcional
A característica da direção, isto é, a posição das faixas “para frente“ e “reversa“ é ajustada para os elementos
direcionais de fase no endereço 1519 ROTATION ANGLE e para o elemento direcional de terra, no endereço
1619 ROTATION ANGLE. O ângulo de curto-cicuito é geralmente indutivo, numa faixa de 30° a 60°. Isto
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
105
Funções
significa que usualmente os ajustes padrão de +45° para os elementos direcionais de fase e de -45° para o
elemento direcional de terra, podem ser mantidos para o ajuste da tensão de referência, por garantirem um
resultado seguro da direção.
A seguir, todavia, são mostrados alguns exemplos de ajuste para aplicações especiais (Tabela 2-7). O seguinte deve ser observado: Com os elementos direcionais de fase, a tensão de referência (tensão livre de falta)
para faltas fase-terra é vertical na tensão de curto-circuito. Por esta razão, o ajuste resultante do ângulo de
rotação é (veja também a Seção 2.3.8):
Ângulo de rot. da tensão de ref.= 90 - ϕk
Elemento direcional de fase (falta fase-terra).
Com o elemento direcional de terra, a tensão de referência é a própria tensão de curto-circuito. O ajuste
resultante do ângulo de rotação é, portanto:
Ângulo de rot. da tensão de ref. = -ϕk
Elemento direcional de terra (falta fase-terra).
Também deve ser observado nos elementos direcionais de fase, que com faltas fase-fase a tensão de referência é rotacionada entre 0° (falta remota) e 30° (falta próxima) dependendo da queda da tensão defeituosa.
Isto pode se considerado como um valor médio de 15°:
Ângulo de rot. da tensão de ref. = 90 - ϕk -15° Elemento direcional de fase (falta fase-fase).
Table 2-7
Exemplos de ajustes
Aplicação
1)
2)
ϕsc
típico
Ajuste
Ajuste
Elemento Direcional
de Fase
Elemento Direcional
de Terra
ÂNGULO DE
ROTAÇÃO 1519
ÂNGULO DE
ROTAÇÃO 1619
60°
Faixa 30°...0.0°
→ 15°
–60°
30°
Faixa 60°...30°
→ 45°
–30°
30°
Faixa 60°...30°
→ 45°
–30°
Direção do fluxo de potência
Assumindo-se que estas são linhas com cabo
Orientação Direcional
A orientação direcional pode ser alterada para os elementos direcionais de fase no endereço 1516 67
Direction e para os elementos direcionais de terra no endereço 1616 67N Direction e também para
Forward ou Reverse ou Non-Directional. A proteção direcional de sobrecorrente opera normalmente na
direção do objeto protegido (linha, transformador, etc.).
106
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Nota
Quando o Elemento 67-1 ou o Elemento 67N-1 emite pickup, são geradas as mensagens direcionais “forward“
ou “reverse“ específicas de fase. (mensagens 2628 a 2636).
O Pickup do Elemento 67-2, Elemento 67N-2 e Elemento 67-TOC é feito na faixa da direção ajustada sem
mensagem de direção.
Seleção das variáveis para a determinação de direção dos elementos direcionais de terra
O parâmetro 1617 67N POLARIZAT. pode ser ajustado para especificar se a determinação de direção é
efetuada a partir de grandezas de sequência zero ou grandezas de terra (with VN and IN), ou a partir de
grandezas de sequência negativa (with V2 and I2). A primeira opção é o ajuste preferencial, a última deve
ser selecionada se a tensão zero for muito pequena, devido à impedância zero desfavorável ou se uma linha
paralela influenciar o sistema zero.
Nota
Se o parâmetro 213 VT Connect. 3ph é ajustado para Vab, Vbc ou Vab, Vbc, VSyn ou Vab, Vbc,
Vx, a direção é sempre determinada usando-se os valores de sequência negativa V2/I2. Para estes tipos de
conexão de tensão, a tensão de sequência zero (VN ou 3V0) não está disponível.
Elemento Direcional de Alta Corrente (Fases) 67-2
Pickup e temporização do elemento 67-2 são configurados nos endereços 1502 e 1503. Para ajuste, aplicamse as mesmas considerações estabelecidas para a proteção não-direcional de sobrecorrente, na
Seção 2.2.10.
O tempo selecionado é somente uma temporização adicional e não inclui o tempo de operação (medição,
dropout). A temporização pode ser ajustada para ∞. Após pickup, o Elemento então não emitirá trip. Pickup,
contudo, será sinalizado. Se o Elemento 67-2 não for necessário, então o valor de pickup 67-2 PICKUP deve
ser ajustado para ∞. Este ajuste não gera sinal para pickup e nem para trip.
Elemento Direcional de Alta Corrente (Terra) 67N-2
Pickup e temporização do elemento 67N-2 são configurados nos endereços 1602 e 1603. Aplicam-se para
estes ajustes, as mesmas considerações feitas para correntes de fase, discutidas anteriormente.
dropout). A temporização pode ser ajustada para ∞. Após pickup, o Elemento então não emitirá trip. Pickup,
contudo, será sinalizado. Se o Elemento 67N-2 não for necessário, então o valor de pickup 67N-2 PICKUP
deve se ajustado para ∞. Este ajuste evita trip e a geração de uma mensagem de pickup.
Elemento Direcional de Sobrecorrente (Fases) 67-1
O valor de pickup do elemento 67-1 (67-1 PICKUP) endereço1504, deve ser ajustado acima da máxima
corrente de carga esperada. Pickup devido a sobrecarga não deve ocorrer, uma vez que neste modo o dispositivo opera como proteção de falta, com tempos correspondentemente curtos de trip e não como proteção de
sobrecarga. Por esta razão, as linhas são ajustadas aproximadamente 20% acima da (sobre) carga máxima
esperada e transformadores e motores, 40% aproximadamente.
Se o relé é usado para proteger transformadores ou motores com amplas correntes de inrush, o recurso de
restrição a inrush do 7SJ80 pode ser usado para o elemento 67-1 do relé (para mais informações, veja o
cabeçalho de margem “Restrição a Inrush”).
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
107
Funções
A temporização dos Elementos direcionais (endereço 1505 67-1 DELAY) é usualmente mais curta do que a
temporização dos Elementos não-direcionais (endereço 1205), uma vez que os Elementos não-direcionais
sobrepõem os Elementos direcionais como proteção de backup. Ela deve ser baseada nas exigências de
coordenação do sistema para trip direcional.
Para transformadores paralelos supridos por uma única fonte (veja "Aplicações"), a temporização de elementos 67-1 DELAY situados no lado da carga dos transformadores, podem ser ajustados em 0 sem provocar
impactos negativos na seletividade.
O tempo selecionado é apenas uma temporização adicional e não inclui o tempo de operação (medição,
dropout). A temporização pode ser ajustada para ∞. Após pickup, então, o elemento não emitirá trip. Pickup,
contudo, será sinalizado. Se o Elemento 67-1 não é mais necessário, o valor de pickup 67-1 PICKUP deve
ser ajustado para ∞. Este ajuste previne trip e a geração de uma mensagem de pickup.
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E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Elemento Direcional de Sobrecorrente (Terra) 67N-1
O valor de pickup do elemento 67N-1 do relé deve ser ajustado abaixo da mínima corrente de falta à terra
esperada.
Se o relé é usado para proteger transformadores ou motores com grandes correntes de inrush, o recurso de
restrição a inrush do 7SJ80 pode ser usado para o elemento 67N-1 do relé (para mais informações veja o
cabeçalho de margem "Restrição a Inrush").
A temporização é ajustada no endereço 1605 67N-1 DELAY e deve ser baseada nas exigências de
coordenação do sistema para trip direcional. Para correntes de terra em um sistema aterrado, um gráfico de
coordenação separado com temporizações curtas, é frequentemente usado.
dropout). A temporização pode ser ajustada para ∞. Após pickup, neste caso, o elemento não emitirá trip, contudo, pickup será sinalizado. Se o elemento 67N-1 não for mais necessário, o valor de pickup 67N-1 PICKUP
deve ser ajustado para ∞. Este ajuste previne trip e a geração de uma mensagem de pickup.
Estabilização de Pickup (67/67N Direcional)
Os pickups também podem ser estabilizados via tempos parametrizáveis de dropout, nos endereço 1518 67
T DROP-OUT ou 1618 67N T DROP-OUT.
Elemento de Sobrecorrente para Curvas IEC ou ANSI (Fases de Tempo Inverso) 67-TOC
Tendo ajustado os endereços 115 67/67-TOC = TOC IEC ou TOC ANSI ao configurar as funções de proteção
(Seção 2.1.1), os parâmetros para as características inversas também estarão disponíveis.
restrição a inrush do 7SJ80 pode ser usado para o elemento 67-TOC do relé (para mais informações, veja o
cabeçalho de margem "Restrição a Inrush").
Se a característica de trip de tempo inverso é selecionada, deve-se notar que um fator de segurança de cerca
de 1.1 já foi incluído entre o valor de pickup e o valor de ajuste. Isto significa que um pickup somente ocorrerá,
se uma corrente de cerca de 1.1 vezes o valor de ajuste estiver presente.
O valor da corrente é ajustado no endereço 1507 67-TOC PICKUP. O ajuste é principalmente determinado
pela máxima corrente de operação. Pickup devido a sobrecarga não deve ocorrer, uma vez que o dispositivo
neste modo de operação opera como proteção de falta, com tempos correspondentemente curtos de trip e não
como proteção de sobrecarga.
O fator de multiplicação de tempo do elemento correspondente para uma Curva IEC, é ajustado no endereço
1508 67 TIME DIAL e no endereço 1509 67 TIME DIAL para uma Curva ANSI. Ele precisa ser coordenado
com a graduação de tempo da rede.
O multiplicador de tempo também pode ser ajustado para ∞. Após pickup, neste caso, o Elemento não emitirá
trip. Pickup, contudo, será sinalizado. Se o Elemento 67-TOC não for necessário, o endereço 115 67/67-TOC
deve ser ajustado para Definite Time, durante a configuração da função de proteção (veja Seção 2.1.1).
Se o endereço 115 67/67-TOC = TOC IEC, você pode especificar a Curva IEC desejada (Normal Inverse,
Very Inverse, Extremely Inv. or Long Inverse) (Inversa Normal, Muito Inversa, Extremamente
Inversa ou Inversa Longa) no endereço 1511 67- IEC CURVE. Se o endereço 115 67/67-TOC = TOC ANSI
você pode especificar a Curva ANSI desejada (Very Inverse, Inverse, Short Inverse, Long
Inverse, Moderately Inv., Extremely Inv. or Definite Inv.) (Muito Inversa, Inversa, Inversa
Curta, Inversa Longa, Moderadamente Inversa, Extremamente Inversa, ou Inversa Definida) no endereço
1512 67- ANSI CURVE.
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Funções
Elemento de Sobrecorrente para Curvas IEC ou ANSI (Terra de Tempo Inverso) 67N-TOC
Tendo ajustado 116 67N/67N-TOC = TOC IEC ao configurar as funções de proteção (Seção 2.1.1), os parâmetros para as características inversas também estarão disponíveis. Especifique a Curva IEC desejada no
endereço 1611 67N-TOC IEC (Normal Inverse, Very Inverse, Extremely Inv. or Long Inverse)
(Inversa Normal, Muito Inversa, Extremamente Inversa ou Inversa Longa). Se o endereço 116 67N/67N-TOC
= TOC ANSI, você pode especificar a Curva ANSI desejada (Very Inverse, Inverse, Short Inverse,
Long Inverse, Moderately Inv., Extremely Inv. or Definite Inv.) (Muito Inversa, Inversa,
Inversa Curta, Inversa Longa, Moderadamente Inversa, Extremamente Inversa, ou Inversa Definida) no
endereço 1612 67N-TOC ANSI.
Restrição a Inrush do 7SJ80 pode ser usado para o elemento 67N-TOC do relé (para mais informações, veja
o cabeçalho de margem “Restrição a Inrush”.
Se for selecionada a característica de trip de tempo inverso, deve-se observar que um fator de cerca de 1.1 já
foi incluído entre o valor de pickup e o valor de ajuste 67N-TOC PICKUP. Isto significa que não ocorrerá pickup
se uma corrente de aproximadamente 1.1 vezes o valor de ajuste estiver presente. Se Disk Emulation
(Emulação de Disco) foi selecionado no endereço 1610 67N-TOC DropOut, ocorrerá reset de acordo
com a curva de reset para a proteção de sobrecorrente não-direcional presente, descrita na Seção 2.2.
O valor da corrente é ajustado no endereço 1607 67N-TOC PICKUP. A mínima manifestação de uma corrente
de falta à terra é muito relevante para este ajuste.
O fator correspondente de multiplicação de tempo do elemento para uma Curva IEC é ajustado no endereço
1608 67N-TOC T-DIAL e no endereço 1609 67N-TOC T-DIAL para uma Curva ANSI. Isto deve ser coordenado com o gráfico de coordenação de graduação do sistema, para trip direcional. Para correntes de terra
com redes aterradas você pode estabelecer, na maioria das vezes, um gráfico separado de coordenação de
graduação com temporizações mais curtas.
O multiplicador de tempo também pode ser ajustado para ∞. Então, após pickup, não ocorrerá trip do
Elemento. Pickup, contudo, será sinalizado. Se o elemento 67N-TOC não for necessário, o endereço 116
67N/67N-TOC deve ser ajustado para Definite Time (Tempo Definido) durante a configuração da
função de proteção (veja Seção 2.1.1).
Ao aplicar o dispositivo de proteção em transformadores, onde são esperadas altas correntes de inrush, o
7SJ80 pode utilizar a função de restrição de inrush para os elementos direcionais de sobrecorrente 67-1, 67TOC, 67N-1 e 67N-TOC assim como os elementos não-direcionais de sobrecorrente. A opção de restrição de
inrush é ativada ou desativada em 2201 INRUSH REST. (na opção de ajustes da proteção não-direcional
(non-directional) de sobrecorrente). Os valores da característica da restrição de inrush, já foram listados na
Seção 2.3.10).
Modo de Fechamento Manual (Fases, Terra)
Quando um disjuntor é fechado em uma linha defeituosa, geralmente é desejada a geração de um trip de alta
velocidade pelo disjuntor. Para Elementos de sobrecorrente ou de alto-ajuste, a temporização pode ser contornada por um pulso de Fechamento Manual, neste caso resultando em trip instantâneo. Este pulso é prolongado por no mínimo 300 ms. Para habilitar o dispositivo a reagir adequadamente na ocorrência de uma falta
nos elementos de fase, após fechamento manual, o endereço 1513 MANUAL CLOSE deve ser ajustado de
acordo. Consequentemente, o endereço 1613 MANUAL CLOSE destina-se também ao ajuste do elemento de
terra. Deste modo, o usuário determina para ambos os elementos de fase e terra, qual valor de pickup está
ativo com determinada temporização, quando o disjuntor é fechado manualmente.
110
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Chave de Controle Externa
Se o sinal de fechamento manual não é gerado pelo 7SJ80, isto é, não é enviado pela interface de operação
integrada e nem pela porta serial, mas diretamente por uma chave externa de controle, este sinal deve ser
passado para uma entrada binária do 7SJ80 e configurada de acordo (“>Manual Close“) para que o Elemento selecionado em MANUAL CLOSE se torne efetivo. Inactive (Inativo) significa que todos os Elementos operam com os tempos de trip configurados, mesmo com fechamento manual.
Função Interna de Controle
A informação de fechamento manual precisa se alocada via CFC (nível de tarefa de intertravamento (“interlocking task level”)) usando o bloco CMD_de informação(CMD Information Block), se a função interna de controle é usada.
Figura 2-30
Exemplo de geração de sinal de fechamento manual usando a função interna de controle
Nota
Para uma interação entre a função de religamento automático (79 AR) e a função de controle, é necessária
uma lógica estendida de CFC. Veja cabeçalho de margem “Comando de Fechamento: Diretamente ou via
Controle” em Notas de Ajustes da função de religamento automático (Seção 2.12.6).
Interação com a Função de Religamento Automático (fases)
Quando ocorre religamento, é desejavel ter proteção de alta velocidade contra faltas com 67-2. Se a falta ainda
existir após o primeiro religamento, os elementos 67-1 ou 67-2 serão iniciados com tempos graduados de trip,
isto é, os elementos 67-2 consequentemente serão bloqueados. No endereço 1514 67-2 active pode ser
especificado se os elementos 67-2 deverão ser influenciados pelo status de um dispositivo de religamento automático externo ou interno, ou não. O ajuste with 79 active significa que os elementos 67-2 são liberados
somente se a função de religamento automático não estiver bloqueada. Se isto não for desejado, o parâmetro
always é selecionado para que os elementos 67-2 estejam sempre ativos, como configurado.
A função de religamento automático integrada do 7SJ80, também proporciona a opção de determinar individualmente para cada elemento de sobrecorrente, se um trip instantâneo, isto é, se um trip de temporização
normal não deve ser afetado pelo religamento automático ou se deve ser bloqueado. (veja a Seção 2.12).
Interação com a Função de Religamento Automático (Terra)
Quando ocorre um religamento, é desejável ter uma proteção de alta velocidade contra faltas com o elemento
67N-2. Se a falta ainda existir após o primeiro religamento, os elementos 67N-1 ou 67N-TOC precisam operar
com tempos de trip graduados, isto é, os elementos 67N-2 serão bloqueados. No parâmetro 1614 67N-2
active pode ser especificado se os elementos 67N-2 devem ser influenciados pelo status de um dispositivo
de religamento interno ou externo, ou não. O ajuste with 79 active significa que os elementos 67N-2 são
liberados somente se a função de religamento automático não estiver bloqueada. Se isto não for desejado, o
ajuste always (sempre) é selecionado para que os elementos 67N-2 estejam sempre ativos, como
configurados.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
111
Funções
A função de religamento automático integrada do 7SJ80 também proporciona a opção de determinar
individualmente para cada elemento de sobrecorrente, se trip instantâneo, isto é, se um trip de temporização
normal não deve ser afetado pelo religamento automático ou se deve ser bloqueado (veja Seção 2.12).
2.3.11
Ajustes
Endereços com um "A" só podem ser alterados com DIGSI, em "Display Additional Settings”.
A tabela indica ajustes padrão de região específica. A coluna C (configuração) indica a corrente nominal
secundária do transformador de corrente.
End.
Parâmetro
1501
FCT 67/67-TOC
1502
67-2 PICKUP
1503
67-2 DELAY
1504
67-1 PICKUP
1505
67-1 DELAY
1507
67-TOC PICKUP
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
OFF
ON
OFF
Sobrecorrente de fase 67,
67-TOC
1A
0.10 .. 35.00 A; ∞
2.00 A
Pickup 67-2
5A
0.50 .. 175.00 A; ∞
10.00 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.10 sec
Temporização 67-2
1A
0.10 .. 35.00 A; ∞
1.00 A
67-1 Pickup
5A
0.50 .. 175.00 A; ∞
5.00 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
Temporização 67-1
1A
0.10 .. 4.00 A
1.00 A
Pickup 67-TOC
5A
0.50 .. 20.00 A
5.00 A
1508
67 TIME DIAL
0.05 .. 3.20 sec; ∞
0.50 sec
Dial de tempo
67-TOC
1509
67 TIME DIAL
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Dial de tempo
67-TOC
1510
67-TOC Drop-out
Instantaneous
Disk Emulation
Disk Emulation
1511
67- IEC CURVE
Normal Inverse
Very Inverse
Extremely Inv.
Long Inverse
Normal Inverse
Curva IEC
1512
67- ANSI CURVE
Very Inverse
Inverse
Short Inverse
Long Inverse
Moderately Inv.
Extremely Inv.
Definite Inv.
Very Inverse
Curva ANSI
1513A
MANUAL CLOSE
67-2 instant.
67-1 instant.
67-TOC instant.
Inactive
67-2 instant.
Modo de Fechamento
Manual
1514A
67-2 active
with 79 active
always
always
67-2 ativo
1516
67 Direction
Forward
Reverse
Non-Directional
Forward
Direcionalidade de Fase
112
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
End.
Parâmetro
1518A
67 T DROP-OUT
0.00 .. 60.00 sec
0.00 sec
Temporização Dropout 67
1519A
ROTATION ANGLE
-180 .. 180 °
45 °
Ângulo de Rotação da
Tensão de Referência
1520A
67-2 MEASUREM.
Fundamental
True RMS
Fundamental
67-2 medição de
1521A
67-1 MEASUREM.
Fundamental
True RMS
Fundamental
67-1 medição de
1522A
67-TOC MEASUR.
Fundamental
True RMS
Fundamental
67-TOC medição de
1530
67
1.00 .. 20.00 I/Ip; ∞
0.01 .. 999.00 TD
67
1531
MofPU Res T/Tp
0.05 .. 0.95 I/Ip; ∞
0.01 .. 999.00 TD
Múltiplo de Pickup <->
T/Tp
1601
FCT 67N/67N-TOC
OFF
ON
OFF
Sobrecorrente à terra 67N,
67N-TOC
1602
67N-2 PICKUP
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
0.50 A
Pickup 67N-2
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
2.50 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.10 sec
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
0.20 A
Pickup 67N-1
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
1.00 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
1A
0.05 .. 4.00 A
0.20 A
Pickup 67N-TOC
5A
0.25 .. 20.00 A
1.00 A
1603
67N-2 DELAY
1604
67N-1 PICKUP
1605
67N-1 DELAY
1607
67N-TOC PICKUP
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
1608
67N-TOC T-DIAL
0.05 .. 3.20 sec; ∞
0.20 sec
Dial de Tempo
67N-TOC
1609
67N-TOC T-DIAL
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Dial de Tempo
67N-TOC
1610
67N-TOC DropOut
Instantaneous
Disk Emulation
Disk Emulation
1611
67N-TOC IEC
Normal Inverse
Very Inverse
Extremely Inv.
Long Inverse
Normal Inverse
Curva IEC
1612
67N-TOC ANSI
Very Inverse
Inverse
Short Inverse
Long Inverse
Moderately Inv.
Extremely Inv.
Definite Inv.
Very Inverse
Curva ANSI
1613A
MANUAL CLOSE
67N-2 instant.
67N-1 instant.
67N-TOC instant
Inactive
67N-2 instant.
Modo de Fechamento
Manual
1614A
67N-2 active
always
with 79 active
always
67N-2 ativo
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
113
Funções
End.
Parâmetro
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
1616
67N Direction
Forward
Reverse
Non-Directional
Forward
Direção de Terra
1617
67N POLARIZAT.
with VN and IN
with V2 and I2
with VN and IN
Polarização de Terra
1618A
67N T DROP-OUT
0.00 .. 60.00 sec
0.00 sec
Temporização Dropout
67N
1619A
ROTATION ANGLE
-180 .. 180 °
-45 °
Ângulo de rotação da
Tensão de Referência
1620A
67N-2 MEASUREM.
Fundamental
True RMS
Fundamental
67N-2 medição de
1621A
67N-1 MEASUREM.
Fundamental
True RMS
Fundamental
67N-1 medição de
1622A
67N-TOC MEASUR.
Fundamental
True RMS
Fundamental
67N-TOC medição de
1630
M.of PU TD
1.00 .. 20.00 I/Ip; ∞
0.01 .. 999.00 TD
Múltiplos de PU Dial de
Tempo
1631
I/IEp Rf T/TEp
0.05 .. 0.95 I/Ip; ∞
0.01 .. 999.00 TD
67N TOC
2.3.12
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
2604
>BLK 67/67-TOC
SP
>BLOQUEAR 67/67-TOC
2614
>BLK 67N/67NTOC
SP
>BLOQUEAR 67N/67N-TOC
2615
>BLOCK 67-2
SP
>BLOQUEAR 67-2
2616
>BLOCK 67N-2
SP
>BLOQUEAR 67N-2
2621
>BLOCK 67-1
SP
>BLOQUEAR 67-1
2622
>BLOCK 67-TOC
SP
>BLOQUEAR 67-TOC
2623
>BLOCK 67N-1
SP
>BLOQUEAR 67N-1
2624
>BLOCK 67N-TOC
SP
>BLOQUEAR 67N-TOC
2628
Phase A forward
OUT
Fase A para frente
2629
Phase B forward
OUT
Fase B para frente
2630
Phase C forward
OUT
Fase C para frente
2632
Phase A reverse
OUT
Fase A reversa
2633
Phase B reverse
OUT
Fase B reversa
2634
Phase C reverse
OUT
Fase C reversa
2635
Ground forward
OUT
Terra para frente
2636
Ground reverse
OUT
Terra reversa
2637
67-1 BLOCKED
OUT
67-1 está BLOQUEADO
2642
67-2 picked up
OUT
Pickup de 67-2
2646
67N-2 picked up
OUT
Pickup de 67N-2
2647
67-2 Time Out
OUT
67-2 expirou
2648
67N-2 Time Out
OUT
67N-2 expirou
2649
67-2 TRIP
OUT
TRIP de 67-2
114
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
No.
2651
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
67/67-TOC OFF
OUT
67/67-TOC está DESLIGADO
2652
67 BLOCKED
OUT
67/67-TOC está BLOQUEADO
2653
67 ACTIVE
OUT
67/67-TOC está ATIVO
2655
67-2 BLOCKED
OUT
67-2 está BLOQUEADO
2656
67N OFF
OUT
67N/67N-TOC está DESLIGADO
2657
67N BLOCKED
OUT
67N/67N-TOC está BLOQUEADO
2658
67N ACTIVE
OUT
67N/67N-TOC está ATIVO
2659
67N-1 BLOCKED
OUT
67N-1 está BLOQUEADO
2660
67-1 picked up
OUT
Pickup de 67-1
2664
67-1 Time Out
OUT
67-1 expirou
2665
67-1 TRIP
OUT
TRIP de 67-1
2668
67N-2 BLOCKED
OUT
67N-2 está BLOQUEADO
2669
67-TOC BLOCKED
OUT
67-TOC está BLOQUEADO
2670
67-TOC pickedup
OUT
Pickup de 67-TOC
2674
67-TOC Time Out
OUT
67-TOC expirou
2675
67-TOC TRIP
OUT
TRIP de 67-TOC
2676
67-TOC DiskPU
OUT
Emulação de disco de 67-TOC está ATIVA
2677
67N-TOC BLOCKED
OUT
67N-TOC está BLOQUEADO
2679
67N-2 TRIP
OUT
TRIP de 67N-2
2681
67N-1 picked up
OUT
Pickup de 67N-1
2682
67N-1 Time Out
OUT
67N-1 expirou
2683
67N-1 TRIP
OUT
TRIP de 67N-1
2684
67N-TOCPickedup
OUT
Pickup de 67N-TOC
2685
67N-TOC TimeOut
OUT
67N-TOC expirou
2686
67N-TOC TRIP
OUT
TRIP de 67N-TOC
2687
67N-TOC Disk PU
OUT
Emulação de disco de 67N-TOC está ATIVA
2691
67/67N pickedup
OUT
Pickup de 67/67N
2692
67 A picked up
OUT
Pickup da Fase A de 67/67-TOC
2693
67 B picked up
OUT
Pickup da Fase B de 67/67-TOC
2694
67 C picked up
OUT
Pickup da Fase C de 67/67-TOC
2695
67N picked up
OUT
Pickup de 67N/67N-TOC
2696
67/67N TRIP
OUT
TRIP de 67/67N
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
115
Funções
2.4 Pickup Dinâmico de Carga Fria
2.4
Com a função de pickup de carga fria, os ajustes de pickup e temporização da proteção de sobrecorrente
direcional e não-direcional podem ser alterados dinamicamente.
Aplicações
• Pode ser necessário aumentar dinamicamente os valores de pickup, se partes da instalação consumirem
temporariamente mais energia quando são energizadas novamente, após um tempo morto prolongado (arcondicionado, aquecimento, por exemplo). Desta forma, um aumento geral dos limites de pickup pode ser
evitado, levando-se em consideração tal condição de partida.
• Como outra opção, os limites de pickup podem ser modificados por uma função de religamento automático,
se ela estiver pronta para operar.
Pré-requisitos
Nota:
O pickup dinâmico de carga fria não deve ser confundido com a opção de comutação dos 4 grupos de ajuste
(A a D). É um recurso adicional.
É possível alterar limites de pickup e temporizações.
2.4.1
Descrição
Efeito
Há dois métodos pelos quais o dispositivo pode determinar se o equipamento protegido está desenergizado:
• Via entradas binárias, o dispositivo é informado sobre a posição do disjuntor (endereço 1702 Start
Condition = Breaker Contact).
• Como um critério, um limite de corrente é atingido abaixo do valor estipulado (endereço 1702 Start
Condition = No Current).
Se o dispositivo determina que o equipamento protegido seja desenergizado por um dos métodos acima, um
tempo, CB Open Time, é iniciado e após sua expiração os limites incrementados entram em vigor.
Adicionalmente, a mudança entre parâmetros pode ser efetuada por mais dois eventos:
• pelo sinal "79M Auto Reclosing ready" da função interna de religamento automático (endereço 1702 Start
Condition = 79 ready). Deste modo, os limites de proteção e os tempos de trip podem ser alterados se
o religamento automático estiver pronto para operar (veja também a Seção 2.12).
• Independente do ajuste do parâmetro 1702 Start Condition, a liberação de pickup de carga fria
sempre pode ser selecionada pela entrada binária “>ACTIVATE CLP“.
A Figura 2-32 mostra o diagrama lógico da função de pickup dinâmico de carga fria.
116
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Se for detectado pelo contato auxiliar ou pelo critério de corrente que o sistema está desenergizado, isto é,
que o disjuntor está aberto, é iniciado CB Open Time. Tão logo ele tenha expirado, os limites maiores são
permitidos. Quando o equipamento protegido é energizado novamente (o dispositivo recebe esta informação
via entradas binárias ou quando o limite BkrClosed I MIN é excedido), uma segunda temporização reportada como Active Time é iniciada. Uma vez decorrida, os valores de pickup dos elementos do relé retornam
aos seus ajustes normais. Este tempo pode ser reduzido quando os valores em vigor caem abaixo de todos
os valores normais de pickup para um Stop Time ajustado após a partida, isto é, após o disjuntor ter sido
fechado. A condição de partida de tempo rápido de reset, é feito de uma combinação OR das condições configuradas de dropout de todos os elementos não-direcionais de sobrecorrente. Quando Stop Time é ajustado
para ∞ ou quando a entrada binária “>BLK CLP stpTim“ está ativa, não é feita comparação com os limites
“normais”. A função fica inativa e o tempo rápido de reset, se aplicado, é restaurado.
Se os elementos de sobrecorrente estão em pickup enquanto a temporização Active Time está em andamento, a falta geralmente predomina, até o dropout do pickup usando-se os ajustes dinâmicos. Somente então
é que os parâmetros voltam ao “normal”.
Se os valores dinâmicos de ajuste foram ativados pela entrada binária “>ACTIVATE CLP“ ou pelo sinal "79M
Auto Reclosing ready" e isto causa dropout, os ajustes “normais” são restaurados imediatamente, mesmo que
isso resulte em pickup.
Se a entrada binária “>BLOCK CLP“ é habilitada, todos os temporizadores disparados são resetados e como
consequência, todos os ajustes “normais” são imediatamente restaurados. Se ocorre bloqueio durante uma
falta em andamento com funções habilitadas de pickup de carga fria, os temporizadores de todos os elementos
não-direcionais de sobrecorrente do relé são interrompidos e podem então ser reiniciados com base em sua
duração normal.
Durante a ligação de um relé de proteção com um disjuntor aberto, a temporização CB Open Time é iniciada,
e é processada usando os ajustes “normais”. Portanto, quando o disjuntor é fechado, efetivam-se os ajustes
“normais”.
A Figura 2-31 ilustra a sequência de tempo. A Figura 2-32 mostra o diagrama lógico do recurso de pickup
dinâmico de carga fria.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
117
Funções
Figura 2-31
118
Gráficos de tempo da função de pickup dinâmico de carga fria
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Figura 2-32
Diagrama lógico da função de pickup dinâmico de carga fria (50c, 50Nc, 51c, 51Nc, 67c, 67Nc)
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
119
Funções
2.4.2
Notas de Ajustes
Geral
A função de pickup dinâmico de carga fria só pode se habilitada se o endereço 117 Coldload Pickup foi
ajustado para Enabled (Habilitado) durante a configuração das funções de proteção. Se não for necessária, esta função deve ser ajustada para Disabled (Desabilitado). A função também pode ser
ligada (ON) ou desligada (OFF ) no endereço 1701 Coldload Pickup.
Dependendo da condição que deve iniciar a função de pickup dinâmico de carga fria, o endereço 1702 Start
Condition é ajustado para No Current, Breaker Contact ou para 79 ready. Naturalmente, a opção
Breaker Contact só pode ser selecionada se o dispositivo receber informação referente ao estado de
comutação do disjuntor, de pelo menos uma entrada binária. A opção 79 ready modifica dinamicamente os
limites de pickup da proteção de sobrecorrente direcional e nâo-direcional quando o recurso de religamento
automático está pronto. Para iniciar o pickup de carga fria, a função de religamento automático fornece o sinal
interno "79M Auto Reclosing ready". Ele está sempre ativo quando o religamento automático está disponível,
ativado, desbloqueado e pronto para um novo ciclo (veja também o cabeçalho de margem "Controlando os
Elemento Direcionais/Não- Direcionais de Proteção de Sobrecorrente via Pickup de Carga Fria” na Seção
2.12.6).
Temporizações
Não há procedimentos específicos para o ajuste de temporizações nos endereços 1703 CB Open Time,
1704 Active Time e 1705 Stop Time. Estas temporizações precisam se basear nas características
específicas de carga do equipamento que está sendo protegido e devem ser ajustadas para permitir breves
sobrecargas, associadas com condições dinâmicas de carga fria.
Proteção Não-Direcional de Sobrecorrente, Fases (50/51)
Os valores dinâmicos de pickup e temporizações, associados com a proteção não-direcional de sobrecorrente,
são ajustados no bloco de endereço 18 (50C.../51C...) para correntes de fase:
Os endereços 1801 50c-2 PICKUP e 1802 50c-2 DELAY ou 1808 50c-3 PICKUP e 1809 50c-3 DELAY
definem os parâmetros dinâmicos dos elementos de alta corrente, 1803 50c-1 PICKUP e 1804 50c-1
DELAY para o elemento 50 de sobrecorrente 1805 51c PICKUP juntamente com 1806 51c TIME DIAL (para
curvas IEC) ou 1807 51c TIME DIAL (ou curvas ANSI) para o elemento 51 de sobrecorrente.
Proteção Não-Direcional de Sobrecorrente (50N, 51N), Terra
Os valores dinâmicos de pickup e temporizações, associados com a proteção não-direcional de sobrecorrente
à terra, são ajustados no bloco de endereço 19 (50NC.../51NC...):
Os endereços 1901 50Nc-2 PICKUP e 1902 50Nc-2 DELAY ou 1908 50Nc-3 PICKUP e 1909 50Nc-3
DELAY definem os parâmetros dinâmicos para os elementos de alta corrente, 1903 50Nc-1 PICKUP e 1904
50Nc-1 DELAY para o elemento 50N de sobrecorrente e 1905 51Nc PICKUP juntamente com 1906 51Nc
T-DIAL (para curvas IEC) ou 1907 51Nc T-DIAL (para curvas ANSI) para o elemento 51N de sobrecorrente.
Proteção Direcional de Sobrecorrente, Fases (67, 67-TOC)
Os valores dinâmicos de pickup e temporizações, associados com a proteção directional de sobrecorrente de
fase, são ajustados no bloco de endereço 20 (g67C...):
Os endereços 2001 67c-2 PICKUP e 2002 67c-2 DELAY definem os parâmetros dinâmicos para o
elemento 67-2, 2003 67c-1 PICKUP e 2004 67c-1 DELAY para o elemento 67-1 e 2005 67c-TOC PICKUP
juntamente com 2006 67c-TOC T-DIAL (para curvas IEC) ou 2007 67c-TOC T-DIAL (para curvas ANSI)
para o elemento 67-TOC.
120
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Proteção Direcional de Sobrecorrente, Terra (67N, 67N-TOC)
Os valores dinâmicos de pickup e temporizações, associados com a proteção directional de sobrecorrente à
terra, são ajustados no bloco de endereço 21 (g67Nc.../67Nc-TOC...):
Os endereços 2101 67Nc-2 PICKUP e 2102 67Nc-2 DELAY definem os parâmetros dinâmicos para o
elemento 67-2, 2103 67Nc-1 PICKUP e 2104 67Nc-1 DELAY para o elemento 67-1 e 2105 67Nc-TOC
PICKUP juntamente com 2106 67Nc-TOC T-DIAL (para curvas IEC) ou 2107 67Nc-TOC T-DIAL (para
curvas ANSI) para o elemento 67-TOC.
2.4.3
Ajustes
End.
Parâmetro
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
1701
COLDLOAD PICKUP
OFF
ON
OFF
Função de Pickup de
Carga Fria
1702
Start Condition
No Current
Breaker Contact
79 ready
No Current
Condição de Partida
1703
CB Open Time
0 .. 21600 sec
3600 sec
Tempo de Abertura do
Disjuntor
1704
Active Time
0 .. 21600 sec
3600 sec
Tempo Ativo
1705
Stop Time
1 .. 600 sec; ∞
600 sec
Tempo de Parada
1801
50c-2 PICKUP
1A
0.10 .. 35.00 A; ∞
10.00 A
Pickup de 50c-2
5A
0.50 .. 175.00 A; ∞
50.00 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
Temporização de 50c-2
1A
0.10 .. 35.00 A; ∞
2.00 A
Pickup de 50c-1
5A
0.50 .. 175.00 A; ∞
10.00 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.30 sec
1A
0.10 .. 4.00 A
1.50 A
Pickup de 51c
5A
0.50 .. 20.00 A
7.50 A
1802
50c-2 DELAY
1803
50c-1 PICKUP
1804
50c-1 DELAY
1805
51c PICKUP
1806
51c TIME DIAL
0.05 .. 3.20 sec; ∞
0.50 sec
Dial de tempo 51c
1807
51c TIME DIAL
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Dial de tempo 51c
1808
50c-3 PICKUP
1A
1.00 .. 35.00 A; ∞
∞A
Pickup de 50c-3
5A
5.00 .. 175.00 A; ∞
∞A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
7.00 A
Pickup de 50Nc-2
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
35.00 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
Temporização de 50Nc-2
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
1.50 A
Pickup de 50Nc-1
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
7.50 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.30 sec
1809
50c-3 DELAY
1901
50Nc-2 PICKUP
1902
50Nc-2 DELAY
1903
50Nc-1 PICKUP
1904
50Nc-1 DELAY
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
121
Funções
End.
1905
Parâmetro
51Nc PICKUP
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
1A
0.05 .. 4.00 A
1.00 A
5A
0.25 .. 20.00 A
5.00 A
Comentários
Pickup de 51Nc
1906
51Nc T-DIAL
0.05 .. 3.20 sec; ∞
0.50 sec
Dial de tempo 51Nc
1907
51Nc T-DIAL
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Dial de tempo 51Nc
1908
50Nc-3 PICKUP
0.05 .. 35.00 A; ∞
∞A
Pickup de 50Nc-3
1909
50Nc-3 DELAY
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
2001
67c-2 PICKUP
1A
0.10 .. 35.00 A; ∞
10.00 A
Pickup de 67c-2
5A
0.50 .. 175.00 A; ∞
50.00 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
1A
0.10 .. 35.00 A; ∞
2.00 A
Pickup de 67c-1
5A
0.50 .. 175.00 A; ∞
10.00 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.30 sec
1A
0.10 .. 4.00 A
1.50 A
Pickup de 67c
5A
0.50 .. 20.00 A
7.50 A
2002
67c-2 DELAY
2003
67c-1 PICKUP
2004
67c-1 DELAY
2005
67c-TOC PICKUP
2006
67c-TOC T-DIAL
0.05 .. 3.20 sec; ∞
0.50 sec
Dial de tempo 67c
2007
67c-TOC T-DIAL
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Dial de tempo 67c
2101
67Nc-2 PICKUP
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
7.00 A
Pickup de 67Nc-2
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
35.00 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
1.50 A
Pickup de 67Nc-1
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
7.50 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.30 sec
1A
0.05 .. 4.00 A
1.00 A
Pickup de 67Nc-TOC
5A
0.25 .. 20.00 A
5.00 A
2102
67Nc-2 DELAY
2103
67Nc-1 PICKUP
2104
67Nc-1 DELAY
2105
67Nc-TOC PICKUP
2106
67Nc-TOC T-DIAL
0.05 .. 3.20 sec; ∞
0.50 sec
Dial de tempo
67Nc-TOC
2107
67Nc-TOC T-DIAL
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Dial de tempo
67Nc-TOC
122
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.4.4
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
1730
>BLOCK CLP
SP
>BLOQUEAR Pickup de Carga Fria
1731
>BLK CLP stpTim
SP
>BLOQUEAR Temporizador de Parada de Pickup de Carga
Fria
1732
>ACTIVATE CLP
SP
>ACTIVAR Pickup de Carga Fria
1994
CLP OFF
OUT
Pickup de Carga Fria está DESLIGADO
1995
CLP BLOCKED
OUT
Pickup de Carga Fria está BLOQUEADO
1996
CLP running
OUT
Pickup de Carga Fria está em ANDAMENTO
1997
Dyn set. ACTIVE
OUT
Ajustes dinâmicos estão ATIVOS
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
123
Funções
2.5 Proteção Monofásica de Sobrecorrente
2.5
A proteção monofásica de sobrecorrente avalia a corrente que é medida pela entrada sensível INS.
Aplicação
• Proteção simples de falta à terra em um transformador de potência;
• Proteção precisa contra vazamento de tanque.
2.5.1
Descrição Funcional
A proteção monofásica de tempo definido de sobrecorrente à terra, é ilustrada pelas características de trip
como mostrada na Figura 2-33. A corrente a ser medida é filtrada por algorítmos numéricos. Devido à alta sensibilidade, é usado um filtro de banda particularmente estreita. Os limites de pickup em vigor e as temporizações podem ser ajustados. A corrente detectada é comparada com o valor de pickup 50 1Ph-1 PICKUP ou
50 1Ph-2 PICKUP e reportado se isso for violado. Após a expiração da temporização respectiva 50 1Ph1 DELAY ou 50 1Ph-2 DELAY, o comando de trip é emitido. Os dois elementos juntos formam uma proteção
de dois estágios. O valor de dropout é de aproximadamente 95% do valor de pickup para correntes maiores
do que I > 0.3 · INom.
O filtro da corrente é bypassado se as correntes forem extremamente altas, a fim de alcançar um tempo curto
de trip. Isto ocorre automaticamente, tão logo os valores instantâneos da corrente tenham excedido o valor de
ajuste do elemento por um fator de pelo menos 2 · √2.
Figura 2-33
Característica de dois estágios da proteção monofásica de sobrecorrente
A figura seguinte mostra o diagrama lógico da função de proteção monofásica de sobrecorrente.
124
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Figura 2-34
2.5.2
Diagrama lógico da proteção monofásica de sobrecorrente
Proteção Unitária de Falta à Terra de Alta Impedância
Exemplos de Aplicação
No procedimento de alta impedância, todos os transformadores de corrente operam nos limites da zona
protegida, paralela a um resistor R comum de resistência relativamente alta, cuja tensão é medida.
Os TCs precisam ter o mesmo projeto e apresentar pelo menos um núcleo separado para proteção contra alta
impedância. Particularmente, eles precisam ter as mesmas relações de transformação e tensões de ponto
joelho aproximadamente idênticas.
Com o 7SJ80, o princípio de alta impedância é especialmente adequado para a detecção de faltas à terra em
transformadores, geradores, motores e reatores shunt em sistemas aterrados.
A Figura 2-35 (lado esquerdo) ilustra um exemplo de aplicação para um enrolamento de transformador ou
gerador aterrados. O exemplo no lado direito mostra um enrolamento de transformador ou um gerador não
aterrados, onde assume-se que a ligação à terra do sistema esteja em outro lugar.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
125
Funções
Figura 2-35
Proteção de falta à terra de acordo com o princípio de alta impedância
Função do Princípio de Alta Impedância
O princípio de alta impedância é explicado com base em um enrolamento de transformador aterrado.
Nenhuma corrente de sequência zero fluirá durante operação normal, isto é, a corrente de ponto estrela é
ISP = 0 e as correntes de fase são 3 I0 = IA + IB + IC = 0.
Em caso de uma falta à terra externa (à esquerda na Figura 2-36), cuja corrente de falta é alimentada pelo
ponto estrela aterrado, a mesma corrente flui através do ponto estrela do transformador e das fases. As
correntes secundárias correspondentes (todos os transformadores de corrente têm a mesma relação de transformação) se compensam, elas estão conectadas em série. Somente uma pequena tensão é gerada através
do resistor R. Ela se origina da resistência interna dos transformadores e dos cabos de conexão dos transformadores. Mesmo que algum transformador de corrente sofra uma saturação parcial, ele se tornará de baixa
resistência pelo período de saturação e criará um shunt de baixa resistência para o Resistor R alto ôhmico.
Portanto, a alta resistência do resistor também tem um efeito estabilizador (a chamada estabilização de resistência).
Figura 2-36
Princípio da proteção de falta à terra de acordo com o princípio de alta impedância
Quando ocorre uma falta à terra na zona protegida (Fig. 2-36 à direita), há sempre uma corrente de ponto
estrela ISP. As condições de aterramento no resto da rede determinam qual é a força da corrente de sequência
zero do sistema. Uma corrente secundária que é igual à corrente total de falta, tenta passar pelo resistor R.
Uma vez que este tem alta resistência, imediatamente surge uma alta tensão. Em consequência disso, os
transformadores de corrente ficam saturados. A tensão RMS através do resistor corresponde, aproximadamente, à tensão de ponto joelho dos transformadores de corrente.
126
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
A resistência R está dimensionada de tal forma que mesmo com a mais baixa corrente de falta à terra a ser
detectada, ela gera uma tensão secundária, que é igual à metade da tensão de saturação dos transformadores
de corrente (veja também notas em “Dimensionamento” na Subseção 2.5.4).
Proteção de Alta Impedância
Com o 7SJ80 é usada a entrada de medição sensível INS para proteção de alta impedância. Como esta é uma
entrada de corrente, a proteção detecta corrente ao invés de detectar tensão através do resistor R.
A Figura 2-37 ilustra o diagrama de conexão. O dispositivo de proteção é conectado em série ao resistor R e
mede sua corrente.
O varistor B limita a tensão quando ocorre uma falta interna. Picos de alta tensão que surgem com a saturação
do transformador são cortadas pelo varistor. Ao mesmo tempo, a tensão é suavizada sem redução do valor
médio.
Figura 2-37
Esquema de conexão da proteção diferencial de falta à terra, de acordo com o princípio de alta
impedância
Para proteção contra sobretensões é também importante que o dispositivo esteja diretamente conectado ao
lado terra dos transformadores de corrente, de forma que a alta tensão no resistor seja mantida afastada do
dispositivo.
A proteção diferencial de alta impedância pode ser analogamente usada para geradores e reatores de shunt.
Todos os transformadores de corrente do lado da sobretensão, o lado da sobretensão e o transformador de
corrente no ponto estrela, devem ser conectados em paralelo ao usar auto-transformadores.
Em princípio, este procedimento pode ser aplicado para todo objeto protegido. Quando aplicado como proteção de barramento, por exemplo, o dispositivo é conectado à conexão paralela de todos os transformadores
de corrente via resistor.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
127
Funções
2.5.3
Proteção Contra Vazamento de Tanque
A proteção contra vazamento de tanque tem a tarefa de detectar vazamento à terra — mesmo de alta resistência — entre a fase e o tanque do transformador. O tanque deve estar isolado da terra. Um condutor faz a ligação do tanque à terra e a corrente através desse condutor alimenta uma entrada de corrente do dispositivo de
proteção. Quando ocorre vazamento de tanque, uma corrente de falta (corrente de vazamento de tanque)
fluirá através do condutor de terra, à terra. Essa corrente de vazamento de tanque é detectada pela proteção
de sobrecorrente monofásica como uma sobrecorrente, é emitido um comando de trip temporizado ou instantâneo, de forma a desconectar todos os lados do transformador.
Normalmente é usada uma entrada de corrente monofásica sensível para a proteção contra vazamento de
tanque.
Figura 2-38
2.5.4
Princípio de proteção do tanque
Notas de Ajustes
Geral
A proteção de sobrecorrente temporizada monofásica pode ser ajustada para ON ou OFF no endereço 2701
50 1Ph.
Os ajustes estão baseados na aplicação particular.
O valor de pickup para 50 1Ph-2 PICKUP é ajustado no endereço 2703, o valor de pickup para 50 1Ph-1
PICKUP no endereço 2706. Se apenas um elemento for requerido, ajuste aquele não necessário, para ∞.
Uma temporização de trip pode ser ajustada no endereço 2704 50 1Ph-2 DELAY para o elemento 50-2 e
para o elemento 50-1, no endereço 2707 50 1Ph-1 DELAY. Ajustando para 0 s nenhuma temporização ocorre.
Os tempos selecionados são temporizações adicionais e não incluem o tempo de operação (tempo de
medição,etc.) dos elementos. A temporização também pode ser ajustada para ∞; e então o elemento correspondente não oferecerá trip após pickup, mas o pickup é reportado.
São fornecidas a seguir, notas especiais para o uso como proteção da unidade a alta impedância e proteção
de vazamento de tanque.
128
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Uso como Proteção de Alta Impedância
O uso como proteção de alta impedância necessita que a detecção da corrente do ponto estrela seja possível
no sistema em adição à detecção da corrente de fase (veja exemplo na Figura 2-37). Além disso, um transformador de entrada sensitiva deve estar disponível na entrada INs do dispositivo. Nesse caso, somente o valor
de pickup para proteção de sobrecorrente monofásica é ajustado no dispositivo 7SJ80 para a corrente na
entrada INS.
A função completa da proteção de alta impedância, entretanto, depende da interação das características do
transformador de corrente, resistor externo R e tensão através de R. A seção a seguir, fornece informações
sobre esse assunto.
Dados do Transformador de Corrente para Proteção de Alta Impedância
Todos os transformadores de corrente devem ter uma relação de transformação idêntica e aproximadamente
igual tensão no ponto joelho. Este é geralmente o caso, quando se tratam de projeto igual e idênticos dados
nominais. A tensão do ponto joelho pode ser aproximadamente calculada pelos dados nominais do TC como
a seguir:
VKPV
Tensão no ponto joelho
RI
Demanda interna do TC
PNom
Carga interna (burden) do TC
INom
Corrente nominal secundária do TC
ALF
Fator limite de precisão nominal do TC
A corrente nominal , potência nominal e fator limite de precisão são normalmente estabelecidos na placa de
identificação dos valores nominais do transformador de corrente, por exemplo,
Transformador de corrente 800/5; 5P10; 30 VA
Que significa
INom
= 5 A (de 800/5)
ALF
= 10 (de 5P10)
PNom
= 30 VA
A carga interna (burden) é normalmente estabelecida no relatório de teste do transformador de corrente. Caso
contrário, ela pode ser derivada de uma medição DC no enrolamento secundário.
Exemplo de Cálculo:
TC 800/5; 5P10; 30 VA com Ri = 0.3 Ω
ou
TC 800/1; 5P10; 30 VA com Ri = 5 Ω
Além dos dados do TC, a resistência do condutor mais longo entre os TCs e o dispositivo deve ser conhecida.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
129
Funções
Estabilidade com Proteção de Alta Impedância
A condição de estabilidade está baseada no seguinte conceito simplificado: Se existir uma falta externa, um
dos transformadores de corrente torna-se totalmente saturado. Os outros, continuarão transmitindo suas correntes (parciais). Na teoria, esse é o caso mais desfavorável. Como, na prática, é também o transformador
saturado que fornece corrente, uma margem de segurança automática está garantida.
A Figura 2-39 mostra um circuito equivalente simplificado. TC1 e TC2 são assumidos como transformadores
ideais com suas resistências internas R i1 e R i2. Ra são as resistências dos cabos de conexão entre os transformadores de corrente e o resistor R. Estão multiplicados por 2, como possuem uma linha para frente e uma
de retorno. Ra2 é a resistência do cabo de conexão mais longo.
TC1 transmite a corrente I1. TC2 poderá estar saturado. Devido à saturação, o transformador representa um
shunt de baixa resistência que está ilustrado por uma linha pontilhada de curto-circuito.
R >> (2Ra2 + Ri2) é um outro pré-requisito.
Bild 2-39
Circuito equivalente simplificado de um sistema de circulação de corrente para a proteção de
alta-impedância
A tensão atraves de R é então:
VR = I1 · ( 2Ra2 + Ri2 )
Fica assumido que o valor de pickup do 7SJ80 corresponde à metade da tensão do ponto joelho dos
transformadores de corrente. No caso balanceado, resulta:
VR = VKPV / 2
Isso resulta em um limite de estabilidade ISL , isto é, a máxima corrente atraves da falta abaixo da qual o
esquema permanece estável:
Para o TC de 5 A como acima com VKPV = 75 V e Ri = 0.3 Ω
a mais longa conexão do TC chega a 22 m (24.06 yd) com 4 mm2 de seção transversal; isso corresponde a
Ra = 0.1 Ω
ou seja, 15 × a corrente nominal ou 12 kA primária.
130
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Para o TC de 1 A como acima com VKPV = 350 V e Ri = 5 Ω
a mais longa conexão do TC chega a 107 m (117.02 yd) com 2.5 mm2 de seção transversal, resulta em
Ra = 0.75 Ω
ou seja, 27 × a corrente nominal ou 21.6 kA primária.
Consideração de Sensitividade para Proteção Diferencial de Alta-Impedância
A tensão presente no conjunto de TCs vai para o relé de proteção atraves do resistor em série R como corrente
proporcional para avaliação. As seguintes considerações são relevantes para dimensionamento do resistor:
Como já mencionado, é desjado que ao pickup da proteção de alta-impedância ocorra à metade da tensão do
ponto joelho dos TCs. O resistor R pode ser calculado nessa base.
Como o dispositivo mede o fluxo de corrente através do resistor, a entrada de medição do dispositivo e o
resistor devem ser conectados em série. Uma vez que, além disso, a resistência deverá ser alta-resistência
(condição: R >> 2Ra2 + Ri2, como acima mencionado), a resistência inerente da entrada de medição pode ser
desprezada. A resistência é então calculada pela corrente de pickup Ipu e metade da tensão do ponto joelho:
Para o TC de 5 A como acima
valor de pickup desejado Ipu = 0.1 A (equivalente a 16 A primária)
Para o TC de 1 A como acima
valor desejado de pickup Ipu = 0.05 A (equivale a 40 A primária)
A potência de curto têrmo requerida do resistor é derivada da tensão do ponto joelho e da resistência:
Como essa potência só aparece durante faltas à terra por um curto período de tempo, a potência nominal pode
ser diminuida por um fator aproximado de 5.
Favor ter em mente que ao escolher um valor de pickup mais alto Ipu, a resitência deve decrescer e assim, a
perda de potência aumentará significativamente.
O varistor B (veja a Figura a seguir) deve ser dimensionado de forma que permaneça como alto-resistivo até
alcançar a tensão do ponto joelho, por exemplo.
aprox. 100 V para TC de 5A,
aprox. 500 V para TC de 1A.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
131
Funções
Figura 2-40
Esquema de conexão da proteção diferencial de falta à terra conforme o princípio da altaimpedância
Mesmo com um circuito externo desfavorável, o pico máximo de tensão não deverá exceder 2 kV por razões
de segurança.
Se o desempenho fizer necessário chavear muitos varistores em paralelo, a preferência deve ser dada para
os tipos com características planas para evitar carregamento assimétrico. Sendo assim, são recomendados
os seguintes tipos, da METROSIL:
600A/S1/S256 (k = 450, β = 0.25)
600A/S1/S1088 (k = 900, β = 0.25)
O valor de pickup (0.1 A ou 0.05 A no exemplo) é ajustado no endereço 2706 50 1Ph-1 PICKUP no
dispositivo. O elemento 50-2 não é necessário (endereço 2703 50 1Ph-2 PICKUP = ∞ ).
O comando de trip da proteção pode ser temporizado via endereço 2707 50 1Ph-1 DELAY. Normalmente,
essa temporização é ajustada para 0.
Se um número mais elevado deTCs estiver conectado em paralelo, por exemplo, como proteção de barramento com vários alimentadores, as correntes magnetizantes dos transformadores conectados em paralelo não
podem mais serem desprezadas. Neste caso, as correntes magnetizantes na metade da tensão do ponto
joelho (corresponde ao valor de ajuste) precisam ser somadas. Essas correntes magnetizantes reduzem a
corrente através do resistor R. Sendo assim, o valor real de pickup será correspondentemente mais alto.
Uso como Proteção contra Vazamento de Tanque
O uso como proteção contra vazamento de tanque, requer que esteja disponível um transformador de entrada
sensitiva na entrada INs do dispositivo. Neste caso, somente o valor de pickup para proteção de sobrecorrente
monofásica é ajustado no dispositivo 7SJ80 para a corrente na entrada INS.
A proteção contra vazamento de tanque detecta o vazamento de corrente entre o tanque isolado do transformador e a terra. Sua sensitividade é ajustada no endereço 2706 50 1Ph-1 PICKUP. O elemento 50-2 não
é requerido (endereço 2703 50 1Ph-2 PICKUP = ∞ ).
O comando de trip do elemento pode ser temporizado no endereço 2707 50 1Ph-1 DELAY. É normalmente
ajustado para 0.
132
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.5.5
Ajustes
A tabela indica ajustes padrão para regiões específicas. A coluna C (Configuração) indica a corrente nominal
End.
Parâmetro
2701
50 1Ph
2703
50 1Ph-2 PICKUP
2704
50 1Ph-2 DELAY
2706
50 1Ph-1 PICKUP
2707
2.5.6
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
OFF
ON
OFF
50 1Ph
1A
0.001 .. 1.600 A; ∞
0.300 A
Pickup de 50 1Ph-2
5A
0.005 .. 8.000 A; ∞
1.500 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.10 sec
Temporização de
50 1Ph-2
1A
0.001 .. 1.600 A; ∞
0.100 A
Pickup de 50 1Ph-1
5A
0.005 .. 8.000 A; ∞
0.500 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
50 1Ph-1 DELAY
Temporização de
50 1Ph-1
Lista de informações
No.
Informação
Tipo de
info.
Comentários
5951
>BLK 50 1Ph
SP
>BLOQUEAR 50 1Ph
5952
>BLK 50 1Ph-1
SP
>BLOQUEAR 50 1Ph-1
5953
>BLK 50 1Ph-2
SP
>BLOQUEAR 50 1Ph-2
5961
50 1Ph OFF
OUT
50 1Ph está OFF
5962
50 1Ph BLOCKED
OUT
50 1Ph está BLOQUEADO
5963
50 1Ph ACTIVE
OUT
50 1Ph iestá ATIVO
5966
50 1Ph-1 BLK
OUT
50 1Ph-1 está BLOQUEADO
5967
50 1Ph-2 BLK
OUT
50 1Ph-2 iestá BLOQUEADO
5971
50 1Ph Pickup
OUT
Pickup de 50 1Ph
5972
50 1Ph TRIP
OUT
TRIP de 50 1Ph
5974
50 1Ph-1 PU
OUT
Pickup de 50 1Ph-1
5975
50 1Ph-1 TRIP
OUT
TRIP de 50 1Ph-1
5977
50 1Ph-2 PU
OUT
Pickup de 50 1Ph-2
5979
50 1Ph-2 TRIP
OUT
TRIP de 50 1Ph-2
5980
50 1Ph I:
VI
50 1Ph: I em pick up
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
133
Funções
2.6 Proteção de Tensão 27, 59
2.6
A proteção de tensão tem a tarefa de proteger equipamento elétrico contra subtensão e sobretensão. Ambos
estados operacionais são desfavoráveis uma vez que a sobretensão pode ocasionar, por exemplo, problemas
de isolação e a subtensão pode causar problemas de estabilidade.
Existem dois elementos, cada um disponível para proteção de sobretensão e proteção de subtensão.
Aplicações
• Tensões anormalmente altas ocorrem frequentemente, por exemplo, em linhas de transmissão de longas
distancias de caraga baixa, em sistemas ilhados quando falha a regulagem de tensão do gerador ou após
desconexão de um gerador à carga completa do sistema.
• A função de proteção de subtensão detecta colapsos de tensão em linhas de transmissão e máquinas
elétricas e previne estados operacionais inadmissíveis e a possível perda de estabilidade.
2.6.1
Princípio de Medição
Conexão / Valores Medidos
As tensões fornecidas ao dispositivo, podem corresponder às três tensões fase-terra VA-N, VB-N, VC-N ou a duas
tensões fase-terra (VA-B, VB-C) e uma tensão residual (tensão à terra VN), ou - no caso de uma conexão monofásica - qualquer tensão fase-terra. O tipo de conexão foi especificado durante a configuração no parâmetro
213 VT Connect. 3ph (veja 2.1.3.2).
Atabela seguinte indica quais tensões podem ser avaliadas pela função. Os ajustes para isso, são efetuados
no P.System Data 1(Dados do Sistema de Potência 1) (veja Seção 2.1.3.2). Além disso, é indicado
qual valor de limite deve ser ajustado. Todas as tensões são valores de frequência fundamental.
134
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Tabela 2-8
Proteção de tensão, tensões selecionáveis
Função
Sobretensão
Subtensão
Conexão Trifásica
(parâmetro 213)
Van, Vbn, Vcn
Tensão selecionável
(paâmetro 614 / 615)
Limite a ser ajustado
como
Vphph (maior tensão fase- fase)
tensão fase-fase
Vph-n (maior tensão fase-terra)
tensão fase-terra
V1 (tensão de sequência positiva)
Tensão de sequência
positiva calculada da
tensão fase-terra ou
tensão fase-fase / √3
V2 (tensão de sequência negativa)
negativa
Vab, Vbc, VGnd
Vab, Vbc
Vab, Vbc, VSyn
Vab, Vbc, Vx
Vphph (maior tensão fase-fase)
Tensão fase-fase voltage
positiva
V2 (tensão de sequência negativa)
negativa
Vph-g, VSyn
Nenhuma (avaliação direta da tensão
conectada à entrada de tensão 1)
Valor de tensão direta
Van, Vbn, Vcn
Vphph (menor tensão fase-fase)
Tensão fase-fase
Vph-n (menor tensão fase-terra)
Tensão fase-terra
positiva · √3
Vab, Vbc, VGnd
Vab, Vbc
Vab, Vbc, VSyn
Vab, Vbc, Vx
Vphph (menor tensão fase-fase)
Tensão fase-fase
positiva · √3
Vph-g, VSyn
Nenhuma (avaliação direta da tensão co- Valor de tensão direta
nectada à entrada da tensão 1)
As tensões de sequência positiva e negativa estabelecidas na Tabela são calculadas das tensões fase-terra.
Nota
Para conexões de tensão capacitiva, são usados os mesmos valores que os do tipo de conexão Van, Vbn,
Vcn .
Critério de Corrente
Dependendo do sistema, os transformadores de tensão primária estão dispostos tanto no lado da fonte,
quanto do lado de carga do disjuntor associado. Essas disposições diferentes levam a comportamento diferente da função de proteção de tensão quando ocorre uma falta. Quando é emitido um comando de trip e um
disjuntor é aberto, permanece tensão total no lado da fonte, enquanto que a tensão do lado da carga se torna
zero. Quando a tensão da fonte é retirada, a proteção de subtensão, por exemplo, permanecerá em pickup.
Se não houver dropout do pickup, a corrente pode ser usada como um critério adicional para o pickup da proteção de subtensão (supervisão de corrente CS). Pickup de subtensão só pode ser mantido quando satisfeito
o critério de subtensão e um nível de corrente mínimo ajustável (BkrClosed I MIN) é excedido. Aqui, é
usada a maior corrente das três fases. Quando a corrente diminuir abaixo do mínimo ajuste de corrente após
a abertura do disjuntor, há dropout da proteção de subtensão.
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135
Funções
Nota
Se o parâmetro CURRENT SUPERV. for ajustado para desabilitado no endereço 5120, há imediato pickup do
dispositivo sem tensão de medição e função de proteção de subtensão em pickup. Aplique tensão de medição
ou bloqueie a proteção de tensão para continuar a configuração. Além disso, voce tem a opção de ajustar um
indicador via operação do dispositivo para bloqueio da proteção de tensão. Isso inicia o reset do pickup e a
configuração do dispositivo pode ser reiniciada.
2.6.2
Proteção de Sobretensão 59
Função
A proteção de sobretensão tem dois elementos. No caso de alta sobretensão, é acionado o desligamento por
trip com uma temporização curta, enquanto que no caso de sobretensões menos severas, o desligamento é
efetuado com temporização mais longa. Quando é excedido um dos ajustes reguláveis, há pickup do elemento
59 e trip após uma temporização ajustável ter expirado. A temporização não é dependente da magnitude da
sobretensão.
Pode ser ajustada a relação de dropout para os dois elementos de sobretensão (= Vdropout value/Vpickup value).
A Figura seguinte mostra o diagrama lógico da função de proteção de sobretensão.
136
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Figura 2-41
2.6.3
Diagrama lógico da proteção de sobretensão
Proteção de Subtensão 27
Função
A proteção de subtensão consiste de dois elementos de tempo definido (27-1 PICKUP e 27-2 PICKUP).
Consequentemente, pode ser feita uma graduação de tempo de trip, dependendo da intensidade das quedas
de tensão. Os limites de tensão e as temporizações podem ser ajustados individualmente para ambos os
elementos.
A relação de dropout para os dois elementos de subtensão (= Vdropout value/Vpickup value) pode ser ajustada.
Como as outras funções de proteção, a proteção de subtensão opera em uma faixa de frequência estendida.
Isto assegura que a função de proteção seja mantida até para a proteção de, por exemplo, desaceleração de
motores. Contudo, o valor r.m.s. do componente de tensão positiva é considerado muito pequeno quando o
desvio de frequência é considerável, de forma que o dispositivo tenderá a um funcionamento excessivo.
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137
Funções
A Figura 2-42 mostra um perfil típico da tensão durante uma falta na conexão do caso da fonte, dos transformadores de potencial. Devido à presença de tensão total após a abertura do disjuntor, a supervisão de corrente CS descrita acima não é necessária. Após a tensão ter caído abaixo do valor ajustado de pickup, trip é
iniciado após a temporização 27-1 DELAY. Enquanto a tensão permanecer abaixo do valor ajustado de dropout, o religamento é bloqueado. Somente após a eliminação da falta, isto é, quando a tensão sobe acima do
nível de dropout, o elemento entra em dropout e permite o religamento do disjuntor.
Figura 2-42
Perfil típico de falta na conexão do lado da fonte do transformador de potencial (sem supervisão de corrente)
A Figura 2-43 mostra um perfil de falta na conexão do lado da carga dos transformadores de potencial. Quando
o disjuntor é aberto, a tensão desaparece (a tensão permanece abaixo do ajuste de pickup) e a supervisão de
corrente é usada, para assegurar que pickup entre em dropout após a abertura do disjuntor (BkrClosed I
MIN).
Após a tensão ter caído abaixo do ajuste de pickup, é iniciado trip após a temporização 27-1 DELAY. Quando
o disjuntor abre, a tensão vai a zero e o pickup de subtensão é mantido. O valor de corrente também cai a zero
e o critério de corrente é resetado, assim que o limite de liberação (BkrClosed I MIN) é excedido. Graças
à combinação AND de tensão e ao critério de corrente, o pickup da função de proteção é resetado. Como
consequência, a energização é admitida novamente quando o tempo mínimo de comando expirar.
138
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Figura 2-43
Perfil típico de falta de falta no lado da conexão de carga dos transformadores de tensão (com
supervisão de corrente)
No fechamento do disjuntor, o critério de corrente é atrasado por um curto período de tempo. Se o critério de
corrente entra em dropout durante este período de tempo (cerca de 60 ms), a função de proteção não emite
pickup. Desse modo, não é criada nenhuma gravação de falta quando a proteção de tensão é ativada em um
sistema saudável. Contudo, é importante saber que se existe uma condição de baixa tensão na carga após o
fechamento do disjuntor (diferente da Figura 2-43), o pickup desejado do elemento será temporizado por
60 ms.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
139
Funções
A figura seguinte mostra o diagrama lógico da função de proteção de subtensão.
Figura 2-44
140
Diagrama lógico da proteção de subtensão
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Funções
2.6.4
Notas de Ajustes
Geral
Proteção de tensão só está afetiva e acessível se o endereço 150 27/59 foi ajustado para Enabled durante
a configuração das funções de proteção. Se essa função não for requerida, então ajuste para Disabled.
A tensão a ser avaliada é selecionada em Power System Data 1(Dados do Sistema de Potência 1)
(veja o Capítulo 2.6, Tabela 2-8).
A proteção de sobretensão pode ser chaveada para ON ou OFF, ou ajustada para Alarm Only(Somente
alarme) no endereço 5001 FCT 59.
A proteção de subtensão pode ser chaveada para ON ou OFF ou ajustada para Alarm Only(Somente
Alarme) no endereço 5101 FCT 27.
Com as funções de proteção ativadas (ON), trip, a abertura de uma falta e a gravação da falta são iniciadas
quando os limites são excedidos e as temporizações tenham expirado.
Com o ajuste para Alarm Only(Somente Alarme) nenhum comando de trip é fornecido, nenhuma falta é
gravada e nenhuma anunciação espontânea de falta é mostrada no display.
Proteção de Sobretensão com Tensões Fase-Fase ou Fase-Terra
A maior das tensões aplicadas é avaliada para a proteção de sobretensão fase-fase ou fase-terra.
Os valores limite são ajustados no valor a ser avaliado (veja o Capítulo 2.6, Tabela 2-8).
A proteção de sobretensão tem dois elementos. O valor de pickup do limite mais baixo (endereço 5002 ou
5003, 59-1 PICKUP, dependendo das tensões fase-fase ou fase -terra pode ser designado com temporização mais longa (endereço 5004, 59-1 DELAY) e o limite superior do Elemento (endereço 5005 ou 5006, 592 PICKUP) uma temporização mais curta (endereço 5007, 59-2 DELAY). Não existem procedimentos específicos em como os valores de pickup são ajustados. Entretanto, como a função é principalmente usada para
prevenção de altos danos de isolação aos componentes do sistema e usuários, o valor limite 5002 , 5003 591 PICKUP permanece geralmente entre 110 % e 115 % da tensão nominal e o valor de ajuste 5005 , 5006
59-2 PICKUP em aproximadamente 130 %.
As temporizações dos elementos de sobretensão são parametrizados nos endereços 5004 59-1 DELAY e
5007 59-2 DELAY, e deverão ser selecionados de tal forma que permitam breves picos de tensão gerados
durante operações de chaveamento e também habilitam a eliminação de sobretensões estacionárias no
devido tempo.
A escolha entre tensão fase-terra e tensão fase-fase permite que assimetrias de tensões (por exemplo, causadas por uma falta à terra) sejam consideradas (fase-terra) ou permaneçam desconsideradas (fase-fase)
durante a avaliação.
Proteção de Sobretensão - Sistema V1 de Sequência Positiva
Em uma conexão de transformador de potencial trifásica, o sistema de sequência positiva pode ser avaliado
quanto à proteção de sobretensão por meio da configuração do parâmetro 614 OP. QUANTITY 59 para V1.
Neste caso, os valores limite da proteção de sobretensão devem ser ajustados nos parâmetros 5019 59-1
PICKUP V1 ou 5020 59-2 PICKUP V1.
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141
Funções
Proteção de Sobretensão - Sistema V2 de Sequência Negativa
Em uma conexão de transformador trifásica, o parâmetro 614 OP. QUANTITY 59 pode determinar que o
sistema V2 de sequência negativa possa ser avaliado como um valor medido para a proteção de sobretensão.
O sistema de sequência negativa detecta desequilibrio de tensão e pode ser usado para a estabilização da
proteção de sobrecorrente temporizada. Na proteção de backup de transformadores ou geradores, as correntes de falta permanecem, em alguns casos, apenas levemente acima das correntes de carga. De forma a
obter um limite de pickup da proteção de sobrecorrente temporizada que é tão sensível quanto possível, sua
estabilização via proteção de tensão é necessária para evitar falso trip.
A proteção de sobretensão compreende dois elementos. Assim, com a configuração do sistema de sequência
negativa, uma temporização mais longa (endereço 5004, 59-1 DELAY) pode ser designada para o Elemento
mais baixo (endereço 5015, 59-1 PICKUP V2 e uma temporização mais curta (endereço 5007, 59-2
DELAY) pode ser designada para o Elemento superior (endereço 5016, 59-2 PICKUP V2). Não existe claros
procedimentos de como ajustar os valores de pickup 59-1 PICKUP V2 ou 59-2 PICKUP V2 já que estes
dependem da configuração da respectiva instalação.
As temporizações dos elementos de sobretensão são parametrizadas nos endereços 5004 59-1 DELAY e
5007 59-2 DELAY, e deverão ser selecionadas de forma que permitam breves picos de tensão gerados
durante operações de chaveamento e também habilitar a eliminação de sobretensões estacionárias no devido
tempo.
Limite de Dropout da Proteção de Sobretensão
Os limites de dropout do Elemento 59-1 e Elemento 59-2 podem ser configurados via relação de dropout
r= VDropout/VPickup nos endereços 5017 59-1 DOUT RATIO ou 5018 59-2 DOUT RATIO. Aplicam-se as
seguintes condições marginais para r:
r · (limite de pickup configurado) ≤ 150 V com conexão de tensões fase-fase e fase-terra ou
r · (limite de pickup configurado) ≤ 260 V com cálculo dos valores medidos das tensões conectadas (por
exemplo, tensões fase-fase calculadas das tensões fase-terra conectadas).
A histerese mínima é 0.6 V.
Proteção de Subtensão - Sistema V1 de Sequência Positiva
O componente de sequência positiva (V1) pode ser avaliado para a proteção de subtensão. Especialmente no
caso de problemas de estabilidade, sua aquisição é vantajosa devido ao sistema de sequência positiva ser
relevante para o limite da transmissão de energia estavel. No que concerne aos valores de pickup, não existem
notas específicas em como ajustá-lo. Entretanto, devido a função de proteção de subtensão ser primariamente
destinada para a proteção de máquinas indutivas de quedas de tensão e para prevenir problemas de estabilidade, os valores de pickup estão normalmente entre 60% e 85% da tensão nominal. Favor observar que no
caso de desvios de frequência > 5 Hz, o valor RMS calculado da tensão é calculado muito baixo e o dispositivo
pode assim tender a funcionar acima de sua capacidade.
O valor limite é multiplicado como tensão de sequência positiva e ajustado para √3, realizando assim, a
referência para a tensão nominal.
A proteção de subtensão compreende dois elementos. O valor de pickup do limite mais baixo é ajustado no
endereço 5110 ou 5111, 27-2 PICKUP (dependendo da conexão do transformador de potencial ser fasefase ou fase-terra), enquanto que a temporização é ajustada no endereço 5112, 27-2 DELAY (temporização
curta). O valor de pickup do Elemento superior é ajustado no endereço 5102 ou 5103, 27-1 PICKUP,
enquanto que a temporização é ajustada no endereço 5106, 27-1 DELAY (uma temporização um pouco mais
longa).Ajustando esses elementos dessa forma, permite-se que a função de proteção de subtensão siga muito
de perto o comportamento de estabilidade do sistema.
Os ajustes de tempo deverão ser selecionados de forma que ocorra trip em resposta a quedas de tensões que
levem à condições de operação instáveis. Por outro lado, a temporização deverá ser longa o suficiente para
evitar trip em quedas de tensões de curto prazo.
142
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Proteção de Subtensão com Tensões Fase-Fase ou Fase-Terra
No parâmetro 615 OP. QUANTITY 27, você pode determinar para a proteção de subtensão em conexão
trifásica, ao invés daquela do sistema V1 de sequência positiva, a menor tensão fase-fase Vphph ou a menor
tensão fase-terra Vph-n seja configurada como grandeza medida. Os valores limite são ajustados na
grandeza a ser avaliada (veja Seção 2.6, tabela 2-8).
A proteção de subtensão compreende dois elementos. O valor de pickup do limite inferior é ajustado no
endereço 5110 ou 5111, 27-2 PICKUP (dependendo da conexão do transformador de potencial, fase-terra
ou fase-fase), enquanto que a temporização é ajustada no endereço 5112, 27-2 DELAY (temporização
curta). O valor de pickup do Elemento mais alto é ajustado no endereço 5102 ou 5103, 27-1 PICKUP, enquanto que a temporização é ajustada no endereço 5106, 27-1 DELAY (uma temporização um pouco mais
longa). Ajustar esses elementos dessa forma permite que a função de proteção de subtensão acompanhe rigorosamente o comportamento da estabilidade do sistema.
Os ajustes de temporização devem ser selecionados de tal forma que ocorra trip em resposta a quedas de
tensão que conduzem a condições de operação instáveis. Por outro lado, a temporização deve ser longa o
suficiente para evitar trip em quedas de tensão de curto prazo.
Limite de Dropout da Proteção de Subtensão
Os limites de dropout do Elemento 27-1 e Elemento 27-2 podem ser configurados via relação de dropout
r = VDropout/VPickup nos endereços 5113 27-1 DOUT RATIO ou 5114 27-2 DOUT RATIO. Aplicam-se a r, as
seguintes condições marginais:
r · (limite de pickup configurado ≤ 130 V das tensões medidas instantâneamente) tensões fase-fase ou tensões
fase-terra ou
r · (limite de pickup configurado ≤ 225 V para avaliação dos valores calculados das tensões medidas) (por
exemplo, tensões fase-fase calculadas das tensões fase-terra conectadas).
A histerese mínima é 0.6 V.
Nota
Se um ajuste é acidentalmente selecionado de forma que o limite de dropout (= limite de pickup · relação de
dropout) resultse em um valor maior do que 130 V/225 V, ele será automaticamente limitado. Não ocorre
mensagem de erro.
Critério de Corrente da Proteção de Subtensão
O Elemento 27-1 e o Elemento 27-2 pode ser supervisionado pelo ajuste do monitoramento do fluxo de
corrente. Se CURRENT SUPERV. está chaveado para ON no endereço 5120 (ajuste de fábrica), a condição
de liberação do critério de corrente deve ser preenchido em adição à condição de subtensão correspondente,
que significa que uma mínima corrente configurada (BkrClosed I MIN, endereço 212) deve estar presente
para assegurar o pickup dessa função de proteção. Assim, pode ser conseguido que o pickup da proteção de
subtensão forneça dropout quando a linha é desconectada da tensão de alimentação. Além disso, esse
recurso previne um pickup geral imediato do dispositivo quando este é ligado sem que esteja presente tensão
de medição.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
143
Funções
Nota
Se o parâmetro CURRENT SUPERV. está ajustado para desabilitado no endereço 5120, há pickup do dispositivo imediatamente se falhar a tensão do circuito de medição e a proteção de subtensão estiver habilitada.
Além disso, a configuração pode ser executada pelo pickup da tensão do circuito de medição ou bloqueio da
proteção de tensão. O último pode ser iniciado via operação do dispositivo em DIGSI e via comunicação do
centro de controle por meio de um comando de identificação para bloqueio da proteção de tensão. Isso
ocasiona o dropout do pickup e a parametrização pode ser reiniciada.
Favor observar que o limite de pickup BkrClosed I MIN (endereço 212) afeta também a proteção de
sobrecarga, a função de pickup de carga fria e a manutenção do Disjuntor.
144
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.6.5
Ajustes
Endereços que possuam um “A” anexo, só podem ser alterados com DIGSI em "Display Additional
Settings"(Mostrar Ajustes Adicionais)..
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
5001
FCT 59
OFF
ON
Alarm Only
OFF
Proteção de Sobretensão 59
5002
59-1 PICKUP
20 .. 260 V
110 V
Pickup de 59-1
5003
59-1 PICKUP
20 .. 150 V
110 V
Pickup de 59-1
5004
59-1 DELAY
0.00 .. 100.00 sec; ∞
0.50 sec
Temporização de 59-1
5005
59-2 PICKUP
20 .. 260 V
120 V
Pickup de 59-2
5006
59-2 PICKUP
20 .. 150 V
120 V
Pickup de 59-2
5007
59-2 DELAY
0.00 .. 100.00 sec; ∞
0.50 sec
5015
59-1 PICKUP V2
2 .. 150 V
30 V
Pickup V2 de 59-1
5016
59-2 PICKUP V2
2 .. 150 V
50 V
Pickup V2 de 59-2
5017A
59-1 DOUT RATIO
0.90 .. 0.99
0.95
Relação de dropout 59-1
5018A
59-2 DOUT RATIO
0.90 .. 0.99
0.95
5019
59-1 PICKUP V1
20 .. 150 V
110 V
Pickup V1 de 59-1
5020
59-2 PICKUP V1
20 .. 150 V
120 V
Pickup V1 de 59-2
5101
FCT 27
OFF
ON
Alarm Only
OFF
5102
27-1 PICKUP
10 .. 210 V
75 V
Pickup de 27-1
5103
27-1 PICKUP
10 .. 120 V
75 V
Pickup de 27-1
5106
27-1 DELAY
0.00 .. 100.00 sec; ∞
1.50 sec
5110
27-2 PICKUP
10 .. 210 V
70 V
Pickup de 27-2
5111
27-2 PICKUP
10 .. 120 V
70 V
Pickup de 27-2
5112
27-2 DELAY
0.00 .. 100.00 sec; ∞
0.50 sec
5113A
27-1 DOUT RATIO
1.01 .. 3.00
1.20
5114A
27-2 DOUT RATIO
1.01 .. 3.00
1.20
5120A
CURRENT SUPERV.
OFF
ON
ON
Supervisão de Corrente
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145
Funções
2.6.6
Lista de Informações
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
234.2100 27, 59 blk
IntSP
27, 59 Bloqueado via operação
6503
>BLOCK 27
SP
>BLOQUEAR 27 Proteção de subtensão
6505
>27 I SUPRVSN
SP
>27- Supervisão de corrente chaveada em ON
6506
>BLOCK 27-1
SP
>BLOQUEAR 27-1 Proteção de subtensão
6508
>BLOCK 27-2
SP
>BLOQUEAR 27-2 Proteção de Subtensão
6513
>BLOCK 59
SP
>BLOQUEAR 59 Proteção de Sobretensão
6530
27 OFF
OUT
27 Proteção de subtensão em OFF
6531
27 BLOCKED
OUT
27 Proteção de subtensão está BLOQUEADA
6532
27 ACTIVE
OUT
27 Proteção de subtensão está ATIVA
6533
27-1 picked up
OUT
27-1 Pickup da Subtensão
6534
27-1 PU CS
OUT
27-1 PICKUP da subtensão com supervisão de corrente
6537
27-2 picked up
OUT
27-2 Pickup da subtensão
6538
27-2 PU CS
OUT
27-2 PICKUP da subtensão com supervisão de corrente
6539
27-1 TRIP
OUT
27-1 TRIP da subtensão
6540
27-2 TRIP
OUT
27-2 TRIP da subtensão
6565
59 OFF
OUT
59-Proteção de sobretensão em OFF
6566
59 BLOCKED
OUT
59-Proteção de sobretensão está BLOQUEADA
6567
59 ACTIVE
OUT
59-Proteção de sobretensão está ATIVA
6568
59-1 picked up
OUT
59-1 Pickup de Sobretensão V>
6570
59-1 TRIP
OUT
59-1 TRIP de sobretensão V>
6571
59-2 picked up
OUT
59-2 Pickup de sobretensão V>>
6573
59-2 TRIP
OUT
59-2 TRIP de sobretensão V>>
146
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.7 Proteção de Sequência Negativa 46
2.7
A proteção de sequência negativa detecta cargas desbalanceadas no sistema.
Aplicações
• Esta função de proteção pode ser usada para detectar interrupções, curto-circuitos e problemas de
polaridade nas conexões para os transformadores de corrente.
• Ela é também útil na detecção de faltas mofásicas e bifásicas com correntes de falta menores do que a
corrente de carga máxima.
Pré-requisitos
A proteção de carga desbalanceada se torna efetiva quando:
uma corrente de fase mínima é maior do que 0.1 x INom e
todas as correntes de fase são menores do que 10 x INom.
2.7.1
Característica de Tempo Definido
A característica de tempo definido consiste de dois elementos. Assim que é alcançado o primeiro limite ajustável 46-1 PICKUP , uma mensagem de pickup é emitida e o elemento de tempo 46-1 DELAY é iniciado.
Quando o segundo Elemento 46-2 PICKUP é iniciado, uma outra mensagem é emitida e o elemento de
tempo 46-2 DELAY é iniciado. Uma vez expirada a temporização, é iniciado um sinal de trip.
Figura 2-45
Característica de tempo definido para proteção de sequência negativa
Tempos de Dropout Ajustáveis
A estabilização de pickup para a característica de trip de tempo definido 46-1, 46-2 pode ser acompanhada
por meio de tempos de dropout ajustáveis. Essa facilidade é usada em sistemas de potência com possíveis
faltas intermitentes. Usada em conjunto com relés eletromecânicos, permite que diferentes respostas de
dropout sejam ajustadas e a graduação de tempo de relés digitais e eletromecânicos seja implementada.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
147
Funções
2.7.2
Característica de Tempo Inverso 46-TOC
O Elemento de tempo inverso depende da versão solicitada do dispositivo. Ele opera com curvas características de trip IEC ou ANSI. As curvas e fórmulas associadas são fornecidas nos Dados Técnicos. Ao programar
a Curva de tempo inverso, ficam também disponíveis os elementos de tempo definido 46-2 PICKUP e
46-1 PICKUP (veja parágrafo adiante).
Pickup e Trip
A corrente de sequência negativa I2 é comparada com o valor de ajuste 46-TOC PICKUP. Quando a corrente
de sequência negativa excede 1.1 vezes o valor de ajuste, é gerada uma anunciação de pickup. O tempo de
trip é calculado da corrente de sequência negativa conforme a Curva selecionada. Após expirar o período de
tempo, é emitido um comando de trip. A curva característica está ilustrada na figura seguinte.
Figura 2-46
148
Característica de tempo inverso para proteção de sequência negativa
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Dropout para Curvas IEC
Há dropout do elemento quando a corrente de sequência negativa diminuir para cerca de 95% do ajuste de
pickup. A temporização reseta imediatamente em antecipação a um novo pickup.
Dropout para Curvas ANSI
Ao usar uma curva ANSI, selecione se o dropout após pickup é instantâneo ou com emulação de disco.
"Instantâneo" significa que o pickup entra em dropout quando o valor de pickup de cerca de 95 % é atingido.
Para um novo pickup a temporização inicia em zero.
A emulação de disco provoca um processo de dropout (contador de tempo diminuindo) que inicia após a
desenergização. Esse processo corresponde ao reset do disco de Ferraris (explicando assim sua denominação de emulação de disco) No caso da ocorrência de várias faltas sucessivas a “história” é levada em consideração devido à inércia do disco de FerrarisI e a resposta de tempo é adaptada. Isso assegura uma simulação adequada do aumento da temperatura do objeto protegido mesmo para valores de carga desbalanceada
extremamente flutuantes. O reset inicia assim que é alcançado 90 % do valor de ajuste, de acordo com a curva
de dropout da característica selecionada. Na faixa entre o valor de dropout (95 % do valor de pickup) e 90 %
do valor de ajuste, o processo de aumento e diminuição está em estado inativo.
A emulação de disco oferece vantagem quando o comportamento da proteção de sequência negativa precisa
ser coordenado com outros relés no sistema baseado em princípios de medição eletromagnéticos.
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149
Funções
Lógica
A figura seguinte mostra o diagrama lógico para a função de proteção de sequência negativa. A proteção pode
ser bloqueada por entrada binária. Isso reseta o pickup e os elementos de tempo e elimina valores medidos.
Quando o critério de proteção de sequência negativa não é mais satisfeito, (isto é, todas as correntes de fase
abaixo de 0.1 x INom ou pelo menos uma corrente de fase é maior do que 10 x INom), todos os pickups emitidos
pela função de proteção de sequência negativa são resetados.
Figura 2-47
150
Diagrama lógico da proteção de carga desbalanceada
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
O pickup da proteção de sobrecorrente de tempo definido pode ser estabilizado pelo tempo de dropout
configurado 4012 46 T DROP-OUT.Esse tempo é iniciado e mantém a condição de pickup se a corrente cair
abaixo do limite. Sendo assim, a função não fornece dropout em alta velocidade. A temporização de comando
de trip continua em andamento. Após ter expirada a temporização de dropout, o pickup é reportado como OFF
e a temporização de trip é resetada, a menos que o limite tenha sido novamente excedido. Se o limite é novamente excedido durante a temporização de dropout, o tempo é cancelado. A temporização do comando de trip
continua em andamento. Se o valor limite for excedido após ter expirado, o comando de trip é emitido imediatamente. Se o valor limite, nesse período, não for excedido, não haverá reação. Se o valor limite for novamente
excedido após ter expirado a temporização do comando de trip, enquanto a temporização de dropout ainda
estiver em progresso, ocorre trip imediatamente.
Os tempos de dropout configurados não influenciam os tempos de trip dos elementos de tempo inverso já que
esses dependem dinamicamente do valor de corrente medido. Para propósitos de coordenação de dropout, a
emulação de disco é usada com relés eletromecânicos.
2.7.3
Notas de Ajustes
Geral
O tipo de função foi especificado durante a configuração das funções de proteção (Seções 2.1.1.2, endereço
140 46). Se forem desejados somente os elementos de tempo definido, o endereço 46 deverá ser ajustado
para Definite Time. Selecionando 46 = TOC IEC ou TOC ANSI no endereço 140, isso adicionalmente
fará todos os parâmetros disponíveis que forem relevantes para as curvas de tempo inverso. Se essa função
não for requerida, então ajuste para Disabled .
A função pode ser chaveada para ON ou OFF no endereço 4001 FCT 46.
Os ajustes padrão de pickup e temporizações são geralmente suficientes para a maioria das aplicações.
Elementos de Tempo Definido
A função de proteção de carga desbalanceada compreende dois elementos. Sendo assim, o Elemento
superior (endereço 4004 46-2 PICKUP) pode ser ajustado para uma temporização curta (endereço 4005
46-2 DELAY) e o Elemento inferior (endereço 4002 46-1 PICKUP)pode ser ajustado para uma temporização
um pouco mais longa (endereço 4003 46-1 DELAY). Isso permite agir o Elemento inferior, por exemplo, como
um alarme, enquanto que o Elemento superior cortará a Curva inversa assim que se apresentarem altas correntes inversas. Se 46-2 PICKUP é ajustado para cerca de 60%, trip é sempre executado com a Curva térmica. Por outro lado, com mais de 60 % de carga desbalanceada, o usuário assumirá uma falta fase-fase. A
temporização 46-2 DELAY deve ser coordenada com a graduação do sistema para faltas fase-fase. Se fornecida fonte de alimentação com corrente I via somente duas fases, aplica-se o seguinte para a corrente inversa:
Exemplos:
Ao proteger alimentador ou sistemas com cabo, a proteção de carga desbalanceada pode servir para identificar faltas assimétricas de baixa magnitude abaixo dos valores de pickup dos elementos de sobrecorrente
direcional e não direcional.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
151
Funções
Aqui, deve ser observado o seguinte:
Uma falta fase-terra com corrente I corresponde à seguinte corrente de sequência negativa:
Por outro lado, com mais de 60% de carga desbalanceada, uma falta fase-fase pode ser assumida. A temporização 46-2 DELAY deve ser coordenada com a graduação do sistema de faltas fase-fase.
Para um transformador de potência, a proteção de carga desbalanceada pode ser usada como proteção
sensitiva para faltas fase-fase e fase-terra de baixa magnitude. Em particular, essa aplicação é bem adequada
para transformadores delta-estrela onde faltas fase-terra no lado de baixa não geram correntes de sequência
zero do lado de alta (por exemplo, grupo vetorial Dy).
Como os transformadores transformam correntes simétricas de acordo com a relação de transformação"CTR",
a relação entre as correntes de sequência negativa e a corrente total de falta para faltas fase-fase e fase-terra
são válidas para o transformador enquanto as relações "CTR" forem consideradas.
Considere um transformador com os seguintes dados:
Base Nominal do Transformador
SNomT = 16 MVA
Tensão Nominal primária
VNom = 110 kV
Tensão Nominal Secundária
VNom = 20 kV
Grupos Vetoriais
Dy5
Lado alto do TC
100 A / 1 A
(TRV = 110/20)
(CTI = 100)
As seguintes correntes de falta podem ser detectadas no lado de baixa:
Se 46-1 PICKUP no lado alto do dispositivo é ajustado para = 0.1, então a corrente de falta de
I = 3 TRV · TRI · 46-1 PICKUP = 3 · 110/20 · 100 · 0.1 A = 165 A para faltas monofásicas e
√3 · TRV · TRI ·46-1 PICKUP = 95 A pode ser detectado para faltas bifásicas no lado de baixa. Isso corresponde a 36% e 20% da corrente nominal do transformador respectivamente. É importante observar que a
corrente de carga não foi levada em consideração neste exemplo simplificado.
Como não pode ser confiavelmente reconhecido em que lado a falta assim detectada está localizada, a
temporização 46-1 DELAY deve estar coordenada com outros relés que fazem parte do sistema.
Estabilização de Pickup (Tempo Definido)
Pickup dos elementos de tempo definido pode ser estabilizado por meio de um tempo de dropout configurável.
Esse tempo de dropout é ajustado em 4012 46 T DROP-OUT.
152
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Curva de Trip de Tempo Inverso
Várias curvas IEC e ANSI estão disponíveis se o seu equipamento operacional requer o uso de características
de trip dependentes de uma curva. Elas são selecionadas no endereço 4006 46 IEC CURVE ou no endereço
4007 46 ANSI CURVE.
Deve ser observado que um fator de segurança de cerca de 1,1 vezes tenha sido incluido entre o valor de
pickup e o valor de ajuste quando uma Curva de tempo inverso é selecionada. Isso significa que um pickup
somente ocorrerá se uma carga desbalanceada de cerca de 1.1 vezes o valor de ajuste 46-TOC PICKUP está
presente (endereço 4008). Ocorre dropout assim que o valor cai abaixo de 95 % do valor de pickup. Ao selecionar a curva ANSI no endereço 401146-TOC RESET um dropout de Emulação de Disco, será executada
de acordo com a curva de dropout como explicado na descrição da função.
O multiplicador de tempo associado é especificado no endereço 4010, 46-TOC TIMEDIAL ou endereço
400946-TOC TIMEDIAL.
O multiplicador de tempo pode também ser ajustado para ∞. Após pickup o Elemento então não fornecerá trip.
O pickup, entretanto, será sinalizado. Se o Elemento de tempo inverso não for requerido, o endereço 140 46
deverá ser ajustado para Definite Time durante a configuração das funções de proteção (Seção 2.1.1.2).
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
153
Funções
2.7.4
Ajustes
Endereços que possuem um “A” anexo só podem ser alterados com DIGSI em "Display Additional Settings".
(Mostrar Ajustes Adicionais).
A tabela indica ajustes padrão para regiões específicas. A coluna “C” (Configuração), indica a corrente nominal
End.
Parâmetro
4001
FCT 46
4002
46-1 PICKUP
4003
46-1 DELAY
4004
46-2 PICKUP
C
Opções de Ajuste
Ajuste Padrão
Comentários
OFF
ON
OFF
46 Proteção de Sequência
Negativa
1A
0.10 .. 3.00 A
0.10 A
Pickup de 46-1
5A
0.50 .. 15.00 A
0.50 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
1.50 sec
1A
0.10 .. 3.00 A
0.50 A
Pickup de 46-2
5A
0.50 .. 15.00 A
2.50 A
4005
46-2 DELAY
0.00 .. 60.00 sec; ∞
1.50 sec
4006
46 IEC CURVE
Normal Inverse
Very Inverse
Extremely Inv.
Extremely Inv.
Curva IEC
4007
46 ANSI CURVE
Extremely Inv.
Inverse
Moderately Inv.
Very Inverse
Extremely Inv.
Curva ANSI
4008
46-TOC PICKUP
1A
0.10 .. 2.00 A
0.90 A
Pickup de 46-TOC
5A
0.50 .. 10.00 A
4.50 A
4009
46-TOC TIMEDIAL
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Dial de Tempo 46-TOC
4010
46-TOC TIMEDIAL
0.05 .. 3.20 sec; ∞
0.50 sec
Dial de Tempo 46-TOC
4011
46-TOC RESET
Instantaneous
Disk Emulation
Instantaneous
DROPOUT 46-TOC
4012A
46 T DROP-OUT
0.00 .. 60.00 sec
0.00 sec
2.7.5
No.
Informações
Tipo de
Info.
Comentários
5143
>BLOCK 46
SP
>BLOQUEAR 46
5151
46 OFF
OUT
DESLIGADO 46 (OFF)
5152
46 BLOCKED
OUT
46 está BLOQUEADO
5153
46 ACTIVE
OUT
46 está ATIVO
5159
46-2 picked up
OUT
Pickup de 46-2
5165
46-1 picked up
OUT
Pickup de 46-1
5166
46-TOC pickedup
OUT
Pickup de 46-TOC
5170
46 TRIP
OUT
TRIP de 46
5171
46 Dsk pickedup
OUT
Pickup de emulação de disco 46
154
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.8 Proteção de Frequência 81 O/U
2.8
A função de proteção de frequência detecta frequências anormalmente altas e baixas no sistema ou em
máquinas elétricas. Se a frequência permanecer fora da faixa permissível,são iniciadas ações adequadas tais
como descarte de carga ou a desconexão de um gerador do sistema.
Aplicações
• ocorre diminuição na frequência do sistema quando o sistema experimenta um aumento na demanda da
potência real ou quando ocorre um mau funcionamento com um gerador principal ou sistema de controle
gerador automático (AGC). A função de proteção de frequência é também usada para geradores que
operam (por um certo período) em uma rede ilhada. Isso é devido ao fato de que a proteção de potência
não pode operar no caso de uma falha de potência motriz. O gerador pode ser desconectado do sistema
de potência por meio da proteção de diminuição de frequência.
• ocorre aumento na frequência do sistema, por exemplo, quando grandes blocos de carga (rede ilhada) são
desconectados do sistema, ou novamente quando ocorre mau funcionamento com um gerador principal.
Isso acentua o risco de auto-excitação para geradores que alimentam longas linhas sob condições sem
carga.
2.8.1
Descrição
Detecção de Frequência
A frequência é preferivelmente detectada pela tensão de sequência positiva. Se essa tensão é muito baixa, é
usada a tensão fase-fase VA-B no dispositivo. Se a amplitude dessa tensão é muito pequena, uma das outras
tensões fase-fase é usada em seu lugar.
O uso de filtros e medições repetidas tornam a medição virtualmente inedependente de influências harmônicas e consegue-se excelente precisão.
Aumento e Diminuição de Frequência
A proteção de frequência consiste de quatro elementos. Para tornar a proteção flexível para diferentes
condições do sistema de potência, esses elementos podem ser usados alternativamente para diminuição ou
aumento da frequência separadamente e podem ser ajustados independentemente para executar diferentes
funções de controle.
Faixa Operacional
A frequência pode ser determinada desde que em uma conexão do sistema de sequência positiva das tensões
de transformador de potencial trifásico ou alternativamente, em uma conexão de transformador de potencial
monofásico, tensão respectiva esteja presente e de magnitude suficiente. Se a tensão medida cair abaixo de
um valor ajustado Vmin, a proteção de frequência é bloqueada, porque não podem ser calculados valores
precisos de frequência do sinal.
Temporizações / Lógica
Cada elemento de frequência tem uma temporização ajustável associada. Quando a temporização expira, é
gerado um sinal de trip. Quando há dropout de um elemento de frequência, o comando de trip é imediatamente
executado, mas não antes de ter expirada a duração mínima do comando.
Cada um dos quatro elementos de frequência podem ser bloqueados individualmente via entradas binárias.
A figura seguinte mostra o diagrama lógico para a função de proteção de frequência.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
155
Funções
Figura 2-48
156
Diagrama lógico da proteção de frequência
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.8.2
Notas de Ajustes
Geral
A proteção de frequência só está efetiva e acessível se o endereço 154 81 O/U foi ajustado para Enabled
durante a configuração das funções de proteção. Se a função não for requerida, é ajustada para Disabled.
A função pode ser chaveada ON ou OFF sob o endereço 5401 FCT 81 O/U.
Pelo ajuste dos parâmetros 5421 a 5424, a função de cada um dos elementos 81-1 PICKUP a 81-4
PICKUP é individualmente ajustada como proteção de subfrequência ou sobrefrequência ou ajustado para
OFF, se o elemento não for requerido.
Tensão Mínima
A mínima tensão, abaixo da qual a proteção de frequência é bloqueada é parametrizada no endereço 5402
Vmin.
O valor limite tem que ser ajustado como grandeza fase-fase se a conexão for trifásica. Com uma conexão
fase-terra monofásica, o limite é ajustado como tensão de fase.
Valores de Pickup
O ajuste do elemento como sobre ou subfrequência, independe da parametrização dos valores limite do
respectivo elemento. Um elemento também pode funcionar, por exemplo, como um elemento de sobrefrequência se o seu valor limite é ajustado abaixo da frequência nominal e vice-versa.
Se a proteção de frequência é usada com o propósito de descarte de carga, os valores de ajuste dependem
das condições reais do sistema de energia. Normalmente, é necessário um descarte seletivo de carga, que
leve em conta a importância dos consumidores ou de grupos de consumidores.
Existem outros exemplos de aplicação no campo das usinas. Aqui também os valores de frequência a serem
ajustados dependem principalmente das especificações do sistema de energia/operadora. A proteção de subfrequência salvaguarda a própria demanda da estação, desconectando-a do sistema de energia a tempo. O
turboregulador regula o grupo de máquinas na velocidade nominal. Consequentemente, as próprias demandas da estação podem ser continuamente supridas na frequência nominal.
Supondo-se que a potência aparente seja reduzida na mesma proporção, os turbogeradores podem, como
regra, operar continuamente até 95% abaixo da frequência nominal. Contudo, para consumidores indutivos, a
redução da frequência não só significa um aumento da entrada de corrente, como também põe em risco a
estabilidade da operação. Por esta razão, só é permissível uma redução de curto prazo da frequência, em
torno de 48 Hz (for fN = 50 Hz) ou 58 Hz (for fN = 60 Hz).
Um aumento de frequência pode, por exemplo, ocorrer devido a um escoamento de carga ou mau funcionamento do ajuste de velocidade (por exemplo, em uma rede ilhada). Desta maneira, a proteção contra o
aumento da frequência pode, por exemplo, ser usada como uma proteção contra velocidade excessiva.
Limites de Dropout
O limite de dropout é definido no endereço de diferença ajustável de dropout 5415 DO differential. Ele
pode, portanto, ser ajustado de acordo com as condições da rede. A diferença de dropout é a diferença do
valor absoluto entre o limite de pickup e o valor de dropout. Usualmente, o valor padrão de 0.02 Hz pode
permanecer. Contudo, se forem esperadas flutuações inferiores de frequência constantes, este valor deve ser
aumentado.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
157
Funções
Temporizações
As temporizações 81-1 DELAY a 81-4 DELAY (endereços 5405, 5408, 5411 e 5414) permitem a graduação
dos elementos de frequência, por exemplo, para equipamento de descarte de carga. Os tempos de ajuste são
temporizações adicionais e não incluem os tempos de operação (medição, dropout) da função de proteção.
2.8.3
Ajustes
Endereços com um "A" só podem ser alterados com DIGSI, em "Display Additional Settings” (Mostrar Ajustes
Adicionais).
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
5401
FCT 81 O/U
OFF
ON
OFF
Subfrequência 81
5402
Vmin
10 .. 150 V
65 V
Tensão mínima exigida para
operação
5402
Vmin
20 .. 150 V
35 V
Tensão mínima exigida para
operação
5403
81-1 PICKUP
40.00 .. 60.00 Hz
49.50 Hz
Pickup de 81-1
5404
81-1 PICKUP
50.00 .. 70.00 Hz
59.50 Hz
Pickup de 81-1
5405
81-1 DELAY
0.00 .. 100.00 sec; ∞
60.00 sec
5406
81-2 PICKUP
40.00 .. 60.00 Hz
49.00 Hz
Pickup de 81-2
5407
81-2 PICKUP
50.00 .. 70.00 Hz
59.00 Hz
Pickup de 81-2
5408
81-2 DELAY
0.00 .. 100.00 sec; ∞
30.00 sec
5409
81-3 PICKUP
40.00 .. 60.00 Hz
47.50 Hz
Pickup de 81-3
5410
81-3 PICKUP
50.00 .. 70.00 Hz
57.50 Hz
Pickup de 81-3
5411
81-3 DELAY
0.00 .. 100.00 sec; ∞
3.00 sec
5412
81-4 PICKUP
40.00 .. 60.00 Hz
51.00 Hz
Pickup de 81-4
5413
81-4 PICKUP
50.00 .. 70.00 Hz
61.00 Hz
Pickup de 81-4
5414
81-4 DELAY
0.00 .. 100.00 sec; ∞
30.00 sec
5415A
DO differential
0.02 .. 1.00 Hz
0.02 Hz
Diferencial de Dropout
5421
FCT 81-1 O/U
OFF
ON f>
ON f<
OFF
Subfrequência 81-1
5422
FCT 81-2 O/U
OFF
ON f>
ON f<
OFF
Subfrequência 81-2
5423
FCT 81-3 O/U
OFF
ON f>
ON f<
OFF
Subfrequência 81-3
5424
FCT 81-4 O/U
OFF
ON f>
ON f<
OFF
Subfrequência 81-4
158
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.8.4
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
5203
>BLOCK 81O/U
SP
>BLOQUEAR 81O/U
5206
>BLOCK 81-1
SP
>BLOQUEAR 81-1
5207
>BLOCK 81-2
SP
>BLOQUEAR 81-2
5208
>BLOCK 81-3
SP
>BLOQUEAR 81-3
5209
>BLOCK 81-4
SP
>BLOQUEAR 81-4
5211
81 OFF
OUT
81 DESLIGADO
5212
81 BLOCKED
OUT
81 BLOQUEADO
5213
81 ACTIVE
OUT
81 ATIVO
5214
81 Under V Blk
OUT
Bloqueio de Subtensão 81
5232
81-1 picked up
OUT
Pickup de 81-1
5233
81-2 picked up
OUT
Pickup de 81-2
5234
81-3 picked up
OUT
Pickup de 81-3
5235
81-4 picked up
OUT
Pickup de 81-4
5236
81-1 TRIP
OUT
TRIP de 81-1
5237
81-2 TRIP
OUT
TRIP de 81-2
5238
81-3 TRIP
OUT
TRIP de 81-3
5239
81-4 TRIP
OUT
TRIP de 81-4
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
159
Funções
2.9 Proteção de Sobrecarga Térmica 49
2.9
A proteção de sobrecarga térmica é projetada para prevenir que sobrecargas térmicas danifiquem o equipamento protegido. A função de proteção representa uma réplica térmica do equipamento a ser protegido (proteção de sobrecarga com capacidade de memória). É levado em conta o histórico de uma sobrecarga anterior
e a perda de calor no meio-ambiente.
Aplicações
• A condição térmica, particularmente de geradores e motores, pode ser monitorada dessa forma.
2.9.1
Descrição
Réplica Térmica
O dispositivo calcula a sobretemperatura de acordo com a réplica térmica de um único corpo, baseado na
seguinte equação diferencial:
com
Θ
Sobretemperatura presente referente à sobretemperatura final na máxima corrente de fase
permissível k · INom Obj
τth
Constante térmica de tempo de aquecimento do objeto protegido
I
Valor true r.m.s. real presente da corrente de fase
k
Fator k indicando a máxima corrente constante de fase permissível, referente à corrente
nominal do objeto protegido
INom Obj.
Corrente nominal do objeto protegido
A função de proteção proporciona uma réplica térmica do objeto protegido (proteção de sobrecarga com
capacidade de memória). O histórico de uma sobrecarga é levado em consideração.
Quando a sobretemperatura calculada alcança o primeiro limite ajustável 49 Θ ALARM, um alarme de
anunciação é emitido, ou seja, para permitir um tempo para que as medições de redução de carga sejam
feitas. Quando a sobretemperatura calculada alcança o segundo limite, o equipamento protegido pode ser
desconectado do sistema. A sobretemperatura mais alta, calculada a partir das correntes trifásicas, é usada
como critério.
A máxima corrente contínua permissível termicamente Imax é descrita como um multiplicador da corrente
nominal INom Obj. do objeto:
Imax = k · INom Obj.
Em adição ao fator k (parâmetro 49 K-FACTOR), a TIME CONSTANT τth (Constante de Tempo) e o alarme de
temperatura 49 Θ ALARM (em porcentagem da temperatura de trip ΘTRIP) precisam ser especificados.
Uma vez que o 7SJ80 não oferece opção de conexão com uma RTD box, a temperatura atual Θ é sempre
igual a zero.
160
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
A proteção de sobrecarga também dispõe de um recurso de elemento de aviso de corrente (I ALARM) em
adição ao elemento de advertência de temperatura. O elemento de advertência de corrente pode reportar uma
sobrecarga de corrente prematuramente, mesmo se a temperatura de operação calculada ainda não atingiu
advertência ou níveis de trip.
Extensão das Constantes de Tempo
Ao usar o dispositivo para proteger motores, a variação da resposta térmica associada com máquinas estacionárias ou em rotação, pode ser avaliada corretamente. Na desaceleração ou parada,um motor, sem perdas
de resfriamento externas aquece mais lentamente e uma constante de tempo térmica mais longa deve ser
usada para o cálculo. Para um motor que foi desligado, o 7SJ80 aumenta a constante de tempo τth por um
fator de extensão configurável (kτ factor). O motor é considerado desligado quando as correntes do motor
caem abaixo de um valor de corrente mínimo ajustando BkrClosed I MIN (consulte "Monitoramento de
Fluxo de Corrente" na Seção 2.1.3). Para máquinas resfriadas externamente, cabos ou transformadores o
fator (Kτ-FACTOR) é 1.
Bloqueio
A memória térmica pode ser resetada via entrada binária („>RES 49 Image“) e o valor de sobretemperatura
relativo à corrente é então resetado. O mesmo se faz via entrada binária („>BLOCK 49 O/L“); nesse caso,
toda a proteção de sobrecarga é completamente bloqueada, incluindo o elemento de advertência de corrente.
Quando as máquinas necessitam ser operadas além da máxima sobretemperatura permissível, (partida de
emergência), o sinal de trip por si só pode ser bloqueado via uma entrada binária („>EmergencyStart“).
Como a réplica térmica pode ter excedido a temperatura de trip após inicio e o dropout da entrada binária ter
acontecido, a função de proteção tem o recurso de um intervalo de tempo de andamento programável
(T EMERGENCY) o qual se inicia quando a entrada binária fornece dropout e continua suprimindo o sinal de
trip. O trip via proteção de sobrecarga é suprimido até que esse intervalo de tempo tenha expirado. A entrada
binária afeta somente o comando de trip. Não existe efeito no registro do trip nem no reset da réplica térmica.
Comportamento no Caso de Falha da Fonte de Alimentação
Dependendo do ajuste no endereço 235 ATEX100 do “Dados do Sistema de Potência1” ( Power System
Data 1 )(veja Seção 2.1.3.2) o valor da réplica térmica tanto é resetado (ATEX100 = NO) se falhar a tensão da
fonte de alimentação, quanto ciclicamente armazenada em uma memória não volátil (ATEX100 = YES) de
forma que seja mantida, no evento de falha da tensão de alimentação auxiliar. No último caso, quando a fonte
de alimentação é restaurada, a réplica térmica utiliza o valor armazenado para o cálculo e o adapta às condições de operação. A primeira opção é o ajuste padrão. Para mais detalhes consulte /5/.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
161
Funções
Figura 2-49
162
Diagrama lógico da proteção de sobrecarga
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.9.2
Notas de Ajustes
Geral
A proteção de sobrecarga só se torna efetiva se o endereço 142 49 é ajustado para No ambient temp
durante a configuração. Se a função não for necessária, selecione Disabled.
Transformadores e cabos são propensos a danos causados por sobrecargas, que duram um período prolongado de tempo. Sobrecargas não são e nem podem ser detectadas pela proteção de falta. A proteção de sobrecorrente deve ter um ajuste alto o suficiente para somente detectar faltas, uma vez que estas precisam ser
eliminadas em um tempo curto. Temporizações curtas, contudo, não permitem medições para descartar um
equipamento sobrecarregado e também não permitem que se tire vantagem de sua (limitada) capacidade de
sobrecarga.
Os relés de proteção 7SJ80 desempenham uma função de proteção de sobrecarga térmica com uma curva
térmica de trip, que pode ser adaptada à tolerância de sobrecarga do equipamento protegido (proteção de
sobrecarga com capacidade de memória).
A proteção de sobrecarga pode ser ligada (ON) ou desligada (OFF) ou ajustada para Alarm Only (Só
Alarme) no endereço 4201 FCT 49. Se a proteção estiver ligada (ON), são possíveis trip, registro de trip e
gravação de falta.
Quando ajustar Alarm Only, nenhum comando de trip é enviado, nenhum registro de trip é iniciado e
nenhuma anunciação espontânea de falta é exibida no display.
Uma vez que o 7SJ80 não oferece uma opção de conexão com uma RTD box, a temperatura atual Θ é sempre
igual a zero.
A proteção de sobrecarga se destina à proteção de linhas e cabos contra sobrecarga térmica.
Nota
Alterar parâmetros da função reseta a réplica térmica. O modelo térmico é congelado (se mantém constante),
assim que a corrente exceder o valor de ajuste 1107 I MOTOR START.
Overload Parameter k-factor
A proteção de sobrecarga é ajustada em valores de referência. A corrente nominal INom Obj. do objeto protegido
(cabo) é usada como corrente básica para a detecção de sobrecarga. O fator kprim pode ser calculado através
de uma corrente térmica Imax consequentemente permissível:
A corrente contínua termicamente admissível para o equipamento a ser protegido, é geralmente obtida através
das especificações dos fabricantes. Para cabos, a corrente contínua permissível depende da seção transversal, material de isolamento, projeto e da distribuição do cabo, entre outras coisas. Ela pode ser obtida através
de tabelas pertinentes ou especificada pelo fabricante do cabo. Se não hover especificação disponível, selecione 1.1 vezes a corrente nominal. Normalmente não há especificações para linhas aéreas, mas aqui nós
também podemos assumir uma sobrecarga admissível de 10%.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
163
Funções
Exemplo: Cabo blindado 10 kV, 150 mm2:
Corrente contínua permissível
Imax = 322 A
Corrente nominal com fator k 1.1
INom Obj. = 293 A
Constante de Tempo τ
Em linhas e cabos, somente a constante térmica de tempo é decisiva para alcançar o limite de aumento da
temperatura.
Para proteção de cabo, o parâmetro TIME CONSTANT, endereço 4203, é determinado pelas especificações
e pelo ambiente do cabo. Se não houver especificações disponíveis sobre a constante de tempo, ela pode ser
determinada a partir da capacidade de curto prazo da carga do cabo. A corrente 1-sec, ou seja, a corrente
máxima tolerável por um período de tempo de 1 segundo, é frequentemente conhecida ou está disponível em
tabelas. A constante de tempo pode entâo ser calculada, usando-se a seguinte fórmula:
Se a capacidade de curto prazo da carga é determinada por um intervalo que não seja de 1 segundo, a
corrente de curto prazo correspondente é usada na fórmula acima, ao invés da corrente de 1 segundo e o
resultado é multiplicado pela duração determinada. Por exemplo, se a taxação da corrente de 0.5-segundo é
conhecida:
Contudo, é importante notar que quanto mais longa for a duração efetiva, menos preciso será o resultado.
Exemplo: Cabo e transformador de corrente com os seguintes dados:
Corrente contínua permissível
Imax = 322 A at θu = 40 °C
Corrente máxima por 1 s
I1s = 45 · Imax = 14.49 kA
Disto resulta:
Valor de ajuste da constante térmica de tempo = 33.75 min
Limite da Corrente
Para assegurar que a proteção de sobrecarga, na ocorrência de altas correntes de falta (e com pequenas
constantes de tempo), não resulte em tempos de trip extremamente curtos, desta forma talvez afetando a graduação de tempo da proteção de falta, o modelo térmico é congelado (se mantém constante) assim que a corrente exceder o valor limite 1107 I MOTOR START.
164
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Elementos de Advertência
Ajustando-se o elemento térmico de advertência 49 Θ ALARM (endereço 4204), uma mensagem de advertência pode ser emitida antes de se atingir a temperatura de trip. Dessa forma, um trip pode ser evitado pelo início
antecipado de medidas de redução de carga. Este elemento de alarme representa simultaneamente o nível
de dropout para o sinal de trip. Somente quando este limite é atingido é que o comando de trip é resetado e o
equipamento protegido pode ser religado.
O nível do elemento térmico é fornecido em % da sobretemperatura de trip.
Um nível de advertência de corrente também está disponível (parâmetro 4205 I ALARM). O ajuste é feito em
amperes secundários e deve ser igual ou ligeiramente menos do que a corrente k permissível IN sec . Ele pode
ser usado ao invés do elemento térmico de advertência, ajustando-se este elemento em 100 %, o que desta
forma o desabilita virtualmente.
Tempo de Dropout após Partida de Emergência
Esta função não é necessária para proteção de linhas e cabos. Uma vez que ela é ativada por uma mensagem
de entrada binária, o parâmetro T EMERGENCY (endereço 4208) não vigora. O ajuste de fábrica pode ser
mantido.
2.9.3
Ajustes
Endereços com um "A" só podem ser alterados com DIGSI, em "Display Additional Settings” (Mostrar ajustes
adicionais)".
End.
Parâmetro
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
4201
FCT 49
OFF
ON
Alarm Only
OFF
Proteção de sobrecarga
térmica 49
4202
49 K-FACTOR
0.10 .. 4.00
1.10
Fator K 49
4203
TIME CONSTANT
1.0 .. 999.9 min
100.0 min
Constante de Tempo
4204
49 Θ ALARM
50 .. 100 %
90 %
Estágio de Alarme Térmico 49
4205
I ALARM
1A
0.10 .. 4.00 A
1.00 A
5A
0.50 .. 20.00 A
5.00 A
Setpoint do Alarme de
Sobrecarga de Corrente
4207A
Kτ-FACTOR
1.0 .. 10.0
1.0
FATOR Kt quando o motor
para
4208A
T EMERGENCY
10 .. 15000 sec
100 sec
Tempo de emergência
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
165
Funções
2.9.4
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
1503
>BLOCK 49 O/L
SP
>BLOQUEAR Proteção de Sobrecarga 49
1507
>EmergencyStart
SP
>Partida de emergência de motores
1511
49 O / L OFF
OUT
Proteção de Sobrecarga 49 está DESLIGADA
1512
49 O/L BLOCK
OUT
Proteção de Sobrecarga 49 está BLOQUEADA
1513
49 O/L ACTIVE
OUT
Proteção de Sobrecarga 49 está ATIVA
1515
49 O/L I Alarm
OUT
Alarme Sobrecarga de Corrente 49 (alarme I)
1516
49 O/L Θ Alarm
OUT
Alarme de Sobrecarga 49! Trip Térmico próximo
1517
49 Winding O/L
OUT
Sobrecarga de Enrolamento 49
1521
49 Th O/L TRIP
OUT
TRIP Sobrecarga Térmica 49
1580
>RES 49 Image
SP
>Reset de Imagem Sobrecarga Térmica 49
1581
49 Image res.
OUT
Reset de Imagem Sobrecarga Térmica 49
166
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Funções
2.10 Funcões de Monitoramento
2.10
Funcões de Monitoramento
O dispositivo desempenha funções abrangentes de monitoramento que cobrem tanto o hardware quanto o
software. Os valores medidos também são continuamente verificados quanto à plausibilidade, desta forma os
circuitos dos transformadores de corrente e de tensão são amplamente incluídos no sistema de monitoramento.
2.10.1
Supervisão de Medição
2.10.1.1 Geral
O monitoramento do dispositivo se estende das entradas de medição às saídas binárias. O monitoramento
verifica se há desarranjos ou condições não permissíveis no hardware.
O monitoramento de hardware e de software descrito a seguir está continuamente habilitado. Os ajustes
(incluindo a possibilidade de ativar e desativar a função de monitoramento) referem-se ao monitoramento dos
circuitos externos do transformador.
2.10.1.2 Monitoramento de Hardware
Tensões
Falha ou desligamento da tensão de alimentação, desliga o dispositivo; uma anunciação é emitida por um
contato normalmente fechado. Breves interrupções de tensão auxiliar menores do que 50 ms, não perturbam
a prontidão do dispositivo (para tensão nominal auxiliar > DC 110 V).
Bateria de Buffer
O status da carga da bateria de buffer - que assegura a operação do relógio interno e a armazenagem de contadores e anunciações, se houver falha da tensão auxiliar - é periodicamente verificado. Se houver uma tensão
menor do que a mínima permitida, é emitida a anunciação “Fail Battery“.
Componentes de Memória
Todas as memórias de operação (RAM) são verificadas durante a inicialização do sistema. Se ocorrer um mau
funcionamento durante isso, a sequência de inicialização é interrompida e um LED pisca. Durante operação,
as memórias são verificadas com o auxílio de suas somas de teste. Para a memória do programa, a soma
cruzada é formada ciclicamente e comparada com a soma cruzada armazenada do programa.
Para a memória de ajustes, a soma cruzada é formada ciclicamente e comparada com a soma cruzada recém
gerada cada vez que o processo de ajuste é efetuado.
Se um mau funcionamento acontece, o sistema do processador é reiniciado.
Amostragem
Amostragem e sincronismo entre os componentes internos do buffer são monitorados constantemente. Se
quaisquer desvios ocorridos não puderem ser removidos pela sincronização repetida, o sistema do processador é reiniciado.
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167
Funções
Aquisição de Valor de Medição – Correntes
O monitoramento do dispositivo - aquisição interna de valor medido das correntes, pode ser efetuado através
do monitoramento da soma de corrente.
Até quatro correntes de entrada são medidas pelo dispositivo. Se as correntes trifásicas e a corrente à terra
do ponto estrela do transformador de corrente estão conectados com o dispositivo, a soma das quatro
correntes digitalizadas deve ser zero. Isto também se aplica no evento de uma possível saturação do
transformador. Por essa razão - a fim de eliminar um pickup na saturação do transformador – esta função só
está disponível em uma conexão Holmgreen (veja também 2.1.3.2). Faltas nos circuitos de corrente são
reconhecidas se:
IF = | iA + iB + iC + iN | > Σ I THRESHOLD + Σ I FACTOR · Imax
Σ I THRESHOLD (endereço 8106) e Σ I FACTOR (endereço 8107) são ajustes programáveis. O componente
Σ I FACTOR · Imax leva em consideração os erros da relação proporcional de corrente permissíveis do transformador de entrada que são particularmente prevalescentes durante grandes correntes de curto-circuito
(Figura 2-50). A relação de dropout é de cerca de 97%.
Figura 2-50
Monitoramento de soma de corrente
Um erro na soma de corrente resulta na mensagem „Failure Σ I“ (No. 162) e no bloqueio da função de
proteção. Além disso, é iniciado um registro da falta por um período de 100 ms.
O monitoramento pode ser desligado.
O monitoramento está disponível sujeito às seguintes condições:
• As correntes trifásicas estão conectadas ao dispositivo (endereço 251 A, B, C, (Gnd))
• A corrente à terra do ponto estrela do transformador de corrente está conectada à quarta entrada de
corrente (I4) (Conexão - Holmgreen). Isso é comunicado ao dispositivo no Power System Data 1(Dados
do Sistema de Potência 1) via endereço 280 YES.
• A quarta entrada de corrente é normalmente projetada para um I4–transformador. No caso de um tipo de
transformador sensitivo, esse monitoramento não está disponível.
• Os ajustes CT PRIMARY (endereço 204) e Ignd-CT PRIM (endereço 217) devem ser os mesmos.
• Os ajustes CT SECONDARY (endereço 205) e Ignd-CT SEC (endereço 218) devem ser os mesmos.
168
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Figura 2-51
Diagrama lógico do monitoramento da soma rápida de corrente
Nota
Se a entrada de corrente IN está configurada como um transformador sensitivo ou se o modo de conexão
A,G2,C,G; G->B ou A,G2,C,G; G2->B foi ajustado para os transformadores de corrente no parâmetro
251 CT Connect., o monitoramento da soma de corrente não é possível.
Monitoramento de Transformador AD
Os valores amostrados digitalizados são monitorados quanto à sua plausibilidade. Se o resultado não for
plausível, a mensagem 181 „Error A/D-conv.“ é emitida. A proteção é bloqueada, prevenindo assim,
operação indesejada. Além disso, é gerada uma gravação de falta para gravação da falta interna.
2.10.1.3 Monitoramento do Software
Watchdog
Para contínuo monitoramento das sequências do programa, é fornecido um monitoramento de tempo no
hardware (hardware watchdog) que expira sobre a falha do processador ou um programa interno e causa a
reinicialização completa do sistema processador.
Um software adicional, watchdog, assegura que maus funcionamentos durante o processamento de
programas são descobertos. Isso também reinicializa o sistema processador.
Se tal mau funcionamento não for eliminado pela reinicialização, tem início uma tentativa adicional de
reinicialização. Após três reinicializações mau sucedidas dentro do intervalo de tempo de 30 segundos, o
dispositivo automaticamente remove-se do serviço e acende o LED vermelho „Error“. A prontidão do relé cai
e indica “ dispositivo em mau funcionamento”, com seu contato normalmente fechado.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
169
Funções
Monitoramento de Compensação (offset)
Essa função de monitoramento verifica todos os canais do anel de buffer quanto a repetição corrompida de
compensações (offset) de transformadores analogicos/digitais e as rotas de entrada analógica usando filtros
de offset. Quaisquer possíveis erros de offset são detectados usando filtros de tensão DC e as amostras são
corrigidas até um limite específico. Se esse limite é excedido, é emitida uma anunciação (191 „Error
Offset“) que é parte do grupo de anunciações de advertência (anunciação 160). Como valores aumentados
afetam a confiabilidade das medidas tomadas, recomendamos enviar o dispositivo para a fábrica para ação
corretiva se essa advertência ocorrer continuamente.
2.10.1.4 Monitoramento dos Circuitos do Transformador
Interrupções ou curtos-circuitos nos circuitos secundários dos transformadores de corrente e de potencial,
assim como faltas nas conexões (importante para comissionamento!), são detectados e reportados pelo dispositivo. Para esse propósito, as grandezas medidas são verificadas ciclicamente em paralelo, contanto que
nenhuma falta do sistema esteja presente.
Simetria de Corrente
Durante operação normal do sistema, uma certa simetria é esperada entre as correntes de entrada. O monitoramento dos valores medidos no dispositivo verifica esse equilíbrio. A menor corrente de fase é comparada
com a maior corrente de fase. Assimetria é detectada se | Imin | / | Imax | < BAL. FACTOR I contanto que
Imax / INom > BALANCE I LIMIT / INom.
Desse modo, Imax é a maior das correntes trifásicas e Imin a menor. O fator de simetria BAL. FACTOR I
(endereço 8105) representa a assimetria permissível das correntes de fase, enquanto o valor limite 8105
(endereço 8104) é o valor limite mais baixo da faixa de operação deste monitoramento (veja a Figura 2-52).
Ambos os parâmetros podem ser ajustados. A relação de dropout é de aproximadamente 97%.
Esta falha está, consequentemente, situada abaixo da curva para todos os valores e é reportada como “Fail
I balance“.
Figura 2-52
170
Monitoramento de simetria de corrente
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Funções
Simetria da Tensão
Durante operação sem falta do sistema, assume-se uma determinada simetria entre as tensões. Uma vez que
as tensões fase-fase não são sensíveis a faltas à terra, elas são usadas para o monitoramento de simetria.
Dependendo do modo de conexão são usadas tanto grandezas medidas, quanto tensões fase-fase calculadas. A partir das tensões fase-fase, os valores médios retificados são gerados e verificados quanto à simetria
de seus valores absolutos. A menor tensão de fase é comparada com a maior tensão de fase. É reconhecida
assimetria se:
| Vmin | / | Vmax | < BAL. FACTOR V contanto que | Vmax | > BALANCE V-LIMIT. Onde Vmax é a
mais alta das três tensões e Vmin a menor. O fator de simetria BAL. FACTOR V (endereço 8103) representa
a assimetria permissível das tensões do condutor, enquanto o valor limite BALANCE V-LIMIT (endereço
8102) é o limite mais baixo da faixa de operação deste monitoramento (veja a Figura 2-53). Ambos os parâmetros podem ser ajustados. A relação de dropout é de aproximadamente 97%.
Consequentemente, esta falha está localizada abaixo da curva para todos os valores e é reportada como
“Fail V balance“.
Figura 2-53
Monitoramento de simetria de tensão
Nota
Se o modo de conexão Vph-g, VSyn foi ajustado para os transformadores de potencial no parâmetro 213
VT Connect. 3ph, o monitoramento da simetria da tensão não é possível.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
171
Funções
Sequência de Fase de Tensão e Corrente
Para detectar conexões conexões de fase trocadas nos circuitos de entrada de tensão e de corrente, a
sequência de fase das tensões fase-fase medidas e as correntes de fase, são verificadas pelo monitoramento
da sequência de transições idênticas de polaridade zero das tensões.
A medição da direção com tensões normais, a seleção do elemento para localização de falta e a detecção de
sequência negativa, assumem uma sequência de fase "abc". A rotação de fase de grandezas de medição é
controlada pela verificação de sequências de fase. Para esse propósito, o monitoramento de sequência de
fase usa as tensões fase-fase VAB, VBC, VCA.
Tensões: VAB antes de VBC antes de VCA e
Correntes: IA antes de IB antes de IC.
A verificação da rotação da tensão de fase é feita quando cada tensão medida é pelo menos:
|VAB|, |VBC|, |VCA| > 40 V.
A verificação da rotação de corrente de fase é feita quando cada corrente medida é pelo menos:
|IA|, |IB|, |IC| > 0.5 INom.
Para sequência anormais de fase, são emitidas as mensagens “Fail Ph. Seq. V“ ou “Fail Ph. Seq.
I“, juntamente com a mensagem “Fail Ph. Seq.“.
Para aplicações onde uma sequência oposta de fase é esperada, o relé de proteção deve ser ajustado através
de uma entrada binária ou pelo respectivo parâmetro PHASE SEQ. (endereço 209). Se a sequência de fase
é trocada no relé, as fases B e C internas do relé estão trocadas e as correntes de sequência positiva e negativa, deste modo, estão trocadas (veja também a Seção 2.18.2). As mensagens relacionadas à fase, valores
de mau funcionamento e valores medidos não são afetado por isso.
2.10.1.5 Detecção de Falha de Medição de Tensão
Necessidades
A função de detecção de falha de medição de tensão - reportada como Monitoramento de Falha do Fusível
(FFM) - só opera se o parâmetro 213 VT Connect. 3ph estiver ajustado para Van, Vbn, Vcn ou Vab,
Vbc, VGnd. Com todos os outros modos de conexão de transformador de potencial, FFM não opera.
Com uma conexão de tensão capacitiva, o FFM e o monitoramento de fio interrompido dos circuitos do
transformador de tensão não estão disponíveis.
Tarefas do Monitoramento da Falha de Fusível
No caso de uma falha da medição de tensão ocasionada por um curto-circuito ou condutor rompido no sistema
do transformador de potencial secundário, uma tensão zero pode ser simulada para loops de medição
individuais.
O elemento de tensão residual da detecção de falta à terra (sensitiva), a proteção de sobrecorrente direcional
e a proteção de subtensão podem dessa forma adquirir resultados incorretos de medição.
O bloqueio dessa função pelo FFM é configurável.
O FFM pode tornar-se efetivo tanto em sistemas isolados como aterrados desde que o modo de conexão Van,
Vbn, Vcn ou Vab, Vbc, VGnd seja configurado. É claro que, o mini- disjuntor e o FFM podem ser usados
para a detecção de uma falha de medição de tensão ao mesmo tempo.
172
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Modo de Operação - Sistema Aterrado
O dispositivo é informado sobre a aplicação do FFM em sistema aterrado via endereço 5301 FUSE FAIL
MON. Solid grounded.
Nota
Nos sistemas onde a corrente de falta à terra é muito pequena ou ausente (por exemplo, transformadores de
alimentação não aterrados), o monitoramento de falha do fusível deve ser desabilitado ou ajustado para
Coil.gnd./isol..
O diagrama lógico do modo de operação em um sistema aterrado está ilustrado na Figura 2-54. Dependendo
da configuração e MLFB, o FFM opera com valores medidos ou calculados VN ou IN. Se ocorrer uma tensão
de sequência zero sem que uma corrente de falta à terra tenha sido simultaneamente registrada, isso sugere
uma falta assimétrica no circuito secundário do transformador de potencial.
O elemento de tensão residual da detecção de falta à terra (sensitiva, a proteção de sobrecorrente direcional
(função fase e terra) e a proteção de subtensão são bloqueadas se o parâmetro 5310 BLOCK PROT. for
ajustado para YES.
Há pickup do FFM se a tensão à terra VN for maior do que o valor limite ajustado em at 5302 FUSE FAIL 3Vo
e se a corrente à terra IN for menor do que o valor limite ajustado em 5303 FUSE FAIL RESID.
Ocorre pickup nos valores configurados. Uma histerese para o dropout de 105% é integrada para IN ou 95%
para VN. No caso de uma falta de baixa corrente assimétrica em um sistema com fonte fraca (weak infeed), a
corrente à terra causada pela falta poderia permanecer abaixo do limite de pickup de FFM. Um funcionamento
indevido da FFM pode, entretanto, causar um mau funcionamento da proteção de alimentador uma vez que
todas as funções de proteção que usam sinais de tensão seriam bloqueadas. Para a prevenção do funcionamento de FFM indevidamente, correntes de fase são também verificadas. Se pelo menos uma corrente de fase
permanecer acima do limite de pickup de 5303 FUSE FAIL RESID, pode ser assumido que a corrente zero
criada por um curto-circuito excede igualmente esse limite.
Para detectar imediatamente uma falta existente após conexão, aplica-se o seguinte:Se uma corrente à terra
IN maior do que o limite de pickup de 5303FUSE FAIL RESID for detectada dentro de 10 seconds após o
reconhecimento do critério de falha do fusível, a proteção assume um curto-circuito e remove o bloqueio pelo
FFM pela duração da falta. Enquanto que, se estiver presente o critério de falha de tensão por mais de cerca
de 10 seconds, o bloqueio fica permanentemente ativo. Após expirar esse tempo, pode ser assumido que uma
falha de fusível tenha realmente ocorrido. Somente 10 segundos após o critério de tensão ter sido removido
por correção da falha do ciruito secundário, o bloqueio é automaticamente resetado, liberando, dessa forma,
as funções de proteção.
A geração do sinal interno „Alarm FFM isol. N.“ para o modo de operação em um sistema isolado está ilustrado
na Figura 2-55.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
173
Funções
Figura 2-54
174
Diagrama lógico do monitoramento de falha do fusível para redes aterradas
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Modo de Operação - Sistema Isolado
O FFM pode também operar em sistemas isolados e compensados (ressonante-aterrado) onde somente
baixas correntes de à terra são esperadas. O dispositivo é informado disso via endereço 5301 FUSE FAIL
MON..
O diagrama lógico no modo de operação em um sistema isolado está ilustrado na Figura 2-55. O seguinte,
trata-se de uma descrição dos princípios para faltas mono-bi e tripolares no sistema secundário de transformador de potencial. Se essa parte da lógica FFM fornece pickup, o sinal interno, „Alarm FFM isol. N.“ é gerado,
o restante do processamento é indicado na Figura 2-54.
Figura 2-55
Diagrama lógico do Monitorameno de Falha do Fusível para redes não aterradas
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
175
Funções
Faltas Mono e Bipolares nos Circuitos de Transformador de Potencial
A detecção de falha da tensão de medição está baseada no fato de que um sistema de sequência negativa
significante é formado na tensão durante uma falha de tensão mono ou bipolar sem influenciar a corrente. Isso
permite uma nítida distinção entre assimetrias provocadas pelo sistema de potência. Se o sistema de sequência negativa está relacionado com o sistema de sequência positiva, aplicam-se as seguintes regras para Caso
Livre de Falta:
Se uma falta ocorre no sistema secundário do transformador de potencial, aplicam-se as seguintes regras para
a Falha Monopolar:
Se uma falta ocorre no sistema secundário de transformador de potencial, aplicam-se as seguintes regras para
a Falha Bipolar:
No caso de falha de uma ou duas fases do sistema primário, a corrente também mostra um sistema de sequência negativa de 0.5 ou 1. Consequentemente, o monitoramento da tensão não responde, uma vez que
nenhuma falta no transformador de potencial se faz presente. Para evitar a ocorrência de um funcionamento
indevido da detecção de falha da tensão de medição devido a imprecisão, a função é bloqueada abaixo do
limite mínimo dos sistemas de sequência positiva de tensão (V1 < 0.1 VNom) e corrente (I1 < 0.1 INom).
Faltas Tripolares em Circuitos de Transformador de Tensão
Uma falha tripolar no sistema secundário de transformador de potencial não pode ser detectada via sistema
de sequência positiva e negativa como acima descrito. O monitoramento do progresso da corrente e tensão
com respeito ao tempo é aqui necessário. Se uma queda de tensão para quase zero ocorrer, (ou se a tensão
é zero), e a corrente permanece imutável, uma falha tripolar no sistema secundário de transformador de potencial pode ser concluida. O excedente de um limite de sobrecorrente (parâmetro 5307 I> BLOCK) é aqui
utilizado. Esse valor limite deverá ser idêntico ao da proteção de sobrecorrente de tempo definido. Se o valor
limite for excedido, o circuito de medição do monitoramento de falha de tensão é bloqueado. Essa função
também é bloqueada se um pickup (sobrecorrente) por uma função de proteção já tiver ocorrido.
176
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.10.1.6 Monitoramento de Condutor Interrompido dos Circuitos de Transformador
de Potencial
Requerimentos
Essa função só está disponível na versão “World” do dispositivo (Informações de pedido Pos. 10 = B) uma
vez que só é usada em certas regiões. Além disso, a medição das tensões trifásicas-terra (Van, Vbn, Vcn)
é um requerimento. Se somente duas tensões fase-fase forem medidas, não será possível avaliar dois dos
critérios requeridos.
Tarefa
A função de condutor interrompido monitora os circuitos do transformador de potencial do sistema secundário
quanto a falhas. É feita uma distinção entre falhas monopolares, bipolares e tripolares.
Modo de Operação / Lógica
Os valores requeridos para o respectivo critério são calculados da tensão residual e assim tomada a decisão.
A mensagem de alarme resultante pode ser temporizada. Um bloqueio das funções de proteção não é, entretanto, efetivado. Isso é executado pela detecção de falha da tensão de medição.
O monitoramento de condutor interrompido está também ativo durante a falta. A função pode ser habilitada ou
desabilitada.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
177
Funções
O seguinte diagrama lógico mostra as funções de monitoramento de condutor interrompido.
Figura 2-56
178
Diagrama lógico do monitoramento de condutor interrompido
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Monitoramento de Valor Medido
A sensitividade de monitoramento do valor medido pode ser modificada. Valores padrão que são suficientes
para a maioria dos casos, são pré-ajustados. Se, especialmente altas assimetrias operacionais nas correntes
e/ou tensões são esperadas durante a operação, ou se tornam visíveis durante a operação que certas funções
de monitoramento são ativadas esporadicamente, então o ajuste deverá ser menos sensível.
O endereço 8102 BALANCE V-LIMIT determina a tensão limite (fase-fase) acima da qual o monitoramento
de simetria de tensão é efetivo. O endereço 8103 BAL. FACTOR V é o fator de simetria associado, ou seja,
a inclinação da curva característica de simetria.
O endereço 8104 BALANCE I LIMIT determina a corrente limite, acima da qual o monitoramento da simetria
de corrente é efetivo. O endereço 8105 BAL. FACTOR I é o fator de simetria associado, ou seja, a inclinação
da curva característica de simetria.
O endereço 8106 Σ I THRESHOLD determina a corrente limite acima da qual o monitoramento da soma de
corrente é ativado (porção absoluta, relativa apenas a INom). A porção relativa (relativa à máxima corrente do
condutor) para ativação do monitoramento da soma de corrente, é ajustado no endereço 8107 Σ I FACTOR.
Nota
O monitoramento de soma de corrente só pode operar adequadamente, quando a corrente residual da linha
protegida é conectada à quarta entrada de corrente (IN) do relé (veja Dados do Sistema de Potência
1). Além disso, a quarta entrada de corrente (IN) não pode ser sensível.
Nota
As conexões dos elementos de terra e seus fatores de adaptação foram ajustados ao configurar Dados do
Sistema de Potência geral. Esses ajustes precisam estar corretos para que o monitoramento de valores
medidos possa funcionar adequadamente.
O monitoramento de valor medido pode ser ligado (ON) ou desligado (OFF) no endereço 8101 MEASURE.
SUPERV.
Monitor de Falha de Fusível (FFM)
No endereço 5301 FUSE FAIL MON. você pode selecionar sob que condições o FFM deve operar. Dependendo disso, faça os ajustes necessários no sistema aterrado através dos parâmetros 5302, 5303 e 5307.
Em um sistema aterrado/isolado, o parâmetro 5307 é importante.
Os ajustes para o monitor de falha de fusível devem ser selecionados, de forma que ocorra uma ativação
segura se uma tensão de fase falhar, mas que uma falsa ativação não ocorra durante faltas à terra em uma
rede aterrada. O endereço 5303 FUSE FAIL RESID precisa ser ajustado tão sensível quanto necessário
(com faltas à terra, abaixo da menor corrente de falta).
O FFM emite pickup se a tensão à terra VN for mais alta do que o valor limite ajustado no endereço 5302 FUSE
FAIL 3Vo e se a corrente à terra IN cair abaixo do valor limite ajustado no endereço 5303 FUSE FAIL
RESID.
A fim de detectar uma falha tripolar, o progresso em tempo de corrente e tensão é monitorado. Se a tensão
afunda abaixo do valor limite sem uma mudança no valor da corrente, uma falha tripolar é detectada. Este valor
de limite do elemento de corrente deve ser ajustado no endereço 5307 I> BLOCK. O valor limite deve ser
idêntico ao da proteção de tempo definido de sobrecorrente.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
179
Funções
No endereço 5310 BLOCK PROT. pode ser determinado se as funções de proteção devem ser bloqueadas
no evento de pickup pelo FFM.
Nota
O ajuste no endereço 5310 BLOCK PROT. não tem efeito nas funções de proteção flexíveis. Um bloqueio
separado pode ser selecionado para aquele propósito.
A função pode ser desativada no endereço 5301 FUSE FAIL MON., por exemplo, quando forem feitos testes
assimétricos.
2.10.1.8 Ajustes
A tabela indica ajustes padrão de região específica. A Coluna C (configuração) indica a corrente nominal
End.
Parâmetro
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
5201
VT BROKEN WIRE
ON
OFF
OFF
Supervisão de circuito
interrompido do TP
5202
Σ V>
1.0 .. 100.0 V
8.0 V
Limite da soma de tensão
5203
Vph-ph max<
1.0 .. 100.0 V
16.0 V
Tensão fase-fase máxima
5204
Vph-ph min<
1.0 .. 100.0 V
16.0 V
Tensão fase-fase mínima
5205
Vph-ph max-min>
10.0 .. 200.0 V
16.0 V
Tensões fase-fase de
simetria
5206
I min>
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
Corrente mínima de linha
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
5208
T DELAY ALARM
0.00 .. 32.00 sec
1.25 sec
Temporização de alarme
5301
FUSE FAIL MON.
OFF
Solid grounded
Coil.gnd./isol.
OFF
Monitor de Falha de
Fusível
5302
FUSE FAIL 3Vo
10 .. 100 V
30 V
Tensão de Sequência
Zero
5303
FUSE FAIL RESID
1A
0.10 .. 1.00 A
0.10 A
Corrente Residual
5A
0.50 .. 5.00 A
0.50 A
1A
0.10 .. 35.00 A; ∞
1.00 A
5A
0.50 .. 175.00 A; ∞
5.00 A
5307
I> BLOCK
I> Pickup para bloqueio de
FFM
5310
BLOCK PROT.
NO
YES
YES
Bloqueio de proteção por
FFM
8101
MEASURE. SUPERV
OFF
ON
ON
8102
BALANCE V-LIMIT
10 .. 100 V
50 V
Limite de Tensão para Monitoramento de Equilíbrio
8103
BAL. FACTOR V
0.58 .. 0.90
0.75
Fator de Equilíbrio p/
Monitor de Tensão
8104
BALANCE I LIMIT
1A
0.10 .. 1.00 A
0.50 A
5A
0.50 .. 5.00 A
2.50 A
Limite de Corrente p/ Monitoramento de Equilíbrio
180
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
End.
Parâmetro
8105
BAL. FACTOR I
8106
Σ I THRESHOLD
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
0.10 .. 0.90
0.50
Fator de Equilíbrio para
Monitor de corrente
1A
0.05 .. 2.00 A; ∞
0.10 A
5A
0.25 .. 10.00 A; ∞
0.50 A
Limite de Monitoramento
de Corrente Somada
8107
Σ I FACTOR
0.00 .. 0.95
0.10
Fator de Monitoramento
de corrente somada
8109
FAST Σ
OFF
ON
ON
Monitoramento de corrente rápida somada
i MONIT
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
161
Fail I Superv.
OUT
Falha: Supervisão Geral de Corrente
162
Failure Σ I
OUT
Falha: Soma de Corrente
163
Fail I balance
OUT
Falha: Equilíbrio de Corrente
167
Fail V balance
OUT
Falha: Equilíbrio de Tensão
169
VT FuseFail>10s
OUT
Falha de Fusível TP (alarme >10s)
170
VT FuseFail
OUT
Falha de Fusível TP (alarme instantâneo)
171
Fail Ph. Seq.
OUT
Falha: Sequência de Fase
175
Fail Ph. Seq. I
OUT
Falha: Sequência de Fase de Corrente
176
Fail Ph. Seq. V
OUT
Falha: Sequência de Fase de Tensâo
197
MeasSup OFF
OUT
Supervisão de Medição está DESLIGADA
253
VT brk. wire
OUT
Falha circuito interrompido no circuito do TP
255
Fail VT circuit
OUT
Falha circuito do TP
256
VT b.w. 1 pole
OUT
Falha circuito do TP: condutor interrompido monopolar
257
VT b.w. 2 pole
OUT
Falha circuito do TP: condutor interrompido bipolar
258
VT b.w. 3 pole
OUT
Falha circuito do TP: condutor interrompido tripolar
6509
>FAIL:FEEDER VT
SP
>Falha: Alimentador TP
6510
>FAIL: BUS VT
SP
>Falha: Barramento TP
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
181
Funções
2.10.2
Supervisão do Circuito de Trip 74TC
O 7SJ80 está equipado com uma supervisão integrada de circuito de trip. Dependendo do número disponível
de entradas binárias (não conectadas a um potencial comum), supervisão com uma ou duas entradas binárias
pode ser selecionada. Se a alocação das entradas binárias necessárias não casar com o tipo de supervisão
selecionado, é gerada uma mensagem („74TC ProgFail“).
Aplicações
• Quando usar duas entradas binárias, mau funcionamento no circuito de trip podem ser detectados sob
todas as condições do disjuntor.
• Quando somente uma entrada binária é usada, mau funcionamentono próprio disjuntor não podem ser
detectados.
Pré-requisitos
Uma exigência para o uso da supervisão do circuito de trip é que a tensão de controle do disjuntor seja de
(Vct > 2 · VBImin).
Uma vez que são necessários pelo menos 19 V para a entrada binária, o monitor só pode ser usado com uma
tensão de controle do sistema em torno de 38 V.
2.10.2.1 Descrição
Supervisão com Duas Entradas Binárias
Quando usar duas entradas binárias elas são conectadas de acordo com a Figura 2-57, paralelas ao contato
de trip associado em um lado e paralelas aos contatos auxiliares do disjuntor no outro.
Figura 2-57
182
Princípio da supervisão do circuito de trip com duas entradas binárias
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
A supervisão com duas entradas binárias não detecta somente interrupções no circuito de trip e a perda da
tensão de controle, ela também supervisiona a resposta do disjuntor usando a posição de seus contatos
auxiliares.
Dependendo da posição do contato de trip e do disjuntor, as entradas binárias estão ativadas (condição lógica
“H” na Tabela 2-9) ou não ativadas 2-9 (condição lógica "L").
Em circuitos de trip saudáveis, a condição em que ambas as entradas binárias não são acionadas (”L") só é
possível durante um curto período de transição (o contato de trip está fechado mas o disjuntor ainda não foi
aberto). Um estado contínuo dessa condição só é possível, quando o circuito de trip tiver sido interrompido,
existir um curto-circuito no circuito de trip, ocorrer uma perda de tensão da bateria ou ocorrer mau
funcionamento no mecanismo do disjuntor. Além disso, a condição é usada como um critério de supervisão.
Tabela 2-9
Tabela de condição para entradas binárias, dependendo da posição do contato de trip e da
posição do disjuntor:
No.
Contato de Trip
Disjuntor
Contato 52a
Contato 52b
BI 1
BI 2
1
Aberto
Fechado
Fechado
Aberto
H
L
2
Aberto
Aberto
Aberto
Fechado
H
H
3
Fechado
Fechado
Fechado
Aberto
L
L
4
Fechado
Aberto
Aberto
Fechado
L
H
As condições das duas entradas binárias são verificadas periodicamente. Uma verificação ocorre a cada 600
ms, aproximadamente. Se três verificações condicionais consecutivas detectarem uma anormalidade (após
1.8 s), é reportada uma anunciação (veja a Figura 2-58). As medições repetidas determinam o atraso de uma
mensagem de alarme e evitam que um alarme seja emitido durante curtos períodos de transição. Após a
solução do mau funcionamento no circuito de trip, a anunciação de falta é resetada automaticamente após o
mesmo período de tempo.
Figura 2-58
Diagrama lógico da supervisão do circuito de trip com duas entradas binárias
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
183
Funções
Supervisão com Uma Entrada Binária
A entrada binária é conectada de acordo com a figura seguinte, em paralelo com o contato de trip associado
do relé de proteção. O contato auxiliar do disjuntor é conectado com um resistor R de by-pass.
Figura 2-59
184
A supervisão do circuito de trip com uma entrada binária
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Durante operação normal, a entrada binária é ativada (condição lógica "H") quando o contato de trip está
aberto e o circuito de trip está intacto, porque o circuito de monitoração é fechado pelo contato auxiliar do
disjuntor 52a (se o disjuntor está fechado) ou através do resistor R de by-pass, pelo contato auxiliar do
disjuntor 52b. Somente enquanto o contato de trip estiver fechado é que a entrada binária é curto-circuitada e
consequentemente desativada (condição lógica "L").
Se a entrada binária for continuamente desativada durante a operação, isto leva à conclusão de que há uma
interrupção no circuito de trip ou de que há perda na tensão de controle.
Como a supervisão do circuito de trip não opera durante faltas do sistema, o contato fechado de trip não induz
a uma mensagem de falta. Se, todavia, contatos de trip de outros dispositivos operarem em paralelo com o
circuito de trip, então a mensagem de falta deve ser temporizada (veja também a Figura 2-60). A temporização
pode ser ajustada via parâmetro 8202 Alarm Delay. Uma mensagem só é liberada após a expiração desse
tempo. Após a eliminação da falta no circuito de trip, a mensagem de falta é automaticamente resetada.
Figura 2-60
Diagrama lógico da supervisão do circuito de trip com uma entrada binária
A figura seguinte mostra o diagrama lógico para a mensagem que pode ser gerada pelo monitoramento do
circuito de trip, dependendo dos ajustes de controle e das entradas binárias.
Figura 2-61
Lógica de mensagem para a supervisão do circuito de trip
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
185
Funções
Geral
A função só tem efeito e acessibilidade se o endereço 182 (Seção 2.1.1.2) tiver sido ajustado para 2 Binary
Inputs ou 1 Binary Input durante a configuração, se o número apropriado de entradas binárias tiver sido
configurado de acordo com esse propósito e se a função FCT 74TC estiver ligada (ON ) no endereço 8201.
Se a alocação das entradas binárias necessárias não combinar com o tipo de supervisão selecionado, é
gerada uma mensagem (“74TC ProgFail“). Se o monitoamento do circuito de trip não for usado, então
Disabled é ajustado no endereço 182.
Para assegurar-se de que a duração mais longa possível de um comando de trip possa estar confiavelmente
superada e de que uma indicação seja gerada em caso de uma falta real no circuito de trip, a indicação referente à interrupção do circuito de trip é temporizada. A temporização é feita no endereço 8202 Alarm Delay.
Supervisão com Uma Entrada Binária
Nota: Quando usar somente uma entrada binária (BI) para o monitor de circuito de trip, mau funcionamento,
como por exemplo, uma interrupção no circuito de trip ou perda de tensão de bateria, são detectadas em geral,
mas falhas do circuito de trip enquanto um comando de trip está ativo, não podem ser detectadas. Portanto,
a medição deve acontecer durante um período de tempo que supere a duração mais longa possível de um
contato fechado de trip. Isto é assegurado pelo número fixo de repetições de medição e o tempo entre as
verificações de estado.
Quando usar somente uma entrada binária, um resistor R é inserido no circuito no lado do sistema, ao invés
da segunda entrada binária ausente. Com um resistor de tamanho adequado e dependendo das condições do
sistema, uma tensão de controle mais baixa é suficiente na maioria das vezes.
Informação sobre o dimensionamento do resistor R é fornecida no Capítulo "Instalação e Comissionamento"
em Notas de Configuração na Seção "Supervisão do Circuito de Trip".
2.10.2.3 Ajustes
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
8201
FCT 74TC
ON
OFF
ON
Supervisão do Circuito de Trip
74TC
8202
Alarm Delay
1 .. 30 sec
2 sec
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
6851
>BLOCK 74TC
SP
>BLOQUEAR 74TC
6852
>74TC trip rel.
SP
>Supervisão do circuito de trip 74TC.: relé de trip
6853
>74TC brk rel.
SP
>Supervisão do circuito de trip 74TC: relé bkr
6861
74TC OFF
OUT
Supervisão do circuito de trip 74TC está DESLIGADA
6862
74TC BLOCKED
OUT
Supervisão do circuito de trip 74TC está BLOQUEADA
6863
74TC ACTIVE
OUT
Supervisão do circuito de trip 74TC está ATIVA
6864
74TC ProgFail
OUT
74TC bloqueado. Entrada binária não está ajustada
6865
74TC Trip cir.
OUT
Falha do Circuito de Trip74TC
186
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.10.3
Respostas ao Mau Funcionamento das Funções de Monitoramento
As respostas ao mau funcionamento do equipamento de supervisão são resumidas a seguir.
Respostas para Mau Funcionamento
Dependendo do tipo de mau funcionamento descoberto, é enviada uma anunciação, o sistema do processador
é reiniciado ou o dispositivo é desligado. Após três tentativas malsucedidas de reinício, o dispositivo também
é desligado. O relé de prontidão (watch-dog) abre e indica com seu contato NC que o dispositivo está com
mau funcionamento. Além disso, o LED vermelho "ERROR" (“ERRO”) se acende na tampa dianteira e o LED
verde "RUN" (“EM FUNCIONAMENTO”) se apaga. Se a tensão auxiliar interna também falhar, nenhum LED
se acende. A tabela 2-10 mostra um resumo das funções de monitoramento e as respostas ao mau funcionamento do dispositivo.
Tabela 2-10
Resumo das respostas para o mau funcionamento do dispositivo
Monitoramento
Causas Possíveis
Resposta ao Mau
Funcionamento
Anunciação (No.)
Saída
DOK2) drops
out
Falha de Tensão Auxiliar
Externa
(tensão auxiliar)
Interna
(conversor)
Fechamento do
dispositivo
Todos LEDs
apagados
Bateria de Buffer
Interna
(bateria de buffer)
Anunciação
„Fail Battery“ (177)
Hardware de supervisão
(watchdog)
Interna
(falha de processador)
Desligamento do
dispositivo 1)
"ERROR" LED
DOK2) drops
out
Software de supervisão
(watchdog)
Interna
(falha de processador)
Tentativa de reinício
"ERROR" LED
DOK2) drops
out
Memória ROM de trabalho
Interna
(hardware)
Aborto de reinício,
LED pisca
desligamento do dispositivo
DOK2) drops
out
Memória RAM de programa
Interna
(hardware)
Durante sequência de "ERROR" LED
boot
DOK2) drops
out
1)
Durante operação:
"ERROR" LED
tentativa de reinício 1)
Memória de parâmetro
Interna
(hardware)
Tentativa de
reinício 1)
"ERROR" LED
DOK2) drops
out
Frequência de amostragem
Interna
(hardware)
Desligamento do
dispositivo
"ERROR" LED
DOK2) drops
out
Erro na placa I/O
Interna
(hardware)
Desligamento do
dispositivo
„I/O-Board error“
(178),
"ERROR" LED
DOK2) drops
out
Monitor de compensação (offset) Interna
(hardware)
Desligamento do
dispositivo
„Error Offset“ (191)
DOK2) drops
out
Soma de corrente
Interna
(aquisição de valor
medido)
Anunciação
„Failure Σ I“ (162)
Como alocada
Simetria de Corrente
Externa
Anunciação
(sistema ou transformador de corrente)
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
„Fail I balance“ (163) Como alocada
187
Funções
Monitoramento
Causas Possíveis
Resposta ao Mau
Funcionamento
Anunciação (No.)
Saída
Simetria de Potencial
Anunciação
Externa
(sistema ou transformador de potencial)
„Fail V balance“
(167)
Como alocada
Sequência de fase de tensão
Externa
(sistema ou conexão)
Anunciação
„Fail Ph. Seq. V“
176)
Como alocada
Sequência de fase de corrente
Externa
(sistema ou conexão)
Anunciação
„Fail Ph. Seq. I“ (175) Como alocada
Monitoramento de falha de
fusível
Externa
(transformador de
potencial)
Anunciação
„VT FuseFail>10s“
(169)
„VT FuseFail“ (170)
Como alocada
Supervisão de circuito de Trip
Externa
(circuito de trip ou
tensão de controle)
Anunciação
„74TC Trip cir.“
(6865)
Como alocada
Monit. do circuito secundário do
transformador de potencial
Externa
Anunciação
(interrupção do circuito
do transformador de
potencial)
"VT brk. wire" (253)
Como alocada
Medição de tensão capacitiva
Configuração errada
Anunciação
„Capac.Par.Fail.“
(10036)
Como alocada
Erro de ajuste de dados
Interna
(hardware)
Anunciação
„Alarm NO calibr“
(193)
Como alocada
1)
2)
Após três tentativas insatisfatórias de reinício, o dispositivo é desligado.
DOK = "Device okay" = relé de prontidão fornece dropout e as funções de proteção e controle são bloqueadas.
Anunciações de Grupo
Determinadas anunciações das funções de monitoramento já estão combinadas com anunciações de grupo.
Estas anunciações de grupo e suas composições, estão determinadas no Apêndice A.10. Neste contexto,
deve ser observado que a anunciação 160 “Alarm Sum Event“ só é emitida quando as funções de
monitoramento de valor medido (8101 MEASURE. SUPERV) são ativadas.
188
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.11 Proteção de Falta à Terra 64, 67N(s), 50N(s), 51N(s)
2.11
Dependendo da versão, a quarta entrada de corrente do relé de proteção multifuncional 7SJ80 é equipada
tanto com um transformador de entrada sensível, quanto com um transformador padrão para 1/5 A.
No primeiro caso, a função de proteção é designada para detecção de falta à terra em sistemas isolados ou
compensados devido à sua alta sensibilidade. Ela realmente não é adequada para a detecção de falta à terra
com amplas correntes de terra, uma vez que a faixa linear é transcedida com cerca de 1.6 A nos terminais do
relé de detecção sensível de falta à terra.
Se o relé está equipado com um transformador padrão para correntes de 1/5 A, correntes maiores também
podem ser detectadas corretamente.
A função pode operar de dois modos. O procedimento padrão, a “medição cos-ϕ– / sin-ϕ”, avalia a parte da
corrente à terra perpendicular à característica direcional ajustável.
O segundo procedimento, a “medição U0/I0-ϕ∀, calcula o ângulo entre a corrente à terra e a tensão residual.
Para este procedimento, podem ser ajustadas duas características direcionais diferentes.
Aplicações
• A detecção sensível de falta à terra pode ser usada em sistemas isolados ou compensados para detectar
faltas à terra, para determinar fases afetadas por faltas à terra e para especificar a direção de faltas à terra.
• Em sistemas solidamente aterrados ou em sistemas aterrados de baixa resistência, a detecção sensível de
falta à terra é usada para detectar faltas à terra de alta impedância.
• Esta função também pode ser usada como uma proteção suplementar de falta à terra.
2.11.1
Detecção de Falta à Terra para Medição cos-ϕ– / sin-ϕ (Método Padrão)
Elemento de Tensão
O elemento de tensão conta com um pickup iniciado pela tensão residual V0 ou 3 · V0. Adicionalmente, a fase
com falta é determinada. A tensão residual V0 pode ser aplicada diretamente no dispositivo ou a tensão de
soma 3 · V0 pode ser calculada de acordo com o tipo de conexão do transformador de tensão (veja também o
Parâmetro 213 VT Connect. 3ph na Seção 2.1.3). Ao ajustar Van, Vbn, Vcn, o cálculo da tensão de
soma 3 · V0 é baseado nas três tensões fase-terra. Portanto, as três entradas de tensão devem ser conectadas
com os transformadores de potencial em uma configuração de estrela aterrada. Ao ajustar Vab, Vbc, VGnd,
as três tensões fase-terra de ambas as tensões fase-fase conectadas e a tensão residual conectada, são calculadas. Se o dispositivo só está suprido com tensões fase-fase, não é possível calcular uma tensão residual
a partir delas. Neste caso, a direção não pode ser deteminada.
Se a tensão residual é calculada, então:
3 · V0 = VA + VB + VC
Se a tensão residual é aplicada diretamente no dispositivo, então V0 é a tensão nos terminais do dispositivo.
Isso não é afetado pelo parâmetro Vph / Vdelta (endereço 206).
O elemento de tensão não está disponível quando se usar a medição de tensão capacitiva.
A tensão residual é usada tanto para detectar uma falta à terra, quanto para determinar direção. Quando
ocorre pickup do elemento de tensão, uma temporização pré-ajustada deve expirar antes que a detecção da
tensão residual seja reportada, para possibilitar a gravação de grandezas estáveis de medição. A temporização pode ser configurada (T-DELAY Pickup) e seu ajuste de fábrica é de 1 s.
Pickup efetuado pela tensão residual pode ser temporizado (64-1 DELAY) para trip.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
189
Funções
É importante notar que o tempo total de trip neste caso, consiste do tempo de medição da tensão residual
(cerca de 50 ms), mais a temporização de pickup T-DELAY Pickup e mais o retardamento de trip 64-1
DELAY.
Após pickup do elemento de tensão devido à detecção de uma tensão residual, a fase aterrada é identificada,
se possível. Para este propósito as tensões individuais fase-terra são medidas ou calculadas, independentemente do tipo de conexão dos transformadores de potencial. Se a magnitude da tensão para qualquer fase
fornecida cair abaixo do limite de ajuste VPH MIN, aquela fase é detectada como uma fase aterrada, contanto
que as tensões remanescentes fase-terra excedam o limite de ajuste VPH MAX.
Figura 2-62
Determinação de Fase Aterrada
Elementos de Corrente
Os elementos de corrente para faltas à terra, operam com as magnitudes da corrente à terra. É sensato empregá-los somente onde a magnitude da corrente à terra pode ser usada para especificar a falta à terra. Este
pode ser o caso de sistemas aterrados (sólidos ou de baixa resistência) ou de máquinas elétricas que estão
diretamente conectadas com o barramento de um sistema isolado de energia, quando, no caso de uma falta
à terra na rede a maquina fornece apenas uma corrente de falta à terra desprezível através do local de
medição, o qual deve estar situado entre os terminais da máquina e a rede, enquanto que no caso de uma
falta à terra na máquina a mais alta corrente de falta à terra produzida pela totalidade da rede está disponível.
A proteção de corrente à terra é mais usada como proteção de backup para falta à terra de alta resistência em
sistemas solidamente aterrados ou de baixa resistência quando não há pickup da principal proteção de falta.
Para detecção de corrente à terra podem ser ajustadas duas Curvas de corrente/tempo. Da mesma forma que
para proteção de sobrecorrente, o estágio de alta corrente é designado como 50Ns-2 PICKUP e 50Ns-2
DELAY e é fornecido com uma característica de tempo definido. O elemento de sobrecorrente pode ser
operado tanto com temporização de tempo definido (50Ns-1 PICKUP e 50Ns-1 DELAY) quanto com uma
Curva definida pelo usuário (51Ns PICKUP e 51NsTIME DIAL). As características desses elementos de
corrente podem ser configuradas. Cada um desses elementos pode ser direcional ou não-direcional.
No casso de medição de tensão capacitiva, os elementos de corrente operam não-direcional somente se um
ângulo de medição exato não está assegurado ao usar a tensão V0.
190
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
O pickup da proteção de sobrecorrente de tempo definido pode ser estabilizada pela temporização de dropout
configurada (endereço 3121 50Ns T DROP-OUT).
Determinação da Direção
Ao determinar a direção da falta à terra sensitiva, não é o valor da corrente que é crucial, mas a parte da
corrente que é perpendicular a uma característica direcional ajustável (eixo de simetria). Como um prérequisito para determinação da direção, a tensão residual V0 deve ser excedida assim como a parte da
corrente configurável influenciando a direção (componente ativo ou reativo).
A figura seguinte ilustra um exemplo usando um diagrama vetorial complexo no qual a tensão residual V0 é a
magnitude de referência do eixo real. A parte ativa 3I0real da corrente 3I0 é calculada com referência à tensão
residual V0 e comparada com o valor de ajuste RELEASE DIRECT.. O exemplo é dessa forma adequado para
direção de falta à terra em sistemas aterrados onde a grandeza 3I0 · cos ϕ é relevante. As linhas de limite
direcional são perpendiculares ao eixo 3I0real.
Figura 2-63
Característica direcional para medição de cos–ϕ
As linhas de limite direcional podem ser rotacionadas por um ângulo de correção (endereço PHI
CORRECTION) até em ± 45°. Dessa forma, em sistemas aterrados, é possível, por exemplo, aumentar a
sensitividade na faixa de resistiva-indutiva com uma rotação de –45°, ou no caso de máquinas elétricas em
conexão de barramento na faixa resistiva-capacitiva com uma rotação de +45° (consulte a Figura seguinte).
Além disso, as linhas de limite direcional podem ser rotacionadas por 90° para determinar faltas à terra e sua
direção em sistemas aterrados.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
191
Funções
Figura 2-64
Característica direcional para medição de cos–ϕ
A direção da falta é calculada com os valores de sequência zero da corrente à terra 3I0 e tensão residual V0
ou 3 · V0. Com essas grandezas a potência ativa à terra e a potência reativa à terra são calculadas.
O algoritmo de cálculo usado filtra os valores medidos de forma que seja altamente preciso e insensível a
harmônicos mais elevados (particularmente o 3º e 5º harmônicos- que estão frequentemente presentes nas
correntes de sequência zero) A determinação da direção baseia-se no sinal da potência ativa e reativa.
Como os componentes ativo e reativo da corrente - não a potência - são relevantes para pickup, os componentes de corrente são calculados dos componentes de potência. Ao determinar a direção de falta à terra os
componentes ativo e reativo da corrente à terra em referência à tensão residual assim como a direção da
potência ativa e reativa são avaliados.
Para medições de sin ϕ (para sistemas isolados) aplica-se o seguinte:
• Falta à terra (direção para frente), se Q0 < 0 e 3I0retiva > valor de ajuste (RELEASE DIRECT.),
• Falta à terra (direção reversa), se Q0 > 0 e 3I0reativa > valor de ajuste (RELEASE DIRECT.).
Para medições de cos ϕ (para sistemas aterrados) aplica-se o seguinte
• Falta à terra (direção para frente), se P0 > 0 e 3I0reativa > valor de ajuste (RELEASE DIRECT.),
• Falta à terra (direção reversa), se P0 < 0 e 3I0 reativa > valor de ajuste (RELEASE DIRECT.).
Se PHI CORRECTION é diferente de 0°, o ângulo das linhas de limite direcional são calculadas adicionando
componentes de potência ativa e reativa.
Lógica
A figura seguinte ilustra o critério de ativação da proteção de falta à terra sensitiva. O modo operacional da
detecção de falta à terra pode ser ajustado no endereço 3101.
Se ajustado para ON, o trip é possível e o registro da falta é gerado.
Se ajustado para Alarm Only, o trip não é possível e somente um registro de falta à terra é gerado.
O pickup do elemento de tensão residual V0 inicia a gravação da falta à terra. Como o pickup do elemento V0
fornece dropout, a gravação da falta é finalizada (veja diagrams lógicos 2-66 e 2-67).
192
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
A função completa pode ser bloqueada sob as seguintes condições:
• Uma entrada binária é ajustada,
• o Monitoramento de Falha do Fusível ou pickup do disjuntor da proteção do transformador de potencial e o
parâmetro 3130 PU CRITERIA é ajustado para Vgnd AND INs,
• o Monitoramento da Falha de Fusível ou pickup do disjuntor da proteção do transformador de potencial e o
parâmetro 3130 PU CRITERIA é ajustado para Vgnd OR INs, e ambos elementos de corrente estão no
modo operacional direcional.
O desligamento ou bloqueio significa que a medição está desativada. Dessa forma, temporizações e
mensagens de pickup são resetadas.
Todos elementos podem ser bloqueados individualmente via entradas binária. Nesse caso, o pickup, se
possível, a direção e a fase aterrada ainda serão reportadas, entretanto, não ocorre trip uma vez que os
elementos de tempo estão bloqueados.
Figura 2-65
Ativação da detecção de falta à terra sensitiva para medição de cos-ϕ -/sin-ϕ
A geração de uma mensagem de pickup, para ambos elementos de corrente, depende da seleção da direção
para cada elemento e do ajuste dos parâmetros 3130 PU CRITERIA. Se o elemento for ajustado para NonDirectional e o parâmetro PU CRITERIA = Vgnd OR INs, uma mensagem de pickup é gerada assim
que o limite de corrente é excedido,sem considerar o status do Elemento V0. Se, entretanto, o ajuste do parâmetro PU CRITERIA é Vgnd AND INs, precisa ter ocorrido pickup do Elemento V0 também para o modo
não-direcional.
Entretanto, se a direção está programada, deve ocorrer pickup do elemento de corrente e os resultados da
determinação da direção devem estar presentes para gerar uma mensagem. Outra vez, uma condição válida
para determinação da direção é de que ocorra o pickup do Elemento de tensão V0.
O parâmetro PU CRITERIA especifica se uma falta é gerada por meio de função AND ou combinação OR
da tensão residual e pickup da corrente à terra. O primeiro pode ser vantajoso se o ajuste de pickup do
elemento de tensão residual V0 foi escolhido muito baixo.
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193
Funções
Figura 2-66
194
Diagrama lógico do elemento VN> para medição de cos-ϕ /sin-ϕ
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Figura 2-67
2.11.2
Diagrama lógico dos elementos INs durante medição de cos ϕ/sin ϕ
Detecção de Falta à Terra para Medição de U0/I0-ϕ
Elemento de Tensão
O elemento de tensão baseia-se em um pickup iniciado pela tensão residual V0 ou 3 · V0. Adicionalmente, a
fase com falta é determinada. A tensão residual V0 pode ser aplicada diretamente ao dispositivo, ou a tensão
de soma 3 · V0 pode ser calculada de acordo com o tipo de conexão do transformador de potencial (veja
também o parâmetro 213 VT Connect. 3ph na Seção 2.1.3). Ao ajustar Van, Vbn, Vcn, o cálculo da
tensão de soma 3 · V0 é baseado nas três tensões fase-terra. As três entradas de tensão devem dessa forma,
estarem conectadas aos transformadores de potencial em uma configuração estrela aterrada. Ao ajustar Vab,
Vbc, VGnd, as três tensões fase-terra tanto das tensões fase-fase conectadas como da tensão residual conectada são calculadas Se o dispositivo é fornecido somente com tensões fase-fase, não é possível calcular
a tensão residual a partir delas. Neste caso, a direção não pode ser determinada.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
195
Funções
Se a tensão residual é calculada, então:
3 · V0 = VA + VB + VC
Se a tensão residual é diretamente aplicada ao dispositivo, então V0 é a tensão nos terminais do dispositivo.
Não é afetada pelo parâmetro Vph / Vdelta (endereço 206).
O elemento de tensão não está disponível ao usar medição de tensão capacitiva.
O pickup executado pela tensão residual pode ser temporizado (64-1 DELAY) para trip.
É importante observar que o tempo total de comando de trip consiste então do tempo de medição da tensão
residual (cerca de 50 ms) mais a temporização de pickup 64-1 DELAY.
Após pickup do elemento de tensão devido à detecção de uma tensão residual, a fase aterrada é identificada
se possível. Para esse propósito, as tensões individuais fase-terra são medidas ou calculadas, sem considerar
o tipo de conexão dos transformadores de potencial. Se a magnitude da tensão para qualquer dada fase cair
abaixo do limite ajustado VPH MIN, aquela fase é detectada como fase aterrada enquanto as tensões faseterra remanescentes excederem o limite ajustado VPH MAX.
Figura 2-68
Determinação da fase c/ falta-terra
Elementos de corrente
Estão disponíveis dois elementos de corrente. Ambos operam direcionalmente, desde que as zonas de trip
sejam ajustadas individualmente para cada elemento (veja cabeçalho de margem „Área de Trip“).
No caso de medição de tensão capacitiva, os elementos de corrente operam não-direcional somente desde
que um ângulo de medição exato não tenha sido atribuido ao usar a tensão V0.
Ambos elementos são fornecidos com uma característica de tempo definido. Dois elementos corrente/tempo
são usados para proteção de falta à terra. Da mesma forma que para a função de proteção de sobrecorrente
o elemento de sobrecorrente é denominado 50Ns-1 PICKUP e 50Ns-1 DELAY e o elemento ajustado em
alta 50Ns-2 PICKUP e 50Ns-2 DELAY.
O pickup da proteção de sobrecorrente de tempo definido pode ser estabilizado pela temporização de dropout
configurada (endereço 3121 50Ns T DROP-OUT).
196
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Faixa de Trip
A característica V0/I0-ϕ está ilustrada como um setor no diagrama de fasores V0/I0 (veja Figura 2-69). Esse
setor ccorresponde à área de trip. Se o cursor da corrente à terra está nesse setor, há pickup da função.
A área de trip é definida via vários parâmetros: Via ângulo ϕ (parâmetro 3154 50Ns-1 Phi ou 3151 50Ns2 Phi), o centro da zona com referência à tensão residual V0 é ajustado. Via ângulo Δϕ (parâmetro 3155
50Ns-1 DeltaPhi ou 3152 50Ns-2 DeltaPhi), a zona é ampliada em ambos os lados do centro.
A zona é ainda limitada na inclinação pelos valores mínimos da tensão residual e corrente à terra. Esse limites
de valores ajustáveis devem ser excedidos para que haja pickup.
Ajustes de ângulo negativos mudam a área de trip na direção „indutiva“, isto é, corrente à terra indutiva
comparada com a tensão à terra.
Figura 2-69
Faixa de trip da característica V0/I0-ϕ
Lógica
A figura seguinte ilustra o critério de ativação da proteção de falta à terra sensitiva. O modo operacional da
detecção de falta à terra pode ser ajustado no endereço 3101.
Se ajustado para ON, o trip é possível e um registro de falta é gerado.
Se ajustado para ON with GF log, o trip é possível e um registro de falta e um registro de falta à terra são
gerados.
Se ajustado para Alarm Only, o trip não é possível e somente um registro de falta à terra é gerado.
O pickup da tensão residual V0 ou pickup do elemento 50Ns-2 ou pickup do elemento 50Ns-1 ou 51Ns inicia
a gravação da falta à terra. Como o pickup do Elemento fornece dropout, a gravação de falta é finalizada (veja
diagramas lógicos 2-71 e 2-72).
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
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Funções
A função completa pode ser bloqueada sob as seguintes condições:
• Uma entrada binária é ajustada,
• o Monitoramento de Falha do Fusível ou o pickup do disjuntor da proteção do transformador de potencial.
Desligamento ou bloqueio significa que a medição está desativada. Dessa forma, temporizações e mensagens
de pickup são resetadas.
Todos os elementos podem ser bloqueados individualmente via entradas binárias. Nesse caso, pickup e, se
possível, direção e fase aterrada ainda serão reportadas, entretanto, não ocorre trip uma vez que os elementos
de tempo estão bloqueados.
Figura 2-70
198
Ativação da detecção de falta à terra sensitiva para medição de V0/I0-ϕ
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Figura 2-71
Diagrama lógico durante medição de V0/I0 ϕ , parte 1
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199
Funções
Figura 2-72
2.11.3
Diagrama lógico para medição de U0-/I0 -ϕ, parte 2
Localização de Falta à Terra
A determinação direcional pode frequentemente ser usada para localizar faltas à terra. Em sistemas radiais,
a localização da falta à terra é relativamente simples. Como todos os alimentadores de um barramento comum
(Figura 2-73) liberam uma corrente de carregamento capacitiva, aproximadamente a corrente de falta à terra
total do sistema está disponível no ponto de medição da linha com falta no sistema aterrado. Em sistema nãoaterrado ela é a corrente wattmétrica residual da bobina de Petersen que flui via ponto de medição. Dessa
forma, nos cabos com falta uma clara decisão “para frente” é tomada, enquanto que em outros alimentadores
tanto a direção “reversa” é enviada de volta quanto nenhuma medição é efetuada no caso da corrente à terra
ser muito baixa. Definitivamente, a linha com falta pode ser claramente determinada.
Figura 2-73
200
Localização de faltas à terra em uma rede radial
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Em sistemas em malha ou em loop, os pontos de medição da linha com falta também recebem a máxima
corrente de falta à terra (corrente residual). somente nessa linha , é sinalizada a direção “para frente” em
ambos terminais (Figura 2-74). O restante das indicações de direção no sistema podem também ser úteis para
detecção de falta à terra. Entretanto, algumas indicações podem não ser fornecidas quando a corrente à terra
é muito baixa.
Figura 2-74
2.11.4
Determinação da localização de falta à terra baseada nos indicadores direcionais em um
sistema em malha
Notas de Ajustes
Ajustes Gerais
Durante a configuração da função de proteção (Seção 2.1.1, no endereço 131 Sens. Gnd Fault foi determinado quais parãmetros estão funcionando para detecção de falta à terra. Se o endereço Sens. Gnd Fault
= Definite Time é selecionado, então os parâmetros de tempo definido estão disponíveis. Se é selecionado
Sens. Gnd Fault = User Defined PU , uma Curva especificada pelo usuário pode ser usada para os
elementos de sobrecorrente 50Ns-1 ou 51Ns. O elemento de alta corrente sobreposto 50Ns-2 está disponível
em todos esses casos. Se essa função não é requerida, então ajuste para Disabled . As características do
usuário só estão disponíveis se o procedimento de medição padrão cos ϕ / sin ϕ tiver sido ajustado no
endereço 130.
A característica para determinar a direção é ajustada no endereço 130 S.Gnd.F.Dir.Ch. É opcional selecionar ambos os métodos padrão de medição cos ϕ / sin ϕ ou V0/I0 ϕ mea. com uma característica
de setor.
No endereço 3101 Sens. Gnd Fault, a função LIGAR (ON) ou DESLIGAR (OFF) pode ser ajustada para
ON with GF log ou Alarm Only. Se forem aplicados os ajustes ON e ON with GF log, trip também é
possível, caso contrário é criado um registro de falta. Um registro de falta à terra é criado para ON with GF
log e Alarm Only. O ajuste ON with GF log só está disponível se a característica V0/I0 ϕ mea. tiver
sido selecionada no endereço 130 S.Gnd.F.Dir.Ch.
Os parâmetros 3111 T-DELAY Pickup e 3130 PU CRITERIA só estarão visíveis se o método de medição
padrão cos ϕ / sin ϕ tiver sido selecionado ao ajustar a característica de direção. A falta à terra é detectada
e reportada quando a tensão residual for sustentada por determinado tempo T-DELAY Pickup). O endereço
3130 PU CRITERIA especifica se a detecção de falta à terra está habilitada somente para pickups de VN e
INS (Vgnd E INs) ou se logo que ocorrer pickup de um dos dois (Vgnd OU INs).
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
201
Funções
O pickup pode ser estabilizado para proteção de falta à terra com curva de tempo definido, por uma
temporização ajustável de dropout (endereço 3121 50Ns T DROP-OUT). Este recurso é usado em sistemas
de potência com faltas intermitentes. O uso conjunto com relés eletromecânicos, permite respostas diferentes
para ajustes de dropout e graduação de tempo na implementação de relés digitais e eletromagnéticos. Os
ajustes dependem da temporização de dropout do relé eletromagnético. Se não for necessária nenhuma
coordenação, o valor pré-ajustado (zero = sem temporização de dropout) permanece.
Nota
Observe que no endereço 213 VT Connect. 3ph o tipo de conexão do transformador de potencial Van,
Vbn, Vcn ou Vab, Vbc, VGnd deve ser ajustado. Adicionalmente, o fator de ajuste Vph / Vdelta para
a tensão residual, deve ser corretamente regulado no endereço 206. Dependendo do tipo de conexão do
transformador de corrente, a corrente nominal primária e secundária no elemento de terra, deve ser ajustada
nos endereços 217 e 218, e, se necessário, a corrente nominal primária e secundária do segundo transformador de corrente à terra, deve ser ajustada nos endereços 238 e 239.
Elementos de Tempo Definido/Tempo Inverso de Sobrecorrente
Uma Curva de dois elementos corrente/tempo, pode ser ajustada nos endereços 3113 a 3120. Estes
elementos operam com as grandezas da corrente à terra. Consequentemente eles são úteis apenas onde a
magnitude da corrente à terra e talvez sua direção, possa ser usada para especificar a falta à terra. Este pode
ser o caso de sistemas aterrados (sólidos ou de baixa resistência) ou de máquinas elétricas conectadas ao
barramento de um sistema de energia não aterrado, quando em caso de uma falta à terra da rede a máquina
fornecer somente uma corrente de falta à terra insignificante através do local de medição, que deve estar
situada entre os terminais da máquina e a rede, visto que em caso de uma falta à terra da máquina, a corrente
de falta à terra total produzida por toda a rede está disponível.
Curva Definida pelo Usuário(Tempo Inverso)
Características definidas pelo usuário são usadas somente para o método padrão de medição cos ϕ / sin
ϕ (endereço 130 S.Gnd.F.Dir.Ch). Durante a configuração de uma Curva definida pelo usuário, deve ser
notado que há um fator de segurança de aproximadamente 1.1 entre o valor de pickup e o valor de ajuste que é padrão para curvas inversas. Isto significa que pickup será iniciado somente quando uma corrente de
1.1 vezes o valor de ajuste circular.
Os pares de valores (corrente e tempo) são inseridas como múltiplos dos valores nos endereços 3119 51Ns
PICKUP e20 3120 51NsTIME DIAL. Portanto, recomenda-se que esses endereços sejam inicialmente ajustados em 1.00 por razões elementares. Uma vez que a curva foi introduzida, os ajustes nos endereços 3119
e/ou 3120 podem ser modificados, se necessário.
O padrão de ajuste dos valores de corrente é ∞. Portanto, eles não estão disponíveis — e não ocorrerá pickup
ou trip das funções de proteção.
Até 20 pares de valores (corrente e tempo) podem ser introduzidos no endereço 3131 M.of PU
O dispositivo, então, aproxima a Curva, usando interpolação linear.
202
TD.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
O seguinte deve ser observado:
• Os pares de valores devem ser introduzidos em sequência ascendente. Se desejado, podem ser introduzidos menos de 20 pares. Na maioria dos casos, cerca de 10 pares são suficientes para definir a Curva precisamente. Um par de valores que não será usado, deve ser invalidado ajustando seu limite para “∞”!
O usuário deve se assegurar de que os pares de valor produzam uma Curva clara e constante.
Os valores de corrente emitidos devem ser aqueles da tabela 2-11, em conjunto com os tempos de combinação. Tempos de desvio I/Ip são arredondados. Isto, contudo, não será indicado.
A corrente abaixo do valor de corrente do menor ponto da curva, não conduzirá a uma extensão do tempo
de trip. A curva de pickup (veja a Figura 2-75) continua, a partir do menor ponto da corrente, paralelo ao
eixo da corrente.
Circulação de corrente maior do que o maior valor de corrente inserido, não resultará em uma redução do
tempo de trip. A curva de pickup (veja a Figura 2-75) continua, a partir do maior ponto da corrente, paralelo
aos eixos da corrente.
Tabela 2-11
Valores Preferenciais de Correntes Padronizadas para Curvas de Trip, Especificadas pelo
Usuário
MofPU = 1 a 1.94
MofPU = 2 a 4.75
1.50
1.06
1.56
2.25
1.13
1.63
2.50
1.19
1.69
2.75
4.25
5.75
1.25
1.75
3.00
4.50
6.00
1.31
1.81
3.25
4.75
6.25
7.75
1.38
1.88
1.44
1.94
Figura 2-75
2.00
3.50
MofPU = 5 a 7.75
1.00
MofPU p = 8 a 20
5.00
6.50
8.00
15.00
3.75
5.25
6.75
9.00
16.00
4.00
5.50
7.00
10.00
17.00
7.25
11.00
18.00
7.50
12.00
19.00
13.00
20.00
14.00
Uso de Curva definida pelo usuário
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203
Funções
Determinação de uma Fase com Falta à Terra
A fase conectada à terra pode ser identificada em um sistema não-aterrado ou aterrado, se o dispositivo
estiver equipado com três transformadores de potencial conectados em estrela em uma configuração aterrada
ou se as tensões fase-terra forem calculadas. A fase em que a tensão estiver abaixo do ajuste VPH MIN
(endereço 3106) é identificada como fase faltosa, contanto que as outras duas tensões de fase excedam simultaneamente o ajuste VPH MAX (endereço 3107). O ajuste VPH MIN deve ser regulado abaixo da mínima
tensão de operação fase-terra esperada. Um ajuste típico para esse endereço seria 40 V. O ajuste de VPH
MAX precisa ser maior do que a máxima tensão de operação fase-terra esperada, mas menor do que a mínima
tensão de operação fase-fase esperada. Para VNom = 100 V, 75 V é um ajuste típico aproximado. Estes ajustes
nada significam em um sistema aterrado.
Elemento VN de Tensão Residual
A tensão residual 64-1 VGND (endereço 3109) ou 64-1 VGND (endereço 3110) é o pickup da detecção de
falta à terra e uma condição de liberação para a determinação de direção (quando ajustar a característica de
direção para cos ϕ / sin ϕ). Se a característica de direção está ajustada como V0/I0 ϕ mea., o elemento
de tensão residual é totalmente independente dos elementos de corrente. Dependendo da configuração no
endereço 213 VT Connect. 3ph, somente o valor limite aplicável, endereço 3109 64-1 VGND ou 3110 641 VGND está acessível.
Isso significa que, se duas tensões fase-fase e a tensão residual V0 são fornecidas ao dispositivo, a tensão
residual medida é diretamente usada para reconhecimento de falta à terra. O limite para V0 é ajustado no
endereço 3109 64-1 VGND, onde um ajuste mais sensível do que o cálculo da tensão residual, pode ser feito.
Observe que com a tensão residual V0-, é usado o fator (em caso normal = 1.73; veja também a Seção 2.1.3.2)
especificado com o parâmetro 206 Vph / Vdelta. Para exibição dos parâmetros 3109 64-1 VGND em
valores primários, a seguinte fórmula de conversão se aplica:
Se as três tensões fase-terra estão conectadas ao dispositivo a tensão residual 3 · V0 é calculada dos valores
momentâneos das tensões fase-terra e o endereço 3110 é onde o limite é ajustado. Para o display do parâmetro 3110 em valores primários, aplica-se o seguinte:
Se os valores secundários dos (por exemplo) parâmetros 3109 e 3110 são ajustados igualmente,
então seus valores primários diferem pelo valor de ajuste Vph / Vdelta.
Exemplo:
Parâmetro 202
Vnom PRIMARIO
= 12 kV
Parâmetro 203
Vnom SECUNDÁRIO
= 100 V
Parâmetro 206
Vph / Vdelta
= 1.73
Parâmetro 213
TV Conectado. 3ph
= Vab, Vbc, VGnd
Parâmetro 3109
64-1 VGND
= 40 V
O seguinte se aplica ao mudar para valores primários:
204
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Com a seguinte configuração
Parâmetro 213
TV Connectado. 3ph
= Van, Vbn, Vcn
Parâmetro 3110
64-1 VGND
= 40 V
o seguinte se aplica ao mudar para valores primários:
Com respeito a uma falta à terra em um sistema não -aterrado ou ressonante-aterrado, quase toda a tensão
residual aparece nos terminais do dispositivo, e dessa forma o ajuste de pickup não é crítico e permanece tipicamente entre 30 V e 60 V (para 64-1 VGND com um conector padrão V0) ou 50 V e 100 V (para 64-1
VGND). Grandes resistências de falta podem requerer maior sensitividade (isto é, um ajuste de pickup mais
baixo).
Com respeito a sistema aterrado, um valor de pickup mais sensível (mais baixo) pode ser ajustado, mas ele
precisa estar acima da máxima tensão residual esperada durante operação normal do sistema (nãobalanceado).
O pickup apenas do elemento de tensão pode iniciar trip temporizado assumindo que a detecção de falta à
terra esteja configurada para executar trip (endereço 3101 Sens. Gnd Fault = ON ou ON with GF log)
e ainda o endereço 3130 PU CRITERIA esteja configurado Vgnd OR INs. A temporização de trip é então
ajustada no endereço 3112 64-1 DELAY. É importante observar que o tempo total de trip consiste do tempo
de medição da tensão residual (cerca de 50 ms) mais a temporização de pickup (endereço 3111 T-DELAY
Pickup) mais a temporização de trip (endereço 3112 64-1 DELAY).
Determinação de Direção para cos-ϕ/ sin-ϕ
Os endereços 3115 a 3126 são importantes para a determinação de direção..
O endereço 3115 67Ns-2 DIRECT determina a direção do elemento de corrente definido ajustado em alta
50Ns-2 e pode ser ajustado tanto para Forward(Para frente) quanto para Reverse(Reverso) ou NonDirectional(Não-Direcional), isto é, para ambas as direções. A direção do elemento de corrente
50Ns-1 ou 51Ns pode ser ajustado para Forward ou Reverse ou Non-Directional, isto é, para ambas as
direções, no endereço 3122 67Ns-1 DIRECT..
Os elementos operam não-direcionais para medição de tensão capacitiva e para tipos de conexão de tensão
onde a medição ou cálculo de VN ou 3V0 não é possível. A Seção 2.1.3.2 fornece informações sobre esse
assunto.
O valor de corrente RELEASE DIRECT. (endereço 3123) é o limite de liberação para a determinação
direcional. Está baseado nos componentes de corrente que são perpendiculares às linhas de limite direcional.
A própria posição das linhas de limite direcional estão baseadas nos ajustes parametrizados nos endereços
3124 e 3125.
Aplica-se o seguinte para a determinação da direção durante faltas à terra: A corrente de pickup 3I0 DIR.
(=RELEASE DIRECT. endereço 3123) deve ser ajustada o mais alto possível para evitar falso pickup do dispositivo provocado por correntes assimétricas no sistema e pelos transformadores de corrente (especialmente
em conexão Holmgreen).
Se a determinação da direção for usada em conjunto com um dos elementos de corrente acima discutidos
(50Ns-1 PICKUP, endereços 3117 ff, ou 51Ns PICKUP, endereços 3119 ff), é sensível selecionar um valor
para o endereço RELEASE DIRECT. que seja mais baixo ou igual ao valor de pickup acima.
Uma mensagem correspondente (reversa, para frente ou indefinida) é emitida sobre a determinação da direção. Para evitar vibração (intermitente)dessa mensagem resultante da extrema variação de correntes de conexão à terra, uma temporização de dropout RESET DELAY, parametrizada no endereço 3126, é iniciada
quando há dropout da determinação da direção e a mensagem é mantida por esse período de tempo.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
205
Funções
Quando o endereço 3124 PHI CORRECTION é ajustado para 0.0°, no endereço 3125 significa o seguinte:
• MEAS. METHOD = COS ϕ
o componente resistivo da corrente à terra com respeito à tensão residual é o mais relevante para o valor
de corrente RELEASE DIRECT. (3I0 DIR.),
MEAS. METHOD = SIN ϕ
o componente reativo (capacitivo) da corrente à terra com respeito à tensão residual é o mais relevante para
o valor de corrente RELEASE DIRECT. (3I0 DIR.) (Figura 2-76).
Figura 2-76
Característica direcional para medição de sin–ϕ
• No endereço 3124 PHI CORRECTION a linha direcional, com respeito a isso, pode ser rotacionada dentro
da faixa de ± 45°.A Figura 2-64 "Características Direcional para medição de for cos-ϕ" na descrição
funcional da detecção de falta à terra sensitiva fornece um exemplo observando esse assunto.
Determinação da Direção para Medição de V0/I0 ϕ
Com a mínima tensão 50Ns-2 Vmin, endereço 3150 e o nível de corrente de pickup 50Ns-2 PICKUP,
endereço 3113, o limite inferior do elemento de segmento de circuito 50Ns-2 é ajustado. Os limites de faixa
de trip com respeito à tensão residual são ajustados por meio do casamento do ângulo de fase 50Ns-2 Phi,
endereço 3151 e ângulo 50Ns-2 DeltaPhi, endereço 3152. A temporização de trip é ajustada no endereço
3114 50Ns-2 DELAY. Os ajustes reais estão baseados na aplicação respectiva.
A tensão mínima 50Ns-1 Vmin do elemento de alta corrente 50Ns-1 é ajustda no endereço 3153, a corrente
de pickup 50Ns-1 PICKUP em 3117. O ângulo de fase respectivo 50Ns-1 Phi é ajustado no endereço
3154, o ângulo 50Ns-1 DeltaPhi é parametrizado no endereço 3155. O ângulo deverá ser ajustado para
180° de forma que o elemento funcione não-direcionalmente. A temporização de trip é ajustada no endereço
3118 50Ns-1 DELAY.
Ajustes de ângulo positivos (endereço 3151 e 3154) mudam a área de trip na direção “capacitiva”, isto é,
corrente à terra capacitiva comparada com tensão à terra.
Ajustes de ângulo negativos mudam a área de trip na direção “indutiva”, isto é, corrente à terra indutiva
comparada com a tensão à terra.
206
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Compensação de Erro Angular (Transformador I)
O componente reativo alto em um sistema ressonante aterrado e o inevitável escape de ar do transformador
de corrente toroidal frequentemente requerem que o erro de ângulo do transformador de corrente toroidal seja
compensado. Nos endereços 3102 a 3105 o erro de ângulo máximo CT Err. F1 e a corrente secundária
associada CT Err. I1 assim como um outro ponto operacional CT Err. F2/CT Err. I2 são ajustados
para a demanda real conectada. O dispositivo assim, aproxima a característica de transformação do
transformador com precisão considerável. Em sistemas não-aterrados ou aterrados o ângulo de compensação
não é necessário.
Sistema Não-Aterrado
Em um sistema não-aterrado com uma falta à terra em um cabo, correntes à terra capacitivas do sistema galvânico conectado fluem via ponto de medição, exceto para a corrente à terra gerada no cabo aterrado, uma
vez que a corrente mencionada acima fluirá diretamente para o local da falta (isto é, não via ponto de medição). Um ajuste igual a cerca da metade da corrente à terra deve ser selecionado. O método de medição
deverá ser SIN ϕ, uma vez que a corrente à terra capacitiva é aqui mais relevante.
Sistema Ressonante-Aterrado
Em sistemas ressonates-aterrados, a determinação direcional da ocorrência de uma falta à terra é mais dificil,
já que a corrente wattmétrica residual para medição é usualmente diminuida por uma corrente reativa (seja
ela indutiva ou capacitiva) que é muito maior. Sendo assim, dependendo da configuração do sistema e da posição da bobina de compensação de arco, a corrente à terra total fornecida ao dispositivo pode variar
consideravelmente em seus valores no que diz respeito à magnitude e ângulo de fase. O relé, entretanto, deve
avaliar somente o componente ativo da corrente de falta à terra, ou seja, INs cos ϕ. Isso requer precisão
extremamente alta, particularmente com respeito à medição do ângulo de fase de todos os transformadores
de instrumentação. Além disso, o dispositivo não deve ser ajustado para operar tão sensitivo. Ao aplicar essa
função em sistemas ressonantes aterrado, uma determinação de direção confiável só pode ser conseguida
quando os transformadores de corrente toroidais estão conectados. Aqui aplica-se a seguinte regra: Ajuste
valores de pickup para cerca da metade da corrente medida esperada, assim considerando somente a
corrente wattmétrica residual. A corrente wattmétrica residual deriva predominantemente de perdas da bobina
de Petersen.Aqui, o método de medição COS ϕ é usado uma vez que a corrente wattmétrica residual é mais
relevante.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
207
Funções
Sistema Aterrado
Em sistemas aterrados, um valor é ajustado abaixo da mínima corrente de falta à terra esperada. É importante
observar que 3I0 DIR (valor de corrente RELEASE DIRECT.) detecta somente os componentes de corrente
que são perpendiculares às linhas de limite direcional definidas nos endereços 3124 e 3125. COS ϕ é o
método de medição usado e o ângulo de correção é ajustado para –45°, uma vez que a corrente de falta à
terra é tipicamente indutiva-resistiva (seção da direita da Figura 2-64 "Curva Direcional para medição de
cos-ϕ" na decrição funcional da detecção de falta à terra sensitiva).
Máquinas Elétricas
Pode ser ajustado o valor COS ϕ para o método de medição e usado um ângulo de correção de +45° para
motores elétricos alimentados por um barramento em um sistema não-aterrado, uma vez que a corrente à terra
é frequentemente composta de uma sobreposição da corrente à terra capacitiva do sistema e corrente
resistiva da resistência de carga (parte da esquerda da Figura "Característica direcional para medição de
cos-ϕ" na descrição funcional da detecção de falta à terra sensitiva).
Informações na Configuração do Limite de Corrente
Com dispositivos com entrada de falta à terra sensitiva, geralmente os ajustes podem ser parametrizados em
valores primários com consideração à relação do transformador de corrente aplicável. Entretanto, problemas
relacionados com a resolução das correntes de pickup podem ocorrer quando ajustes muito pequenos e
correntes primárias nominais estão envolvidas. O usuário é dessa forma, encorajado a parametrizar ajustes
para detecção de falta à terra sensitiva em valores secundários.
2.11.5
Ajustes
Endereços que possuam um “A” anexo só podem ser alterados com DIGSI em "Display Additional
Settings"(Mostrar Ajustes Adicionais).
A tabela indica ajustes padrão para regiões específicas. A coluna “C” (Configuração) indica a corrente nominal
End.
Parâmero
3101
Sens. Gnd Fault
3102
CT Err. I1
3102
CT Err. I1
3103
CT Err. F1
3104
CT Err. I2
3104
3105
208
CT Err. I2
CT Err. F2
C
Opções de Ajustes
Ajuste padrão
Comentários
OFF
ON
ON with GF log
Alarm Only
OFF
Falta à Terra (Sensitiva)
1A
0.001 .. 1.600 A
0.050 A
5A
0.005 .. 8.000 A
0.250 A
Corrente I1 para ângulo de
Erro do TC
1A
0.05 .. 35.00 A
1.00 A
5A
0.25 .. 175.00 A
5.00 A
0.0 .. 5.0 °
0.0 °
Erro de ângulo do TC
em I1
1A
0.001 .. 1.600 A
1.000 A
5A
0.005 .. 8.000 A
5.000 A
Erro do TC
1A
0.05 .. 35.00 A
10.00 A
5A
0.25 .. 175.00 A
50.00 A
0.0 .. 5.0 °
0.0 °
Erro do TC
Erro do TC
Erro de ângulo do TC
em I2
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
End.
Parâmero
C
Opções de Ajustes
Ajuste padrão
Comentários
3106
VPH MIN
10 .. 100 V
40 V
Tensão L-Gnd da Fase
com Falta Vph Min
3107
VPH MAX
10 .. 100 V
75 V
sem Falta Vph Max
3109
64-1 VGND
1.8 .. 200.0 V; ∞
40.0 V
64-1Tensão Residual à
Terra
3110
64-1 VGND
10.0 .. 225.0 V; ∞
70.0 V
64-1 Tensão Residual à
Terra
3111
T-DELAY Pickup
0.04 .. 320.00 sec; ∞
1.00 sec
Temporização de Pickup
3112
64-1 DELAY
0.10 .. 40000.00 sec; ∞
10.00 sec
64-1 Temporização
3113
50Ns-2 PICKUP
1A
0.001 .. 1.600 A
0.300 A
Pickup de 50Ns-2
5A
0.005 .. 8.000 A
1.500 A
1A
0.05 .. 35.00 A
10.00 A
5A
0.25 .. 175.00 A
50.00 A
3113
50Ns-2 PICKUP
Pickup de 50Ns-2
3114
50Ns-2 DELAY
0.00 .. 320.00 sec; ∞
1.00 sec
Tmeporização de 50Ns-2
3115
67Ns-2 DIRECT
Forward
Reverse
Non-Directional
Forward
Direção de 67Ns-2
3117
50Ns-1 PICKUP
1A
0.001 .. 1.600 A
0.100 A
Pickup de 50Ns-1
5A
0.005 .. 8.000 A
0.500 A
1A
0.05 .. 35.00 A
2.00 A
5A
0.25 .. 175.00 A
10.00 A
0.00 .. 320.00 sec; ∞
2.00 sec
Temporização de 50Ns-1
1A
0.001 .. 1.400 A
0.100 A
Pickup de 51Ns
5A
0.005 .. 7.000 A
0.500 A
1A
0.05 .. 4.00 A
1.00 A
5A
0.25 .. 20.00 A
5.00 A
3117
50Ns-1 PICKUP
3118
50Ns-1 DELAY
3119
51Ns PICKUP
3119
51Ns PICKUP
Pickup de 50Ns-1
Pickup de 51Ns
3120
51NsTIME DIAL
0.10 .. 4.00 sec; ∞
1.00 sec
Dial de Tempo 51Nsl
3121A
50Ns T DROP-OUT
0.00 .. 60.00 sec
0.00 sec
Temporização de dropout
de 50Ns
3122
67Ns-1 DIRECT.
Forward
Reverse
Non-Directional
Forward
Direção de 67Ns-1
3123
RELEASE DIRECT.
1A
0.001 .. 1.200 A
0.010 A
5A
0.005 .. 6.000 A
0.050 A
Liberação de Elemento
Direcional
1A
0.05 .. 30.00 A
0.50 A
5A
0.25 .. 150.00 A
2.50 A
3123
RELEASE DIRECT.
Direcional
3124
PHI CORRECTION
-45.0 .. 45.0 °
0.0 °
Ângulo de Correção para
3125
MEAS. METHOD
COS ϕ
SIN ϕ
COS ϕ
Método de Medição para
Direção
3126
RESET DELAY
0 .. 60 sec
1 sec
Reset de Temporização
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
209
Funções
End.
Parâmero
C
Opções de Ajustes
Ajuste padrão
Comentários
3106
VPH MIN
10 .. 100 V
40 V
com Falta Vph Min
3107
VPH MAX
10 .. 100 V
75 V
sem Falta Vph Max
3109
64-1 VGND
1.8 .. 200.0 V; ∞
40.0 V
Terra
3110
64-1 VGND
10.0 .. 225.0 V; ∞
70.0 V
Terra
3111
T-DELAY Pickup
0.04 .. 320.00 sec; ∞
1.00 sec
3112
64-1 DELAY
0.10 .. 40000.00 sec; ∞
10.00 sec
64-1 Temporização
3113
50Ns-2 PICKUP
1A
0.001 .. 1.600 A
0.300 A
Pickup de 50Ns-2
5A
0.005 .. 8.000 A
1.500 A
1A
0.05 .. 35.00 A
10.00 A
5A
0.25 .. 175.00 A
50.00 A
3113
50Ns-2 PICKUP
Pickup de 50Ns-2
3114
50Ns-2 DELAY
0.00 .. 320.00 sec; ∞
1.00 sec
3115
67Ns-2 DIRECT
Forward
Reverse
Non-Directional
Forward
Direção de 67Ns-2
3117
50Ns-1 PICKUP
1A
0.001 .. 1.600 A
0.100 A
Pickup de 50Ns-1
5A
0.005 .. 8.000 A
0.500 A
1A
0.05 .. 35.00 A
2.00 A
5A
0.25 .. 175.00 A
10.00 A
0.00 .. 320.00 sec; ∞
2.00 sec
1A
0.001 .. 1.400 A
0.100 A
Pickup de 51Ns
5A
0.005 .. 7.000 A
0.500 A
1A
0.05 .. 4.00 A
1.00 A
5A
0.25 .. 20.00 A
5.00 A
3117
50Ns-1 PICKUP
3118
50Ns-1 DELAY
3119
51Ns PICKUP
3119
51Ns PICKUP
Pickup de 50Ns-1
Pickup de 51Ns
3120
51NsTIME DIAL
0.10 .. 4.00 sec; ∞
1.00 sec
Dial de Tempo 51Nsl
3121A
50Ns T DROP-OUT
0.00 .. 60.00 sec
0.00 sec
de 50Ns
3122
67Ns-1 DIRECT.
Forward
Reverse
Non-Directional
Forward
Direção de 67Ns-1
3123
RELEASE DIRECT.
1A
0.001 .. 1.200 A
0.010 A
5A
0.005 .. 6.000 A
0.050 A
Direcional
1A
0.05 .. 30.00 A
0.50 A
5A
0.25 .. 150.00 A
2.50 A
3123
RELEASE DIRECT.
Direcional
3124
PHI CORRECTION
-45.0 .. 45.0 °
0.0 °
3125
MEAS. METHOD
COS ϕ
SIN ϕ
COS ϕ
Direção
3126
RESET DELAY
0 .. 60 sec
1 sec
210
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
End.
Parâmero
C
Opções de Ajustes
Ajuste padrão
Comentários
3106
VPH MIN
10 .. 100 V
40 V
com Falta Vph Min
3107
VPH MAX
10 .. 100 V
75 V
sem Falta Vph Max
3109
64-1 VGND
1.8 .. 200.0 V; ∞
40.0 V
Terra
3110
64-1 VGND
10.0 .. 225.0 V; ∞
70.0 V
Terra
3111
T-DELAY Pickup
0.04 .. 320.00 sec; ∞
1.00 sec
3112
64-1 DELAY
0.10 .. 40000.00 sec; ∞
10.00 sec
64-1 Temporização
3113
50Ns-2 PICKUP
1A
0.001 .. 1.600 A
0.300 A
Pickup de 50Ns-2
5A
0.005 .. 8.000 A
1.500 A
1A
0.05 .. 35.00 A
10.00 A
5A
0.25 .. 175.00 A
50.00 A
3113
50Ns-2 PICKUP
Pickup de 50Ns-2
3114
50Ns-2 DELAY
0.00 .. 320.00 sec; ∞
1.00 sec
3115
67Ns-2 DIRECT
Forward
Reverse
Non-Directional
Forward
Direção de 67Ns-2
3117
50Ns-1 PICKUP
1A
0.001 .. 1.600 A
0.100 A
Pickup de 50Ns-1
5A
0.005 .. 8.000 A
0.500 A
1A
0.05 .. 35.00 A
2.00 A
5A
0.25 .. 175.00 A
10.00 A
0.00 .. 320.00 sec; ∞
2.00 sec
1A
0.001 .. 1.400 A
0.100 A
Pickup de 51Ns
5A
0.005 .. 7.000 A
0.500 A
1A
0.05 .. 4.00 A
1.00 A
5A
0.25 .. 20.00 A
5.00 A
3117
50Ns-1 PICKUP
3118
50Ns-1 DELAY
3119
51Ns PICKUP
3119
51Ns PICKUP
Pickup de 50Ns-1
Pickup de 51Ns
3120
51NsTIME DIAL
0.10 .. 4.00 sec; ∞
1.00 sec
Dial de Tempo 51Nsl
3121A
50Ns T DROP-OUT
0.00 .. 60.00 sec
0.00 sec
de 50Ns
3122
67Ns-1 DIRECT.
Forward
Reverse
Non-Directional
Forward
Direção de 67Ns-1
3123
RELEASE DIRECT.
1A
0.001 .. 1.200 A
0.010 A
5A
0.005 .. 6.000 A
0.050 A
Direcional
1A
0.05 .. 30.00 A
0.50 A
5A
0.25 .. 150.00 A
2.50 A
3123
RELEASE DIRECT.
Direcional
3124
PHI CORRECTION
-45.0 .. 45.0 °
0.0 °
3125
MEAS. METHOD
COS ϕ
SIN ϕ
COS ϕ
Direção
3126
RESET DELAY
0 .. 60 sec
1 sec
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
211
Funções
End.
Parâmero
C
Opções de Ajustes
Ajuste padrão
3130
PU CRITERIA
Vgnd OR INs
Vgnd AND INs
3131
M.of PU TD
1.00 .. 20.00 MofPU; ∞
0.01 .. 999.00 TD
3150
50Ns-2 Vmin
0.4 .. 50.0 V
2.0 V
Tensão mínima de 50Ns-2
3150
50Ns-2 Vmin
10.0 .. 90.0 V
10.0 V
3151
50Ns-2 Phi
-180.0 .. 180.0 °
-90.0 °
ângulo phi de 50Ns-2
3152
50Ns-2 DeltaPhi
0.0 .. 180.0 °
30.0 °
ângulo delta phi de 50Ns-2
3153
50Ns-1 Vmin
0.4 .. 50.0 V
6.0 V
3153
50Ns-1 Vmin
10.0 .. 90.0 V
15.0 V
3154
50Ns-1 Phi
-180.0 .. 180.0 °
-160.0 °
ângulo phi de 50Ns-1
3155
50Ns-1 DeltaPhi
0.0 .. 180.0 °
100.0 °
ângulo delta phi de 50Ns-1
212
Vgnd OR INs
Comentários
Critério de PICKUP de
Falta à Terra Sensitiva
Múltiplos de PU Dial de
Tempo
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.11.6
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
1201
>BLOCK 64
SP
>BLOQUEAR 64
1202
>BLOCK 50Ns-2
SP
>BLOQUEAR 50Ns-2
1203
>BLOCK 50Ns-1
SP
>BLOQUEAR 50Ns-1
1204
>BLOCK 51Ns
SP
>BLOQUEAR 51Ns
1207
>BLK 50Ns/67Ns
SP
>BLOQUEAR 50Ns/67Ns
1211
50Ns/67Ns OFF
OUT
50Ns/67Ns está OFF (DESLIGADO)
1212
50Ns/67Ns ACT
OUT
50Ns/67Ns está ATIVO
1215
64 Pickup
OUT
Pickup da tensão residual 64
1217
64 TRIP
OUT
TRIP do elemento de tensão residual 64
1221
50Ns-2 Pickup
OUT
Pickup de 50Ns-2
1223
50Ns-2 TRIP
OUT
TRIP de 50Ns-2
1224
50Ns-1 Pickup
OUT
Pickup de 50Ns-1
1226
50Ns-1 TRIP
OUT
TRIP de 50Ns-1
1227
51Ns Pickup
OUT
Pickup de 51Ns
1229
51Ns TRIP
OUT
TRIP de 51Ns
1230
Sens. Gnd block
OUT
Detecção de falta à terra sensitiva BLOQUEADA
1264
IEEa =
VI
Corr. corrente à Terra Resistiva
1265
IEEr =
VI
Corr. corrente à Terra Reativa
1266
IEE =
VI
Corrente à terra, Valor absoluto
1267
VGND, 3Vo
VI
Tensão Residual VGND, 3Vo
1271
Sens.Gnd Pickup
OUT
Pickup de Falta à Terra Sensitiva
1272
Sens. Gnd Ph A
OUT
Pickup na Fase A de Falta à Terra Sensitiva
1273
Sens. Gnd Ph B
OUT
Pickup na Fase B de Falta à Terra Sensitiva
1274
Sens. Gnd Ph C
OUT
Pickup na Fase C de Falta à Terra Sensitiva
1276
SensGnd Forward
OUT
Direção Para Frente na Falta à Terra Sensitiva
1277
SensGnd Reverse
OUT
Direção Reversa na Falta à Terra Sensitiva
1278
SensGnd undef.
OUT
Direção Indefinida na Falta à Terra Sensitiva
16029
51Ns BLK PaErr
OUT
Falta à Terra Sensitiva Erro de Ajuste de 51Ns
BLOQUEADO
16030
ϕ(3Vo,INs) =
VI
Ângulo entre 3Vo e INsens.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
213
Funções
2.12 Sistema de Religamento Automático 79
2.12
Pela experiência, cerca de 85 % de faltas de isolação associadas com linhas aéreas são curto-circuitos de
arco que são temporários na natureza e desaparecem quando a proteção tem efeito. Isso significa que a linha
pode ser novamente conectada. A reconexão é conseguida, após um tempo morto, pelo sistema de religamento automático.
Se a falta ainda existir após o religamento automático ( o arco não desapareceu, existe uma falta metálica),
então, os elementos de proteção farão novamente trip do disjuntor (re-trip). Em alguns sistemas várias
tentativas de religamento são executadas.
Aplicações
• O sistema de religamento automático integrado no 7SJ80 pode também ser controlado via um dispositivo
de proteção externo (por exemplo, proteção de backup). Para essa aplicação, uma troca de sinal deve
ocorrer entre o 7SJ80 e o dispositivo de proteção externo via entradas e saídas binárias.
• Também é possível permitir o trabalho do relé 7SJ80 em conjunto com um dispositivo de religamento
externo.
• O sistema de religamento automático pode também operar em interação com a função de sincronização
integrada ou com um syncrocheck externo.
• Como a função de religamento automático não é aplicada quando o 7SJ80 é usado para proteger
geradores, transformadores,cabos, reatores e etc., ela deve ser desabilitada para essas aplicações.
214
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.12.1
Execução do Programa
O 7SJ80 está equipado com um religamento automático integrado tripolar, de disparo simples e múltiplo (AR)
A Figura 2-77 mostra um exemplo de um diagrama de tempo para um segundo religamento bem sucedido.
Figura 2-77
Diagrama de tempo mostrando dois disparos de religamento, primeiro ciclo sem sucesso,
segundo ciclo bem sucedido
A figura seguinte é exemplo de um diagrama de tempo mostrado para dois disparos mau sucedidos de
religamento sem o religamento automático adicional do disjuntor.
O número de comandos de religamento iniciado pela função de religamento automático é contado. Um
contador estatístico para esse propósito está disponível para o primeiro e todos os subsequentes comandos
de religamento.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
215
Funções
Figura 2-78
Diagrama de tempo mostrando dois disparos de religamentos mau sucedidos
Início
O início da função de religamento automático pode ser causada pelas funções de proteção internas ou externamente por meio de entradas binárias. O sistema de religamento automático pode ser de tal forma programado que qualquer dos elementos da Tabela 2-12 podem iniciar (Starts 79), não iniciar (No influence),
ou bloquear o religamento (Stops 79):
Tabela 2-12
Iniciando religamento automático
Partida não-direcional
Partida direcional
Outra partida
50-1
67-1
FALTA Á TERRA SENSITIVA
(50Ns, 51Ns)
50N-1
67N-1
46
50-2
67-2
ENTRADA BINÁRIA
50-3
50N-2
67N-2
50N-3
51
67-TOC
51N
67N-TOC
Na inicialização, a função de religamento automático é informada de que um comando de trip foi emitido e o
respectivo programa de religamento está agora sendo executado.
As mensagens de entrada binária 2715 „>Start 79 Gnd“ e 2716 „>Start 79 Ph“ para iniciar o programa
de religamento automático pode também ser ativadas via CFC (Processamento de tarefa PLC rápida). O
religamento automático pode, dessa forma, ser iniciado via qualquer mensagem (por exemplo, pickup de
proteção) se o endereço 7164 BINARY INPUT for ajustado para Starts 79.
216
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Tempo de Ação
O tempo de ação (endereço 7117) monitora o tempo entre um pickup do dispositivo e o comando de trip de
uma função de proteção, configurada como função de partida. O tempo de ação é iniciado quando um pickup
de qualquer função é detectado, o qual é configurado como fonte do programa de religamento automático. As
funções de proteção que estão configuradas como Alarm Only ou que em princípio não devem iniciar um
programa de religamento, não disparam o tempo de ação.
Se a função de proteção configurada como partida inicia um comando de trip durante o tempo de ação, o
programa de religamento automático é iniciado. Os comandos de trip de uma função de proteção configurada
como função de partida, ocorrendo no tempo entre a expiração do tempo de ação e o dropout de pickup do
dispositivo, causam o bloqueio dinâmico do programa de religamento automático. Comandos de trip das funções de proteção que não estão configurados como partida, não afetam o tempo de ação.
Se o programa de religamento automático interage com um dispositivo externo de proteção, o pickup geral do
dispositivo para início do tempo de operação, é comunicado ao programa de religamento automático via
entrada binária 2711 “>79 Start“.
Temporização de Início de Tempo Morto
Após a partida da função de religamento automático, o início do tempo morto pode ser temporizado pelo
pickup da mensagem da entrada binária 2754 “>79 DT St.Delay“. O tempo morto não é iniciado enquanto
a entrada binária estiver ativa. A partida só ocorre com entrada binária desativada. A temporização do início
de tempo morto pode ser monitorada pelo parâmetro 7118 T DEAD DELAY. Se o tempo expira e a entrada
binária ainda está ativa, o Sistema de Religamento Automático 79 (Automatic Reclosing System 79)
muda o status do bloqueio dinâmico via (2785 “79 DynBlock“). A temporização máxima do início de tempo
morto é registrada pela mensagem 2753 “79 DT delay ex.“.
Programas de Religamento
Dependendo do tipo de falta, podem ser usados dois tipos diferentes de programas. Aqui, o seguinte se aplica:
• Um programa de religamento de falta monofásico (falta à terra) é aplicado, se todas as funções de proteção
de falta que iniciam o religamento automático, detectaram uma falta fase-terra. As seguintes condições
devem ser aplicadas: só uma fase, só uma fase e terra ou só terra tem pickup. Este programa também pode
ser iniciado por uma entrada binária.
• O programa de religamento de falta multifásico (falta de fase) se aplica em todos os outros casos. Isto é,
quando elementos associados com duas ou mais fases provocam pickup, com ou sem o pickup dos
Elementos de terra, tais como elementos de sequência negativa. Esse programa pode ser iniciado também
via entrada binária.
O programa de religamento avalia somente elementos durante pickup como elementos que em dropout podem
corromper o resultado se ocorrerem dropouts desses elementos em tempos diferentes quando da abertura do
disjuntor. Assim, o programa de religamento de falta à terra só é executado quando os elementos associados
com uma fase em particular oferecem pickup até que o disjuntor seja aberto; todos as outras condições
iniciarão o programa de falta de fase.
Para cada um dos programas, até 9 tentativas de religamento podem ser programadas separadamente. As
primeiras quatro tentativas podem ser ajustadas diferentemente para cada um dos dois programas de
religamento. O quinto e procedentes religamentos automáticos correspoderão ao quarto tempo morto.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
217
Funções
Religamento Antes da Seletividade
Para que a sequência de religamento automático seja bem sucedida, faltas em qualquer parte da linha devem
ser eliminadas do terminal(is) da linha de alimentação com o mesmo - o mais curto possível - tempo. Usualmente, dessa forma, um elemento de proteção instantânea é ajustado para operar antes de um religamento
automático. Extinções rápidas de faltas tem então prioridade quanto aos aspectos de seletividade uma vez
que a ação de religamento tem como meta a manutenção normal da operação do sistema. Para esse propósito
todas as funções de proteção que possam iniciar a função de religamento automático são ajustadas de tal
maneira que elas possam fornecer trip instantâneamente ou com uma temporização muito pequena antes do
auto religamento.
Quando ocorre trip final, isto é, nenhum religamento automático deve ser esperado, a proteção fornece trip
com temporização conforme o mapa de coordenação de graduação do sistema, uma vez que a seletividadetem prioridade nesse caso. Consulte também as informações no cabeçalho lateral de página sobre “Interação
com a Função de Religamento Automático” nas Notas de Ajustes das funções de proteção de sobrecorrente
temporizada.
Religamento com Disparo Único
Quando um sinal de trip é programado para iniciar o religamento automático, é executado o programa de
religamento automático apropriado. Uma vez aberto o disjuntor, um intervalo de tempo morto de acordo com
o tipo de falta é iniciado (veja também o cabeçalho de margem “Programs de Religamento”). Quando o intervalo de tempo tiver expirado, um sinal de fechamento é emitido para religar o disjuntor. Um intervalo de tempo
de bloqueio TIME RESTRAINT é iniciado ao mesmo tempo. Dentro deste tempo de restrição é verificado se
o religamento automático foi conduzido satisfatoriamente. Se uma nova falta ocorrer antes da expiração do
tempo de restrição, o sistema de religamento automático é dinamicamente bloqueado, causando o trip final do
disjuntor. O tempo morto pode ser ajustado individualmente para cada um dos dois programas de religamento.
Os contatos auxiliares do disjuntor também podem ser um critério para abertura do disjuntor, ou ainda, o
dropout do pickup geral do dispositivo, se os contatos auxiliares não estiverem configurados.
Se a falta é eliminada (tentativa bem sucedida de religamento), o tempo de bloqueio expira e o religamento
automático é resetado em antecipação a uma falta futura. A falta é eliminada.
Se a falta não tiver sido eliminada (tentativa mal sucedida de religamento), então um sinal final de trip é iniciado
por um ou mais elementos de proteção.
Religamento com Múltiplos Disparos
O 7SJ80 permite até 9 religamentos. O número pode ser distintamente ajustado para o programa de
religamento de falta de fase e para o programa de religamento de falta à terra.
O primeiro ciclo de religamento é, em princípio, igual ao do religamento automático de disparo único. Se a
primeira tentativa de religamento é mal sucedida, isto não resulta em um trip final, mas no reset do intervalo
do tempo de restrição e início do próximo ciclo de religamento, com o próximo tempo morto. Isto pode ser
repetido até que o número ajustado de tentativas de religamento para o programa de religamento correspondente, seja alcançado.
Os intervalos de tempo morto que precedem as primeiras quatro tentativas de religamento, podem ser
ajustados diferentemente para cada um dos dois programas de religamento. Os intervalos de tempo morto que
precedem a quinta tentativa de religamento, serão iguais ao intervalo de tempo morto que precede a quarta
tentativa de religamento.
Se uma das tentativas de religamento é bem sucedida, isto é, se a falta desapareceu após o religamento, o
tempo de restrição expira e o sistema de religamento automático é resetado. A falta é eliminada.
Se nenhuma das tentativas de religamento for bem sucedida, então ocorre um trip final do disjuntor (de acordo
com o gráfico de coordenação graduada), após a última tentativa permitida de religamento ter sido efetuada
pela função de proteção. Todas as tentativas de religamento foram mal sucedidas.
Após trip final do disjuntor, o sistema de religamento automático é dinamicamente bloqueado (veja abaixo).
218
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Tempo de Bloqueio
A função de tempo de bloqueio já foi descrita na seção "Religamento com Disparo Único/Múltiplos”. O tempo
de bloqueio pode ser prolongado, se as seguintes condições forem cumpridas.
A temporização 211 TMax CLOSE CMD define o tempo máximo durante o qual um comando de fechamento
pode ser aplicado. Se um novo comando de trip ocorre antes desse tempo ter decorrido, o comando de
fechamento será abortado. Se o ajuste da temporização TMax CLOSE CMD for mais longo do que o tempo de
restrição TIME RESTRAINT, o tempo de restrição será prolongado até o restante da duração do comando de
fechamento, após expirar!
Um pickup de uma função de proteção que é ajustado para iniciar o sistema de religamento automático,
também levará a um prolongamento do tempo de bloqueio, que deve ocorrer durante esse tempo!
2.12.2
Bloqueio
Bloqueio Estático
Bloqueio estático significa que o sistema de religamento automático, não está pronto para iniciar um religamento e que não pode iniciá-lo enquanto o sinal de bloqueio estiver presente. Uma mensagem correspondente
“79 is NOT ready“ (FNo. 2784) é gerada. O sinal de bloqueio estático também é usado internamente, para
bloquear elementos de proteção que são apenas supostos a operar quando o religamento está ativo (veja
também “Religamento Antes da Seletividade”, acima).
O sistema de religamento automático é estaticamente bloqueado se:
• O sinal “>BLOCK 79“ FNo.2703) está presente em uma entrada binária, enquanto o sistema de
religamento automático não é iniciado (mensagem associada: “>BLOCK 79“),
• O sinal “>CB Ready“ (FNo. 2730) indica que o disjuntor desaparece via entrada binária, se o sistema de
religamento automático não é iniciado (mensagem associada: “>CB Ready“),
• O número permitido de tentativas de religamento ajustado para ambos os programas de religamento, é zero
(mensagem associada: “79 no cycle“),
• Nenhuma função de proteção (parâmetros 7150 a 7163) ou entrada binária está ajustada para iniciar o
sistema de religamento automático (mensagem associada: “79 no starter“),
• A posição do disjuntor é reportada como “open” (aberta) e nenhum comando de trip é aplicado (mensagem
associada: “79 BLK: CB open“). Isto leva a crer que o 7SJ80 é informado sobre a posição do disjuntor,
pelos contatos auxiliares do disjuntor.
Bloqueio Dinâmico
O bloqueio dinâmico do programa de religamento automático, ocorre em casos em que o programa de
religamento está ativo e uma das condições para bloqueio é cumprida. O bloqueio dinâmico é sinalizado pela
mensagem “79 DynBlock“. O bloqueio dinâmico está associado com o tempo de bloqueio configurável
SAFETY 79 ready. O tempo de bloqueio é usualmente iniciado por uma condição de bloqueio que tenha
sido cumprida. Após o tempo de bloqueio ter expirado, o dispositivo verifica se a condição de bloqueio pode
ou não ser resetada. Se a condição de bloqueio ainda está presente ou se uma nova condição de bloqueio é
cumprida, o tempo de bloqueio é reiniciado. Se, todavia, a condição de bloqueio não mais se mantiver após o
tempo de bloqueio, o bloqueio dinâmico será resetado.
Bloqueio dinâmico é iniciado se:
• O número máximo de tentativas de religamento foi atingido. Se um comando de trip ocorre agora, dentro
do tempo de bloqueio dinâmico, o programa de religamento automático será bloqueado dinamicamente,
(indicado por “79 Max. No. Cyc“).
• A função de proteção detectou uma falta trifásica e o dispositivo está programado para não religar após
faltas trifásicas, (indicado por “79 BLK:3ph p.u.“).
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
219
Funções
• Se o período máximo de espera T DEAD DELAY para a temporização da iniciação de tempo morto pelas
entradas binárias expira, sem que a entrada binária “>79 DT St.Delay“ tenha sido desativada durante
este período de tempo.
• O tempo de ação expirou sem a emissão de um comando de TRIP. Cada comando de TRIP que ocorre
após a expiração do tempo de ação e antes da queda dos elementos que tiveram pickup, iniciará um
bloqueio dinâmico (indicado por “79 Tact expired“).
• Ocorre trip da função de proteção que deve bloquear a função de religamento automático (como
configurado). Isto se aplica, sem restrição ao status do sistema de religamento automático (iniciado / não
iniciado), se ocorre um comando de TRIP de um elemento de bloqueio (indicado por “79 BLK by trip“).
• A função de falha do disjuntor é iniciada.
• Não há trip do disjuntor dentro do tempo configurado T-Start MONITOR após ter sido emitido o comando
de trip, levando à conclusão de que o disjuntor tenha falhado. (O monitoramento de falha do disjuntor é
primariamente utilizado para propósitos de comissionamento. Verificações de segurança de comissionamento são frequentemente conduzidas com o disjuntor desconectado. O monitoramento de falha do disjuntor previne religamento inesperado após o disjuntor ter sido reconectado, indicado por “79 T-Start
Exp“).
• O disjuntor não está pronto após ter expirado o tempo de monitoramento do disjuntor, desde que aquela
verificação do disjuntor tenha sido ativada (endereço 7113 CHECK CB? = Chk each cycle, indicado por
“79 T-CBreadyExp“).
• O disjuntor não está pronto após o máximo prolongamento do tempo morto Max. DEAD EXT.. O monitoramento do status do disjuntor e o syncrocheck pode causar um prolongamento indesejado do tempo morto.
Para prevenir o sistema de religamento automático de assumir um estado indefinido, o prolongamento do
tempo morto é monitorado. O tempo de prolongamento é iniciado quando o tempo morto regular tiver
expirado. Ao expirar, a função de religamento automático é dinamicamente bloqueada e o tempo de bloqueio disparado. O sistema de religamento automático entende estado normal quando o tempo de bloqueio
tiver expirado e novas condições de bloqueio não se apliquem (indicado por „79 TdeadMax Exp“) .
• Caso tiver sido detectado (externamente) e o parâmetro BLOCK MC Dur. (T = 0) tiver sido ajustado de tal
forma que o sistema de religamento automático responda ao fechamento manual.
• Via uma entrada binária correspondentemente configurada (FNo. 2703 „>BLOCK 79“). Se o bloqueio
ocorrer enquanto o religador automático estiver em estado normal, este último será bloqueado estaticamente („79 is NOT ready“). O bloqueio finaliza imediatamente quando a entrada binária tiver sido eliminada e a função de religamento automático entender estado normal. Se a função de religamento automático estiver em progresso quando chega o bloqueio, ocorre o bloqueio dinâmico („79 DynBlock“).
Neste caso a ativação da entrada binária inicia o tempo de bloqueio dinâmico SAFETY 79 ready. Depois
de ter expirado, o dispositivo verifica de a entrada binária ainda está ativa. Se esse for o caso, o programa
de religamento automático muda de bloqueio dinâmico para bloqueio estático. Se a entrada binária não
estiver mais ativa, quando expirar o tempo e se não se aplicarem novas condições de bloqueio, o sistema
de religamento automático entende estado normal.
220
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.12.3
Reconhecimento de Status e Monitoramento do Disjuntor
Status do Disjuntor
A detecção do status real do disjuntor é necessária para a funcionalidade correta da função de auto-religamento. O status do disjuntor é detectado pelos contatos auxiliares do disjuntor e é comunicado ao dispositivo
via entradas binárias 4602 „>52-b“ e 4601 „>52-a“ .
Aqui, aplica-se o seguinte:
• Se a entrada binária 4601 „>52-a“ e a entrada binária 4602 „>52-b“ são usadas, a função de religamento automático pode detectar se o disjuntor está aberto, fechado ou em posição intermediária. Se ambos
contatos auxiliares detectam que o disjuntor está aberto, o tempo morto é iniciado. Se o disjuntor está
aberto ou na posição intermediária sem um comando de trip presente, a função de religamento automático
é dinamicamente bloqueada se estiver já em progresso. Se o sistema de religamento automático está em
estado normal, ele será bloqueado estaticamente. Quando se verificar se um comando de trip se aplica,
todos os comandos de trip do dispositivo são levados em consideração independente da função agir como
elemento de partida ou bloqueio em benefício do programa de religamento automático.
• Se apenas entrada binária 4601 „>52-a“ está alocada, o disjuntor é considerado aberto enquanto a
entrada binária não está ativa. Se a entrada binária tornar-se inativa enquanto nenhum comando de trip de
qualquer função se aplica, o sistema de religamento automático será bloqueado. O bloqueio será de
natureza estática se o sistema de religamento automático estiver em estado normal nesse momento. Se o
sistema de religamento automático estiver já em progresso, o bloqueio será do tipo dinâmico. O tempo
morto é iniciado se a entrada binária tornar-se inativa seguindo-se comando de trip de um elemento de
partida 4601 „>52-a“ = inativa). Uma posição intermediária do disjuntor não pode ser detectada para esse
tipo de alocação.
• Se apenas a entrada binária 4602 „>52-b“está alocada, o disjuntor é considerado aberto enquanto a
entrada binária está ativa. Se a entrada binária tornar-se ativa enquanto nenhum comando de trip de qualquer função se aplicar, o sistema de religamento automático será dinamicamente bloqueado desde que já
esteja em progresso. Caso contrário, o bloqueio será do tipo estático. O tempo morto é iniciado se a entrada
binária tornar-se ativa seguindo-se comando de trip de um elemento de partida. Uma posição intermediária
do disjuntor não pode ser detectada para esse tipo de alocação.
• Se nem a entrada binária 4602 „>52-b“ nem a 4601 „>52-a“ são alocadas, o programa de religamento
automático não pode detectar a posição do disjuntor. Neste caso, o sistema de religamento automático será
controlado exclusivamente via comandos de pickups e trip. O monitoramento para "52-b sem TRIP" e
iniciando o tempo morto na dependência do feedback do disjuntor, não é possível neste caso.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
221
Funções
Monitoramento do Disjuntor
O tempo necessário para o disjuntor executar um ciclo completo de religamento pode ser monitorado pelo
7SJ80. Falha do disjuntor é detectada:
Uma pré-condição para uma tentativa de religamento, seguindo comando de trip iniciado por um elemento do
relé de proteção e a subsequente iniciação da função de religamento automático, é a de que o disjuntor esteja
pronto para pelo menos um ciclo TRIP-FECHAMENTO-TRIP. A prontidão para o disjuntor é monitorada pelo
dispositivo usando uma entrada binária „>CB Ready“.No caso desse sinal do disjuntor não estar disponível,
o recurso de monitoramento do disjuntor deverá estar desabilitado, caso contrário, a tentativa de religamento
permanecerá bloqueada.
• Especiallmente quando estão programadas múltiplas tentativas de religamento, é uma boa idéia monitorar
o disjuntor não somente antes da primeira mas também em cada tentativa de religamento. Uma tentativa
de religamento será bloqueada até que a entrada binária indique que o disjuntor está pronto para completar
outro ciclo FECHAMENTO-TRIP.
• O tempo necessário para o disjuntor voltar a ganhar o estado de prontidão pode ser monitorado pelo 7SJ80.
O tempo de monitoramento CB TIME OUT expira enquanto o disjuntor não indicar que está pronto via
entrada binária „>CB Ready“ (FNo. 2730). Significando que como a entrada binária „>CB Ready“ é
desativada, o tempo de monitoramento CB TIME OUT é iniciado. Se a entrada binária retornar antes de ter
expirado o tempo de monitoramento, esse tempo será cancelado e o processo de religamento seguirá. Se
o tempo de monitoramento for mais longo do que o tempo morto, este último será prolongado em
correspondência. Se o tempo de monitoramento expirar antes do disjuntor sinalizar sua prontidão, a função
de religamento automático será dinamicamente bloqueada.
A interação com a verificação de sincronismo pode causar prolongamento inadmissível do tempo morto. Para
prevenir a função de religamento automático de permanecer em um estado indefinido, o prolongamento do
tempo morto é monitorado. O prolongamento máximo do tempo morto pode ser ajustado em Max. DEAD
EXT.. O tempo de monitoramento Max. DEAD EXT. é iniciado quando o tempo morto regular tiver expirado.
Se a verificação de sincronismo responder antes do tempo ter expirado, o tempo de monitoramento será
paralizado e gerado o comando de fechamento. Se o tempo expirar antes da verificação do sincronismo reagir,
a função de religamento automático será bloqueada dinamicamente.
Favor assegurar-se de que o tempo acima mencionado não seja menor do que o tempo de monitoramento CB
TIME OUT.
O tempo 7114 T-Start MONITOR serve para monitoramento da resposta da função de religamento
automático para uma falha do disjuntor. Ele é ativado por um comando de trip chegando antes ou durante a
operação de religamento e marca o tempo que passa entre o trip e a abertura do disjuntor. Se o tempo expirar,
o dispositivo assume uma falha do disjuntor e a função de religamento automático é bloqueada dinamicamente. Se o parâmetro T-Start MONITOR é ajustado para ∞, o inicio do monitoramento é desabilitado.
222
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.12.4
Controle de Elementos de Proteção
Dependendo do ciclo de religamento, é possível controlar elementos da proteção de sobrecorrente direcional
e não-direcional por meio do sistema de religamento automático (Controle de Elementos de Proteção).
Existem três mecanismos:
1.
Elementos de sobrecorrente temporizada podem fornecer trip instantâneamente dependendo do ciclo de
religamento automático (T = 0), eles podem permanecer não afetados pela função de auto-religamento
AR (T = T) ou podem ser bloqueados (T = ∞). Para outras informações consulte o título lateral "Controle
Cíclico".
2.
Os estados de religamento automático "Auto Religamento pronto"(ready) e "Auto Religamento não pronto"
(not ready), podem ativar ou desativar a função de pickup de carga fria dinâmico. Essa função é deignada
para influenciar estágios de sobrecorrente (veja também a Seção 2.12.6 e Seção 2.4) com respeito a
limites e temporizações de trip.
3.
O parâmetro de proteção de sobrecorrente temnporizada 1X14A 50(N)-2 ACTIVE ou 1X16A 50(N)-3
ACTIVE define se os elementos 50(N)-2 ou 50(N)-3 operam sempre ou somente quando com "79M Auto
Reclosing ready"(veja Seção 2.2).
Controle Cíclico
O controle dos elementos de proteção de sobrecorrente temporizada tem efeito pela liberação do ciclo
marcado pelo parâmetro correspondente. A liberação da zona do ciclo é indicada pelas mensagens „79
1.CycZoneRel“ a „79 4.CycZoneRel“. Se o sistema de religamento está em estado normal, os ajustes
para o inicio do ciclo se aplicam. Esses ajustes sempre têm efeito quando o sistema de religamento automático
assume estado normal.
Os ajustes são liberados para cada ciclo seguinte emitindo comando de fechamento e iniciando o tempo de
bloqueio. Seguindo um religamento bem sucedido (tempo de bloqueio expirado) ou após o retorno do bloqueio, a função de auto-religamento vai para estado normal. O controle da proteção é novamente assumido
pelos parâmetros para o ciclo inicial.
A figura seguinte ilustra o controle dos elementos da proteção 50-2 e 50N-2.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
223
Funções
Figura 2-79
Controle dos elementos de proteção para duplicar auto-religamento bem sucedido
Exemplo:
Antes do primeiro religamento, as faltas devem ser rapidamente eliminadas pelos elementos 50-2 ou 50N-2.
O término rápido de falta tem assim prioridade sobre aspectos de seletividade pois a ação de religamento
almeja a manutenção da operação normal do sistema. Se a falta prevalesce, um segundo trip deve ocorrer
instantâneamente e subsequentemente um segundo religamento.
Após o segundo religamenteo, entretanto, os elementos 50-2 ou 50N-2 devem ser bloqueados assim a falta
pode ser eliminada pela aplicação dos elementos 50-1 ou 50N-1 conforme o gráfico de coordenação de
graduação do sistema dando prioridade para os aspectos de seletividade.
Os endereços 7202 bef.1.Cy:50-2, 7214 bef.2.Cy:50-2, 7203 bef.1.Cy:50N-2 e 7215
bef.2.Cy:50N-2 são ajustados para instant. T=0 para habilitar os elementos após o primeiro
religamento. Os endereços 7226 bef.3.Cy:50-2 e 7227 bef.3.Cy:50N-2, entretanto, são ajustados
para blocked T=∞, para assegurar que os elementos 50-2 e 50N-2 sejam bloqueados quando se aplicar o
segundo religamento. Os elementos de backup, por exemplo, 50-1 e 50N-1, devem obviamente não estar
bloqueados (endereços 7200, 7201, 7212, 7213, 7224 e 7225).
224
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
O bloqueio só se aplica após o religamento conforme o ajuste do endereço. Então, é possível especificar
novamente outras condições para um terceiro religamento.
As condições de bloqueio também são válidas para a coordenação da sequência de zona desde que esteja
disponível e ativada (endereço 7140, veja também cabeçalho de margem “Sequenciamento de Zona”).
2.12.5
Sequenciamento de Zona (não disponível para os modelos 7SJ8***-**A**-)
É a tarefa da coordenação da sequência de zona para harmonizar a função de religamento automático desse
dispositivo com aquela de um outro dispositivo que forma parte do mesmo sistema de potência. É uma função
complementar ao programa de religamento automático e permite, por exemplo, executar operações de
religamento em grupo em sistemas radiais. No caso de múltiplos religamentos, os grupos podem também
estar em disposição aninhada e outros fusíveis de alta-tensão podem ser sobre ou sub graduados.
Sequenciamento de zona funciona por meio do bloqueio de certas funções de proteção dependendo do ciclo
de religamento. Isso é implementado pelo controle dos elementos de proteção (veja cabeçalho de margem
(“Controlando Elementos de Proteção").
Como um recurso especial, a mudança de um ciclo de religamento para o próximo é possível sem comando
de trip somente via pickup/dropout de 50-1 ou 50N-1.
A figura seguinte mostra um exemplo de um religamento de grupo no alimentador 3. Está assumido que o
religamento é executado duas vezes.
Com a falta F1 no alimentador 5, há pickup nos dispositivos de proteção da entrada e do alimentador 3.
A temporização do elemento 50-2 na proteção do alimentador 3 é ajustada de tal forma que o disjuntor do
alimentador 3 eliminará a falta antes de dano ao fusível do alimentador 5. Se a falta é eliminada, todas as funções são resetadas após um tempo de restrição ter expirado e a falta finalizada. O fusível é também dessa
forma protegido.
Se a falta continuar a existir, um segundo ciclo de religamento é executado da mesma maneira.
O elemento de alta velocidade 50-2 está agora sendo bloqueado no relé de proteção do Alimentador 3. Se a
falta ainda permanecer, somente o elemento 50-1 continua ativo no Alimentador 3, o qual, entretanto,
sobrepassa o fusível com uma temporização de 0.4 s. Após o fusível operar para eliminar a falta, os dispositivos conectados em série fornecem dropout. Se o fusível falha para eliminar a falta, então o elemento 50-1
protegendo o Alimentador 3 operará como proteção de backup.
O elemento 50-2 no relé do barramento é ajustado com uma temporização de 0.4 segundos, uma vez que está
programado para trip dos elementos 50-2 e também dos fusíveis. Para o segundo religamento, o elemento
50-2 também tem que ser bloqueado para dar preferência ao relé do alimentador (elemento 50-1 com 0.4 s).
Para esse propósito, o dispositivo tem que “conhecer” que aquelas duas tentativas de religamento já tenham
sido executadas.
Neste dispositivo, a coordenação da sequência de zona deve estar desligada: Quando há dropout do pickup
dos elementos 50-1 ou 50N-1, a coordenação da sequência de zona provoca também a contagem das
tentativas de religamento. Se a falta ainda persistir, após o segundo religamento, o elemento 50-1 que espera
0.9 segundos, servirá como proteção de backup.
Para a falta F2 do barramento, o elemento 50-2, no barramento terá eliminado a falta em 0.4 segundos. O
sequenciamento de zona habilita o usuário a ajustar período de tempo relativamente curto para os elementos
50-2. O Elemento 50-2 só é usado como proteção de backup. Se o sequenciamento de zona não for aplicado
o Elemento 50-1 será usado somente com seu período relativamente longo (0.9 s).
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
225
Funções
Figura 2-80
2.12.6
Sequenciamento de zona com uma falta ocorrendo na Derivação de Linha 5 e no barramento
Notas de Ajustes
Ajustes Gerais
O sistema de religamento automático interno só estará efetivo e acessível se o endereço 171 79 Auto Recl.
for ajustado para Enabled (Ativado) durante a configuração. Se desnecessária, esta função é ajustada
para Disabled (Desativado). A função pode ser ligada (ON) ou desligada (OFF) no endereço 7101 FCT
79.
Se não for feito nenhum religamento automático no alimentador usado pelo 7SJ80 (por exemplo, cabos, transformadores, motores, etc.), a função de religamento automático é desativada. A função de religamento automático, portanto, não terá nenhum efeito, isto é, não haverá mensagens associadas e as entradas binárias
para a função serão ignoradas. Todos os parâmetros do bloco 71 estarão inacessíveis e serão irrelevantes.
Duração de Bloqueio para Detecção de Fechamento Manual
O parâmetro 7103 BLOCK MC Dur. define a reação da função de religamento automático, quando um sinal
de fechamento manual é detectado. O parâmetro pode ser ajustado para especificar por quanto tempo a função de religamento será bloqueada dinamicamente, em caso de um comando externo de fechamento manual
ser detectado pela entrada (356 „>Manual Close“). Se o ajuste é 0, o sistema de religamento manual não
responderá a um sinal de fechamento manual.
Tempo de Restrição e Bloqueio Automático
O tempo de bloqueio TIME RESTRAINT (endereço 7105), define o tempo que deve expirar após uma tentativa
bem sucedida de religamento, antes que a função de religamento automático seja resetada. Se uma função
de proteção configurada para iniciar a função de religamento automático provocar um novo trip antes da expiração desse tempo, o próximo ciclo de religamento é iniciado, em caso de múltiplos religamentos. Se nenhum
outro religamento for permitido, o último religamento será classificado como mal sucedido.
Em geral, poucos segundos são suficientes. Em áreas com trovoadas frequentes ou tempestades, um tempo
de bloqueio mais curto pode ser necessário para evitar o travamento do alimentador, devido a raios
sequenciais ou centelhas.
Um tempo de restrição mais longo deve ser escolhido, se não houver possibilidade de monitorar o disjuntor
(veja abaixo) durante múltiplos religamentos (por exemplo, pela falta de contatos auxiliares e de informação
sobre o status de prontidão do disjuntor). Neste caso, o tempo de restrição deve ser mais longo do que o tempo
necessário para a prontidão do mecanismo do disjuntor.
Se um bloqueio dinâmico do sistema de religamento automático foi iniciado, as funções de religamento
consequentemente permanecem bloqueadas, até que a causa do bloqueio tenha sido eliminada. A descrição
da função fornece mais informações sobre este tópico, veja o cabeçalho de margem “Bloqueio Dinâmico”.
226
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
O bloqueio dinâmico está associado com o tempo de bloqueio configurável SAFETY 79 ready. Usualmente,
o tempo de bloqueio dinâmico é iniciado por uma condição de bloqueio que tenha tido pickup.
Em um religamento após eliminação de falta, presume-se que o disjuntor esteja pronto para pelo menos um
ciclo TRIP-FECHAMENTO-TRIP, na hora em que a função de religamento é iniciada (isto é, no início de um
comando de trip):
A prontidão do disjuntor é monitorada pelo dispositivo, através de uma entrada binária “>CB Ready“ (FNo.
2730).
• É possível verificar o status do disjuntor antes de cada religamento, ou desativar essa opção (endereço
7113, CHECK CB?):
CHECK CB? = No check, desativa a verificação do disjuntor,
CHECK CB? = Chk each cycle, verifica o status do disjuntor antes de cada comando de religamento.
A verificação do status do disjuntor é usualmente recomendada. Se o disjuntor não deve fornecer tal aviso,
você pode desativar a verificação do disjuntor no endereço 7113 CHECK CB? (No check), caso contrário
o religamento automático seria impossível.
O tempo de monitoramento de status CB TIME OUT pode ser configurado no endereço 7115, se a
verificação do disjuntor foi ativada no endereço 7113. Este tempo é ajustado levemente mais alto do que
o tempo máximo de recuperação do disjuntor, que se segue ao religamento. Se o disjuntor não estiver
pronto após o tempo ter expirado, o religamento é omitido e um bloqueio dinâmico é iniciado.
Consequentemente, o religamento automático é bloqueado.
A temporização Max. DEAD EXT., no endereço 7116, serve para monitorar o prolongamento do tempo
morto. A extensão pode ser iniciada pelo tempo de monitoramento do disjuntor CB TIME OUT no endereço
7115 e pela função de sincronização.
O tempo de monitoramento Max. DEAD EXT. é iniciado após a expiração do tempo morto configurado.
Esse tempo não deve ser mais curto do que CB TIME OUT. Quando usar o tempo de monitoramento CB TIME
OUT, a temporização Max. DEAD EXT. deve ser ajustada para um valor ≥ CB TIME OUT.
Uma vez que a sincronização é usada como verificação de sincronismo, a configuração do tempo de
monitoramento pode ser curta, poucos segundos por exemplo. A função de sincronização simplesmente
verifica o sincronismo dos sistemas de potência. Se é detectado sincronismo, eles são conectados
instantaneamente, do contrário, não serão.
Mas o tempo de monitoramento deve ser geralmente mais longo do que a duração máxima do processo de
sincronização (parâmetro 6112).
O tempo de monitoramento do disjuntor 7114 T-Start MONITOR determina o tempo entre trip (fechar o
contato de trip) e a abertura do disjuntor (verificação posterior dos contatos auxiliares do disjuntor ou
desaparecimento de pickup do dispositivo, se nenhum contato auxiliar estiver alocado). Este tempo é iniciado
cada vez que ocorre uma operação de trip. Quando o tempo se esgotar, o dispositivo assume uma falha do
disjuntor e bloqueia o religamento automático dinamicamente.
Tempo de Ação
O tempo de ação monitora o tempo entre um pickup do dispositivo e um comando de trip de uma função de
proteção configurada como função de partida, enquanto o sistema de religamento automático está pronto mas
ainda não está em funcionamento. Um comando de trip emitido por uma função de proteção configurada como
função de partida, ocorrendo dentro do tempo de ação, iniciará a função de religamento automático. Se esse
tempo difere do valor de ajuste de T-ACTION (endereço 7117), o sistema de religamento automático será bloqueado dinamicamente. O tempo de trip das características inversas de trip, é consideravelmente determinado
pela localização ou pela resistência da falta. O tempo de ação previne religamento em caso de faltas remotas
distantes ou de alta resistência, com longo tempo de trip. Os comandos de trip das funções de proteção que
não estão configuradas como funções de partida, não afetam o tempo de ação.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
227
Funções
Temporização de Início de Tempo Morto
O início de tempo morto pode ser temporizado pelo pickup da mensagem da entrada binaria 2754 “>79 DT
St.Delay“. O tempo máximo para isso pode ser parametrizado em 7118 T DEAD DELAY. A mensagem da
entrada binária deve ser desativada dentro desse tempo para iniciar o tempo morto. A sequência exata está
descrita na descrição da função, no cabeçalho de margem “Temporização de Início de Tempo Morto”.
Número de Tentativas de Religamento
O número de tentativas de religamento pode ser ajustado separadamente para o “programa de fase”
(endereço 7136 # OF RECL. PH) e para o "Programa de Terra” (endereço 7135 # OF RECL. GND). A
definição exata dos programas está relatada na descrição da função, cabeçalho de margem “Programas de
Religamento”.
Comando de Fechamento: Direto ou via Controle
O endereço 7137 Cmd.via control pode ser ajustado para gerar diretamente o comando de fechamento
através da função de religamento automático (ajuste Cmd.via control = none) ou ter o fechamento iniciado
pela função de controle.
Se o sistema de religamento automático deve ser fechado através da função de controle, o comando de
Fechamento Manual deve ser suprimido durante um comando de religamento automático. O exemplo na
seção 2.2.10 de um FECHAMENTO MANUAL para comandos através da função de controle integrada, tem
de ser ampliado neste caso (veja a Figura 2-81). As mensagens 2878 “79 L-N Sequence“ e 2879 “79 LL Sequence“ indicam que o religamento automático foi iniciado e que o AR foi iniciado e quer conduzir um
religamento após o tempo morto. As anunciações ajustam o flipflop e suspendem o sinal manual até que o AR
tenha terminado com as tentativas de religamento. O flipflop é resetado via combinação OR das anunciações
2784 „79 is NOT ready“, 2785 „79 DynBlock“ e 2862 „79 Successful“. O fechamento manual é
iniciado se um comando CLOSE originar da função de controle.
Figura 2-81
228
Lógica CFC para FECHAMENTO MANUAL com religamento automático via controle
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
A lista de seleção para o parâmetro 7137 é criada dinamicamente dependendo dos componentes de chaveamento alocados. Se um dos componentes de chaveamento é selecionado, normalmente o disjuntor
„52Breaker“, o religamento é efetuado via controle. Neste caso, a função de religamento automático não
cria um comando de fechamento mas emite uma solicitação de fechamento. Ela segue para o controle que
então efetua o chaveamento. Assim, aplicam-se as propriedades definidas para o componente de chaveamento, tais como intertravamento e tempos de comando. Então, é possível que o comando de fechamento não
seja efetuado devido a uma condição aplicada de intertravamento.
Se esse comportamento não for desejado, a função de auto-religamento também pode gerar o comando de
fechamento „79 Close“ diretamente, o qual deve ser alocado para o contato associado. O Gráfico CFC
como na Figura 2-81 não é necessário, nesse caso.
Conexão com o Synchrocheck (Verificação de Sincronismo) interno
A função de religamento automático pode interagir com a função de sincronização do dispositivo. Se desejado
e se a função de Religamento Manual for usada, o gráfico CFC ilustrado na Figura 2-81 é obrigatório, uma vez
que a função de sincronização interage com a função de controle. Adicionalmente, o grupo 1 de condições de
sincronização deve ser selecionado via parâmetro 7138 Internal SYNC. Este ajuste define a sincronização
selecionada para o religamento automático. O componente de chaveamento a ser usado é definido no grupo
selecionado de sincronização (normalmente o disjuntor “52Breaker“). O componente de chaveamento aqui
definido e o especificado em 7137 Cmd.via control precisam ser idênticos. Um religamento sincronizado
através do comando de fechamento “79 Close“, não é possível.
Se não for desejada nenhuma interação com a função interna de sincronização, o gráfico CFC mostrado na
Figura 2-81 não é necessário e o parâmetro 7138 has deve ser ajustado para none.
Religamento Automático com Verificação Externa de Sincronismo
O parâmetro 7139 External SYNC, pode ser ajustado para determinar que a função de religamento
automático opere com sincronismo externo. Uma sincronização externa é possível se o parâmetro é ajustado
para YES (SIM) e o dispositivo é conectado com a verificação externa de sincronização, pela indicação 2865
“79 Sync.Request“ e com a entrada binária “>Sync.release“.
Nota: A função de religamento automático não pode ser conectada com a função synchrochek interna e
externa ao mesmo tempo!
Início e Bloqueio de Religamento Automático pelos Elementos de Proteção (configuração)
Nos endereços 7150 a 7167, o religamento pode ser iniciado ou bloqueado para vários tipos de funções de
proteção. Eles constituem a interconexão entre os elementos de proteção e a função de religametno automático. Cada endereço designa uma função de proteção com seu código ANSI, por exemplo, 50-2 para o
elemento de alto ajuste da proteção não-direcional de sobrecorrente (endereço 7152).
As opções de ajuste têm os seguintes significados:
• Starts 79 O elemento de proteção inicia o religamento automático através de seu comando de trip;
No influence o elemento de proteção não inicia o religamento automático, ele pode, contudo, ser
iniciado por outras funções;
Stops 79 o elemento de proteção bloqueia o religamento automático, ele não pode ser iniciado por outras
funções; um bloqueio dinâmico é iniciado.
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229
Funções
Tempos Mortos (1st AR)
Os endereços 7127 e 7128 são usados para determinar a duração dos tempos mortos do primeiro ciclo. O
tempo definido por este parâmetro, é iniciado quando o disjuntor abre (se contatos auxiliares estiverem
alocados) ou quando pickup é desligado após um comando de trip de um acionador de partida. Os tempos
mortos antes do primeiro religamento automático para o programa de religamento “Fase”, são ajustados no
endereço 7127 DEADTIME 1: PH, para o programa “Terra” de religamento, no endereço 7128 DEADTIME
1: G. A definição exata dos programas está descrita no cabeçalho de margem “Programas de Religamento”.
A duração dos tempos mortos deve estar relacionada com o tipo de aplicação. Em linhas mais longas, eles
devem ser suficientemente extensos para assegurar o desaparecimento do arco de falta e para que o ar ao
seu redor seja desionizado, permitindo um religamento automático satisfatório (de 0.9 s a 1.5 s normalmente).
Para linhas supridas por mais de um lado, a estabilidade total do sistema tem prioridade. Uma vez que uma
linha desenergizada não pode transferir energia sincronizada, somente tempos mortos curtos são permitidos.
Os valores padronizados são de 0.3 s a 0.6 s. Tempos mortos mais longos são permitidos em sistemas radiais.
Controle Cíclico de Funções de Proteção, pela Função de Religamento Automático
Os endereços 7200 a 7211, 7248 e 7249 permitem um controle cíclico das várias funções de proteção, pela
função de religamento automático. Portanto, os elementos de proteção podem ser bloqueados seletivamente,
designados para operar instantaneamente ou de acordo com as temporizações configuradas.
As seguintes opções estão disponíveis:
• Set value T=T O elemento de proteção está temporizado de acordo com a configuração, isto é, a função
de religamento automático não afeta este Elemento;
instant. T=0 O elemento de proteção se torna instantâneo se a função de religamento automático
estiver pronta para efetuar o ciclo mencionado;
blocked T=∞ O elemento de proteção é bloqueado se a função de religamento automático alcançar o
ciclo definido no parâmetro. Ocorre pickup do elemento, contudo, a expiração do elemento é bloqueada por
esse ajuste.
230
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Tempos Mortos (2º ao 4º AR)
Se foi ajustado mais de um ciclo de religamento, você agora pode configurar os ajustes individuais de
religamento, do 2º ao 4º ciclo. As mesmas opções estão disponíveis como para o primeiro ciclo.
Para o 2º ciclo:
Endereço 7129
DEADTIME 2: PH
Tempo morto para a 2ª tentativa de religamento fase
Endereço 7130
DEADTIME 2: G
Tempo morto para a 2ª tentativa de religamento Terra
Endereços 7212
a 7223 e 7250,
7251
Controle cíclico das várias funções de proteção antes
da 2ª tentativa de religamento
Para o 3º ciclo:
Endereço 7131
DEADTIME 3: PH
Endereço 7132
DEADTIME 3: G
Endereços 7224
a 7235 e 7252,
7253
Para o 4º ciclo:
Endereço 7133
DEADTIME 4: PH
Endereço 7134
DEADTIME 4: G
Endereços 7236
a 7247 e 7254,
7255
Quinta à Nona Tentativa de Religamento
Se estiverem configurados mais do que quatro ciclos, os tempos mortos ajustados para o quarto ciclo também
se aplicam do quinto ao nono ciclo.
Bloqueio de Faltas Trifásicas
A despeito de qual programa de religamento é executado, o religamento automático pode ser bloqueado por
trips que seguem faltas trifásicas (endereço 7165 3Pol.PICKUP BLK). O pickup das três fases para um
elemento específico de sobrecorrente, é o critério solicitado.
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231
Funções
Bloqueio de Religamento Automático via Controle Interno
A função de religamento automático pode ser bloqueada, se comandos de controle são emitidos por um
função integrada de controle do dispositivo. A informação precisa ser encaminhada via CFC (nível de tarefa
de intertravamento - interlocking task level) usando o bloco de função CMD Information (veja a figura seguinte).
Figura 2-82
Bloqueio de função de religamento automático usando a função interna de controle
Sequênciamento de Zona
Não disponível nos modelos 7SJ8***-**A**No endereço 7140 ZONE SEQ.COORD., o recurso de zona consecutiva pode ser ligado (ON) ou desligado
(OFF).
Se múltiplas operações de religamento são efetuadas e a função de sequenciamento de zona estiver desativada, somente aqueles ciclos de religamento que o dispositivo conduziu após um comando de trip são contados. Com a função de sequenciamento de zona ligada, um contador adicional de sequência, também registra religamentos automáticos que (em sistemas radiais) são feitos por relés conectados com o lado da carga.
Isso pressupõe que há dropout do pickup dos elementos 50-1/50N-1 sem que um comando de trip seja emitido
por uma função de proteção iniciando a função de auto-religamento. Os parâmetros nos endereços 7200 a
7247 (veja parágrafos abaixo em “ Iniciação e Bloqueio do Religamento por Funções de Proteção”, e
“Controlando Elementos de Proteção de Sobrecorrente Direcional e Não-Direcional via Pickup de carga Fria”)
podem então determinar quais elementos de proteção estão ativos ou bloqueados durante quais ciclos de
tempo morto (para múltiplas tentativas de religamento efetuadas por relés no lado da carga).
No exemplo mostrado na Figura “Sequenciamento de Zona com uma falta ocorrendo na Derivação de Linha
5 e o barramento” (veja Figura 2-80) na descrição funcional, o sequenciamento de zona foi aplicado no relé
do barramento. Além disso, assim como para o segundo religamento, os elementos 50-2 (também aplicável
aos elementos 50-3) devem estar bloqueados, isto é, o endereço 7214 bef.2.Cy:50-2 deve ser ajustado
para blocked T=∞. O sequenciamento de zona dos relés alimentadores é desligado mas os elementos 502 devem também ser bloqueados após a segunda tentativa de religamento. Além do mais, deve ser assegurado que os elementos 50-2 iniciem a função de religamento automático: Ajuste o endereço 7152 50-2 para
Starts 79.
Todos os ajustes dos elementos 50-2 e 50-3, analogamente se aplicam aos elementos 50N-2 e 50N-3.
232
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Controlando Elementos de Proteção de Sobrecorrente Direcional e Não-Direcional via Pickup de Carga Fria
Dinâmico
A função de pickup de carga fria dinâmico fornece uma outra alternativa para controlar a proteção via sistema
de religamento automático (veja também a Seção 2.4). Essa função contém o parâmetro 1702 Start
Condition Ele determina as condições de partida para os valores ajustados aumentados da corrente e
tempo do pickup de carga fria dinâmico que deve ser aplicado para proteção de sobrecorrente direcional e
não-direcional.
Se o parâmetro 1702 Start Condition está ajustado para 79 ready, a proteção de sobrecorrente direcional e não-direcional sempre emprega os valores de ajuste aumentados se o sistema de auto-religamento
está pronto. A função de auto-religamento fornece o sinal 79 ready para controle do pickup de carga fria
dinâmico. O sinal 79 ready está sempre ativo se o sistema de auto-religamento está disponível, ativo,
desbloqueado e pronto para outro ciclo. O controle via função de pickup de carga fria dinâmico é não-cíclico.
Como o controle via pickup de carga fria dinâmico e controle cíclico via sistema de auto-religamento podem
progredir simultaneamente, a proteção de sobrecorrente direcional e não-direcional deve coordenar os valores
de entrada das duas interfaces. Neste contexto, o controle de auto-religamento cíclico tem a prioridade e assim
sobrepõe-se à liberação da função de pickup de carga fria dinâmico.
Se os elementos de proteção são controlados via função de religamento automático, mudar as variáveis de
controle (por exemplo, bloqueio) não tem efeito sobre os elementos que já estão em progresso. Os elementos
em questão tem continuidade.
Nota Sobre Lista de Ajustes para Função de Religamento Automático
As opções de ajustes do endereço 7137 Cmd.via control são geradas dinamicamente conforme a
configuração corrente.
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233
Funções
2.12.7
Ajustes
End.
Parâmetro
Opções de Ajuste
Ajuste Padrão
Comentários
7101
FCT 79
OFF
ON
OFF
Função de Auto-Religamento 79
7103
BLOCK MC Dur.
0.50 .. 320.00 sec; 0
1.00 sec
Duração do bloqueio de AR após
fechamento manual
7105
TIME RESTRAINT
0.50 .. 320.00 sec
3.00 sec
Tempo de reset de AutoReligamento 79
7108
SAFETY 79 ready
0.01 .. 320.00 sec
0.50 sec
Tempo de Segurança até 79 estar
pronta
7113
CHECK CB?
No check
Chk each cycle
No check
Verificar Disjuntor antes do AR?
7114
T-Start MONITOR
0.01 .. 320.00 sec; ∞
0.50 sec
Tempo de monitoramento do
sinal de partida de AR
7115
CB TIME OUT
0.10 .. 320.00 sec
3.00 sec
Tempo de Supervisão do
Disjuntor (CB)
7116
Max. DEAD EXT.
0.50 .. 1800.00 sec; ∞
100.00 sec
Prolongamento máximo do tempo
morto
7117
T-ACTION
0.01 .. 320.00 sec; ∞
∞ sec
Tempo de ação
7118
T DEAD DELAY
0.0 .. 1800.0 sec; ∞
1.0 sec
Temporização Máxima do Tempo
Morto de partida
7127
DEADTIME 1: PH
0.01 .. 320.00 sec
0.50 sec
Tempo Morto 1: Falta de Fase
7128
DEADTIME 1: G
0.01 .. 320.00 sec
0.50 sec
Tempo Morto 1: Falta à Terra
7129
DEADTIME 2: PH
0.01 .. 320.00 sec
0.50 sec
7130
DEADTIME 2: G
0.01 .. 320.00 sec
0.50 sec
7131
DEADTIME 3: PH
0.01 .. 320.00 sec
0.50 sec
7132
DEADTIME 3: G
0.01 .. 320.00 sec
0.50 sec
7133
DEADTIME 4: PH
0.01 .. 320.00 sec
0.50 sec
7134
DEADTIME 4: G
0.01 .. 320.00 sec
0.50 sec
7135
# OF RECL. GND
0 .. 9
1
Número de Ciclos de
Religamento à Terra
7136
# OF RECL. PH
0 .. 9
1
Número de Ciclos de
Religamento de Fase
7137
Cmd.via control
(Setting options depend
on configuration)
None
Comando de fechamento via
dispositivo de controle
7138
Internal SYNC
on configuration)
None
Syncronização interna 25
7139
External SYNC
YES
NO
NO
Sincronização externa 25
7140
ZONE SEQ.COORD.
OFF
ON
OFF
ZSC - Coordenação de
Sequência de Zona
7150
50-1
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
50-1
234
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
End.
Parâmetro
Opções de Ajuste
Ajuste Padrão
Comentários
7151
50N-1
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
50N-1
7152
50-2
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
50-2
7153
50N-2
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
50N-2
7154
51
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
51
7155
51N
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
51N
7156
67-1
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
67-1
7157
67N-1
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
67N-1
7158
67-2
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
67-2
7159
67N-2
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
67N-2
7160
67 TOC
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
67 TOC
7161
67N TOC
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
67N TOC
7162
sens Ground Flt
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
Falta à Terra (sensitiva)
7163
46
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
46
7164
BINARY INPUT
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
Entrada Binária
7165
3Pol.PICKUP BLK
YES
NO
NO
Pickup Tripolar Bloqueia 79
7166
50-3
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
50-3
7167
50N-3
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
50N-3
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
235
Funções
End.
Parâmetro
Opções de Ajuste
Ajuste Padrão
Comentários
7200
bef.1.Cy:50-1
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
antes do 1º Ciclo: 50-1
7201
bef.1.Cy:50N-1
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
antes do 1º Ciclo: 50N-1
7202
bef.1.Cy:50-2
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7203
bef.1.Cy:50N-2
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7204
bef.1.Cy:51
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
antes do 1º Ciclo: 51
7205
bef.1.Cy:51N
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
antes do 1º Ciclo: 51N
7206
bef.1.Cy:67-1
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7207
bef.1.Cy:67N-1
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7208
bef.1.Cy:67-2
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7209
bef.1.Cy:67N-2
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7210
bef.1.Cy:67 TOC
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
antes do 1º Ciclo: 67 TOC
7211
bef.1.Cy:67NTOC
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
antes do 1º Ciclo: 67N TOC
7212
bef.2.Cy:50-1
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7213
bef.2.Cy:50N-1
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7214
bef.2.Cy:50-2
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7215
bef.2.Cy:50N-2
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
236
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
End.
Parâmetro
Opções de Ajuste
Ajuste Padrão
Comentários
7216
bef.2.Cy:51
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7217
bef.2.Cy:51N
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7218
bef.2.Cy:67-1
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7219
bef.2.Cy:67N-1
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7220
bef.2.Cy:67-2
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7221
bef.2.Cy:67N-2
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7222
bef.2.Cy:67 TOC
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7223
bef.2.Cy:67NTOC
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7224
bef.3.Cy:50-1
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7225
bef.3.Cy:50N-1
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7226
bef.3.Cy:50-2
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7227
bef.3.Cy:50N-2
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7228
bef.3.Cy:51
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7229
bef.3.Cy:51N
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7230
bef.3.Cy:67-1
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7231
bef.3.Cy:67N-1
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
237
Funções
End.
Parâmetro
Opções de Ajuste
Ajuste Padrão
Comentários
7232
bef.3.Cy:67-2
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7233
bef.3.Cy:67N-2
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7234
bef.3.Cy:67 TOC
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7235
bef.3.Cy:67NTOC
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7236
bef.4.Cy:50-1
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7237
bef.4.Cy:50N-1
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7238
bef.4.Cy:50-2
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7239
bef.4.Cy:50N-2
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7240
bef.4.Cy:51
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7241
bef.4.Cy:51N
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7242
bef.4.Cy:67-1
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7243
bef.4.Cy:67N-1
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7244
bef.4.Cy:67-2
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7245
bef.4.Cy:67N-2
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7246
bef.4.Cy:67 TOC
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7247
bef.4.Cy:67NTOC
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
238
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
End.
Parâmetro
Opções de Ajuste
Ajuste Padrão
Comentários
7248
bef.1.Cy:50-3
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7249
bef.1.Cy:50N-3
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7250
bef.2.Cy:50-3
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7251
bef.2.Cy:50N-3
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7252
bef.3.Cy:50-3
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7253
bef.3.Cy:50N-3
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7254
bef.4.Cy:50-3
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7255
bef.4.Cy:50N-3
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
2.12.8
No.
127
Informação
79 ON/OFF
Tipo de
Info.
IntSP
Comentários
79 ON/OFF (via porta do sistema)
2701
>79 ON
SP
>79 ON
2702
>79 OFF
SP
>79 OFF
2703
>BLOCK 79
SP
>BLOQUEAR 79
2711
>79 Start
SP
>79 Partida Externa do AR Interno
2715
>Start 79 Gnd
SP
>Iniciar 79 programa à terra
2716
>Start 79 Ph
SP
>Iniciar 79 programa de fase
2722
>ZSC ON
SP
>Chaveamento da coordenação do sequenciamento de
zona ligado (ON)
2723
>ZSC OFF
SP
>Chaveamento da coordenação do sequenciamento de
zona desligado (OFF)
2730
>CB Ready
SP
>Disjuntor PRONTO pra religamento
2731
>Sync.release
SP
>79: Sincronismo liberado por sync-check externo
2753
79 DT delay ex.
OUT
79: Expirada temporização de partida de tempo morto
máximo
2754
>79 DT St.Delay
SP
>79: Temporização de partida de Tempo Morto
2781
79 OFF
OUT
79 Auto religador está DESLIGADO
2782
79 ON
IntSP
79 Auto religador está LIGADO
2784
79 is NOT ready
OUT
79 Auto religador não está PRONTO
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
239
Funções
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
2785
79 DynBlock
OUT
79 - Auto-religamento está dinamicamente BLOQUEADO
2788
79 T-CBreadyExp
OUT
79: Expirada janela de monitoramento de prontidão do
disjuntor
2801
79 in progress
OUT
79 - em progresso
2808
79 BLK: CB open
OUT
79: Disjuntor aberto sem trip
2809
79 T-Start Exp
OUT
79:Expirado tempo de monitoramento de sinal de partida
2810
79 TdeadMax Exp
OUT
79: Expirado máximo tempo morto
2823
79 no starter
OUT
79: iniciador não configurado
2824
79 no cycle
OUT
79: sem ciclo configurado
2827
79 BLK by trip
OUT
79: bloqueio devido a trip
2828
79 BLK:3ph p.u.
OUT
79: bloqueio devido a pickup trifásico
2829
79 Tact expired
OUT
79: tempo de ação expirado antes do trip
2830
79 Max. No. Cyc
OUT
79: excedido número máximo de ciclos
2844
79 1stCyc. run.
OUT
79 1º ciclo em progresso
2845
79 2ndCyc. run.
OUT
2846
79 3rdCyc. run.
OUT
2847
79 4thCyc. run.
OUT
79 4º ou ciclo mais alto em progresso
2851
79 Close
OUT
79 - Comando de fechamento
2862
79 Successful
OUT
79 - ciclo bem sucedido
2863
79 Lockout
OUT
79 - Travamento
2865
79 Sync.Request
OUT
79: Solicitação de Synchro-check
2878
79 L-N Sequence
OUT
79-Sequência de religamento A/R monofásico
2879
79 L-L Sequence
OUT
79-Sequência de religamento A/R polifásico
2883
ZSC active
OUT
Sequenciamento de zona está ativo
2884
ZSC ON
OUT
Coordenação de sequenciamento de zona LIGADO
2885
ZSC OFF
OUT
Coordenação de sequenciamento de zona DESLIGADO
2889
79 1.CycZoneRel
OUT
79 Liberação de prolongamento de zona do 1º ciclo
2890
79 2.CycZoneRel
OUT
79 Liberação do prolongamento de zona do 2º ciclo
2891
79 3.CycZoneRel
OUT
2892
79 4.CycZoneRel
OUT
2899
79 CloseRequest
OUT
79: Solicitação de fechamento pela Função de Controle
240
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.13 Localizador de Falta
2.13
A medição da distância para uma falta de curto-circuito é um suplemento das funções de proteção. A
transmissão de potência dentro do sistema pode ser aumentada quando a falta é localizada e rapidamente
eliminada.
2.13.1
Descrição
Geral
O localizador de falta é uma função autônoma e independente que usa parâmetros da linha e do sistema de
potência ajustados em outras funções.No evento de uma falta, ela é acionada pelas funções de proteção
fornecidas no dispositivo 7SJ80.
O objeto protegido pode, por exemplo, ser uma linha não homogênea. Para propósitos de cálculo, a linha pode
ser dividida em diferentes seções, por exemplo, um cabo curto seguido de uma linha aérea. Em tais objetos
protegidos, voce pode configurar cada seção individualmente. Sem essa informação, o localizador de falta usa
os dados gerais da linha (veja Seção 2.1.6.2).
O localizador de falta calcula também faltas à terra duplas com pontos de base diferentes, faltas reversas e
faltas que estão localizadas atrás das seções configuradas. Para faltas que não são localizadas dentro das
seções configuradas, o localizador de falta usa os dados gerais da linha.
O localizador de falta pode ser disparado pelo comando de trip da proteção de sobrecorrente temporizada
direcional e não-direcional ou pela detecção de cada falta. No último caso, os cálculos de localização da falta
são possíveis, mesmo que outro relé de proteção tenha eliminado a falta. Adicionalmente, o localizador de falta
pode ser iniciado via uma entrada binária. Entretanto, é um pré-requisito que seja executado o pickup da proteção de sobrecorrente temporizada ao mesmo tempo (direcional ou não-direcional).
Nota
Dependendo do tipo de conexão de tensão (veja Tabela 2-1) e no caso de medição de tensão capacitiva, o
localizador de falta é desabilitado.
Determinação de Localização da Falta
O princípio de medição do localizador de falta está baseado no cálculo de impedâncias.
Pares de valores amostrados de corrente e tensão de curto-circuito são armazenados em um buffer (a uma
taxa de amostragem de 1/20 ciclos) logo após o comando de trip. Até então, mesmo com disjuntores muito
rápidos, nenhum erro nos valores medidos ocorreu no procedimento de desligamento. A filtragem de valores
medidos e o número de cálculos de impedâncias são automaticamente ajustados ao número de pares na
janela de dados determinada. Se não existirem janelas de dados suficientes com valores confiáveis que
poderiam ser determinados para a localização da falta, é emitida a mensagem „Flt.Loc.invalid“.
O localizador de faltas avalia os loops de curto-circuito e usa os loops com a impedância da falta mais baixa
(veja cabeçalho de margem „Seleção de Loop“).
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
241
Funções
Seleção de Loop
Usando o pickup da proteção de sobrecorrente temporizada (direcional ou não-direcional), os loops de
medição válidos para o cálculo da impedância da falta são selecionados.
A Tabela 2-13 mostra a designação dos loops avaliados para possível cenário de pickup dos elementos de
proteção.
Tabela 2-13
Designação de Pickup - Loops avaliados
Pickup por
A
B
C
x
x
x
A-N
B-N
B-N
C-N
C-N
impedância mais baixa
x
A-N
A-N
A-N
x
B-N
B-N
B-N
x
C-N
C-N
C-N
A-B
A-B
A-B
x
A-C
A-C
A-C
x
B-C
B-C
B-C
x
x
A-N
B
A-N, B-N, C-N
x
x
A
C
x
x
loop sinalizado
N
x
x
loop medido
x
x
x
tipo de falta
N
x
A-B-N
A-B, A-N, B-N
x
x
A-C-N
C-A, A-N, B-N
x
B-C-N
B-C, B-N, C-N
A-B-C
A-B, B-C, C-A
A-B-C-N
A-B, B-C, C-A, A-N, B-N, C-N
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Saída da Localização da Falta
As seguintes informações são emitidas como resultado da localização da falta:
• o loop de curto-circuito do qual a reatância da falta foi determinada,
• a reatância da falta X em Ω primário e Ω secundário,
• a resistência da falta R em Ω primário e Ω secundário,
• a distância da falta d em quilometros ou milhas da linha proporcional à reatância, convertida com base no
ajuste da reatância da linha por unidade de comprimento da linha,
• a distância da falta d em % de comprimento da linha, calculada com base na reatância ajustada por unidade
de comprimento e do ajuste do comprimento da linha.
Seções de Linha
O tipo de linha é determinado pelos ajustes de seção da linha. Se, por exemplo, a linha incluir um cabo e uma
linha aérea, duas seções diferentes devem ser configuradas. O sistema pode distinguir entre até três tipos diferentes de linha. Ao configurar esses dados da linha, favor observar que diferentes tabulações para ajuste
das seções da linha somente serão mostrados se mais de uma seção de linha tiver sido configurada no escopo
funcional (endereço 181). Parâmetros para uma seção de linha são parametrizados na tabulação de Ajustes.
242
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.13.2
Notas de Ajustes
Geral
A localização de falta só está habilitada se o endereço 180 foi ajustado para Enabled durante a confiuração
da extensão da função.
No endereço 181 L-sections FL o número de seções de linha deve ser selecionado, o qual é requerido
para a descrição precisa da linha. Se o número for ajustado para 2 Sections(2 seções) ou 3 Sections
(3 seções), aparecem outras planilhas de ajustes no Power System Data 2(Dados do Sistema de
Potência 2) no DIGSI. O ajuste padrão é 1 Section(1 seção).
Dados da Linha
Para calcular a distância da falta em quilometros ou milhas, o dispositivo necessita da reatância por distância
da linha em Ω/quilometro ou Ω/milha. Além disso, o comprimento da linha em quilometros ou milhas, o ângulo
da impedância da linha, e as relações de resistência e reatância são requeridos. Esses parâmetros já foram
ajustados nos Dados do Sistema de Potência 2 (Power System Data 2) para um máximo de três seções
de linha (veja Seção 2.1.6.2 em ”Relações de Impedância à Terra” e “Reatância por Unidade de Comprimento”).
Inicio de Medição
Normalmente o cálculo de localização da falta é iniciado quando uma proteção de sobrecorrente temporizada
direcional ou não-direcional inicia um sinal de trip (endereço 8001 START = TRIP). Entretanto, ele pode
também ser iniciado quando há dropout de pickup (endereço 8001 START = Pickup), por exemplo, quando
outro elemento de proteção elimina a falta. Apesar desse fato, o cálculo da localização da falta pode ser
disparado externamente via uma entrada binária (FNo. 1106 „>Start Flt. Loc“) desde que tenha havido
pickup do dispositivo.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
243
Funções
2.13.3
End.
8001
2.13.4
Ajustes
Parâmetro
START
Opções de Ajuste
Pickup
TRIP
Ajuste Padrão
Pickup
Comentários
Partida do Localizador de Falta
com
No.
Information
Tipo de
Info.
Comentários
1106
>Start Flt. Loc
SP
>Partida do Localizador de Falta
1114
Rpri =
VI
Localizador de Falta: RESISTÊNCIA primária
1115
Xpri =
VI
Localizador de Falta: REATÂNCIA primária
1117
Rsec =
VI
Localizador de Falta: RESISTÊNCIA secundária
1118
Xsec =
VI
Localizador de Falta: REATÂNCIA secundária
1119
dist =
VI
Localizador de Falta: Distância à Falta
1120
d[%] =
VI
Localizador de Falta: Distância [%] à Falta
1122
dist =
VI
Localizador de Falta: Distância à Falta
1123
FL Loop AG
OUT
Loop AG do Localizador de Falta
1124
FL Loop BG
OUT
Loop BG do Localizador de Falta
1125
FL Loop CG
OUT
Loop CG do Localizador de Falta
1126
FL Loop AB
OUT
Loop AB do Localizador de Falta
1127
FL Loop BC
OUT
Loop BC do Localizador de Falta
1128
FL Loop CA
OUT
Loop CA do Localizador de Falta
1132
Flt.Loc.invalid
OUT
Inválida Localização de Falta
244
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.14 Proteção de Falha do Disjuntor 50BF
2.14
A função de proteção de falha do disjuntor monitora o adequado desligamento do disjuntor relevante.
2.14.1
Descrição
Geral
Se após uma temporização programável o disjuntor não abrir, a proteção de falha do disjuntor emite um sinal
de trip via um disjuntor acima localizado (veja exemplo na figura abaixo).
Figura 2-83
Princípio de funcionamento da proteção de falha do disjuntor
Inicio
A função de proteção de falha do disjuntor pode ser iniciada por duas fontes diferentes:
• Sinais de trip das funções de proteção internas do 7SJ80,
• Sinais externos de trip via entradas binárias („>50BF ext SRC“).
Para cada uma das duas fontes, uma única mensagem de pickup é gerada, uma única temporização é iniciada
e um único sinal de trip é gerado. Os valores de ajuste de limite de corrente e temporização aplicam-se para
ambas as fontes.
Critério
Existem dois critérios para detecção da falha do disjuntor:
• Verificar se o fluxo de corrente desapareceu efetivamente após a emissão de um comando de trip,
• Avaliar os contatos auxiliares do disjuntor.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
245
Funções
O critério usado para determinar se o disjuntor operou, é selecionável e também depende da função de proteção que iniciou a função de falha do disjuntor. No trip, sem corrente de falta, por exemplo, via proteção de
tensão, a corrente abaixo do limite 50BF PICKUP não é indicação confiável do funcionamento adequado do
disjuntor. Em tal caso, o pickup depende exclusivamente do critério de contato auxiliar. Em proteção que funciona baseada na medição de correntes (incluindo todas as funções de proteção de curto-circuito), o fluxo de
corrente é um critério preferencial, isto é, é dado prioridade, em oposição aos contatos auxiliares. Se a
corrente fluir acima do limite ajustado os limites (enabled w/ 3I0>) são detectados, a proteção de falha do
disjuntor fornece trip mesmo que o critério auxiliar indique “Disjuntor Aberto”.
Monitoramento do Fluxo de Corrente
O endereço 170 50BF pode ser ajustado de maneira que tanto o critério de corrente já tenha sido encontrado
por uma corrente monofásica (ajustando Enabled) quanto que outra corrente tenha sido levada em
consideração de forma a verificar a plausibilidade (ajustando enabled w/ 3I0>), veja a Figura 2-84.
As correntes são filtradas através de filtros numéricos para avaliar o harmônico fundamental. Elas são
monitoradas e comparadas com o limite ajustado. Além das correntes trifásicas, dois outros limites de corrente
são fornecidos de forma a permitir verificar a plausibilidade. Para propósitos de verificar a plausibilidade, uma
configuração de um valor limite separado pode ser aplicada correspondentemente (veja Figura 2-84).
A corrente à terra IN (3·I0) é preferivelmente usada como corrente de plausibilidade. Via parâmetros 613 , você
decide se os valores medidos (Ignd (measured)) ou os calculados (3I0 (calcul.)) serão usados. No
caso de faltas do sistema que não envolvam correntes à terra, nenhum aumento de correntes à terra/correntes
residuais estão fluindo e sendo assim, a corrente de sequência negativa tripla calculada 3·I2 ou uma segunda
corrente de fase é usada como corrente de plausibilidade.
Figura 2-84
246
Monitoramento do fluxo de corrente
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Monitoramento dos Contatos Auxiliares do Disjuntor
A avaliação dos contatos auxiliares do disjuntor depende do tipo de contatos e como estão conectados às entradas binárias:
• os contatos auxiliares para o disjuntor "aberto" (4602 „>52-b“) e "fechado" (4601 „>52-a“) estão
configurados,
• somente o contato auxiliar para o disjuntor “aberto” está configurado(4602 „>52-b“),
• somente o contato auxiliar para o disjuntor “fechado” está configurado (4601 „>52-a“),
• nenhum dos dois contatos auxiliares está configurado.
A informação de feedback do status auxiliar do disjuntor é avaliado, dependendo da alocação das entradas
binárias e dos contatos auxiliares. Após ter sido emitido um comando de trip ele é a meta para detectar – se
possível – por meio do feedback dos contatos auxiliares do disjuntor se o disjuntor está aberto ou em posição
intermediária. Se válida, essa informação pode ser usada para a iniciação adequada da função de proteção
de falha do disjuntor.
O diagrama lógico ilustra o monitoramento dos contatos auxiliares do disjuntor.
Figura 2-85
Diagrama lógico para proteção de falha do disjuntor, monitoramento dos contatos auxiliares do disjuntor
Lógica
Se a proteção de falha do disjuntor é iniciada, é gerada uma mensagem de alarme e iniciada uma temporização ajustável. Se, uma vez expirada a temporização, o critério para pickup ainda é encontrado, um sinal de
trip é emitido para um disjuntor acima localizado. Sendo assim, o sinal de trip emitido pela proteção de falha
do disjuntor está configurada para um dos relés de saída.
A figura seguinte mostra o diagrama lógico para a função de proteção de falha do disjuntor. A função de
proteção de falha do disjuntor completa pode ser chaveada para ON ou OFF ou pode ser bloqueada
dinamicamente via entradas binárias.
Se o critério que conduziu o pickup não é mais encontrado quando a temporização tiver expirado, há o dropout
desse pickup e nenhum sinal de trip é emitido pela função de proteção de falha do disjuntor.
Para proteger do incomodo de trip devido a excessivos “bounces” do contato, uma estabilização das entradas
binárias para sinais de trip externos passa a ocorrer. Esse sinal externo deve estar presente durante todo o
período da temporização, caso contrário, o temporizador é resetado e enenhum sinal de trip é emitido.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
247
Funções
Figura 2-86
248
Diagrama lógico da proteção de falha do disjuntor
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.14.2
Notas de Ajustes
Geral
A proteção de falha do disjuntor só é efetiva e acessível se o endereço 170 50BF iestá ajustado para Enabled
ou enabled w/ 3I0>. Ajustando Enabled considere as correntes trifásicas para monitoramento da corrente
total. Ajustando enabled w/ 3I0> adicionalmente avalia a corrente à terra ou o sistema de sequência
negativa quando só uma corrente de fase ocorre.
Se essa função não é requerida, então é ajustado Disabled. A função pode ser ajustada para ON ou OFF no
endereço 7001 FCT 50BF.
Critério
O endereço 7004 Chk BRK CONTACT estabelece se serão ou não usados os contatos auxiliares do disjuntor
conectados via entradas binárias como critério para pickup. Se esse endereço for ajustado para ON, então o
critério de corrente e/ou do contato auxiliar se aplica. Esse ajuste deve ser selecionado se a proteção de falha
do disjuntor está iniciada por funções, as quais nem sempre tem um certo critério para detecção de um
disjuntor aberto, por exemplo, proteção de tensão.
Temporização
A temporização é parametrizada no endereço 7005 TRIP-Timer. Este ajuste deverá basear-se no tempo
máximo de operação do disjuntor mais o tempo de dropout do elemento de monitoramento de fluxo de corrente
mais uma margem de segurança que leva em consideração a tolerância da temporização. A Figura 2-87 ilustra
as sequências de tempo.
Figura 2-87
Exemplo de sequência de tempo para total eliminação de uma falta e com falha do disjuntor
Valores de Pickup
O valor de pickup do monitoramento do fluxo de corrente é ajustado no endereço 7006 50BF PICKUP, e o
valor de pickup do monitoramento de corrente à terra no endereço 7007 50BF PICKUP IE>. Os valores limite
devem ser ajustados em um nível abaixo da mínima corrente de falta para a qual o monitoramento da corrente
total deve operar. Um ajuste de 10% abaixo da mínima corrente de falta para a qual a proteção deve operar é
o recomendado. O valor de pickup não deverá ser ajustado muito baixo, uma vez que caso contrário, existe o
risco de transientes no circuito secundário do transformador de corrente, que podem conduzir à extensão dos
tempos de dropout se correntes extremamente altas são desligadas.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
249
Funções
2.14.3
Ajustes
A tabela indica ajustes padrão para regiões específicas. A coluna C (Configuração) indica a correspondente
corrente nominal secundária do transformador de corrente.
End.
Parâmetro
C
Opções de Ajuste
Ajuste Padrão
Comentários
7001
FCT 50BF
OFF
ON
OFF
Proteção de Falha do
Disjuntor 50BF
7004
Chk BRK CONTACT
OFF
ON
OFF
Verificação de contatos do
disjuntor
7005
TRIP-Timer
0.06 .. 60.00 sec; ∞
0.25 sec
TRIP-Temporizador
7006
50BF PICKUP
1A
0.05 .. 20.00 A
0.10 A
5A
0.25 .. 100.00 A
0.50 A
Limite de corrente de
pickup 50BF
1A
0.05 .. 20.00 A
0.10 A
5A
0.25 .. 100.00 A
0.50 A
7007
2.14.4
50BF PICKUP IE>
Limite de corrente à terra
de pickup de 50BF
No.
Information
1403
>BLOCK 50BF
1431
1451
Tipo de
Info.
Comentários
SP
>BLOQUEAR 50BF
>50BF ext SRC
SP
>50BF iniciada externamente
50BF OFF
OUT
50BF está DESLIGADA
1452
50BF BLOCK
OUT
50BF está BLOQUEADA
1453
50BF ACTIVE
OUT
50BF está ATIVA
1456
50BF int Pickup
OUT
PICKUP interno de 50BF
1457
50BF ext Pickup
OUT
PICKUP externo de 50BF
1471
50BF TRIP
OUT
TRIP de 50BF
1480
50BF int TRIP
OUT
TRIP (interno) de 50BF
1481
50BF ext TRIP
OUT
TRIP (externo) de 50BF
250
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.15 Funções de Proteção Flexíveis
2.15
A função de proteção flexível é uma função geralmente válida, cuja aplicação depende da configuração de
princípios de proteção diferentes. Um máximo de 20 funções de proteção flexíveis podem ser criadas. Cada
função pode ser aplicada como uma função de proteção independente, como um elemento de proteção
adicional de uma função de proteção já existente ou uma lógica universal, por exemplo, tarefas de monitoramento.
2.15.1
Descrição
Geral
A função está baseada na conexão de uma lógica de proteção padrão com uma variável (valor medido ou valor
derivado) que pode ser selecionada via um parâmetro. As variáveis indicadas na Tabela 2-14 e as funções de
proteção que são delas derivadas estão disponíveis.
Favor observar que os valores de potência não estão disponíveis ao usar medição de tensão capacitiva.
Tabela 2-14
Funções de Proteção Possíveis
Grupo Característico
Corrente
Frequência
Tensão
Característica/Grandeza Medida
Função de Proteção
ANSI No. Modo de Operação
Trifásico
Monofásico
I
Valor RMS do componente fundamental
Proteção de sobrecorrente 50, 50G
Monitoramento de
37
Subcorrente
X
X
Irms
True RMS (valor r.m.s.)
Proteção de Sobrecorrente 50, 50G
Proteção de Sobrecarga
49
Térmica
Monitoramento de
37
Subcorrente
X
X
3I0
Sistema de sequência zero
Proteção de sobrecorrente 50N
temporizada, terra
X
I1
Componente de sequência
positiva
I2
negativa
I2/I1
Relação de componente de
sequência positiva/negativa
X
Proteção de sequência
negativa
46
X
X
f
Frequência
Proteção de frequência
81U/O
df/dt
Mudança de frequência
Proteção de mudança de
frequência
81R
V
Valor RMS do componente
fundamental
Proteção de tensão
Tensão residual
27, 59, 59G
X
X
Vrms
True RMS (valor r.m.s.)
Tensão residual
27, 59, 59G
X
X
3V0
Sistema de sequência zero
Tensão residual
59N
X
V1
positiva
27, 59
X
V2
negativa
Assimetria de tensão
47
X
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
sem referência de
fase
251
Funções
Grupo Característico
Potência
Entrada
binária
Característica/Grandeza Medida
Função de Proteção
Proteção de potência
reversa
ANSI No. Modo de Operação
32R, 32, 37
Trifásico
Monofásico
X
X
P
Potência real
Q
Potência reativa
32
X
X
cos ϕ
Fator de potência
Fator de potência
55
X
X
–
Entrada binária
Acoplamento direto
sem referência de
fase
No Capítulo 2.16 um exemplo de aplicação para a função “Proteção de Potência Reversa” está ilustrado.
As funções de proteção (no máximo 20) operam independentemente. A seguinte descrição de uma função
também se aplica para todas as funções flexíveis adicionais. O diagrama lógico na Figura 2-88 ilustra a
descrição.
Controle de Função
A função pode ser chaveada para ON ou OFF. O estado Alarm Only pode também ser habilitado. Nesse
estado o pickup não resultará em uma falta e a temporização do comando de trip não é iniciada. Assim, o trip,
não é possível.
Se forem efetivadas mudanças nos Dados do Sistema de Potência 1(Power System Data 1) após a configuração das funções flexívei, pode ocorrer que a sequência das funções não seja corretamente configurada. Isso
é indicado pela mensagem (Fno. „$00 inval.set“). Essa função não está ativa nesse caso e a
configuração da função deve ser ajustada.
Bloqueio de Função
A função pode ser bloqueada via entrada binária (Fno. 235.2110 „>BLOCK $00“) ou operação local („Control“
-> „Marking“ -> „Set“)(Controle->Marcação->Ajuste). Enquanto a função está bloqueada, a unidade de medição inteira da função assim como os tempos de andamento e as mensagens, são resetados. O bloqueio via
operação local pode ser importante se a função é contínua nominal, o que torna impossível a reconfiguração.
Se as tensões estão baseadas em variáveis, a função pode ser bloqueada se uma tensão medida falhar. Isso
será consequentemente detectado tanto pela função interna „Reconhecimento de Falha da Tensão Medida“
(Fno. 170 „VT FuseFail“; veja Capítulo 2.10.1) quanto pelos contatos auxiliares do disjuntor para transformadores de potencial (Fno. 6509 „>FAIL:FEEDER VT“ e Fno. 6510 „>FAIL: BUS VT“). Esse mecanismo
de bloqueio pode ser chaveado para On ou OFF por meio de um parâmetro. O parâmetro respectivo BLK.by
Vol.Loss só está disponível se a variável estiver baseada em uma medição de tensão.
Se a função operar como proteção de potência ou monitoramento de potência, o bloqueio é efetivado sobre
correntes mais baixas do que 0.03· IN.
252
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Modo de Operação, Valores Medidos, Procedimentos de Medição
O alinhamento da função flexível com uma função de proteção específica para uma aplicação específica é
executada via parâmetros OPERRAT. MODE, MEAS. QUANTITY, MEAS. METHOD e PICKUP WITH. Via parâmetro OPERRAT. MODE pode ser determinado se a função opera 3-fases, 1-fase ou sem referência,
isto é, sem referência (fixa) de fase. No caso de um método de operação trifásico, todas as três fases são avaliadas simultâneamente. Isso significa que o processamento da avaliação do valor limite, é efetuada fase-seletivamente e simultâneamente. Esse é o método de operação típico de uma proteção de sobrecorrente temporizada trifásica. No caso de um método de operação monofásico, a função opera tanto com o valor medido
de uma fase que deve ser explicitamente definida (por exemplo, a corrente da fse Ib é avaliada), com a corrente à terra medida In quanto com a tensão residual medida Vn. Se a variável está baseada na frequência
ou se a função de acoplamento direto é usada, o método de operação não tem referência de fase (fixada).
MEAS. QUANTITY assim como MEAS. METHOD para ser aplicado são determinados via parâmetros adicionais. O MEAS. METHOD determina para os valores medidos de corrente e tensão, se a função opera com o
valor do componente fundamental r.m.s. ou com o valor true r.m.s., que avalia também harmônicos mais altos.
Todas as outras variáveis operam com o valor r.m.s. do componente fundamental. Além disso, é determinado
pelo parâmetro PICKUP WITH se a função deverá disparar ao exceder (Elemento>) ou anteceder
(Elemento <) os valores limite.
Curva Característica
A curva característica da função é sempre “independente”, isto é, a temporização não é influenciada pelo valor
medido.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
253
Funções
Lógica Funcional
A Figura 2-88 mostra o diagrama lógico para uma função operando trifásica. No caso de um método de
operação monofásico ou sem referência de fase, a seletividade de fase e assim, as mensagens específicas
de fase são omitidas.
Figura 2-88
254
Diagrama lógico das funções de proteção flexíveis
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Dependendo da configuração, o valor limite de ajuste é monitorado quanto a ser excedido ou não atingido.
Excedendo o valor limite (Elemento >)é iniciada a temporização de disparo configurada. Ao expirar essa
temporização e com o os valores limites excedendo, há pickup da fase (por exemplo, Fno. 235.2122 „$00
pickup A“) assim como a função disparada (Fno. 235.2121 „$00 picked up“) são reportados. Se o
disparo da temporização está ajustado para zero, ocorre pickup junto com o reconhecimento dos valores
limites excedidos. Se essa função está habilitada, a temporização do comando de trip, assim como a gravação
da falta é iniciada no pickup. Se o ajuste está para "Message only"(“Somente Mensagem”), isso não ocorre.
Se os valores limite continuarem a ser excedidos após expirar a temporização do comando de trip, é gerado
o comando de trip 235.2126 „$00 TRIP“). O tempo expirado é reportado via (Fno. 235.2125 „$00 Time
Out“). A finalização da temporização do comando de trip pode ser bloqueada via entrada binária (Fno.
235.2113 „>$00 BLK.TDly“). Enquanto a entrada binária estiver ativa, o tempo não é iniciado, assim o trip
não pode ocorrer.No dropout da entrada binária e pickup contínuo, o tempo é iniciado. A finalização da
temporização pode ser contornada (by-passed) pela ativação da entrada binária (Fno. 235.2111 „>$00
instant.“). Se o pickup continuar e a entrada binária estiver ativada, ocorrerá trip imediatamente. O envio
do comando de trip pode ser bloqueado pelas entradas binárias (Fno. 235.2115 „>$00 BL.TripA“) e (Fno.
235.2114 „>$00 BLK.TRIP“). O bloqueio do comando de trip fase-seletivo é requerido para interação com
a restrição a inrush (veja “Interação com Outras Funções”).A relação de dropout da função pode ser
configurada. Atingido o valor de dropout ajustado, após pickup (Elemento >), então, é iniciada a temporização
de dropout. Pickup é ainda mantido durante esse tempo e uma temporização de comando de trip iniciada
continua em progresso. Expirando a temporização do comando de trip enquanto a temporização de dropout
ainda está em progresso, ocorrerá um comando de trip gerado somente se o valor limite for excedido nesse
momento. Somente depois de expirar a temporização de dropout, há dropout do pickup. Se o tempo for
configurado para zero ocorre dropout imediatamente ao ser atingido o valor limite.
Acoplamento Direto
O acoplamento direto não está explicitamente mostrado no diagrama lógico já que a funcionalidade é análoga.
Quando a entrada binária para o acoplamento direto (Fno. 235.2112 „>$00 Dir.TRIP“) está ativada, isso
é tratado como se excedendo o valor limite, isto é, é iniciada a temporização de pickup após a ativação. Se
ajustada para zero, o pickup é imediatamente reportado e iniciada a temporização do comando de trip. As funções lógicas ilustradas na Figura 2-88.
Interação com Outras Funções
As funções flexíveis interagem com diferentes outras funções, por exemplo:
• com a Proteção de Falha do Disjuntor:
A proteção de falha do disjuntor é automaticamente iniciada se a função gerar um comando de trip.
Entretanto, o trip só ocorrerá se o critério de corrente for preenchido ao mesmo tempo, isto é, o limite
mínimo ajustado de corrente 7006 50BF PICKUP é excedido.
• com a Função de Religamento Automático (AR):
Iniciação de AR não pode ocorrer diretamente. Para interação com AR, o comando de trip da função flexível
deve estar ligado via CFC com a entrada binária Fno. 2716 „>Start 79 Ph“ ou Fno. 2715 „>Start 79
Gnd“. Se o tempo de operação é usado, o pickup da função flexível deve estar ligado adicionalmente com
a entrada binária Fno. 2711 „>79 Start“.
• com o Monitoramento de Falha do Fusível (veja „Bloqueio da Função”, para descrição).
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
255
Funções
• com a Restrição a Inrush:
Uma interação direta com a restrição a inrush não é possível. Se uma função flexível for bloqueada pela
restrição à inrush, esse bloqueio deve ser conduzido via CFC. Para um método de operação fase-seletivo,
a função flexível faz provisão para três entradas binárias para o bloqueio do comando de trip fase-seletivo
(Fno. 235.2115 a 235.2117). Devem estar ligadas às mensagens fase-seletivas para reconhecimento das
correntes de inrush (Fno. 1840 a 1842). Se for implementado um bloqueio cruzado, as mensagens de
inrush fase-seletivas são de lógica OR e devem estar ligadas à entrada binária para bloqueio da função de
comando de trip (Fno. 235.2114 „>$00 BLK.TRIP“). É importante também notar que a função flexível
deve ser temporizada por pelo menos 20 ms de forma que possa ocorrer pickup da restrição à inrush com
segurança antes da função flexível.
• com a Lógica Geral do Dispositivo:
A mensagem de pickup da função flexível está incluida na detecção de falta geral e no trip geral (veja Capítulo 2.19). Todas as funcionalidades ligadas à detecção de falta geral e trip geral, também se aplicam às
funções flexíveis.
Os comandos de trip pela função de proteção flexível são mantidos após reset do pickup, por pelo menos
a duração mínima do comando de trip configurada 210 T TRIPCOM MIN.
2.15.2
Notas de Ajustes
O ajuste do escopo funcional determina o número de funções de proteção flexíveis a serem usadas (veja
Capítulo 2.1.1). Se uma função flexível no escopo funcional está desabilitada (pela remoção da marca de
indicação-check), isso resultará na perda de todos os ajustes e configurações dessa função ou seus ajustes
serão resetados a seus valores padrão.
Geral
Na caixa de diálogo do DIGSI “Geral”, o parâmetro FLEXIBLE FUNC. pode ser ajustado para OFF, ON ou
Alarm Only(Somente Alarme). Se a função está habilitada no modo operacional Alarm Only, nenhuma
falta é gravada, nenhuma indicação “Efetiva” é gerada, nenhum comando de trip é emitido e nem a proteção
de falha do disjuntor será afetada. Sendo assim, esse modo operacional é preferido quando a função flexível
não é requerida para operar como função de proteção. Além disso, pode ser configurado OPERRAT. MODE :
3-phase (trifásico) – funções avaliam o sistema de medição trifásico, isto é, todas as três fases são
processadas simultâneamente. Um exemplo típico é a proteção de sobrecorrente temporizada trifásica.
Single-phase (monofásico) – funções avaliam somente o valor medido individual. Pode ser um valor de fase
individual (por exemplo, VB) ou Vx ou um valor à terra (VN, IN ou IN2 ).
Ajustando para no reference (sem referência) determina a avaliação das variáveis medidas, independente de uma conexão monofásica ou trifásica de corrente e tensão. A Tabela 2-14 fornece uma visão
geral de quais variáveis podem ser usadas em que modo de operação.
256
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Valores Medidos
Na caixa de diálogo de ajuste “Measured Values” (Valores Medidos), as variáveis medidas para serem avaliadas pelas funções de proteção flexíveis podem ser selecionadas, que podem ser uma variável calculada ou
diretamente medida. As opções de ajuste que podem ser selecionadas dependem do modo de processamento
do valor medido, como pré-definido no parâmetro OPERRAT. MODE (veja a Tabela seguinte).
Tabela 2-15
Parâmetro “Modo de Operação” e “Grandeza Medida”
Parâmetro OPERRAT. MODE
Ajustado para
Parâmetro MEAS. QUANTITY
Opções de Ajuste
Single-fase (Monofásico),
Three-fase (Trifásico)
Current (Corrente)
Voltage (Tensão)
P forward (para frente)
P reverse (reversa)
Q forward (para frente)
Q reverse (reversa)
Power factor (Fator de Potência)
Without Reference (Sem Referência) Frequency (Frequência)
df/dt rising (subindo)
df/dt falling (caindo)
Binary Input (Entrada Binária)
Os valores de potência não estão disponíveis se você selecionou o ajuste Vab, Vbc ou Vab, Vbc, VSyn
ou Vab, Vbc, Vx ou Vph-g, VSyn como tipo de conexão para os transformadores de potencial no endereço
213 VT Connect. 3ph.
Método de Medição
Os procedimentos de medição, como ajustados na tabela seguinte, podem ser configurados para as variáveis
medidas - corrente, tensão e potência. As dependências dos procedimentos de medição disponíveis dos
modos de operação configuráveis e a variável medida também estão indicados.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
257
Funções
Tabela 2-16
Parâmetro no Diálogo de Ajustes “Procedimentos de Medição”, Modo de Operação trifásico
Modo de Operação
Trifase
Variável
Medida
Corrente,
Tensão
Notas
Opções de Ajustes do
Parâmetro MEAS.
METHOD
Harmônico
Fundamental
Somente o harmônico fundamental é avaliado, harmônicos
mais altos são suprimidos. Este é o procedimento padrão de
medição das funções de proteção.
Importante: O valor limite de tensão é sempre parametrizado
como tensão fase-fase, independentemente do parâmetro
VOLTAGE SYSTEM.
True RMS
O valor “verdadeiro” de RMS é determinado, isto é, altos
harmônicos são avaliados. Este procedimento é utilizado,
por exemplo, se uma proteção simples de sobrecarga for
aplicada com base na medição de uma corrente, visto que
altos harmônicos contribuem para um aquecimento térmico.
como tensão fase-fase, independentemente do parâmetro
VOLTAGE SYSTEM.
Sistema de sequência
positiva,
negativa,
zero
A fim de implementar certas aplicações, o sistema de
sequência positiva ou o sistema de sequência negativa
podem ser configurados como procedimento de medição.
Exemplos:
- I2 (sistema de monitoramento de trip)
- V2 (assimetria de tensão)
Escolher a seleção de sistema de sequência zero, habilita
corrente de sequência zero adicional ou funções de tensão
de sequência zero a serem implementadas, que operam
independentemente das variáveis de terra IN e VN, que são
medidas diretamente pelos transformadores.
de acordo com a definição dos componentes simétricos,
independentemente do parâmetro VOLTAGE SYSTEM.
Corrente
Relação de I2/I1
Tensão
Parâmetro VOLTAGE
SYSTEM
Opções de Ajuste
Fase-Fase
Fase-Terra
A relação da corrente de sequência positiva/negativa é
avaliada.
Se você configurou o endereço 213 VT Connect. 3ph para
Van, Vbn, Vcn or Vab, Vbc, VGnd, você pode selecionar se
uma função de função trifásica avaliará a tensão fase-terra
ou as tensões fase-fase. Ao selecionar fase-fase, estas variáveis são derivadas das tensões fase-terra. A seleção é,
por exemplo, importante para faltas monopolares. Se a
tensão com falta cai a zero, a tensão fase-terra afetada é
zero, visto que as tensões fase-fase afetadas caem na
dimensão de uma tensão fase-terra.
Para conexões de tensão fase-fase, o parâmetro está oculto.
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E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Nota
Quanto à mensagens de pickup de fase seletiva, é observado um comportamento especial na proteção de
tensão trifásica com variáveis de fase-fase, porque a mensagem de pickup de fase seletiva "Flx01 Pickup Lx"
está alocada no respectivo canal de valor medido “Lx”.
Falta monopolares:
Se, por exemplo, a tensão VA cai a tal grau em que as tensões VAB e VCA atinjam seu valor limite, o dispositivo
indica pickups “Flx01 Pickup A” e “Flx01 Pickup C”, porque isso foi detectado no primeiro e no terceiro canais
de valores medidos.
Faltas bipolares:
Se, por exemplo, a tensão VAB cai a tal grau que seu valor limite seja atingido, o dispositivo indica então pickup
"Flx01 Pickup A", porque isso foi detectado no primeiro canal de valor medido.
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259
Funções
Tabela 2-17
Modo de
Operação
Monofasica
Parâmetro no Diálogo de Ajuste "Procedimento de Medição", Modo de Operação Monofásico
Variável
Medida
Corrente,
tensão
Notas
Opções de Ajustes
Parâmeto MEAS.
METHOD
Fundamental Harmonic Somente o harmônico fundamental é avaliado.
Altos harmônicos são suprimidos. Este é o procedimento de
medição padrão das funções de proteção.
True RMS
Corrente
Seleção de AJuste
Parâmetro CURRENT
IA
IB
IC
IN
INS
IN2
Tensão
260
É determinado o canal de medição de corrente que será
avaliado pela função. Dependendo da versão do dispositivo,
podem ser selecionados os canais IN (entrada de corrente à
terra normal sensitiva), INS (entrada de corrente à terra
sensitiva) ou IN2 (segunda corrente à terra conectada ao
disposiitivo).
Se o parâmetro 251 é ajustado para A,G2,C,G; G2->B, o
ajuste IN refere-se à corrente na segunda entrada de corrente (IN2). O ajuste INS refere-se à corrente de terra
sensitiva na quarta entrada de corrente.
Se o parâmetro 251 é ajustado para A,G2,C,G; G->B, o
ajuste IN2 refere-se à corrente na segunda entrada de
corrente (IN2). O ajuste IN ou INS refere-se à corrente à
terra sensitiva ou altamente sensitiva na quarta entrada de
corrente.
Parâmetro VOLTAGE
Seleção de Ajuste
VAB
VBC
VCA
VAN
VBN
VCN
VN
Vx
P para frente
P reversa,
Q para frente
Q reversa
O valor de RMS “Verdadeiro“ é determinado, isto é, são avaliados altos harmônicos. Este procedimento é aplicado, por
exemplo, se uma proteção simples de sobrecarga é
implementada com base na medição de uma corrente, uma
vez que altos harmônicos contribuem para um aquecimento
térmico.
É determinado qual canal de medição de tensão é avaliado
pela função. Ao selecionar tensão fase-fase, o valor limite
deve ser ajustado como valor fase-fase,quando selecionada
uma variável fase-terra como tensão fase-terra. A extensão
dos textos de ajustes depende da conexão do transformador
de potencial (veja endereço 213 VT Connect. 3ph).
Parâmetro POWER
Seleção de Ajuste
IA VAN
IB VBN
IC VCN
É determinado qual canal de medição de potência (corrente
e tensão) é avaliado pela função. A extensão dos textos de
ajustes depende da conexão do transformador de potencial
(veja endereço 213 VT Connect. 3ph). Ao selecionar Vab,
Vbc, VGnd, as tensões fase-terra serão calculadas se
configurada fase-terra. Ao selecionar fase-fase as tensões
fase-fase conectadas são usadas e VCA é calculada de VAB
e VBC.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Nota
Se você tiver selecionado Vph-g, VSyn em VT Connect. 3ph, a tensão conectada fase-terra pode ser
processada. Se você selecionar VOLTAGE como grandeza medida, essa tensão conectada é usada
automaticamente.
A direção para frente da potência (P para frente, Q reversa) é a direção da linha. O parâmetro (1108 P,Q
sign) para inversão de sinal do display de potência nos valores medidos operacionais é ignorado pelas
funções flexíveis.
Via parâmetro PICKUP WITH é determinado se a função deve ser disparada ao exceder ou atingir o valor limite
ajustado.
Ajustes
Os valores de pickup, temporizações e relações de dropout da função de proteção flexível são ajustados na
caixa de diálogo “Settings” (Ajustes) em DIGSI.
O limite de pickup da função é configurado via parâmetro P.U. THRESHOLD. A temporização de comando
OFF é ajustada via parâmetro T TRIP DELAY. Ambos valores de ajuste devem ser selecionados de acordo
com a aplicação requerida.
O pickup pode ser temporizado via parâmetro T PICKUP DELAY. Este parâmetro é usualmente ajustado para
zero (ajuste padrão) nas aplicações de proteção, porque uma função de proteção deve fornecer pickup o mais
rápido possível. Um desvio de zero, do ajuste, pode ser apropriado se um registro de trip não for desejado
iniciar sobre cada limite de pickup de curto prazo excedido, por exemplo, com proteção de potência quando
uma função não é usada como proteção mas sim como função de monitoramento.
Ao ajustar os valores de limite de potência é importante levar em consideração que a corrente mínima de .03
IN é requerida para o cálculo da potência. O cálculo da potência é bloqueado para correntes mais baixas.
O dropout do pickup pode ser temporizado via parâmetro T DROPOUT DELAY. Esse ajuste também é ajustado
para zero por padrão (ajuste padrão). Um desvio de zero, do ajuste, pode ser requerido se o dispositivo for
utilizado junto com dispositivos eletromagnéticos com relações de dropout consideravelmente mais longas do
que do dispositivo de proteção digital (veja Capítulo 2.2 para mais informações). Ao usar a temporização de
dropout é recomendado ajustá-la para um tempo mais curto do que da temporização do comando OFF de
forma a evitar a “disputa” de ambos esses tempos.
O parâmetro BLK.by Vol.Loss determina se uma função cuja variável medida está baseada na medição
de tensão (grandezas medidas de tensão, P para frente, P reversa, Q para frente, Q reversa e fator de potência), deverão ser bloqueadas no caso de falha da tensão medida (ajuste para YES) ou não (ajuste para NO).
A relação de dropout da função pode ser selecionada no parâmetro DROPOUT RATIO. A relação padrão de
dropout das funções de proteção é 0.95 (ajuste padrão). Se a função é usada como proteção de potência, uma
relação de dropout de pelo menos 0.9 deverá ser ajustada. O mesmo se aplica para a utilização dos
componentes simétricos da corrente e tensão. Se a relação de dropout é diminuida, ela seria sensível para
teste de pickup da função com respeito a possível “intermitência”.
A diferença de dropout dos elementos de frequência é ajustada no parâmetro DO differential).
Usualmente, o ajuste padrão de 0.02 Hz pode ser mantido. Uma diferença de dropout mais alta deverá ser
ajustada em sistemas fracos com grandes flutuações de frequência de curto prazo para evitar intermitência da
mensagem.
O elemento de mudança de frequência (df/dt) opera com um diferencial de dropout fixo.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
261
Funções
Renomeando Mensagens, Verificando Configurações
Após a parametrização de uma função flexível, devem ser observados os seguintes passos:
• Abertura de matriz no DIGSI
• Renomear os textos de mensagens neutras de acordo com a aplicação.
• Verificar configurações nos contatos e na operação e buffer de falta, ou ajustá-los de acordo com os
requerimentos.
Outras Informações
A seguinte instrução deve ser observada:
• Como o fator de potência não faz diferença entre capacitivo e indutivo, o sinal da potência reativa pode ser
usado com ajuda CFC como um critério adicional.
2.15.3
Ajustes
Endereços com um “A” anexo só podem ser mudados com DIGSI em "Display Additional Settings" (Mostrar
A tabela indica ajustes padrão para regiões específicas. A coluna “C” (Configuração) indica a corrente nominal
End.
Parâmetro
C
Opções de Ajuste
Ajuste Padrão
Comentários
0
FLEXIBLE FUNC.
OFF
ON
Alarm Only
OFF
Função Flexível
0
OPERRAT. MODE
3-phase
1-phase
no reference
3-phase
Modo de Operação
0
MEAS. QUANTITY
Please select
Current
Voltage
P forward
P reverse
Q forward
Q reverse
Power factor
Frequency
df/dt rising
df/dt falling
Binray Input
Please select
Seleção de Grandeza
Medida
0
MEAS. METHOD
Fundamental
True RMS
Positive seq.
Negative seq.
Zero sequence
Ratio I2/I1
Fundamental
Seleção de Método de
medição
0
PICKUP WITH
Exceeding
Dropping below
Exceeding
Pickup com
262
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
End.
Parâmetro
C
Opções de Ajuste
Ajuste Padrão
Comentários
0
CURRENT
Ia
Ib
Ic
In
In sensitive
In2
Ia
Corrente
0
VOLTAGE
Please select
Va-n
Vb-n
Vc-n
Va-b
Vb-c
Vc-a
Vn
Vx
Please select
Tensão
0
POWER
Ia Va-n
Ib Vb-n
Ic Vc-n
Ia Va-n
Potência
0
VOLTAGE SYSTEM
Phase-Phase
Phase-Ground
Phase-Phase
Sistema de Tensão
0
P.U. THRESHOLD
0.05 .. 40.00 A
2.00 A
Limite de Pickup
0
P.U. THRESHOLD
1A
0.05 .. 40.00 A
2.00 A
Limite de Pickup
5A
0.25 .. 200.00 A
10.00 A
1A
0.001 .. 1.500 A
0.100 A
5A
0.005 .. 7.500 A
0.500 A
0
P.U. THRESHOLD
Limite de Pickup
0
P.U. THRESHOLD
2.0 .. 260.0 V
110.0 V
Limite de Pickup
0
P.U. THRESHOLD
2.0 .. 200.0 V
110.0 V
Limite de Pickup
0
P.U. THRESHOLD
40.00 .. 60.00 Hz
51.00 Hz
Limite de Pickup
0
P.U. THRESHOLD
50.00 .. 70.00 Hz
61.00 Hz
Limite de Pickup
0
P.U. THRESHOLD
0.10 .. 20.00 Hz/s
5.00 Hz/s
Limite de Pickup
0
P.U. THRESHOLD
1A
2.0 .. 10000.0 W
200.0 W
Limite de Pickup
5A
10 .. 50000.0 W
1000.0 W
0
P.U. THRESHOLD
-0.99 .. 0.99
0.50
Limite de Pickup
0
P.U. THRESHOLD
15 .. 100 %
20 %
Limite de Pickup
0
P.U. THRESHOLD
2.0 .. 260.0 V
110.0 V
Limite de Pickup
0
T TRIP DELAY
0.00 .. 3600.00 sec
1.00 sec
Temporização de TRIP
0A
T PICKUP DELAY
0.00 .. 60.00 sec
0.00 sec
Temporização de pickup
0
T PICKUP DELAY
0.00 .. 28800.00 sec
0.00 sec
Temporização de pickup
0A
T DROPOUT DELAY
0.00 .. 60.00 sec
0.00 sec
0A
BLK.by Vol.Loss
NO
YES
YES
Bloqueio no caso de perda
de tensão de medição
0A
DROPOUT RATIO
0.70 .. 0.99
0.95
Relação de Dropout
0A
DROPOUT RATIO
1.01 .. 3.00
1.05
0
DO differential
0.02 .. 1.00 Hz
0.03 Hz
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
263
Funções
2.15.4
No.
Informações
Tipo de
Info.
Comentários
235.2110 >BLOCK $00
SP
>BLOQUEAR Função $00
235.2111
SP
>TRIP instantâneo da Função $00
>$00 instant.
235.2112 >$00 Dir.TRIP
SP
>TRIP direto da função $00
235.2113 >$00 BLK.TDly
SP
>Temporização de BLOQUEIO de TRIP da Função $00
235.2114 >$00 BLK.TRIP
SP
>BLOQUEAR TRIP da Função $00
235.2115 >$00 BL.TripA
SP
>BLOQUEAR TRIP da Fase A da Função $00
235.2116 >$00 BL.TripB
SP
>BLOQUEAR TRIP da Fase B da Função $00
235.2117 >$00 BL.TripC
SP
>BLOQUEAR TRIP da Fase C da Função $00
235.2118 $00 BLOCKED
OUT
Função $00 está BLOQUEADA
235.2119 $00 OFF
OUT
Função $00 está DESLIGADA (OFF)
235.2120 $00 ACTIVE
OUT
Função $00 está ATIVA
235.2121 $00 picked up
OUT
Pickup da Função $00
235.2122 $00 pickup A
OUT
Pickup da Fase A da Função $00
235.2123 $00 pickup B
OUT
Pickup da Fase B da Função $00
235.2124 $00 pickup C
OUT
Pickup da Fase C da Função $00
235.2125 $00 Time Out
OUT
Temporização de TRIP da Função $00 Expirou
235.2126 $00 TRIP
OUT
TRIP da Função $00
235.2128 $00 inval.set
OUT
Função $00 tem ajustes inválidos
235.3000 $00 Fail I2/I1
OUT
Falha da Função $00 : Relação I2/I1
236.2127 BLK. Flex.Fct.
IntSP
BLOQUEAR Função Flexível
264
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.16 Aplicação de Proteção de Potência Reversa com Função Flexível de Proteção
2.16
Aplicação de Proteção de Potência Reversa com Função Flexível
de Proteção
2.16.1
Descrição
Através das funções flexíveis de proteção, pode ser realizada uma proteção de potência reversa de um único
ou de múltiplos elementos. Cada elemento de potência reversa pode ser operado em mono ou trifase. Dependendo da opção escolhida, os elementos podem avaliar a potência para frente ativa, a potência reversa ativa,
a potência para frente reativa ou a potência reativa reversa, como valor medido. O pickup dos elementos de
proteção pode ocorrer ao excederem ou cairem abaixo de um limite. As possíveis aplicações da proteção
contra potência reversa estão descritos na Tabela 2-18.
Tabela 2-18
Visão geral das aplicações da proteção contra potência reversa
Tipo de avaliação
Direção
P
reversa
Q
Excedendo
Caindo abaixo
para frente Monitoramento dos limites da potência para frente do equipamento de Detecção de
operação (transformadores, linhas)
motores em marcha
lenta
Proteção de rede industrial local contra realimentação na rede de
fornecimento de energia
Detecção de realimentação de motores
para frente Monitoramento dos limites de potência reativa de equipamento de
Conexão de um banco capacitor para compensação de potência
reativa
reversa
Monitoramento dos limites de potência reativa de equipamento de
Desconexão de um banco capacitor
Os seguintes exemplos descrevem uma aplicação típica, onde as funções flexíveis agem como proteção de
potência reversa.
Facilidade de Desconexão
A Figura 2-89 exemplifica uma subestação industrial com alimentação própria através do gerador ilustrado.
Todas as linhas ilustradas e o barramento são trifásicos (com exceção das conexões à terra e da conexão da
medição de tensão no gerador). Os alimentadores 1 e 2 abastecem os consumidores do cliente. Normalmente,
o cliente industrial recebe sua corrente da companhia de energia elétrica. O gerador funciona sincronizadamente, sem energia de alimentação. Se a companhia de fornecimento de energia não puder mais garantir
a energia necessária, a subestação deve separar-se do sistema da companhia de fornecimento de energia e
assumir o próprio fornecimento. Neste exemplo, a subestação será desconectada do sistema da companhia
de energia elétrica assim que a frequência sair da faixa nominal (por exemplo, 1 - 2% de desvio da frequência
nominal), a tensão exceder ou cair abaixo de um valor ajustado, ou a potência ativa do gerador é realimentada
no sistema da companhia de energia elétrica. Dependendo da filosofia do usuário, alguns desses critérios
podem ser combinados. Isto seria realizado via CFC.
O exemplo ilustra como uma proteção de potência reversa é implementada por meio das funções flexíveis de
proteção. A proteção de frequência e a proteção de tensão, estão descritas nas Seções 2.8 e 2.6.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
265
Funções
Figura 2-89
Exemplo de uma subestação com gerador de alimentação própria
Layout da Subestação
No lado da alta tensão, a subestação é ligada ao sistema da concessionária de energia elétrica por uma linha
de 110 kV. O disjuntor CB1 é parte do sistema da concessionária de energia elétrica. A desconexão da subestação do sistema da concessionária de fornecimento de energia é efetuada por uma seccionadora. O transformador com uma relação de transformação de 10:1 altera o nível da tensão para 11 kV. No lado da baixa
tensão, o transformador, o gerador e dois alimentadores são ligados por um barramento. Os disjuntores CB2
a CB5 separam os consumidores e o equipamento de operação do barramento.
266
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Tabela 2-19
Dados do sistema para o exemplo de aplicação
Dados do Sistema
Potência Nominal do Gerador
SNom,Gen = 38.1 MVA
Potência Nominal doTransformador
SNom,Transf = 38.1 MVA
Tensão nominal no lado da alta tensão
VNom = 110 kV
Tensão nominal no lado do barramento
VNom = 11 kV
Corrente nominal primária do TC no lado do barramento
INom,prim = 2000 A
Corrente nominal secundária do TC no lado do barramento
INom,sec = 1 A
Tensão nominal primária do TP no lado do barramento
VNom,prim = 11 kV
Tensão nominal secundária do TP no lado do barramento
VNom,sec = 100 V
Funcionalidade de Proteção
Com o dispositivo de proteção 7SJ80, a subestação é desconectada do gerador por ocasião de sua
realimentação dentro do sistema da concessionária de fornecimento de energia (função de proteção P reverse>). Esta função é implementada por meio de uma função flexível de proteção. Adicionalmente, a desconexão é efetuada no caso de flutuações de frequência ou de tensão no sistema da concessionária de fornecimento de energia (funções de proteção f<, f>, V<, 59-1 PICKUP, 67-1 PICKUPdir., 67N-1 PICKUPdir.). A
proteção recebe os valores medidos através de uma corrente trifásica e de um grupo de transformadores de
potencial. Em caso de uma desconexão, o disjuntor CB2 é disparado.
O transformador é protegido por uma proteção diferencial ou funções de proteção de tempo definido ou inverso
de sobrecorrente, para as correntes fase-fase. No evento de uma falta, o disjuntor CB1 no sistema da companhia de fornecimento de energia é ativado por uma ligação remota. Em adição, o disjuntor CB2 é ativado.
Funções de proteção de sobrecorrente protegem os alimentadores 1 e 2 contra curtos-circuitos e sobrecarga
causados pelos consumidores conectados. As correntes fase-fase e as correntes zero dos alimentadores
podem ser protegidas por elementos de proteção de tempo definido e de tempo inverso de sobrecorrente. No
evento de uma falta, os disjuntores CB4 e CB5 são ativados.
Em adição, o barramento poderia ser equipado com o relé 7UT635 de proteção diferencial, para múltiplas
finalidades. Os transformadores necessários para isso, já estão incluídos na Figura 2-89.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
267
Funções
Diagrama de Ligações, Direção da Potência
A Figura 2-90 mostra a ligação elétrica do dispositivo para a proteção de potência reversa. O fluxo da energia
na direção positiva ou para frente, ocorre a partir do barramento de alta tensão (não mostrado) via transformador para o barramento de baixa tensão.
Figura 2-90
2.16.2
Diagrama de ligações para um 7SJ80 como proteção de potência revesa
Implementação da Proteção de Potência Reversa
Geral
Os nomes de mensagens podem ser editados em DIGSI e ajustados de acordo com este exemplo. Os nomes
dos parâmentros são fixos.
Determinação da Potência Reversa
A proteção de potência reversa avalia a potência ativa dos componentes simétricos dos harmônicos fundamentais das tensões e correntes. A avaliação dos sistemas de sequência positiva induz a determinação da
potência reversa a ser independente das assimetrias nas correntes e tensões, e reflete a carga real do terminal
de condução. O valor calculado da potência ativa corresponde à potência ativa total. A conexão no exemplo
ilustra medição positiva de potência, na direção que se entende do barramento ao transformador do dispositivo.
268
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Lógica da Função
O seguinte diagrama descreve a lógica da função da proteção de potência reversa
Figura 2-91
Diagrama lógico da determinação de potência reversa com função flexível de proteção
Ocorre pickup da proteção de potência reversa quando o limite configurado de pickup for excedido. Se a condição de pickup persiste durante a temporização igualmente configurável de pickup, a mensagem de pickup
P.rev.PU é gerada e a temporização de trip é iniciada. Se a condição de pickup não desaparece durante a
contagem regressiva da temporização de trip, a indicação de trip P. rev. TRIP e a indicação de tempo esgotado
P. rev. timeout são geradas. Os elementos em pickup entram em dropout quando o valor cai abaixo do limite
de dropout. A entrada de bloqueio >P rev. block bloqueia toda a função, isto é, pickup, trip e tempos de
funcionamento são resetados. Após o bloqueio ter sido liberado, a potência reversa deve exceder o limite de
pickup e ambos os tempos devem expirar, antes que ocorra trip da função de proteção.
Valor de Pickup, Relação de Dropout
O valor de pickup da proteção de potência reversa é ajustado para 10% da saída nominal do gerador. Neste
exemplo, o valor de ajuste está configurado como potência secundária em watts. Existe a seguinte relação
entre a potência primária e a secundária:
Com base nos dados indicados, os valores de pickup são calculados considerando P prim = 3,81 MW (10% de
38,1 MW) no nível primário para
no nível secundário. A relação de dropout é ajustada para 0.9. Isto permite um limite secundário de dropout
de Psec, dropout = 15,6 W. Se o limite de pickup é reduzido a um valor próximo do limite inferior de ajuste de
0,5 W, a relação de dropout deve ser igualmente reduzida para aproximadamente 0,7.
Temporização de Pickup, Dropout e Trip
A proteção de potência reversa não necessita de tempos curtos de trip como proteção contra realimentação
indesejada de potência. No presente exemplo, é conveniente temporizar pickup e dropout por cerca de 0,5 s
e trip por aproximadamente 1s. Temporizar pickup irá minimizar o número de registros de faltas que são
abertos quando a potência reversa oscila bem próxima do limite.
Quando usar a proteção de potência reversa para desconectar rapidamente a subestação, do sistema da concessionária de fornecimento de energia, na ocorrência de faltas, é util selecionar um valor mais alto de pickup
(por exemplo, 50% da potência nominal) e temporizações mais curtas.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
269
Funções
2.16.3
Configurando a Proteção de Potência Reversa em DIGSI
Primeiro crie e abra um dispositivo 7SJ80 no DIGSI manager. No escopo de funções, uma função flexível de
proteção (função flexível 01) é configurada para o seguinte exemplo:
Figura 2-92
Configuração da função flexível de proteção
Selecione “Additional Functions“ no menu “Parameters“ para visualizar a função flexível. As opções de seleção
de parâmetro para as funções flexíveis de proteção, dependem principalmente dos ajustes feitos em Dados
do Sistema de Potência 1 (Power System Data 1) para a conexão dos transformadores de potencial e de
corrente (endereços 213 e 251).
270
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Figura 2-93
Configuração de uma função flexível de proteção
Primeiro ative a função em “Customize --> General“ e selecione o modo de operação “Three-Phase“.
Figura 2-94
Seleção do modo de operação trifásico
No menu os ítens “Meas. Quantity“ e “Meas. Method“, “Active Power reverse“ ou “Exceeding“ devem ser
ajustados. Se a caixa “Display additional settings“ está ativada no item “Settings“ do menu, limite de pickup,
temporização de pickup e temporização de dropout podem ser configurados. Como a direção da potência não
pode ser determinada em caso de uma falha de tensão de medição, um bloqueio de proteção é sensato neste
caso.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
271
Funções
Figura 2-95
Opções de ajuste para a função flexível
Alocação da Proteção de Potência Reversa
A matriz de configuração de DIGSI inicialmente mostra as seguintes indicações (após ter selecionado
”Indications and commands only“ e “No filter“):
Figura 2-96
Informação da função flexível – ajuste padrão
Clicar os textos permite editar textos curtos e longos, de acordo com a solicitação da aplicação.
Figura 2-97
Mensagens da função flexível – aplicação orientada, exemplo
As indicaçoes são alocadas da mesma forma que as indicações de outras funções de proteção.
272
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.17 SYNCHROCHECK
2.17
SYNCHROCHECK
Quando conectar duas seções de um sistema de potência, a função syncrocheck verifica que o chaveamento
não coloca em perigo a estabilidade do sistema de potência.
Aplicações
• Aplicações típicas são por exemplo, a sincronização de um alimentador e um barramento ou a
sincronização de dois barramentos via acoplamento cruzado.
2.17.1
Geral
Sistemas de potência síncronos mostram pequenas diferenças quanto a valores de frequência e tensão. Antes
da conexão convém cerificar se as condições são síncronas ou não. Se as condições são síncronas, o sistema
é energizado; se elas são assíncronas, não. O tempo de operação do disjuntor não é levado em consideração.
A função synchrocheck é ativada via endereço 161 SYNCHROCHECK.
Para comparação de duas tensões das seções do sistema de potência a ser sincronizado a função usa a
tensão de referência V1 e uma tensão adicional a ser conectada V2.
Se um transformador está conectado entre os dois transformadores de potencial, como mostrado no exemplo
da Figura 2-98, seu grupo vetorial pode ser adaptado no relé 7SJ80 de forma que não sejam requeridos
adaptadores externos.
Figura 2-98
Alimentação
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
273
Funções
2.17 SYNCHROCHECK
Figura 2-99
Acoplamento cruzado
A função synchrocheck do 7SJ80 usualmente coopera com o sistema de religamento automático integrado e
a função de controle. Contudo, é possível também, empregar um sistema de religamento automático externo.
Nesse caso, a troca de sinal entre os dispositivos deve ser executada via entradas e saídas binárias.
A configuração determina se a função synchrocheck deve ser conduzida apenas no caso de religamento automático ou no caso de controle do disjuntor ou em ambos os casos. Também é possível configurar critério
diferente de liberação para religamento automático ou fechamento de controle. A conexão síncrona é sempre
executada via controle integrado.
O comando de liberação sob condições de sincronismo satisfatórias pode ser desativado via parâmetro 6113
25 Synchron. Para aplicações especiais, a liberação de fechamento desativada pode, entretanto, ser ativada
via uma entrada binária („>25 synchr.“) (veja „Chaveamento Desenergizado“).
Com uma tensão de conexão capacitiva a função synchrocheck não está disponível.
Conexão Multifásica
Para comparação das duas tensões, a função synchrocheck usa a tensão de referência V1 e uma tensão adicional a ser conectada V2. Para conexão multifásica ajuste o Dados do Sistema de Potência 1 ( P.System
Data 1) em 213 Vab, Vbc, VSyn. Com este ajuste, o dispositivo é conectado como uma conexão V e
as tensões fase-fase VAB e VBC são usadas como tensão de referência V1. A tensão a ser sincronizada V2 está
designada para conexão monofásica e pode ser qualquer tensão fase-fase. A tensão conectada é ajustada no
endereço 6123.
Além disso, deve ser observado que no caso de uma conexão V, nenhuma tensão zero pode ser determinada.
Neste caso, as funções „Detecção de Falta à Terra Direcional“ e „Monitoramento de Falha do Fusível (FFM)“
deve ser oculta ou desativada. A função „Proteção de Sobrecorrente Direcional à Terra“ trabalha então com
os valores do sistema de sequência negativa. Notas sobre os efeitos da conexão do transformador de corrente
podem ser encontradas no Capítulo 2.1.3.2, Tabela 2-1.
Conexão Monofásica
Se existir apenas uma tensão fase-terra disponível para a tensão de referência V1, o dispositivo pode ser informado desse fato via Dados do Sistema de Potência 1( P.System Data 1), endereço213 Vph-g, VSyn.
Também nesse caso, a função synchrocheck pode ser aplicada completamente. Para a tensão a ser sincronizada V2, a mesma tensão como para V1 tem que ser conectada.
Favor observar que algumas das funções de proteção estão restritas ou não operam completamente com esta
espécie de conexão. Notas sobre os efeitos da conexão do transformador de corrente podem ser encontradas
no Capítulo 2.1.3.2, Tabela2-1.
274
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.17 SYNCHROCHECK
2.17.2
Sequência Funcional
Verificação de Plausibilidade da Configuração
Já durante a partida do dispositivo, uma verificação de plausibilidade da configuração é efetuada.Se existir
uma falta, a mensagem „25 Set-Error“ é emitida. Se após uma solicitação de medição existir uma condição não plausível, a mensagem „25 Sync. Error“ é emitida. A medição, então, não é iniciada.
Quanto à configuração, também é verificado se o parâmetro da subestação 213 está ajustado para Vab,
Vbc, VSyn ou Vph-g, VSyn. Além disso, limites específicos e ajustes do grupo da função são verificados.
Se existir uma condição que não seja plausível, a mensagem de erro „25 Set-Error“ é emitida adicionalmente. Favor assegurar, neste caso, que o endereço 6106 (limite V1, V2 energizado) é menor do que o
endereço 6103 (limite inferior de tensão Vmin). A função synchrocheck não pode ser controlada via entrada
binária.
Erro SYNC
A sincronização não é iniciada se for comunicada falha de um transformador de potencial (trip do mini disjuntor) para o dispositivo via entrada binária 6509 „>FAIL:FEEDER VT“ ou 6510 „>FAIL: BUS VT“. A mensagem „25 Sync. Error“ é emitida. Neste caso, a sincronização pode ser controlada diretamente via uma
entrada binária.
Liberação
A função synchrocheck só opera se receber uma solicitação de medição. Essa solicitação pode ser emitida
pela função de controle interno, a função de religamento automático ou externamente via uma entrada binária,
por exemplo, de um sistema de religamento automático externo.
Antes da liberação para fechamento ser garantida, as seguintes condições são verificadas:
• A tensão de referência V1 está acima do valor de ajuste Vmin mas abaixo da máxima tensão Vmax?
• A tensão V2 a ser sincronizada está acima do valor de ajuste Vmin mas abaixo da máxima tensão Vmax?
• A diferença de tensão V2 – V1 está dentro do limite permissível dV SYNCHK V2>V1?
• A diferença de tensão V1 – V2 está dentro do limite permissível dV SYNCHK V2<V1?
• As duas frequências de referência f1 e f2 estão dentro da faixa de operação permissível fN ± 3 Hz?
• A diferença de frequência f2 – f1 está dentro do limite permissível df SYNCHK f2>f1?
• A diferença de frequência f1 – f2 está dentro do limite permissível df SYNCHK f2<f1?
• A diferença de ângulo α2 – α1 está dentro do limite permissível dα SYNCHK α2>α1?
• A diferença de ângulo α1 – α2 está dentro do limite permissível dα SYNCHK α2<α1?
Se existir uma condição não plausível a mensagem „25 Sync. Error“ é emitida e a medição não é iniciada.
Se as condições são plausíveis, a medição é iniciada (mensagem „25-1 meas.“) e as condições de
liberação configuradas são verificadas.
Cada condição encontrada é indicada explicitamente (mensagens „25 Vdiff ok“, „25 fdiff ok“, „25
αdiff ok“). Condições que não são encontradas também são indicadas explicitamente, por exemplo,
quando a diferença de tensão (mensagens „25 V2>V1“, „25 V2<V1“), diferença de frequências (mensagens „25 f2>f1“, „25 f2<f1“) ou diferença de ângulos (mensagens „25 α2>α1“, „25 α2<α1“) estão
fora dos valores limite. A pré-condição para essas mensagens é de que ambas as tensões estejam dentro da
faixa de operação da função de synchrocheck (veja “Faixa Operacional“).
Se as condições são encontradas, a função synchrocheck emite um sinal de liberação para fechamento do
relé („25 CloseRelease“). Esse sinal de liberação só está disponível para a duração configurada do
comando CLOSE e é processada pela função de controle do dispositivo como comando CLOSE para o disjuntor (veja também cabeçalho de margem „Interação e Controle“). Entretanto, a mensagem „25 Synchron“
é aplicada enquanto as condições de sincronismo são encontradas.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
275
Funções
2.17 SYNCHROCHECK
A medição das condições de sincronismo pode estar confinada ao tempo máximo de monitoramento T-SYN.
DURATION. Se as condições não são encontradas dentro de T-SYN. DURATION, a liberação é cancelada
(mensagem „25 MonTimeExc“). Uma nova sincronização só pode ser executada se for recebida uma nova
solicitação de medição.
Faixa Operacional
A faixa operacional da função synchrocheck é definida pelos limites de configuração de tensão Vmin e Vmax
assim como a faixa de frequência fixa fNom ± 3 Hz.
Se a medição é iniciada e uma das duas tensões está fora da faixa de operação, ou se uma das tensões deixa
a faixa de operação, isso é indicado pelas mensagens correspondentes („25 f1>>“, „25 f1<<“, „25
V1>>“, „25 V1<<“).
Valores Medidos
Os valores medidos da função synchrocheck são exibidas em janelas separadas para valores medidos
primários, secundários e percentuais. Os valores medidos são exibidos e atualizados somente se função
synchrocheck for requisitada.
É exibido o seguinte:
• Valor da tensão de referência V1
• Valor da tensão a ser sincronizada V2
• Valores de frequência f1 e f2
• Diferenças de tensão, frequência e ângulo.
2.17.3
Chaveamento Desenergizado
Também é possível conectar dois componentes de um sistema de potência, se pelo menos um deles estiver
desenergizado e se a tensão medida for maior do que o limite 6106 V>. Com uma conexão multifásica no lado
V1, todas as tensões conectadas devem ter um valor mais alto do que o limite V> de forma que o lado V1 é
considerado como se estivesse sendo energizado. Com uma conexão monofásica, é claro, só a tensão única
tem de exceder o valor limite.
Além da liberação sob condições síncronas, as seguintes condições adicionais de liberação podem ser
selecionadas para a verificação:
SYNC V1>V2< =
Liberar na condição de que o componente V1 esteja energizado e o
componente V2 esteja desenergizado
SYNC V1<V2> =
Liberar na condição de que o componente V1 esteja desenergizado e o
componente V2 esteja energizado.
SYNC V1<V2< =
Liberar na condição de que o componente V1 e o componente V2 estejam
desenergizados.
Cada uma dessas condições pode ser ativada ou desativada individualmente via parâmetros ou entradas binárias; combinações também são possíveis (por exemplo, release if SYNC V1>V2< ou SYNC V1<V2> are fulfilled).
Por essa razão, a sincronização com o uso do parâmetro adicional 6113 25 Synchron (configurado para
NO), também pode ser usado para a conexão de um eletrodo à terra. Nesse caso, a conexão só é permitida
quando não há tensão no lado da carga.
276
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.17 SYNCHROCHECK
O limite abaixo do qual um componente do sistema de potência é considerado como se estivesse sendo desenergizado, é definido pelo parâmetro V<. Se a tensão medida exceder o limites V>, um componente do
sistema de potência é considerado como se estivesse sendo energizado. Com uma conexão multifásica no
lado V1, todas as tensões conectadas devem ter um valor mais alto do que o limite V> de forma que o lado V1
é considerado como se estivesse sendo energizado. Com uma conexão monofásica, é claro, somente a
tensão única tem de exceder o valor limite.
Antes de permitir uma liberação para conectar o componente energizado V1 e o componente desenergizado
V2, as seguintes condições são verificadas:
• A tensão de referência V1 está acima do valor limite Vmin e V> mas abaixo da tensão máxima Vmax?
• A tensão a ser sincronizada V2 está abaixo do valor de ajusteV<?
• A frequência f1 está dentro da faixa de operação permitida fNom ± 3 Hz?
Após a conclusão bem sucedida das verificações, a liberação é permitida.
Para conectar o componente desenergizado 1 ao componente energizado 2, ou o componente desenergizado
1 ao componente desenergizado 2, as condições a serem cumpridas correspondem àquelas estabelecidas
acima.
As mensagens associadas indicando a liberação pela condição correspondente, são as seguintes: “25 V1>
V2<“, “25 V1< V2>“ e “25 V1< V2<“.
Através das entradas binárias “>25 V1>V2<“, “>25 V1<V2>“ e “>25 V1<V2<“, as condições de liberação
também podem ser emitidas externamente, desde que a sincronização seja controlada externamente.
O parâmetro TSUP VOLTAGE (endereço 6111) pode ser ajustado para configurar um tempo de monitoramento
necessário para que as condições adicionais de liberação estabelecidas acima, estejam presentes para
desenergizar uma conexão, antes que a conexão seja permitida.
2.17.4
Comando Direto / Bloqueio
O parâmetro 6110 Direct CO pode ser ajustado para permitir uma liberação sem efetuar nenhuma
verificação. Neste caso, a conexão é permitida imediatamente ao iniciar a função synchrocheck. Obviamente,
não é razoável combinar Direct CO com outras condições de liberação.
Se a função synchrocheck falha, pode ou não ser emitido um comando direto, dependendo do tipo de falha
(veja também "Verificação de Plausibilidade" e „Erro SYNC“).
Via entrada binária „>25direct CO“, essa liberação pode ser garantida externamente.
O bloqueio completo da função synchrocheck é possível via entrada binária „>BLK 25-1“. A mensagem
sinalizando essa condição é emitida via „25-1 BLOCK“. Com o bloqueio, a medição é finalizada e a função
completa é resetada. Uma nova medição só pode ser executada com uma nova solicitação de medição.
Via entrada binária „>BLK 25 CLOSE“ é possível bloquear somente o sinal de liberação para fechamento
(„25 CloseRelease“). Quando o bloqueio está ativo, a medição continua. O bloqueio é indicado pela
mensagem „25 CLOSE BLK“. Quando o bloqueio é resetado e as condições de liberação ainda estão preenchidas, o sinal de liberação para fechamento é emitido.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
277
Funções
2.17 SYNCHROCHECK
2.17.5
Interação com Controle, Religamento Automático e Controle Externo
Com Controle
Basicamente, a função synchrocheck interage com o dispositivo de controle. O componente de chaveamento
a ser sincronizado é selecionado via um parâmetro. Se for emitido um comando CLOSE, o controle leva em
consideração que o componente de chaveamento requer sincronização. O controle envia uma solicitação de
medição („25 Measu. req.“) para a função synchrocheck a qual é então iniciada. Tendo completado a
verificação, a função synchrocheck emite uma mensagem de liberação („25 CloseRelease“) para que o
controle responda pela finalização da operação de chaveamento positiva ou negativamente.
Figura 2-100
Interação do controle e função synchrocheck
Com Religamento Automático
A função religamento automático (AR) também pode interagir com a função synchrocheck. Elas estão ligadas
pelo controle do dispositivo. A seleção é feita via configuração no religamento automático e função synchrocheck. Os parâmetros de AR (7138 Internal SYNC) determinam operar com o grupo 1 da função SYNC ou no caso de sincronização externa- sem o grupo de função SYNC. A chave a ser usada é definida no grupo 1
de função. O componente de chaveamento indicado nos parâmetros de AR (7137 Cmd.via control) e o
grupo de função SYNC deverão ser idênticos. Se seus ajustes diferirem, o ajuste do grupo de função SYNC
será sobrescrito ao AR. Se não for parametrizado nenhum grupo de função SYNC nos parâmetros de AR, o
comando de fechamento da função AR é conduzido assíncronamente via componente de chaveamento indicado nos parâmetros de AR. Da mesma forma, o comando CLOSE „79 Close“ (mensagem 2851) permite
somente chaveamento assíncrono. Se, por exemplo, o disjuntor QO está configurado como objeto a ser chaveado síncronamente, um comando CLOSE da função de AR irá endereçar esse disjuntor e designá-lo um
comando CLOSE que será processado pelo controle. Como esse disjuntor requer sincronização, o controle
lança a função synchrocheck e aguarda liberação. Se as condições configuradas do grupo de função SYNC
são preenchidas, a liberação é garantida e o controle emite um comando CLOSE.
278
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.17 SYNCHROCHECK
Figura 2-101
Conexão da função de religamento automático para a função synchrocheck
Com Controle Externo
Como outra opção, a função synchrocheck pode ser ativada via solicitações de medição externas. A função
synchrocheck pode ser iniciada por uma entrada binária usando solicitação de medição („>25 Sync requ.“
ou sinais de inicio e parada tipo pulsos “>25 Start“, „>25 Stop“). Tendo completado a verificação, a
função synchrocheck emite a mensagem de liberação („25 CloseRelease“) (veja Figura ). A medição é
finalizada assim que a solicitação de medição é resetada via entrada binária. Neste caso, não há necessidade
de configurar um dispositivo de controle a ser sincronizado.
Figura 2-102
Interação da função synchrocheck e controle externo
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
279
Funções
2.17 SYNCHROCHECK
2.17.6
Notas de Ajustes
Geral
A função de sincronização só pode operar se 25 Function 1 com SYNCHROCHECK foi habilitado no
endereço 161 durante a configuração do escopo funcional (veja Seção 2.1.1.2). Se essa função não for
requerida, então ajuste para Disabled.
Ao ajustar os dados do sistema de potência 1 (Power System Data 1), veja Seção 2.1.3.2, o dispositivo já foi
suprido com dados relevantes para os valores medidos e com o princípio de operação da função de sincronização. Isso diz respeito aos seguintes parâmetros:
202 Vnom PRIMARY tensão nominal primária dos transformadores de potencial V1 (fase-fase) em kV;
203 Vnom SECONDARY tensão nominal secundária dos transformadores de potencial V1 (fase-fase) em V;
213 VT Connect. 3ph especifica como os transformadores de potencial estão conectados.
Quando usar a função de sincronização o ajuste Vab, Vbc, VSyn é usado se duas tensões fase-fase estão
conectadas em V ao dispositivo. Você pode usar qualquer tensão fase-fase como tensão de referência VSYN.
Use o ajuste Vph-g, VSyn se somente estão disponíveis tensões fase-terra. Uma dessa tensões é conectada
ao primeiro transformador de potencial, a tensão de referência VSYN é conectada ao terceiro transformador de
potencial. VA no primeiro transformador de potencial e VB no terceiro transformador de potencial devem pertencer ao mesmo tipo de tensão (VAN ou VBN ou VCN).
Exemplos de conexões são fornecidos no cabeçalho de margem „Conexões de Tensão“ e no Apêndice A.3.
Se você tiver ajustado Vab, Vbc, VSyn or Vph-g, VSyn, a tensão de sequência zero não pode ser determinada. As funções “Detecção de Falta à Terra Direcional“, “Proteção de Sobrecorrente Temporizada Direcional à Terra“ e “Monitoramento de Falha do Fusível (FFM)“, são desabilitadas nesse caso. A Tabela 2-1 no
Capítulo 2.1.3.2 fornece informações sobre as consequências dos diferentes tipos de conexão de tensão.
A faixa de operação da função de sincronização (fNom ± 3 Hz) refere-se à frequência nominal do sistema de
potência, endereço 214 Rated Frequency.
A mensagem correspondente do grupo de função SYNC está pré-alocada para IEC 60870–5–103 (VDEW).
Selecionando o grupo de função SYNC no DIGSI, é aberta uma caixa de diálogo com tabelas onde os
parâmetros individuais para sincronização podem ser ajustados.
Geral
Os limites gerais para a função de sincronização são ajustados nos endereços 6101 a 6112.
O endereço 6101 Synchronizing permite a você chavear o grupo de função SYNC completo para ON ou
OFF. Se chaveado para off, o synchrocheck não veriica as condições de sincronização e a liberação não é
garantida.
O parâmetro 6102 SyncCB é usado para selecionar o componente de chaveamento, para o qual os ajustes
da sincronização serão aplicados. Selecione a opção none para usar a função como recurso de sincronização externo. Ele será então disparado via mensagens de entrada binária.
Os endereços 6103 Vmin e 6104 Vmax ajustam os limites superior e inferior para a faixa de operação de
tensão para V1 ou V2 e determina assim a faixa operacional para a função de sincronização. Valores fora
dessa faixa serão sinalizados.
O endereço 6105 V< indica o limite de tensão abaixo do qual o alimentador e o barramento podem ser considerados desligados com segurança (para verificação de um alimentador ou barramento desenergizado).
O endereço 6106 V> indica o limite de tensão acima do qual o alimentador e o barramento podem ser considerados energizados com segurança (para verificação de um alimentador ou barramento energizado). Deve
ser ajustado abaixo da subtensão operacional esperada.
280
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.17 SYNCHROCHECK
O ajuste para os valores mencionados de tensão é feito em volts secundários. Quando usar DIGSI para
configuração, esses valores podem também ser parametrizados como valores primários. Dependendo da
conexão das tensões poderão ser tensões fase-fase ou tensões fase-terra.
Os endereços 6107 a 6110 são ajustados para especificar as condições de liberação para a verificação de
tensão. Onde:
6107 SYNC V1<V2> = componente V1 deve estar desenergizado, componente V2 deve estar energizado
(conexão quando a referência está desenergizada, linha morta);
6108 SYNC V1>V2< = componente V1 deve estar energizado, componente V2 deve estar desenergizado
(conexão quando o alimentador está desenergizado, barra morta);
6109 SYNC V1<V2< = componente V1 e componente V2 devem ambos estar desenergizados (conexão
quando a referência e alimentador estão desenergizados, barra morta / linha morta);
6110 Direct CO = conexão liberda sem verificações.
As condições de liberação possíveis são independentes entre si e podem ser combinadas. Não é
recomendável combinar Direct CO com outra condição de liberação.
O parâmetro TSUP VOLTAGE (endereço 6111) pode ser ajustado para configurar um tempo de monitoramento
que requer acima das condições de liberação estabelecidas estar presente por pelo menos o chaveamento
desenergizado antes da conexão ser permitida. O valor pré-ajustado de 0.1 s considera respostas transientes
e pode ser aplicado sem modificação.
A liberação via synchrocheck pode ser limitada ao tempo de monitoramento síncrono configurável T-SYN.
DURATION (endereço 6112). As condições configuradas devem ser preenchidas dentro desse período de
tempo. Caso contrário, não está garantida a liberação e a função synchronizing é finalizada. Se esse tempo
for ajustado para ∞, as condições serão verificadas até que sejam preenchidas.
Para aplicações especiais (por exemplo, conectando um chaveamento à terra) o parâmetro 6113 25
Synchron permite habilitar/desabilitar a liberação da conexão quando as condições de sincronismo forem satisfeitas.
Dados do Sistema de Potência
Os dados do sistema reportados para a função de sincronização são ajustados nos endereços 6121 a 6125.
O parâmetro Balancing V1/V2 (endereço 6121) pode ser ajustado para diferentes relações de TP das duas
partes do sistema de potência (veja exemplo na Figura).
Se um transformador estiver situado entre as partes a serem sincronizadas do sistema, seu grupo vetorial
pode responder pelo ajuste de ângulo, de forma que nenhuma medida externa de ajuste seja necessária. O
parâmetro ANGLE ADJUSTM. (endereço 6122) é usado para este fim.
O ângulo de fase de V1 a V2 é avaliado positivamente.
Exemplo: (veja também a Figura):
Barramento
400 kV primários; 100 V secundários
Alimentador
220 kV primários; 110 V secundários
Transformador
400 kV/220 kV; grupo vetorial Dy(n)5
O grupo vetorial do transformador é definido a partir do lado alto para o lado baixo. No exemplo, os transformadores de potencial de referência (V1) são aqueles do lado alto do transformador, isto é, o ângulo de ajuste
é 5 x 30° (de acordo com o grupo vetorial), que é 150°:
Endereço 6122 ANGLE ADJUSTM. = 150°.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
281
Funções
2.17 SYNCHROCHECK
Os transformadores de potencial de referência fornecem 100 V secundários para a operação primária em valor
nominal, enquanto o transformador do alimentador fornece 110 V secundários. Portanto, esta diferença
precisa ser equilibrada:
Endereço 6121 Balancing V1/V2 = 100 V/110 V = 0.91.
Figura 2-103
Tensão de barramento medida através do transformador
Conexões de Tensão
O 7SJ80 fornece duas entradas de tensão para conectar a tensão V1 e uma entrada de tensão para conectar
a tensão V2 (veja os exemplos seguintes).
Se duas tensões fase-fase estão conectadas em V no lado de V1 como tensão de referência, uma tensão fasefase precisa ser conectada e configurada para a tensão adicional V2 a ser sincronizada.
Para comparar corretamente a tensão V1 fase-fase de referência com a tensão adicional V2 , o dispositivo
precisa saber qual o tipo de conexão da tensão V2.
Esta é a tarefa do parâmetro CONNECTIONof V2 (parâmetro 6123).
Para o dispositivo efetuar a conversão interna para valores primários, a tensão nominal primária do transformador da grandeza medida V2 precisa ser informada via parâmetro 6125 VT Vn2, primary, se um transformador estiver situado entre as partes do sistema a serem sincronizadas.
282
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.17 SYNCHROCHECK
Figura 2-104
Conexão de tensão fase-fase (Conexão V)
Se só estiverem disponíveis tensões fase-terra, a tensão V1 é conectada ao primeiro transformador de
potencial e a tensão adicional V2 , ao terceiro transformador de potencial.
Figura 2-105
Conexão de tensão fase-terra
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
283
Funções
2.17 SYNCHROCHECK
Diferença de Tensão
Os parâmetros 6150 dV SYNCHK V2>V1 e 6151 dV SYNCHK V2<V1 podem ser configurados para ajustar
as diferenças permitidas de tensão assimetricamente. A disponibilidade de dois parâmetros habilita o ajuste
T de uma liberação assimétrica.
2.17.7
Ajustes
Endereços com um "A" só podem ser alterados com DIGSI, em Display Additional Settings (Mostrar Ajustes
Adicionais).
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
6101
Synchronizing
ON
OFF
OFF
Função de Sincronização
6102
SyncCB
on configuration)
None
Disjuntor Sincronizável
6103
Vmin
20 .. 125 V
90 V
Limite mínimo de tensão: Vmin
6104
Vmax
20 .. 140 V
110 V
Limite máximo de tensão: Vmax
6105
V<
1 .. 60 V
5V
Limite V1, V2 sem tensão
6106
V>
20 .. 140 V
80 V
Limite V1, V2 com tensão
6107
SYNC V1<V2>
YES
NO
NO
Comando LIGADO em V1< e V2>
6108
SYNC V1>V2<
YES
NO
NO
Comando LIGADO em V1> e V2<
6109
SYNC V1<V2<
YES
NO
NO
Comando LIGADO em V1< e V2<
6110A
Direct CO
YES
NO
NO
Comando LIGADO Direto
6111A
TSUP VOLTAGE
0.00 .. 60.00 sec
0.10 sec
Tempo de Supervisão de
V1>;V2> ou V1<;V2<
6112
T-SYN. DURATION
0.01 .. 1200.00 sec; ∞
30.00 sec
Duração Máxima de Sincronização
6113A
25 Synchron
YES
NO
YES
Chaveamento em condição
síncrona
6121
Balancing V1/V2
0.50 .. 2.00
1.00
Fator de equilíbrio V1/V2
6122A
ANGLE ADJUSTM.
0 .. 360 °
0°
Ajuste de ângulo (transformador)
6123
CONNECTIONof V2
A-B
B-C
C-A
A-B
Conexão de V2
6125
VT Vn2, primary
0.10 .. 800.00 kV
20.00 kV
Tensão nominal V2 do TP, primária
6150
dV SYNCHK V2>V1
0.5 .. 50.0 V
5.0 V
Diferença máxima de tensão
V2>V1
6151
dV SYNCHK V2<V1
0.5 .. 50.0 V
5.0 V
Diferença máxima de tensão
V2<V1
6152
df SYNCHK f2>f1
0.01 .. 2.00 Hz
0.10 Hz
Diferença máxima de frequência
f2>f1
284
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.17 SYNCHROCHECK
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
6153
df SYNCHK f2<f1
0.01 .. 2.00 Hz
0.10 Hz
Diferença máxima de frequência
f2<f1
6154
dα SYNCHK α2>α1
2 .. 80 °
10 °
Diferença máxima de ângulo
alpha2>alpha1
6155
dα SYNCHK α2<α1
2 .. 80 °
10 °
alpha2<alpha1
2.17.8
No.
Informação
170.0001 >25-1 act
Tipo de
Info.
SP
Comentários
>25-ativar grupo 1
170.0043 >25 Sync requ.
SP
>25 Solicitação de sincronização
170.0049 25 CloseRelease
OUT
25 Liberação de sincr. do Comando CLOSE (FECHAR)
170.0050 25 Sync. Error
OUT
25 Erro de sincronização
170.0051 25-1 BLOCK
OUT
25-grupo 1 está BLOQUEADO
170.2007 25 Measu. req.
SP
25 Solicitação de medição de sincr. de Controle
170.2008 >BLK 25-1
SP
>BLOQUEAR 25-group 1
170.2009 >25direct CO
SP
>25 Saída Comando Direto
170.2011 >25 Start
SP
>25 Início da sincronização
170.2012 >25 Stop
SP
>25 Parada da sincronização
170.2013 >25 V1>V2<
SP
>25 Comutar para V1> e V2<
170.2014 >25 V1<V2>
SP
>25 Comutar para V1< e V2>
170.2015 >25 V1<V2<
SP
>25 Comutar para V1< e V2<
170.2016 >25 synchr.
SP
>25 Comutar para Sincr.
170.2022 25-1 meas.
OUT
25-group 1: medição em progresso
170.2025 25 MonTimeExc
OUT
25 Tempo de monitoramento excedido
170.2026 25 Synchron
OUT
25 Condições de sincronização okay
170.2027 25 V1> V2<
OUT
25 Condição V1>V2< cumprida
170.2028 25 V1< V2>
OUT
25 Condição V1<V2> cumprida
170.2029 25 V1< V2<
OUT
25 Condição V1<V2< cumprida
170.2030 25 Vdiff ok
OUT
25 Diferença de tensão (Vdiff) okay
170.2031 25 fdiff ok
OUT
25 Diferença de Frequência (fdiff) okay
170.2032 25 αdiff ok
OUT
25 Diferença de Ângulo (alphadiff) okay
170.2033 25 f1>>
OUT
25 Frequência f1 > fmax permitida
170.2034 25 f1<<
OUT
25 Frequência f1 < fmin permitida
170.2035 25 f2>>
OUT
25 Frequência f2 > fmax permitida
170.2036 25 f2<<
OUT
25 Frequência f2 < fmin permitida
170.2037 25 V1>>
OUT
25 Tensão V1 > Vmax permitida
170.2038 25 V1<<
OUT
25 Tensão V1 < Vmin permitida
170.2039 25 V2>>
OUT
25 Tensão V2 > Vmax permitida
170.2040 25 V2<<
OUT
25 Tensão V2 < Vmin permitida
170.2050 V1 =
MV
V1 =
170.2051 f1 =
MV
f1 =
170.2052 V2 =
MV
V2 =
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
285
Funções
2.17 SYNCHROCHECK
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
170.2053 f2 =
MV
f2 =
170.2054 dV =
MV
dV =
170.2055 df =
MV
df =
170.2056 dα =
MV
dalpha =
170.2090 25 V2>V1
OUT
25 diferença de V muito grande (V2>V1)
170.2091 25 V2<V1
OUT
25 diferença de V muito grande (V2<V1)
170.2092 25 f2>f1
OUT
25 diferença de f muito grande (f2>f1)
170.2093 25 f2<f1
OUT
25 diferença de f muito grande (f2<f1)
170.2094 25 α2>α1
OUT
25 diferença de alpha muito grande (a2>a1)
170.2095 25 α2<α1
OUT
25 diferença de alpha muito grande (a2<a1)
170.2096 25 FG-Error
OUT
25 Seleção múltipla de grupos de função
170.2097 25 Set-Error
OUT
25 Erro de ajuste
170.2101 25-1 OFF
OUT
Grupo 1 Sincr. está DESLIGADO
170.2102 >BLK 25 CLOSE
SP
>BLOQUEAR 25 Comando CLOSE (FECHAR)
170.2103 25 CLOSE BLK
OUT
25 Comando CLOSE está BLOQUEADO
286
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.18 Reversão de Rotação de Fase
2.18
Reversão de Rotação de Fase
Uma reversão de rotação de fase é implementada no 7SJ80, usando-se entradas binárias e parâmetros.
Aplicações
• A rotação de fase assegura que todas as funções de proteção e de monitoramento operem corretamente,
mesmo com rotação anti-horária, sem a necessidade de duas fases serem invertidas.
2.18.1
Descrição
Geral
Várias funções do 7SJ80 só operam corretamente, se a rotação de fase de tensões e correntes for conhecida.
Entre essas funções estão a Proteção de Carga Desequilibrada, Proteção de Subtensão (baseada em tensões
de sequência positiva), Proteção Direcional de Sobrecorrente (direção com tensões transversais polarizadas),
e Supervisão de Valor Medido.
Se uma rotação de fase "acb" é normal, o ajuste apropriado é feito durante configuração de Dados do Sistema
de Potência.
Se a rotação de fase pode mudar durante a uma operação, um sinal de reversão na entrada binária configurada para este propósito, é suficiente para informar o dispositivo de proteção sobre a reversão da sequência
de fase.
Lógica
A rotação de fase é estabelecida permanentemente no endereço 209 PHASE SEQ. (Dados do Sistema de
Potência). Através da porta OR exclusiva, a entrada binária “>Reverse Rot.“ inverte o sentido da rotação
de fase aplicada com ajuste.
Figura 2-106
Lógica de mensagem da reversão de rotação de fase
Influência nas Funções de Proteção e Monitoramento
A troca de fases causa um impacto direto no cálculo das grandezas de sequência positiva e negativa, bem
como as tensões fase-fase, pela subtração de uma tensão fase-terra de uma outra e vice-versa. Portanto, esta
função é essencial se mensagens de detecção de fase, valores de falta e valores de operação de medição
não estiverem corretos. Como determinado acima, esta função influencia a função de proteção de sequência
negativa, a função de proteção direcional de sobrecorrente, a função de proteção de tensão, as funções
flexíveis de proteção e algumas funções de monitoramento, que emitem mensagens se as rotações de fase
definidas e calculadas não casarem.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
287
Funções
2.18 Reversão de Rotação de Fase
2.18.2
Notas de Ajustes
Ajustando o Parâmetro de Função
A sequência normal de fase é ajustada em 209 (veja a Seção 2.1.3). Se, no lado do sistema, a rotação de fase
for revertida temporariamente, então isto é comunicado ao dispositivo de proteção, usando-se a entrada binária “>Reverse Rot.“ (5145).
288
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.19 Lógica da Função
2.19
Lógica da Função
A lógica da função coordena a execução de funções auxiliares e de proteção, ela processa as decisões
resultantes e a informação recebida pelo sistema. Isto inclui em particular:
– Detecção de Falta / Lógica de Pickup
– Lógica do Processo de Trip
2.19.1
Lógica de Pickup de Todo o Dispositivo
Pickup Geral do Dispositivo
Os sinais de pickup para todas as funções no dispositivo, são conectados por uma lógica OR e conduzem ao
pickup geral do dispositivo. Ela é iniciada pela primeira função para pickup e dropout, quando há dropout da
última função. Como consequência, a seguinte mensagem é reportada: 501 “Relay PICKUP“.
O pickup geral é um pré-requisito para um número funções internas e externas consequentes.. O seguinte está
entre as funções internas controladas pelo pickup geral do dispositivo:
• Início de um registro de trip: Do pickup geral até o dropout geral do dispositivo, todas as mensagens de falta
dão entrada no registro de trip (trip log).
• Início de Gravações Oscilográficas: A armazenagem e a manutenção dos valores oscilográficos também
podem ser feitos, dependendo do pickup geral do dispositivo.
Exceção: Além dos ajustes ON (LIGAR) ou OFF (DESLIGAR), algumas funções de proteção também podem
ser ajustadas para Alarm Only (Só Alarme). Com o ajuste Alarm Only, não é emitido comando de trip,
não é criado um registro de trip, gravação de falta não é iniciada e não são exibidas anunciações espontâneas
de faltas no display.
As funções externas podem ser controladas por um contato de saída. Exemplos:
• Dispositivos de religamento automático,
• Partida de dispositivos adicionais ou similares.
2.19.2
Lógica de Trip para Todo o Dispositivo
Trip Geral
Os sinais de trip para todas as funções de proteção são conectadas por OR e geram a mensagem 511 “Relay
TRIP“.
Esta mensagem pode ser configurada para um LED ou saída binária, como as mensagens individuais de trip.
Término do Sinal de Trip
Uma vez emitido um comando de trip pela função de proteção, ele é gravado como mensagem “Relay
TRIP“ (veja a Figura 2-107). Ao mesmo tempo é iniciada a duração mínima de comando de trip TMin TRIP
CMD. Isto assegura que o comando seja transmitido ao disjuntor por tempo suficiente, mesmo se a função que
emitiu o sinal de trip for desligada rapidamente. Os comandos de trip podem ser concluídos antes do dropout
da última função de proteção E da expiração da duração mínima do sinal de trip.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
289
Funções
2.19 Lógica da Função
Finalmente, é possível selar o sinal de trip até que ele seja resetado manualmente (função de bloqueio). Isso
permite que o disjuntor seja bloqueado contra religamento até que a causa da falta tenha sido eliminada e o
travamento tenha sido manualmente resetado. O reset ocorre tanto pressionando tecla de reset do LED
quanto pela ativação de uma entrada binária apropriadamente alocada („>Reset LED“). Uma pré-condição,
é claro, é a de que a bobina de fechamento do disjuntor - como usual - permaneça bloqueada enquanto o sinal
de trip estiver presente e que a corrente da bobina de trip seja interrompida pelo contato auxiliar do disjuntor.
Figura 2-107
2.19.3
Finalização do Sinal de Trip
Notas de Ajustes
Duração do Sinal de Trip
A duração mínima de um comando de trip TMin TRIP CMD já foi descrita na Seção 2.1.3. Este ajuste aplicase a todas as funções de proteção que iniciam trip.
290
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.20 Funções Auxiliares
2.20
Funções Auxiliares
As funções gerais do dispositivo estão descritas no Capítulo Funções Auxiliares.
2.20.1
Processamento de Mensagens
Após a ocorrência de uma falta no sistema,as informações com respeito à resposta do relé de proteção e os
valores medidos são importantes para uma análise detalhada. Uma função de processamento de informações
no dispositivo toma conta disso.
O procedimento para alocação de informações está descrito no SIPROTEC 4 System Description (Descrição
do Sistema SIPROTEC 4).
Aplicações
• LEDs e Saídas Binárias
• Informação via Campo de Display do Dispositivo ou via PC
• Informação para um Centro de Controle
Pré-requisitos
A Descrição do Sistema SIPROTEC 4 fornece uma descrição detalhada do procedimento de configuração
(veja /1/).
2.20.1.1 LEDs e Saídas Binárias (Relés de Saída)
Eventos e condições importantes são indicados via LEDs na cobertura frontal. Além disso, o dispositivo tem
relés de saída para sinalização remota. A maioria das mensagens e indicações podem ser alocadas, isto é,
configuradas diferentemente da configuração de entrega pela fábrica. O Apêndice deste manual lida em detalhes com a configuração de entrega e as opções de alocações.
Os relés de saída e os LEDs podem ser operados no modo selado (latched) ou não selado (unlatched), (cada
um pode ser individualmente ajustado).
As condições seladas estão protegidas contra perdas de tensão auxiliar. Elas são resetadas:
• localmente pressionando a tecla do LED no relé,
• remotamente usando uma entrada binária configurada para esse propósito,
• via uma das interfaces seriais,
• automaticmente no início de novo pickup.
Mensagens de condições não devem ser seladas. Elas também não podem ser resetadas até que o critério
reportado seja cancelado. Isso se aplica, por exemplo, para mensagens de funções de monitoramento ou
similares.
Um LED verde indica prontidão operacional do relé ("RUN"); não pode ser resetada. Ela desaparece se o
recurso de auto verificação do microprocessador reconhecer uma ocorrência anormal ou se for perdida a
tensão auxiliar.
Quando a tensão auxiliar está presente mas o relé tem um mau funcionamento interno, então o LED vermelho
("ERROR") acende e o relé é bloqueado.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
291
Funções
2.20.1.2 Informações via Campo de Display ou PC
Usando a interface frontal ou a porta B na parte inferior, um computador pessoal pode ser conectado, para o
qual as informações podem ser enviadas.
O relé está equipado com vários buffers de eventos para mensagens operacionais, estatísticas do disjuntor e
etc., que são protegidas contra perdas de tensão auxiliar por uma bateria de buffer. Essas mensagens podem
ser emitidas no campo do display a qualquer tempo via teclado ou transferidas para um PC via interface de
operação. A leitura das mensagens durante a operação está descrita em detalhe no SIPROTEC 4 System
Description (Descrição do Sistema SIPROTEC 4).
Classificação das Mensagens
As mensagens estão categorizadas da seguinte forma:
• Mensagens operacionais (registro de evento); mensagens geradas enquanto o dispositivo está em
operação: informações com respeito ao status das funções do dispositivo, dados medidos, dados do
sistema de potência, registros de comandos de controle, etc.
• Mensagens de faltas (registro de trip): mensagens das últimas 8 faltas da rede que foram processadas pelo
dispositivo.
• Mensagens de faltas à terra (quando o dispositivo tem detecção de falta à terra sensitiva).
• Mensagens de “estatísticas”; elas incluem um contador para os comandos de trip iniciados pelo dispositivo,
pode ser comandos de religamento assim como valores de correntes interrompidas e correntes de falta
acumuladas.
Uma lista completa de mensagens e funções de saída que podem ser geradas pelo dispositivo com o máximo
escopo funcional podem ser encontradas no Apêndice. Todas as funções estão associadas a um número de
informação (FNo). Há também uma indicação de onde cada mensagem pode ser enviada. Se as funções não
estiverem presentes na versão totalmente equipada do dispositivo, estão configuradas para Disabled, então
as indicações associadas não podem aparecer.
Mensagens Operacionais (Buffer: Registro de Eventos)
As mensagens operacionais contém informações que o dispositivo gera durante a operação e sobre as
condições da operação. Até 200 mensagens operacionais estão gravadas em ordem cronológica no
dispositivo. Novas mensagens estão anexadas no final da lista. Se a memória for utilizada até o fim, então a
mensagem mais antiga sai da lista para a entrada da nova mensagem.
Mensagens de Falta (Buffer: Registro de Trip)
Após uma falta no sistema, por exemplo, informações importantes sobre a progressão da falta pode ser gravada, tal como pickup de um elemento de proteção ou a iniciação de um sinal de trip. O início da falta é o tempo
estampado com o tempo absoluto do relógio do sistema interno. O progresso do distúrbio é emitido com um
tempo relativo referente ao instante da detecção da falta, de forma que a duração da falta até o trip e até reset
do comando de trip pode ser determinado. A resolução da informação do tempo é de 1 ms.
Mensagens Espontâneas na Frente do Dispositivo
Após a ocorrência de uma falta, o mais importante dado da falta é emitido automáticamente no display do
dispositivo, sem quaisquer outras ações operacionais. É mostrado após um pickup geral do dispositivo na
sequência mostrada na Figura 2-108.
292
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Figura 2-108
Display de mensagens espontâneas na IHM
Mensagens Recuperáveis
As mensagens para as últimas 8 faltas da rede podem ser recuperadas e lidas. A definição de uma falta na
rede é tal que o período de tempo da detecção da falta até a eliminação final do distúrbio é considerado como
sendo uma falta da rede. Se ocorrer o auto-religamento, então a falta da rede finaliza após o último disparo de
religamento, o que significa após religamento bem sucedido ou bloqueio. Sendo assim, todo o processo de
eliminação, incluindo todos os disparos de religamento ocupa somente um buffer de registro de trip. Dentro de
uma falta da rede, podem ocorrer várias mensagens de falta (do primeiro pickup de uma função de proteção
até o último dropout de uma função de proteção). Sem auto-religamento, cada evento de falta representa uma
falta da rede.
No total, 600 indicações podem ser gravadas. Os dados mais antigos são apagados para novos dados quando
o buffer está cheio.
Mensagens de Falta à Terra
Nos dispositivos com detecção de falta à terra sensitiva, registros de falta à terra separados são fornecidos
para a gravação de falta à terra. Esses registros são completados se a detecção de falta à terra não está
ajustada para trip mas sim para Somente Alarme (endereço 3101 = Alarm Only) ou o ajuste ON with GF
log tem que ser selecionado. Com esse ajuste, além da abertura do registro de falta à terra, também há trip.
Para medições de cos-ϕ / sin-ϕ, um critério para a abertura do registro de falta à terra é o pickup do elemento
VN>-. Para „U0/I0-ϕ measurements“ o registro de falta à terra é aberto assim que o elemento VN> tiver
respondido e a condição do ângulo preenchida. (Informações detalhadas estão fornecidas nos diagramas lógicos para detecção de falta à terra, Seção 2.11). Assim que há dropout do pickup, a gravação da falta é finalizada. O registro de falta à terra é aberto assim que a mensagem 1271 „Sens.Gnd Pickup“ (aparecendo)
é emitida e finalizada no desaparecimento dessa mensagem.
Até 45 mensagens de falta à terra podem ser gravadas para as 3 últimas faltas à terra. Se mais mensagens
de falta à terra forem geradas, a mais antiga será deletada consecutivamente.
Interrogação Geral
A interrogação geral que pode ser recuperada via DIGSI, habilita o status atual do dispositivo SIPROTEC 4 à
leitura. Todas as mensagens que requerem interrogação geral são mostradas com seu valor presente.
Mensagens Espontâneas
As mensagens espontâneas mostradas usando DIGSI refletem o status atual das informações que chegam.
Cada nova mensagem que chega, aparece imediatamente, isto é, o usuário não tem que esperar por uma
atualização ou mesmo dar início a uma atualização.
2.20.1.3 Informações para Um Centro de Controle
Informações armazenadas podem, adicionalemnte, serem transferidas para um controle central e dispositivo
de armazenamento se o relé estiver conectado a tal dispositivo via porta B. A transmissão é possível via vários
protocolos de transmissão.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
293
Funções
2.20.2
Estatísticas
O número de trips iniciados pelo 7SJ80, o número de comandos de fechamento iniciados pelo AR e as horas
de operação sob carga, são contados. Um contador adicional permite determinar o número de horas nas quais
o disjuntor está posicionado na condição “aberto”. Outros dados estatísticos podem ser tomados para otimizar
os intervalos para manutenção do disjuntor.
O contador e os níveis de memória são protegidos contra perdas de tensão auxiliar.
Durante a primeira partida do dispositivo de proteção os valores estatísticos são pré-definidos em zero.
Número de Trips
Para contar o número de trips do 7SJ80, o relé tem que ser informado da posição dos contatos auxiliares do
disjuntor via entradas binárias.assim, é necessário que o contador de pulsos interno esteja alocado na matriz
para uma entrada binária que seja controlada pela posição OPEN (ABERTO) do disjuntor. O valor de
contagem de pulsos "Number of TRIPs CB" pode ser encontrado no grupo “Estatísticas” se a opção "Sómente
Valores Medidos” (*Measured and Metered Values Only") foi habilitada na matriz de configuração.
Número de Comandos de Religamento Automático
O número de comandos de religamento iniciado pela função de religamento automático é somado até em
contadores separados para o 1º e ≥ 2º ciclos.
Horas Operacionais
As horas operacionais sob carga também são armazenadas (= o valor de corrente em pelo menos uma fase
é maior do que o valor limite BkrClosed I MIN ajustado no endereço 212).
Medidor de Horas do “Disjuntor Aberto"
Um medidor pode ser estabelecido como uma aplicação CFC se ele adicionar o número de horas no estado.
“Disjuntor Aberto” similarmente à operação do medidor de horas. O medidor de horas universal está ligado a
uma entrada binária respectiva e conta se a entrada binária estiver ativa. Alternativamente, atingindo o valor
do parâmetro 212 BkrClosed I MIN pode ser usado como um critério para iniciar o medidor. O medidor
pode ser resetado. Um exemplo de aplicação CFC para tal medidor, está disponível na Internet (Área de download SIPROTEC).
294
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.20.2.2 Manutenção do Disjuntor
Geral
Os procedimentos que auxiliam na conservação do disjuntor, permitem intervalos na manutenção dos polos
do disjuntor, quando seu grau de uso tornar o procedimento necessário. A redução de custos com manutenção
e assistência técnica, é um dos principais benefícios que este recurso oferece.
A manutenção geral do disjuntor acumula as correntes de trip, dos trips iniciados pelas funções de proteção e
abrange as quatro seguintes subfunções autônomas:
• Soma da corrente de trip (procedimento ΣI)
• Soma das potências de trip (procedimento ΣIx)
• Procedimento de dois-contatos para calcular a vida útil remanescente (procedimento 2P)
• Soma de todas as Integrais dos Quadrados da Corrente de Falta (procedimento I2t);
A operação de aquisição de valor medido e preparação é executada seletivamente por fase, em todas as
quatro subfunções. Cada um dos três resultados é avaliado usando-se um limite que é específico para cada
procedimento (veja a Figura 2-109).
Figura 2-109
Diagrama de procedimentos de manutenção do Disjuntor
O procedimento ΣI está sempre presente e ativo como uma função básica. Contudo, os outros procedimentos
(ΣIx, 2P e I2t) podem ser selecionados através de um parâmetro comum de configuração.
Como a carga no disjuntor depende da amplitude da corrente e da duração da ação de chaveamento, incluindo
a eliminação de arco, a determinação do critério de início e fim é de grande importância. Os procedimentos
ΣIx, 2P e I2t usam o mesmo critério para esse propósito. A lógica do critério de início e fim está ilustrada na
Figura 2-110.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
295
Funções
O critério de início é executado por um trip interno de proteção, iniciado pela indicação de grupo "device TRIP"
(“TRIP do dispositivo”). Trips iniciados pela função interna de controle, são considerados para a manutenção
do disjuntor se o comando respectivo for indicado pelo parâmetro 265 Cmd.via control. Um comando de
trip iniciado externamente pode ser considerado, se a mensagem “>52 Wear start“ for simultaneamente
enviada por uma entrada binária. O limite da mensagem enviada “>52-a“ também pode ser usado como um
critério adicional, pois sinaliza que o mecanismo do disjuntor foi colocado em movimento para separar os
contatos.
Assim que o critério de início for preenchido, o tempo parametrizado de abertura do disjuntor é iniciado. Dessa
forma, o tempo de início da separação dos contatos do disjuntor é determinado. O término do procedimento
de trip, incluindo a eliminação de arco, é determinado por outro parâmetro fixado (tempo de trip do disjuntor),
fornecido pelo fabricante do disjuntor.
Para prevenir um procedimento incorreto de cálculo em caso de falha do disjuntor, o critério de corrente 212
BkrClosed I MIN verifica se a corrente realmente retornou a zero após dois ciclos adicionais. Quando a
liberação da lógica de fase seletiva é efetuada pelo critério de corrente, os métodos de cálculo e avaliação dos
respectivos procedimentos são iniciados. Após estas ações terem sido completadas, o critério de término da
manutenção do disjuntor está cumprido e pronto para um novo início.
Observe por favor, que a manutenção do disjuntor será bloqueada se ajustes de parâmetros estiverem
incorretos. Esta condição é indicada pela mensagem “52 WearSet.fail“, “52WL.blk n PErr“ ou
“52WL.blk I PErr“ (veja a Seção 2.1.6.2, “Dados do Sistema de Potência 2“). As duas últimas indicações
serão efetivadas, somente se o procedimento 2P estiver configurado.
296
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Figura 2-110
Lógica do critério de início e fim
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
297
Funções
Procedimento Σ I
Sendo uma função básica, o procedimento ΣI não é afetado pela configuração e não requer nenhum ajuste
específico. Todas as correntes de trip que ocorrem 1½ período após um trip de proteção, são somadas em
cada fase. Estas correntes de trip são valores r.m.s. do harmônico fundamental.
A corrente interrompida em cada polo, é determinada para cada sinal de trip. A corrente interrompida de falta
é indicada nas mensagens de falta, e somada com os valores de corrente de falta previamente armazenados
nos contadores de estatística. Os valores medidos são indicados em termos primários.
O método ΣI não efetua avaliação integrada de limite. Porém, usando CFC é possível implementar um limite,
que logicamente combina e avalia as três correntes de soma, através de uma operação OR. Se a soma da
corrente exceder o limite, uma mensagem correspondente será emitida.
Procedimento Σ Ix
Enquanto o procedimento ΣI está sempre habilitado e ativo, o uso do procedimento ΣIx depende da configuração da manutenção do disjuntor. Este procedimento opera de forma semelhante ao procedimento ΣI. As diferenças referem-se à complexidade das correntes de trip e sua referência à corrente exponencial de
operação nominal do disjuntor. Devido à referência a Irx, o resultado é um número aproximado de operações
de interrupção, especificado pelo fabricante do disjuntor. Os valores exibidos podem ser interpretados como
o número de trips em uma corrente nominal de operação do disjuntor. Eles podem ser exibidos nos valores
estatísticos sem unidade e com duas casas decimais.
As correntes de trip usadas para cálculo, são um resultado dos valores rms do harmônico fundamental, que é
recalculado a cada ciclo.
Se o critério de partida for satisfeito (como descrito na Seção “Geral”), os valores r.m.s. que forem relevantes
após expirar o tempo de abertura, são verificados para cada fase quanto a cumprirem o critério de corrente.
Se um dos valores não satisfizer o critério, seu predecessor será usado ao invés, para o cálculo. Se nenhum
valor r.m.s. satisfizer o critério até o predecessor do ponto de partida, que está marcado pelo critério de partida,
um trip terá lugar, o qual só afeta a vida útil mecânica do disjuntor e consequentemente não detectado por
esse procedimento.
Se o critério de corrente garantir a liberação lógica após o tempo de abertura ter expirado, as correntes de trip
primárias recentes (Ib) são envolvidas e relacionadas com a corrente operacional nominal exponenciada do
disjuntor. Esses valores são então adicionados aos valores estatísticos existentes do procedimento ΣIx. Subsequentemente, é iniciada a comparação de limite usando o limite „ΣI^x>“ assim como a saída das potências de corrente de trip de soma relacionadas. Se um dos valores estatísticos permanecer acima do limite, a
mensagem „Threshold ΣI^x>“ é gerada.
Procedimento 2P
A aplicação do procedimento de dois pontos para o cálculo da longevidade remanescente, depende da configuração CMD. Os dados fornecidos pelo fabricante do disjuntor são transformados de tal forma que, por meio
da medição das correntes de falta, uma concreta resolução pode ser feita com respeito aos ainda possíveis
ciclos de operação. Os diagramas de ciclo operacional de duplo registro dos fabricantes do disjuntor formam
a base das correntes de falta medidas no momento da separação do contato. A determinação das correntes
de falta é efetivada de acordo com o método já descrito acima na seção do procedimento ΣIx.
Os três resultados da vida útil remanescente calculada são representados como valor estatístico. Os resultados representam o número de trips ainda possíveis, se o trip ocorrer quando a corrente atingir a corrente
nominal operacional. Eles são mostrados sem unidades e sem decimais.
Assim como nos outros procedimentos, um limite combina logicamente os três “resultados de vida útil remanescente” via uma operação OR e faz a avaliação. Forma o “limite inferior”, desde que a vida útil remanescente
esteja diminuindo a cada trip pelo número correspondente de ciclos de operação. Se um dos valores trifásicos
cair abaixo do limite, uma mensagem correspondente será emitida.
298
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Um diagrama duplo-logaritmico fornecido pelo fabricante do disjuntor ilustra a relação dos ciclos operacionais
e a corrente de trip ( veja exemplo na Figura 2-111). Esse diagrama permite que o número de trips ainda possíveis seja determinado para trip com corrente de trip igual).Conforme o exemplo, aproximadamente 1000 trips
podem ainda ser efetuados na corrente de trip de 10 kA. A característica é determinada pelos dois vértices e
sua linha de conexão. O ponto P1 é determinado pelo número de ciclos operacionais permitidos na corrente
operacional nominal Ir, o ponto P2 pelo número máximo de ciclos operacionais na corrente de trip falta nominal
Isc. Os quatro valores associados podem ser configurados.
Figura 2-111
Diagrama de ciclos de operação para o procedimento 2P
Como a Figura 2-111 ilustra um diagrama de duplo registro, a linha reta entre P1 e P2 pode ser expressa pela
seguinte função exponencial:
n = b·Ibm
onde n é o número de ciclos operacionais, b os ciclos operacionais em Ib = 1A, Ib a corrente de trip, e m o
coeficiente direcional.
A equação de linha geral para a representação logaritmica dupla pode ser derivada da função exponencial e
conduz aos coeficientes b e m.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
299
Funções
Nota
Como o coeficiente direcional de m< -4 é tecnicamente irrelevante, mas pode teóricamente ser o resultado de
ajustes incorretos, ele está limitado a -4. Se um coeficiente for menor do que -4, a função exponencial no
diagrama de ciclos operacionais é desativada. O número máximo de ciclos operacionais com Isc (263
OP.CYCLES Isc) é usado ao invés, como resultado de cálculo para o atual número de ciclos operacionais ,
veja Figura 2-112.
Figura 2-112
Limitação de valor do coeficiente direcional
Se o critério de corrente descrito na Seção „Geral“ garantir a liberação lógica fase-seletiva, o número presente
de ciclos operacionais é calculado com base nas correntes de trip determinadas quando o tempo operacional
do disjuntor tiver expirado. Elas são compensadas contra a vida útil remanescente permitindo que os valores
estatísticos presentes sejam mostrados e a avaliação iniciada usando o limite especificado. Se um dos novos
valores permanecer acima do limite, uma mensagem „Thresh.R.Endu.<“ é gerada.
Três valores estatísticos fase-seletivos adicionais são fornecidos para determinar a porção de trips puramente
mecânicos entre os resultados da vida útil remanescente (por exemplo, para fase A: „mechan.TRIP A=“).
Atuam como contadores que só contam os trips cujas correntes de trip estejam abaixo do valor do critério de
corrente.
300
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Procedimento I2t
Durante o procedimento I2t o quadrado da integral da corrente de falta ocorrendo por trip é adicionado faseseletivamente. A integral é derivada do quadrado dos valores instantâneos das correntes ocorrendo durante
o tempo de arco do disjuntor. Isso resulta em:
T CB arc = (parâmetro 266 T 52 BREAKTIME) – (parâmetro 267 T 52 OPENING).
As três somas das integrais calculadas são representadas como valores estatísticos referentes ao quadrado
da corrente nominal do dispositivo (Inom2). Como nos outros procedimentos, um limite combina logicamente as
três somas via uma operação OR e as avalia.
O quadrado das integrais da corrente de trip são adicionados aos valores estatísticos existentes. Subsequentemente, a comparação de limite é iniciada usando o limite „ΣI^2t>“, e os novos valores estatísticos
são emitidos. Se um dos valores permanecer acima do limite, uma mensagem „Thresh. ΣI^2t>“ é gerada.
Comissionamento
Usualmente, não são requeridas medidas para comissionamento. Entretanto, se o dispositivo de proteção for
mudado (por exemplo, disjuntor velho e novo dispositivo de proteção), os valores iniciais do limite respectivo
ou valores estatísticos devem ser determinados via estatísticas de chaveamento do respectivo disjuntor.
Lendo/Ajustando/Resetando Contadores
A Descrição do Sistema SIPROTEC 4 (SIPROTEC 4 System Description) fornece uma descrição de como
fazer a leitura dos contadores estatísticos via painel frontal do dispositivo ou DIGSI. Ajuste e reset desses
contadores estatísticos é feito no ítem de menu MESSAGES —> STATISTICS, sobrescrevendo os valores
mostrados no contador.
Manutenção do Disjuntor
No endereço 172 52 B.WEAR MONIT pode ser ajustada uma das alternativas de procedimento ΣIx, procedimento 2P, procedimento I2t ou Disabled. Todos os parâmetros relevantes para essa função estão disponíveis no bloco de parâmetros P.System Data 1 (Dados do Sistema de Potência !) na Seção 2.1.3 ).
Os seguintes valores de ajuste são importantes valores de entrada requeridos pelas subfunções de forma a
operarem corretamente.
O Tempo de Trip do Disjuntor é um valor característico fornecido pelo fabricante. Ele cobre o processo de trip
completo desde o comando de trip ( aplicando potência auxiliar ao elemento de trip do disjuntor) até a extinsão
do arco em todos os polos. Esse tempo é ajustado no endereço 266 T 52 BREAKTIME.
O Tempo de Operação do Disjuntor T 52 OPENING é da mesma forma, um valor característico do disjuntor.
Ele cobre o tempo gasto entre o comando de trip (aplicando potência auxiliar ao elemento de trip do disjuntor)
e a separação dos contatos do disjuntor em todos os polos. É parametrizado no endereço 267 T 52
OPENING.
O diagrama seguinte ilustra a relação entre os tempos do disjuntor.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
301
Funções
Figura 2-113
Ilustração dos tempos do disjuntor
O monitoramento de fluxo de corrente 212 BkrClosed I MIN, utilizado por algumas funções de proteção
para detectar um disjuntor fechado, é usado como o critério de corrente zero. Ele deve ser ajustado de acordo
com as funções do dispositivo usadas efetivamente. (veja também o cabeçalho de margem “Monitoramento
de Fluxo de Corrente (Disjuntor) na Seção 2.1.3.2.
Procedimento Σ I
Sendo a função básica de formação de soma de corrente, o procedimento ΣI está sempre ativo e não requer
ajustes adicionais. Isso independe da configuração no endereço 172 52 B.WEAR MONIT. Este método não
oferece avaliação integrada de limite, que pode ser implementada pelo uso de CFC.
Procedimento Σ Ix
O parâmetro 172 52 B.WEAR MONIT pode ser ajustado para ativar o procedimento ΣIx. A fim de facilitar a
avaliação da soma de todas as potências de corrente de trip, os valores são atribuidos à corrente de operação
nominal do disjuntor envolvido. Este valor é indicado nos dados do disjuntor, no endereço 260 Ir-52 em
Dados do Sistema de Potência 1 (P.System Data 1) e pode ser ajustado como valor primário. Esta referência permite que o limite do procedimento ΣIx, corresponda ao número máximo de operações de interrupção
(make-break). Para um disjuntor cujos contatos ainda não foram desgastados, o número máximo de operações de interrupções pode ser inserido diretamente como limite. O expoente para o envolvimento da corrente
nominal de operação e das correntes de trip, é ajustado no endereço 264 Ix EXPONENT. Para atender as
demandas de diferentes consumidores, este expoente 264 Ix EXPONENT pode ser incrementado de 1.0
(ajuste padrão = 2.0) a 3.0.
Para o procedimento operar corretamente, o tempo de resposta do disjuntor deve ser especificado nos
parâmetros 266 T 52 BREAKTIME e 267 T 52 OPENING.
Os valores somados podem ser interpretados como o número de operações de trip na corrente nominal de
operação do disjuntor. Eles são exibidos nos valores estatísticos sem unidade e com duas casas decimais.
302
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Procedimento 2P
O parâmetro 172 52 B.WEAR MONIT pode ser ajustado para ativar o procedimento 2P. Um diagrama de
operação de ciclos (veja exemplo de diagrama na descrição de função do procedimento 2P), fornecido pelo
fabricante, mostra a relação entre operações de interrupção (make-break) e a corrente de trip. Os dois vértices
desta característica em uma escala logarítmica dupla, são decisivos para o ajuste do endereço 260 ao 263:
Ponto P1 é determinado pelo número permitido de operações de interrupção (make-break) (parâmetro 261
OP.CYCLES AT Ir), para a corrente nominal de operação Ir (parâmetro 260 Ir-52)
Ponto P2 é determinado pelo número máximo de operações de interrupção (make-break) (parâmetro 263
OP.CYCLES Isc), para a corrente nominal de falta de trip Isc (parâmetro 262 Isc-52).
Para o procedimento operar corretamente, o tempo de resposta do disjuntor deve ser espedificado nos
parâmetros 266 T 52 BREAKTIME e 267 T 52 OPENING.
Procedimento I2t
O procedimento I2t é ativado através da configuração do parâmetro 172 52 B.WEAR MONIT. As integrais do
quadrado da corrente de falta são atribuidas ao quadrado da corrente nominal do dispositivo. Para
determinação de tempo do arco, o dispositivo precisa ser informado sobre o tempo de trip do disjuntor T 52
BREAKTIME e sobre o tempo de abertura do disjuntor T 52 OPENING. Para reconhecimento do último
cruzamento zero (eliminação de arco) das correntes após trip, é necessário o critério “Corrente-zero“.
No.
Informação
Tipo de Informações
Comentários
-
#of TRIPs=
PMV
Número de TRIPs=
409
>BLOCK Op Count
SP
>BLOQUEAR Contador Op
1020
Op.Hours=
VI
Contador de horas de operação
1021
Σ Ia =
VI
Acúmulo de corrente interrompida Ph A
1022
Σ Ib =
VI
Acúmulo de corrente interrompida Ph B
1023
Σ Ic =
VI
Acúmulo de corrente interrompida Ph C
2896
79 #Close1./3p=
VI
Nº do 1º ciclo AR de comandos de Fechamento, tripolar
2898
79 #Close2./3p=
VI
Nº mais alto ciclo AR de comandos de Fechamento, tripolar
16001
ΣI^x A=
VI
Exponenciação Soma de Corrente Fase A para Ir^x
16002
ΣI^x B=
VI
Exponenciação Soma de Corrente Fase B to Ir^x
16003
ΣI^x C=
VI
Exponenciação Soma de Corrente Fase C to Ir^x
16006
Resid.Endu. A=
VI
Duração Residual Fase A
16007
Resid.Endu. B=
VI
Duração Residual Fase B
16008
Resid.Endu. C=
VI
Duração Residual Fase C
16011
mechan.TRIP A=
VI
Número de Trips mecânicos Trips Fase A
16012
mechan.TRIP B=
VI
Número de Trips mecânicos Fase B
16013
mechan.TRIP C=
VI
Número de Trips mecânicos Fase C
16014
ΣI^2t A=
VI
Integral da Soma do Quadrado da Corrente Fase A
16015
ΣI^2t B=
VI
Integral da Soma do Quadrado da Corrente Fase B
16016
ΣI^2t C=
VI
Integral da Soma do Quadrado da Corrente Fase C
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
303
Funções
2.20.3
Medição
Uma série de valores medidos e valores derivados deles estão constantemente disponíveis para visualização
local ou transferência de dados.
Aplicações
• Informações sobre o status real do sistema
• Conversão de valores secundários para primários e porcentagens.
Pré-requisitos
Exceto para valores secundários, o dispositivo está apto a indicar os valores primários e porcentagens dos
valores medidos.
Uma pré-condição correta de mostrar os valores primários e porcentagens é a correta e completa parametrização dos valores nominais para os transformadores de instrumentos e equipamento protegido, assim como
relações de transformação de tensão e corrente nos elementos à terra ao configurar o dispositivo. A tabela
seguinte mostra as fórmulas que são a base para a conversão de valores secundários em valores primários e
porcentagens.
Ao usar conexão de tensão capacitiva, os valores medidos para potência, P, Q, S, fator de potência, energia
e valores derivados, tais como valores médios, etc. não estão disponíveis.
2.20.3.1 Display de Valores Medidos
Tabela 2-20
Valores
Medidos
Secundário
IA, IB, IC,
I1, I2
Isec.
IN = 3 ·I0
(calculada)
IN sec.
IN = valor
medido da
entrada IN
IN sec.
INs
(INs_rms,
INsativa,
INsreativa)
INs sec.
IN2 = valor
medido da
entrada IN2
IN2 sec.
VA, VB, VC,
V0, V1, V2,
Vsyn
Vph-n sec.
Formula de conversão entre valores secundários, primários e percentuais
Primário
%
VA–B, VB–C, VC–A Vph-ph sec.
304
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Valores
Medidos
Secundário
VN
VN sec.
Vx
Vx sec.
Primário
%
P, Q, S (P e Q
Nenhum valor secundário medido
fase-segregada)
Fator de Potên- cos ϕ
cia (fase-segregada)
cos ϕ
Frequência
f em Hz
f em Hz
Tabela 2-21
cos ϕ · 100 em %
Legenda para fórmula de conversão
Parâmetro
Endereço
Parâmetro
Endereço
Vnom PRIMARY
202
Ignd-CT PRIM
217
Vnom SECONDARY
203
Ignd-CT SEC
218
CT PRIMARY
204
Ignd2-CT PRIM.
238
CT SECONDARY
205
Ignd2-CT SEC.
239
Vph / Vdelta
206
FullScaleVolt.
1101
VXnom PRIMARY
232
FullScaleCurr.
1102
VXnom SECONDARY
233
Dependendo do tipo de dispositivo solicitado e de suas conexões, alguns dos valores de operação medidos
listados abaixo, podem não estar disponíveis. As tensões fase-terra são medidas diretamente, se as entradas
de tensão estiverem em conexão fase-terra, ou são calculadas a partir das tensões fase-fase VA–B e VB–C e da
tensão residual VN.
A tensão residual VN é medida diretamente ou calculada a partir de tensões fase-terra:
Por favor observe que o valor V0 está indicado em valores operacionais medidos.
A corrente à terra IN é medida diretamente ou calculada a partir das correntes condutor.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
305
Funções
Na entrega do dispositivo, a potência e os valores de operação estão ajustados de forma que a potência na
direção da linha é positiva. Componentes ativos na direção da linha, e componentes indutivos reativos na direção da linha, também são positivos. O mesmo se aplica ao fator de potência cosϕ. É ocasionalmente desejado definir o traçado da potência a partir da linha (por exemplo, como visto pelo consumidor) positivamente.
Usando o parâmetro 1108 P,Q sign, os sinais para esses componentes pode ser invertidos.
O cálculo dos valores operacionais medidos também é efetuado enquanto uma falta está em andamento. Os
valores são atualizados em intervalos de > 0.3 s e < 1 s.
2.20.3.2 Valores de Transmissão Medidos
Valores medidos podem ser transferidos para um controle central e dispositivo de armazenagem via porta B.
A faixa de medição em que estes valores são transmitidos, depende do protocolo e, se necessário, de ajustes
adicionais.
Protocolo
306
Faixa transmissível de medição, formato
IEC 60870–5–103
0 a 240 % do valor medido.
IEC 61850
Os valores primários de operação medidos são transmitidos.
Os valores medidos, assim como seu formato unitário, são detalhados no manual PIXIT
7SJ.
Os valores medidos são transmitidos no formato “Flutuante“. A faixa de medição
transmitida não é limitada e corresponde à medição operacional.
PROFIBUS,
Modbus, DNP 3.0
O formato unitário dos valores medidos no lado do dispositivo, é em princípio gerado
automaticamente pelos valores nominais selecionados de corrente e tensão, com os
dados do sistema.
O formato unitário da corrente pode ser determinado em DIGSI ou no dispositivo, via
Menu Valores Operacionais.
O usuário pode selecionar através de DIGSI, quais valores operacionais medidos
(primário, secundário ou percentual) devem ser transmitidos.
Os valores medidos são sempre transmitidos como valores de 16-bit, incluindo sinal
(faixa ± 32768). O usuário pode definir a escala do valor operacional medido a ser
transmitido. Isto resultará na respectiva faixa de medição transmissível.
Para mais detalhes, por favor leia as descrições e perfis dos protocolos.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
601
Ia =
MV
Ia
602
Ib =
MV
Ib
603
Ic =
MV
Ic
604
In =
MV
In
605
I1 =
MV
I1 (sequência positiva)
606
I2 =
MV
I2 (sequência negativa)
621
Va =
MV
Va
622
Vb =
MV
Vb
623
Vc =
MV
Vc
624
Va-b=
MV
Va-b
625
Vb-c=
MV
Vb-c
626
Vc-a=
MV
Vc-a
627
VN =
MV
VN
629
V1 =
MV
V1 (sequência positiva)
630
V2 =
MV
V2 (sequência negativa)
632
Vsync =
MV
Vsync (sincronismo)
641
P =
MV
P (potência ativa)
642
Q =
MV
Q (potência reativa)
644
Freq=
MV
Frequência
645
S =
MV
S (potência aparente)
680
Phi A =
MV
Ângulo Va-Ia
681
Phi B =
MV
Ângulo Vb-Ib
682
Phi C =
MV
Ângulo Vc-Ic
701
INs Real
MV
Corrente resistiva à terra em sistemas isolados
702
INs Reac
MV
Corrente reativa à terra em sistemas isolados
807
Θ/Θtrip
MV
Sobrecarga Térmica
830
INs =
MV
INs Corrente Sensível de Falta à terra
831
3Io =
MV
3Io (sequência zero)
832
Vo =
MV
Vo (sequência zero)
901
PF =
MV
Fator de Potência
16031
ϕ(3Vo,INs) =
MV
30701
Pa =
MV
Pa (potência ativa, fase A)
30702
Pb =
MV
Pb (potência ativa, fase B)
30703
Pc =
MV
Pc (potência ativa, fase C)
30704
Qa =
MV
Qa (potência reativa, fase A)
30705
Qb =
MV
Qb (potência reativa, fase B)
30706
Qc =
MV
Qc (potência reativa, fase C)
30707
PFa =
MV
Fator de Potência, fase A
30708
PFb =
MV
Fator de Potência, fase B
30709
PFc =
MV
Fator de Potência, fase C
30800
VX =
MV
Tensão VX
30801
Vph-n =
MV
Tensão fase-neutra
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
307
Funções
2.20.4
Média de Medições
As médias de longo prazo são calculadas e emitidas pelo 7SJ80.
Médias de Longo Prazo
As médias de longo prazo das correntes trifásicas Ix, os componentes de sequência positiva I1 para as
correntes trifásicas, a potência real P, potência reativa Q e potência aparente S, são calculados dentro de um
período ajustado de tempo e indicados em valores primários.
Para as médias de longo prazo acima mencionadas, a extensão da janela de tempo para cálculo da média e
a frequência na qual é atualizada, podem ser ajustadas.
Cálculo da Média
A seleção do período de tempo para cálculo da média do valor medido, é ajustada com o parâmetro 8301 DMD
Interval no grupo de ajuste correspondente de A a D em MEASUREMENT(MEDIÇÃO). O primeiro número
especifica a janela de tempo de cálculo da média em minutos, enquanto que o segundo número fornece a frequência de atualizações dentro dessa janela de tempo. 15 Min., 3 Subs, por exemplo, significa: Média de
tempo é gerada para todos os valores medidos com uma janela de 15 minutos. A saída é atualizada cada 15/3
= 5 minutos.
Com o endereço 8302 DMD Sync.Time, o tempo de início da janela de cálculo da média ajustado no
endereço 8301 é determinado. Esse ajuste especifica se a janela deverá iniciar na hora (On The Hour) ou
15 minutos após (15 After Hour) ou 30 minutos / 45 minutos depois da hora (30 After Hour, 45 After
Hour).
Se os ajustes para cálculo da média são mudados, então os valores medidos armazenados no buffer são deletados e novos resultados para cálculo da média só estarão disponíveis após ter passado o período de tempo
ajustado.
308
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.20.4.3 Ajustes
End.
Parâmetro
Opções de Ajuste
Ajuste Padrão
Comentários
8301
DMD Interval
15 Min., 1 Sub
15 Min., 3 Subs
15 Min.,15 Subs
30 Min., 1 Sub
60 Min., 1 Sub
60 Min.,10 Subs
5 Min., 5 Subs
60 Min., 1 Sub
Intervalos de Cálculo da
Demanda
8302
DMD Sync.Time
On The Hour
15 After Hour
30 After Hour
45 After Hour
On The Hour
Tempo de Sincronização da
Demanda
No.
833
Informação
I1 dmd=
Tipo de
Info.
MV
Comentários
Demanda de I1 (sequência positiva)
834
P dmd =
MV
Demanda de Potência Ativa
835
Q dmd =
MV
Demanda de potência Reativa
836
S dmd =
MV
Demanda de Potência Aparente
963
Ia dmd=
MV
Demanda de I A
964
Ib dmd=
MV
Demanda de I B
965
Ic dmd=
MV
Demanda de I C
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
309
Funções
2.20.5
Ajuste de Medição Min/Max
Os valores mínimos e máximos são calculados pelo 7SJ80. Hora e data da última atualização dos valores
pode ser também lida.
Valores Mínimos e Máximos
Os valores mínimo e máximo para as três correntes de fase Ix, as três tensões de fase Vx-N, as tensões fasefase Vxy, o componente de sequência positiva I1 e V1, e tensão VN, a potência ativa P, potência reativa Q e
potência aparente S, a frequência e o fator de potência ϕ, valores primários. são formados incluindo data e
hora em que foram atualizados pela última vez.
Os valores máximo e mínimo das médias de longo prazo listados na seção anterior também são calculados.
Os valores mínimo e máximo podem ser resetados via entradas binárias, via DIGSI ou via painel de controle
integrado a qualquer momento. Em adição, o reset também pode ser efetuado ciclicamente, iniciando um
ponto pré-selecionado no tempo.
Valores Mínimos e Máximos
O rastreamento dos valores mínimos e máximos podem ser automaticamente resetados em um ponto programável no tempo. Para selecionar esse recurso, o endereço 8311 MinMax cycRESET deverá ser ajustado
para YES. O ponto no tempo em que o reset ocorre ( o minuto do dia em que o reset ocorrerá) é ajustado no
endereço 8312 MiMa RESET TIME. O ciclo de reset em dias é parametrizado no endereço 8313 MiMa
RESETCYCLE, e a data de inicio do processo cíclico, desde o tempo do procedimento de ajuste (em dias) é
parametrizado no endereço 8314 MinMaxRES.START.
2.20.5.3 Ajustes
End.
Parâmetro
Opções de Ajuste
Ajuste Padrão
Comentários
8311
MinMax cycRESET
NO
YES
YES
Função de Reset Cíclico
Automático
8312
MiMa RESET TIME
0 .. 1439 min
0 min
Temporizador de Reset Mínimo
/Máximo
8313
MiMa RESETCYCLE
1 .. 365 Days
7 Days
Período de Ciclo de Reset
MinMax
8314
MinMaxRES.START
1 .. 365 Days
1 Days
Inicio do Ciclo de Reset MinMax
em
310
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Funções
No.
Informações
Tipo de
Info.
Comentários
-
ResMinMax
IntSP_Ev
Reset Minimo e Máximo do Contador
395
>I MinMax Reset
SP
Reset de Buffer de >I MIN/MAX
396
>I1 MiMaReset
SP
Reset de Buferr de >I1 MIN/MAX
397
>V MiMaReset
SP
Reset de Buffer de >V MIN/MAX
398
>VphphMiMaRes
SP
Reset de Buffer de >Vphph MIN/MAX
399
>V1 MiMa Reset
SP
Reset de Buffer de >V1 MIN/MAX
400
>P MiMa Reset
SP
Reset de Buffer de >P MIN/MAX
401
>S MiMa Reset
SP
Reset de Buffer de >S MIN/MAX
402
>Q MiMa Reset
SP
Reset de Buffer de>Q MIN/MAX
403
>Idmd MiMaReset
SP
Reset de Buffer de>Idmd MIN/MAX
404
>Pdmd MiMaReset
SP
Reset de Buffer de>Pdmd MIN/MAX
405
>Qdmd MiMaReset
SP
Reset de Buffer de>Qdmd MIN/MAX
406
>Sdmd MiMaReset
SP
Reset de Buffer de>Sdmd MIN/MAX
407
>Frq MiMa Reset
SP
Reset de Buffer de>Frq. MIN/MAX
408
>PF MiMaReset
SP
Reset de Buffer de>Fator de Potência MIN/MAX
412
> Θ MiMa Reset
SP
Reset de Buffer de>Theta MIN/MAX
837
IAdmdMin
MVT
Mínima Demanda de I A
838
IAdmdMax
MVT
Demanda Máxima de I A
839
IBdmdMin
MVT
Mínima Demanda de I B
840
IBdmdMax
MVT
Demanda Máxima de I B
841
ICdmdMin
MVT
Mínima Demanda de I C
842
ICdmdMax
MVT
Demanda Máxima de I C
843
I1dmdMin
MVT
Demanda Mínima de I1 (sequência positiva)
844
I1dmdMax
MVT
Demanda Máxima de I1 (sequência positiva)
845
PdMin=
MVT
Demanda Mínima de Potência Ativa
846
PdMax=
MVT
Demanda Máxima de potência Ativa
847
QdMin=
MVT
Mínima Potência Reativa
848
QdMax=
MVT
Máxima Potência Reativa
849
SdMin=
MVT
Mínima Potência Aparente
850
SdMax=
MVT
Máxima Potência Aparente
851
Ia Min=
MVT
Ia Min
852
Ia Max=
MVT
Ia Max
853
Ib Min=
MVT
Ib Min
854
Ib Max=
MVT
Ib Max
855
Ic Min=
MVT
Ic Min
856
Ic Max=
MVT
Ic Max
857
I1 Min=
MVT
Mínima I1 (sequência positiva)
858
I1 Max=
MVT
Máxima I1 (sequência positiva)
859
Va-nMin=
MVT
Va-n Min
860
Va-nMax=
MVT
Va-n Max
861
Vb-nMin=
MVT
Vb-n Min
862
Vb-nMax=
MVT
Vb-n Max
863
Vc-nMin=
MVT
Vc-n Min
864
Vc-nMax=
MVT
Vc-n Max
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
311
Funções
No.
865
Informações
Tipo de
Info.
Comentários
Va-bMin=
MVT
Va-b Min
867
Va-bMax=
MVT
Va-b Max
868
Vb-cMin=
MVT
Vb-c Min
869
Vb-cMax=
MVT
Vb-c Max
870
Vc-aMin=
MVT
Vc-a Min
871
Vc-aMax=
MVT
Vc-a Max
872
Vn Min =
MVT
V neutra Min
873
Vn Max =
MVT
V neutra Max
874
V1 Min =
MVT
Mínima Tensão V1 (sequência positiva)
875
V1 Max =
MVT
Máxima Tensão V1 (sequência positiva)
876
Pmin=
MVT
Mínima Potência Ativa
877
Pmax=
MVT
Máxima Potência Ativa
878
Qmin=
MVT
Mínima Potência Reativa
879
Qmax=
MVT
Máxima Potência Reativa
880
Smin=
MVT
Mínima Potência Aparente
881
Smax=
MVT
Máxima Potência Aparente
882
fmin=
MVT
Mínima Frequência
883
fmax=
MVT
Máxima Frequência
884
PF Max=
MVT
MáximoFator de Potência
885
PF Min=
MVT
Mínimo Fator de Potência
1058
Θ/ΘTrpMax=
MVT
Máxima Medida de Sobrecarga
1059
Θ/ΘTrpMin=
MVT
Mínima Medida de Sobrecarga
2.20.6
Set Points para Valores Medidos
Os dispositivos SIPROTEC facilitam o ajuste de valores limite para alguns valores medidos. Se algum desses
limites é atingido, excedido ou cair abaixo durante a operação, o dispositivo emite um alarme que é indicado
na forma de uma mensagem operacional. Isso pode estar alocado para LEDs e/ou entradas e saídas binárias,
transferidas via interfaces e ligadas no DIGSI CFC. Os valores limite podem ser configurados via DIGSI CFC
e alocados matriz DIGSI do dispositivo.
Aplicações
• Esse programa de monitoramento trabalha com repetições de medições múltiplas e uma prioridade mais
baixa do que as funções de proteção. Sendo assim, pode não ocorrer pickup se os valores medidos forem
mudados espontâneamente no evento de uma falta, antes de ocorrer o pickup ou trip da função de
proteção. Esse programa de monitoramento é dessa forma absolutamente inadequado para bloqueio das
funções de proteção.
312
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Setpoints para Valores Medidos
Ajustes são executados na Matriz de configuração do DIGSI em Settings, Masking I/O (Configuration
Matrix). Aplique o filtro "Measured and Metered Values Only" (Medidas e Valores Medidos Apenas) e
selecione o grupo de configuração "Set Points (MV)".
Aqui você pode inserir novos valores de limites via Catálogo de Informações que estão subsequentemente
ligadas ao valor medido a ser monitorado usando CFC.
Essa visão também permite que você mude os ajustes padrão dos valores limite em Properties
(Propriedades).
Os ajustes para valores limite devem ser em porcentagem e usualmente referem-se a valores nominais do
dispositivo.
Para mais detalhes, consulte SIPROTEC 4 System Description (Descrição do Sistema SIPROTEC 4) e o
DIGSI CFC Manual(Manual CFC DIGSI).
2.20.7
Set Points para Estatística
Para os contadores estatísticos, os valores limite podem ser parametrizados de forma que uma mensagem
seja gerada assim que sejam atingidos. Essas mensagens podem ser alocadas para ambos, relés de saída e
LEDs.
Valores Limite para o Contador Estatístico
Os valores limite para os contadores estatísticos podem ser ajustados em DIGSI em Annunciation →
Statistic no sub-menu Statistics. Clique duas vezes para mostrar os conteúdos correspondentes na nova
janela. Sobrescrevendo o valor anterior, um novo valor pode ser parametrizado (veja também Descrição do
Sistema SIPROTEC 4 (SIPROTEC 4 System Description).
No.
-
Informações
OpHour>
Tipo de Informações
Comentários
LV
Horas Operacionais Maior do que
272
SP. Op Hours>
OUT
Set Point de Horas Operacionais
16004
ΣI^x>
LV
Limite da Exponenciação da Soma da Corrente
16005
Threshold ΣI^x>
OUT
Excedido Limite da Exponenciação da Soma da Corrente
16009
Resid.Endu. <
LV
Limite Inferior da Duração Residual do Disjuntor
16010
Thresh.R.Endu.<
OUT
Duração Residual do Disjuntor Caiu Abaixo do Limite
16017
ΣI^2t>
LV
Limite da Integral do Quadrado da Corrente de Soma
16018
Thresh. ΣI^2t>
OUT
Excedido Limite da Integral do Quadrado da Corrente de
Soma
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
313
Funções
2.20.8
Medição de Energia
Valores medidos para energia ativa e reativa são determinados pelo dispositivo. Eles podem ser emitidos via
display do dispositivo, lidos com DIGSI via interface do operador ou transmitidos para um centro de controle
via porta B.
Valores Medidos para Energia Ativa e Reativa
Valores medidos da potência real Wp e potência reativa (Wq) são adquiridos em kilowatt, megawatt ou gigawatt
horas primpários ou em kVARh, MVARh ou GVARh primários, separadamente conforme a entrada (+) e a
saída (–), ou capacitivo e indutivo. A resolução do valor medido pode ser configurada. Os sinais dos valores
medidos aparecem como configurados no endereço 1108 P,Q sign (veja Seção „Display de Valores
Medidos“).
Ajuste de Parâmetros para Resolução de Medição
O parâmetro 8315 MeterResolution pode ser usado para maximizar a resolução dos valores de energia
medidos pelo (Fator 10) Factor 10 ou (Fator 100)Factor 100 comparado ao ajuste padrão Standard.
2.20.8.3 Ajustes
End.
8315
Parâmetro
MeterResolution
Opções de Ajustes
Standard
Factor 10
Factor 100
Ajuste Padrão
Standard
Comentários
Resolução do Medidor
No.
Informações
Tipo de
Info.
-
Meter res
888
Wp(puls)
PMV
Energia Pulsada Wp (ativa)
889
Wq(puls)
PMV
Energia Pulsada Wq (reativa)
916
WpΔ=
-
Incremento de energia ativa
917
WqΔ=
-
Incremento de energia reativa
924
WpForward
MVMV
Wp Para Frente
925
WqForward
MVMV
Wq Para Frente
928
WpReverse
MVMV
Wp Reversa
929
WqReverse
MVMV
Wq Reversa
314
IntSP_Ev
Comentários
reset do medidor
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.20.9
Ajudas de Comissionamento
No modo de teste ou durante o comissionamento, as informações do dispositivo transmitidas para uma central
ou dispositivo de armazenamento podem ser influenciadas. Existem ferramentas disponíveis para teste da
interface do sistema (porta B) e entradas e saídas binárias do dispositivo.
Aplicações
• Modo de Teste
• Comissionamento
Pré-requisitos
Para estar apto a usar as ajudas de comissionamento descritas a seguir, o dispositivo deve estar conectado
a um centro de controle via porta B.
Influência de Informações para o Centro de Controle Durante o Modo de Teste
Alguns dos protocolos disponíveis permitem a identificação de todas as mensagens e valores medidos transmitidos para o centro de controle com o “modo de teste” como causa da mensagem enquanto o dispositivo é
testado no local. Essa identificação previne a mensagem de ser interpretada incorretamente como resultante
de uma falta real. Além disso, o bloqueio da transmissão pode ser ajustado durante o teste, de forma que
nenhuma mensagem seja transferida ao centro de controle.
Isso pode ser implementado via entradas binárias, usando a interface na frente do dispositivo e um PC.
A Descrição do Sistema SIPROTEC 4 (SIPROTEC 4 System Description) estabelece em detalhes como ativar
e desativar o modo de teste e bloquear a transmissão de dados.
Testando a Conexão com um Centro de Controle
Via DIGSI o controle do dispositivo pode ser testado quanto à transmissão correta das mensagens.
Uma caixa de diálogo mostra os textos do display que foram alocados à interface do sistema (porta B) na
matriz do DIGSI. Em uma outra coluna da caixa de diálogo, pode ser definido um valor para a mensagem a
ser testada (por exemplo, mensagem ON / mensagem OFF). Após entrar com a senha no. 6 (para menus de
teste do hardware), a mensagem correspondente é emitida e pode ser lida no registro de eventos do dispositivo SIPROTEC 4 e no centro de controle da subestação.
O procedimento está descrito em detalhes no Capítulo "Montagem e Comissionamento".
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
315
Funções
Verificando as Entradas e Saídas Binárias
As entradas e saídas binárias e LEDs de um dispositivo SIPROTEC 4 podem ser ajustados individualmente e
controlados com precisão no DIGSI. Esse recurso pode ser usado, por exemplo, para verificar o controle das
ligações do dispositivo ao equipamento da subestação (verificações operacionais) durante a partida.
Uma caixa de diálogo mostra todas as entradas e saídas binárias assim como os LEDs do dispositivo com
seus status atuais. O equipamento de operação, comandos ou mensagens que estão configuradas (endereçadas) nos componentes do hardware também são mostradas. Após ter entrado com a senha no. 6 (para menus
de teste do hardware), é possível comutar para o status oposto em outra coluna da caixa de diálogo. Então,
você pode energizar cada único relé de saída para verificar a ligação entre o dispositivo protegido e o sistema
sem ter que criar o alarme alocado para tanto.
O procedimento está descrito em detalhes no Capítulo “Montagem e Comissionamento”.
Criando Gravações Oscilográficas para Testes
Durante o comissionamento, sequências de energização deverão ser executadas para testar a estabilidade
da proteção também durante operações de fechamento. Gravações de eventos oscilográficos contém a
máxima informação do comportamento da proteção.
Em conjunto com a capacidade de armazenamento de gravações de falta via pickup da função de proteção,o
7SJ80 tem também a capacidade de capturar os mesmos dados quando são fornecidos comandos ao dispositivo via programa de operação DIGSI, interface serial ou uma entrada binária. Para a última, o evento
“>Trig.Wave.Cap.“, deve ser alocado a uma entrada binária. Ocorre, então, o disparo para a gravação
oscilográfica, por exemplo, via entrada binária quando o objeto de proteção está energizado.
Uma gravação oscilográfica disparada externamente (isto é, sem pickup do elemento de proteção) é processada pelo dispositivo como gravação de falta normal. Para cada gravação oscilográfica é criada uma gravação
da falta a qual é dado seu número individual para assegurar que a designação seja feita adequadamente.
Entretanto, essas gravações oscilográficas não são mostradas no buffer de registro de falta no display, pois
não são eventos de falta da rede.
O procedimento está descrito em detalhes no Capítulo “Montagem e Comissionamento”.
316
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
2.21 Controle do Disjuntor
2.21
Uma função de comando de controle está integrada no SIPROTEC 4 7SJ80 para coordenar a operação dos
disjuntores e outro equipamento no sistema de potência.
Os comandos de controle podem ser originários de quatro fontes de comando:
• Controle local no painel de operação do dispositivo
• Operação usando DIGSI
• Controle remoto via centro de controle da rede ou controlador da subestação (por exemplo, SICAM)
• Funções automáticas (por exemplo, via entrada binária)
São suportadas subestações com barramentos simples e múltiplos. O número de dispositivos de chaveamento a ser controlado está limitado somente pelo número de entradas e saídas binárias. Verificações de
intertravamento asseguram alta segurança contra operações mau executadas e uma infinidade de tipos de
chaves e modos operacionais estão disponíveis.
2.21.1
Dispositivo de Controle
A subestação também pode ser controlada via painel de operação do dispositivo, DIGSI ou uma conexão com
o equipamento de controle da subestação.
Aplicações
• Subestações com barramentos simples e duplos
Pré-requisitos
O número de dispositivos de chaveamento a ser controlado está limitado por:
– entradas binárias existentes
– saídas binárias existentes.
Operação Usando O Painel de Operação do Dispositivo
Para controle do dispositivo, existem duas teclas coloridas independentes localizadas abaixo do display gráfico. Se você se encontra em algum local do menu fora do sub-menu de controle, você pode retornar ao modo
de controle por meio de uma dessas teclas.
A seguir, selecione o equipamento de chaveamento a ser operado com a ajuda das teclas de navegação. A
direção do chaveamento é determinada pela operação dos botões I ou O. A direção de chaveamento selecionada é mostrada piscando na linha inferior do “prompt” de segurança.
Prompts de senha e segurança previnem operações de chaveamento não pretendidas. Com ENTER é
confirmada a entrada.
O cancelamento é possível a qualquer momento antes da emissão do comando de controle ou durante a
seleção de chaveamento via tecla Esc.
Finalização do comando, feedback ou qualquer violação das condições de intertravamento são indicadas.
Para outras informações sobre a operação do dispositivo favor consultar o Capítulo 2.22.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
317
Funções
Operação usando DIGSI®
O dispositivo de chaveamento pode ser controlado via interface de controle do operador com um PC usando
o software DIGSI. O procedimento para isso está descrito na Descrição do Sistema SIPROTEC 4, Controle de
Chaveamento (SIPROTEC 4 System Description, Control of Switchgear).
Operação usando a Interface do Sistema
O dispositivo de chaveamento pode ser controlado via interface serial do sistema e uma conexão com o equipamento de controle da subestação. Para tanto é necessário que o periférico requerido exista fisicamente no
dispositivo assim como na subestação. Além disso, certos ajustes para a inteface serial precisam ser feitos no
dispositivo, veja a Descrição do Sistema SIPROTEC4 (SIPROTEC 4 System Description).
No.
Informações
Tipo de
Info.
-
52Breaker
-
52Breaker
DP
52 Disjuntor
-
Disc.Swit.
CF_D2
Chave seccionadora
-
Disc.Swit.
DP
Chave seccionadora
-
GndSwit.
CF_D2
Chave Terra
-
GndSwit.
DP
Chave Terra
31000
Q0 OpCnt=
VI
Q0 contador de operações=
31001
Q1 OpCnt=
VI
31008
Q8 OpCnt=
VI
2.21.2
CF_D12
Comentários
52 Disjuntor
Tipos de Comando
Em conjunto com o controle do sistema de potência vários tipos de comandos podem ser mencionados para
o dispositivo:
Comandos para o Processo
Estes são comandos que são diretamente emitidos para o chaveamento para a mudança de seu estado de
processo:
• Comandos de chaveamento para controle dos disjuntores (não sincronizado), secionadoras e eletrodos à
terra
• Comandos de estágios, por exemplo, aumentando ou diminuindo LTCs de transformador
• Comandos de set-points com ajustes de tempo configuráveis, por exemplo, para controle das bobinas de
Petersen
318
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Pseudo Comandos / Internos
Não operam saídas binárias diretamente. Servem para iniciar funções interna, simular mudanças de estado
ou para reconhecer mudanças de estado.
• Comandos dominantes manuais para atualizar informações manualmente em objetos dependentes do
processo tais como anunciações e estados de chaveamento, por exemplo, se a comunicação com o
proceso é interrompida. Objetos dominantes manualmente são indicados da mesma forma que no status
da informação e podem ser mostrados correspondentemente.
• Comandos de identificação são emitidos para estabelecer ajustes interno, por exemplo, deletando / pré-ajustando a autoridade de chaveamento (remota versus local), uma mudança de ajuste de parâmetro, bloqueio
de transmissão de dados à interface SCADA e setpoints de valores medidos.
• Reconhecimento e reset de comandos para ajuste e reset de buffers internos ou estado de dados.
• Comando de status da informação para ajustar/resetar informações adicionais ao “status de informação” de
um objeto em processo, tais como:
– Bloqueio de entrada
– Bloqueio de saída
2.21.3
Sequência de Comando
Mecanismos de segurança na sequência de comandos assegura que um comando só pode ser liberado após
uma completa verificação do critério de pré-ajuste ter sido concluido com sucesso. Verificações de intertravamento padrão são fornecidas para cada comando de controle individual. Adicionalmente, condições de intertravamento definidas pelo usuário podem ser programadas separadamente para cada comando. A execução
real do comando também é monitorada. O procedimento geral da tarefa de comando está descrito na lista
seguinte:
Sequência de Verificação
Favor observar o seguinte::
• Entrada de Comando, por exemplo, usando o teclado na interface do usuário local do dispositivo
– Verificação de Senha → Direitos de Acesso
– Verificação do Modo de Chaveamento (intertravamento ativado / desativado) → Seleção do
Reconhecimento do Intertravamento Desativado.
• Verificações de intertravamento configuráveis pelo usuário
– Autoridade de Chaveamento
– Verificação da Posição do Dispositivo (ajuste versus comparação real)
– Intertravamento, Zona Controlada (lógica usando CFC)
– Intertravamento do Sistema (centralmente, usando sistema SCADA ou controlador da subestação)
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
319
Funções
– Operação Dupla (intertravamento contra operação paralela de chaveamento)
– Bloqueio da Proteção (bloqueio de operações de chaveamento pelas funções de proteção).
• Verificações de Comandos Fixos
– Tempo de Processo Interno (software watch dog que verifica o tempo para processamento da ação de
controle entre a inicialização do controle e o fechamento final do contato do relé)
– Modificação de Ajuste em Andamento (se a modificação do ajuste está em processo, os comandos são
recusados ou temporizados)
– Equipamento operacional habilitado como saída (se um componente do equipamento de operação foi
configurado, mas não configurado para uma entrada binária, o comando é recusado)
– Bloqueio de Saída (se um bloqueio de saída foi programado para o disjuntor e está ativo no momento
em que o comando é processado,então o comando é recusado)
– Erro na Placa do Hardware
– Comando em Progresso (só um comando pode ser procesado de cada vez para um equipamento
operante, Bloqueio de Operação Duplo relacionado ao objeto)
– 1-de-n-verificações (para esquemas com múltiplas designações, tais como contatos de relés dividindo
um terminal comum, uma verificação é feita se o comando já está ativo para esse ajuste dos relés de
saída).
Monitoramento da Execução de Comando
É monitorado o seguinte:
• Interrupção de um comando devido ao Comando de Cancelamento
• Monitoramento do Tempo em Progresso (mensagem de feedback do tempo de monitoramento)
2.21.4
Intertravamento
O intertravamento do sistema é executado pela lógica definida pelo usuário (CFC).
Verificações de intertravamento em um sistema SICAM/SIPROTEC 4 estão normalmente divididas nos
seguintes grupos:
• O intertravamento do sistema permanece na base de dados do sistema na subestação ou sistema de
controle central.
• Intertravamento de bay permanece na base de dados do objeto (feedbacks) da unidade de bay.
• Intertravamento de bay cruzado via mensagens GOOSE diretamente entre as unidades de bay e relés de
proteção (comunicação inter relé com GOOSE é executada via módulo EN100).
A extensão das verificações de intertravamento é determinada pela configuração do relé. Para obter mais
informações sobre GOOSE, favor consultar a Descrição do Sistema SIPROTEC/1/( SIPROTEC System
Description /1/.
Objetos de chaveamento que requerem intertravamento de sistema em um sistema de controle central estão
designados a um parâmetro específico dentro da unidade de bay (via matriz de configuração).
320
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Para todos os comandos, a operação com intertravamento (modo normal) ou sem intertravamento
(Intertravamento OFF) pode ser selecionada:
• Para comandos locais pela reprogramação de ajustes com prompt de senha
• Para comandos automático, via processamento de comando pelo CFC e reconhecimento de
intertravamento desativado.
• Para comandos local / remoto, usando um comando adicional desabilitado de intertravamento, via Profibus.
Chaveamento Intertravado / Não-Intertravado
As verificações de comando configuráveis nos dispositivos SIPROTEC 4 são também chamadas de “intertravamento padrão’. Essas verificações podem ser ativadas via DIGSI (chaveamento / identificação intertravada)
ou desativadas (não-intertravada).
Chaveamento de intertravamento desativado significa que condições de intertravamento configuradas não
são verificadas no relé.
Chaveamento intertravado significa que todas as condições de intertravamento configuradas são verificadas
dentro do processamento do comando. Se uma condição não é preenchida, o comando será rejeitado por uma
mensagem com um sinal menos (-) adicionado a ele (por exemplo, "„CO–“"), imediatamente seguido pela
mensagem.
A tabela seguinte mostra os tipos possíveis de comandos em um dispositivo de chaveamento e suas
anunciações correspondentes. Para o dispositivo, as mensagens designadas com * são mostradas nos
registros de evento, para DIGSI elas aparecem nas mensagens espontâneas.
Tipo de Comando
Comando
Causa
Mensagem
Controle emitido - (Control issued)
Chaveamento (Switching)
CO
CO+/–
Identificação Manual (positiva / negativa) - (Manual
tagging [positive / negative])
Identificação
Manual - (Manual
tagging)
MT
MT+/–
Comando de estado da informação, bloqueio de
Bloqueio de entrada ST
entrada - (Information state command, input blocking) - (Input blocking)
ST+/– *)
Comando de estado da informação, bloqueio de saída Bloqueio de saída - ST
- (Information state command, output blocking)
(Output blocking)
ST+/– *)
Comando cancelar - (Cancel command)
CA+/–
Cancelar - (Cancel) CA
O sinal (+) aparecendo na mensagem é uma confirmação da execução do comando. A execução do comando
foi como esperado, ou em outras palavras, positivo. O sinal menos (-) significa uma confirmação negativa, o
comando foi rejeitado. Feedbacks de comando possíveis e suas causas são expressas na Descrição do
Sistema SIPROTEC 4 (SIPROTEC 4 System Description). A figura seguinte mostra indicações operacionais
relacionadas à execução do comando e informação de resposta da operação para o chaveamento bem
sucedido do disjuntor.
A verificação de intertravamento pode ser programada separadamente para todos os dispositivos de chaveamento e tags que foram ajustados com um comando de tag. Outros comandos internos tais como entrada
manual ou cancelamento não são verificados, isto é, efetuados independente do intertravamento.
Figura 2-114
Exemplo de uma anunciação operacional para chaveamento do disjuntor 52 (Q0)
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
321
Funções
Intertravamento Padrão (default)
Os intertravamentos padrão contém os seguites testes programados fixos para cada dispositivo de chaveamento, que pode ser individualmente habilitado ou desabilitado usando parâmetros:
• Verificação de Status do Dispositivo (ajuste = real): O comando de chaveamento é rejeitado e uma indicação de erro é mostrada se o disjuntor já está na posição de ajuste. (Se essa verificação está habilitada,
então ela trabalha se o intertravamento estiver ativado ou desativado, por exemplo, zona controlada). Essa
condição é verificada em ambos os modos de status intertravado ou não-intertravado.
• Intertravamento do sistema: Para verificar o intertravameto do sistema de potência, um comando local é
transmitido para a unidade central com Autoridade de Chaveamento = LOCAL. Um dispositivo de
chaveamento que está sujeito ao intertravamento do sistema não pode ser chaveado por DIGSI.
• Controle de Zona: Links de lógica específica do usuário criados com CFC são interrogados e considerados
durante chaveamento intertravado.
• Bloqueio pela Proteção: Comandos Switch-ON são rejeitados com chaves intertravadas assim que uma
das funções de proteção da unidade tenha aberto um caso de falta. Entretanto, comandos de trip sempre
podem ser executados. Favor ter cuidado, a ativação de elementos de proteção de sobrecarga térmica ou
detecção de falta à terra sensitiva podem criar e manter o status de condição de falta e podem dessa forma
bloquear comandos CLOSE.
• Bloqueio de Operação Dupla:Operações de chaveamento paralelo são intertravadas umas contra outras,
enquanto um comando é processado, um segundo não pode ser efetuado.
• Autoridade de Chaveamento LOCAL: Um comando de chave do controle local (comando com fonte LOCAL)
só é permitido se o controle local está habilitado no dispositivo (pela configuração).
• Autoridade de Chaveamento DIGSI: Comandos de chaveamento que são emitidos local ou remotamente
via DIGSI (comando com fonte DIGSI) só são permitidos se o controle remoto está habilitado no dispositivo
(pela configuração). Se um computador com DIGSI ligar-se ao dispositivo, ele deixa um Número do Dispositivo Virtual (VD). Somente comandos com esse VD (quando a Autoridade de Chaveamento = REMOTA)
serão aceitos pelo dispositivo. Comandos de chaveamento remoto serão rejeitados.
• Autoridade de Chaveamento REMOTA: Um comando de chaveamento remoto (comando com fonte
REMOTA) só é permitido se o controle remoto está habilitado no dispositivo (pela configuração).
322
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Figura 2-115
Intertravamentos Padrão
A figura seguinte mostra a configuração de condições de intertravamento usando DIGSI.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
323
Funções
Figura 2-116
Caixa de diálogo DIGSI para o ajuste das condições de intertravamento
Causas do intertravamento configurado estão mostradas no display do dispositivo. Elas estão marcadas por
letras explicadas pela tabela seguinte.
Tabela 2-22
Tipos de comandos e mensagens correspondentes
Comandos de Intertravamento
Abrev.
Display
Autoridade de Chaveamento - (Switching Authority)
L
L
Intertravamento do Sistema - (System interlocking)
S
A
Zona controlada - (Zone controlled)
Z
Z
Ajuste = REAL (verificação da direção da chave) (SET = ACTUAL (switch direction check)
P
P
Bloqueio da Proteção - (Protection blocking)
B
B
Lógica de Controle Usando CFC
Para o intertravamento de bay uma lógica de controle pode ser estruturada via CFC. Via condições de liberação específicas as informações “released” (“liberado”) ou “bay interlocked” (“bay intertravado”) estão
disponíveis (por exemplo, objeto "52 Close" e "52 Open" com os valores de dados: ON / OFF).
324
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Autoridade de Chaveamento
A condição de intertravamento "Autoridade de Chaveamento" serve para a determinação da autoridade do
chaveamento. Ela permite ao usuário selecionar a fonte de comando autorizada. As seguintes faixas de autoridade de chaveamento estão definidas na seguinte sequência de prioridade:
• LOCAL
• DIGSI
• REMOTA
O objeto “Autoridade de Chaveamento” serve para intertravamento ou habilitação de controle LOCAL mas não
REMOTO ou comandos DIGSI. Com um 7SJ80, a autoridade de chaveamento pode ser mudada entre "REMOTA" e "LOCAL" no painel operador após ter dado entrada à senha ou por meio de CFC também via entradas binárias e tecla de função.
O objeto “Autoridade de Chaveamento DIGSI” é usado para intertravamento ou habilitação da operação via
DIGSI. Isso permite conexões DIGSI remota ou local. Quando um PC (remoto ou ocal) com DIGSI conecta o
dispositivo ele entra com seu número de dispositvo virtual (VD). Somente comandos com esse VD (quando a
autoridade de chaveamento está = OFF ou REMOTA) são aceitos pelo dispositivo. Quando o PC DIGSI
desconecta novamente, o VD é cancelado.
Comandos são verificados quanto à sua fonte CS e os ajustes do dispositivo e comparados com o status real
nos objetos "Autoridade de Chaveamento" e "Autoridade de Chaveamento DIGSI".
Configuração
Autoridade de Chaveamento disponível
y/n (cria objeto adequado)
Autoridade de Chaveamento DIGSI
disponível:
y/n (cria objeto adequado)
Dispositivo específico (por exemplo,
equipamento de chaveamento)
Autoridade de chaveamento LOCAL (verifica o
status LOCAL): y/n
Dispositivo específico (por exemplo,
equipamento de chaveamento)
Autoridade de chaveamento REMOTA(verifica o
status LOCAL, REMOTO ou comandos DIGSI):
y/n
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
325
Funções
Tabela 2-23
Lógica de intertravamento
Status de
Autoridade de
Chaveamento Real
Autoridade de
Chaveamento
DIGSI
Comando emitido
com
Comando emitido com
CS=LOCAL ou REMOTo
Comando emitido com
CS=DIGSI
CS3)=LOCAL
LOCAL (ON)
Não registrado
Habilitado (Enabled) Intertravado 2) "Autoridade de
Chaveamento LOCAL"
(Interlocked 2) - "Switching
authority LOCAL")
Intertravado - "DIGSI Não
registrado"
(Interlocked - "DIGSI
not registered")
LOCAL (ON)
Registrado
Habilitado (Enabled) Intertravado 2) "Autoridade de
Chaveamento LOCAL"
authority LOCAL")
Intertravado 2) - "Autoridade
de Chaveamento LOCAL"
(Interlocked 2) "Switching authority
LOCAL")
REMOTO (OFF)
Não registrado
Habilitado (Enabled)
Intertravado 1)
"Autoridade de
Chaveamento
REMOTO"
(Interlocked 1) "Switching authority
REMOTE")
Intertravado - "DIGSI Não
registrado"
(Interlocked - "DIGSI
not registered")
REMOTO (OFF)
Registrado
Intertravado 1)
"Autoridade de
Chaveamento
DIGSI"
(Intertravado 1) "Autoridade
de Chaveamento
DIGSI)
Habilitado (Enabled)
1)
2)
3)
Intertravado 2) "Autoridade de
Chaveamento DIGSI"
authority DIGSI")
também "Habilitado" para: "Autoridade de Chaveamento LOCAL (verificação para status LOCAL): n"
também "Habilitado" para: "Autoridade de Chaveamento REMOTO (verificação para LOCAL, REMOTO ou comandos
DIGSI commands): n"
CS = fonte do comando
CS = Auto:
Comandos que são iniciados internamente (processamento de comando no CFC) não estão sujeitos à
autoridade de chaveamento e estão dessa forma, sempre habilitados.
Modo de Chaveamento
O modo de chaveamento serve para ativação ou desativação das condições de intertravamento, configuradas
no momento da operação de chaveamento.
Os seguintes modos de chaveamento (Local) estão definidos:
• Para comandos LOCAL (CS = LOCAL)
– travado (normal) ou
– chaveamento destravado (não selado)
Com um 7SJ80, o modo de chaveamento pode ser selecionado entre "travado" (locked) e "destravado"
(unlocked) no painel de operação, após ter dado entrada na senha ou por meio de CFC, também via entradas
binárias e uma tecla de função.
326
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Os seguintes modos de chaveamento (REMOTO) são definidos:
• Para REMOTO ou comandos DIGSI (CS = LOCAL, REMOTO ou DIGSI)
– travado ou
– chaveamento destravado (não selado). Aqui, a desativação do intertravamento é conduzida via um
comando de destravamento separado.
– Para comandos de CFC (CS = Auto), favor observar as notas no manual CFC (componente: BOOL para
comando).
Zona Controlada / Intertravamento de Campo
Zona controlada/ intertravamento de campo (via CFC, por exemplo) inclui a verificação de que as condições
pré-determinadas da posição da chave são satisfatórias, prevenindo erros de chaveamento (por exemplo,
secionadora vs. chave à terra, somente chave à terra se não houver tensão aplicada), assim como a
verificação do estado de outros intertravamentos mecânicos no bay da subestação (por exemplo, portas de
compartimentos de alta tensão).
As condições de intertravamento podem ser programadas separadamente, para cada dispositivo de
chaveamento, para os controles CLOSE (FECHAR) e OPEN (ABRIR) do dispositivo.
A ativação da informação com os dados "switching device is interlocked (OFF/NV/FLT) or enabled (ON)" (“equipamento de chaveameto está intertravado [OFF/NV/FLT] - ou habilitado - [ON]) pode ser ajustada:
• diretamente, usando uma indicação de ponto-simples ou de ponto-duplo ou mensagem interna (tagging),
ou
• através de uma lógica de controle via CFC.
Quando um comando de chaveamento é iniciado, o status real é escaneado ciclicamente. Uma atribuição é
feita via "Release object CLOSE/OPEN".
Intertravamento de Sistema
O Controlador de Subestação (Intertravamento de Sistema) envolve condições de outros bays da subestação
avaliados por um sistema central de controle.
Bloqueio de Ativação Dupla
Operações paralelas de chaveamento são intertravadas. Assim que chega um comando, todos os objetos de
comando sujeitos ao intertravamento são analisados para verificar se um comando está sendo processado.
Enquanto o comando está sendo executado, o intertravamento é permitido para outros comandos.
Bloqueio pela Proteção
O pickup dos elementos de proteção, bloqueia as operações de chaveamento. Os elementos de proteção são
configurados separadamente para cada componente de chaveamento, para bloquear comandos específicos
de chaveamento enviados na direção de CLOSE e de TRIP.
Quando ativado, "Block CLOSE commands" bloqueia os comandos CLOSE, enquanto que "Block TRIP
commands" bloqueia os sinais de TRIP. As operações de chaveamento em progresso, serão imediatamente
abortadas pelo pickup de um elemento de proteção.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
327
Funções
Verificação do Status do Dispositivo (determinada = real)
Em comandos de chaveamento, é verificado se o dispositivo de chaveamento selecionado já está na posição
determinada/desejada (ajustada/comparação real). Isto significa que se um disjuntor já está na posição
FECHADA e é feita uma tentativa de emissão de um comando de fechamento, o comando será recusado com
a mensagem de operação "set condition equals actual condition" (“condição determinada igual à condição
real”). Se o disjuntor/dispositivo de chaveamento estiver na posição intermediária, consequentemente esta
verificação não será efetuada.
“Bypassando” Intertravamento
Bypassar os intertravamentos configurados no momento da ação de chaveamento, ocorre internamente no
dispositivo através do reconhecimento de intertravamento na tarefa de comando, ou globalmente pelos modos
de chaveamento.
• SC=LOCAL
– O usuário pode chavear entre os modos “interlocked“ (“intertravado”) ou “non-interlocked“(“não-intertravado”) (bypassado) no painel do operador, após inserir a senha, ou usando CFC, via entrada binária e
tecla de função.
• REMOTO e DIGSI
– Comandos emitidos por SICAM ou DIGSI são destravados por um modo REMOTO de chaveamento
global. Para destravar deve ser enviada uma solicitação separada. O destravamento só se aplica a uma
operação de chaveamento e para comandos causados pela mesma fonte.
– Ordem de serviço: comando para objeto "Modo de chaveamento REMOTO", ON
– Ordem de serviço: comando de chaveamento para "Dispositivo de chaveamento"
• Comando derivado via CFC (comando automático, SC=Auto SICAM):
– comportamento configurado no bloco CFC ("BOOL para comando").
2.21.5
Registro de Comando
Durante o processo dos comandos, independente de aparecimento e processamento de outras mensagen,
comandos e informações de feedback do processo são enviadas para um centro de processamento de mensagens. Essas mensagens tem informações sobre causas. Com a alocação correspondente (configuração)
essas mensagens dão entrada na lista de eventos, servindo assim como relatório.
Pré-requisitos
Uma listagem de possíveis mensagens operacionais e seu significado assim como os tipos de comandos
necessários para trip e fechamento dos equipamentos de chaveamento ou para o aumento ou diminuição dos
taps de transformador estão descritas na Descrição do Sistema SIPOTEC 4 (SIPROTEC 4 System
Description).
328
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Reconhecimento de Comandos no Frontal do Dispositivo
Todas as mensagens com a fonte de comando LOCAL, são transformadas em uma resposta correspondente
e exibidas no display do dispositivo.
Reconhecimento de Comandos para Local / Remoto / Digsi
O reconhecimento de mensagens com fonte de comando Local/ Remoto/DIGSI, é reenviada ao ponto inicial,
independente do encaminhamento (configuração da interface serial digital).
Portanto, o reconhecimento de comandos não é executado por uma indicação de resposta como é feito com
o comando local, mas sim por um comando simples e pela gravação de retorno da informação.
Monitoramento das Informações de Feedback
Os comandos de processamento monitoram a execução do comando e o tempo da informação de feedback
para todos os comandos. Ao mesmo tempo em que o comando é enviado, o tempo de monitoramento é
iniciado (monitoramento da execução do comando). Esse tempo controla se o dispositivo atinge o resultado
final requerido dentro do tempo de monitoramento. O tempo de monitoramento é paralisado assim que chega
a informação de feedback. Se não chegar nenhuma informação de feedback, uma resposta “ Tempo de
Monitoramento de Comando Expirado” (“Timeout Command Monitoring Tme” ) aparece e o processo é finalizado.
Comandos e informações de feedback são também gravados na lista de eventos. Normalmente a execução
de comando é finalizada assim que chega a informação de feedback (FB+) da chave relevante ou, no caso de
comandos sem processo de informação de feedback, a saída de comando reseta e uma mensagem é emitida.
O sinal "mais" aparecendo em uma informação de feedback confirma que o comando foi bem sucedido.
O comando foi como esperado, ou em outras palavras, positivo. O sinal "menos" é uma confirmação negativa
e significa que o comando não foi executado como esperado.
Saída de Comandos e Relés de Chaveamento
Os tipos de comandos necessários para trip e fechamento de equipamento de chaveamento ou para o
aumento ou diminuição de taps do transformador estão descritos na seção de configuração na “Descrição do
Sistema SIPROTEC 4 /1/ ( SIPROTEC 4 System Description /1/) .
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
329
Funções
2.22 Notas na Operação do Dispositivo
2.22
Notas na Operação do Dispositivo
A operação do dispositivo 7SJ80 difere levemente dos outros dispositivos SIPROTEC 4. Essas diferenças são
descritas a seguir. Informações gerais quanto à operação e configuração dos dispositivos SIPROTEC 4 estão
descritas na Descrição do Sistema SIPROTEC 4 (SIPROTEC 4 System Description).
2.22.1
Operação Diferente
Teclas dos Painéis de Controle
Teclas
Função/Significado
Confirmando entradas e navegando para frente nos menus
Navegando pelo menu principal (onde for necessário, pressione
repetidamente), navegando para trás nos menus, descartando entradas
Testando os LEDs
Resetando a memória de LED e saídas binárias
Tecla de função Fn para mostrar a designação das teclas de funções. Se várias
teclas de função forem designadas, uma segunda página é mostrada para a
designação quando for necessário percorrê-las.
Teclas combinadas com teclas numéricas para uma navegação mais rápida
(por exemplo. Fn + 1 mensagens operacionais)
Navegação para o menu principal com Fn em combinação com a tecla
numérica 0.
Para ajuste do contraste, mantenha a tecla pressionada por cerca de
5 segundos. Ajuste o contraste no menu com as teclas de rolagem
(para baixo: menos contraste, para cima: mais contraste).
Entada de Sinais Negativos
Somente alguns parâmetros podem atingir um valor negativo, isto é, um sinal negativo pode ser parametrizado
para eles.
Se um sinal negativo for permitido, o prompt -/+ --> v/^ aparece na linha inferior quando da mudança do
parâmetro. O sinal pode ser determinado via teclas de rolagem: para baixo = sinal negativo, para cima = sinal
positivo.
Display
A Descição do Sistema SIPROTEC 4 (SIPROTEC 4 System Description) aplica-se para dispositivos com um
display ASCII de 4 linhas. Além disso, existem dispositivos com um display gráfico e tamanho de 30 linhas. O
7SJ80 usa as saídas do display gráfico, porém com 6 linhas. Sendo assim, a representação poderia ser diferente das representações na Descrição do Sistema.
As diferenças básicas do dispositivo com respeito à representação são as seguintes:
A seleção atual é indicada pela representação inversa (não pelo prefixo >)
330
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Funções
Figura 2-117
Representação inversa da seleção atual
Em parte, a sexta linha é usada para representação, por exemplo, o grupo de parâmetro ativo.
Figura 2-118
Representação do grupo de parâmetro ativo (linha 6)
■
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
331
Funções
332
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
3
Este capítulo é destinado para pessoal de comissionamento com experiência. Devem estar familiarizados com
o comissionamento de sistemas de controle e proteção, gerenciamento de sistemas de potência e com as
regras e normas de segurança. Ajustes do hardware para os dados do sistema de potência podem ser
necessários. Os testes primários requerem que o objeto protegido (linha, transformador, etc) esteja sob carga.
3.1
Montagem e Conexões
334
3.2
Verificação de Conexões
351
3.3
Comisionamento
356
3.4
Preparação Final do Dispositivo
379
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
333
3.1 Montagem e Conexões
3.1
Montagem e Conexões
Geral
ADVERTÊNCIA!
Advertência com o transporte, armazenamento, instalação ou montagem inadequada do dispositivo.
A falha na observação dessas precauções pode resultar em morte, riscos pessoais ou sérios danos materiais.
O uso seguro e isento de problemas desse dispositivo depende do transporte, armazenamento, instalação e
montagem do dispositivo, de acordo com as advertências deste manual.
É de particular importância a instalação geral e as normas de segurança para trabalho em ambiente de altatensão (por exemplo, normas ANSI, IEC, EN, DIN, ou outras nacionais e internacionais). Essas normas devem
ser observadas.
3.1.1
Informações de Configuração
Pré-requisitos
Para a instalação e conexões as seguintes condições devem ser atingidas:
Os dados nominais do dispositivo foram verificados como recomendado na Descrição do Sistema
SIPROTEC 4 (SIPROTEC 4 System Description). Foi verificado que esses dados estão de acordo com os
dados do sistema de potência.
Diagramas Gerais
Diagramas de bloco para a designação dos terminais do 7SJ80 estão mostrados no Apêndice A.2. Exemplos
de conexões para os circuitos transformadores de corrente e potencial são fornecidos no Apêndice A.3.
Exemplos de Conexão de Tensão
Exemplos de conexão para transformadores de potencial estão fornecidos no Apêndice A.3. Deve ser verificado se a configuração do “Dados do Sistema de Potência 1” ( Power System Data 1) (Seção 2.1.3.2) correspondem com as conexões.
A conexão normal é ajustada no endereço 213 VT Connect. 3ph = Van, Vbn, Vcn.
Ao conectar ligação delta aberto do ajuste do transformador de potencial, o endereço 213 VT Connect. 3ph
deve estar ajustado para Vab, Vbc, VGnd.
Para a função synchrocheck, o endereço 213 deve ser ajustado para Vab, Vbc, VSyn or Vph-g, VSyn.
Um outro exemplo mostra o modo de conexão 213 = Vab, Vbc, Vx. A tensão conectada para o terceiro
transformador Vx, só é usada pelas funções de proteção flexíveis.
Além disso, existem exemplos para os modos de conexão Vab, Vbc e Vph-g, VSyn.
As opções de configuração das entradas e saídas binárias, isto é, o procedimento para a adaptação individual
às condições da instalação, estão decritas na Descrição do Sistema SIPROTEC 4. As conexões à instalação
são dependentes dessa configuração. Os pré-ajustes do dispositivo estão listados no Apêndice A.5. Favor
verificar também se as tiras de identificação (rótulos) no painel frontal, correspondem às mensagens de funções configuradas.
334
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Função de Mudança de Grupo de Ajuste
Se forem usadas entradas binárias para mudar os grupos de ajuste, por favor observe o seguinte:
• Duas entradas binárias devem ser dedicadas ao propósito de mudar de grupos de ajuste, quando quatro
grupos tiverem de ser trocados. Uma entrada binária deve ser ajustada para “>Set Group Bit0“, a outra
entrada para “>Set Group Bit1“. Se uma destas funções de entrada não estiver designada, então ela
é considerada como não controlada.
• Para o controle de 2 grupos de ajuste, uma entrada binária é suficiente, isto é, “>Set Group Bit0“, já
que a entrada binária não designada “>Set Group Bit1“ é então considerada como não conectada.
• Os sinais de controle devem estar permanentemente ativos, de forma que o grupo de ajuste selecionado
esteja e permaneça ativo.
A tabela seguinte mostra a alocação das entradas binárias para os grupos de ajuste A a D, e um diagrama
simplificado de conexão para as duas entradas binárias, está ilustrado na figura seguinte. A figura mostra um
exemplo no qual ambos os Bits 0 e 1 do Grupo de Ajuste estão configurados para serem controlados
(acionados), quando a entrada binária associada está energizada (alta).
Onde:
não =
não energizado ou não conectado
sim =
energiza
Tabela 3-1
Mudança de grupos de ajuste usando entradas binárias
Entrada Binária
Grupo Ativo
>Bit 0 de Grupo de >Bit 1 de Grupo de
Ajuste
Ajuste
Não
Não
Grupo A
Sim
Não
Grupo B
Não
Sim
Grupo C
Sim
Sim
Grupo D
Figura 3-1
Diagrama de conexão (exemplo) troca de grupo de ajuste, usando entradas binárias
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
335
Supervisão do Circuito de Trip 74TC
Por favor observe que duas entradas binárias ou uma entrada binária e um resistor R de bypass devem ser
conectados em série. O limite de pick-up das entradas binárias deve, portanto, permanecer substancialmente
abaixo da metade da tensão DC nominal de controle.
Se for usada uma entrada binária, um resistor R de bypass deve ser usado (veja a figura seguinte). O resistor
R é inserido no circuito do contato Aux2 auxiliar do disjuntor para facilitar a detecção de um mau funcionamento e também quando o contato Aux1 auxiliar do disjuntor tenha fornecido dropout. O valor desse resistor deve
ser tal que na condição de disjuntor aberto (sendo asim, Aux1 está aberto e Aux2 está fechado) a bobina de
trip do disjuntor (TC) não esteja mais energizada e a entrada binária (EB1) esteja ainda energizada se o
contato do relé de comando está aberto.
Figura 3-2
336
Supervisão do circuito de trip com uma entrada binária
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Isso resulta em um limite superior para dimensionar a resistência, Rmax, e um limite inferior Rmin, do qual o valor
ótimo da média aritmética R deverá ser selecionado:
Para que a tensão mínima para controlar a entrada binária seja assegurada, Rmax é derivado como:
Assim, a bobina de trip do disjuntor não permanece energizda no caso acima, Rmin é derivada como:
IBI (ALTA)
Corrente constante com BI ativada ( = 0.25 mA)
VBI min
Mínima tensão de controle para BI (= 19 V em ajuste de fábrica para tensões
nominais de 24 V/ 48 V; 88 V em ajuste de fábrica para tensões nominais de 60 V/
110 V/ 125 V/ 220 V/ 250 V)
VCTR
Tensão de controle para circuito de trip
RCBTC
Resistência Ôhmica para a bobina do disjuntor
VCBTC (BAIXA)
Tensão máxima na bobina do disjuntor que não conduz ao trip
Se o cálculo tem resultado Rmax < Rmin, o cálculo deve ser repetido com o mais próximo menor limite VBI min.
Esse limite é determinado via parâmetros 220 Threshold BI 1 a 226 Threshold BI 7 Os ajustes
Thresh. BI 176V, Thresh. BI 88V, Thresh. BI 19V são possíveis.
Para o consumo de potência, a resistência:
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
337
Exemplo
IBI (ALTA)
0.25 mA (do SIPROTEC® 4 7SJ80)
VBI min
19 V no ajuste de fábrica para tensões nominais de 24 V/ 48 V; 88 V no ajuste de
fábrica para tensões nominais de 60 V/ 110 V/ 125 V/ 220 V/ 250 V)
VCTR
110 V (do sistema / circuito de trip)
RCBTC
500 Ω (do sistema / circuito de trip)
VCBTC (BAIXA)
2 V (do sistema / circuito de trip)
O mais próximo valor padrão 200 kΩ é selecionado; aplica-se o seguinte para a potência:
338
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
3.1.2
Modificações do Harware
3.1.2.1 Desmontagem
Trabalho nas Placas de Circuito Impresso
Nota
Antes da execução dos passos seguintes assegure que o dispositivo não está em operação.
Nota
Além dos módulos de comunicação e do fusível, não existem outros componentes para serem configurados
ou operados pelo usuário dentro do dispositivo. Quaisquer atividades de serviço excedendo à instalação ou
troca dos módulos de comunicação só devem ser executadas pelo pessoal da Siemens.
Para preparação da área de trabalho, uma manta adequada para dispositivos sensíveis à eletrostática (ESD)
é requerida.
Adicionalmente, são necessárias as seguintes ferramentas:
• uma chave de fenda com lâmina ampla de 5 a 6 mm (0.20-0.24 pol),
• uma chave Philips tamanho 1,
• um soquete de 5 mm (0.20 pol) ou chave de boca.
Para desmontar o dispositivo, remova-o primeiramente da instalação da subestação. Para fazer isso, execute
as instruções estabelecidas nas Seções Montagem Semi-embutida em Painel, Montagem Sobreposta em
Painel ou Montagem em Cubículo na ordem reversa.
Nota
O seguinte deve ser rigorosamente observado:
Desconecte as conexões de comunicação na parte inferior do dispostivo (portas A e B). Se isso não for
observado, as linhas de comunicação e/ou o dispositivo podem ser destruidos.
Nota
Para uso do dispositivo todos os blocos de terminais devem estar plugados.
Cuidado!
Tenha em mente as descargas eletrostáticas!
A falha quanto a essas precuções pode resultar em riscos físicos ou danos materiais.
Devem ser evitadas quaisquer descargas eletrostáticas ao trabalhar nos blocos eletrônicos. Recomendamos
equipamento de proteção ESD (Cinta de aterramento, sapatos de aterramento condutivo, roupa adequada
ESD, etc.). Caso contrário, uma carga eletrostática poderá ser descarregada pelo toque em partes de metal
aterradas.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
339
Nota
Para minimizar custos de reconexão do dispositivo, remova completamente os blocos terminais conectados
do dispositivo. Para fazer isso, abra as presilhas elásticas dos blocos terminais aos pares com uma chave de
fenda plana e remova os blocos terminais para a parte traseira. Quando reinstalar o dispositivo, insira de volta
os blocos terminais no dispositivo como terminais montados (Seções Montagem Semi-Embutida em Painel,
Montagem Sobreposta em Painel ou Montagem em Cubículo).
Para instalar ou trocar os módulos de comunicação ou para substituir o fusível proceda como a seguir:
Remova as duas tampas, superior e inferior. Assim, tornam-se acessíveis cada um dos parafusos na parte
superior e na parte inferior. Primeiramente, somente desaperte o parafuso inferior até que sua extremidade
não mais apareça na rosca da presilha de montagem (os parafusos são cativos, eles permanecem na
cobertura frontal mesmo quando desparafusados).
Solte todos os parafusos existentes que fixam os módulos de comunicação na cobertura do módulo na parte
inferior do dispositivo. Então, solte também os quatro parafusos embutidos que fixam a cobertura do módulo
na parte inferior do dispositivo. Remova a cobertura do módulo do dispositivo cuidadosa e completamente.
Desparafuse os três parafusos escareados em ambos os lados da cobertura frontal.
Somente agora, completamente soltos, desparafuse os dois parafusos da parte superior e inferior da cobertura
e cuidadosamente remova o bloco eletrônico da caixa (Figura 3-3).
Nota
Se você não tiver removido os blocos terminais do painel traseiro, será necessário muito mais força para
remover e reinstalar o bloco eletrônico, o que pode causar danos ao equipamento. Sendo assim,
recomendamos remover os blocos terminais antes da remoção do bloco eletrônico.
Figura 3-3
340
Bloco eletrônico sem a caixa
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Substituindo o Fusível
O fusível está localizado na borda da placa básica I/O próximo à conexão da fonte de alimentação.
Figura 3-4
Colocando o fusível
Remova o fusível defeituoso. Insira o novo fusível com os seguintes dados técnicos na caixa de fusível:
5 mm x 20 mm (0.20*0.79 pol) fusível de segurança
Característica T
Corrente nominal de 2.0 A
Tensão nominal de 250 V
Capacidade de comutação 1500 A / DC 300 V
Só devem ser usados fusíveis com aprovação UL.
Esses dados se aplicam a todos os tipos de dispositivos (24/48 V e 60 V – 250 V).
Assegure-se de que o fusível com defeito não tenha ocasionado qualquer dano óbvio ao dispositivo. Se houver
novo trip do fusível após a reconexão do dispositivo, abstenha-se de quaisquer outros reparos e envie o
dispositivo para reparos pela Siemens.
O dispositivo pode agora ser montado novamente (veja Seção Remontagem).
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
341
3.1.2.2 Conexões dos Terminais de Corrente
Elementos de Fixação
Os elementos de fixação para a conexão do transformador são parte do terminal de corrente (lado da caixa).
Eles tem uma liga resistente à fadiga, quebra e corrosão. A forma da cabeça do terminal permite o uso de
chave de fenda plana (5.5 x 1.0 mm / 0.20 x 0.039 in) ou uma chave de fenda crosstip (PZ2). PZ2 é recomendada.
Terminais de Cabos e Seções Transversais de Fiação
Existem duas opções de conexões de fios simples e conexão com olhal. Somente fios de cobre podem ser
usados.
Recomendamos olhal com as seguintes dimensões:
Figura 3-5
Olhal
Para satisfazer as distâncias de isolação requeridas, devem ser usados olhais isolados. Caso contrário, a zona
em que o fio é prensado tem que estar isolada com meios correspondentes (por exemplo, puxando a isolação
do fio encolhida sobre essa zona).
Recomendamos olhais da linha PIDG da Tyco Electronics.
Dois olhais podem ser montados por conexão.
Figura 3-6
342
Conexão de transformador de corrente
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Como ligações simples, condutores sólidos assim como conectores podem ser usados. Até duas ligações
simples com seções transversais idênticas podem ser usadas por conexão.
Alternativamente, links de curto-circuito (Nº de Pedido C73334A-1C-93-1) podem ser usados para pontos terminais dispostos verticalmente. Se as ligações de curto-circuito forem usadas, somente olhais são permitidos.
Quando conectar ligações simples, são permitidas as seguintes seções transversais:
Seção transversal do fio:
AWG 14-10 (2.0-4.0 mm2)
Comprimento do descascado:
(quando usado sem conector)
15 mm (0.59 pol)
Somente fios de cobre podem ser usados.
Requerimentos Mecânicos
Os elementos de fixação e os componentes conectados estão designados para os seguintes requerimentos
mecânicos:
Toque de pressão permissível no terminal parafusado
2.7 Nm. com condutores sólidos, o torque
de pressão máximo é de 2 Nm
Tração permissível por condutor conectado
80 N baseado em IEC 60947-1 (VDE 660,
Parte100)
3.1.2.3 Conexões dos Terminais de Tensão
Elementos de Fixação
Os elementos de fixação para a conexão do transformador de potencial são parte do terminal de tensão (lado
da caixa). Eles têm uma liga resistente à fadiga, quebra e corrosão. A forma da cabeça do parafuso terminal
permite o uso de chave de fenda plana (4.0 x 0.8 / 0.16 x 0.031 in) ou de uma chave de fenda crosstip (PZ1).
PZ1 é recomendada.
Bornes do Cabo e Seções Transversais dos Fios
O modo de conexão disponível é a conexão como fio simples. Como fios simples, condutores sólidos assim
como condutores blindados com ou sem conectores, podem ser usados. Para a conexão de dois fios simples
recomendamos o uso de conectores gêmeos. Recomendamos conectores gêmeos da linha PN 966 144 da
Tyco Electronics.
Quando conectar fios simples, as seguintes seções transversais são permitidas:
Seções Transversais dos Fios:
AWG 20-14 (0.5-2.5 mm2)
Comprimento do descascado:
(quando usado sem conector)
12 mm (0.47 pol)
Somente fios de cobre podem ser usados.
Com pontos terminais dispostos verticalmente, condutores simples e links de curto-circuito (Nº de pedido
C73334A-1C-94-1) podem ser conectados em conjunto. Assegure-se de que os links de curto-circuito estejam
conectados em lados alternados.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
343
Requerimentos Mecânicos
Os elementos de fixação e os componentes conectados estão designados para os seguintes requerimentos
mecânicos:
Torque de pressão permissível no terminal parafusado
1.0 Nm
Tração permissível por condutor conector
50 N baseado em IEC 60947-1 (VDE 660,
Parte 100)
3.1.2.4 Módulos de Interface
Geral
O relé 7SJ80 é fornecido com interfaces pré-configuradas de acordo com MLFB. Você não precisa fazer qualquer adaptação ao hardware (por exemplo, ligação de jumpers) , exceto para instalação ou substituição de
módulos de comunicação.
O uso dos módulos interface RS232, RS485 e óticos pode ser definido via parâmetro 617 ServiProt. Este
parâmetro só está visível se o dígito 11º do MLFB foi selecionado para 1 para RS232, 2 para RS485 ou 3 para
ótica.
Instalação e Substituição do Módulo Interface Ethernet
O seguinte requerimento deve ser preenchido:
Não há módulo de comunicação SIPROTEC 4 já montado. Caso contrário, este terá de ser removido antes da
instalação do módulo interface Ethernet (veja abaixo).
O módulo interface Ethernet está inserido no slot respectivo, mais adequado pela abertura inferior, isto é,
acima da parte traseira da caixa da bateria. O módulo está anexado ao conector de plugue de 50 polos do
módulo da CPU, levemente inclinado em relação à placa básica I/O. A placa de suporte está levemente tracionada nessa área. O módulo pode agora ser inserido verticalmente até que pare a tração. Em seguida, a
placa de suporte é pressionada na área de travamento do engate até que a borda superior da placa de circuito
impresso do módulo interface Ethernet prenda na fenda de travamento.
Figura 3-7
344
Instalação da interface Ethernet
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Agora, o módulo de comunicação SIPROTEC 4 pode ser instalado (veja Seção Instalação ou Substituição de
um Módulo de Comunicação SIPROTEC 4). Caso contrário, o dispositivo pode ser novamente montado (veja
Seção Remontagem).
Instalação ou Substituição de um Módulo de Comunicação SIPROTEC 4
A descrição seguinte assume uma caixa normal em que um módulo de comunicação SIPROTEC 4 que ainda
não esteja presente seja instalado.
Se um módulo de comunicação SIPROTEC 4 tiver de ser removido ou substituido os passos deverão ser
executados na ordem inversa.
Nota
A instalação só pode ser executada exclusivamente ou após a instalação do módulo Ethernet.
O módulo de comunicação SIPROTEC 4 é inserido via a ampla janela na placa de suporte plástica. A direção
da inserção não é arbitrária. O módulo é preso por sua presilha de montagem. O terminal oposto do módulo
é inserido com a mesma orientação na abertura da janela, sob a placa de suporte e qualquer extensão I/O
existente. A presilha do módulo está voltada para a fenda de travamento do módulo Ethernet na placa de
suporte. Assim, mesmo o elemento de conexão mais longo do módulo de comunicação pode ser movido nesse
espaço entre a parte do reforço inferior da placa de suporte e a fenda de travamento na direção do módulo
transformador. A presilha de montagem do módulo é agora alinhada até parar na direção do reforço da placa
de suporte mais baixa. Assim, o plug conector de 60 polos no módulo e a placa básica I/O estão alinhadas no
topo de cada uma. O alinhamento deve ser verificado via abertura na parte inferior do rack.
Figura 3-8
Installação de um módulo de comunicação SIPROTEC 4
O dispositivo pode agora ser remontado (veja Seção Remontagem).
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
345
3.1.2.5 Remontagem
A remontagem do dispositivo é executada nos seguintes passos:
Insira cuidadosamente o bloco eletrônico na caixa. Favor observar o seguinte:
As conexões dos módulos de comunicação apontam para a parte inferior da caixa. Se não existir módulo de
comunicação, oriente a si mesmo para as conexões para o terminal de corrente. Essas conexões estão
localizadas no lado da placa de circuito impresso apontando para a parte inferior do dispositivo.
No último bit (cerca de 1 cm / 0.39 pol), a cobertura frontal deve deslizar na caixa de tal forma que as molas
de contato dentro da cobertura se apoiem contra o tubo da caixa e a cobertura plástica envolva o tubo da caixa
pelo lado exterior.
Fixe a cobertura frontal à caixa com dois parafusos médios no topo e na parte de baixo da cobertura frontal.
As duas coberturas podem ser novamente inseridas tanto agora, quanto após a reinstalação do dispositivo.
Agora instale o dispositivo de acordo com as Seções Montagem Semi-embutida em Painel, Montagem Sobreposta em Painel ou Montagem em Cubículo.
Nota
Insira os blocos terminais de corrente e tensão novamente e trave-os no lugar!
346
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
3.1.3
Instalação
3.1.3.1 Geral
O relé 7SJ80 tem uma caixa tamanho 1/6. A caixa tem 2 coberturas e 4 furos de fixação no topo e na parte de
baixo.(veja Figura 3-9 e Figura 3-10).
Figura 3-9
Caixa com tampas
Figura 3-10
Caixa com furos de fixação (sem tampas)
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
347
3.1.3.2 Montagem Semi-Embutida em Painel
A caixa (tamanho 1/6) tem duas tampas e 4 furos de fixação.
• Remova as 2 tampas de cima e de baixo da cobertura frontal. Deste modo, 4 furos alongados no suporte
de montagem são revelados e podem ser acessados.
• Insira o dispositivo no corte do painel e prenda-o com quatro parafusos. Veja desenhos dimensionais na
Seção 4.22.
• Recoloque as 2 tampas.
• Conecte um sólido aterramento baixo-ôhmico para proteção e operação, na parte de baixo do dispositivo.
A seção transversal do cabo usado, deve corresponder à seção transversal máxima conectada, mas deve
ser no mínimo de 2.5 mm2.
• As conexões devem ser estabilizadas pelos terminais olhal, na parte traseira do dispositivo, de acordo com
o diagrama de circuito. Os detalhes da técnica de conexão dos módulos de comunicação na parte inferior
do dispositivo (porta A e porta B), conforme a Descrição do Sistema do SIPROTEC 4, e os detalhes da técnica de conexão dos terminais de tensão, na parte traseira do dispositivo nas Seções “Conexões de Terminais de Corrente” e “Conexões dos Terminais de Tensão”, devem ser rigorosamente observados.
Figura 3-11
348
Montagem embutida em painel de um 7SJ80
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
3.1.3.3 Montagem em Cubículo
Para instalar o dispositivo em um rack ou cubículo, são necessários dois suportes de montagem. Os códigos
de pedido estão determinados no Apêndice, Seção A.1.
A caixa (tamanho 1/6) tem 2 tampas e 4 furos de fixação.
• Parafuse levemente os dois trilhos angulares no rack ou cubículo com 4 parafusos cada.
• Remova as 2 tampas da parte de cima e de baixo da cobertura frontal. Deste modo, revelam-se 4 furos
alongados no suporte de montagem que podem ser acessados.
• Prenda o dispositivo nos trilhos angulares com 4 parafusos.
• Monte as 2 tampas novamente.
• Aperte os 8 parafusos dos trilhos angulares no rack ou cubículo.
• Conecte um sólido aterramento baixo-ôhmico para proteção e operação, na parte de baixo do dispositivo.
A seção transversal do cabo usado, deve corresponder à seção transversal máxima conectada, mas deve
ser no mínimo de 2.5 mm2.
• As conexões devem ser estabilizadas pelos terminais olhal, no painel traseiro do dispositivo, de acordo com
o diagrama de circuito. Os detalhes da técnica de conexão dos módulos de comunicação na parte inferior
do dispositivo (porta A e porta B), conforme a Descrição do Sistema do SIPROTEC 4, e os detalhes da técnica de conexão dos terminais de tensão, na parte traseira do dispositivo nas Seções “Conexões de Terminais de Corrente” e “Conexões dos Terminais de Tensão”, devem ser rigorosamente observados.
Figura 3-12
Exemplo de uma instalação de um 7SJ80 em um rack ou cubículo
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
349
3.1.3.4 Montagem Sobreposta em Painel
Quando solicitado um dispositivo com caixa para montagem sobreposta, (9º dígito do MLFB = B), o quadro de
montagem mostrado abaixo é escopo da entrega:
Para instalação, proceda da seguinte forma:
• Faça os furos no painel de controle, para o quadro de montagem.
• Aperte o quadro de montagem com 4 parafusos no painel de controle (o lado aberto contínuo do quadro de
montagem, destina-se à conexão do cabo e pode ser apontado para cima ou para baixo, de acordo com a
especificação do cliente).
• Afrouxe os blocos terminais para a ligação elétrica, instale os fios dos blocos terminais e então prenda-os
novamente.
• Conecte um sólido aterramento de baixa resistência de proteção e operação no terminal aterrado do dispositivo. A seção transversal do cabo usado deve corresponder à seção transversal máxima conectada, mas
deve ser no mínimo de 2.5 mm2.
• As conexões devem ser estabelecidas pelos terminais olhal, no painel traseiro do dispositivo, de acordo
com o diagrama de circuito. Os detalhes da técnica de conexão dos módulos de comunicação na parte
inferior do dispositivo (porta A e porta B), conforme a Descrição do Sistema do SIPROTEC 4, e os detalhes
da técnica de conexão dos terminais de tensão, na parte traseira do dispositivo nas Seções “Conexões de
Terminais de Corrente” e “Conexões dos Terminais de Tensão”, devem ser rigorosamente observados.
• Insira o dispositivo no quadro de montagem (certifique-se de que não haja cabos comprimidos).
• Prenda o dispositivo no quadro de montagem com 4 parafusos. Veja desenhos dimensionais em Dados
Técnicos, Seção 4.22.
Figura 3-13
350
Trilhos de montagem para a montagem sobreposta em painel
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
3.2 Verificação de Conexões
3.2
Verificação de Conexões
3.2.1
Verificação de Conexões de Dados das Interfaces
Designação de Pinos
As tabelas seguintes mostram a designação de pinos das várias interfaces. A posição das conexões pode ser
vista nas figuras seguintes:
Figura 3-14
Interface USB frontal
Figura 3-15
Conexões Ethernet na parte inferior do dispositivo
Figura 3-16
Interface serial na parte inferior do dispositivo
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
351
Interface USB
A interface USB pode ser usada para estabelecer uma conexão entre o dispositivo de proteção e o seu PC.
Para a comunicação, é usado o driver USB Windows da Microsoft que é instalado junto com DIGSI (conforme
a Versão V4.82). A interface é instalada como uma porta serial COM virtual. Recomendamos o uso de cabos
USB padrão com um comprimento máximo de 5 m / 16 ft.
Tabela 3-2
Pino No.
USB
Designação do soquete USB
1
VBUS
(não usado)
2
D-
3
D+
4
GND
Carcaça
Blindada
Conexões na porta A
Se a interface for usada para comunicação com o dispositivo, a conexão de dados deve ser verificada.
Tabela 3-3
Designação do soquete da porta A
Pino No.
Interface Ethernet
1
Tx+
2
Tx-
3
Rx+
4
—
5
—
6
Rx-
7
—
8
—
Conexões na porta B
Quando uma interface serial do dispositivo é conectada com um centro de controle, as conexões de dados
devem ser verificadas. É importante verificar visualmente a designação dos canais de transmissão e de
recepção. Com as interfaces RS232 e de fibra ótica, cada conexão é dedicada a uma direção de transmissão.
Por essa razão, os dados de saída de um dispositivo devem ser conectados com as entradas de dados do
outro dispositivo e vice-versa.
352
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Tabela 3-4
Pino No.
1
1)
Designação dos soquetes da porta B
RS232
RS485
Profibus DP, RS485
Modbus RS485
Ethernet
IEC 60870–5–103
DNP3.0 RS485
EN 100
redundante
Tx+
B/B’ (RxD/TxD-P)
2
RxD
Blindado (conectado eletricamente encoberto com blindagem)
–
–
–
Tx–
A/A’ (RxD/TxD-N)
3
TxD
A/A’ (RxD/TxDN)
B/B’ (RxD/TxD-P)
A
Rx+
–
4
–
–
CNTR-A (TTL)
RTS (nível TTL)
—
–
5
GND
C/C' (GND)
C/C' (GND)
GND1
—
–
6
–
–
+5 V (carga máxima
<100 mA)
VCC1
Rx–
–
7
RTS
– 1)
–
–
—
–
8
CTS
B/B’ (RxD/TxDP)
A/A’ (RxD/TxD-N)
B
—
–
9
–
–
–
–
indisponível
indisponível
O Pino 7 também conduz o sinal RTS com o nível de RS232, quando operado como interface RS485. O Pino 7 não
deve, portanto, ser conectado!
Com cabos de dados, as conexões são designadas de acordo com DIN 66020 e ISO 2110:
• TxD = Saída de dados
• RxD = Entrada de dados
• RTS = Solicitação para enviar
• CTS = Livre para enviar
• GND = Sinal/Terra do Chassi
A blindagem do cabo deve ser aterrada nas duas extremidades. A conexão GND pode ser ligada por um par
de fios separados blindados individualmente, para aumentar a imunidade contra interferência.
Cabos de Fibra Óptica
ADVERTÊNCIA!
Radiação de Laser!
Não olhe diretamente nos elementos de fibra-ótica!
Os sinais transmitidos por fibras óticas, não são afetados por interferência. As fibras garantem isolação elétrica
entre as conexões. As conexões de transmissão e recepção são representadas por símbolos.
O ajuste padrão do estado de caráter inativo para a interface de fibra ótica é “Light off“(Luz Apagada). Se o
estado de caráter inativo tiver que ser alterado, use o programa de operação DIGSI, conforme definição na
Descrição do Sistema SIPROTEC 4.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
353
3.2.2
Verificação das Conexões do Sistema
ADVERTÊNCIA!
Advertência de tensões perigosas!
A inobservância das seguintes medidas pode resultar em morte, ferimentos ou danos substânciais à
propriedade.
Portanto, somente pessoas qualificadas e familiarizadas com os procedimentos de segurança e medidas de
precaução, devem executar os passos de inspeção.
Cuidado!
Cuidado ao operar o dispositivo sem bateria em um carregador de bateria!
A inobservância das seguintes medidas pode conduzir a tensões extraordinariamente altas e consequentemente, à destruição do dispositivo.
Não opere o dispositivo em um carregador de bateria sem uma bateria conectada. (para valores limite veja
também Dados Técnicos, Seção 4.1).
Se a proteção de subtensão está configurada e habilitada no dispositivo e se, ao mesmo tempo, o critério de
corrente está desabilitado, há pickup do dispositivo assim que a tensão auxiliar tiver sido conectada, uma vez
que nenhuma tensão de medição está disponível. Para tornar o dispositivo configurável, o pickup tem que ser
parado, isto é, a tensão de medição é conectada ou a proteção de tensão é bloqueada. Isso pode ser
executado pela operação.
Antes do dispositivo ser energizado pela primeira vez, ele deverá estar no ambiente de operação final por pelo
menos 2 horas para equalizar a temperatura, para minimizar unidade e evitar condensação. As conexões são
verificadas com o dispositivo em sua localização final. A instalação deve estar antes de tudo, desligada e
aterrada.
Proceda como segue para verificação das conexões do sistema:
• Os disjuntores e fonte de alimentação auxiliar e tensão de medição devem estar abertos.
• Verifique a continuidade de todas as conexões de transformador de potencial e corrente do sistema e os
diagramas de conexões:
– Os transformadores de corrente estão aterrados adequadamente?
– As polaridades das conexões dos transformadores de corrente são as mesmas?
– A designação de fase dos transformadores de corrente está correta?
– Os transformadores de potencial estão aterrados adequadamente?
– As polaridades das conexões dos transformadores de potencial são as mesmas e estão corretas?
– A designação de fase dos transformadores de potencial está correta?
– A polaridade da entrada de corrente IN, INs está correta (se usada)?
– A polaridade da entrada de tensão V3 está correta (se usada, por exemplo, para ligação delta aberto ou
tensão de barramento)?
354
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
• Se a tensão de medição é conduzida via capacitâncias através da alimentação (feedtrough), a capacitância
através da alimentação para o 7SJ80 deve estar exclusivamente disponível. Conexões paralelas, tais
como, por exemplo, CAPDIS não são permitidas.
No caso de uma medição de tensão via capacitâncias através da alimentação (feedtrough), o valor individual das capa-citâncias C1 e C2 para as três fases deve ser aproximadamente conhecida (veja também a
Seção 2.1.3.2,„ “Medição de Tensão Capacitiva“). Esses valores de capacitância são configurados via
endereços de parâmetros 241 Volt.trans.A:C1 a 246 Volt.trans.C:C2 nos Dados do Sistema de
Potência 1. O valor para as capacitâncias através da alimentação (C1) estão usualmente na faixa de 5 pF
a 10 pF. Os valores para as capacitâncias da linha (C2) -incluindo também a capacitância residual - dependem basicamente do tipo de cabo usado e comprimento do cabo para a conexão da tensão de medição.
Ao entrar com o parâmetro para C2, o valor da capacitância da entrada de tensão tem que ser adicionado.
Essa capacitância de entrada pode ser estimada em 2200 pF. Valores de capacitância configuradas não
exatos resultarão em desvios durante a medição da amplitude da tensão e ângulo de fase da tensão.
Se as tensões fase-seletivas no lado primário são conhecidas (usualmente a tensão nominal do sistema
dividida por √3), os valores para as capacitâncias C1 podem ser otimizados. Os valores configurados de
C2 também podem ser otimizados se os ângulos de fase entre as tensões fase-terra e as correntes de fase
são conhecidos. Uma explicação do procedimento para otimização das capacitâncias de entrada pode ser
encontrada na Seção 2.1.3.2,„Medição de Tensão Capacitiva“.
• Se usadas as chaves de teste pra o teste secundário do dispositivo, suas funções também devem ser
verificadas, em particular aquela em que a posição „Check“(“Verificar”) das linhas secundárias do transformador de corrente estão automaticamente curto-circuitadas.
• Conecte um amperímetro no circuito de alimentação da fonte de alimentação. Uma faixa de cerca de 2.5 A
a 5 A para o medidor é a adequada.
• Ligue o mini-disjuntor para tensão auxiliar (proteção de alimentação, verifique o nível de tensão e, se
aplicável, a polaridade da tensão nos terminais do dispositivo ou nos módulos de conexão.
• A entrada de corrente deverá corresponder à entrada de potência na posição de neutro do dispositivo. A
corrente de estado estacionário medida deverá ser insignificante. O movimento transiente do amperímetro
apenas indica a corrente de carga dos capacitores.
• Remova a tensão da fonte de alimentação abrindo as chaves de proteção.
• Desconecte o equipamento de teste de medição; estabeleça as conexões normais da fonte de alimentação.
• Aplique tensão à fonte de alimentação.
• Feche as chaves de proteção para os transformadores de potencial.
• Verifique que a rotação de fase da tensão nos terminais do dispositivo esteja correta.
• Abra as chaves de proteção dos transformadores de potencial e fonte de alimentação.
• Verifique o trip e circuitos de fechamento dos disjuntores do sistema de potência.
• Verifique se a ligação de controle para e de outros dispositivos está correta.
• Verifique as conexões de sinalização.
• Ligue novamente o mini-disjuntor.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
355
3.3 Comissionamento
3.3
Comissionamento
ADVERTÊNCIA!
Advertência de tensões perigosas ao operar um dispositivo elétrico
A inobservância das medidas seguintes pode resultar em morte, riscos pessoais ou danos substanciais à
propriedade.
Somente pessoas qualificadas deverão trabalhar próximas a este dispositivo. Elas devem estar completamente familiarizadas com todos os avisos e notificações de segurança deste manual de instrução, e também com
as medidas de segurança apropriadas, regras de segurança e medidas de precaução.
Antes de fazer quaisquer conexões, o dispositivo deve ser aterrado no terminal condutor de proteção.
Tensões perigosas podem existir em todos os componentes de chaveamento, conectados à alimentação de
energia e aos circuitos de medição e de teste.
Tensões perigosas podem estar presentes no dispositivo, mesmo após a remoção da tensão de alimentação
de energia (capacitores podem estar carregados ainda).
Após o desligamento da tensão auxiliar, aguarde no mínimo 10 segundos antes de reconectar esta tensão,
para que condições estáveis possam ser estabelecidas.
Os valores limite fornecidos em Dados Técnicos (Capítulo 4), não podem ser excedidos nem durante testes e
nem durante comissionamento.
Ao testar o dispositivo com equipamento de teste secundário, certifique-se de que nenhuma outra grandeza
de medição esteja conectada e que os circuitos de trip e de fechamento para o disjuntor e outras chaves
primárias, estejam desconectadas do dispositivo.
PERIGO!
Tensões perigosas durante interrupções em circuitos secundários de transformadores de corrente
A inobservância das medidas seguintes resultará em morte, ferimentos severos ou danos substânciais à
propriedade.
Curto-circuite os circuitos secundários do transformador de corrente, antes que as conexões de corrente para
o dispositivo sejam abertas.
Operações de chaveamento devem ser conduzidas durante o comissionamento. Um pré-requisito para os
testes determinados, é que estas operações de chaveamento sejam executadas sem perigo. Eles não se
destinam, portanto, a verificações de operação.
ADVERTÊNCIA!
Aviso de evolução de riscos causados por testes primários impróprios
A inobservância das seguintes medidas pode resultar em morte, ferimentos ou danos substanciais à
propriedade.
Só é permitida a condução de testes primários por pessoal qualificado, que esteja familiarizado com o
comissionamento de sistemas de proteção, com a operação da aparelhagem, com as normas de segurança
e regulamentos (chaveamento, aterramento, etc.).
356
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
3.3 Comissionamento
3.3.1
Modo de Teste e Bloqueio de Transmissão
Ativação e Desativação
Se o dispositivo estiver conectado a uma central ou a um sistema principal de computador pela interface
SCADA, então a informação que é transmitida pode ser influenciada. Isto só é possível com alguns dos
protocolos disponíveis (veja a Tabela “Funções dependentes de protocolo”, no Apêndice A.6).
Se o modo de teste está ligado, as mensagens enviadas por um dispositivo SIPROTEC 4 ao sistema
principal, têm um bit adicional de teste. Este bit permite que as mensagens sejam reconhecidas como não
resultantes de faltas reais. Além disso, ele pode ser determinado pela ativação do bloqueio de transmissão,
para que nenhuma anunciação seja transmitida pela interface do sistema, durante o modo de teste.
O Manual do Sistema SIPROTEC 4 descreve em detalhes como ativar e desativar o modo de teste e bloquear
a transmissão de dados. Por favor observe que quando DIGSI está sendo usado para edição do dispositivo,
o programa deve estar no modo online para utilizar o recurso de teste.
3.3.2
Teste da Interface do Sistema (na Porta B)
Observações Preliminares
Se o dispositivo apresenta uma interface de sistema, que é usada para a comunicação com um centro de
controle, a operação de DIGSI do dispositivo pode ser usada para testar se mensagens são transmitidas
corretamente. Porém, esta opção de teste não deve, definitivamente, ser usada enquanto o dispositivo está
em serviço ou em um sistema ativo.
PERIGO!
Evolução de perigo ao operar o equipamento (disjuntores, secionadoras, por exemplo), através da função de teste
A inobservância da medida seguinte resultará em morte, ferimentos graves ou danos substanciais à propriedade.
Equipamentos usados para permitir chaveamento, tais como, disjuntores ou secionadoras, só devem ser
inspecionados durante comissionamento. Não os inspecione, sob nenhuma circunstância, através da função
de teste durante operação real, transmitindo ou recebendo mensagens pela interface do sistema.
Nota
Após o término do teste da interface do sistema, o dispositivo irá recarregar. Desse modo, todos os buffers de
anunciações serão apagados. Se necessário, estes buffers devem ser extraidos com DIGSI, antes do teste.
O teste de interface é conduzido usando DIGSI, no modo de operação Online:
• Abra o diretório Online com um duplo clique; as funções de operação para o dispositivo aparecem.
• Clique em Test; a seleção da função aparece na metade direita da tela.
• Clique duas vezes em Generate Indications na visualização da lista. A caixa de diálogo Generate Indications abre (veja a figura seguinte).
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
357
3.3 Comissionamento
Estrutura da Caixa de Diálogo de Teste
Na coluna Indication, os textos de apresentação de todas as indicações são exibidos, os quais foram
alocados na interface do sistema na matriz. Na coluna SETPOINT Status, o usuário tem de definir o valor das
mensagens a serem testadas. Dependendo do tipo de anunciação, são oferecidos vários campos de entrada
(por exemplo, mensagem “ON“ / mensagem “OFF“). Clicando em um dos campos, você pode selecionar o
valor desejado no menu.
Figura 3-17
Teste da interface com caixa de diálogo de criação de mensagens - exemplo
Mudando o Estado de Operação.
Ao clicar em um dos botões na coluna Action pela primeira vez, será solicitada a senha nº 6 (para menus de
teste de hardware). Após a entrada correta da senha, podem ser iniciadas anunciações individuais. Para isso,
clique no botão Send na linha correspondente. A mensagem correspondente é emitida e pode ser lida tanto
no registro de evento do dispositivo SIPROTEC 4, quanto no sistema de controle da subestação.
Enquanto a janela permanecer aberta outros testes podem ser executados.
Teste na Direção de Mensagem
Para toda informação que é transmitida para a estação central, teste as opções na lista que aparece em
SETPOINT Status:
• Tenha certeza de que cada processo de inspeção seja conduzido cuidadosamente, sem causar nenhum
perigo (veja acima em PERIGO!)
• Clique em Send na função a ser testada e verifique se a informação transmitida alcança a estação central
e apresenta a reação desejada. Dados que são normalmente ligados pelas entradas binárias (primeiro
caractere “>“), são igualmente indicados para o sistema central de potência com este procedimento. A função da própria entrada binária é testada separadamente.
Saindo do Modo de Teste
Para finalizar o Teste de Interface do Sistema, clique em Close. O dispositivo sai brevemente de serviço
enquanto a rotina de inicialização é executada. A caixa de diálogo fecha.
358
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
3.3 Comissionamento
Teste na Direção de Comando
A informação transmitida na direção do comando deve ser indicada pela estação central. Verifique se a reação
está correta!
3.3.3
Configurando Módulos de Comunicação
Ajustes Requeridos em DIGSI® 4
Em geral, aplica-se o seguinte:
No caso de uma primeira instalação ou substituição de um módulo de comunicação, o número de pedido
(MFLB) não necessita ser mudado, pode ser mantido. Assim, todos os parâmetros previamente ajustados
permanecem válidos para o dispositivo.
Mudanças no DIGSI Manager
Para que o dispositivo de proteção tenha acesso ao novo módulo de comunicação, uma mudança tem de ser
efetuada no ajuste do parâmetro dentro do Gerenciador DIGSI.
No DIGSI 4 Manager, selecione dispositivo SIPROTEC® em seu projeto e selecione o menu "Edit" - "Object
properties..." para abrir a caixa de diálogo "Properties - SIPROTEC 4 device" (veja Figura 3-18). Na
barra de propriedades "Communication modules", uma interface deve ser selecionada para „11.
port B" (inferior traseira do dispositivo) ou para „12. porta A" (inferior frontal do dispositivo) via botão,
a entrada "Additional protocols, s. addition L" deve ser selecionada para Profibus DP, Modbus ou DNP3.0.
O tipo de módulo de comunicação para a porta B, deve ser estabelecido na caixa de diálogo "Additional
information" a qual pode ser alcançada via tecla "L: ...".
Figura 3-18
DIGSI 4.3: Seleção de protocolo Profibus DP (exemplo)
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
359
3.3 Comissionamento
Arquivo de Mapeamento
Para Profibus DP, Modbus, DNP3.0 e VDEW Redundant, um mapeamento de barramento adequado tem de
ser selecionado.
Para seleção do arquivo de mapeamento, favor abrir o dispositivo SIPROTEC® no DISGI e em “Parameter"
selecione a função "Interfaces" (veja Figura 3-19).
A caixa de diálogo "Interface parameters" oferece os seguintes elementos de diálogo na barra de
propriedades "Additional protocols on the device"(Protocolos Adicionais no Dispositivo)
• Display do módulo de comunicação selecionado
• A caixa de seleção "Mapping file" lista todos os arquivos de mapeamento Profibus DP, Modbus, DNP3.0
e VDEW Redundante disponíveis para o respectivo tipo de dispositivo, com seus nomes e referência ao
correspondente documento de mapeamento do barramento.
• Edite o campo "Module-specific settings”(Ajustes Específicos do Módulo) para mudança dos parãmetros específicos do barramento.
Figura 3-19
DIGSI 4.3: Seleção de um arquivo de mapeamento e ajuste de parâmetros específicos do barramento
Nota
Se a designação do arquivo de mapeamento para um dispositivo SIPROTEC® tiver sido mudada, isso está
usualmente ligado a uma mudança das alocações dos objetos SIPROTEC® à interface do sistema.
Após ter selecionado um novo arquivo de mapeamento, favor verificar as alocações para “Interface do sistema
alvo”(target system interface) ou "Interface do sistema fonte"(source system interface) na matriz de alocação
DIGSI.
360
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
3.3 Comissionamento
Campo de Edição "Ajustes Específicos do Módulo"(Module- specific settings)
Edite o campo "Module-specific settings", para mudanças só dos números nas linhas que não
iniciam com "//" e observe o ponto e vírgula no fim das linhas.
Outras mudanças no campo edit podem conduzir a uma mensagem de erro, quando fechar a caixa de diálogo
"Interface parameters"(Parâmetros da Interface).
Favor selecionar o mapeamento de barramento correspondente para seus requerimentos. A documentação
dos mapeamentos de barramento individuais está disponível na Internet (www.siprotec.com na área de download).
Após ter selecionado o mapeamento de barramento, a área do arquivo de mapeamento na qual você pode
fazer ajustes específicos do dispositivo, aparece na janela (Veja Figura 3-20). O tipo desse ajuste depende do
protocolo usado e está descrito na documentação do protocolo. Favor executar somente as mudanças
descritas na janela de ajustes e confirmar suas entradas com “OK”.
Figura 3-20
Ajustes específicos do módulo
Então, transfira os dados para o dispositivo de proteção (veja a figura seguinte).
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
361
3.3 Comissionamento
Figura 3-21
Transmissão de dados
Teste de Terminal
A interface do sistema (EN 100) está pré-fixada com um valor padrão zero e o módulo, portanto, está
determinado no modo DHCP. O endereço IP pode ser designado no DIGSI Manager (Object properties.../
Communication parameters / System interface [Ethernet]).
A interface Ethernet está pré-fixada com o seguinte endereço IP, e pode ser alterada a qualquer momento no
dispositivo (DIGSI device processing / Parameters / Interfaces / Ethernet Service):
Endereço IP: 192.168.100.10
Máscara de rede: 255.255.255.0
As seguintes restrições devem ser observadas:
Para subnet mask: 255.255.255.0, a banda IP 192.168.64.xx não está disponível
Para subnet mask 255.255.255.0, a banda IP 192.168.1.xx não está disponível
Para subnet mask: 255.255.0.0, a banda IP 1192.168.xx.xx não está disponível
Para subnet mask: 255.0.0.0, a banda IP 192.xx.xx.xx não está disponível.
362
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
3.3 Comissionamento
3.3.4
Verificando o Status de Entradas e Saídas Binárias
As entradas binárias, saídas e LEDs de um dispositivo SIPROTEC 4, podem ser controlados individualmente
e de forma precisa, com DIGSI. Este recurso é usado para verificar fiação de controle, do dispositivo ao
equipamento da instalação (verificações de operação) durante o comissionamento. Esta opção de teste,
contudo, não deve ser usada, definitivamente, enquanto o dispositivo estiver em operação “real”.
PERIGO!
Evolução de perigo ao operar equipamento (por exemplo, disjuntores, chaves seccionadoras) por
meio da função de teste
A inobservância da seguinte medida, resultará em morte, ferimentos graves ou danos substanciais à
propriedade.
O equipamento usado para permitir chaveamento, como disjuntores ou chaves seccionadoras, deve ser
verificado somente durante o comissionamento. Sob nenhuma circunstância inspecione-o através da função
de teste, durante uma operação real, transmitindo ou recebendo mensagens pela interface do sistema.
Nota
Após o término dos testes de hardware, o dispositivo reiniciará. Desse modo, todos o buffers de anunciação
serão apagados. Se necessário, estes buffers podem ser lidos com DIGSI e salvos antes do teste.
O teste de hardware pode ser conduzido usando DIGSI, no modo de operação Online:
• Abra o diretório Online com dois cliques; as funções de operação para o dispositivo aparecem.
• Clique em Test; a seleção da função aparece na metade direita da tela.
• Duplo clique na lista em Hardware Test. A caixa de diálogo de mesmo nome abre (veja a figura seguinte).
Estrutura da Caixa de Diálogo Teste
A caixa de diálogo está classificada em três grupos: BI para entradas binárias, REL para relés de saída e LED
para diodos emissores de luz. À esquerda de cada um desses grupos está um botão rotulado correspondente
Com um duplo clique no botão, informações com respeito ao grupo associado podem ser mostradas ou
ocultadas.
Na coluna Status o estado atual (físico) do componente do hardware é mostrado. A indicação é feita por meio
de símbolos. Os estados reais físicos das entradas e saídas binárias são indicados por uma símbolo de chave
aberta ou fechada, os LEDs por um símbolo de LED iluminado ou apagado.
O oposto do estado de cada elemento é mostrado na coluna Scheduled. O display é feito em texto completo.
A coluna mais à direita indica os comandos ou mensagens que estão configuradas (configurados na matriz)
para os componentes do hardware.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
363
3.3 Comissionamento
Figura 3-22
Testando as entradas e saídas
Mudança do Estado Operacional
A mudança de estado de um componente do hardware é feita com um clique no botão associado na coluna
Scheduled.
A senha No. 6 (se ativada durante a configuração) será solicitada antes de permitida a primeira modificação
no hardware. Após dar entrada com a senha correta a mudança será executada. Outras mudanças de estado
permanecem possíveis enquanto a caixa de diálogo estiver aberta.
Teste dos Relés de Saída
Cada relé de saída individual pode ser energizado para verificação da conexão entre o relé de saída do 7SJ80
e a subestação, sem ter que gerar uma mensagem designada para tanto. Assim que a primeira mudança de
estado para qualquer dos relés de saída é iniciada, todos os relés de saída são separados das funções
internas do dispositivo e só podem operar pela função de teste do hardware. Isso significa, por exemplo, que
um comando de chaveamento proveniente de uma função de proteção ou um comando de controle do painel
de operação para um relé de saída não pode ser executado.
Proceda como segue para verificar o relé de saída :
• Assegure-se de que o chaveamento do relé de saída possa ser executado sem perigo (veja acima em
PERIGO!).
• Cada relé de saída deve ser testado via célula correspondente Scheduled na caixa de diálogo.
• Termine o teste (veja cabeçalho de margem abaixo ,”Saindo do Modo de Teste“), de forma que durante
outros testes não seja iniciado nenhum chaveamento indesejável.
364
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
3.3 Comissionamento
Teste das Entradas Binárias
Para testar a conexão entre a subestação e as entradas binárias do 7SJ80, a condição na subestação que
inicia a entrada binária deve ser gerada e a resposta do dispositivo verificada.
Para fazer isso, a caixa de diálogo Hardware Test (Teste de Hardware) deve ser aberta novamente para
visualizar o estado físico das entradas binárias. A senha ainda não é necessária.
Proceda da seguinte forma para verificar as entradas binárias:
• Ative cada função no sistema que cause pickup de uma entrada binária.
• Verifique a reação na coluna Status da caixa de diálogo. Para isso, a caixa de diálogo deve ser atualizada.
As opções podem ser encontradas no cabeçalho de margem abaixo, “Atualizando o Display“.
• Termine o teste (veja o cabeçalho de margem abaixo “Saindo do Modo de Teste“).
Se, contudo, o efeito de uma entrada binária deve ser verificado sem efetuar qualquer chaveamento na
instalação, é possível disparar entradas binárias individuais com a função de teste do hardware. Assim que a
primeira mudança de estado de qualquer entrada binária é disparada e a senha Nº 6 for inserida, todas as
entradas binárias da instalação são separadas e só podem ser ativadas via função de teste do hardware.
Teste dos LEDs
Os LEDs dos outros componentes de entradas/saídas binárias, podem ser testados de forma similar. Assim
que é disparada a primeira mudança de estado de qualquer LED, todos os LEDs são separados pela funcionalidade interna do dispositivo, e só podem ser controlados via função de teste do hardware. Isso significa que
nenhum LED será iluminado por uma função de proteção ou pela pressão da tecla de reset do LED.
Atualização do Display
Assim que abre o diálogo Hardware Test (Teste de Hardware), os estados operacionais dos componentes do
hardware que estão presentes nesse momento são lidos e mostrados.
Uma atualização é feita:
• para cada componente do hardware, se um comando para mudar as condições é executado com sucesso,
• para todos os componentes do hardware, se o botão de (Atualização) Update for clicado,
• para todos os componentes do hardware com atualização cíclica (o tempo de ciclo é de 20 segundos), se
o campo (Atualização Automática) Automatic Update (20sec) for marcado.
Saindo do Modo de Teste
Para finalizar o teste de hardware, clique em Close. A caixa de diálogo é fechada. O dispositivo se torna
indisponível por um breve período de partida, imediatamente após essa situação. Em seguida, todos os
componentes do hardware retornam às condições operacionais determinadas pelos ajustes da fábrica.
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365
3.3 Comissionamento
3.3.5
Testes para a Proteção de Falha do Disjuntor
Geral
Se o dispositivo está munido com uma proteção de falha de disjuntor e se ela é usada, a integração desta
função de proteção no sistema deve ser testada em condições práticas.
Devido à variedade de opções de aplicação e às configurações disponíveis no sistema, não é possível fazer
uma descrição detalhada dos testes necessários. É importante observar as condições locais, proteção e
desenhos do sistema.
Antes de iniciar os testes do disjuntor é recomendado isolá-lo do alimentador testado em ambos os terminais,
isto é, isoladores de linha e isoladores de barramento ser abertos, de forma que o disjuntor possa ser operado
sem risco.
Cuidado!
Também para testes no disjuntor local do alimentador, um comando de trip para os disjuntores adjacentes,
pode ser emitido para o barramento.
A inobservância da seguinte medida pode resultar em ferimentos leves ou danos à propriedade.
Portanto, primeiramente é recomendada a interrupção de comandos de trip para os disjuntores adjacentes
(barramento), por exemplo, pela interrupção de tensões correspondentes de pickup.
Antes que o disjuntor seja finalmente fechado para operação normal, o comando de trip da proteção do
alimentador direcionado para o disjuntor deve ser desconectado, para que o comando de trip só possa ser
iniciado pela proteção do disjuntor.
Embora as listas seguintes não tenham a pretensão de estar completas, elas também podem conter detalhes
que não foram mencionados na presente aplicação.
Contatos Auxiliares do Disjuntor
O(s) contato(s) auxiliar do disjuntor formam uma parte essencial do sistema de proteção de falha do disjuntor
no caso de terem sido conectados ao dispositivo. Tenha certeza de que a designação correta tenha sido
verificada.
Condições de Iniciação Externas
Se a proteção de falha do disjuntor puder ser iniciada por dispositivos externos de proteção as condições de
partida externa devem ser verificadas.
Para ser iniciada a proteção de falha do disjuntor, uma corrente deve fluir pelo menos, via fase monitorada.
Pode ser uma corrente injetada secundária.
• Partida pelo comando de trip da proteção externa: funções de entrada binária „>50BF ext SRC“ (FNo
1431) (nas anunciações espontâneas ou de falta).
• Após cada partida, a mensagem „50BF ext Pickup“ (FNo 1457) deve aparecer nas anunciações
espontâneas ou de faltas.
• Após expirar a Temporização de TRIP(TRIP- Timer)(endereço 7005): comando de trip da proteção de
falha do disjuntor.
Desligue a corrente de teste.
366
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
3.3 Comissionamento
Se for possível partida sem fluxo de corrente:
• Fechando o disjuntor a ser monitorado em ambos os lados com as chaves seccionadoras abertas.
• Partida pelo comando de trip da proteção externa: Funções de entrada binária „>50BF ext SRC“ (FNo
1431) (em anunciações espontâneas ou de falta).
• Após cada partida, a mensagem „50BF ext Pickup“ (FNo 1457) deve aparecer nas anunciações
espontâneas ou de falta.
Após expirar a Temporização de TRIP(TRIP -Timer)(endereço 7005): comando de trip da proteção de
falha do disjuntor
Abra novamente o disjuntor.
Trip do Barramento
Para teste da distribuição dos comandos de trip na subestação no caso de falhas do disjuntor, é importante
verificar que os comandos de trip para os disjuntores adjacentes estejam corretos.
Os disjuntores adjacentes são aqueles de todos os alimentadores que devem fornecer trip para assegurar
interrupção da corrente de falta na falha do disjuntor local. São além disso, os disjuntores de todos os alimentadores que alimentam o barramento ou seção do barramento para o qual o alimentador com a falta está
conectado.
Um guia de teste geral detalhado não pode ser especificado porque o layout dos disjuntores adjacentes
dependem muito da topologia do sistema.
Em particular, com múltuplos barramentos, a lógica de distribuição de trip para os disjuntores adjacentes deve
ser verificada. Aqui, ela deve ser verificada para cada seção do barramento em que todos os disjuntores que
estão conectados à mesma seção do barramento, como o alimentador do disjuntor que está sendo observado,
tenham fornecido trip, e não outros disjuntores.
Finalização
Todas as medidas temporárias tomadas para teste devem ser desfeitas, por exemplo, especialmente os
estados de chaveamento, comandos de trip interrompidos, mudanças para valores de ajuste ou funções de
proteção individualmente desligadas.
3.3.6
Testando Funções Definidas pelo Usuário
Lógica CFC
O dispositivo tem uma ampla capacidade para permitir funções a serem definidas pelo usuário, especialmente
com a lógica CFC. Qualquer função especial ou lógica adicionada ao dispositivo deve ser verificada.
Claro que, procedimentos de teste gerais não podem ser fornecidos. A configuração dessas funções e as
condições alvo devem ser realmente conhecidas previamente e testadas. Possíveis condições de intertravamento dos dispositivos de chaveamento (disjuntores, chaves seccionadoras, chaves de terra) são de particular
importância. Devem ser observadas e testadas.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
367
3.3 Comissionamento
3.3.7
Teste de Corrente, Tensão e Rotação de Fase
Nota
O teste de tensão e rotação de fase só é relevante para dispositivos com transformadores de potencial.
≥ 10 % de Corrente de Carga
As conexões dos transformadores de potencial e corrente são testadas usando grandezas primárias. Corrente
de carga secundária de pelo menos 10 % da corrente nominal do dispositivo é necessária. A linha é energizada e permanecerá nesse estado durante as medições.
Com conexões adequadas dos circuitos de medição, nenhum dos elementos de supervisão de valores de
medição no dispositivo devem fornecer pickup. Se um elemento detectar um problema, a causa que provocou
o problema deve ser vista no Registro de Eventos. Se ocorrerem erros de soma de tensão ou corrente, então
verifique os fatores de combinação.
Mensagens do monitoramento da simetria podem ocorrer devido existência de condições assimétricas na
rede. Se essas condições assimétricas forem condições normais de serviço, as funções de monitoramento
correspondentes deverão ser tornadas menos sensitivas.
Valores de Corrente e Tensão
Correntes e tensões podem ser vistas no campo do display no painel do dispositivo ou inteface do operador
via um PC. Elas podem ser comparadas às grandezas medidas por uma fonte independente, como grandezas
primárias ou secundárias.
Se os valores medidos não forem plausíveis, a conexão deve ser verificada e corrigida após a linha ter sido
isolada e os circuitos transformadores de corrente terem sido curto-circuitados. As medições poderão então
ser repetidas.
Nota
Se a medição de tensão é efetuada via capacitâncias através da alimentação, o display dos valores das
tensões fase-terra e o ângulo de fase entre as tensões fase-terra e as correntes de fase pode ser usado para
otimizar os valores de capacitância configurados e para conseguir uma melhoria na precisão da medição. Uma
explicação do procedimento para otimização das capacitâncias de entrada pode ser encontrada na Seção
2.1.3.2, „Medição de Tensão Capacitiva“.
Rotação de Fase
A rotação de fase deve corresponder à rotação de fase configurada. Geralmente rotação de fase no sentido
horário. Se o sistema tiver uma rotação de fase no sentido anti-horário , isso deve ter sido considerado por
ocasião do ajuste dos dados do sistema de potência (endereço 209 PHASE SEQ.). Se a rotação de fase está
incorreta, o alarme „Fail Ph. Seq.“ (FNo 171) é gerado. A alocação do valor de fase medido deve ser
verificado e corrigido, se necessário, após a linha ter sido isolada e os transformadores de corrente terem sido
curto-circuitados. A medição pode então ser repetida.
368
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
3.3 Comissionamento
Mini-Disjuntor do Transformador de Potencial (TP mcb)
O TP mcb do alimentador (se usado) deve estar aberto. As tensões medidas nos valores medidos
operacionais aparecem com um valor próximo de zero (tensões pequenas de medição não têm
consequências).
Verifique nas anunciações espontâneas que o trip do TP mcb tenha sido parametrizado (anunciação
„>FAIL:FEEDER VT“ „ON“ nas anunciações espontâneas). Previamente tem que ser assegurado que a posição do TP mcb seja de conexão ao dispositivo via uma entrada binária.
Feche novamente o TP mcb: As mensagens acima aparecem nas mensagens espontâneas como „OFF“, isto
é, „>FAIL:FEEDER VT“ „OFF“.
Se um dos eventos não aparecer, a conexão e alocação desses sinais deve ser verificada.
Se o estado „ON“ e o estado „OFF“ estão invertidos, o tipo de contato (H–ativo ou L–ativo)
deve ser verificado e remediado.
3.3.8
Teste para Proteção de Alta-Impedância
Polaridade dos Transformadores
Quando usar a proteção de alta-impedância, a corrente corresponde à corrente de falta do objeto de proteção.
É essencial que nesse caso, todos os transformadores de corrente que alimentam o resistor cuja corrente é
medida em INs tenham a mesma polaridade. Correntes fluentes são usadas para isso. Cada um dos transformadores de corrente tem que ser incluidos na medição. A corrente em INs nunca deve exceder a metade do
valor de pickup de uma proteção de sobrecorrente monofásica.
3.3.9
Testando o Esquema de intertravamento Reverso
(somente se usado)
O teste de intertravamento reverso está disponível se pelo menos uma das entradas binárias disponíveis
estiver configurada para esse propósito (por exemplo, pré-ajuste da entrada binária BI1 „>BLOCK 50-2“ e
„>BLOCK 50N-2“ para sistema de circuito aberto). Testes podem ser realizados com correntes de fase ou à
terra. Para corrente à terra aplicam-se os ajustes correspondentes de corrente à terra.
Favor observar que a função de bloqueio tanto pode ser configurada para corrente de pickup conectada
(sistema de circuito aberto) quanto corrente de pickup desconsiderada (sistema de circuito fechado). Para
sistema de circuito aberto os seguintes testes são executados:
Os relés de proteção do alimentador de todos os alimentadores associados devem estar em operação.
No inicio, nenhuma tensão auxiliar é alimentada para o sistema de intertravamento reverso.
Uma corrente de teste superior àquela de valores de pickup de 50-2 PICKUP e 50-1 PICKUP ou 51 PICKUP
é ajustada. Como resultado do sinal de bloqueio faltante, há trip da função de proteção após a 50-2 DELAY.
Cuidado!
Teste com correntes contínuas acima de 20 A
causam sobrecarga dos circuitos de entrada.
Execute o teste somente por um curto tempo (veja Dados Técnicos, Seção 4.1). Posteriormente, o dispositivo
tem que esfriar!
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
369
3.3 Comissionamento
A tensão direta para intertravamento reverso é agora ligada na linha. O teste precedente é repetido, o
resultado deverá ser o mesmo.
Subsequentemente, para cada um dos dispositivos de proteção dos alimentadores, é simulado um pickup.
Enquanto isso, é simulada uma outra falta para a função de proteção do alimentador como descrito anteriormente. O trip é executado dentro da temporização 50-1 DELAY (período de tempo mais longo) (com proteção
de sobrecorrente de tempo definido) ou de acordo com a Curva (com proteção de sobrecorrente de tempo
inverso).
Esses testes verificam também o funcionamento adequado das conexões para o intertravamento reverso.
3.3.10
Verificação da Direção com Corrente de Carga
Nota
A verificação da direção só é relevante para dispositivos com transformadores de potencial.
≥ 10 % de Corrente de Carga
A conexão correta dos transformadores de corrente e potencial é testada via linha protegida usando a corrente
de carga. Para esse propósito, conecte a linha. A corrente de carga que a linha conduz deve ser pelo menos
de 0.1 · INom. A corrente de carga deve estar em fase ou em atraso com a tensão (carga resistiva ou resistivaindutiva). A direção da corrente de carga deve ser conhecida. Se existir alguma dúvida, a rede ou os anéis de
loop devem ser abertos. A linha permanece energizada durante o teste.
A direção pode ser derivada diretamente dos valores medidos operacionais. Inicialmente, a correlação da
direção de carga medida com a direção real do fluxo de carga é verificada. Neste caso, é assumida a situação
normal por meio da qual a direção para frente (direção de medição) se extende do barramento em direção à
linha.
P positiva, se a potência ativa flui para a linha,
P negativa, se a potência ativa flui na direção do barramento,
Q positiva, se a potência reativa flui para a linha,
Q negativa, se a potência reativa flui na direção do barramento.
Figura 3-23
370
Potência de Carga Aparente
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
3.3 Comissionamento
Todos os sinais de potência podem ser invertidos deliberadamente. Verifique se a polaridade está invertida no
endereço 1108 P,Q sign nos Dados do Sistema de Potência 2. Nesse caso, os sianis para potência ativa e
reativa também estão invertidos.
A medição da potência fornece uma indicação inicial dos valores medidos terem polaridade correta. Se ambas
as potências, ativa e reativa têm sinal errado e 1108 P,Q sign está ajustado para not reversed, (não
reverso), a polaridade de acordo com o endereço 201 CT Starpoint deve ser verificada e corrigida.
Entretanto, a própria medição de potência não está apta a detectar todos os erros de conexão. Por essa razão,
as mensagens direcionais deverão ser geradas por meio da proteção de sobrecorrente direcional. Sendo
assim, os limites de pickup devem ser reduzidos de forma que a corrente de carga disponível ocasione um
pickup contínuo do elemento. A direção reportada nas mensagens, tais como, „Phase A forward“ ou
„Phase A reverse“ devem corresponder ao fluxo e potência real. Tenha cuidado de que a direção „Forward“(Para frente) do elemento de proteção esteja na direção da linha (ou objeto a ser protegido). Isso não é
necessáriamente idêndtico com a direção do fluxo de potência normal. Para todas as três fases, as mensagens direcionais para o fluxo de potência devem ser reportadas corretamente.
Se todas as direções diferirem entre si, as fases individuais nas conexões de transformadortes de corrente e
potencial estão trocadas, não conectadas adequadamente ou a designação de fase está incorreta. Após isolação da linha e e curto-circuitando os transformadores de corrente as conexões devem ser verificadas e corrigidas. As medições devem ser então repetidas.
Finalmente, desligue a linha de potência protegida.
Nota
Reset os valores de pickup mudados para verificação para os valores válidos.
3.3.11
Verificação de Polaridade para a Entrada de Tensão V3
Dependendo da aplicação da entrada de medição de tensão V3 de um 7SJ80, uma verificação de polaridade
pode ser necesária. Se nenhuma tensão de medição está conectada a essa entrada, essa seção é irrelevante.
Se a entrada V3 é usada para a medição da tensão residual VN (Dados do Sistema de Potência 1 endereço
213 VT Connect. 3ph = Vab, Vbc, VGnd), a polaridade é verificada junto com a entrada de corrente IN/INs
(veja mais abaixo).
Se a entrada V3 é usada para medição de uma tensão para synchrocheck (Dados do Sistema de Potência
1, endereço 213 VT Connect. 3ph = Vab, Vbc, VSyn or Vph-g, VSyn), deve ser observado o seguinte:
• A tensão monofásica V2 a ser sincronizada deve estar conectada à entrada V3.
• A polaridade correta deve ser verificada como a seguir usando a função synchrocheck:
O dispositivo deve fornecer a função synchrocheck que deve estar configurada no endereço 161 = 25
Function 1 = SYNCHROCHECK.
A tensão V2 a ser sincronizada deve ser ajustada corretamente no endereço 6123 CONNECTIONof V2.
Se um transformador está localizado entre os pontos de medição da tensão de referência V1 e a tensão a ser
sincronizada V2, sua rotação de fase deve ser levada em consideração. Para esse propósito, um ângulo
coresponente é parametrizado no endereço 6122 ANGLE ADJUSTM., na direção do barramento visto do
alimentador. Um exemplo é mostrado na Seção 2.17.
Se necessário relações de transformação diferentes no barramento e no alimentador podem ser consideradas
no endereço Balancing V1/V2.
A função synchrocheck deve ser ativada no endereço 6101 Synchronizing = ON.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
371
3.3 Comissionamento
Uma outra ajuda para verificação das conexões são as mensagens 170.2090 „25 V2>V1“, 170.2091 „25
V2<V1“, 170.2094 „25 α2>α1“ e 170.2095 „25 α2<α1“ nas mensagens espontâneas.
• Disjuntor está aberto. O alimentador está desenergizado. Os disjuntores de ambos os circuitos transformadores de potencial devem estar fechados.
• Para synchrocheck, o programa Direct CO é ajustado para YES (endereço 6110); os outros programas
(endereços 6107 a 6109) são ajustados para NO.
• Via uma entrada binária (170.0043 „>25 Sync requ.“) é parametrizada uma solicitação de medição. A
synchrocheck deve liberar fechamento (mensagem 170.0049, „25 CloseRelease“). Se não, verifique
novamente todos os parâmetros relevantes (synchrocheck configurada e habilitada corretamente, veja
Seções 2.1.1 e 2.17).
• Ajuste o endereço 6110 Direct CO para NO.
• Em seguida, o disjuntor é fechado enquanto o isolador da linha é aberto (veja Figura 3-24). Assim, ambos
os transformadores de potencial recebem a mesma tensão.
• Para a synchrocheck, o programa 25 Function 1 é ajustado para SYNCHROCHECK (endereço 161)
synchrocheck deve liberar fechamento (mensagem „25 CloseRelease“, 170.0049).
• caso contrário, verifique primeiro se uma das mensagens emitidas a seguir 170.2090 „25 V2>V1“ ou
170.2091 „25 V2<V1“ ou 170.2094 „25 α2>α1“ ou 170.2095 „25 α2<α1“ está disponível nas
mensagens espontâneas.
A mensagem „25 V2>V1“ or „25 V2<V1“ indica que a adaptação de magnitude está incorreta. Verifique
o endereço 6121 Balancing V1/V2 e calcule novamente o fator de adaptação.
A mensagem „25 α2>α1“ or „25 α2<α1“ indica que a rotação de fase da tensão do barramento não
casa com o ajuste do endereço CONNECTIONof V2 (veja Seção2.17). Quando medindo via um transformador, o endereço 6122 ANGLE ADJUSTM. também deve ser verificado; isso deve adaptar o grupo vetorial. Se este estiver correto, há provavelmente uma polaridade reversa dos terminais do transformador de
potencial para V1.
• Para a synchrocheck, o programa SYNC V1>V2< é ajustado para YES (endereço 6108)
• Abra o mini-disjuntor do TP da tensão do barramento .
• Via uma entrada binária (170.0043 „>25 Sync requ.“) é parametrizada uma solicitação de medição.
Não há liberação de fechamento. Se houver, o mini-disjuntor do TP da tensão de barramento não está alocado. Verifique se esse é o estado requerido, alternativamente verifique a entada binária „>FAIL: BUS
VT“ (6510).
• Feche o mini-disjuntor do TP da tensão de barramento novamente.
• Abra o disjuntor.
• Para a synchrocheck, o programa SYNC V1<V2> é ajustado para YES (endereço 6107) e SYNC V1>V2<
é ajustado para NO (endereço 6108).
synchrocheck deve liberar fechamento (mensagem „25 CloseRelease“, 170.0049). Caso contrário,
verifique todas as conexões de tensão e os parâmetros correspondentes novamente conforme o descrito
na Seção 2.17.
• Abra o mini-disjuntor do TP da tensão do alimentador.
• Via uma entrada binária (170.0043 „>25 Sync requ.“) é parametrizada uma solicitação de medição.
Nenhuma liberação de fechamento é fornecida.
• Feche o mini-disjuntor do TP da tensão do barramento novamente.
Os endereços 6107 a 6110 devem ser restaurados já que foram mudados para o teste. Se a alocação dos
LEDs ou relés de sinais foi mudada para teste, isso também deve ser restaurado.
372
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
3.3 Comissionamento
Figura 3-24
3.3.12
Tensões de medição para synchrocheck
Verificação de Falta à Terra
Sistemas Não-Aterrados
A verificação de falta à terra só é necessária se o dispositivo está conectado a um sistema isolado ou
ressonante-aterrado e a detecção de falta à terra está aplicada. O dispositivo deve assim, ter sido pré-ajustado
durante a configuração das funções do dispositivo para Sens. Gnd Fault = Enabled (endereço 131). Em
todos os outros casos, esta seção é irrelevante. A detecção de direção de falta à terra só trabalha com
dispositivos nos quais o 15º dígito do MLFB é B ou C.
A verificação primária serve para descobrir a polaridade correta das conexões do transformador para a
determinação da direção de falta à terra.
PERIGO!
Equipamento do sistema de potência energizado! Tensões capacitivas acopladas no equipamento
desconectado do sistema de potência!
A inobservância da medida seguinte resultará em morte, severos riscos pessoais ou substanciais danos à
propriedade.
Medições primárias só devem ser realizadas em equipamento desconectado e aterrado do sistema de
potência!
Usando o método de falta à terra primária um resultado de teste mais confiável é garantido. Dessa forma,
proceda como a seguir:
• Isole a linha e aterre em ambos os terminais. Durante todo o procedimento de teste a linha deve estar aberta
no terminal remoto.
• Faça uma conexão de teste entre uma fase simples e a terra. Em linhas aéreas a conexão pode ser feita
em qualquer lugar, entretanto, deve estar localizada atrás dos transformadores de corrente (olhando do
barramento do alimentador a ser verificado). Cabos são aterrados no terminal remoto (terminal selado).
• Remova o aterramento de proteção da linha
• Conecte um disjuntor ao terminal da linha que deve ser testada
• verifique a indicação de direção (LED, se alocado)
• A fase com falta (FNo 1272 para A ou 1273 para B ou 1274 para C) e a direção da linha, isto é, „SensGnd
Forward“ (FNo 1276) deve ser indicada no protocolo de falta à terra.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
373
3.3 Comissionamento
• Os componentes ativo e reativo da corrente à terra também são indicados („INs Reac“, FNo. 702). A
corrente reativa „INs Real“, FNo. 701) é a mais relevante para sistemas isolados. Se o display mostra a
mensagem „SensGnd Reverse“ (FNo. 1277), tanto os terminais do transformador de potencial como de
corrente estão trocados no elemento do neutro. Se a mensagem „SensGnd undef.“ (FNo 1278) aparece,
a corrente à terra pode ser muito baixa.
• Desenergize e aterre a linha.
O teste está então terminado.
3.3.13
Verificação de Polaridade para Entrada de Corrente IN
Geral
Se a conexão padrão do dispositivo é usada com entrada de corrente IN conectada no ponto estrela do
conjunto de transformadores de corrente (veja também a conexão no diagrama do circuiton Apêndice A.3),
então a polaridade correta do elemento de corrente à terra usualmente ocorre automaticamente.
Se, entretanto, a corrente IN deriva de um TC somador separado (veja, por exemplo, um diagrama de circuito
de conexão no Apêndice A.3), uma verificação de direção adicional com essa corrente se faz necessária.
Se o dispositivo tem o recurso de entrada de corrente sensitiva para IN e se usado em um sistema isolado ou
ressonante-aterrado, a verificação de polaridade para IN já foi executada com a verificação de falta à terra de
acordo com a seção anterior. Então essa seção é irrelevante.
Caso contrário, o teste é feito com um circuito de trip desconectado e corrente de carga primária. Deve ser
observado que durante todas as simulações que não correspondam exatamente às situações que possam
ocorrer na prática, a assimetria dos valores medidos pode ocasionar pickup do monitoramento do valor
medido. Isso deve entretanto, ser ignorado durante estes testes.
PERIGO!
Tensões perigosas durante interrupções nos circuitos secundários dos transformadores de corrente
A inobservância da medida seguinte resultará em morte, severos riscos pessoais ou substanciais danos à
propriedade.
Curto-circuite os circuitos secundários do transformador de corrente antes das conexões de corrente ao
dispositivo serem abertas.
Teste Direcional para Sistemas Aterrados
A verificação tanto pode ser executada com a função „proteção de falta à terra direcional“ (endereço 116)
quanto com a função „detecção de falta à terra“ (endereço 131), que pode ser operada como proteção de falta
adicional.
A seguir, a verificação é descrita usando a função de „proteção de falta à terra direcional“ (endereço 116) como
no exemplo.
Para gerar uma tensão residual, o enrolamento e–n de uma fase no conjunto transformador de potencial (por
exemplo, A) é “by-passado” (veja Figura 3-25). Se nenhuma conexão nos enrolamentos e–n do transformador
de potencial é fornecida, a fase correspondente é desconectada no lado secundário (veja Figura 3-26).
Somente a corrente do transformador que não está fornecido com tensão em seu elemento de tensão é alimentado no elemento corrente. Se a linha conduz carga resistiva-indutiva, a proteção está sujeita às mesmas
condições que existiam durante uma falta à terra na direção da linha.
A proteção de falta à terra direcional deve ser configurada para habilitar e ativar (endereço 116 ou 131). Seu
limite de pickup deve estar abaixo da corrente de carga da linha; Se necessário o limite de pickup deve ser
reduzido. Os parâmetros que tiverem sido mudados devem ser anotados.
374
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
3.3 Comissionamento
Após ligar a linha (ON) e desligar novamente (OFF), a indicação da direção deve ser verificada: No registro
de falta, as mensagens „67N picked up“ e „Ground forward“ devem estar, pelo menos, presentes. Se
o pickup direcional não está presente, tanto a conexão de corrente à terra quanto a conexão da tensão residual
etão incorretas. Se indicada direção errada, tanto a direção do fluxo de carga é da linha para o barramento
quanto o elemento de corrente à terra tem polaridade trocada. No último caso, a conexão deve ser re-estabelecida após a linha ter sido isolada e os transformadores de corrente curto-circuitados.
Se a mensagem de pickup não aparecer, a corrente à terra medida (residual) ou a tensão residual que emerge
podem ser muito baixas . Isso pode ser verificado via valores medidos operacionais.
Importante! Se os parâmetros foram mudados para este teste , eles devem retornar a seu estado original
após terminar o teste!
Figura 3-25
Teste de polaridade para IN, exemplo com transformadores de corrente configurados em uma
conexão Holmgreen (TPs com conexão delta aberto- enrolamento e-n)
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
375
3.3 Comissionamento
Figura 3-26
3.3.14
Teste de polaridade para IN, exemplo com transformadores de corrente configurados em uma
conexão Holmgreen (TPs conectados em estrela)
Testes de Trip/Fechamento para os Dispositivos Operacionais Configurados
Controle pelo Comando Local
Se o equipamento configurado não foi suficientemente chaveado no teste de hardware já descrito, o equipamento configurado deve ser ligado (ON) e desligado (OFF) do dispositivo pelo elemento de controle integrado.
As informações de feedback da posição do disjuntor injetadas pela entrada binária podem ser lidas no
dispositivo e comparadas com a posição real do disjuntor.
O procedimento de chaveamento está descrito na Descrição do Sistema SIPROTEC 4. A autoridade de
chaveamento deve ser ajustada de acordo com a fonte de comando usada. O modo de chaveamento pode
ser selecionado pelo chaveamento em intertravado e não-intertravado. Favor observar que o chaveamento
não-intertravado pode ser um risco de segurança.
Controle pelas Funções de Proteção
Para comandos OPEN enviados ao disjuntor, favor levar em consideração que se se a função de religamento
automático interna ou externa for usada é iniciado um ciclo de teste de TRIP-CLOSE(TRIP-FECHAMENTO).
PERIGO!
Um ciclo de teste iniciado com sucesso pela função de religamento automático pode conduzir ao
fechamento do disjuntor!
A inobservância ao estabelecido a seguir resultará em morte, severos riscos pessoais ou substanciais danos
à propriedade.
Esteja completamente seguro de que os comandos OPEN enviados ao disjuntor possam resultar em um
evento de trip-fechamento-trip do disjuntor em um dispositivo externo de religamento.
376
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
3.3 Comissionamento
Controle de um Centro de Controle Remoto
Se o dispositivo está conectado a uma subestação remota via interface do sistema, os testes de chaveamento
correspondentes podem também ser verificados da subestação. Favor levar em consideração também que a
autoridade de chaveamento é ajustada em correspondência com a fonte de comando usada.
3.3.15
Criando Gravações Oscilográficas para Testes
Geral
Para estar apto a testar a estabilidade da proteção durante procedimentos de ligação (ON), também tentativas
de chaveamento para (ON) podem ser conduzidas . Gravações oscilográficas obtém a máxima informação
sobre o comportamento da proteção.
Requerimentos
Para estar apto ao trip de uma gravação de falta de teste, o parâmetro Osc Fault Rec. deve ser configurado
no Escopo Funcional. Além da opção para armazenar gravações de faltas via pickup da função de proteção,
o 7SJ80 também permite a iniciação de gravação de valor medido via programa de operação DIGSI, a interface serial e entrada binária. Para a última, a informação „>Trig.Wave.Cap.“ deve ter sido alocada para
uma entrada binária. O disparo para a gravação oscilográfica ocorre então, por exemplo, via entrada binária
quando o objeto de proteção está energizado.
Aquelas que são disparadas externamente (quer dizer, sem pickup do elemento de proteção) são processadas
pelo dispositivo como uma gravação oscilográfica normal. Para cada gravação oscilográfica é criada uma
gravação de falta à qual é dado um número individual para assegurar que a designação pode ser feita
adequadamente. Entretanto, essas gravações não são mostradas no buffer de indicação de falta já que não
se tratam de eventos de falta.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
377
3.3 Comissionamento
Disparando Gravação Oscilográfica
Para disparar a gravação de medição de teste com DIGSI, clique em Test na parte esquerda da janela. Clique
duas vezes e entre em Test Wave Form na lista da janela.
Figura 3-27
Tela para iniciar a gravação de falta de teste no DIGSI®
Gravação oscilográfica é imediatamente iniciada. Durante a gravação, é fornecido um relatório na parte
esquerda da barra de status. Segmentos de barra indicam adicionalmente o progresso do procedimento.
O programa SIGRA ou o Comtrade Viewer é necessário para ver e analizar os dados oscilográficos.
378
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
3.4 Preparação Final do Dispositivo
3.4
Preparação Final do Dispositivo
Aperte firmemente todos os parafusos dos terminais incluindo aqueles que não serão usados.
Cuidado!
Torque de aperto inadmissíveis
A não observância das medidas seguintes pode resultar em riscos pessoais ou danos à propriedade.
Os torques de apertos não devem ser excedidos ou as roscas e camara de terminais poderá ser danificada!
Os ajustes deverão ser novamente verificados, se eles foram modificados durante os testes. Verifique se todas
as funções de proteção, controle, auxiliares a serem encontradas com os parâmetros de configuração estão
corretamente ajustadas, (Seção 2.1.1, Escopo Funcional) e todas as funções desejadas estão ajustadas para
ON. Mantenha uma cópia de todos os valores de ajuste em um PC.
O relógio interno do dispositivo deverá ser verificado e ajustado, se necessário.
Os buffers de anunciações são deletados em MAIN MENU → Annunciations → Set/Reset, assim, aquela
informação futura somente será aplicada para eventos e estados reais (veja também Descrição do Sistema
SIPROTEC 4). Os contadores nas estatísticas de chaveamento deverão ser resetados para os valores que
existiam antes do teste (veja também Descrição do Sistema SIPROTEC 4).
Reset o contador dos valores medidos operacionais (por exemplo, contador de operação, se disponível) em
MAIN MENU → Measured Values → Reset (veja também Descrição do Sistema SIPROTEC 4).
Pressione a tecla ESC (várias vezes, se necessário) para retornar ao display padrão. O display padrão aparece
na caixa do display (por exemplo, o display de valores operacionais medidos).
Reset os LEDs no painel frontal do dispositivo pressionando as teclas LED de forma que eles venham a
apresentar somente eventos e estados reais no futuro. Neste contexto, também os relés de saída
provavelmente memorizados são resetados. Enquanto pressionar a tecla LED,os LEDs alocáveis no painel
frontal acendem, sendo assim isso também serve como um teste de LEDs. Os Leds indicando condições
presentes permanecem acesos, é claro.
O LED verde „RUN“ deve acender, enquanto que o vermelho „ERROR“ não deve acender.
Feche as chaves de proteção. Se estiverem disponíveis chaves de tese, então devem estar na posição de
operação.
O dispositivo agora está pronto para operação.
■
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
379
3.4 Preparação Final do Dispositivo
380
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
4
Este capítulo fornece dados técnicos do dispositivo SIPROTEC 7SJ80 e de suas funções individuais, incluindo
valores de limite que não podem ser excedidos sob nenhuma circunstância. Os dados elétricos e funcionais
para o máximo escopo funcional, são acompanhados pelas especificações mecânicas com desenhos com as
dimensões.
4.1
Dados Gerais do Dispositivo
382
4.2
Proteção de Tempo Definido de Sobrecorrente 50(N)
393
4.3
Proteção de Tempo Inverso de Sobrecorrente 51(N)
395
4.4
Proteção Direcional de Sobrecorrente 67, 67N
407
4.5
Restrição à Inrush
409
4.6
410
4.7
411
4.8
412
4.9
414
4.10
415
4.11
421
4.12
422
4.13
424
4.14
427
4.15
428
4.16
429
4.17
430
4.18
Synchrocheck 25
433
4.19
Funções Definidas pelo Usuário (CFC)
435
4.20
Funções Adicionais
440
4.21
Controle de Disjuntor
445
4.22
Dimensões
446
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
381
Dados Técnicos
4.1 Dados Gerais do Dispositivo
4.1
Dados Gerais do Dispositivo
4.1.1
Entradas Analógicas
Entradas de Corrente
Frequência Nominal
fN
50 Hz or 60 Hz
Corrente Nominal
INom
1 A ou 5 A
Corrente à Terra, sensitiva
INs
≤ 1,6· INom faixa linear 1)
Demanda por fase e elemento à terra
- em INom = 1 A
- em INom = 5 A
- para detecção de falta à terra sensitiva em 1 A
Elemento de corrente de capacidade de carga
- térmica (rms)
(ajustável)
≤ 0,05 VA
≤ 0,3 VA
≤ 0,05 VA
500 A para 1 s
150 A para 10 s
20 A contínua
1250 A (meio ciclo)
- dinâmica (valor de pico)
Entrada de capacidade de carga para detecção de falta à terra sensitiva INs 1)
- térmica (rms)
300 A para 1 s
100 A para 10 s
15 A contínua
750 A (meio ciclo)
- dinâmica (valor de pico)
1)
somente nos modelos com entrada para detecção de falta à terra sensitiva (veja dados de pedido no
Apêndice A.1)
Entradas de Tensão
Tensão Nominal
34 V – 220 V (ajustável) para conexão de
tensões fase-terra
34 V – 200 V (ajustável) para conexão de
tensões fase-fase
Faixa de Medição
0 V a 200 V
Demanda
em 100 V
aprox. 0,005 VA
Capacidade de Sobrecarga no elemento de tensão
– térmica (rms)
382
230 V contínua
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
4.1.2
Tensão Auxiliar
Tensão DC
Alimentação de tensão via um conversor integrado
Tensão DC Auxiliar Nominal VAux
24 V a 48 V
60 V a 250 V
Faixas de tensão DC permissíveis
19 V a 60 V
48 V a 300 V
Categoria de sobretensão, IEC 60255-27
III
Tensão AC de “ripple”,
pico a pico, IEC 60255-27
15 % da tensão auxiliar
Entrada de potência
Quiescente
Energizada
7SJ80
aprox. 5 W
aprox. 12 W
Tempo de ponte (Bridging) para falha / curto
circuito, IEC 60255–11
≥ 50 ms em V ≥ 110 V
≥ 10 ms em V < 110 V
Tensão AC
Alimentação de tensão via um conversor integrado
Tensão AC Auxiliar Nominal VAux
115 V
230 V
Faixas de tensão permissíveis
92 V a 132 V
184 V a 265 V
Entrada de potência (at 115 V / 230 V)
Quiescente
Energizada
7SJ80
aprox. 5 VA
aprox. 12 VA
Tempo de ponte (Bridging) para falha / curto circuito
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
≥ 10 ms em V= 115 V / 230 V
383
Dados Técnicos
4.1.3
Entradas Binárias
Variante
Quantidade
7SJ801/803
3 (configurável)
7SJ802/804
7 (configurável)
Faixa de Tensão Direta Nominal
24 V a 250 V
Entrada de corrente, energizada (independente da aprox. 0,4 mA
tensão de controle)
Tempo de Pickup
aprox. 3 ms
Tempo de Dropout
aprox. 4 ms
Limites de chaveamento seguros
(ajustável)
para tensões nominais
24 V a 125 V
V alta > 19 V
V baixa < 10 V
110 V a 250 V
V alta > 88 V
V baixa < 44 V
220 V e 250 V
V alta > 176 V
V baixa < 88 V
Tensão Permissível Máxima
300 V
Supressão de interferência de entrada
220 V através de 220 nF em um tempo de recuperação
entre duas operações de chaveamento â ≥ 60 ms
Relé de Saída
Sinal/Relé de Comando, Relé de Alarme)
Grandeza e Dados
dependendo da variante pedida (alocável)
Variante de Pedido
Contato NA (MAKE) Selecionável NA/NF (MAKE BREAK)
7SJ801/803
3
2 (+ 1 contato de supervisão não
alocável)
7SJ802/804
6
2 (+ 1 contato de supervisão não
alocável)
Capacidade de Chaveamento MAKE
1000 W / 1000 VA
Capacidade de Chaveamento BREAK
40 W ou 30 VA em L/R ≤ 40 ms
Tensão de chaveamento AC e DC
250 V
Corrente permissível por contato (contínua)
5A
Corrente permissível por contato (fechado e
selado) (close and hold)
30 A para 1s (Contato NA)
Protetor do condensador nas saídas dos relés Frequência
2.2 nF, 250 V, cerâmico
50 Hz
60 Hz
384
Impedância
1,4· 106 Ω ± 20 %
1,2· 106 Ω ± 20 %
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
4.1.4
Interfaces de Comunicação
Interface de Operação
Terminal
Parte frontal, não isolada, conector tipo USB para conexão
com computador pessoal
Operação de DIGSI V4.82 via USB 2.0 velocidade total
Operação
Com DIGSI
Velocidade de Transmissão
Até 12 Mbit/s max.
Alcance
5m
Porta A
Ethernet elétrica para DIGSI
Operação
Com DIGSI
Terminal
Parte frontal inferior, localização de montagem "A", soquete RJ45
100BaseT conforme IEEE802.3
LED amarelo: 10/100 Mbit/s (on/off)
LED verde: conexão/sem conexão (on/off)
Tensão de teste
500 V; 50 Hz
10/100 Mbit/s
Alcance
20 m (66 ft)
RS232/RS485/FO dependendo do código de pedido
interface isolada para transferência de
dados a um centro de controle
Terminal
Parte traseira, inferior, localização de
montagem "B", soquete de 9-pinos DSUB
Tensão de teste
500 V; 50 Hz
min. 1200 Bd, max. 115 000 Bd;
ajuste de fábrica 9600 Bd
Alcance
15 m
Terminal
montagem "B", soquete de 9-pinos DSUB
Tensão de teste
500 V; 50 Hz
min. 1200 Bd, max. 115 000 Bd;
ajuste de fábrica 9600 Bd
Alcance
max. 1 km
Porta B
IEC 60870-5-103
simples
RS232
RS485
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
385
Dados Técnicos
Cabo de fibra ótica (FO)
IEC 60870-5-103
redundante
RS485
Tipo de conector FO
Conector ST
Terminal
Parte traseira, inferior, localização de montagem "B"
Comprimento de Onda Ótica
λ = 820 nm
Laser Classe 1 conforme EN
60825-1/-2
Ao usar fibra de vidro 50/125 μm ou fibra de
vidro 62,5/125 µm
Atenuação de sinal ótico permissível
max. 8 dB, com fibra de vidro 62,5/125 µm
Alcance
max. 1.5 km
Carater de estado inativo
Configurável; ajuste de fábrica „Light off“
Iinterface isolada para transferência de dados a um centro de controle
Terminal
montagem "B", soquete RJ45
Tensão de teste
500 V; 50 Hz
min. 2400 Bd, max. 57 600 Bd;
ajuste de fábrica 19 200 Bd
Alcance
max. 1 km
Terminal
montagem "B", soquete de 9 pinos DSUB
Tensão de teste
500 V; 50 Hz
Até 1.5 MBd
Alcance
1000 m (3300 ft) at ≤ 93,75 kBd
500 m (1600 ft) at ≤ 187,5 kBd
200 m (660 ft) at ≤ 1,5 MBd
Tipo de conector FO
Conector ST
Anel duplo
Terminal
montagem "B"
Profibus RS485 (DP)
Profibus FO (DP)
Até 1.5 MBd
Recomendado:
> 500 kBd com empacotamento normal
λ = 820 nm
60825-1/-2
vidro 62,5/125 µm
Atenuação de sinal ótico permissível
Alcance
max. 2 km
Terminal
Parte traseira, inferior, localização de montagem "B", soquete de 9 pinos 9-pin DSUB
DNP3.0 /MODBUS RS485
386
Tensão de teste
500 V; 50 Hz
Até 19 200 Bd
Alcance
max. 1 km
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
DNP3.0 /MODBUS FO
Tipo de conector FO
Conector ST transmissor/receptor
Terminal
montagem "B
Até 19 200 Bd
λ = 820 nm
60825-1/-2
vidro 62,5/125 µm
Atenuação de sinal ótico
permissível
Alcance
max. 1,5 km
Ethernet elétrica (EN 100) para
IEC61850 e DIGSI
Terminal
montagem "B "B",
2 soquetes RJ45
100BaseT conforme IEEE802.3
Tensão de teste (com respeito 500 V; 50 Hz
ao soquete)
Ethernet ótica (EN 100) para
IEC61850 e DIGSI
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
100 MBit/s
Alcance
20 m
Terminal
montagem "B,
Conector ST 100BaseF conforme
IEEE802.3
100 MBit/s
1300 nm
Alcance
max. 2 km
387
Dados Técnicos
4.1.5
Testes Elétricos
Padrões
Padrões:
IEC 60255
ANSI/IEEE Std C37.90 veja funções individuais
VDE 0435
para mais padrões veja também funções individuais
Teste de Isolação
Padrões:
IEC 60255-27, e IEC 60870-2-1
Teste de Alta-Tensão (teste de rotina) Todos os
2,5 kV, 50 Hz
circuitos exceto fonte de alimentação, entradas
binárias, interface de comunicação e interfaces de
sincronização de tempo
Teste de Alta-Tensão (teste de rotina). Tensão
auxiliar e entradas binárias
DC: 3,5 kV
Teste de Alta-Tensão (teste de rotina) Somente
interfaces de comunicação isoladas (A e B)
500 V, 50 Hz
Teste de Tensão de Impulso (teste de tipo). Todos 6 kV (valor de pico);
os circuitos do processo (exceto interfaces de
1,2/50 µs; 0,5 J;
comunicação) contra os eletrônicos internos
3 impulsos positivos e 3 negativos em intervalos de 1 s
Teste de Tensão de Impulso (teste de tipo). Todos 5 kV (valor de pico);
os circuitos do processo (exceto interfaces de
1,2/50 µs; 0,5 J;
comunicação) contra si próprio e contra terminal
3 impulsos positivos e 3 negativos em intervalos de 1 s
condutor produtivo Classe III
388
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
Testes EMC para Imunidade (Testes de Tipo)
Padrões:
IEC 60255-6 and -22, (padrões de produto)
IEC/EN 61000-6-2
VDE 0435
para mais padrões veja funções individuais
2,5 kV (Pico); 1 MHz; τ = 15 µs; 400 Surtos
por seg; Duração do teste 2 s; Ri = 200 Ω
Verificação de 1 MHz , Classe III
IEC 60255-22-1, IEC 6100-4-18; IEEEE C37.90.1
Descarga eletrostática Classe IV
IEC 60255-22-2, e IEC 61000-4-2,
8 kV de descarga de contato; 15 kV de
descarga aérea, ambas polaridades; 150
pF; Ri = 330 Ω
Campo eletromagnético de rádio frequência;
Amplitude modulada, Classe III , IEC 60255 -22-3;
IEC 61000-4-3,
10 V/m; 80 MHz a 2,7 GHz; 80 % AM;
1 kHz
Variáveis de distúrbios transientes rápidos / ruptura; Classe IV
IEC 60255-22-4 e IEC 61000-4-4, IEEE C37.90.1
4 kV; 5/50 ns; 5 kHz; extensão de ruptura =
15 ms; taxa de repetição 300 ms; ambas polaridades: Ri = 50 Ω;duração do teste 1 min
Tensões de surto de alta energia (SURTO), Installação Classe 3 Impulso: 1,2/50 µ
IEC 60255-22-5, IEC 61000-4-5
Tensão auxiliar
Modo comum: 4 kV; 12 Ω; 9 µF
Modo Diferencial:1 kV; 2 Ω; 18 µF
Entradas de medição, entradas binárias Modo comum: 4 kV; 42 Ω; 0,5 µF
e relés de saídas
Modo Diferencial: 1 kV; 42 Ω; 0,5 µF
HF em linhas, amplitude-modulada
Classe III, IEC 60255-22-6; IEC 6100-4-6
10 V: 150 kHz a 80 MHz: 80 % AM: 1 kHz
Campo magnético de frequência do sistema de potência
IEC 6100-4-8, Classe IV
30 A/m duração; 300 A/m para 3s;
Interferência Eletromagnética Radiada
ANSI/IEEE Std C37.90.2
20 V/m: 80MHz a 1 GHz: 80 % AM; 1 kHz
Oscilações Amortecidas
IEC 61000-4-18
2,5 kV (valor de pico), 100 kHz; 40 pulsos
por seg; Duração do Teste 2 s; Ri = 200 Ω
Teste EMC para Emissão de Ruído (Teste de Tipo)
Padrão:
IEC/EN 61000-6-4
Tensão de ruído de rádio para linhas, somente
tensão auxiliar
IEC-CISPR 11
Limite de 150 kHz a 30 MHz Classe A
Força de campo de interferência
IEC-CISPR 11
Limite de 30 MHz a 1 000 MHz Classe A
Correntes harmônicas na rede conduzidas em
AC 230 V
IEC 61000-3-2
Dispositivo a ser designado Classe D (só se aplica para
dispositivos com consumo de potência > 50 VA)
Flutuações de tensão e flicker no condutor da rede Valores de limite são mantidos
em 2 AC 30 V
IEC 61000-3-3
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
389
Dados Técnicos
4.1.6
Testes de Fadiga Mecânica
Vibração e Fadiga ao Choque Durante Operação Estacionária
Padrões :
IEC 60255-21 e IEC 60068
Oscilação
IEC 60255-21-1, Classe II;
IEC 60068-2-6
Senoidal
10 Hz a 60 Hz: ± 0,075 mm amplitude; 60 Hz a 150 Hz:
1g aceleração
taxa de varredura de frequência 1 oitavo/min 20 ciclos
em 3 eixos ortogonais.
Choque
IEC 60255-21-2, Classe I;
IEC 60068-2-27
Semi-senoidal
5 g aceleração, duração 11 ms, cada 3 choques em
ambas as direções dos 3 eixos
Vibração Sísmica
IEC 60068-3-3
Senoidal
1 Hz a 8 Hz: ±7.5 mm amplitude (eixo horizontal)
1 Hz a 8 Hz: ±3.5 mm amplitude (eixo vertical)
8 Hz a 35 Hz: 2 g aceleração (eixo horizontal)
8 Hz a 35 Hz: 1 g aceleração (eixo vertical)
varredura de frequência 1 oitavo/min
1 ciclo em 3 eixos ortogonais
Vibração e Fadiga ao Choque Durante Transporte
390
Padrões:
IEC 60255-21 e IEC 60068
Oscilação
IEC 60068-2-6
Senoidal
5 Hz a 7 Hz: ± 5 mm amplitude;
7 Hz a 150 Hz: 1 g aceleração
varredura de frequência 1 oitavo/min
20 ciclos em 3 eixo ortogonais
Choque
IEC 60068-2-27
Semi-senoidal
15 g aceleração, duração 11 ms,
cada 3 choques (em ambas as direções dos 3 eixos)
Choque contínuo
IEC 60068-2-29
Semi-senoidal
10 g aceleração, duration 16 ms,
cada 1000 choques (em ambas as direções dos 3 eixos)
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
4.1.7
Testes de Fadiga Climática
Temperaturas1)
Padrões:
IEC 60255-6
Teste de tipo (de acordo com IEC 60086-2-1 e -2,
Teste Bd para 16 h)
–25 °C a +85 °C ou –13 °F a +158 °F
Temperatura de operação temporária permissível
(testado por 96 h)
–20 °C a +70 °C ou –4 °F a +158 °F (nitidez do display
pode ser prejudicada a partir de +55 °C ou +131 °F)
Recomendado para operação permanente
(de acordo com IEC 60255-6)
–5 °C a +55 °C ou +23 °F a +131 °F
Limites de temperatura para armazenamento
–25 °C a +55 °C ou –13 °F a +131 °F
Limites de temperatura para transporte
–25 °C a +70 °C ou –13 °F a +158 °F
Armazenamento e transporte na embalagem de fábrica
Umidade
Umidade permissível
Valor médio por ano ≤ 75 % de umidade relativa;
em 56 dias do ano até 93 % de umidade relativa, a
condensação deve ser evitada!
Siemens recomenda que todos os dispositivos sejam instalados de forma que não fiquem expostos à luz solar
direta nem sujeitos a amplas flutuações de temperatura que possam causar ocorrência de condensação.
4.1.8
Condições de Serviço
O dispositivo de proteção está designado para uso em ambiente industrial em ambiente de utilidades elétricas. Os procedimentos adequados de instalação devem ser seguidos para assegurar compatibilidade eletromagnética (EMC).
Em adição, é recomendado o seguinte:
• Todos os contatos e relés que operam no mesmo cubículo, cabine ou painel de relés como os dispositivos
de proteção numéricos devem, como regra, estar equipados com componentes de supressão de surtos
adequados.
• Para subestações com tensões de operação de 100 kV e acima, todos os cabos externos deverão ser blindados com a blindagem aterrada em ambos os terminais. para subestações com tensões de operação
mais baixas não são necessárias medidas especiais.
• Não retire ou insira módulos individuais ou placas enquanto o dispositivo estiver energizado. Na condição
de retirada, alguns componentes são eletrostaticamente perigosos; durante o manuseio os padrões ESD
para Dispositivos Sensitivos à Eletrostática (Electrostatic Sensitive Devices) devem ser observados. Não
estão em perigo quando estão inseridos na caixa.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
391
Dados Técnicos
4.1.9
Design
Caixa
7XP20
Dimensões
veja desenhos dimensionais, Seção 4.22
Dispositivo
Caixa
Tamanho
7SJ80**-*B
para montagem sobreposta de painel
1
7SJ80**-*E
para montagem semi-embutida de painel
1/
6
/6
Peso
4,5 kg
4 kg
Tipo de Proteção de acordo com IEC 60529
392
Para equipamento em caixa de montagem
sobreposta
IP 50
Para equipamento em caixa de montagem semiembutida
Frente IP 51
Traseira IP50
para proteção do operador
IP 2x para terminal de corrente
IP 1x para terminal de tensão
Grau de Poluição, IEC 60255-27
2
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
4.2 Proteção de Tempo Definido de Sobrecorrente 50(N)
4.2
Proteção de Tempo Definido de Sobrecorrente 50(N)
Modos de Operação
Trifásico
Padrão
Bifásico
Fases A e C
Método de Medição
Todos elementos
Primeiro harmônico, valor r.m.s. (True RMS)
51Ns-3
Valores instantâneos adicionais
Faixas de Ajuste / Incrementos
Corrente de pickup 50–1, 50–2
(fases)
paraINom 0,10 A a 35,00 A ou ∞ (desabilitado)
=1A
incremento
0,01 A
para INom 0,50 A a 175,00 A ou ∞ (desabilitado)
=5A
Corrente de pickup 50–3 (fases)
=1A
=5A
Corrente de pickup 50N–1, 50N–2
(terra)
=1A
incremento
0,01 A
para INom 0,25 A a 175,00 A or ∞ (desabilitado)
=5A
Corrente de pickup 50N–3 (terra)
=1A
=5A
Temporizações T
0,00 s a 60,00 s ou ∞ (desabilitado)
incremento
0,01 s
Temporizações de dropout 50 T DROP-OUT,
50N T DROP-OUT
0,00 s a 60,00 s
incremento
0,01 s
Tempos
tempos de pickup (sem restrição à Inrush, com restrição + período)
Primeiro harmônico, valor rms
- para 2 x valor de ajuste
Valor Instantâneo
Tempos de Dropout
Primeiro harmônico, valor rms
Valor instantâneo
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
aprox. 30 ms
aprox. 20 ms
aprox. 16 ms
aprox. 16 ms
aprox. 30 ms
aprox. 40 ms
393
Dados Técnicos
4.2 Proteção de Tempo Definido de Sobrecorrente 50(N)
Relação de Dropout para
- primeiro harmônico, valor rms
- valor instantâneo
aprox. 0,95 para I/INom ≥ 0,3
Tolerâncias
Tempos de pickup
3 % do valor de ajuste ou 15 mA para INom = 1 A
or 75 mA em INom = 5 A
Temporizações T
1 % ou 10 ms
Variáveis de Influência para Pickup e Dropout
Tensão auxiliar DC na faixa de
0,8 ≤ VAux/VAuxNom ≤ 1,15
1%
Temperatura na faixa de
–5 °C ≤ Θamb ≤ 55 °C
0,5 %/10 K
Frequência na faixa de 0,95 ≤ f/fNom ≤ 1,05
1%
Frequência fora da faixa 0,95 ≤ f/fNom ≤ 1,05
Tolerâncias aumentadas
Harmônicos
- Até 10 % 3º harmônico
1%
1%
em valores instantâneos de elementos 50-3/50N3 Tolerâncias aumentadas
Reação excessiva transiente para τ > 100 ms
(com deslocamento total)
394
<5 %
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
4.3 Proteção de Tempo Inverso de Sobrecorrente 51(N)
4.3
Proteção de Tempo Inverso de Sobrecorrente 51(N)
Modos de Operação
Trifásico
Padrão
Bifásico
Fases A e C
independente de tensão,
controlado pela tensão,
dependente de tensão
Técnica de Medição
Todos os elementos
Primeiro harmônico, valor rms (true rms)
Correntes de pickup 51 (fases)
para INom 0,10 A a 4,00 A
=1A
incremento
0,01 A
=5A
Correntes de pickup 51N
(terra)
=1A
incremento
0,01 A
=5A
Multiplicador de tempo T para 51, 51N
para características IEC
0,05 s a 3,20 s ou ∞
(desabilitado)
incremento
0,01 s
Multiplicador de tempo T para 51, 51N
para características ANSI
0,50 s a 15,00 s ou ∞
(desabilitado)
incremento
0,01 s
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
395
Dados Técnicos
Curvas de Tempo de Trip de acordo com IEC
Conforme IEC 60255-3 ou BS 142, Seção 3.5.2 (veja também a Figura 4-1 e 4-2)
Os tempos de trip para I/Ip ≥ 20 são idênticos àqueles para I/Ip = 20
Para corrente de sequência zero leia 3I0p ao invés de Ip e T3I0p ao invés de Tp;
para falta à terra leia IEp ao invés de Ip e TIEp ao invés de Tp
Limite de pickup
aprox. 1,10 · Ip
Características de Tempo de Dropout com Emulação de Disco conforme IEC
Conforme IEC 60255-3 ou BS 142, Seção 3.5.2 (veja também as Figuras 4-1 e 4-2)
As curvas de tempo de dropout se aplicam para (I/Ip) ≤ 0,90
396
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
Ajuste de Dropout
IEC sem Emulação de Disco
aprox. 1,05 · do valor de ajuste Ip para Ip/IN ≥ 0,3, isso corresponde a
aprox. 0,95 · do valor de pickup
IEC com Emulação de Disco
aprox. 0,90 · Ip do valor de ajuste
Limites de pickup/dropout de Ip, IEp
3 % do valor de ajuste ou 15 mA para INom = 1 A, ou 75 mA para
INom = 5 A
Tempo de TRIP para 2 ≤ I/Ip ≤ 20
5 % do valor de referência (calculado) +2 % da tolerância de corrente,
ou 30 ms
tempo de dropout para I/Ip ≤ 0,90
5 % do valor de referência (calculado) +2 % da tolerância de corrente ,
ou 30 ms
Tolerâncias
Tensão direta da fonte de alimentação dentro da faixa de 0,8 ≤ VPS/VPSNom ≤ 1,15
1%
Temperatura dentro da faixa de –5 °C (41 °F) ≤ Θamb ≤ 55 °C (131 °F)
0,5 %/10 K
1%
Harmônicos
1%
1%
Reação excessiva transiente durante procedimento de medição do harmônico fundamental <5 %
para τ > 100 ms (com deslocamento total)
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
397
Dados Técnicos
Figura 4-1
398
Curvas de tempo de dropout e de trip, da proteção de tempo inverso de sobrecorrente, de acordo com IEC
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
Figura 4-2
Curvas de tempo de dropout e de trip, da proteção de tempo inverso de sobrecorrente, de acordo com IEC
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
399
Dados Técnicos
Curvas de Tempo de Trip de acordo com ANSI
De acordo com ANSI/IEEE (veja também as Figuras 4-3 a 4-6)
Os tempos de trip para I/Ip ≥ 20 são idênticos aos de I/Ip = 20
Limite de Pickup
400
aprox. 1,10 · Ip
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
Características de Tempo de Dropout com Emulação de Disco, de acordo com ANSI/IEEE
De acordo com ANSI/IEEE (veja também as Figuras 4-3 a 4-6)
As curvas de tempo de dropout aplicam-se para (I/Ip) ≤ 0,90
Para corrente de falta à terra leia IEp ao invés de Ip e TIEp ao invés de Tp
Ajuste de Dropout
ANSI sem Emulação de Disco
aprox. 1,05 · do valor de ajuste Ip para Ip/IN ≥ 0,3; isto corresponde a
0,95 ·do valor de pickup, aproximadamente
ANSI com Emulação de Disco
aprox. 0,90 · Ip do valor de ajuste
Tolerâncias
Limites de Pickup/dropout Ip, IEp
3 % do valor de ajuste ou 15 mA para IN = 1 A, ou 75 mA para IN = 5 A
Tempo de Trip para 2 ≤ I/Ip ≤ 20
5 % do valor de referência (calculado) +2 % de tolerância de corrente,
ou 30 ms
Tempo de Dropout para I/Ip ≤ 0,90
5 % do valor de referência (calculado) +2 % de tolerância de corrente,
ou 30 ms
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
401
Dados Técnicos
Tensão direta da fonte de alimentação dentro da faixa de 0,8 ≤ VPS/VPSNom ≤ 1,15
1%
Temperatura dentro da faixa de –5 °C (41 °F) ≤ Θamb ≤ 55 °C (131 °F)
0,5 %/10 K
1%
Harmônicos
1%
1%
Reação excessiva transiente durante procedimento de medição do harmônico fundamental <5 %
para τ > 100 ms (com deslocamento total)
402
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
Figura 4-3
Curvas de tempo de dropout e de trip da proteção de tempo inverso de sobrecorrente, de acordo com
ANSI/IEEE
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
403
Dados Técnicos
Figura 4-4
404
ANSI/IEEE
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
Figura 4-5
ANSI/IEEE
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
405
Dados Técnicos
Figura 4-6
406
ANSI/IEEE
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
4.4 Proteção Direcional de Sobrecorrente 67, 67N
4.4
Proteção Direcional de Sobrecorrente 67, 67N
Elementos de Sobrecorrente
As mesmas especificações e características aplicam-se como para a proteção não-direcional de
sobrecorrente. (veja Seção anterior).
Determination de Direção
Além disso, os dados seguintes aplicam-se para a determinação de direção:
Para Faltas de Fase
Tipo
Com tensões com polarização cruzada;
com memória de tensão (profundidade de memória 2
segundos) p/ tensões de medição que são muito
pequenas
Faixa para frente
Vref,rot ± 86°
Rotação da tensão de referência Vref,rot
-180° a +180°
Incremento 1°
Diferença de Dropout
3°
Sensibilidade Direcional
Ilimitada para faltas mono e bifásicas
Para faltas trifásicas, ilimitadas dinamicamente, estado
estacionário 7V fase-fase
Para Faltas à Terra
Polarização
c/ grandezas de sequência zero 3V0, 3I0
Faixa para frente
Vref,rot ± 86°
–180° a +180°
Incremento 1°
3°
VN ≈ 2,5 V tensão residual, medida
3V0 ≈ 5 V tensão residual, calculada
Polarização
c/ grandezas de sequência negativa 3V2, 3I2
Faixa para frente
Vref,rot ± 86°
–180° to +180°
Incremento 1°
3°
3V2 ≈ 5 V tensão de sequência negativa
3I2 ≈ 45 mA corrente de seq. negativa com INom = 1 A
3I2 ≈ 225 mA corrente de seq. negativa com INom = 5 A
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
407
Dados Técnicos
4.4 Proteção Direcional de Sobrecorrente 67, 67N
Tempos
Tempos de Pickup (sem restrição a Inrush, com restrição adicionar 1 período)
50-1, 50-2, 50N-1, 50N-2
aprox. 45 ms
aprox. 40 ms
Tempos de Dropout
50-1, 50-2, 50N-1, 50N-2
aprox. 40 ms
Faltas de ângulo para faltas de fase e terra
±3° elétrico
Tolerâncias
Variáveis de Influência
Influência de frequência
– Sem memória de tensão
408
aprox.1° na faixa de 0,95 < f/fNom < 1,05
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
4.5 Restrição a Inrush
4.5
Funções Controladas
Elementos de sobrecorrente
50-1, 50N-1, 51, 51N, 67-1, 67N-1
Fator de estabilização I2f/I
10 % a 45 %
Incremento 1 %
Limites de Função
Limite inferior da
função, fases
Limite inferior da
função, terra
Limite superior da
função, configurável
para INom = 1 A
no mínimo uma corrente de
fase (50 Hz e 100 Hz) ≥ 50 mA
para INom = 5 A
no mínimo uma corrente de
fase (50 Hz e 100 Hz) ≥
125 mA
para INom = 1 A
Corrente à terra (50 Hz e
100 Hz) ≥ 50 mA
para INom = 5 A
Corrente à terra (50 Hz e
100 Hz) ≥ 125 mA
para INom = 1 A
0,30 A a 25,00 A
Incremento 0,01 A
para INom = 5 A
1,50 A a 125,00 A
Incremento 0,01 A
Bloqueio cruzado
Bloqueio cruzado IA, IB, IC
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
ON/OFF
409
Dados Técnicos
4.6
Comutação Programada de Ajustes
Funções controladas
Proteção direcional e não-direcional de sobrecorrente (separada de
acordo com fases e terra)
Critério de início
Critério de corrente "BkrClosed I MIN"
Interrogação da posição do disjuntor
Prontidão da função de religamento automático
Entrada binária
Controle de tempo
3 elementos de tempo
(TCB Open., TActive, TStop)
Controle de corrente
Limite de corrente "BkrClosed I MIN" (reset da corrente que cai abaixo do
limite: monitoramento com temporizador)
Controle de Corrente
p/ INom = 1 A 0,04 A a 1,00 A
Incremento
0,01 A
p/ INom = 5 A 0,20 A a 5,00 A
Tempo até mudança para Ajustes Dinâmicos 0 s a 21 600 s (= 6 h)
TCB OPEN
Incremento 1 s
Período em que Ajustes Dinâmicos estão
efetivos após um Religamento TActive
1 s a 21 600 s (= 6 h)
Incremento 1 s
Tempo de Reset Rápido TStop
1 s a 600 s (= 10 min) ou ∞ (reset rápido
inativo)
Incremento 1 s
Ajustes Dinâmicos de Correntes de Pickup e Ajustáveis dentro da mesma faixa e com os mesmos
Temporizações ou Multiplicadores de Tempo incrementos da proteção direcional e da proteção nãodirecional de sobrecorrente
410
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
4.7 Proteção de Sobrecorrente Monofásica
4.7
Proteção de Sobrecorrente Monofásica
Elementos de alto ajuste de
corrente
Elemento de tempo definido de
corrente
50-2
0,001 A a 1,6 A
ou ∞ (elemento desativado)
p/ INom = 1 A
0,005 A a 8 A
or ∞ (elemento desativado)
p/ INom = 5 A
Incremento 0,001 A
T50-2
0,00 s a 60,00 s
ou ∞ (sem trip)
Incremento 0,01 s
50-1
0,001 A to 1,6 A
p/ INom = 1 A
0,005 A to 8 A
p/ INom = 5 A
Incremento 0,001 A
T50-1
0,00 s a 60,00 s
ou ∞ (sem trip)
Incremento 0,01 s
Tempos de Operação
Tempos de Pickup/Dropout
Tempo de Frequência de Pickup
50 Hz
60 Hz
mínimo
14 ms
13 ms
máximo
≤ 35 ms
≤ 35 ms
Tempo de Dropout aprox.
25 ms
22 ms
Relação de Dropouts
Correntes
5 % do valor de ajuste para 1 mA
Tempos
1 % do valor de ajuste para 10 ms
Tolerâncias
Variáveis de Influência para Valores de Pickup
Tensão auxiliar DC na faixa de 0,8 ≤ VAux/VAuxNom ≤ 1,15
1%
Temperatura na faixa de –5 °C (41 °F) ≤ Θamb ≤ 55 °C (131 °F)
0,5 %/10 K
1%
Frequência fora da faixa 0,95 ≤ f/fNom ≤ 1,05
Harmônicos
1%
1%
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
411
Dados Técnicos
4.8
Subtensões 27-1, 27-2
Grandeza medida usada
Com conexão trifásica:
- Sistema de sequência positiva das tensões
- Menor tensão fase-fase
- Menor tensão fase-terra
Com conexão monofásica
Tensão conectada monofásica fase-terra
Conexão de tensões fase-terra:
- Avaliação de tensões fase-terra
- Avaliação de tensões fase-fase
- Avaliação de sistema de sequência positiva
10 V a 120 V
10 V a 210 V
10 V a 210 V
Incremento 1 V
Incremento 1 V
Incremento 1 V
Conexão de tensões fase-fase
10 V a 120 V
Incremento 1 V
Conexão: Monofásica
10 V a 120 V
Incremento 1 V
Relação de Dropout para 27-1, 27-2 1)
1,01 a 3,00
Incremento 0,01
Limite de Dropout para (r· 27-1) ou (r· 27-2)
max. 130 V para tensão fase-fase
max. 225 V para tensão fase-terra
Histerese mínima 0,6 V
Temporizações T 27-1, T 27-2
0,00 s a 100,00 s ou
∞ (desativado)
Critério de Corrente "BkrClosed I MIN" p/ INom = 1 A 0,04 A a 1,00 A
Incremento 0,01 s
Incremento 0,01 A
p/ INom = 5 A 0,20 A a 5,00 A
Sobretensões 59-1, 59-2
Com conexão trifásica:
- Sistema de sequência positiva das tensões
- Sistema de sequência negativa das tensões
- Maior tensão fase-fase
- Maior tensão fase-terra
Com conexão monofásica
Tensão conectada monofásica fase-terra
Conexão de tensões fase-terra:
- Avaliação de tensões fase-terra
- Avaliação de sistema de sequência negativa
20 V a 150 V
20 V a 260 V
20 V a 150 V
2 V a 150 V
Incremento 1 V
Incremento 1 V
Incremento 1 V
Incremento 1 V
Conexão de tensões fase-fase:
- Avaliação de sistema de sequência negativa
20 V a 150 V
20 V a 150 V
2 V a 150 V
incremento 1 V
Incremento 1 V
Incremento 1 V
Conexão: Monofásica
20 V a 150 V
Incremento 1 V
0,90 a 0,99
Incremento 0,01 V
Relação de Dropout para 27-1, 27-2
Limite de Dropout para (r· 59-1) ou (r· 59-2)
max. 150 V para tensão fase-fase
max. 260 V para tensão fase-terra
Histerese mínima 0,6 V
Temporização T 59-1, T 59-2
0,00 s a 100,00 s ou
∞ (desativado)
1)
412
1)
Incremento 0,01 s
r = Vdropout/Vpickup
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
Tempos
Tempos de Pickup
- Subtensão 27-1, 27-2, 27-1 V1, 27-2 V1
- Sobretensão 59-1, 59-2
- Sobretensão 59-1 V1, 59-2 V1, 59-1 V2 , 59-2 V2
aprox. 50 ms
aprox. 50 ms
aprox. 60 ms
Tempos de Dropout
- Subtensão 27-1, 27-2, 27-1 V1, 27-2 V1
- Sobretensão 59-1, 59-2
- Sobretensão 59-1 V1, 59-2 V1, 59-1 V2 , 59-2 V2
aprox. 50 ms
aprox. 50 ms
aprox. 60 ms
Limites de Tensão de Pickup
3 % do valor de ajuste ou 1 V
Temporizações T
1 % do valor de ajuste ou 10 ms
Tolerâncias
Tensão auxiliar DC na faixa 0,8 ≤ VAux/VAuxNom ≤ 1,15
1%
Temperatura na faixa de –5 °C (41 °F) ≤ Θamb ≤ 55 °C 0,5 %/10 K
(131 °F)
1%
Frequência fora da faixa de 0,95 ≤ f/fNom ≤ 1,05
Harmônicos
1%
1%
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
413
Dados Técnicos
4.9 Proteção de Sequência Negativa 46-1, 46-2
4.9
Elemento de trip de carga
desbalanceada 46-1,46-2
p/ INom = 1 A 0,10 A a 3,00 A ou ∞ (desativado)
Incremento
0,01 A
p/ INom = 5 A 0,50 A a 15,00 A ou ∞ (desativado)
Temporizações 46-1, 46-2
0,00 s a 60,00 s ou ∞ (desativado)
Incremento 0,01 s
Temporizações de Dropout 46 T DROP-OUT
0,00 s a 60,00 s
Incremento 0,01 s
Limte Funcional
Limite Funcional
p/ INom = 1 A
todas correntes de fase ≤ 10 A
p/ INom = 5 A todas correntes de fase ≤ 50 A
Tempos
Tempos de Pickup
Tempos de Dropout
aprox. 35 ms
aprox. 35 ms
Característica 46-1, 46-2
aprox. 0,95 para I2/INom ≥ 0,3
Tolerâncias
Valores de Pickup 46-1, 46-2
3 % do valor de ajuste ou 15 mA para INom = 1 A ou 75 mA para INom = 5 A
Temporizações
1 % ou 10 ms
414
Tensão Auxiliar DC na faixa de 0,8 ≤ VAux/VAuxNom ≤ 1,15
1%
Temperatura na faixa de –5 °C (41 °F) ≤ Θamb ≤ 55 °C (131 °F)
0,5 %/10 K
Frequência in range 0,95 ≤ f/fNom ≤ 1,05
1%
tolerâncias aumentadas
Harmônicos
1%
1%
Reação excessiva transiente para τ > 100 ms (com deslocamento total)
<5 %
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
4.10 Proteção de Sequência Negativa 46-TOC
4.10
Valor de Pickup 46-TOC (I2p)
p/ INom = 1 A 0,10 A a 2,00 A
incremento 0,01 A
p/ INom = 5 A 0,50 A a 10,00 A
Multiplicador de Tempo TI2p (IEC)
incremento 0,01 s
Multiplicador de Tempo DI2p (ANSI)
incremento 0,01 s
Limite Funcional
Limite Funcional
Curvas de Tempo de Trip de acordo com IEC
Veja tamném a Figura 4-7
Os tempos de trip para I2/I2p ≥ 20 são idênticos àqueles para I2/I2p = 20
Limite de Pickup
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
aprox. 1,10· I2p
415
Dados Técnicos
Curvas de Tempo de Trip de acordo com ANSI
Pode ser selecionado uma dascurvas características de tempo de trip representadas nas Figuras 4-8 e 4-9
cada uma no lado direito da figura.
Os tempos de trip para I2/I2p ≥ 20 são idênticos àqueles para I2/I2p = 20
Limite de Pickup
aprox. 1,10· I2p
Tolerâncias
416
Limite de Pickup I2p
ou 75 mA com INom = 5 A
Tempo para 2 ≤ I/I2p ≤ 20
5 % do valor de referência (calculado) + 2 % da tolerância
de corrente, respectivamente 30 ms
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
Curvas de Tempo de Dropout com Emulação de Disco de acordo com ANSI
Representação das possíveis curvas de tempo de dropout, veja figuras 4-8 e 4-9 cada uma do lado esquerdo
da figura
As constantes de tempo de dropout aplicam-se para (I2/I2p) ≤ 0,90
Valor de Dropout
IEC e ANSI (sem Emulação de Disco)
aprox. 1,05 · I2p do valor de ajuste, que é de aproximadamente
0,95 · do limite de pickup I2
ANSI com Emulação de Disco
aprox. 0,90 · I2p do valor de ajuste
Tolerâncias
Valor de Dropout I2p
Tempo para I2/I2p ≤ 0,90
ou 75 mA para INom = 5 A
5 % do valor de referência (calculado) +2 % da tolerância de
corrente, ou 30 ms
Tensão direta da fonte de alimentação na faixa de
0,8 ≤ VPS/VPSNom ≤ 1,15
1%
Temperatura na faixa de 23,00 °F (-5 °C) ≤ Θamb ≤ 131,00 °F (55 °C)
0,5 %/10 K
1%
Harmônicos
1%
1%
Reação excessiva transiente para τ > 100 ms (com deslocamento total)
<5 %
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
417
Dados Técnicos
Figura 4-7
418
Características de tempo de trip do elemento de sequência negativa de tempo inverso 46-TOC, de acordo
com IEC
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
Figura 4-8
Características de tempo de trip e tempo de dropout do estágio de carga desbalanceada de tempo inverso,
de acordo com ANSI
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
419
Dados Técnicos
Figura 4-9
420
Características de tempo de trip e tempo de dropout do estágio de carga desbalanceada de tempo inverso,
de acordo com ANSI
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
4.11
Número de elementos de frequência
4;cada um pode ser ajustado
para f> ou f<
Valores de Pickup f> ou f<
for fNom = 50 Hz
40,00 Hz a 60,00 Hz
incremento 0,01 Hz
Valores de Pickup f> ou f<
for fNom = 60 Hz
50,00 Hz a 70,00 Hz
incremento 0,01 Hz
Limite de dropout
= |limite de pickup - limite de dropout
0,02 Hz a 1,00 Hz
incremento 0,01 Hz
Temporizações T
0,00 s a 100,00 s ou ∞
(desativada)
incremento 0,01 s
10 V a 150 V
Bloqueio de subtensão com conexão trifásica:
Componente V1
de sequência positiva com conexão monofásica (conexão do tipo "Vph-n, Vsyn"): tensão monofásica
phase-terra
incremento 1 V
Tempos
Tempos de pickup f>, f<
aprox. 100 ms em fNom = 50 Hz
Tempos de dropout f>, f<
Δf = I valor de pickup - valor de dropout I
0,02 Hz a 1 Hz
Relação de Dropout para Bloqueio de Subtensão
aprox. 1,05
Frequências de Pickup 81/O ou 81U
Bloqueio de Subtensão
Temporizações 81/O ou 81/U
15 mHz (com V = VNom, f = fNom ± 5 Hz)
Tolerâncias
Tensão direta da fonte de alimentação na faixa de 0,8 ≤ VPS/VPSNom ≤ 1,15
1%
Temperatura na faixa de 23,00 °F (-5 °C) ≤ Θamb ≤ 131,00 °F (55 °C)
0,5 %/10 K
Harmônicos
1%
1%
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
421
Dados Técnicos
4.12
Fator k de acordo com IEC 60255-8
0,10 a 4,00
incremento 0,01
Constante de tempo τth
1,0 min a 999,9 min
incremento 0,1 min
p/ INom =
1A
0,10 A a 4,00 A
incremento 0,01 A
p/ INom =
5A
0,50 A a 20,00 A
Elemento de alarme de corrente
IAlarm
Extensão do fator kτ com a máquina em
repouso
1,0 a 10,0 relativa à constante
de tempo para a máquina em
movimento
Tempo de dropout (partida de emerg.) TEmergency 10 s a 15 000 s
incremento 0,1
incremento 1 s
Característica de Trip
Θ/ΘTrip
Θ/ΘAlarm
I/IAlarm
Ocorre dropout com ΘAlarm
aprox. 0,99
aprox. 0,97
Tolerâncias
Referente a k · INom
Referente a Tempo de Trip
3 % ou 15 mA para INom = 1 A, ou 75 mA for INom = 5 A,
Classe 2 % de acordo com IEC 60255-8
3 % ou 1 s para I/(k ·INom) > 1,25;
Classe 3 % de acordo com IEC 60255-8
Variáveis de Influência Relativas a k · INom
422
tensão auxiliar DC na faixa de
1%
–5 °C (41 °F) ≤ Θamb ≤ 55 °C (131 °F)
0,5 %/10 K
1%
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
Figura 4-10
Curvas de tempo de trip para proteção de sobrecarga térmica (49)
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
423
Dados Técnicos
4.13
Elemento de Tensão Residual para Todos os Tipos de Faltas à Terra
Tensão residual, medida
V0 > 1,8 V a 200,0 V
incremento 0,1 V
Tensão residual , calculada
3V0 > 10,0 V a 225,0 V
incremento 0,1 V
Temporização de pickup T-DELAY Pickup
0,04 s a 320,00 s ou ∞
incremento 0,01 s
Temporização de trip adicional 64-1 DELAY
0,10 s a 40 000,00 s ou ∞
(desativada)
incremento 0,01 s
Tempo de operação
aprox. 50 ms
Valor de dropout
0,95 ou (valor de pickup – 0,6 V)
Tolerância de medição
V0 > (medida)
3V0 > (calculada)
3 % do valor de ajuste ou 0,3 V
Tolerâncias de tempo de operação
Detecção de Fase para Faltas à Terra em Sistema Não-Aterrado
Princípio de Medição
Medição de tensão ( fase-terra)
VPHASE MIN (Fase Falta Terra)
10 V a 100 V
incremento 1V
VPHASE MAX (Fase sem Falta)
10 V a 100 V
incremento 1V
Tolerância de medição de acordo com VDE 0435,
Parte 303
Pickup de Falta à Terra para Todos os Tipos de Faltas à Terra (Característica de Tempo Definido)
Corrente de pickup 50Ns-2 PICKUP, 50Ns-1
PICKUP
para transformador sensitivo de 1 A
para transformador normal de 1 A
0,001 A a 1,600 A
0,005 A a 8,000 A
0,05 A a 35,00 A
0,25 A a 175,00 A
incremento 0,001 A
incremento 0,005 A
incremento 0,01 A
incremento 0,05 A
0,00 s a 320,00 s ou ∞
(disabled)
incremento 0,01 s
temporização de dropout 50Ns T DROP-OUT
0,00 s a 60,00 s
incremento 0,01 s
Tempo de operação
≤ 50 ms (não-direcional)
≤ 50 ms (direcional)
aprox. 0,95 para 50Ns > 50 mA
temporização 50Ns-2 DELAY, 50Ns-1 DELAY
sensitiva
não-sensitiva
Tolerância do tempo de operação
424
3% do valor de ajuste ou 1 mA para INom = 1 A, ou 5 mA
para INom = 5 A
para valores de ajuste < 10 mA aprox. 20 %
3% do valor de ajuste ou 15 mA para INom = 1 A, ou
75 mA para INom = 5 A
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
Pickup de Falta à Terra para Todos os Tipos de Faltas à Terra (Característica de Tempo Inverso)
Característica definida pelo usuário (definida por um máximo de 20 pares de valores de corrente e
temporização no método de medição de direção "cos phi e sen phi")
Corrente de Pickup 51Ns
0,001 A a 1,400 A
0,005 A a 7,000 A
0,05 A a 4,00 A
0,25 A a 20,00 A
incremento
0,001 A
incremento
0,005 A
incremento
0,01 A
incremento
0,05 A
Multiplicador de Tempo T51Ns
incremento
0,01 s
Limite de Pickup
aprox. 1,10 · I51Ns
aprox. 1,05 · I51Ns para I51Ns > 50 mA
3 % do valor de ajuste ou 1 mA
Tolerância de tempo de medição na faixa linear 7 % do valor de referência (calculado) para 2 ≤ I/I51Ns ≤ 20 +
2 % tolerãncia de corrente, ou 70 ms
Tensão auxiliar DC na faixa de
–5 °C (41 °F) ≤ Θamb ≤ 55 °C (131 °F)
1%
0,5 %/10 K
1%
tolerâncias aumentadas
Harmônicos
1%
1%
Nota: Quando usar transformador sensitivo, a faixa linear da entrada de medição para detecção de falta à
terra sensitiva é de 0,001 A a 1,6 A ou 0,005 A a 8,0 A, dependendo do parâmetro 205 CT SECONDARY. A
função é, entretanto, ainda preservada para correntes maiores.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
425
Dados Técnicos
Determinação da Direção para Todos os Tipos de Faltas à Terra com Medição de cos ϕ / sin ϕ
Medição da direção
- IN e VN medida
- 3I0 e 3V0 calculada
Princípio de medição
medição da potência ativa/reativa
liberação da medição RELEASE DIRECT.
(componente de corrente perpendicular (90º) à linha de
limite direcional)
Incrementos
0,001 A a 1,600 A
0,005 A a 8,000 A
0,05 A a 35,00 A
0,25 A tao 175,00 A
aprox. 0,80
Método de medição
cos ϕ e sin ϕ
0,001 A
0,005 A
0,01 A
0,05 A
linha de limite direcional PHI CORRECTION
-45,0° a +45,0°
incremento 0,1°
temporização de Dropout RESET DELAY
1 s a 60 s
incremento 1 s
Determinação da Direção para Todos os Tipos de Faltas à Terra com Medição V0 ϕ / I0 ϕ
Medição da direção
- IN e VN medida
- 3I0 e 3V0 calculada
Princípio de medição
medição de ângulo de fase U0 / I0
Elemento 50Ns-1
Tensão mínima 50Ns-1 Vmin
V0 medida
3V0 calculada
0,4 V a 50 V
10 V a 90 V
incremento 0,1 V
incremento 1 V
Ângulo de fase 50Ns-1 Phi
- 180° a 180°
incremento 1°
Ângulo de fase Delta 50Ns-1 DeltaPhi
0° a 180°
incremento 1°
Tensão mínima 50Ns-2 Vmin
V0 medida
3V0 calculada
0,4 V a 50 V
10 V a 90 V
incremento 0,1 V
incremento 1 V
Ângulo de fase 50Ns-2 Phi
- 180° a 180°
incremento 1°
Ângulo de fase Delta 50Ns-2 DeltaPhi
0° a 180°
incremento 1°
Elemento 50Ns-2
Correção de Ângulo
Correção de ângulo para conversor de cabo em dois pontos de operação F1/I1 e F2/I2:
Correção de ângulo F1, F2
(para sistema ressonante-aterrado)
0,0° a 5,0°
incremento 0,1°
Valores de corrente I1, I2 para correção de ângulo
0,001 A a 1,600 A
0,005 A a 8,000 A
0,05 A a 35,00 A
0,25 A a 175,00 A
incremento 0,001 A
incremento 0,005 A
incremento 0,01 A
incremento 0,05 A
3 % do valor de ajuste ou 1 mA
Tolerância de ângulo
3°
Nota: Devido à alta sensitividade, a faixa linear da entrada de medição INom com transformador de entrada
sensitiva integrado é de 0,001 · INom a 1,6 · INom. Para correntes maiores do que 1,6 · INom, a determinação
da direção correta não pode ser garantida.
426
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
4.14
Número de religamentos
0 a 9 (separadamente para fase e terra)
Ciclos 1 a 4 podem ser ajustados individualmente
As seguintes funções de proteção iniciam 79 AR 50-1, 50-2, 50-3, 51, 67-1, 67-2, 67-TOC, 50N-1, 50N-2,
(sem partida 79 / partida 79 / bloqueada 79)
50N-3, 51N, 67N-1, 67N-2, 67N-TOC, detecção de falta à
terra sensitiva, carga desbalanceada, entrada binária
Bloqueio de 79 AR por
Pickup das funções de proteção para as quais o bloqueio
de 79 AR está ajustado (veja acima)
Pickup trifásico (opcional)
Entrada binária
Último comando de trip após ter sido completado o ciclo
de religamento (religamento mal sucedido)
Comando de trip da proteção de falha do disjuntor
Abertura do disjuntor sem partida de 79 AR
Comando CLOSE Externo
Monitoramento de falha do disjuntor
Tempos mortos TDead
(separatdamente para fase e terra e individualmente para ciclos 1 a 4)
0,01 s a 320,00 s
incremento 0,01 s
Extensão do tempo morto
Usando entrada binária com monitoramento do tempo
Duração de bloqueio para detecção manual de
CLOSE
TBlk Manual Close
0,50 s a 320,00 s ou ∞
incremento 0,01 s
Duração de bloqueio após religamento TBlk Time
0,50 s a 320,00 s
incremento 0,01 s
Duração de bloqueio após bloqueio dinâmico
TBlk Dyn
0,01 s a 320,00 s
incremento 0,01 s
Tempo de monitoramento do sinal de partida
TStart Monitor
0,01 s a 320,00 s ou ∞
incremento 0,01 s
Tempo de monitoramento do disjuntor TCB Monitor
0,10 s a 320,00 s
incremento 0,01 s
Extensão máxima do tempo morto TDead Exten
0,50 s a 320,00 s ou ∞
incremento 0,01 s
Temporização de partida do tempo morto
Usando entrada binária com monitoramento do tempo
Máxima temporização de partida do tempo morto 0,0 s a 1800,0 s ou ∞
TDead Delay
incremento 1,0 s
Tempo de operação TOperat
incremento 0,01 s
0,01 s a 320,00 s ou ∞
As seguintes funções de proteção podem ser
50-1, 50-2, 50-3, 51, 67-1, 67-2, 67-TOC, 50N-1, 50N-2,
influenciadas pela função de religamento
50N-3, 51N, 67N-1, 67N-2, 67N-TOC
automático individualmente para os ciclos 1 a 4
(valor de ajuste T=T/ instantâneo T=0/ bloqueado
T=infinito):
Funções adicionais
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
trip final
Monitoramento do disjuntor pela avaliação dos contatos
auxiliares
Fechamento síncrono (opcionalmente com syncrocheck
integrada ou externa)
427
Dados Técnicos
4.15
Unidades de Medição de Distância
em Ω primário e secudário
em km ou milhas de extensão da linha
ou em % da extensão da linha 1)
Disparo
Comando de trip,
Dropout de um Elemento ou
Comando externo via entrada binária
Ajuste de Reatância (secundária)
p/ INom = 1 A 0,0050 a 9,5000 Ω/km
0,0050 a 15,0000 Ω/milha
p/ INom = 5 A 0,0010 a 1,9000 Ω/km
0,0010 a 3,0000 Ω/milha
incremento 0,0001
incremento 0,0001
incremento 0,0001
incremento 0,0001
para os parâmetros remanescentes consulte os Dados do Sistema de Potência 2 (Power System Data 2).
Ao configurar linhas mistas, o valor de reatância deve ser ajustado para cada seção da linha (A1 a A3).
Tolerância de medição de acordo com VDE 0435, Parte 2,5% da localização da falta (sem alimentação
303 para Grandezas de Medição Senoidal
intermediária)
30° ≤ ϕK ≤ 90° e VK/VNom ≥ 0,1 e IK/INom ≥ 1,0
1)
428
Linhas homogêneas ou seções de linha configuradas corretamente, são assumidas quando a distância da
falta é fornecida em km, milhas ou %.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
4.16 Proteção de Falha de Disjuntor 50BF
4.16
Proteção de Falha de Disjuntor 50BF
Limite de Pickup 50-1 BF
Limite de Pickup 50N-1 BF
p/ INom = 1 A
0,05 A a 20,00 A
p/ INom = 5 A
0,25 A a 100,00 A
p/ INom = 1 A
0,05 A a 20,00 A
p/ INom = 5 A
0,25 A a 100,00 A
Temporização 50 BF temporizador de trip
0,06 s a 60,00 s or ∞
incremento 0,01 A
incremento 0,01 A
incremento 0,01 s
Tempos
Tempos de Pickup
- para partida interna
- para partida externa
incluídos na temporização
incluídos na temporização
Tempo de Dropout
aprox. 25 ms 1)
Limite de Pickup 50-1 BF, 50N-1 BF
3 % do valor de ajuste,
Temporização 50 BF temporizador de trip
1 % ou 20 ms
Tolerâncias
1%
–5 °C (41 °F) ≤ Θamb ≤ 55 °C (131 °F)
0,5 %/10 K
1%
Harmônicos
1%
1%
1)
Uma outra temporização para a corrente pode ser causada por uma compensação no circuito secundário
do TC.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
429
Dados Técnicos
4.17 Funções Flexíveis de Proteção
4.17
Valores Medidos/Modos de Operação
Trifásico
I, 3I0, I1, I2, I2/I1, V, 3V0, V1, V2, P para
frente, P reversa, Q para frente, Q reversa
cosϕ
Monofásico
I, IN, INS,IN2, V, VN,Vx, P para frente, P reversa,
Q para frente, Q reversa, cosϕ
Sem referência fixa de fase
f, df/dt, entrada binária
Método de medição para I, V
Fundamental,
valor r.m.s. (True RMS),
sistema de sequência positiva,
sistema de sequência negativa,
sistema de sequência zero
Pickup na
exceção do valor limite ou
queda abaixo do valor limite
Limites de Pickup:
Corrente I, I1, I2, 3I0, IN
p/ IN = 1 A
p/ IN = 5 A
0,05 A a 40,00 A
incremento 0,01 A
0,25 A a 200,00 A
Relação I2/I1
15% a 100%
incremento 1%
Corrente sensitiva à terra INS
0,001 A a 1,500 A
incremento 0,001 A
Tensão V, V1, V2, 3V0
2,0 V a 260,0 V
incremento 0,1 V
2,0 V a 200,0 V
incremento 0,1 V
2,0 W a 10 000 W
Incremento 0,1 W
Tensão residual VN
Potência P, Q
for IN = 1 A
for IN = 5 A
Fator de potência cosϕ
10 W a 50 000 W
-0,99 a +0,99
incremento 0,01
40,0 Hz a 60,0 Hz
50,0 Hz a 70,0 Hz
incremento 0,01 Hz
incremento 0,01 Hz
Mudança de Frequência df/dt
0,10 Hz/s a 20,00 Hz/s
incremento 0,01 Hz/s
Relação de Dropout > elemento
1,01 a 3,00
incremento 0,01
Relação de Dropout < elemento
0,70 a 0,99
incremento 0,01
Diferença de Dropout f
0,02 Hz a 1,00 Hz
incremento 0,01 Hz
Temporização de Pickup (padrão)
0,00 s a 60,00 s
incremento 0,01 s
Temporização de Pickup para I2/I1
0,00 s a 28 800,00 s
incremento 0,01 s
Temporização de comando
0,00 s a 3 600,00 s
incremento 0,01 s
0,00 s a 60,00 s
incremento 0,01 s
Frequência
for fNom = 50 Hz
for fNom = 60 Hz
Limites de Função
430
Medição de potência trifásica
p/ INom = 1 A
Corrente de sistema de seq. positiva > 0,03 A
p/ INom = 5 A
Corrente de sistema de seq. positiva > 0,15 A
Medição de potência monofásica
p/ INom = 1 A
Corrente de fase > 0,03 A
p/ INom = 5 A
Corrente de fase > 0,15 A
Relação de medição I2/I1
p/ INom = 1 A
Corrente de sist. de seq. pos. ou neg> 0,1 A
p/ INom = 5 A
Corrente de sist. de seq. pos. ou neg > 0,5 A
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
Tempos
Tempos de Pickup:
Corrente, tensão (grandezas de fase)
para 2 vezes o valor de ajuste
aprox. 30 ms
aprox. 20 ms
Corrente, tensão (componentes simétricos)
aprox. 40 ms
aprox. 30 ms
Potência
típica
máxima (sinais pequenos e valores limite)
aprox. 120 ms
aprox. 350 ms
Fator de potência
300 to 600 ms
Frequência
aprox. 100 ms
Mudança de frequência para 1,25 vezes o valor de ajuste aprox. 220 ms
Entrada binária
aprox. 20 ms
Tempos de Dropout:
Corrente, tensão (grandezas de fase)
< 20 ms
Corrente, tensão (componentes simétricos)
< 30 ms
Potência
típica
máxima
< 50 ms
< 350 ms
Fator de potência
< 300 ms
Frequência
< 100 ms
< 200 ms
Entrada binária
< 10 ms
Tolerâncias
Limites de Pickup:
Corrente
para
INom = 1 A
3% do valor de ajuste ou 15 mA
para INom = 5 A
Corrente (componentes simétricos)
para
INom = 1 A
para
INom = 5 A
Corrente (I2/I1)
4% do valor de ajuste
Tensão
3% do valor de ajuste ou 0,2 V
Tensão (componentes simétricos)
4% do valor de ajuste ou 0,2 V
Potência
3% do valor de ajuste ou 0,5 W
(para valores nominais)
Fator de potência
3°
Frequência
15 mHz
5% do valor de ajuste ou 0,05 Hz/s
Tempos
1% do valor de ajuste ou 10 ms
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
431
Dados Técnicos
432
1%
–5 °C (41 °F) ≤ Θamb ≤ 55 °C (131 °F)
0,5 %/10 K
1%
Harmônicos
1%
1%
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
4.18 Synchrocheck 25
4.18
Synchrocheck 25
Modos de Operação
- Synchrocheck
Condições Adicionais de Liberação
- Barra viva / linha morta,
- Barra morta / linha viva,
- Barra morta e linha morta
- Bypassando
Tensões
Tensão máxima de operação Vmax
20 V a 140 V (fase-fase)
incremento 1 V
Tensão mínima de operação Vmin
incremento 1 V
V< para linha inativa
V> para linha ativa
incremento 1 V
incremento 1 V
Tensão nominal primária do transformador V2N
0,10 kV a 800,00 kV
incremento 0,01 kV
Tolerâncias
2 % do valor de pickup ou 2 V
aprox. 0,9 (V>) ou 1,1 (V<)
Diferenças Permitidas
Diferenças de Tensão V2>V1; V2<V1
Tolerância
0,5 V a 50,0 V (fase-fase)
1V
incremento 0,1 V
Diferença de frequência f2>f1; f2<f1
Tolerância
0,01 Hz a 2,00 Hz
30 mHz
incremento 0,01 Hz
Diferenças de ângulo α2 > α1; α2 < α1
2° a 80°
incremento 1°
Tolerância
2°
Erro de ângulo máximo
5° para Δf ≤ 1 Hz
10° para Δf ≤ 1 Hz
Casamento de grupo vetorial via ângulo
0° a 360°
incremento 1°
Transformador de potencial diferente V1/V2
0,50 a 2,00
Incremento 0,01
Casamento
Tempos
Tempo de medição mínimo
aprox. 80 ms
Duração Máxima TSYN DURATION
0,01 s a 1200,00 s
ou ∞ (desativado)
incremento 0,01 s
Tempo de Monitoramento TSUP VOLTAGE
0,00 s a 60,00 s
incremento 0,01 s
Tolerância de todos os tempos
1% do valor de ajuste ou 10 ms
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
433
Dados Técnicos
4.18 Synchrocheck 25
Valores Medidos da Função Synchrocheck (Verificação de Sincronismo)
Tensão de referência V1
- Faixa
- Tolerância 1)
em kV primário, em V secundária ou em % de VNom
10 % a 120 % de VNom
≤ 1 % do valor medido, ou 0,5 % de VNom
Tensão a ser sincronizada V2
- Faixa
- Tolerância 1)
10 % a 120 % de VNom
Frequência da tensão V1
- Faixa
- Tolerância 1)
f1 em Hz
25 Hz ≤ f ≤ 70 Hz
20 mHz
Frequência da tensão V2
- Faixa
- Tolerância 1)
f2 em Hz
25 Hz ≤ f ≤ 70 Hz
20 mHz
Diferença de tensão V2-V1
- Faixa
- Tolerância 1)
10 % a 120 % deVNom
Diferença de frequência f2-f1
- Faixa
- Tolerância 1)
in mHz
fNom ± 3 Hz
30 mHz
Diferença de Ângulo α2 - α1
- Faixa
- Tolerância 1)
em °
0 a 180°
1°
1)
434
na frequência nominal
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
4.19 Funções definidas pelo Usuário (CFC)
4.19
Funções definidas pelo Usuário (CFC)
Módulos de Função e Possíveis Designações para Níveis de Tarefa
Módulo de Função
ABSVALUE
Explicação
Cálculo de Magnitude
Nível de Tarefa
MW_
PLC1_
PLC_
SFS_
BEARB
BEARB
BEARB
BEARB
X
—
—
—
ADD
Adição
X
X
X
X
ALARM
Relógio de Alarme
X
X
X
X
AND
Porta AND
X
X
X
X
FLASH
Bloco intermitente
X
X
X
X
BOOL_TO_CO
Booleano para
Controle (conversão)
—
X
X
—
BOOL_TO_DI
Booleano para Ponto
Duplo (conversão)
—
X
X
X
BOOL_TO_IC
Booleano p/ SI Interno,
Conversão
—
X
X
X
BUILD_DI
Anunciação de Ponto
Duplo
—
X
X
X
CMD_CANCEL
Comando cancelado
X
X
X
X
CMD_CHAIN
Sequência de
Chaveamento
—
X
X
—
CMD_INF
Informação de
Comando
—
—
—
X
COMPARE
Comparação de valor
medido
X
X
X
X
CONNECT
Conexão
—
X
X
X
COUNTER
Contador
X
X
X
X
DI_GET_STATUS
Decodificar indicação
de ponto duplo
X
X
X
X
DI_SET_STATUS
Gerar indicação de
ponto duplo c/ status
X
X
X
X
D_FF
D- Flipflop
—
X
X
X
D_FF_MEMO
Memória de Status
para Reinício
X
X
X
X
DI_TO_BOOL
Ponto Duplo para
Booleano (Conversão)
—
X
X
X
DINT_TO_REAL
Adaptador
X
X
X
X
DIST_DECODE
Conversão de indicação de ponto duplo c/
status para quatro
indicações de ponto
simples c/ status
X
X
X
X
DIV
Divisão
X
X
X
X
DM_DECODE
Decodificar Ponto
Duplo
X
X
X
X
DYN_OR
OR Dinâmico
X
X
X
X
INT_TO_REAL
Conversão
X
X
X
X
LIVE_ZERO
Zero vivo, curva não
linear
X
—
—
—
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
435
Dados Técnicos
Módulo de Função
LONG_TIMER
436
Explicação
Temporizador
(max.1193h)
Nível de Tarefa
MW_
PLC1_
PLC_
SFS_
BEARB
BEARB
BEARB
BEARB
X
X
X
X
LOOP
Loop de Feedback
X
X
—
X
LOWER_SETPOINT
Limite inferior
X
—
—
—
MUL
Multiplicação
X
X
X
X
MV_GET_STATUS
Decodificar status de
um valor
X
X
X
X
MV_SET_STATUS
Determinar status de
um valor
X
X
X
X
NAND
Porta NAND
X
X
X
X
NEG
Negador
X
X
X
X
NOR
Porta NOR
X
X
X
X
OR
Porta OR
X
X
X
X
REAL_TO_DINT
Adaptador
X
X
X
X
REAL_TO_INT
Conversão
X
X
X
X
REAL_TO_UINT
Conversão
X
X
X
X
RISE_DETECT
Detector de elevação
X
X
X
X
RS_FF
RS- Flipflop
—
X
X
X
RS_FF_MEMO
RS- Flipflop com
memória de estado
—
X
X
X
SQUARE_ROOT
Extrator de Raiz
X
X
X
X
SR_FF
SR- Flipflop
—
X
X
X
SR_FF_MEMO
SR- Flipflop com
memória de estado
—
X
X
X
ST_AND
Porta AND c/ status
X
X
X
X
ST_NOT
Inversor com status
X
X
X
X
ST_OR
Porta OR c/ status
X
X
X
X
SUB
Subtração
X
X
X
X
TIMER
Temporizador
—
X
X
—
TIMER_SHORT
Temporizador Simples
—
X
X
—
UINT_TO_REAL
Conversão
X
X
X
X
UPPER_SETPOINT
Limite Superior
X
—
—
—
X_OR
Porta XOR
X
X
X
X
ZERO_POINT
Supressão Zero
X
—
—
—
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
Limites Gerais
Descrição
Limite
Comentários
Número máximo de todos os gráficos 32
CFC, considerando todos os níveis de
tarefa
Quando o limite é excedido, o dispositivo rejeita o ajuste de
parâmetro, exibindo uma mensagem de erro, restaura o
último ajuste válido de parâmetro e o utiliza para reiniciar
Número máximo de todos os gráficos 16
CFC, considerando um nível de tarefa
Quando o limite é excedido, uma mensagem de erro é
emitida pelo dispositivo. Consequentemente, o dispositivo é
colocado no modo de monitoramento. O LED vermelho de
ERRO acende.
Número máximo de todas as entradas 400
de CFC considerando todos os
gráficos.
emitida pelo dispositivo. Consequentemente, o dispositivo
inicia o monitoramento. O LED vermelho de ERRO acende.
Número máximo de flipflops
resistentes a reset
D_FF_MEMO
350
Limites específicos do Dispositivo
Descrição
Limite
Número máximo de mudanças síncro- 165
nas de entradas de gráfico por nível de
tarefa
Comentários
Número máximo de saídas de gráfico 150
por nível de tarefa
Limites Adicionais
Limites Adicionais1) para os seguintes blocos de CFC:
Nível de tempo de Funcionamento
Número Máximo de Módulos nos Níveis de Tarefa
TIMER2) 3)
MW_BEARB
PLC1_BEARB
PLC_BEARB
SFS_BEARB
1)
2)
3)
TIMER_SHORT2) 3)
—
—
15
30
—
—
Quando o limite é excedido, uma mensagem de erro é emitida pelo dispositivo. Consequentemente, o
dispositivo inicia o monitoramento. O LED vermelho de ERRO acende.
A seguinte condição é aplicada para o nº máximo de temporizadores: (2 · número de TIMER + número de
TIMER_SHORT) < 30. TIMER e TIMER_SHORT, consequentemente compartilham os recursos disponíveis
do temporizador dentro do quadro desta inequação. O limite não é aplicado para LONG_TIMER.
A seleção dos valores de tempo para os blocos TIMER e TIMER_SHORT, não deve ser mais curta do que
a resolução de tempo do dispositivo, pois os blocos, então, não iniciarão com o pulso de partida.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
437
Dados Técnicos
Número Máximo de TICKS nos Níveis de Tarefa
Limite em TICKS 1)
Nível de Tarefa
MW_BEARB (processamento de valor medido)
10 000
PLC1_BEARB (processamento lento PLC)
2000
PLC_BEARB (processamento rápido PLC)
400
SFS_BEARB (intertravamento)
1)
10 000
Quando a soma de TICKS de todos os blocos exceder os limites mencionados anteriormente, uma
mensagem de erro é emitida no CFC.
Tempos de Processamento em TICKS Requisitados pelos Elementos Individuais
Elemento Individual
5
Cada entrada mais do que 3 entradas para módulos genéricos
1
Conexão com um sinal de entrada
6
Conexão com um sinal de saída
7
Adicional para cada gráfico
1
Aritmético
Lógica básica
Status de informação
438
Número de TICKS
Bloco, requisição básica
ABS_VALUE
5
ADD
26
SUB
26
MUL
26
DIV
54
SQUARE_ROOT
83
AND
5
CONNECT
4
DYN_OR
6
NAND
5
NEG
4
NOR
5
OR
5
RISE_DETECT
4
X_OR
5
SI_GET_STATUS
5
CV_GET_STATUS
5
DI_GET_STATUS
5
MV_GET_STATUS
5
SI_SET_STATUS
5
DI_SET_STATUS
5
MV_SET_STATUS
5
ST_AND
5
ST_OR
5
ST_NOT
5
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
Elemento Individual
Memória
Comandos de controle
Conversor de tipo
Comparação
Número de TICKS
D_FF
5
D_FF_MEMO
6
RS_FF
4
RS_FF_MEMO
4
SR_FF
4
SR_FF_MEMO
4
BOOL_TO_CO
5
BOOL_TO_IC
5
CMD_INF
4
CMD_CHAIN
34
CMD_CANCEL
3
LOOP
8
BOOL_TO_DI
5
BUILD_DI
5
DI_TO_BOOL
5
DM_DECODE
8
DINT_TO_REAL
5
DIST_DECODE
8
UINT_TO_REAL
5
REAL_TO_DINT
10
REAL_TO_UINT
10
COMPARE
12
LOWER_SETPOINT
5
UPPER_SETPOINT
5
LIVE_ZERO
5
ZERO_POINT
5
Valor medido
COUNTER
6
Pulso de tempo e relógio
TIMER
5
TIMER_LONG
5
TIMER_SHORT
8
ALARM
21
FLASH
11
Configurável na Matriz
Em adição às pré-determinações definidas, indicações e valores medidos podem ser configurados livremente
para buffers; pré-configurações podem ser removidas.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
439
Dados Técnicos
4.20 Funções Adicionais
4.20
Funções Adicionais
Valores Operacionais Medidos
Correntes
IA; IB; IC
Componente de sequência positiva I1
Componente de sequência negativa I2
IN ou 3I0
Faixa
Tolerância 1)
Tensões (fase-terra)
VA-N, VB-N, VC-N
Tensões (fase-fase)
VA-B, VB-C, VC-A, VSYN
VN, Vph-N, Vx or V0
Componente de sequência positiva V1
Componente de sequência negativa V2
Faixa
Tolerância 1)
S, potência aparente
Faixa
Tolerância 1)
P, potência ativa
Faixa
Tolerância 1)
Q, potência reativa
Faixa
Tolerância 1)
cos ϕ, Fator de potência2)
Faixa
Tolerância 1)
Ângulo ϕA; ϕB; ϕC,
Faixa
Tolerância 1)
Frequência f
Faixa
Tolerância 1)
Proteção de temperatura de sobrecarga
Θ /ΘTrip
Faixa
Tolerância 1)
Correntes de detecção sensível de falta à
terra (corrente total, ativa, e reativa)
INs, INs active; INs reactive
440
em A (kA) primário e em A secundário ou em % de INom
10 % a 150 % IN
1,5 % do valor medido, ou 1 % INom
e de 151 % a 200 % INom 3 % do valor medido
10 % a 120 % de VNom
1,5 % do valor medido, ou 0,5 % de VNom
em kVAR (MVAR ou GVAR) primário e em % de SNom
0 % a 120 % de SNom
1,5 % de SNom
para V/VNom e I/INom = 50 a 120%
com sinal, total e fase segregada em kW (MW ou GW)
primário e em % SNom
0 % a 120 % de SNom
2 % de SNom
para V/VNom e I/INom = 50 a 120% e | cos ϕ | = 0,707 a 1
com SNom =√3 · VNom · INom
com sinal, total e fase segregada em kVAR (MVAR or GVAR)
primário e em % de SNom
0 % a 120 % de SNom
2 % de SNom
para V/VNom e I/INom = 50 a 120% e | sin ϕ | = 0,707 a 1
com SNom =√3 · VNom · INom
total e fase segregada
-1 a +1
3 % para | cos ϕ | ≥ 0,707
em graus ( ° )
0 a 180°
0,5°
in Hz
fN = 5 Hz
20 mHz
em %
0 % a 400 %
Classe de precisão 5% de acordo com IEC 60255-8
em A (kA) primário e em mA secundário
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
Faixa
Tolerância 1)
Função Synchrocheck
1)
2)
0 mA a 1600 mA
ou 0 A a 8 A para INom = 5 A
3 % do valor medido ou 1 mA
veja Seção (Synchrocheck)
na Frequência Nominal
Display de cos ϕ como I/INom e V/VNom maior do que 10%
Janela de Tempo
5, 15, 30 ou 60 minutos
Frequência de Atualizações
ajustável
de Correntes
de Potência Real
de Potência Reativa
de Potência Aparente
IAdmd; IBdmd; ICdmd; I1dmd em A (kA)
Pdmd em W (kW, MW)
Qdmd em VAr (kVAr, MVAr)
Sdmd em VAr (kVAr, MVAr)
Relatório Max/Min
Armazenagem de Valores Medidos
com data e hora
Reset Automático
Hora do dia ajustável (em minutos, 0 a 1439 min) Quadro de
tempo e tempo de início ajustáveis (e dias, 1 a 365 dias, e ∞)
Reset Manual
Usando entrada binária
Usando teclado
Via comunicação
Valores Max/Min para Corrente
IA; IB; IC;
I1 (componente de sequência positiva)
Valores Max/Min para Tensões
VA-N; VB-N; VC-N;
V1 (componente de sequência positiva);
VA-B; VB-C; VC-A
Valores Max/Min para Potência
S, P; Q, cos ϕ; Frequência
Valores Max/Min para Prot. de Sobrecarga
Θ/ΘTrip
Valores Max/Min para Valores Médios
IAdmd; IBdmd; ICdmd;
I1 (componente de sequência positiva);
Sdmd; Pdmd; Qdmd
Monitoramento de Falha de Fusível
Faixa de ajuste de tensão residual 3U0 acima da 10 V - 100 V
qual falha de tensão é detectada
Faixa de ajuste de corrente à terra acima da qual 0,1 A - 1 A para IBdmd = 1 A
nenhuma falha de tensão é assumida
0,5 A - 5 A para IBdmd = 5A
Faixa de ajuste de limite de pickup I> acima da
qual nenhuma falha de tensão é assumida
0,1 A - 35 A para IBdmd = 1 A
0,5 A - 175 A para IBdmd = 5A
Monitoramento de medição de tensão
depende de MLFB e configuração com valores medidos
e calculados VN e IN
Supervisão de Circuito Interrompido dos Circuitos do Transformador de Potencial
Indicado para detecção de circuito interrompido monopolar, bipolar ou tripolar de circuitos de transformador
de potencial; somente para conexão de tensões fase-terra
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
441
Dados Técnicos
Monitoramento de Valor Medido Local
Assimetria de corrente
Imax/Imin > fator de simetria, para I > Ilimit
Assimetria de tensão
Vmax/Vmin > fator de simetria, para V > Vlimit
Soma de corrente
| iA + iB + iC + kI · iN | > valor limite, com
Sequência de fase de corrente
Horário (ABC) / anti-horário (ACB)
Sequência de fase de tensão
Horário (ABC) / anti-horário (ACB)
Monitoramento de valor limite
IA > valor limite IAdmd>
IB > valor limite IBdmd>
IC > valor limite ICdmd>
I1 > valor limite I1dmd>
IL< valor limite IL<
cos ϕ < valor de limite mais baixo | cos ϕ |<
P > valor limite de potência real |Pdmd | >
Q > valor limite de potência reativa | Qdmd | >
S > valor limite de potência aparente Sdmd >
Gravação de Evento de Falta
Gravação de indicações das 8 últimas faltas do sistema de potência
Gravação de indicações das 3 últimas faltas à terra do sistema de potência
Alocação de Tempo
Resolução para Registro de Evento (Anunciações de Operação)
1 ms
Resolução para Registro de Trip (Anunciações
de Falta)
1 ms
Desvio Máximo de Tempo (Relógio Interno)
0,01 %
Bateria
Bateria de lítio 3 V/1 Ah, tipo CR 1/2 AA
Mensagem “Battery Fault“ p/ carga insuficiente de bateria
Gravação de Falta
Máximo de 8 gravações salvas de falta; memória mantida pela bateria de buffer, em caso de falha de tensão
auxiliar.
442
Tempo de gravação
5 s por gravação de falta, num total de até 18 s em 50 Hz
(max. 15 s em 60 Hz)
Intervalos em 50 Hz
Intervalos em 60 Hz
1 valor instantâneo cada por 1,0 ms
1 valor instantâneo cada por 0,83 ms
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
Contador de Energia
Valores Medidos para Energia
Wp, Wq (energia real e reativa)
em kWh (MWh or GWh) e em kVARh (MVARh ou GVARh)
Faixa
28 bit ou 0 a 2 68 435 455 decimal para IEC 60870-5-103 (protocolo
VDEW ) 31 bit ou 0 a 2 147 483 647 decimal para outros protocolos
(outros que não VDEW)
≤ 2 % para I > 0,1 INom, V > 0,1 VNom and
| cos ϕ | ≥ 0,707
Tolerância 1)
1)
na Frequência Nominal
Estatísticas
Número Salvo de Trips
Até 9 digitos
Número de Comandos de Religamento Automático
(discriminados de acordo com o 1º e ≥ ο 2º ciclos)
Até 9 digitos
Corrente Acumulada Interrompida (discriminada de acordo com o polo)
Até 4 digitos
Contador de Horas Operacionais
Alcance do Display
Até 7 dígitos
Critério
Ultrapassagem de um limite ajustável de corrente (elemento 50-1, BkrClosed
I MIN)
Método de cálculo
com base no valor r.m.s.: ΣI, ΣIx, 2P;
com base no valor instantâneo: I2t
Aquisição de valor medido/processamento
fase-seletiva
Avaliação
um valor limite para cada subfunção
Número salvo de valores estatísticos
Até 13 casas decimais
Monitoramento do Circuito de Trip
Com uma ou duas entradas binárias.
Ajudas de Comissionamento
- teste de rotação de fase
- Valores de operação medidos
- Teste do disjuntor por meio da função de controle
- Criação de um relatório de falta de teste
- Criação de mensagens
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
443
Dados Técnicos
Relógio
Sincronização de Tempo
Entrada binária
Comunicação
Modos de operação para rastreamento de tempo
No.
Modo de operação
Explicações
1
Interno
Sincronização interna usando RTC (pré-ajuste)
2
IEC 60870-5-103
Sincronização externa usando porta B (IEC 60870-5-103)
3
Pulso via entrada binária
Sincronização externa com pulso via entrada binária
4
Barramento de campo (DNP, Modbus, Sincronização externa usando barramento de campo
VDEW Redundante)
5
NTP (IEC 61850)
Sincronização externa usando porta B (IEC 61850)
Grupo de Mudança de Parâmetros da Função
Número de grupos de ajuste disponíveis
4 (grupo de parâmetro A, B, C e D)
A comutação pode ser efetuada via
teclado no dispositivo
DIGSI usando a interface do operador
protocolo usando porta B
entrada binária
IEC 61850 GOOSE (Comunicação Inter-relé)
O serviço de comunicação GOOSE de IEC 61850 está qualificado para intertravamento da subestação. Uma
vez que o tempo de transmissão de mensagens de GOOSE depende tanto do número de clientes de IEC
61850 quanto da condição de pickup do relé, GOOSE geralmente não está qualificado para aplicações relevantes de proteção. A aplicação de proteção deve ser verificada quanto ao tempo necessário de transmissão
e esclarecida com o fabricante.
444
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
4.21
Número de Dispositivos de Chaveamento Dependo do número de entradas e saídas binárias disponíveis
controlados
Intertravamento
Intertravamento livremente programável
Mensagens
Mensagens de feedback; fechado, aberto, posição intermediária
Comandos de Controle
Comando simples / comando duplo
Comando de Chaveamento para Disjuntor 1-, 1½ - e 2 polos
Controlador lógico programável
Lógica PLC, ferramenta gráfica de entrada
Controle Local
Controle via menu de controle
designação de teclas de função
Controle Remoto
Usando Interfaces de Comunicação
Usando automação de subestação e sistema de controle
(SICAM, por exemplo)
Usando DIGSI (via Modem, por exemplo)
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
445
Dados Técnicos
4.22 Dimensões
4.22
Dimensões
4.22.1
Montagem Semi-Embutida em painel e Cubículo (Tamanho da Caixa 1/6)
Figura 4-11
Desenho dimensional de um 7SJ80 para montagem embutida ou em cubículo (tamanho da caixa 1/6)
Nota: São necessários 2 suportes de montagem (Pedido nº: C73165-A63-C200-4) para instalar o
dispositivo em um rack. Usando a interface Ethernet, é necessário modificar os suportes de montagem.
446
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Dados Técnicos
4.22 Dimensões
4.22.2
Montagem Sobreposta em Painel (Tamanho da Caixa 1/6)
Figura 4-12
4.22.3
Desenho dimensional de um 7SJ80 para montagem sobreposta em painel
(tamanho da caixa 1/6)
Vista Inferior
Figura 4-13
Vista Inferior de um 7SJ80 (tamanho da caixa 1/6)
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
447
Dados Técnicos
4.22 Dimensões
4.22.4
Varistor
Figura 4-14
Desenho dimensional do varistor para limitação de tensão na proteção diferencial de altaimpedância
■
448
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
A
Apêndice
Este apêndice é antes de mais nada, uma referência para o usuário com experiência. Esta seção fornece
informações de pedido para os modelos deste dispositivo. Diagramas de conexões indicando os terminais de
conexões dos modelos deste dispositivo estão também incluidos. Seguindo aos diagramas gerais estão
diagramas que mostram as conexões adequadas dos dispositivos a equipamento primário em várias configurações típicas de sistema de potência. Tabelas com todos os ajustes e todas as informações disponíveis neste
dispositivo equipado com todas as opções são fornecidas. Ajustes padrão também são fornecidos.
A.1
Informações de Pedidos e Acessórios
450
A.2
Designações de Terminais
456
A.3
Exemplos de Conexões
460
A.4
Requerimentos do Transformador de Corrente
473
A.5
Ajustes Padrão
476
A.6
Funções Dependentes de Protocolo
483
A.7
Escopo Funcional
484
A.8
Ajustes
486
A.9
503
A.10
Grupo de Alarmes
525
A.11
Valores Medidos
526
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
449
Apêndice
A.1 Informações de Pedidos e Acessórios
A.1
Informações de Pedidos e Acessórios
A.1.1
Informações de Pedidos
A.1.1.1 7SJ80 V4.6
Dispositivo de
Proteção Multifunção com controle
6
7
S
J
8
7
8
9
10 11 12
13 14 15 16
–
0
–
F
Suplementar
+
Número de entradas e saídas binárias
Pos. 6
Caixa 1/6 19” 4 x I, 3 BI, 5 BO (2 contatos reversíveis), 1 contato de status (watchdog)
1
Caixa 1/6 19” 4 x I, 7 BI, 8 BO (2 contatos de reversíveis), 1 contato de status (watchdog)
2
Caixa 1/6 19” 4 x I, 3x V, 3 BI, 5 BO (2 contatos de reversíveis), 1 contato de status (watchdog)
3
Caixa 1/6 19” 4 x I, 3 x V, 7 BI, 8 BO (2 contatos de reversíveis), 1 contato de status (watchdog)
4
Entradas de medição (4 x I)
Pos. 7
Iph = 1 A, In = 1 A / 5 A
1
Iph = 1 A, Ins (sensitiva) = 0.001 a 1.6 A / 0.005 a 8 A
2
Tensão auxiliar fonte de alimentação, tensão piloto)
Pos. 8
DC 24/48 V
1
DC 60 V/ 110 V/ 125 V/ 220 V/ 250V, AC115 V, AC 230 V
5
Construção
Pos. 9
Caixa de montagem sobreposta, terminais tipo olhal
B
Caixa de montagem semi-embutida em painel, terminais tipo olhal
E
Ajustes padrão de regiões específicas / versões de funções e ajustes padrão de idioma
Pos. 10
Região DE, IEC, lingua Alemã (lingua pode ser mudada), painel frontal padrão
A
Região mundo, IEC/ANSI, lingua Inglêsa (lingua pode ser mudada), painel frontal padrão
B
Região US, ANSI, lingua Inglês-USA (lingua pode ser mudada), painel frontal US
C
Região FR, IEC/ANSI, lingua Francêsa French (lingua pode ser mudada), painel frontal padrão
D
Região world, IEC/ANSI, lingua Espanhola (lingua pode ser mudada), painel frontal padrão
E
Região world, IEC/ANSI, lingua Italiana (lingua pode ser mudada), painel frontal padrão
F
Região RUS, IEC/ANSI, lingua Russa (lingua pode ser mudada), painel frontal padrão
G
Porta B (parte inferior do dispositivo, traseiro)
Pos. 11
não equipado
0
IEC60870-5-103 ou DIGSI4/Modem, RS232 elétrica
1
IEC60870-5-103 ou DIGSI4/Modem, RS 485 elétrica
2
IEC60870-5-103 ou DIGSI4/Modem, ótico 820nm, conector ST
3
Para outras opções de interface veja Informações Adicionais a seguir
9
450
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
Informações para portas adicionais (parte inferior do dispositivo, traseiro, porta B)
Suplementar
Profibus DP Escrava, RS485 elétrica
+L0A
Profibus DP Escrava, 820 nm, ótica de anel duplo, conector ST
+L0B
Modbus, RS485 elétrica
+L0D
Modbus, ótica 820 nm, conector ST
+L0E
DNP3.0, RS485 elétrica
+L0G
DNP3.0, ótical 820 nm, conector ST
+L0H
Protocolo IEC 60870-5-103, redundante, RS485 elétrica, conector RJ45
+L0P
IEC 61850, 100Mbit Ethernet elétrica, dupla, conector RJ45
+L0R
IEC 61850, 100Mbit Ethernet ótica, dupla, conector ST
+L0S
Conversor
Número de Pedido
Uso
SIEMENS OLM1)
6GK1502–2CB10
para anel simples
SIEMENS OLM1)
6GK1502–3CB10
para anel duplo
1)
O conversor requer uma tensão de operação de 24 V DC. Se a tensão de operação disponível for > 24 V
DC, uma fonte de alimentação adicional 7XV5810–0BA00 é necessária.
Porta A (parte inferior do dispositivo, frente)
Pos. 12
não equipado
0
com porta Ethernet (porta DIGSI, não IEC61850), conector RJ45
6
Medição / Gravação de Falta
Pos. 13
Com gravação de falta
1
Com gravação de falta, valores médios, valores min/max
3
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
451
Apêndice
Funções
Pos. 15
Designação
ANSI No.
Descrição
Função básica (incluido em todas as
versões) 2)
—
Controle
50/51
Proteção de Sobrecorrente Temporizada de Fase,
50-1, 50-2, 50-3, 51,
50N/51N
Proteção de Sobrecorrente Temporizada à Terra
50N-1, 50N-2, 50N-3, 51N
50N(s)/
51N(s)
Proteção de Falta à Terra
50Ns-1, 50Ns-2, 51Ns 1)
87N
Proteção Diferencial de Falta à Terra de Alta Impedância
(87N (REF) só disponível com entrada de corrente à
terra sensitiva 7 = 2)) 1)
49
Proteção de sobrecarga térmica
74TC
Supervisão do circuito de trip
46
Proteção de carga desbalanceada
50BF
Proteção de falha do disjuntor
37
Monitoramento de subcorrente
86
Bloqueio
—
Pickup de carga fria (mudanças de ajustes dinâmico)
Funções de monitoramento
Controle do disjuntor
Funções de proteção flexíveis (parâmetros de corrente):
Restrição à Inrush
67N
Proteção de falta à terra direcional
67N-1, 67N-2, 67N-TOC
67N(s)
Proteção de falta à terra direcional 67Ns-1, 67Ns-2,
67Ns-TOC 1)
64/59N
Tensão residual
Versão básica 3)
+ detecção de falta à terra direcional
+ proteção de tensão
+ proteção de frequência
Versão básica 3)
+ detecção de falta à terra direcional
+ fase de suplemento direcional
452
A
27/59
Subtensão / sobretensão 59-1, 59-2, 27-1, 27-2
81 U/O
Subfrequência / sobrefrequência, f< ,f>
47
Sequência de fase
32/55/81R
Funções de proteção flexíveis (parâmetros de corrente
e tensão):Tensão, potência, fator de potência, proteção
de mudança de frequência
67
Determinação da direção para sobrecorrente de fase
67-1, 67-2, 67-TOC
67N
67N-1, 67N-2, 67N-TOC
67N(s)
67Ns-1, 67Ns-2, 67Ns-TOC 1)
64/59N
Tensão residual
27/59
Subtensão / sobretensão 59-1, 59-2, 27-1, 27-2
81 U/O
47
Sequência de fase
32/55/81R
B
C
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
Funções
3)
Versão básica
+ fase de suplemento direcional
+ Synchrocheck
Pos. 15
67
Determinação da direção para sobrecorrente de fase
67-1, 67-2, 67-TOC
27/59
Subtensão / sobretensão (phase-to-phase)
81 U/O
47
Sequência de fase
25
Synchrocheck
32/55/81R
Q
1)
Dependendo da entrada de corrente à terra na posição 7, a função opera tanto como proteção de falta à
terra (entrada sensitiva), quanto como proteção de falta à terra (entrada normal IN ),
2)
Somente entregue em conexão com 6º dígito = 1 ou 2,
Somente entregue em conexão com 6º dígito = 3 ou 4 (3 x V),
3)
Função de Religamento Automático 79AR / Localizador de Falta 21FL
79
1)
Pos. 16
Sem 79, sem localizador de falta
0
Com 79
1
1)
21FL
Com localizador de falta
79, 21FL
Com AR, com localizador de falta 1)
2
3
Somente entregue em conexão com 6º dígito = 3 ou 4 (3 x V),
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
453
Apêndice
A.1.2
Acessórios
Módulos intercambiáveis de interface
Nome
Nº de Pedido.
RS232
C53207-A351-D641-1
RS485
C53207-A351-D642-1
FO 820 nm
C53207-A351-D643-1
Profibus DP RS485
C53207-A351-D611-1
Profibus DP anel duplo
C53207-A351-D613-1
Modbus RS485
C53207-A351-D621-1
Modbus 820 nm
C53207-A351-D623-1
DNP 3.0 RS 485
C53207-A351-D631-1
DNP 3.0 820 nm
C53207-A351-D633-1
Ethernet elétrica (EN 100)
C53207–A351-D675-2
Ethernet ótica (EN 100)
C53207–A351-D676–1
Protocolo IEC 60870-5-103 , redundante RS485
C53207–A351-D644–1
Ethernet porta elétrica na porta A
C53207-A351-D151-1
Conversor de Fibra Ótica RS485
Conversor de fibra ótica RS485
Nº de Pedido.
820 nm; Conector FC
7XV5650–0AA00
820 nm, com conector ST
7XV5650–0BA00
Trilho de montagem para Racks de 19"
Nome
Nº de Pedido.
Fita de ângulo (Trilho de Montagem)
C73165-A63-C200-4
Bateria
Bateria de Lítio 3 V/1 Ah, tipo CR 1/2 AA
Nº de Pedido
VARTA
454
6127 101 501
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
Terminais
Terminal de tensão, completo 2x7P GS (bloco C, E)
C53207-A406-D181-1
Terminal de tensão, completo 2x7P GS, impressão inversa (bloco D)
C53207-A406-D182-1
Terminal de corrente 4xI, completo CC GS
C53207-A406-D185-1
Terminal de corrente 3xI, 1xINs, completo CC GS
C53207-A406-D186-1
Terminal de corrente de links de curto-circuito (3 peças)
C53207-A406-D193-1
Terminal de tensão de links de curto-circuito (6 peças)
C53207-A406-D194-1
Varistor
Resistor de limitação de tensão para proteção diferencial de alta-impedância
Nome
Número de Pedido
125 Veff, 600 A, 1S/S256
C53207-A401-D76-1
240 Veff, 600 A, 1S/S1088
C53207-A401-D77-1
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
455
Apêndice
A.2 Designações de Terminais
A.2
Designações de Terminais
A.2.1
7SJ80 — Caixa para montagem semi-embutida e instalação em cubículo para
montagem sobreposta em painel
7SJ801*
Figura A-1
456
Diagrama de bloco 7SJ801*
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
7SJ802*
Figura A-2
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
457
Apêndice
7SJ803*
Figura A-3
458
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
7SJ804*
Figura A-4
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
459
Apêndice
A.3 Exemplos de Conexões
A.3
460
Exemplos de Conexões
Figura A-5
Conexões de transformador de corrente para três transformadores de corrente e corrente de
ponto estrela (corrente à terra) (conexãoHolmgreen) – apropriado para todas as redes
Figura A-6
Conexões de transformador de corrente para dois transformadores de corrente – só para
redes isoladas ou ressonantes-aterradas
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
Figura A-7
Importante:
Nota:
O aterramento da blindagem do cabo deve ser efetivado no lado do cabo
A mudança da polaridade de corrente (endereço 201) reverte também a polaridade da entrada de
corrente IN!
Figura A-8
Importante:
Nota:
Conexões de transformador de corrente para três transformadores de corrente- corrente à
terra de transformador de corrente somador adicional – preferivelmente para redes
efetivamente aterradas ou com baixa resistência
Conexões de transformador de corrente para dois transformadores de corrente transformador de corrente adicional, tipo cabo, para detecção de Falta Sensitiva à Terra só para redes isoladas ou ressonante-aterradas
corrente INs!
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
461
Apêndice
Figura A-9
Importante:
Nota:
corrente INs!
Figura A-10
462
Conexões de transformador de corrente para três transformadores de corrente - transformador
de corrente adicional, tipo cabo, para detecção de Falta Sensitiva à Terra
Conexões de transformador para três transformadores de corrente e três transformadores de
potencial (tensões fase-terra), layout de circuito normal - apropriado para todas as redes
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
Figura A-11
Conexões de transformador para três transformadores de corrente e três transformadores de
potencial - capacitiva -
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
463
Apêndice
Figura A-12
464
Conexões de transformador para três transformadores de corrente, dois transformadores de
potencial (tensões fase-fase) e ligação delta aberto (da-dn) – apropriado para todas as redes
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
Figura A-13
Conexões de transformador de corrente para dois transformadores de corrente e transformador de potencial em conexão V - para redes isoladas ou ressonantes-aterradas, quando não
se faz necessária a proteção à terra direcional
Figura A-14
Conexões de transformador de corrente para três transformadores de corrente, dois transformadores de potencial em conexão V, só para redes isoladas ou ressonantes-aterradas; sem
proteção à terra direcional, uma vez que a tensão residual não pode ser calculada
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
465
Apêndice
Figura A-15
Importante:
Conexões de transformador para três transformadores de corrente, transformador de corrente
tipo cabo e ligação delta aberto, máxima precisão para detecção de Falta Sensitiva à Terra
Para o aterramento do lado do barramento dos transformadores de corrente, a polaridade da corrente
do dispositivo é mudada via endereço 0201. Isso reverte também a polaridade da entrada de corrente
IN/INs. Quando usar um transformador de corrente tipo cabo, a conexão de k e I em F8 e F7 deve ser
trocada.
466
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
Figura A-16
Conexões de transformador de corrente para dois transformadores de corrente de fase e um
transformador de corrente à terra, a corrente à terra é tomada via entrada à terra sensitiva e
altamente sensitiva.
Importante! O aterramento da blindagem do cabo deve ser efetivado no lado do cabo.
IN/INs. Quando usar um transformador de corrente tipo-cabo, a conexão de k e I em F8 e F7 deve ser
trocada.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
467
Apêndice
Figura A-17
Importante!
Conexões de transformador de corrente para duas correntes de fase e duas correntes à terra
IN/INs – corrente à terra da linha, IN2 – corrente à terra do ponto estrela do transformador
O aterramento da blindagem do cabo deve ser efetivado no lado do cabo.
IN/INs. Quando usar um transformador de corrente tipo cabo, a conexão de k e I em F8 e F7 deve ser
trocada.
Figura A-18
468
Proteção diferencial de alta-impedância para um enrolamento de transformador aterrado
(a ilustração mostra uma conexão parcial para proteção diferencial de alta-impedância)
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
Figura A-19
Exemplo para conexão do tipo "VAN, VBN, VCN" conexão de tensão lado-carga
Figura A-20
Conexões de transformador de potencial para dois transformadores de potencial (tensões
fase-fase) e ligação delta aberto (da-dn) – apropriado para todas as redes
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
469
Apêndice
Figura A-21
Exemplo para conexão do tipo "VAN, VBN, VCN" conexão de tensão lado-barramento
Figura A-22
Exemplo para conexão do tipo "Vph-n, Vsyn"
A conexão pode ser estabelecida em qualquer uma das três fases. A fase deve ser a mesma para Vphn
e Vsyn
470
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
Figura A-23
Exemplo para conexão do tipo "VAB, VBC, Vx"
Figura A-24
Exemplo para conexão do tipo "VAB, VBC"
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
471
Apêndice
472
Figura A-25
Exemplo para conexão do tipo "VAB, VBC" com conexão de tensão de fase como conexão V
Figura A-26
Exemplo para conexão do tipo "VAB, VBC, VSYN"
Figura A-27
Exemplo para conexão do tipo "VAB, VBC, VSYN" com conexão de tensão de fase como
conexão V
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
A.4 Requerimentos do Transformador de Corrente
A.4
Requerimentos do Transformador de Corrente
Os requerimentos para transformadores de corrente de fase são usualmente determinados pela proteção de
sobrecorrente temporizada, particularmente pelos ajustes dos elementos de alta-corrente. Paralelamente,
existe um requerimento mínimo baseado na experiência.
As recomendações são fornecidas de acordo com o padrão IEC 60044-1.
Os padrões IEC 60044-6, BS 3938 e ANSI/IEEE C 57.13 são mencionados para conversão do requerimento
em tensão de ponto joelho e outras classes de transformadores.
A.4.1
Fatores de Limitação da precisão
Fator de Limitação da Precisão Nominal e Efetivo
Fator de limitação da precisão efetiva mínima
necessária
mas pelo menos 20
com
KALF'
Fator de limitação de precisão efetiva mínimo
50-2PU
Valor de pickup primário do elemento de altacorrente
IpNom
Corrente nominal primária do transformador
Fator de limitação de precisão nominal
resultante
com
KALF
Fator de limitação de precisão nominal
RBC
Resistência da carga (burden) conectada
(dispositivo e cabos)
RBN
Resistência da carga (burden) nominal
RCt
Resistência da carga (burden) interna do
transformador
Exemplo de Cálculo de acordo com IEC 60044–1
IsNom = 1 A
KALF' = 20
RBC = 0.6 Ω (dispositivo e cabos)
RCt = 3 Ω
RBN = 5 Ω (5 VA)
KALF ajustado para 10,
de forma que: 5P10, 5 VA
com
IsNom = corrente nominal do transformador
secundário
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
473
Apêndice
A.4.2
Conversão de Classe
Tabela A-1
Conversão para outras classes
Padrão Britânico BS 3938
ANSI/IEEE C 57.13, classe C
IsNom = 5 A (valor típico)
IEC 60044-6 (resposta transiente), classe
TPS
K≈ 1
KSSC≈ KALF
Classes TPX, TPY, TPZ
Cálculo, Veja Capítulo A.4.1 Fatores de Limitação da precisão
com : KSSC≈ n
TP dependendo do sistema de potência e sequência de
fechamento especificada
com
474
Vk
tensão ponto joelho
RCt
Resistência da carga (burden) interna
RBN
resistência da carga (burden) nominal
IsNom
corrente nominal secundária do transformador
KALF
Fato de limitação da precisão nominal
Vs.t.max
tensão terminal secundária em 20 IpNom
Val
tensão limite de magnetização secundária
K
Fator de dimensionamento
KSSC
Fator de simetria. Corrente de falta nominal
TP
Constante de tempo primária
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
A.4.3
Transformador de Corrente Toroidal
Geral
Os requerimentos para o transformador de corrente toroidal, são determinados pela função de “detecção de
Falta Sensitiva à Terra“.
As recomendações são fornecidas de acordo com o padrão IEC 60044-1.
Requerimentos
Relação de transformação, típica
Pode ser necessário selecionar uma relação de transformação diferente, para
atender um sistema de potência específico e, consequentemente, o total da
máxima corrente de falta à terra.
60 / 1
Fator de precisão de limite
FS = 10
Potência mínima
1,2 VA
Carga máxima conectada
– Para valores secundários de limite de corrente ≥ 20 mA
– Para valores secundários de limite de corrente < 20 mA
≤ 1,2 VA (≤ 1,2 Ω)
≤ 0,4 VA (≤ 0,4 Ω)
Classe de Precisão
Tabela A-2
A classe de precisão mínima necessária, depende de aterramento neutro e do princípio da
função de operação
Ponto Estrela
isolado
ressonante-aterrado
aterramento de alta
resistência
Função direcional
Classe 1
Classe 1
Classe 1
Função não-direcional
Classe 3
Classe 1
Classe 3
Para faltas à terra extremamente pequenas, pode ser necessário corrigir o ângulo no dispositivo (veja a
descrição da função de “Detecção sensitiva de falta à terra”).
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
475
Apêndice
A.5 Ajustes Padrão
A.5
Ajustes Padrão
Quando o dispositivo deixa a fábrica, muitas indicações de LEDs, entradas e saídas binária e teclas de função
já estão pré-ajustadas. Elas estão resumidas na tabela seguinte.
A.5.1
LEDs
Tabela A-3
LEDs
LED1
LED2
LED3
LED4
LED5
LED6
Função Padrão
Relay TRIP
50/51 Ph A PU
50/51 Ph B PU
50/51 Ph C PU
50N/51NPickedup
Failure Σ I
Fail I balance
Fail Ph. Seq. I
Função No.
511
1762
1763
1764
1765
162
163
175
LED7
LED8
Not configured
Brk OPENED
1
Tabela A-4
476
7SJ801*
Descrição
Pickup de 50N/51N
Falha: Corrente de Sequência de
Fase
Nenhuma Função configurada
Disjuntor ABERTO
7SJ802*
LEDs
LED1
LED2
LED3
LED4
LED5
LED6
Função Padrão
Relay TRIP
50/51 Ph A PU
50/51 Ph B PU
50/51 Ph C PU
50N/51NPickedup
Failure Σ I
Fail I balance
Fail Ph. Seq. I
Função No.
511
1762
1763
1764
1765
162
163
175
LED7
LED8
Not configured
Brk OPENED
1
Descrição
Pickup de 50N/51N
Fase
Disjuntor ABERTO
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
A.5 Ajustes Padrão
Tabela A-5
LEDs
LED1
LED2
LED3
LED4
LED5
LED6
LED7
LED8
Tabela A-6
LEDs
LED1
LED2
LED3
LED4
LED5
LED6
LED7
LED8
7SJ803*
Função Padrão
Relay TRIP
50/51 Ph A PU
67 A picked up
50/51 Ph B PU
67 B picked up
50/51 Ph C PU
67 C picked up
50N/51NPickedup
Failure Σ I
Fail I balance
Fail V balance
Fail Ph. Seq. I
Função No.
511
1762
2692
1763
2693
1764
2694
1765
162
163
167
175
Fail Ph. Seq. V
VT b.w 3 pole
176
253
Not configured
Brk OPENED
1
Descrição
Pickup da Fase A 67/67-TOC
Pickup da Fase B 67/67-TOC
Pickup da Fase C 67/67-TOC
Pickup de 50N/51N
Fase
Falha: Tensão de Sequência de Fase
Falha do circuito do TP: ligação
tripolar
Disjuntor ABERTO
7SJ804*
Função Padrão
Relay TRIP
50/51 Ph A PU
67 A picked up
50/51 Ph B PU
67 B picked up
50/51 Ph C PU
67 C picked up
50N/51NPickedup
67N picked up
Failure Σ I
Fail I balance
Fail V balance
Fail Ph. Seq. I
Função No.
511
1762
2692
1763
2693
1764
2694
1765
2695
162
163
167
175
Fail Ph. Seq. V
VT b.w 3 pole
176
253
Not configured
Brk OPENED
1
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Descrição
Pickup da Fase A 67/67-TOC
Pickup da Fase B 67/67-TOC
Pickup da Fase C 67/67-TOC
Pickup de 50N/51N
Fase
tripolar
Disjuntor ABERTO
477
Apêndice
A.5 Ajustes Padrão
A.5.2
Entrada Binária
Tabela A-7
Binary Input
BI1
Pré-ajustes de entradas binárias para todos os dispositivos e variantes de pedido
BI2
Função Padrão
>BLOCK 50-2
>BLOCK 50N-2
>52-b
Função No.
1721
1724
4602
BI3
52Breaker
>52-a
4601
52Breaker
Tabela A-8
Entrada
Binária
BI4
BI5
BI6
BI7
478
Descrição
>BLOQUEAR 50-2
>BLOQUEAR 50N-2
>contato 52-b (ABERTO, se o
disjuntor está fechado)
DIsjuntor 52
>contato 52-a (ABERTO, se o
disjuntor está aberto)
Disjuntor 52
Outros pré-ajustes de entradas binárias para o 7SJ802* ou 7SJ804*
Função Padrão
não pré-designada
não pré-designada
não pré-designada
não pré-designada
Função No.
-
Descrição
-
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
A.5 Ajustes Padrão
A.5.3
Saída Binária
Tabela A-9
Pré-ajustes de relé de saída para Todos os Dispositivos e Variantes de Pedido
Saída Binária
Função Padrão
BO1
Relay TRIP
52Breaker
BO2
52Breaker
79 Close
BO3
52Breaker
79 Close
BO4
Failure Σ I
Fail I balance
Fail V balance
Fail Ph. Seq. I
BO5
Tabela A-10
2851
2851
162
163
167
175
Fail Ph. Seq. V
VT b.w 3 pole
176
253
Relay PICKUP
501
Descrição
Disjuntor 52
Disjuntor 52
Comando de fechamento 79
Disjuntor 52
Comando de fechamento 79
Fase
tripolar
PICKUP do relé
Outros pré-ajustes de relé de saída para o 7SJ802* ou 7SJ804*
Saída Binária
Função Padrão
BO6
não pré-designada
BO7
não pré-designada
BO8
não pré-designada
A.5.4
Função No.
511
Função No.
-
Descrição
-
Teclas de Função
Tabela A-11
Aplica-se para todos os Dispositivos e Variantes de Pedido
Teclas de
Função
F1
F2
F3
F4
F5
F6
F7
F8
F9
Função padrão
Display de indicações operacionais
Display de valores medidos operacionais primários
Display da última falta no buffer de registro
não pré-designada
não pré-designada
não pré-designada
não pré-designada
não pré-designada
não pré-designada
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
479
Apêndice
A.5 Ajustes Padrão
A.5.5
Display Padrão
Um número de páginas de valores medidos pré-definidos está disponível dependendo do tipo do dispositivo.
A página inicial do display padrão aparecendo após a partida do dispositivo pode ser selecionada nos dados
do dispositivo via parâmetro 640 Start image DD.
Para o Display de 6 linhas do 7SJ80
Figura A-28
Display padrão do 7SJ80 para modelos com V sem valores medidos prolongados
com a medição V0/IO ϕ, a corrente à terra medida IN2 é mostrada em N e a corrente à terra IN ou INs em Ns.
480
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
A.5 Ajustes Padrão
Figura A-29
Display padrão do 7SJ80 para modelos com V com valores medidos prolongados
Figura A-30
Display padrão do 7SJ80 para modelos sem V e valores medidos prolongados
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
481
Apêndice
A.5 Ajustes Padrão
Figura A-31
Display padrão do 7SJ80 para modelos sem V com valores medidos prolongados
Display de Falta Espontânea
Após ter ocorrido uma falta, os dados mais importantes da falta são mostrados automaticamente após pickup
geral do dispositivo na forma mostrada na ilustração abaixo.
Figura A-32
482
Representação de mensagens espontâneas no display do dispositivo
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
A.6 Funções Dependentes de Protocolo
A.6
Funções Dependentes de Protocolo
Protocolo →
IEC 60870–
5103, simples
IEC 60870–
5103,
redundante
IEC 61850
Ethernet
(EN 100)
Profibus DP
DNP3.0
Modbus
ASCII/RTU
Valores operacionais
medidos
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Valores medidos
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Gravação de falta
Sim
Sim
Sim
Não
Não
Ajuste remoto de
proteção
Não
Sim
Sim
Não
Não
Indicações definidas
pelo usuário e objetos
de chaveamento
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Sincronização de
tempo
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Mensagens com
carimbo
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Parada de transmissão Sim
de dados
Sim
Sim
Não
Não
Criação de mensagens Sim
de teste
Sim
Sim
Não
Não
Modo Físico
Assíncrono
Assíncrono
Síncrono
Assíncrono
Assíncrono
Modo de transmissão
cíclico/evento
cíclico/evento
cíclico/evento
cíclico
cíclico/evento
Função ↓
Auxílios de comissionamento
(DNP)
cíclico (Modbus)
Baud rate
1,200 a
115,000
2,400 a 57,600 Até 100 MBaud Até 1.5 MBaud 2400 a 19200
Tipo
– RS232
– RS485
– Cabos de
fibra ótica
– RS485
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Ethernet TP
– RS485
– RS485
– Cabos de
– Cabos de fibra
fibra ótica (anel ótica
duplo)
483
Apêndice
A.7 Escopo Funcional
A.7
Escopo Funcional
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
103
Grp Chge OPTION
Disabled
Enabled
Disabled
Opção de mudança de Grupo de
Ajuste
104
OSC. FAULT REC.
Disabled
Enabled
Enabled
Gravações de faltas
oscilográficas
112
Charac. Phase
Disabled
Definite Time
TOC IEC
TOC ANSI
Definite Time
50/51
113
Charac. Ground
Disabled
Definite Time
TOC IEC
TOC ANSI
Definite Time
50N/51N
115
67/67-TOC
Disabled
Definite Time
TOC IEC
TOC ANSI
Definite Time
67, 67-TOC
116
67N/67N-TOC
Disabled
Definite Time
TOC IEC
TOC ANSI
Definite Time
67N, 67N-TOC
117
Coldload Pickup
Disabled
Enabled
Disabled
122
InrushRestraint
Disabled
Enabled
Disabled
Restrição a Inrush 2º harmônico
127
50 1Ph
Disabled
Enabled
Disabled
50 1Ph
130
S.Gnd.F.Dir.Ch
cos ϕ / sin ϕ
V0/I0 ϕ mea.
cos ϕ / sin ϕ
Característica direcional falta à
terra (sens.)
131
Sens. Gnd Fault
Disabled
Definite Time
User Defined PU
Disabled
Falta à terra (sensitiva)
140
46
Disabled
TOC ANSI
TOC IEC
Definite Time
Disabled
46 Proteção de Sequência
Negativa
142
49
Disabled
No ambient temp
No ambient temp
49 Proteção de Sobrecarga
Térmica
150
27/59
Disabled
Enabled
Disabled
27, 59 Proteção de
Sub/Sobrecorrente
154
81 O/U
Disabled
Enabled
Disabled
81 Proteção de
Sobre/Subfrequência
161
25 Function 1
Disabled
SYNCHROCHECK
Disabled
25 Grupo de função 1
170
50BF
Disabled
Enabled
enabled w/ 3I0>
Disabled
50BF Proteção de Falha de
Disjuntor
171
79 Auto Recl.
Disabled
Enabled
Disabled
79 Função de Religamento
Automático
484
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
A.7 Escopo Funcional
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
172
52 B.WEAR MONIT
Disabled
Ix-Method
2P-Method
I2t-Method
Disabled
52 Monitoramento de Desgaste
do Disjuntor
180
Fault Locator
Disabled
Enabled
Disabled
181
L-sections FL
1 Section
2 Sections
3 Sections
1 Section
Seções de linha para localizador
de falta
182
74 Trip Ct Supv
Disabled
2 Binary Inputs
1 Binary Input
Disabled
74TC Supervisão de Circuito de
Trip
192
Cap. Volt.Meas.
NO
Sim
NO
Medição de tensão capacitiva
617
ServiProt (CM)
Disabled
T103
DIGSI
T103
Uso da Porta B
-
FLEXIBLE FCT. 1.. 20
Please select
Funções Flexíveis
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
485
Apêndice
A.8 Ajustes
A.8
Ajustes
Endereços com um "A" só podem ser alterados com DIGSI, em "Mostrar Ajustes Adicionais”.
A tabela indica ajustes padrão de região específica. A coluna C (configuração), indica a corrente nominal
End.
Parâmetro
Função
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
0
FLEXIBLE FUNC.
Flx
OFF
ON
Alarm Only
OFF
Função Flx
0
OPERRAT. MODE
Flx
3-phase
1-phase
no reference
3-phase
Modo de Operação
0
MEAS. QUANTITY
Flx
Please select
Current
Voltage
P forward
P reverse
Q forward
Q reverse
Power factor
Frequency
df/dt rising
df/dt falling
Binary Input
Please select
Seleção de Grandeza Medida
0
MEAS. METHOD
Flx
Fundamental
True RMS
Positive seq.
Negative seq.
Zero sequence
Ratio I2/I1
Fundamental
Seleção de Método de Medição
0
PICKUP WITH
Flx
Exceeding
Dropping below
Exceeding
Pickup com
0
CURRENT
Flx
Ia
Ib
Ic
In
In sensitive
In2
Ia
Corrente
0
VOLTAGE
Flx
Please select
Va-n
Vb-n
Vc-n
Va-b
Vb-c
Vc-a
Vn
Vx
Please select
Tensão
0
POWER
Flx
Ia Va-n
Ib Vb-n
Ic Vc-n
Ia Va-n
Potência
0
VOLTAGE SYSTEM
Flx
Phase-Phase
Phase-Ground
Phase-Phase
Sistema de Tensão
0
P.U. THRESHOLD
Flx
0
P.U. THRESHOLD
Flx
0
P.U. THRESHOLD
Flx
0.05 .. 40.00 A
2.00 A
Limite de Pickup
1A
0.05 .. 40.00 A
2.00 A
Limite de Pickup
5A
0.25 .. 200.00 A
10.00 A
1A
0.001 .. 1.500 A
0.100 A
5A
0.005 .. 7.500 A
0.500 A
Limite de Pickup
0
P.U. THRESHOLD
Flx
2.0 .. 260.0 V
110.0 V
0
P.U. THRESHOLD
Flx
2.0 .. 200.0 V
110.0 V
Limite de Pickup
0
P.U. THRESHOLD
Flx
40.00 .. 60.00 Hz
51.00 Hz
Limite de Pickup
0
P.U. THRESHOLD
Flx
50.00 .. 70.00 Hz
61.00 Hz
Limite de Pickup
0
P.U. THRESHOLD
Flx
0.10 .. 20.00 Hz/s
5.00 Hz/s
Limite de Pickup
0
P.U. THRESHOLD
Flx
1A
2.0 .. 10000.0 W
200.0 W
Limite de Pickup
5A
10 .. 50000.0 W
1000.0 W
0
P.U. THRESHOLD
Flx
-0.99 .. 0.99
0.50
486
Limite de Pickup
Limite de Pickup
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
A.8 Ajustes
End.
Parâmetro
Função
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
0
P.U. THRESHOLD
Flx
15 .. 100 %
20 %
Limite de Pickup
0
P.U. THRESHOLD
Flx
2.0 .. 260.0 V
110.0 V
Limite de Pickup
0
T TRIP DELAY
Flx
0.00 .. 3600.00 sec
1.00 sec
Temporização de Trip
0A
T PICKUP DELAY
Flx
0.00 .. 60.00 sec
0.00 sec
0
T PICKUP DELAY
Flx
0.00 .. 28800.00 sec
0.00 sec
0A
T DROPOUT DELAY
Flx
0.00 .. 60.00 sec
c
0.00 sec
0A
BLK.by Vol.Loss
Flx
NO
YES
YES
Bloqueio em caso de perda de
tensão de medição
0A
DROPOUT RATIO
Flx
0.70 .. 0.99
0.95
0A
DROPOUT RATIO
Flx
1.01 .. 3.00
1.05
0
DO differential
Flx
0.02 .. 1.00 Hz
0.03 Hz
201
CT Starpoint
P.System Data 1
towards Line
towards Busbar
towards Line
Ponto estrela do TC
202
Vnom PRIMARY
P.System Data 1
0.10 .. 800.00 kV
20.00 kV
Tensão Nominal Primária
203
Vnom SECONDARY
P.System Data 1
34 .. 225 V
100 V
Tensão Nominal Secundária
(L- L)
204
CT PRIMARY
P.System Data 1
10 .. 50000 A
400 A
Corrente Nominal Primária TC
205
CT SECONDARY
P.System Data 1
1A
5A
1A
Corrente Nom. Secundária TC
206A
Vph / Vdelta
P.System Data 1
1.00 .. 3.00
1.73
Relação de casamento TP-Fase
para TP delta aberto
209
PHASE SEQ.
P.System Data 1
ABC
ACB
ABC
Sequência de Fase
210A
TMin TRIP CMD
P.System Data 1
0.01 .. 32.00 sec
0.15 sec
Duração Mínima Comando de
TRIP
211A
TMax CLOSE CMD
P.System Data 1
0.01 .. 32.00 sec
1.00 sec
Duração Máxima Comando de
Fechamento
212
BkrClosed I MIN
P.System Data 1
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
Limite mínimo de corrente de
disjuntor fechado
213
VT Connect. 3ph
P.System Data 1
Van, Vbn, Vcn
Vab, Vbc, VGnd
Vab, Vbc, VSyn
Vab, Vbc
Vph-g, VSyn
Vab, Vbc, Vx
Van, Vbn, Vcn
Conexão do TP, trifásica
214
Rated Frequency
P.System Data 1
50 Hz
60 Hz
50 Hz
Frequência Nominal
215
Distance Unit
P.System Data 1
km
Miles
km
Unidade de medição de distância
217
Ignd-CT PRIM
P.System Data 1
1 .. 50000 A
60 A
Corrente nominal primária do TP
Ignd
218
Ignd-CT SEC
P.System Data 1
1A
5A
1A
Corrente nominal secundária do
TC Ignd
220
Threshold BI 1
P.System Data 1
Thresh. BI 176V
Thresh. BI 88V
Thresh. BI 19V
Thresh. BI 176V
Limite p/ Entrada Binária 1
221
Threshold BI 2
P.System Data 1
Thresh. BI 176V
Thresh. BI 88V
Thresh. BI 19V
Thresh. BI 176V
222
Threshold BI 3
P.System Data 1
Thresh. BI 176V
Thresh. BI 88V
Thresh. BI 19V
Thresh. BI 176V
223
Threshold BI 4
P.System Data 1
Thresh. BI 176V
Thresh. BI 88V
Thresh. BI 19V
Thresh. BI 176V
224
Threshold BI 5
P.System Data 1
Thresh. BI 176V
Thresh. BI 88V
Thresh. BI 19V
Thresh. BI 176V
225
Threshold BI 6
P.System Data 1
Thresh. BI 176V
Thresh. BI 88V
Thresh. BI 19V
Thresh. BI 176V
226
Threshold BI 7
P.System Data 1
Thresh. BI 176V
Thresh. BI 88V
Thresh. BI 19V
Thresh. BI 176V
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
487
Apêndice
A.8 Ajustes
End.
Parâmetro
Função
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
232
VXnom PRIMARY
P.System Data 1
0.10 .. 800.00 kV
20.00 kV
Tensão X Nominal Primária
233
VXnom SECONDARY
P.System Data 1
100 .. 225 V
100 V
Tensão X Nominal Secundária
235A
ATEX100
P.System Data 1
NO
YES
YES
Armazenagem de réplicas térmicas sem fonte de energia
238
Ignd2-CT PRIM.
P.System Data 1
1 .. 50000 A
400 A
Corrente nominal primária do TC
Ignd2 (conectada a I2)
239
Ignd2-CT SEC.
P.System Data 1
1A
5A
1A
Corrente nominal secundária do
TC Ignd2 (I2)
241
Volt.trans.A:C1
P.System Data 1
1.0 .. 100.0 pF
10.0 pF
Capacidade C1
242
Volt.trans.A:C2
P.System Data 1
250 .. 10000 pF
2200 pF
Capacidade C2
243
Volt.trans.B:C1
P.System Data 1
1.0 .. 100.0 pF
10.0 pF
Capacidade C1
244
Volt.trans.B:C2
P.System Data 1
250 .. 10000 pF
2200 pF
Capacidade C2
245
Volt.trans.C:C1
P.System Data 1
1.0 .. 100.0 pF
10.0 pF
Capacidade C1
246
Volt.trans.C:C2
P.System Data 1
250 .. 10000 pF
2200 pF
Capacidade C2
250A
50/51 2-ph prot
P.System Data 1
OFF
ON
OFF
50, 51 Sobrecorrente com
proteção bifásica
251A
CT Connect.
P.System Data 1
A, B, C, (Gnd)
A,G2,C,G; G->B
A,G2,C,G; G2->B
A, B, C, (Gnd)
Conexão de TC
260
Ir-52
P.System Data 1
10 .. 50000 A
125 A
Corrente Nominal Normal
(52 Disjuntor)
261
OP.CYCLES AT Ir
P.System Data 1
100 .. 1000000
10000
Ciclos de Chaveamento em
Corrente Nominal Normal
262
Isc-52
P.System Data 1
10 .. 100000 A
25000 A
Corrente Nominal de interrupção
de curto-circuito
263
OP.CYCLES Isc
P.System Data 1
1 .. 1000
50
Ciclos de chaveamento na Corrente Nominal de Curto-Circuito
264
Ix EXPONENT
P.System Data 1
1.0 .. 3.0
2.0
Expoente para o Método Ix
265
Cmd.via control
P.System Data 1
on configuration)
None
Comando ABRIR Desgaste do
disjuntor via Dispositivo de
Controle 52
266
T 52 BREAKTIME
P.System Data 1
1 .. 600 ms
80 ms
Tempo de Interrupção
(52 Disjuntor)
267
T 52 OPENING
P.System Data 1
1 .. 500 ms
65 ms
Tempo de Abertura
(52 Disjuntor)
280
Holmgr. for Σi
P.System Data 1
NO
YES
NO
Conexão Holmgreen (p/ monitoramento rápido da soma de
corrente)
302
CHANGE
Change Group
Group A
Group B
Group C
Group D
Binary Input
Protocol
Group A
Mudar para Outro Grupo de
Ajuste
401
WAVEFORMTRIGGER
Osc. Fault. Rec.
Save w. Pickup
Save w. TRIP
Start w. TRIP
Save w. Pickup
Captura de Forma de Onda
402
WAVEFORM DATA
Osc. Fault. Rec.
Fault Event
Pow. Sys. Flt.
Fault Event
Escopo de Dados de Forma de
Onda
403
MAX. LENGTH
Osc. Fault. Rec.
0.30 .. 5.00 sec
2.00 sec
Duração máxima de Gravação
de Captura de Forma de Onda
404
PRE. TRIG. TIME
Osc. Fault. Rec.
0.05 .. 0.50 sec
0.25 sec
Forma de Onda Capturada antes
do Disparo
405
POST REC. TIME
Osc. Fault. Rec.
0.05 .. 0.50 sec
0.10 sec
Forma de Onda Capturada após
Evento
406
BinIn CAPT.TIME
Osc. Fault. Rec.
0.10 .. 5.00 sec; ∞
0.50 sec
Tempo de Captura via Entrada
Binária
610
FltDisp.LED/LCD
Device,General
Target on PU
Target on TRIP
Target on PU
Exibição de falta em LED / LCD
488
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
A.8 Ajustes
End.
Parâmetro
Função
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
611
Spont. FltDisp.
Device, General
YES
NO
NO
Exibição expontânea de
anunciações de falta
613A
Gnd O/Cprot. w.
P.System Data 1
Ignd (measured)
3I0 (calcul.)
Ignd (medida)
Proteção de Sobrecorrente à
terra com
614A
OP. QUANTITY 59
P.System Data 1
Vphph
Vph-n
V1
V2
Vphph
Grandeza de Operação para
Proteção de Sobretensão de 59
615A
OP. QUANTITY 27
P.System Data 1
V1
Vphph
Vph-n
V1
Grandeza de Operação para
Proteção de Subtensão de 27
640
Start Imagem DD
Device, General
image 1
image 2
image 3
image 4
image 5
image 6
image 1
Início Display Padrão de imagem
1101
FullScaleVolt.
P.System Data 2
0.10 .. 800.00 kV
20.00 kV
Medição: Escala total de tensão
(Nominal de equipamento)
1102
FullScaleCurr.
P.System Data 2
10 .. 50000 A
400 A
Medição: Escala total de corrente (Nominal de equipamento)
1103
RE/RL
P.System Data 2
-0.33 .. 7.00
1.00
Fator de compensação de seq.
zero RE/RL
1104
XE/XL
P.System Data 2
-0.33 .. 7.00
1.00
Fator de compensação de seq.
zero XE/XL
1105
x'
Reatância do alimentador por
milha: x'
1106
1107
x'
I MOTOR START
P.System Data 2
1A
0.0050 .. 15.0000 Ω/mi
0.2420 Ω/mi
P.System Data 2
5A
0.0010 .. 3.0000 Ω/mi
0.0484 Ω/mi
P.System Data 2
1A
0.0050 .. 9.5000 Ω/km
0.1500 Ω/km
P.System Data 2
5A
0.0010 .. 1.9000 Ω/km
0.0300 Ω/km
P.System Data 2
1A
0.40 .. 10.00 A
2.50 A
P.System Data 2
5A
2.00 .. 50.00 A
12.50 A
not reversed
Reatância do alimentador por
km: x'
Corrente de Partida de Motor
(Bloquear 49, Iniciar 48)
1108
P,Q sign
P.System Data 2
not reversed
reversed
1109
Line angle
P.System Data 2
10 .. 89 °
85 °
Ângulo de linha
1110
Line length
P.System Data 2
0.1 .. 1000.0 km
100.0 km
Comprimento da linha em quilômetro
1111
Line length
P.System Data 2
0.1 .. 650.0 Miles
62.1 Miles
Comprimento da linha em milhas
1201
FCT 50/51
50/51 Overcur.
ON
OFF
ON
Sobrecorrente de Fase 50, 51
1202
50-2 PICKUP
50/51 Overcur
1A
0.10 .. 35.00 A; ∞
4.00 A
Pickup de 50-2
5A
0.50 .. 175.00 A; ∞
20.00 A
1203
50-2 DELAY
50/51 Overcur.
1204
50-1 PICKUP
50/51 Overcur
1205
50-1 DELAY
50/51 Overcur.
1207
51 PICKUP
50/51 Overcur
1208
51 TIME DIAL
50/51 Overcur.
1209
51 TIME DIAL
50/51 Overcur
0.50 .. 15.00 ; ∞
1210
51 Drop-out
50/51 Overcur
1211
51 IEC CURVE
1212
51 ANSI CURVE
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
1A
0.10 .. 35.00 A; ∞
1.00 A
Pickup de 50-1
5A
0.50 .. 175.00 A; ∞
5.00 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
0.10 .. 4.00 A
1.00 A
Pickup de 51
0.50 .. 20.00 A
5.00 A
0.05 .. 3.20 sec; ∞
0.50 sec
Multiplicador de Tempo de 51
5.00
Multiplicador de Tempo de 51
Instantaneous
Disk Emulation
Disk Emulation
Normal Inverse
Very Inverse
Extremely Inverse
Long Inverse
Normal Inverse
Curva IEC
Very Inverse
Inverse
Short Inverse
Long Inverse
Moderately Inverse
Extremely Inverse Defini
te Inverse
Very Inverse
Curva ANSI
1A
5A
50/51 Overcur.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Sinal P,Q de valores de operação
medidos
489
Apêndice
A.8 Ajustes
End.
Parâmetro
1213A
MANUAL CLOSE
50/51 Overcur.
Função
C
instant. 50-3
instant. 50-2
instant. 50 -1
instant. 51
Inactive
Opções de Ajustes
instant. 50-2
Ajuste Padrão
Modo de Fechamento Manual
Comentários
1214A
50-2 active
50/51 Overcur.
Always
with 79 active
Always
50-2 ativo
1215A
50 T DROP-OUT
50/51 Overcur.
0.00 .. 60.00 sec
0.00 sec
Temporização de Dropout de 50
1216A
50-3 active
50/51 Overcur.
Always
with 79 active
Always
50-3 ativo
1217
50-3 PICKUP
Pickup de 50-3
50/51 Overcur.
1A
1.00 .. 35.00 A; ∞
∞A
50/51 Overcur.
5A
5.00 .. 175.00 A; ∞
∞A
1218
50-3 DELAY
50/51 Overcur.
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
1219A
50-3 measurem.
50/51 Overcur.
Fundamental
True RMS
Instantaneous
Fundamental
medição de 50-3
1220A
50-2 measurem.
50/51 Overcur.
Fundamental
True RMS
Fundamental
medição de 50-2
1221A
50-1 measurem.
50/51 Overcur.
Fundamental
True RMS
Fundamental
medição de 50-1
1222A
51 measurem.
50/51 Overcur.
Fundamental
True RMS
Fundamental
medição de 51
1301
FCT 50N/51N
50/51 Overcur.
ON
OFF
ON
Sobrecorrente à Terra de 50N,
51N
1302
50N-2 PICKUP
50/51 Overcur.
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
0.50 A
Pickup de 50N-2
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
2.50 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.10 sec
Temporização de 50N-2
0.05 .. 35.00 A; ∞
0.20 A
Pickup de 50N-1
1303
50N-2 DELAY
50/51 Overcur.
1304
50N-1 PICKUP
50/51 Overcur.
1A
50/51 Overcur.
5A
1305
50N-1 DELAY
50/51 Overcur.
1307
51N PICKUP
50/51 Overcur.
0.25 .. 175.00 A; ∞
1.00 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
1A
0.05 .. 4.00 A
0.20 A
Pickup de 51N
5A
0.25 .. 20.00 A
1.00 A
1308
51N TIME DIAL
50/51 Overcur.
0.05 .. 3.20 sec; ∞
0.20 sec
Multiplicador de Tempo de 51N
1309
51N TIME DIAL
50/51 Overcur.
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Multiplicador de Tempo de 51N
1310
51N Drop-out
50/51 Overcur.
Instantaneous
Disk Emulation
Disk Emulation
1311
51N IEC CURVE
50/51 Overcur.
Normal Inverse
Very Inverse
Extremely Inverse
Long Inverse
Normal Inverse
Curva IEC
1312
51N ANSI CURVE
50/51 Overcur.
Very Inverse
Inverse
Short Inverse
Long Inverse
Moderately Inverse
Very Inverse
Curva ANSI
Extremely Inverse
Definite Inverse
1313A
MANUAL CLOSE
50/51 Overcur.
Instant. 50N-3
Instant. 50N-2
Instant. 50N-1
Instant. 51N
Inactive
Instant. 50N-2
1314A
50N-2 active
50/51 Overcur.
Always
With 79 Active
Always
50N-2 ativo
1315A
50N T DROP-OUT
50/51 Overcur.
0.00 .. 60.00 sec
0.00 sec
Temporização de Dropout de
50N
1316A
50N-3 active
50/51 Overcur.
Always
With 79 Active
Always
50N-3 ativo
Pickup de 50N-3
1317
50N-3 PICKUP
50/51 Overcur.
0.25 .. 35.00 A; ∞
∞A
1318
50N-3 DELAY
50/51 Overcur.
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.05 sec
1319A
50N-3 measurem.
50/51 Overcur.
Fundamental
True RMS
Instantaneous
Fundamental
Medição de 50N-3
1320A
50N-2 measurem.
50/51 Overcur.
Fundamental
True RMS
Fundamental
Medição de 50N-2
490
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
A.8 Ajustes
End.
Parâmetro
1321A
50N-1 measurem.
50/51 Overcur.
Função
Fundamental
True RMS
Fundamental
Medição de 50N-1
1322A
51N measurem.
50/51 Overcur.
Fundamental
True RMS
Fundamental
Medição de 51N
1501
FCT 67/67-TOC
67 Direct. O/C
OFF
ON
OFF
Sobrecorrente de Fase de 67,
67-TOC
1502
67-2 PICKUP
67 Direct. O/C
1A
0.10 .. 35.00 A; ∞
2.00 A
Pickup de 67-2
5A
0.50 .. 175.00 A; ∞
10.00 A
1503
67-2 DELAY
67 Direct. O/C
1504
67-1 PICKUP
67 Direct. O/C
1505
67-1 DELAY
67 Direct. O/C
1507
67-TOC PICKUP
67 Direct. O/C
1508
67 TIME DIAL
67 Direct. O/C
1509
67 TIME DIAL
1510
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.10 sec
1A
0.10 .. 35.00 A; ∞
1.00 A
Pickup de 67-1
5A
0.50 .. 175.00 A; ∞
5.00 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
Temporização de 67
1A
0.10 .. 4.00 A
1.00 A
Pickup de 67-TOC
5A
0.50 .. 20.00 A
5.00 A
0.05 .. 3.20 sec; ∞
0.50 sec
Multiplicador de Tempo de
Sobrecorrente de 67
67 Direct. O/C
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Sobrecorrente de 67
67-TOC Drop-out
67 Direct. O/C
Instantaneous
DisK Emulation
DisK Emulation
1511
67- IEC CURVE
67 Direct. O/C
Normal Inverse
Very Inverse
Extremely Inverse
Long Inverse
Normal Inverse
Curva IEC
1512
67- ANSI CURVE
Very Inverse
Inverse
Short Inverse
Long Inverse
Moderately Inverse
Extremely Inverse
Definite Inverse
Very Inverse
Curva ANSI
1513A
MANUAL CLOSE
67 Direct. O/C
Instant. 67-2
Instant. 67-1
Instant. 67-TOC
Inativo
Instant. 67-2
1514A
67-2 active
67 Direct. O/C
With 79 active
Always
Always
67-2 ativo
1516
67 Direction
67 Direct. O/C
Forward
Reverse
Non-Directional
Forward
Direção de Fase
1518A
67 T DROP-OUT
0.00 .. 60.00 sec
0.00 sec
1519A
ROTATION ANGLE
67 Direct. O/C
-180 .. 180 °
45 °
Ângulo de rotação de Tensão de
Referência
1520A
67-2 MEASUREM.
67 Direct. O/C
Fundamental
True RMS
Fundamental
Medição de 67-2
1521A
67-1 MEASUREM.
67 Direct. O/C
Fundamental
True RMS
Fundamental
Medição de 67-1
1522A
67-TOC MEASUR.
Fundamental
True RMS
Fundamental
Medição de Sobrecorrente
Temporizada de 67
1530
67
67 Direct. O/C
1.00 .. 20.00 I/Ip; ∞
0.01 .. 999.00 TD
67
1531
MofPU Res T/Tp
67 Direct. O/C
0.05 .. 0.95 I/Ip; ∞
0.01 .. 999.00 TD
Pickup múltiplo <-> T/Tp
1601
FCT 67N/67N-TOC
67 Direct. O/C
OFF
ON
OFF
Sobrecorrente à Terra de 67N,
Sobrecorrente de 67N
1602
67N-2 PICKUP
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
0.50 A
Pickup de 67N-2
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
2.50 A
67 Direct. O/C
1603
67N-2 DELAY
67 Direct. O/C
1604
67N-1 PICKUP
67 Direct. O/C
1A
67 Direct. O/C
5A
1605
67N-1 DELAY
1607
67N-TOC PICKUP
67 Direct. O/C
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.10 sec
0.05 .. 35.00 A; ∞
0.20 A
Pickup de 67N-1
0.25 .. 175.00 A; ∞
1.00 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
1A
0.05 .. 4.00 A
0.20 A
Pickup de Sobrecorrente de 67N
5A
0.25 .. 20.00 A
1.00 A
491
Apêndice
A.8 Ajustes
Parâmetro
Função
1608
End.
67N-TOC T-DIAL
67 Direct. O/C
C
0.05 .. 3.20 sec; ∞
Opções de Ajustes
0.20 sec
Ajuste Padrão
Comentários
1609
67N-TOC T-DIAL
67 Direct. O/C
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
1610
67N-TOC DropOut
67 Direct. O/C
Instantaneous
Disk Emulation
Disk Emulation
1611
67N-TOC IEC
67 Direct. O/C
Normal Inverse
Very Inverse
Extremely Inverse
Long Inverse
Normal Inverse
Curva IEC
1612
67N-TOC ANSI
67 Direct. O/C
Very Inverse
Inverse
Short Inverse
Long Inverse
Moderately Inverse
Extremely Inverse
Definite Inverse
Very Inverse
Curva ANSI
1613A
MANUAL CLOSE
67 Direct. O/C
Instant 67N-2
Instant 67N-1
Instant 67N-TOC
Inativo
Instant 67N-2
1614A
67N-2 active
67 Direct. O/C
Always
with 79 active
Always
67N-2 ativo
1616
67N Direction
67 Direct. O/C
Forward
Reverse
Non-Directional
Forward
Direção à Terra
1617
67N POLARIZAT.
67 Direct. O/C
with VN and IN
with V2 and I2
with VN and IN
Polarização à Terra
1618A
67N T DROP-OUT
67 Direct. O/C
0.00 .. 60.00 sec
0.00 sec
67N
1619A
ROTATION ANGLE
67 Direct. O/C
-180 .. 180 °
-45 °
Ângulo de Rotação de Tensão de
Referência
1620A
67N-2 MEASUREM.
67 Direct. O/C
Fundamental
True RMS
Fundamental
Medição de 67N-2
1621A
67N-1 MEASUREM.
67 Direct. O/C
Fundamental
True RMS
Fundamental
Medição de 67N-1
1622A
67N-TOC MEASUR.
67 Direct. O/C
Fundamental
True RMS
Fundamental
Medição de sobrecorrente
temporizada 67N
1630
M.of PU TD
67 Direct. O/C
1.00 .. 20.00 I/Ip; ∞
0.01 .. 999.00 TD
Múltiplos PU
1631
I/IEp Rf T/TEp
67 Direct. O/C
0.05 .. 0.95 I/Ip; ∞
0.01 .. 999.00 TD
Sobrecorrente temporizada 67N
TOC
1701
COLDLOAD PICKUP
Cold Load Pickup
OFF
ON
OFF
Função de Pickup de Carga Fria
1702
Start Condition
Cold Load Pickup
No Current
Breaker Contact
79 ready
No Current
Condição de Partida
1703
CB Open Time
Cold Load Pickup
0 .. 21600 sec
3600 sec
Tempo de ABERTURA do
Disjuntor
1704
Active Time
Cold Load Pickup
0 .. 21600 sec
3600 sec
Tempo Ativo
1705
Stop Time
Cold Load Pickup
1 .. 600 sec; ∞
600 sec
Tempo de Parada
1801
50c-2 PICKUP
Pickup de 50c-2
Ind.Tempo
Cold Load Pickup
1A
0.10 .. 35.00 A; ∞
10.00 A
Cold Load Pickup
5A
0.50 .. 175.00 A; ∞
50.00 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
Temporização 50c-2
0.10 .. 35.00 A; ∞
2.00 A
Pickup de 50c-1
1802
50c-2 DELAY
Cold Load Pickup
1803
50c-1 PICKUP
Cold Load Pickup
1A
Cold Load Pickup
5A
1804
50c-1 DELAY
Cold Load Pickup
1805
51c PICKUP
Cold Load Pickup
Cold Load Pickup
0.50 .. 175.00 A; ∞
10.00 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.30 sec
1A
0.10 .. 4.00 A
1.50 A
Pickup de 51c
5A
0.50 .. 20.00 A
7.50 A
1806
51c TIME DIAL
Cold Load Pickup
0.05 .. 3.20 sec; ∞
0.50 sec
Multiplicador de Tempo de 51c
1807
51c TIME DIAL
Cold Load Pickup
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
1808
50c-3 PICKUP
Pickup de 50c-3
1809
492
50c-3 DELAY
Cold Load Pickup
1A
1.00 .. 35.00 A; ∞
∞A
Cold Load Pickup
5A
5.00 .. 175.00 A; ∞
∞A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
Cold Load Pickup
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
A.8 Ajustes
End.
Parâmetro
Função
C
Cold Load Pickup
1A
Cold Load Pickup
5A
Opções de Ajustes
0.05 .. 35.00 A; ∞
Ajuste Padrão
7.00 A
Comentários
1901
50Nc-2 PICKUP
Pickup de 50Nc-2
1902
50Nc-2 DELAY
Cold Load Pickup
1903
50Nc-1 PICKUP
Cold Load Pickup
1A
Cold Load Pickup
5A
1904
50Nc-1 DELAY
Cold Load Pickup
1905
51Nc PICKUP
Cold Load Pickup
1A
Cold Load Pickup
5A
0.25 .. 20.00 A
5.00 A
1906
51Nc T-DIAL
Cold Load Pickup
0.05 .. 3.20 sec; ∞
0.50 sec
Multiplicador de Tempo de 51Nc
1907
51Nc T-DIAL
Cold Load Pickup
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Multiplicador de Tempo de 51Nc
Pickup de 50Nc-3
0.25 .. 175.00 A; ∞
35.00 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
0.05 .. 35.00 A; ∞
1.50 A
Pickup de 50Nc-1
0.25 .. 175.00 A; ∞
7.50 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.30 sec
0.05 .. 4.00 A
1.00 A
Pickup de 51Nc
1908
50Nc-3 PICKUP
Cold Load Pickup
0.05 .. 35.00 A; ∞
∞A
1909
50Nc-3 DELAY
Cold Load Pickup
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
2001
67c-2 PICKUP
Cold Load Pickup
1A
0.10 .. 35.00 A; ∞
10.00 A
Pickup de 67c-2
Cold Load Pickup
5A
0.50 .. 175.00 A; ∞
50.00 A
2002
67c-2 DELAY
Cold Load Pickup
2003
67c-1 PICKUP
Cold Load Pickup
1A
Cold Load Pickup
5A
2004
67c-1 DELAY
Cold Load Pickup
2005
67c-TOC PICKUP
Cold Load Pickup
Cold Load Pickup
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
0.10 .. 35.00 A; ∞
2.00 A
Pickup de 67c-1
0.50 .. 175.00 A; ∞
10.00 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.30 sec
1A
0.10 .. 4.00 A
1.50 A
Pickup de 67c
5A
0.50 .. 20.00 A
7.50 A
2006
67c-TOC T-DIAL
Cold Load Pickup
0.05 .. 3.20 sec; ∞
0.50 sec
Multiplicador de tempo de 67c
2007
67c-TOC T-DIAL
Cold Load Pickup
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
2101
67Nc-2 PICKUP
Pickup de 67Nc-2
Cold Load Pickup
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
7.00 A
Cold Load Pickup
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
35.00 A
2102
67Nc-2 DELAY
Cold Load Pickup
2103
67Nc-1 PICKUP
Cold Load Pickup
1A
Cold Load Pickup
5A
2104
67Nc-1 DELAY
Cold Load Pickup
2105
67Nc-TOC PICKUP
Cold Load Pickup
1A
Cold Load Pickup
5A
0.25 .. 20.00 A
5.00 A
2106
67Nc-TOC T-DIAL
Cold Load Pickup
0.05 .. 3.20 sec; ∞
0.50 sec
Sobrecorrente de 67Nc
2107
67Nc-TOC T-DIAL
Cold Load Pickup
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Sobrecorrente de 67Nc
2201
INRUSH REST.
50/51 Overcur.
OFF
ON
OFF
2202
2nd HARMONIC
50/51 Overcur.
10 .. 45 %
15 %
2º harmônico em % de
fundamental
2203
CROSS BLOCK
50/51 Overcur.
NO
Sim
NO
Bloqueio Cruzado
2204
CROSS BLK TIMER
50/51 Overcur.
2205
I Max
50/51 Overcur.
2701
50 1Ph
50 1Ph
2703
50 1Ph-2 PICKUP
50 1Ph
1A
5A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
0.05 .. 35.00 A; ∞
1.50 A
Pickup de 67Nc-1
0.25 .. 175.00 A; ∞
7.50 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.30 sec
67Nc-1 Temporização
0.05 .. 4.00 A
1.00 A
Pickup de Sobrecorrente de
67Nc-TOC
0.00 .. 180.00 sec
0.00 sec
Tempo de Bloqueio Cruzado
0.30 .. 25.00 A
7.50 A
Corrente Máxima para Restrição
a Inrush
1.50 .. 125.00 A
37.50 A
OFF
ON
OFF
1 fase 50
1A
0.001 .. 1.600 A; ∞
0.300 A
1 Fase 50 Pickup Fase 2
5A
0.005 .. 8.000 A; ∞
1.500 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.10 sec
50 1Fase-2 Temporização
1A
0.001 .. 1.600 A; ∞
0.100 A
50 1Fase-1 Pickup
5A
2704
50 1Ph-2 DELAY
50 1Ph
2706
50 1Ph-1 PICKUP
50 1Ph
0.005 .. 8.000 A; ∞
0.500 A
2707
50 1Ph-1 DELAY
50 1Ph
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
50 1Fase-1 Temporização
3101
Sens. Gnd Fault
Sens. Gnd Fault
OFF
ON
OFF
Falta à Terra (Sensitiva)
Corrente I1 para Erro de Ângulo
de TC
ON with GF log
Alarm Only
3102
CT Err. I1
Sens. Gnd Fault
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
1A
0.001 .. 1.600 A
0.050 A
5A
0.005 .. 8.000 A
0.250 A
493
Apêndice
A.8 Ajustes
End.
Parâmetro
Função
3102
CT Err. I1
Sens. Gnd Fault
3103
CT Err. F1
Sens. Gnd Fault
3104
CT Err. I2
Sens. Gnd Fault
3104
CT Err. I2
Sens. Gnd Fault
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
1A
0.05 .. 35.00 A
1.00 A
de TC
5A
0.25 .. 175.00 A
5.00 A
0.0 .. 5.0 °
0.0 °
Erro de Ângulo de TC em I1
1A
0.001 .. 1.600 A
1.000 A
5A
0.005 .. 8.000 A
5.000 A
de TC
1A
0.05 .. 35.00 A
10.00 A
5A
0.25 .. 175.00 A
50.00 A
3105
CT Err. F2
Sens. Gnd Fault
0.0 .. 5.0 °
0.0 °
Erro de Ângulo de TC em I2
3106
VPH MIN
Sens. Gnd Fault
10 .. 100 V
40 V
Tensão L-Gnd de Fase com
Falta Vph Mínima
3107
VPH MAX
Sens. Gnd Fault
10 .. 100 V
75 V
Tensão L-Gnd de Fase com
Falta Vph Máxima
3109
64-1 VGND
1.8 .. 200.0 V; ∞
40.0 V
Tensão Residual à Terra 64-1
3110
64-1 VGND
Sens. Gnd Fault
10.0 .. 225.0 V; ∞
70.0 V
Tensão Residual à Terra 64-1
3111
T-DELAY Pickup
Sens. Gnd Fault
0.04 .. 320.00 seg; ∞
1.00 seg
TEMPORIZAÇÃO de Pickup
3112
64-1 DELAY
0.10 .. 40000.00 seg; ∞
10.00 seg
TEMPORIZAÇÃO de 64-1
3113
50Ns-2 PICKUP
Pickup de 50Ns-2
3113
50Ns-2 PICKUP
Sens. Gnd Fault
Sens. Gnd Fault
1A
0.001 .. 1.600 A
0.300 A
5A
0.005 .. 8.000 A
1.500 A
1A
0.05 .. 35.00 A
10.00 A
5A
0.25 .. 175.00 A
50.00 A
Pickup de 50Ns-2
3114
50Ns-2 DELAY
Sens. Gnd Fault
0.00 .. 320.00 seg; ∞
1.00 seg
3115
67Ns-2 DIRECT
Sens. Gnd Fault
Forward
Reverse
Non-Directional
Forward
Direção de 67Ns-2
3117
50Ns-1 PICKUP
Pickup de 50Ns-1
3117
1A
0.001 .. 1.600 A
0.100 A
Sens. Gnd Fault
5A
0.005 .. 8.000 A
0.500 A
1A
0.05 .. 35.00 A
2.00 A
Sens. Gnd Fault
5A
0.25 .. 175.00 A
10.00 A
50Ns-1 PICKUP
3118
50Ns-1 DELAY
Sens. Gnd Fault
3119
51Ns PICKUP
Sens. Gnd Fault
3119
51Ns PICKUP
Sens. Gnd Fault
Sens. Gnd Fault
3120
51NsTIME DIAL
3121A
50Ns T DROP-OUT
3122
67Ns-1 DIRECT.
3123
RELEASE DIRECT.
3123
RELEASE DIRECT.
Pickup de de 50Ns-1
0.00 .. 320.00 sec; ∞
2.00 sec
1A
0.001 .. 1.400 A
0.100 A
Pickup de 51Ns
5A
0.005 .. 7.000 A
0.500 A
1A
0.05 .. 4.00 A
1.00 A
5A
0.25 .. 20.00 A
5.00 A
Sens. Gnd Fault
Pickup de 51Ns
0.10 .. 4.00 sec; ∞
1.00 sec
Multiplicador de Tempo de 51Ns
0.00 .. 60.00 sec
0.00 sec
50Ns
Forward
Reverse
Non-Directional
Forward
Direção de 67Ns-1
Liberação de elemento direcional
Sens. Gnd Fault
1A
0.001 .. 1.200 A
0.010 A
Sens. Gnd Fault
5A
0.005 .. 6.000 A
0.050 A
Sens. Gnd Fault
1A
0.05 .. 30.00 A
0.50 A
5A
0.25 .. 150.00 A
2.50 A
Liberação de elemento direcional
3124
PHI CORRECTION
Sens. Gnd Fault
-45.0 .. 45.0 °
0.0 °
Ângulo de correção para
3125
MEAS. METHOD
Sens. Gnd Fault
COS ϕ
SIN ϕ
COS ϕ
Método de Medição p/ Direção
3126
RESET DELAY
Sens. Gnd Fault
0 .. 60 sec
1 sec
Temporização de Reset
3130
PU CRITERIA
Sens. Gnd Fault
Vgnd OR INs
Vgnd AND INs
Vgnd OR INs
Critério de Pickup p/ falta
sensitiva à terra
3131
M.of PU TD
Sens. Gnd Fault
1.00 .. 20.00 MofPU; ∞
0.01 .. 999.00 TD
Múltiplos de PU
Multiplicador de tempo
3150
50Ns-2 Vmin
Sens. Gnd Fault
0.4 .. 50.0 V
2.0 V
3150
50Ns-2 Vmin
Sens. Gnd Fault
10.0 .. 90.0 V
10.0 V
3151
50Ns-2 Phi
Sens. Gnd Fault
-180.0 .. 180.0 °
-90.0 °
ângulo fi 50Ns-2
3152
50Ns-2 DeltaPhi
Sens. Gnd Fault
0.0 .. 180.0 °
30.0 °
ângulo delta fi 50Ns-2
3153
50Ns-1 Vmin
Sens. Gnd Fault
0.4 .. 50.0 V
6.0 V
3153
50Ns-1 Vmin
Sens. Gnd Fault
10.0 .. 90.0 V
15.0 V
494
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
A.8 Ajustes
End.
Parâmetro
Função
C
Sens. Gnd Fault
Opções de Ajustes
-180.0 .. 180.0 °
Ajuste Padrão
Comentários
3154
50Ns-1 Phi
-160.0 °
ângulo fi 50Ns-1
3155
50Ns-1 DeltaPhi
Sens. Gnd Fault
4001
FCT 46
46 Negative Seq
0.0 .. 180.0 °
100.0 °
ângulo delta fi 50Ns-1
OFF
ON
OFF
Proteção de Sequência Negativa
de 46
4002
46-1 PICKUP
46 Negative Seq
1A
5A
0.10 .. 3.00 A
0.10 A
Pickup de 46-1
0.50 .. 15.00 A
0.50 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
1.50 sec
1A
0.10 .. 3.00 A
0.50 A
Pickup de 46-2
5A
4003
46-1 DELAY
46 Negative Seq
4004
46-2 PICKUP
46 Negative Seq
0.50 .. 15.00 A
2.50 A
4005
46-2 DELAY
46 Negative Seq
0.00 .. 60.00 sec; ∞
1.50 sec
4006
46 IEC CURVE
46 Negative Seq
Normal Inverse
Very Inverse
Extremely Inv.
Extremely Inverse
Curva IEC
4007
46 ANSI CURVE
46 Negative Seq
Extremely Inverse
Inverse
Moderately Inv.
Very Inverse
Extremely Inverse
Curva ANSI
4008
46-TOC PICKUP
46 Negative Seq
1A
0.10 .. 2.00 A
0.90 A
Pickup de Sobrecorrente de 46
5A
0.50 .. 10.00 A
4.50 A
4009
46-TOC TIMEDIAL
46 Negative Seq
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Sobrecorrente de 46
4010
46-TOC TIMEDIAL
46 Negative Seq
0.05 .. 3.20 sec; ∞
0.50 sec
Sobrecorrente de 46
4011
46-TOC RESET
46 Negative Seq
Instantaneous
Disk Emulation
Instantaneous
Dropout de Sobrecorrente de 46
4012A
46 T DROP-OUT
46 Negative Seq
0.00 .. 60.00 sec
0.00 sec
4201
FCT 49
49 Th.Overload
OFF
ON
Alarm Only
OFF
Proteção de Sobrecarga Térmica
de 49
4202
49 K-FACTOR
49 Th.Overload
0.10 .. 4.00
1.10
Fator K de 49
4203
TIME CONSTANT
49 Th.Overload
1.0 .. 999.9 min
100.0 min
Constante de Tempo
4204
49 Θ ALARM
49 Th.Overload
4205
I ALARM
49 Th.Overload
50 .. 100 %
90 %
Estágio de Alarme Térmico de 49
1A
0.10 .. 4.00 A
1.00 A
5A
0.50 .. 20.00 A
5.00 A
Setpoint da Corrente de Alarme
de Sobrecarga
4207A
Kτ-FACTOR
49 Th.Overload
1.0 .. 10.0
1.0
FATOR Kt quando o motor pára
4208A
T EMERGENCY
49 Th.Overload
10 .. 15000 sec
100 sec
Tempo de emergência
5001
FCT 59
27/59 O/U Volt.
OFF
ON
Alarm Only
OFF
Proteção de sobretensão 59
5002
59-1 PICKUP
27/59 O/U Volt.
20 .. 260 V
110 V
Pickup de 59-1
5003
59-1 PICKUP
27/59 O/U Volt.
20 .. 150 V
110 V
Pickup de 59-1
5004
59-1 DELAY
27/59 O/U Volt.
0.00 .. 100.00 sec; ∞
0.50 sec
5005
59-2 PICKUP
27/59 O/U Volt.
20 .. 260 V
120 V
Pickup de 59-2
5006
59-2 PICKUP
27/59 O/U Volt.
20 .. 150 V
120 V
Pickup de 59-2
5007
59-2 DELAY
27/59 O/U Volt.
0.00 .. 100.00 sec; ∞
0.50 sec
5015
59-1 PICKUP V2
27/59 O/U Volt.
2 .. 150 V
30 V
Pickup de V2 59-1
5016
59-2 PICKUP V2
27/59 O/U Volt.
2 .. 150 V
50 V
Pickup de V2 59-2
5017A
59-1 DOUT RATIO
27/59 O/U Volt.
0.90 .. 0.99
0.95
Relação de Dropout de 59-1
5018A
59-2 DOUT RATIO
27/59 O/U Volt.
0.90 .. 0.99
0.95
Relação de Dropout de 59-2
5019
59-1 PICKUP V1
27/59 O/U Volt.
20 .. 150 V
110 V
Pickup de V1 59-1
5020
59-2 PICKUP V1
27/59 O/U Volt.
20 .. 150 V
120 V
Pickup deV1 59-2
5101
FCT 27
27/59 O/U Volt.
OFF
ON
Alarm Only
OFF
5102
27-1 PICKUP
27/59 O/U Volt.
10 .. 210 V
75 V
Pickup de 27-1
5103
27-1 PICKUP
27/59 O/U Volt.
10 .. 120 V
75 V
Pickup de 27-1
5106
27-1 DELAY
27/59 O/U Volt.
0.00 .. 100.00 sec; ∞
1.50 sec
5110
27-2 PICKUP
27/59 O/U Volt.
10 .. 210 V
70 V
Pickup de 27-2
5111
27-2 PICKUP
27/59 O/U Volt..
10 .. 120 V
70 V
Pickup de 27-2
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
495
Apêndice
A.8 Ajustes
End.
Parâmetro
Função
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
5112
27-2 DELAY
27/59 O/U Volt.
0.00 .. 100.00 sec; ∞
0.50 sec
5113A
27-1 DOUT RATIO
27/59 O/U Volt.
1.01 .. 3.00
1.20
Relação de dropout de 27-1
5114A
27-2 DOUT RATIO
27/59 O/U Volt.
1.01 .. 3.00
1.20
5120A
CURRENT SUPERV.
27/59 O/U Volt.
OFF
ON
ON
Supervisão de Corrente
5201
VT BROKEN WIRE
Measurem.Superv
ON
OFF
OFF
Supervisão de circuito
interrompido do TP
5202
Σ V>
Measurem.Superv
1.0 .. 100.0 V
8.0 V
Limite de soma de tensão
5203
Vph-ph max<
Measurem.Superv
1.0 .. 100.0 V
16.0 V
Máxima tensão fase-fase
5204
Vph-ph min<
Measurem.Superv
1.0 .. 100.0 V
16.0 V
Mínima tensão fase-fase
5205
Vph-ph max-min>
Measurem.Superv
10.0 .. 200.0 V
16.0 V
Simetria de tensões fase-fase
5206
I min>
Mínima corrente de linha
Measurem.Superv
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
Measurem.Superv
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
5208
T DELAY ALARM
Measurem.Superv
0.00 .. 32.00 sec
1.25 sec
5301
FUSE FAIL MON.
Measurem.Superv
OFF
Solid grounded
Coil.gnd./isol.
OFF
Monitoramento de Falha de
Fusível
5302
FUSE FAIL 3Vo
Measurem.Superv
5303
FUSE FAIL RESID
Measurem.Superv
5307
I> BLOCK
1A
10 .. 100 V
30 V
Tensão de Sequência Zero
0.10 .. 1.00 A
0.10 A
Corrente Residual
Measurem.Superv
5A
0.50 .. 5.00 A
0.50 A
Measurem.Superv
1A
0.10 .. 35.00 A; ∞
1.00 A
Measurem.Superv
5A
0.50 .. 175.00 A; ∞
5.00 A
I> Pickup para bloqueio de monitoramento de falha de fusível
5310
BLOCK PROT.
Measurem.Superv
NÃO
YES
Sim
Bloqueio da Proteção pelo Monitoramento de falha de fusível
5401
FCT 81 O/U
81 O/U Freq.
OFF
ON
OFF
Subfrequência 81
5402
Vmin
81 O/U Freq.
10 .. 150 V
65 V
Tensão mínima requerida para
operação
5402
Vmin
81 O/U Freq.
20 .. 150 V
35 V
Tensão mínima requerida para
operação
5403
81-1 PICKUP
81 O/U Freq.
40.00 .. 60.00 Hz
49.50 Hz
Pickup de 81-1
5404
81-1 PICKUP
81 O/U Freq.
50.00 .. 70.00 Hz
59.50 Hz
Pickup de 81-1
5405
81-1 DELAY
81 O/U Freq.
0.00 .. 100.00 sec; ∞
60.00 sec
5406
81-2 PICKUP
81 O/U Freq.
40.00 .. 60.00 Hz
49.00 Hz
Pickup de 81-2
5407
81-2 PICKUP
81 O/U Freq.
50.00 .. 70.00 Hz
59.00 Hz
Pickup de 81-2
5408
81-2 DELAY
81 O/U Freq.
0.00 .. 100.00 sec; ∞
30.00 sec
5409
81-3 PICKUP
81 O/U Freq.
40.00 .. 60.00 Hz
47.50 Hz
Pickup de 81-3
5410
81-3 PICKUP
81 O/U Freq.
50.00 .. 70.00 Hz
57.50 Hz
Pickup de 81-3
5411
81-3 DELAY
81 O/U Freq.
0.00 .. 100.00 sec; ∞
3.00 sec
5412
81-4 PICKUP
81 O/U Freq.
40.00 .. 60.00 Hz
51.00 Hz
Pickup de 81-4
5413
81-4 PICKUP
81 O/U Freq.
50.00 .. 70.00 Hz
61.00 Hz
Pickup de 81-4
5414
81-4 DELAY
81 O/U Freq.
0.00 .. 100.00 sec; ∞
30.00 sec
5415A
DO differential
81 O/U Freq.
0.02 .. 1.00 Hz
0.02 Hz
Diferencial de dropout
5421
FCT 81-1 O/U
81 O/U Freq.
OFF
ON f>
ON f<
OFF
Subfrequência 81-1
5422
FCT 81-2 O/U
81 O/U Freq.
OFF
ON f>
ON f<
OFF
Subfrequência 81-2
5423
FCT 81-3 O/U
81 O/U Freq.
OFF
ON f>
ON f<
OFF
Subfrequência 81-3
5424
FCT 81-4 O/U
81 O/U Freq.
OFF
ON f>
ON f<
OFF
Subfrequência 81-4
6001
S1: RE/RL
P.System Data 2
-0.33 .. 7.00
1.00
S1: Fator RE/RL de
compensação de sequência zero
6002
S1: XE/XL
P.System Data 2
-0.33 .. 7.00
1.00
S1: Fator XE/XL de
496
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
A.8 Ajustes
End.
Parâmetro
Função
6003
S1: x'
P.System Data 2
6004
S1: x'
P.System Data 2
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
1A
0.0050 .. 15.0000 Ω/mi
0.2420 Ω/mi
5A
0.0010 .. 3.0000 Ω/mi
0.0484 Ω/mi
1A
0.0050 .. 9.5000 Ω/km
0.1500 Ω/km
5A
0.0010 .. 1.9000 Ω/km
0.0300 Ω/km
Comentários
S1: reatância do alimentador por
milha: x'
S1:reatância do alimentador por
km: x'
6005
S1: Line angle
P.System Data 2
10 .. 89 °
85 °
S1: Ângulo da linha
6006
S1: Line length
P.System Data 2
0.1 .. 650.0 Miles
62.1 Miles
S1: Extensão da linha em milhas
6007
S1: Line length
P.System Data 2
0.1 .. 1000.0 km
100.0 km
S1: Extensão da linha em
kilometros
6011
S2: RE/RL
P.System Data 2
-0.33 .. 7.00
1.00
S2: Fator RE/RL de
6012
S2: XE/XL
P.System Data 2
-0.33 .. 7.00
1.00
S2: Fator XE/XL de
6013
S2: x'
P.System Data 2
milha: x'
6014
S2: x'
P.System Data 2
1A
0.0050 .. 15.0000 Ω/mi
0.2420 Ω/mi
5A
0.0010 .. 3.0000 Ω/mi
0.0484 Ω/mi
1A
0.0050 .. 9.5000 Ω/km
0.1500 Ω/km
5A
0.0010 .. 1.9000 Ω/km
0.0300 Ω/km
S3: reatância do alimentoador
por km: x'
6015
S2: Line angle
P.System Data 2
10 .. 89 °
85 °
6016
S2: Line length
P.System Data 2
0.1 .. 650.0 Miles
62.1 Miles
6017
S2: Line length
P.System Data 2
0.1 .. 1000.0 km
100.0 km
quilometros
6021
S3: RE/RL
P.System Data 2
-0.33 .. 7.00
1.00
S3: Fator RE/RL de
6022
S3: XE/XL
P.System Data 2
-0.33 .. 7.00
1.00
S3: Fator XE/XL de
6023
S3: x'
P.System Data 2
milha: x'
6024
S3: x'
P.System Data 2
1A
0.0050 .. 15.0000 Ω/mi
0.2420 Ω/mi
5A
0.0010 .. 3.0000 Ω/mi
0.0484 Ω/mi
1A
0.0050 .. 9.5000 Ω/km
0.1500 Ω/km
5A
0.0010 .. 1.9000 Ω/km
0.0300 Ω/km
km: x'
6025
S3: Line angle
P.System Data 2
10 .. 89 °
85 °
6026
S3: Line length
P.System Data 2
0.1 .. 650.0 Miles
62.1 Miles
6027
S3: Line length
P.System Data 2
0.1 .. 1000.0 km
100.0 km
quilometros
6101
Synchronizing
SYNC function 1
ON
OFF
OFF
Função Sincronização
6102
SyncCB
SYNC function 1
on configuration)
None
Disjuntor sincronizável
6103
Vmin
SYNC function 1
20 .. 125 V
90 V
Limite de tensão mínima: Vmin
6104
Vmax
SYNC function 1
20 .. 140 V
110 V
Limite de tensão máxima: Vmax
6105
V<
SYNC function 1
1 .. 60 V
5V
Limite V1, V2 sem tensão
6106
V>
SYNC function 1
20 .. 140 V
80 V
Limite V1, V2 com tensão
6107
SYNC V1<V2>
SYNC function 1
YES
NO
NO
Comando ON em V1< e V2>
6108
SYNC V1>V2<
SYNC function 1
YES
NÃO
NO
Comando ON em V1> e V2<
6109
SYNC V1<V2<
SYNC function 1
YES
NO
NO
Comando ON em V1< e V2<
6110A
Direct CO
SYNC function 1
YES
NO
NO
Comando Direto ON
6111A
TSUP VOLTAGE
SYNC function 1
0.00 .. 60.00 sec
0.10 sec
Tempo de Supervisão de
V1>;V2> or V1<;V2<
6112
T-SYN. DURATION
SYNC function 1
0.01 .. 1200.00 sec; ∞
30.00 sec
Duração Máxima de
Sincronização
6113A
25 Synchron
SYNC function 1
YES
NO
YES
Chaveamento para condição
síncrona
Fator de balanceamento V1/V2
6121
Balancing V1/V2
SYNC function 1
0.50 .. 2.00
1.00
6122A
ANGLE ADJUSTM.
SYNC function 1
0 .. 360 °
0°
Ajuste de ângulo (transformador)
6123
CONNECTIONof V2
SYNC function 1
A-B
B-C
C-A
A-B
Conexão de V2
6125
VT Vn2, primary
SYNC function 1
0.10 .. 800.00 kV
20.00 kV
Tensão nominal V2 do TP,
primário
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
497
Apêndice
A.8 Ajustes
End.
Parâmetro
Função
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
6150
dV SYNCHK V2>V1
SYNC function 1
0.5 .. 50.0 V
5.0 V
Diferença de Tensão Máxima
V2>V1
6151
dV SYNCHK V2<V1
SYNC function 1
0.5 .. 50.0 V
5.0 V
Diferença de Tensão Máxima
V2<V1
6152
df SYNCHK f2>f1
SYNC function 1
0.01 .. 2.00 Hz
0.10 Hz
Diferença de frequência máxima
f2>f1
6153
df SYNCHK f2<f1
SYNC function 1
0.01 .. 2.00 Hz
0.10 Hz
Diferença de frequência máxima
f2<f1
6154
dα SYNCHK α2>α1
SYNC function 1
2 .. 80 °
10 °
alpha2>alpha1
6155
dα SYNCHK α2<α1
SYNC function 1
2 .. 80 °
10 °
alpha2<alpha1
7001
FCT 50BF
50BF BkrFailure
OFF
ON
OFF
Proteção de Falha do Disjuntor
50BF
7004
Chk BRK CONTACT
50BF BkrFailure
OFF
ON
OFF
Verificação dos contatos do
disjuntor
7005
TRIP-Timer
7006
50BF PICKUP
50BF BkrFailure
7007
50BF PICKUP IE>
50BF BkrFailure
0.06 .. 60.00 sec; ∞
0.25 sec
Temporizador de TRIP
1A
0.05 .. 20.00 A
0.10 A
5A
0.25 .. 100.00 A
0.50 A
Limite de corrente de pickup de
50BF
1A
0.05 .. 20.00 A
0.10 A
5A
0.25 .. 100.00 A
0.50 A
Limite de corrente à terra do
pickup de 50BF
7101
FCT 79
79M Auto Recl.
OFF
ON
OFF
Função de Auto-religamento 79
7103
BLOCK MC Dur.
79M Auto Recl.
0.50 .. 320.00 sec; 0
1.00 sec
Duração de bloqueio de AR após
fechamento manual
7105
TIME RESTRAINT
79M Auto Recl.
0.50 .. 320.00 sec
3.00 sec
Tempo de reset de auto-religamento 79
7108
SAFETY 79 ready
79M Auto Recl.
0.01 .. 320.00 sec
0.50 sec
Tempo de segurança até
prontidão de 79
7113
CHECK CB?
79M Auto Recl.
No check
Chk each cycle
No check
Verificação do disjuntor antes de
AR?
7114
T-Start MONITOR
79M Auto Recl.
0.01 .. 320.00 sec; ∞
0.50 sec
Tempo de monitoramento do
sinal de partida do AR
7115
CB TIME OUT
79M Auto Recl.
0.10 .. 320.00 sec
3.00 sec
Tempo de Supervisão do
Disjuntor (CB)
7116
Max. DEAD EXT.
79M Auto Recl.
0.50 .. 1800.00 sec; ∞
100.00 sec
Extensão máxima de tempo
morto
7117
T-ACTION
79M Auto Recl.
0.01 .. 320.00 sec; ∞
∞ sec
Tempo de ação
7118
T DEAD DELAY
79M Auto Recl.
0.0 .. 1800.0 sec; ∞
1.0 sec
Temporização máxima do início
do tempo morto
7127
DEADTIME 1: PH
79M Auto Recl.
0.01 .. 320.00 sec
0.50 sec
7128
DEADTIME 1: G
79M Auto Recl.
0.01 .. 320.00 sec
0.50 sec
7129
DEADTIME 2: PH
79M Auto Recl.
0.01 .. 320.00 sec
0.50 sec
7130
DEADTIME 2: G
79M Auto Recl.
0.01 .. 320.00 sec
0.50 sec
7131
DEADTIME 3: PH
79M Auto Recl.
0.01 .. 320.00 sec
0.50 sec
7132
DEADTIME 3: G
79M Auto Recl.
0.01 .. 320.00 sec
0.50 sec
7133
DEADTIME 4: PH
79M Auto Recl.
0.01 .. 320.00 sec
0.50 sec
7134
DEADTIME 4: G
79M Auto Recl.
0.01 .. 320.00 sec
0.50 sec
7135
# OF RECL. GND
79M Auto Recl.
0 .. 9
1
Número de ciclos de religamento
à Terra
7136
# OF RECL. PH
79M Auto Recl.
0 .. 9
1
Número de ciclos de religamento
de fase
7137
Cmd.via control
79M Auto Recl.
on configuration)
None
Comando de fechamento via
dispositivo de controle
7138
Internal SYNC
79M Auto Recl.
on configuration)
None
Sincronização interna 25
7139
External SYNC
79M Auto Recl.
YES
NO
NO
Sincronização externa 25
7140
ZONE SEQ.COORD.
79M Auto Recl.
OFF
ON
OFF
Coordenação de Sequência de
Zona ZSC
7150
50-1
79M Auto Recl.
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
50-1
498
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
A.8 Ajustes
End.
Parâmetro
Função
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
7151
50N-1
79M Auto Recl.
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
50N-1
7152
50-2
79M Auto Recl.
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
50-2
7153
50N-2
79M Auto Recl.
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
50N-2
7154
51
79M Auto Recl.
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
51
7155
51N
79M Auto Recl.
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
51N
7156
67-1
79M Auto Recl.
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
67-1
7157
67N-1
79M Auto Recl.
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
67N-1
7158
67-2
79M Auto Recl.
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
67-2
7159
67N-2
79M Auto Recl.
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
67N-2
7160
67 TOC
79M Auto Recl.
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
67 TOC
7161
67N TOC
79M Auto Recl.
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
67N TOC
7162
sens Ground Flt
79M Auto Recl.
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
Falta à Terra (sensitiva)
7163
46
79M Auto Recl.
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
46
7164
BINARY INPUT
79M Auto Recl.
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
Entrada Binária
7165
3Pol.PICKUP BLK
79M Auto Recl.
YES
NO
NO
Pickup tripolar bloqueia 79
7166
50-3
79M Auto Recl.
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
50-3
7167
50N-3
79M Auto Recl.
No influence
Starts 79
Stops 79
No influence
50N-3
7200
bef.1.Cy:50-1
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
antes do 1º ciclo: 50-1
7201
bef.1.Cy:50N-1
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
antes do 1º ciclo: 50N-1
7202
bef.1.Cy:50-2
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7203
bef.1.Cy:50N-2
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7204
bef.1.Cy:51
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
antes do 1º ciclo: 51
7205
bef.1.Cy:51N
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
antes do 1º ciclo: 51N
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
499
Apêndice
A.8 Ajustes
End.
Parâmetro
Função
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
7206
bef.1.Cy:67-1
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7207
bef.1.Cy:67N-1
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7208
bef.1.Cy:67-2
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7209
bef.1.Cy:67N-2
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7210
bef.1.Cy:67 TOC
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
antes do 1º ciclo: 67 TOC
7211
bef.1.Cy:67NTOC
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
antes do 1º ciclo: 67N TOC
7212
bef.2.Cy:50-1
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7213
bef.2.Cy:50N-1
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7214
bef.2.Cy:50-2
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7215
bef.2.Cy:50N-2
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7216
bef.2.Cy:51
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7217
bef.2.Cy:51N
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7218
bef.2.Cy:67-1
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7219
bef.2.Cy:67N-1
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7220
bef.2.Cy:67-2
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7221
bef.2.Cy:67N-2
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7222
bef.2.Cy:67 TOC
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7223
bef.2.Cy:67NTOC
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7224
bef.3.Cy:50-1
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7225
bef.3.Cy:50N-1
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7226
bef.3.Cy:50-2
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7227
bef.3.Cy:50N-2
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7228
bef.3.Cy:51
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
500
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
A.8 Ajustes
End.
Parâmetro
Função
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
7229
bef.3.Cy:51N
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7230
bef.3.Cy:67-1
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7231
bef.3.Cy:67N-1
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7232
bef.3.Cy:67-2
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7233
bef.3.Cy:67N-2
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7234
bef.3.Cy:67 TOC
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7235
bef.3.Cy:67NTOC
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7236
bef.4.Cy:50-1
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7237
bef.4.Cy:50N-1
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7238
bef.4.Cy:50-2
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7239
bef.4.Cy:50N-2
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7240
bef.4.Cy:51
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7241
bef.4.Cy:51N
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7242
bef.4.Cy:67-1
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7243
bef.4.Cy:67N-1
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7244
bef.4.Cy:67-2
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7245
bef.4.Cy:67N-2
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7246
bef.4.Cy:67 TOC
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7247
bef.4.Cy:67NTOC
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7248
bef.1.Cy:50-3
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7249
bef.1.Cy:50N-3
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7250
bef.2.Cy:50-3
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7251
bef.2.Cy:50N-3
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
501
Apêndice
A.8 Ajustes
End.
Parâmetro
Função
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
7252
bef.3.Cy:50-3
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7253
bef.3.Cy:50N-3
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7254
bef.4.Cy:50-3
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
7255
bef.4.Cy:50N-3
79M Auto Recl.
Set value T=T
instant. T=0
blocked T=∞
Set value T=T
8001
START
Fault Locator
Pickup
TRIP
Pickup
Inicio do Localizador de Falta
com
8101
MEASURE. SUPERV
Measurem.Superv
OFF
ON
ON
8102
BALANCE V-LIMIT
Measurem.Superv
10 .. 100 V
50 V
Limite de Tensão para
monitoramento de Equilíbrio
8103
BAL. FACTOR V
Measurem.Superv
0.58 .. 0.90
0.75
Monitoramento de Tensão
8104
BALANCE I LIMIT
Measurem.Superv
1A
0.10 .. 1.00 A
0.50 A
Measurem.Superv
5A
0.50 .. 5.00 A
2.50 A
Limite de Corrente para
Monitoramento de Equilíbrio
0.10 .. 0.90
0.50
Monitoramento de Corrente
Limite de Monitoramento da
Corrente de Soma
8105
BAL. FACTOR I
8106
Σ I THRESHOLD
Measurem.Superv
Measurem.Superv
1A
0.05 .. 2.00 A; ∞
0.10 A
Measurem.Superv
5A
0.25 .. 10.00 A; ∞
0.50 A
8107
Σ I FACTOR
Measurem.Superv
0.00 .. 0.95
0.10
Fator de Monitoramento da
Corrente de Soma
8109
FAST Σ
Measurem.Superv
OFF
ON
ON
Monitoramento Rápido da
Corrente de Soma
8201
FCT 74TC
74TC TripCirc.
ON
OFF
ON
Supervisão do Circuito de TRIP
74TC
8202
Alarm Delay
74TC TripCirc.
1 .. 30 sec
2 sec
Temporização para alarme
8301
DMD Interval
Demand meter
15 Min., 1 Sub
15 Min., 3 Subs
15 Min.,15 Subs
30 Min., 1 Sub
60 Min., 1 Sub
60 Min.,10 Subs
5 Min., 5 Subs
60 Min., 1 Sub
Intervalos de Cálculo da
Demanda
8302
DMD Sync.Time
Demand meter
On The Hour
15 After Hour
30 After Hour
45 After Hour
On The Hour
Tempo de Sincronização da
Demanda
8311
MinMax cycRESET
Min/Max meter
NO
YES
YES
Função de Reset Cíclico
Automático
8312
MiMa RESET TIME
Min/Max meter
0 .. 1439 min
0 min
Temporizador de Reset MinMax
8313
MiMa RESETCYCLE
Min/Max meter
1 .. 365 Days
7 Days
Período MinMax de Ciclo de
Reset
8314
MinMaxRES.START
Min/Max meter
1 .. 365 Days
1 Day
Ciclo de Reset de Partida
MinMax em
8315
MeterResolution
Energy
Standard
Factor 10
Factor 100
Standard
Resolução de medidor
502
i MONIT
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
A.9 Lista de Informações
A.9
Indicações para IEC 60 870-5-103 são sempre reportadas ON / OFF se sujeitas à interrogação geral para
IEC 60 870-5-103. Caso contrário são reportadas apenas como ON.
Novas indicações definidas pelo usuário ou aquelas alocadas para IEC 60 870-5-103 ,são ajustadas para ON
/ OFF e sujeitas à interrogação geral se o tipo de informação não for um evento espontâneo („.._Ev“). Outras
informações sobre as indicações são ajustadas na Descrição do Sistema SIPROTEC 4 (SIPROTEC 4 System
Description) Nº de pedido E50417-H1100-C151.
Nas colunas „Registro de Eventos“, „Registro de Trip“ e „Registro de Falta à Terra“ aplica-se o seguinte:
NOTAÇÃO EM CAIXA ALTA “ON/OFF”: definitIivamente ajustado, não alocável
notação em caixa baixa “on/off”: pré-ajuste, alocável
*:
não pré-ajustado, alocável
<em branco>:
nem pré-ajustado, nem alocável
Na coluna „Marcado em Gravação Oscilográfica“ aplica-se o seguinte:
NOTAÇÃO EM CAIXA ALTA “M”: definitivamente ajustado, não alocável
notação em caixa baixa “on/off”: pré-ajuste, alocável
Device, General
SP
On
Off
*
Unidade de Dados
Número da Informação
LED BI
IEC 60870-5-103
Tipo
*
Entrada Binária
LED
>Luz de fundo acesa (>Light on)
Marcada em Gravação Oscilográfica
Info.
-
Buffers de Registros
Tipo
de
Registro de Falta à Terra ON/OFF
Função
Registro de (Falta) Trip ON/OFF
Descrição
Supressão de Vibração
nem pré-ajustado, nem alocável
Relé
<em branco>:
Função Chave
não pré-ajustado, alocável
Registro de Eventos ON/OFF
No.
*:
BO
-
Reset de LED (Reset LED)
Device, General
IntSP
on
*
*
LED
BO
160
19
1
Não
-
Transmissão de Dados
Paralisada (DataStop)
Device, General
IntSP
On
Off
*
*
LED
BO
160
20
1
Sim
-
Modo de Teste (Test mode)
Device, General
IntSP
On
Off
*
*
LED
BO
160
21
1
Sim
-
Alimentador ATERRADO
(Feeder gnd)
Device, General
IntSP
*
*
*
LED
BO
-
Dusjuntor ABERTO (Brk
OPENED)
Device, General
IntSP
*
*
*
LED
BO
-
Modo de Teste do Harware
(HWTestMod)
Device, General
IntSP
On
Off
*
*
LED
BO
-
Sincronização de Relógio
(SynchClock)
Device, General
IntSP
_Ev
*
*
*
-
Distúrbio CFC (Distur.CFC)
Device, General
OUT
On
Off
*
LED
BO
-
Início de Gravação de Falta
(FltRecSta)
Osc. Fault Rec.
IntSP
On
Off
*
m
LED
BO
-
Grupo de Ajuste A está ativo
(P-GrpA act)
Change Group
IntSP
On
Off
*
*
LED
BO
160
23
1
Sim
-
Grupo de Ajuste B está ativo
(P-GrpB act)
Change Group
IntSP
On
Off
*
*
LED
BO
160
24
1
Sim
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
503
Apêndice
Tipo
de
*
LED
BO
160
25
1
Sim
-
Grupo de Ajuste D está ativo
(P-GrpD act)
Change Group
IntSP
On
Off
*
*
LED
BO
160
26
1
Sim
-
Modo de Controle REMOTO (Mo- Cntrl Authority
deREMOTE)
IntSP
On
Off
*
LED
BO
-
Autoridade de Controle
(Cntrl Auth)
Cntrl Authority
IntSP
On
Off
*
LED
BO
101
85
1
Sim
-
Modo de Controle LOCAL
(ModeLOCAL)
Cntrl Authority
IntSP
On
Off
*
LED
BO
101
86
1
Sim
-
Disjuntor 52 (52Breaker)
Control Device
CF_D
12
On
Off
LED
BO
240
160
20
-
Disjuntor 52 (52Breaker)
Control Device
DP
On
Off
240
160
1
-
Chave Seccionadora (Disc.Swit.) Control Device
CF_D
2
On
Off
240
161
20
-
Chave Seccionadora (Disc.Swit.) Control Device
DP
On
Off
240
161
1
-
Chave à Terra (GndSwit.)
Control Device
CF_D
2
On
Off
240
164
20
-
Chave à Terra (GndSwit.)
Control Device
DP
On
Off
240
164
1
Sim
-
>Disjuntor pronto Mola está
carregada (>CB ready)
Process Data
SP
*
-
>Porta fechada (>DoorClose)
Process Data
SP
*
*
*
LED BI
BO
CB
-
>Porta da cabine aberta
(>Door open)
Process Data
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
CB
101
1
1
Sim
-
>Disjuntor aguardando pela Mola Process Data
carregada (>CB wait)
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
CB
101
2
1
Sim
-
>Sem Tensão (Fusível
Queimado) (>No Volt.)
Process Data
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
CB
160
38
1
Sim
-
>Erroda Tensão do Motor
(>Err Mot V)
Process Data
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
CB
240
181
1
Sim
-
>Erro da Tensão de Controle
(>ErrCntrlV)
Process Data
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
CB
240
182
1
Sim
-
>Perda SF6 (>SF6-Loss)
Process Data
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
CB
240
183
1
Sim
-
>Erro do Medidor (>Err Meter)
Process Data
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
CB
240
184
1
Sim
-
>Temperatura do Transformador
(>Tx Temp.)
Process Data
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
CB
240
185
1
Sim
-
>Perigo do Transformador
(>Tx Danger)
Process Data
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
CB
240
186
1
Sim
-
Reset Mínimo e Máximo do
Contador (ResMinMax)
Min/Max meter
IntSP
_Ev
ON
-
Reset do medidor (Meter res)
Energy
IntSP
_Ev
ON
-
Erro da Interface de Sistema (Sy- Protocol
sIntErr.)
IntSP
On
Off
-
Valor de Limite 1 (ThreshVal1)
Thresh.-Switch
IntSP
On
Off
1
(Not configured)
Device, General
SP
*
504
BI
CB
LED
BO
BI
CB
LED
BO
BI
*
*
*
Relé
On
Off
Função Chave
IntSP
Entrada Binária
Change Group
Grupo de Ajuste C está ativo
(P-GrpC act)
-
Info.
IEC 60870-5-103
Unidade de Dados
Tipo
Função
LED
Descrição
No.
CB
LED BI
BO
Sim
Sim
CB
BI
*
*
LED
LED
BO
FC
TN
BO
CB
*
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
SP_E
v
*
*
4
>Disparo de Captura de Forma
de Onda(>Trig.Wave.Cap.)
Osc. Fault Rec.
SP
*
*
m
Device, General
Unidade de Dados
>Sincronização do relógio
Interno de Tempo Real
(>Time Synch)
3
IEC 60870-5-103
Tipo
*
*
LED BI
BO
135
48
1
Sim
LED BI
BO
135
49
1
Sim
Relé
SP
Função Chave
Device, General
Entrada Binária
Função não disponível
(Non Existent)
LED
2
Info.
Tipo
de
Função
Descrição
No.
5
>Reset LED (>Reset LED)
Device, General
SP
*
*
*
LED BI
BO
135
50
1
Sim
7
>Seleção de grupo de ajuste de
Bit 0 (>Set Group Bit0)
Change Group
SP
*
*
*
LED BI
BO
135
51
1
Sim
8
>Seleção de grupo de ajuste de
Bit 1 (>Set Group Bit1)
Change Group
SP
*
*
*
LED BI
BO
135
52
1
Sim
009.0100
Falha do Módulo EN100
(Failure Modul)
EN100-Modul 1
IntSP
On
Off
*
*
LED
BO
009.0101
Failha do Canal 1 de Link do
Módulo EN100 (Ch1) (Fail Ch1)
EN100-Modul 1
IntSP
On
Off
*
*
LED
BO
009.0102
Failha do Canal 2 de Link do
Módulo EN100 (Ch2) (Fail Ch2)
EN100-Modul 1
IntSP
On
Off
*
*
LED
BO
15
>Modo de Teste (>Test mode)
Device, General
SP
*
*
*
LED BI
BO
135
53
1
Sim
16
>Transmissão de Dados
Paralisada (>DataStop)
Device, General
SP
*
*
*
LED BI
BO
135
54
1
Sim
51
Dispositivo está operacional e
protegendo (Device OK)
Device, General
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
135
81
1
Sim
52
Pelo menos 1 Função de
Proteção etá ativa (ProtActive)
Device, General
IntSP
On
Off
*
*
LED
BO
160
18
1
Sim
55
Reset do Dispositivo (Reset
Device)
Device, General
OUT
on
*
*
160
4
1
Não
56
Partida Inicial do Dispositivo
(Initial Start)
Device, General
OUT
on
*
*
160
5
1
Não
67
Resumo (Resume)
Device, General
OUT
on
*
*
LED
BO
68
Erro de Sincronização do Relógio Device, General
(Clock SyncError)
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
69
Tempo Horário de Verão
(DayLightSavTime)
Device, General
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
70
Cálculo de ajuste em progresso
(Settings Calc.)
Device, General
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
160
22
1
Sim
71
Verificação de ajustes (Settings
Check)
Device, General
OUT
*
*
*
LED
BO
72
Mudança Nível 2 (Level-2
change)
Device, General
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
73
Mudança de ajuste local (Local
change)
Device, General
OUT
*
*
*
110
Perda de Evento (Event Lost)
Device, General
OUT_ on
Ev
LED
BO
135
130
1
Não
113
Perda de Indicação (Flag Lost)
Device, General
OUT
on
*
m
LED
BO
135
136
1
Sim
125
Vibrador ON (Chatter ON)
Device, General
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
135
145
1
Sim
126
Proteção ON/OFF (via porta do
sistema) (ProtON/OFF)
P.System Data 2
IntSP
On
Off
*
*
LED
BO
127
79 ON/OFF (via porta do
sistema) (79 ON/OFF)
79M Auto Recl.
IntSP
On
Off
*
*
LED
BO
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
*
LED
BO
505
Apêndice
IEC 60870-5-103
*
LED
BO
160
47
1
Sim
160
Evento de Resumo de Alarme
(Alarm Sum Event)
Device, General
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
160
46
1
Sim
161
Falha: Supervisão Geral de
Corrente (Fail I Superv.)
Measurem.Superv
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
160
32
1
Sim
162
Falha: Soma de Corrente (Failure Measurem.Superv
Σ I)
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
135
182
1
Sim
163
(Fail I balance)
Measurem.Superv
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
135
183
1
Sim
167
Falha: Equilíbrio de Tensão (Fail
V balance)
Measurem.Superv
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
135
186
1
Sim
169
Falha do Fusível do TP (alarme
>10s) (VT FuseFail>10s)
Measurem.Superv
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
135
188
1
Sim
170
Falha do Fusível do TP(alarme
instantênea) (VT FuseFail)
Measurem.Superv
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
170.0001
>25-groupo 1 ativado (>25-1 act) SYNC function 1
SP
On
Off
*
LED BI
170.0043
>25 Solicitação de Sincronização SYNC function 1
(>25 Sync requ.)
SP
On
Off
*
LED BI
170.0049
25 Liberação de sincronismo de
Comando CLOSE
(25 CloseRelease)
SYNC function 1
OUT
On
Off
*
LED
BO
41
201
1
Sim
170.0050
25 Erro de Sincronização
(25 Sync. Error)
SYNC function 1
OUT
On
Off
*
LED
BO
41
202
1
Sim
170.0051
25-grupo 1 está BLOQUEADO
(25-1 BLOCK)
SYNC function 1
OUT
On
Off
*
LED
BO
41
204
1
Sim
170.2007
25 Controle de solicitação de me- SYNC function 1
dição de sincronismo
(25 Measu. req.)
SP
On
Off
*
LED
170.2008
>BLOQUEAR 25-grupo 1
(>BLK 25-1)
SYNC function 1
SP
On
Off
*
LED BI
170.2009
>25 Saída de Comando Direto
(>25direct CO)
SYNC function 1
SP
On
Off
*
LED BI
170.2011
>25 Início de Sincronização
(>25 Start)
SYNC function 1
SP
On
Off
*
LED BI
170.2012
>25 Parada da Sincronização
(>25 Stop)
SYNC function 1
SP
On
Off
*
LED BI
170.2013
>25 Chaveado para V1> e V2<
(>25 V1>V2<)
SYNC function 1
SP
On
Off
*
LED BI
170.2014
>25 Chaveado para V1< e V2>
(>25 V1<V2>)
SYNC function 1
SP
On
Off
*
LED BI
170.2015
>25 Chaveado para V1< e V2<
(>25 V1<V2<)
SYNC function 1
SP
On
Off
*
LED BI
170.2016
>25 Chaveado para Sync
(>25 synchr.)
SYNC function 1
SP
On
Off
*
LED BI
170.2022
25-grupo 1: medição em
andamento (25-1 meas.)
SYNC function 1
OUT
On
Off
*
LED
BO
41
203
1
Sim
170.2025
25 Excedido Tempo de Monitora- SYNC function 1
mento (25 MonTimeExc)
OUT
On
Off
*
LED
BO
41
205
1
Sim
170.2026
25 Condições de Sincronização
OK (25 Synchron)
OUT
On
Off
*
LED
BO
41
206
1
Sim
506
SYNC function 1
*
Relé
On
Off
Função Chave
OUT
Entrada Binária
Device, General
Erro com resumo do alarme
(Error Sum Alarm)
140
Info.
Unidade de Dados
Tipo
de
Tipo
Função
LED
Descrição
No.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
IEC 60870-5-103
BO
170.2028
25 Condição V1<V2> preenchida SYNC function 1
(25 V1< V2>)
OUT
On
Off
*
LED
BO
170.2029
25 Condição V1<V2< preenchida SYNC function 1
(25 V1< V2<)
OUT
On
Off
*
LED
BO
170.2030
25 Diferença de Tensão OK
(Vdiff) (25 Vdiff ok)
SYNC function 1
OUT
On
Off
*
LED
BO
41
207
1
Sim
170.2031
25 Diferença de Frequência (fdiff) SYNC function 1
OK (25 fdiff ok)
OUT
On
Off
*
LED
BO
41
208
1
Sim
170.2032
25 Diferença de ângulo
(alphadiff) OK (25 αdiff ok)
SYNC function 1
OUT
On
Off
*
LED
BO
41
209
1
Sim
170.2033
25 Frequência f1 > fmax
permissível (25 f1>>)
SYNC function 1
OUT
On
Off
*
LED
BO
170.2034
25 Frequência f1 < fmin
permissível (25 f1<<)
SYNC function 1
OUT
On
Off
*
LED
BO
170.2035
25 Frequência f2 > fmax
permissível (25 f2>>)
SYNC function 1
OUT
On
Off
*
LED
BO
170.2036
25 Frequência f2 < fmin
permissível (25 f2<<)
SYNC function 1
OUT
On
Off
*
LED
BO
170.2037
25 Tensão V1 > Vmax
permissível (25 V1>>)
SYNC function 1
OUT
On
Off
*
LED
BO
170.2038
25 Tensão V1 < Vmin permissível SYNC function 1
(25 V1<<)
OUT
On
Off
*
LED
BO
170.2039
25 Tensão V2 > Vmax
permissível (25 V2>>)
SYNC function 1
OUT
On
Off
*
LED
BO
170.2040
25 Tensão V2 < Vmin permissível SYNC function 1
(25 V2<<)
OUT
On
Off
*
LED
BO
170.2090
25 Vdiff muito grande (V2>V1)
(25 V2>V1)
SYNC function 1
OUT
On
Off
*
LED
BO
170.2091
25 Vdiff muito grande (V2<V1)
(25 V2<V1)
SYNC function 1
OUT
On
Off
*
LED
BO
170.2092
25 fdiff muito grande (f2>f1) (25
f2>f1)
SYNC function 1
OUT
On
Off
*
LED
BO
170.2093
25 fdiff muito grande (f2<f1) (25
f2<f1)
SYNC function 1
OUT
On
Off
*
LED
BO
170.2094
25 alphadiff muito grande
(a2>a1) (25 α2>α1)
SYNC function 1
OUT
On
Off
*
LED
BO
170.2095
25 alphadiff muito grande
(a2<a1) (25 α2<α1)
SYNC function 1
OUT
On
Off
*
LED
BO
170.2096
25 Múltipla seleção de grupos
funcionais (25 FG-Error)
SYNC function 1
OUT
On
Off
LED
BO
170.2097
25 Erro de ajuste (25 Set-Error)
SYNC function 1
OUT
On
Off
LED
BO
170.2101
Grupo SYNC 1 está OFF (25-1
OFF)
SYNC function 1
OUT
On
Off
*
LED
BO
41
36
1
Sim
170.2102
>BLOQUEADO 25 comando
CLOSE (>BLK 25 CLOSE)
SYNC function 1
SP
On
Off
*
LED BI
170.2103
25 Comando CLOSE está BLOQUEADO (25 CLOSE BLK)
SYNC function 1
OUT
On
Off
*
LED
BO
41
37
1
Sim
171
Falha: Sequência de Fase (Fail
Ph. Seq.)
Measurem.Superv
OUT
On
Off
*
LED
BO
160
35
1
Sim
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
*
LED
Relé
*
Função Chave
On
Off
Entrada Binária
OUT
25 Condição V1>V2< preenchida SYNC function 1
(25 V1> V2<)
170.2027
Info.
Unidade de Dados
Tipo
de
Tipo
Função
LED
Descrição
No.
507
Apêndice
IEC 60870-5-103
LED
BO
135
191
1
Sim
176
Falha: Tensão de Sequência de
Fase (Fail Ph. Seq. V)
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
135
192
1
Sim
177
Falha: Bateria descarregada (Fail Device, General
Battery)
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
178
Erro da Placa I/O (I/O-Board
error)
Device, General
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
181
Erro: Conversor A/D
(Error A/D-conv.)
Device, General
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
191
Erro: Offset (Error Offset)
Device, General
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
193
Alarme: SEM dados de calibraDevice, General
ção disponíveis (Alarm NO calibr)
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
194
Erro: TC Neutro diferente de
MLFB (Error neutralCT)
Device, General
OUT
On
Off
*
197
Supervisão de Medição está em
OFF (MeasSup OFF)
Measurem.Superv
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
135
197
1
Sim
203
Deletados dados de forma de
onda (Wave. deleted)
Osc. Fault Rec.
OUT_ on
Ev
*
LED
BO
135
203
1
Não
234.2100
27, 59 bloqueado pela operação
(27, 59 blk)
27/59 O/U Volt.
IntSP
On
Off
*
*
LED
BO
235.2110
>BLOQUEAR Função $00
(>BLOCK $00)
Flx
SP
On
Off
On
Off
*
*
LED BI
FC
TN
BO
235.2111
>TRIP instantâneo da Função
$00 (>$00 instant.)
Flx
SP
On
Off
On
Off
*
*
LED BI
FC
TN
BO
235.2112
>TRIP direto da Função $00
(>$00 Dir.TRIP)
Flx
SP
On
Off
On
Off
*
*
LED BI
FC
TN
BO
235.2113
>Temporização de BLOQUEIO
de TRIP da Função $00 (>$00
BLK.TDly)
Flx
SP
On
Off
On
Off
*
*
LED BI
FC
TN
BO
235.2114
>BLOQUEIO de TRIP da Função Flx
$00 (>$00 BLK.TRIP)
SP
On
Off
On
Off
*
*
LED BI
FC
TN
BO
235.2115
>BLOQUEIO de TRIP da Fase A Flx
da Função $00 (>$00 BL.TripA)
SP
On
Off
On
Off
*
*
LED BI
FC
TN
BO
235.2116
>BLOQUEIO de TRIP da Fase B Flx
da Função $00 (>$00 BL.TripB)
SP
On
Off
On
Off
*
*
LED BI
FC
TN
BO
235.2117
>BLOQUEIO de TRIP da Fase C Flx
da Função $00 (>$00 BL.TripC)
SP
On
Off
On
Off
*
*
LED BI
FC
TN
BO
235.2118
Função $00 está BLOQUEADA
($00 BLOCKED)
Flx
OUT
On
Off
On
Off
*
*
LED
BO
235.2119
Função $00 está OFF ($00 OFF) Flx
OUT
On
Off
*
*
*
LED
BO
235.2120
Função $00 está ATIVA ($00
ACTIVE)
Flx
OUT
On
Off
*
*
*
LED
BO
235.2121
Pickup da Função $00 ($00
picked up)
Flx
OUT
On
Off
On
Off
*
*
LED
BO
235.2122
Pickup da Fase A da Função $00 Flx
($00 pickup A)
OUT
On
Off
On
Off
*
*
LED
BO
235.2123
Pickup da Fase B da Função
$00($00 pickup B)
Flx
OUT
On
Off
On
Off
*
*
LED
BO
235.2124
Pickup da Fase C da Função
$00($00 pickup C)
Flx
OUT
On
Off
On
Off
*
*
LED
BO
508
Measurem.Superv
*
Relé
*
Função Chave
On
Off
Entrada Binária
OUT
Falha: Corrente de Sequência de Measurem.Superv
Fase (Fail Ph. Seq. I)
175
Info.
Unidade de Dados
Tipo
de
Tipo
Função
LED
Descrição
No.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
*
LED
BO
235.2126
TRIP da Função $00 ($00 TRIP)
Flx
OUT
On
Off
on
*
*
LED
BO
235.2128
Função $00 tem ajustes inválidos Flx
($00 inval.set)
OUT
On
Off
On
Off
*
*
LED
BO
235.3000
Falha da Função $00: Relação
de I2/I1 ($00 Fail I2/I1)
Flx
OUT
On
Off
On
Off
*
*
LED
BO
236.2127
BLOQUEAR Função Flx (BLK.
Flex.Fct.)
Device, General
IntSP
On
Off
*
*
*
LED
BO
253
Falha circuito do TP: circuito
interrompido (VT brk. wire)
Measurem.Superv
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
255
Falha circuito TP(Fail VT circuit)
Measurem.Superv
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
256
Falha circuito TP: circuito
interrompido monopolar
(VT b.w. 1 pole)
Measurem.Superv
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
257
Falha circuito TP: circuito interrompido bipolar (VT b.w. 2 pole)
Measurem.Superv
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
258
Falha circuito TP: circuito interrompido tripolar (VT b.w. 3 pole)
Measurem.Superv
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
272
Set Point Horas de Operação
(SP. Op Hours>)
SetPoint(Start)
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
301
Falha do Sistema de Potência
(Pow.Sys.Flt.)
Device, General
OUT
On
Off
On
Off
302
Evento de Falta (Fault Event)
Device, General
OUT
*
on
303
Falta sensitiva à Terra (sens Gnd Device, General
flt)
OUT
320
Alerta: Limite de Dados de
Memória excedido (Warn Mem.
Data)
Device, General
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
321
Alerta: Limite de Parâmetro de
Para.)
Device, General
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
322
Alerta: Limite de Operação de
Oper.)
Device, General
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
323
Alerta: Limite de Nova Memória
excedido (Warn Mem. New)
Device, General
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
356
>Sinal de fechamento Manual
(>Manual Close)
P.System Data 2
SP
*
*
*
LED BI
BO
395
>Reset de Buffer de I MIN/MAX
(>I MinMax Reset)
Min/Max meter
SP
on
*
*
LED BI
BO
396
>Reset de Buffer de I1 MIN/MAX Min/Max meter
(>I1 MiMaReset)
SP
on
*
*
LED BI
BO
397
>Reset de Buffer de V MIN/MAX
(>V MiMaReset)
Min/Max meter
SP
on
*
*
LED BI
BO
398
>Reset de Buffer de Vphph
MIN/MAX (>VphphMiMaRes)
Min/Max meter
SP
on
*
*
LED BI
BO
399
>Reset de Buffer de V1 MIN/MAX Min/Max meter
(>V1 MiMa Reset)
SP
on
*
*
LED BI
BO
400
>Reset de Buffer de P MIN/MAX
(>P MiMa Reset)
SP
on
*
*
LED BI
BO
Min/Max meter
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
*
Unidade de Dados
On
Off
On
Off
IEC 60870-5-103
Tipo
OUT
Relé
Flx
Função Chave
Temporização da Função $00
expirada ($00 Time Out)
Entrada Binária
235.2125
Info.
LED
Tipo
de
Função
Descrição
No.
135
229
1
Sim
135
231
2
Sim
135
232
2
Sim
150
6
1
Sim
On
Off
509
Apêndice
Unidade de Dados
on
*
*
LED BI
BO
402
>Reset de Buffer de Q MIN/MAX Min/Max meter
(>Q MiMa Reset)
SP
on
*
*
LED BI
BO
403
>Reset de Buffer de Idmd
MIN/MAX (>Idmd MiMaReset)
Min/Max meter
SP
on
*
*
LED BI
BO
404
>Reset de Buffer de Pdmd
MIN/MAX (>Pdmd MiMaReset)
Min/Max meter
SP
on
*
*
LED BI
BO
405
>Reset de Buffer de Qdmd
MIN/MAX (>Qdmd MiMaReset)
Min/Max meter
SP
on
*
*
LED BI
BO
406
>Reset de Buffer de Sdmd
MIN/MAX (>Sdmd MiMaReset)
Min/Max meter
SP
on
*
*
LED BI
BO
407
>Reset de Buffer de Frequência
MIN/MAX (>Frq MiMa Reset)
Min/Max meter
SP
on
*
*
LED BI
BO
408
>Reset de Buffer de Fator de
Potência MIN/MAX (>PF MiMaReset)
Min/Max meter
SP
on
*
*
LED BI
BO
409
>BLOQUEAR Contador
Statistics
Operacional (>BLOCK Op Count)
SP
On
Off
*
LED BI
BO
412
>Reset de Buffer de Theta
MIN/MAX (> Θ MiMa Reset)
SP
on
*
*
LED BI
BO
501
PICKUP de Relé (Relay PICKUP) P.System Data 2
OUT
ON
m
LED
BO
150
151
2
Sim
502
Dropout de Relé (Relay Drop
Out)
Device, General
SP
*
*
510
FECHAMENTO Geral de relé
(Relay CLOSE)
Device, General
SP
*
*
511
Comando de TRIP GERAL de
Relé (Relay TRIP)
P.System Data 2
OUT
ON
m
LED
BO
150
161
2
Sim
533
Corrente primária de falta Ia
(Ia =)
P.System Data 2
VI
On
Off
150
177
4
Não
534
Corrente primária de falta Ib
(Ib =)
P.System Data 2
VI
On
Off
150
178
4
Não
535
Corrente primária de falta Ic
(Ic =)
P.System Data 2
VI
On
Off
150
179
4
Não
545
Tempo de Pickup a dropout
(PU Time)
Device, General
VI
546
Tempo de Pickup a TRIP
(TRIP Time)
Device, General
VI
561
Detectado sinal de fechamento
(Man.Clos.Detect)
P.System Data 2
OUT
916
Incremento de energia ativa
energy (WpΔ=)
Energy
-
917
Incremento de energia reativa
(WqΔ=)
Energy
-
1020
Contador de horas de operação
(Op.Hours=)
Statistics
VI
1021
Acumulador de corrente
interrompida Ph A (Σ Ia =)
Statistics
VI
1022
interrompida Ph B (Σ Ib =)
Statistics
VI
1023
interrompida Ph C (Σ Ic =)
Statistics
VI
510
Min/Max meter
On
Off
*
*
LED
SP
Relé
Min/Max meter
Função Chave
>Reset de Buffer de S MIN/MAX
(>S MiMa Reset)
Entrada Binária
401
Info.
IEC 60870-5-103
Tipo
LED
Tipo
de
Função
Descrição
No.
BO
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
1
Sim
On
Off
151
14
4
Não
VI
On
Off
151
15
4
Não
Localizador de Falta: RESISTÊN- Fault Locator
CIA secundária (Rsec =)
VI
On
Off
151
17
4
Não
1118
Localizador de Falta: REATÂNCIA secundária (Xsec =)
Fault Locator
VI
On
Off
151
18
4
Não
1119
Localizador de Falta: Distância
para falta (dist =)
Fault Locator
VI
On
Off
151
19
4
Não
1120
para falta [%] (d[%] =)
Fault Locator
VI
On
Off
151
20
4
Não
1122
para falta (dist =)
Fault Locator
VI
On
Off
151
22
4
Não
1123
Loop AG Localizador de Falta
(FL Loop AG)
Fault Locator
OUT
*
on
*
LED
BO
1124
Loop BG Localizador de Falta
(FL Loop BG)
Fault Locator
OUT
*
on
*
LED
BO
1125
Loop CG Localizador de Falta
(FL Loop CG)
Fault Locator
OUT
*
on
*
LED
BO
1126
Loop AB Localizador de Falta
(FL Loop AB)
Fault Locator
OUT
*
on
*
LED
BO
1127
Loop BC Localizador de Falta
(FL Loop BC)
Fault Locator
OUT
*
on
*
LED
BO
1128
Loop CA Localizador de Falta
(FL Loop CA)
Fault Locator
OUT
*
on
*
LED
BO
1132
Localização inválida de falta
(Flt.Loc.invalid)
Fault Locator
OUT
*
on
*
LED
BO
1201
>BLOQUEAR 64 (>BLOCK 64)
Sens. Gnd Fault
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
151
101
1
Sim
1202
>BLOQUEAR 50Ns-2
(>BLOCK 50Ns-2)
Sens. Gnd Fault
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
151
102
1
Sim
1203
>BLOQUEAR 50Ns-1
(>BLOCK 50Ns-1)
Sens. Gnd Fault
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
151
103
1
Sim
1204
>BLOQUEAR 51Ns
(>BLOCK 51Ns)
Sens. Gnd Fault
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
151
104
1
Sim
1207
>BLOQUEAR 50Ns/67Ns
(>BLK 50Ns/67Ns)
Sens. Gnd Fault
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
151
107
1
Sim
1211
50Ns/67Ns estão DESLIGADOS Sens. Gnd Fault
(50Ns/67Ns OFF)
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
151
111
1
Sim
1212
50Ns/67Ns estão ATIVOS
(50Ns/67Ns ACT)
Sens. Gnd Fault
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
151
112
1
Sim
1215
Pickup de tensão residual de 64
(64 Pickup)
Sens. Gnd Fault
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
151
115
2
Sim
1217
TRIP de elemento de tensão
residual de 64 (64 TRIP)
Sens. Gnd Fault
OUT
*
on
m
LED
BO
151
117
2
Sim
1221
Pickup de 50Ns-2
(50Ns-2 Pickup)
Sens. Gnd Fault
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
151
121
2
Sim
Fault Locator
SP
1114
Localizador de Falta:
RESISTÊNCIA primária (Rpri =)
Fault Locator
VI
1115
Localizador de Falta:
REATÂNCIA primária (Xpri =)
Fault Locator
1117
Relé
6
>Iniciar Localizador de Falta
(>Start Flt. Loc)
Função Chave
151
1106
Entrada Binária
Unidade de Dados
LED BI
*
IEC 60870-5-103
Tipo
*
LED
on
Info.
Tipo
de
Função
Descrição
No.
BO
1223
TRIP de 50Ns-2 (50Ns-2 TRIP)
Sens. Gnd Fault
OUT
*
on
m
LED
BO
151
123
2
Sim
1224
Pickup de 50Ns-1 (50Ns-1
Pickup)
Sens. Gnd Fault
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
151
124
2
Sim
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
511
Apêndice
Unidade de Dados
IEC 60870-5-103
Tipo
Relé
Função Chave
Entrada Binária
Info.
LED
Tipo
de
Função
Descrição
No.
1226
TRIP de 50Ns-1 (50Ns-1 TRIP)
Sens. Gnd Fault
OUT
*
on
m
LED
BO
151
126
2
Sim
1227
Pickup de 51Ns (51Ns Pickup)
Sens. Gnd Fault
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
151
127
2
Sim
1229
TRIP de 51Ns (51Ns TRIP)
Sens. Gnd Fault
OUT
*
on
m
LED
BO
151
129
2
Sim
1230
Detecção de falta Sensitiva à
terra BLOQUEADA
(Sens. Gnd block)
Sens. Gnd Fault
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
151
130
1
Sim
1264
Corrente Resistiva à Terra
Correspondente (IEEa =)
Sens. Gnd Fault
VI
On
Off
1265
Corrente Reativa à Terra
Correspondente (IEEr =)
Sens. Gnd Fault
VI
On
Off
1266
Corrente à Terra, valor Absoluto
(IEE =)
Sens. Gnd Fault
VI
On
Off
1267
Tensão residual VGND, 3Vo
(VGND, 3Vo)
Sens. Gnd Fault
VI
On
Off
1271
Pickup de falta Sensitiva à Terra
(Sens.Gnd Pickup)
Sens. Gnd Fault
OUT
*
*
LED
BO
151
171
1
Sim
1272
na Fase A (Sens. Gnd Ph A)
Sens. Gnd Fault
OUT
On
Off
on
On
Off
*
LED
BO
160
48
1
Sim
1273
na Fase B (Sens. Gnd Ph B)
Sens. Gnd Fault
OUT
On
Off
on
On
Off
*
LED
BO
160
49
1
Sim
1274
na Fase C (Sens. Gnd Ph C)
Sens. Gnd Fault
OUT
On
Off
on
On
Off
*
LED
BO
160
50
1
Sim
1276
Falta Sensitiva à Terra na direção Sens. Gnd Fault
para frente (SensGnd Forward)
OUT
On
Off
on
On
Off
*
LED
BO
160
51
1
Sim
1277
Falta Sensitiva à Terra na direção Sens. Gnd Fault
reversa (SensGnd Reverse)
OUT
On
Off
on
On
Off
*
LED
BO
160
52
1
Sim
1278
Direção indefinida de Falta Sensitiva à Terra (SensGnd undef.)
Sens. Gnd Fault
OUT
On
Off
on
On
Off
*
LED
BO
151
178
1
Sim
1403
>BLOQUEAR 50BF
(>BLOCK 50BF)
50BF BkrFailure
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
166
103
1
Sim
1431
>50BF iniciado externamente
(>50BF ext SRC)
50BF BkrFailure
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
166
104
1
Sim
1451
50BF está DESLIGADO
(50BF OFF)
50BF BkrFailure
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
166
151
1
Sim
1452
50BF está BLOQUEADO
(50BF BLOCK)
50BF BkrFailure
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
166
152
1
Sim
1453
50BF está ATIVO
(50BF ACTIVE)
50BF BkrFailure
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
166
153
1
Sim
1456
PICKUP (interno) de 50BF
(50BF int Pickup)
50BF BkrFailure
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
166
156
2
Sim
1457
PICKUP (externo) de 50BF
(50BF ext Pickup)
50BF BkrFailure
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
166
157
2
Sim
1471
TRIP de 50BF (50BF TRIP)
50BF BkrFailure
OUT
*
on
m
LED
BO
160
85
2
Não
1480
TRIP (interno) de 50BF
(50BF int TRIP)
50BF BkrFailure
OUT
*
on
*
LED
BO
166
180
2
Sim
1481
TRIP (externo) de 50BF
(50BF ext TRIP)
50BF BkrFailure
OUT
*
on
*
LED
BO
166
181
2
Sim
1503
>BLOQUEAR Proteção de Sobrecarga de 49 (>BLOCK 49 O/L)
49 Th.Overload
SP
*
*
*
LED BI
BO
167
3
1
Sim
1507
>Partida de emergência de
motores (>EmergencyStart)
49 Th.Overload
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
167
7
1
Sim
512
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
IEC 60870-5-103
LED
BO
167
11
1
Sim
1512
Proteção de Sobrecarga de 49
está BLOQUEADA
(49 O/L BLOCK)
49 Th.Overload
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
167
12
1
Sim
1513
está ATIVA (49 O/L ACTIVE)
49 Th.Overload
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
167
13
1
Sim
1515
Alarme de Sobrecarga de
corrente de 49 (I alarm)
(49 O/L I Alarm)
49 Th.Overload
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
167
15
1
Sim
1516
Alarme de Sobrecarga de 49!
Próximo a Trip Térmico
(49 O/L Θ Alarm)
49 Th.Overload
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
167
16
1
Sim
1517
Sobrecarga de enrolamento de
49 (49 Winding O/L)
49 Th.Overload
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
167
17
1
Sim
1521
TRIP Sobrecarga Térmica de 49
(49 Th O/L TRIP)
49 Th.Overload
OUT
*
on
m
LED
BO
167
21
2
Sim
1580
>Reset de Imagem de Sobrecar- 49 Th.Overload
ga Térmica de 49
(>RES 49 Image)
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
1581
Reset de Imagem de Sobrecarga 49 Th.Overload
Térmica de 49 (49 Image res.)
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
1704
>BLOQUEAR 50/51
(>BLK 50/51)
50/51 Overcur.
SP
*
*
*
LED BI
BO
1714
>BLOQUEAR 50N/51N
(>BLK 50N/51N)
50/51 Overcur.
SP
*
*
*
LED BI
BO
1718
>BLOQUEAR 50-3
(>BLOCK 50-3)
50/51
Sobrecorrente
SP
*
*
*
LED BI
BO
60
144
1
Sim
1719
>BLOQUEAR 50N-3
(>BLOCK 50N-3)
50/51 Overcur.
SP
*
*
*
LED BI
BO
60
145
1
Sim
1721
>BLOQUEAR 50-2
(>BLOCK 50-2)
50/51 Overcur.
SP
*
*
*
LED BI
BO
60
1
1
Sim
1722
>BLOQUEAR 50-1
(>BLOCK 50-1)
50/51 Overcur.
SP
*
*
*
LED BI
BO
60
2
1
Sim
1723
>BLOQUEAR 51
(>BLOCK 51)
50/51 Overcur.
SP
*
*
*
LED BI
BO
60
3
1
Sim
1724
>BLOQUEAR 50N-2
(>BLOCK 50N-2)
50/51 Overcur.
SP
*
*
*
LED BI
BO
60
4
1
Sim
1725
>BLOQUEAR 50N-1
(>BLOCK 50N-1)
50/51 Overcur.
SP
*
*
*
LED BI
BO
60
5
1
Sim
1726
>BLOQUEAR 51N
(>BLOCK 51N)
50/51 Overcur.
SP
*
*
*
LED BI
BO
60
6
1
Sim
1730
>BLOQUEAR Pickup de Carga
Fria (>BLOCK CLP)
Pickup de Carga
Fria
SP
*
*
*
LED BI
BO
1731
>BLOQUEAR Temporizador de
parada de pickup de carga fria
(>BLK CLP stpTim)
Pickup de Carga
Fria
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
60
243
1
Sim
1732
>ATIVAR Pickup de Carga Fria
(>ACTIVATE CLP)
Pickup de Carga
Fria
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
1751
Sobrecorrente de 50/51 está
DESLIGADA (50/51 PH OFF)
50/51 Overcur.
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
60
21
1
Sim
1752
BLOQUEADA (50/51 PH BLK)
50/51 Overcur.
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
60
22
1
Sim
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
*
Relé
*
Função Chave
On
Off
Entrada Binária
OUT
49 Th.Overload
está DESLIGADA (49 O / L OFF)
1511
Info.
Unidade de Dados
Tipo
de
Tipo
Função
LED
Descrição
No.
513
Apêndice
Tipo
de
*
LED
BO
60
23
1
Sim
1756
50N/51N está DESLIGADO
(50N/51N OFF)
50/51 Overcur.
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
60
26
1
Sim
1757
50N/51N está BLOQUEADO
(50N/51N BLK)
50/51 Overcur.
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
60
27
1
Sim
1758
50N/51N está ATIVO (50N/51N
ACT)
50/51 Overcur.
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
60
28
1
Sim
1761
Pickup de Sobrecorrente de
50(N)/51(N) (50(N)/51(N) PU)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
m
LED
BO
160
84
2
Sim
1762
Pickup Fase A de 50/51
(50/51 Ph A PU)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
m
LED
BO
160
64
2
Sim
1763
Pickup Fase B de 50/51
(50/51 Ph B PU)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
m
LED
BO
160
65
2
Sim
1764
Pickup Fase C de 50/51
(50/51 Ph C PU)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
m
LED
BO
160
66
2
Sim
1765
Pickup de 50N/51N
(50N/51NPickedup)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
m
LED
BO
160
67
2
Sim
1767
Pickup de 50-3 (50-3 picked up)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
146
2
Sim
1768
Pickup de 50N-3 (50N-3 picked
up)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
147
2
Sim
1769
TRIP de 50-3 (50-3 TRIP)
50/51 Overcur.
OUT
*
on
*
LED
BO
60
148
2
Sim
1770
TRIP de 50N-3 (50N-3 TRIP)
50/51 Overcur.
OUT
*
on
*
LED
BO
60
149
2
Sim
1787
Tempo esgotado de 50N-3
(50-3 TimeOut)
50/51 Overcur.
OUT
*
*
*
LED
BO
60
167
2
Sim
1788
Tempo esgotado de 50-3
(50N-3 TimeOut)
50/51 Overcur.
OUT
*
*
*
LED
BO
60
168
2
Sim
1791
TRIP de 50(N)/51(N)
(50(N)/51(N)TRIP)
50/51 Overcur.
OUT
*
on
m
LED
BO
160
68
2
Não
1800
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
75
2
Sim
1804
(50-2 TimeOut)
50/51 Overcur.
OUT
*
*
*
LED
BO
60
49
2
Sim
*
Relé
On
Off
Função Chave
OUT
Entrada Binária
50/51 Overcur.
ATIVA (50/51 PH ACT)
1753
Info.
IEC 60870-5-103
Unidade de Dados
Tipo
Função
LED
Descrição
No.
1805
50/51 Overcur.
OUT
*
on
m
LED
BO
160
91
2
Não
1810
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
76
2
Sim
1814
(50-1 TimeOut)
50/51 Overcur.
OUT
*
*
*
LED
BO
60
53
2
Sim
1815
50/51 Overcur.
OUT
*
on
m
LED
BO
160
90
2
Não
1820
Pickup de 51 (51 picked up)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
77
2
Sim
1824
Tempo esgotado de 51
(51 Time Out)
50/51 Overcur.
OUT
*
*
*
LED
BO
60
57
2
Sim
1825
TRIP de 51 (51 TRIP)
50/51 Overcur.
OUT
*
on
m
LED
BO
60
58
2
Sim
1831
Pickup de 50N-2
(50N-2 picked up)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
59
2
Sim
1832
(50N-2 TimeOut)
50/51 Overcur.
OUT
*
*
*
LED
BO
60
60
2
Sim
1833
50/51 Overcur.
OUT
*
on
m
LED
BO
160
93
2
Não
1834
Pickup de 50N-1
(50N-1 picked up)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
62
2
Sim
514
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
Unidade de Dados
BO
Tipo
LED
*
Relé
*
Função Chave
*
IEC 60870-5-103
60
63
2
Sim
1835
(50N-1 TimeOut)
1836
50/51 Overcur.
OUT
*
on
m
LED
BO
160
92
2
Não
1837
Pickup de 51N (51N picked up)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
64
2
Sim
1838
Tempo esgotado de 51N (51N
TimeOut)
50/51 Overcur.
OUT
*
*
*
LED
BO
60
65
2
Sim
1839
TRIP de 51N (51N TRIP)
50/51 Overcur.
OUT
*
on
m
LED
BO
60
66
2
Sim
1840
Detecção de Inrush Fase A
(PhA InrushDet)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
101
2
Sim
1841
Detecção de Inrush Fase B
(PhB InrushDet)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
102
2
Sim
1842
Detecção de Inrush Fase C
(PhC InrushDet)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
103
2
Sim
1843
Bloqueio cruzado: PhX blocked
PhY (INRUSH X-BLK)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
104
2
Sim
1851
50-1 BLOQUEADO
(50-1 BLOCKED)
50/51 Overcur.
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
60
105
1
Sim
1852
50-2 BLOQUEADO
(50-2 BLOCKED)
50/51 Overcur.
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
60
106
1
Sim
1853
50N-1 BLOQUEADO
(50N-1 BLOCKED)
50/51 Overcur.
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
60
107
1
Sim
1854
50N-2 BLOQUEADO
(50N-2 BLOCKED)
50/51 Overcur.
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
60
108
1
Sim
1855
51 BLOQUEADO
(51 BLOCKED)
50/51 Overcur.
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
60
109
1
Sim
1856
51N BLOQUEADO
(51N BLOCKED)
50/51 Overcur.
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
60
110
1
Sim
1866
Pickup de Emulação de Disco de 50/51 Overcur.
51 (51 Disk Pickup)
OUT
*
*
*
LED
BO
1867
Pickup de Emulação de Disco de 50/51 Overcur.
51N (51N Disk Pickup)
OUT
*
*
*
LED
BO
1994
Pickup de Carga Fria está
DESLIGADO (CLP OFF)
Cold Load Pickup
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
60
244
1
Sim
1995
Pickup de Carga Fria está
BLOQUEADO (CLP BLOCKED)
Cold Load Pickup
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
60
245
1
Sim
1996
Pickup de Carga Fria está EM
ANDAMENTO (CLP running)
Cold Load Pickup
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
60
246
1
Sim
1997
Ajustes Dinâmicos estão ATIVOS Cold Load Pickup
(Dyn set. ACTIVE)
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
60
247
1
Sim
2604
>BLOQUEAR Sobrecorrente de
67/67 (>BLK 67/67-TOC)
67 Direct. O/C
SP
*
*
*
LED BI
BO
2614
>BLOQUEAR Sobrecorrente de
67N/67N (>BLK 67N/67NTOC)
67 Direct. O/C
SP
*
*
*
LED BI
BO
2615
>BLOQUEAR 67-2
(>BLOCK 67-2)
67 Direct. O/C
SP
*
*
*
LED BI
BO
63
73
1
Sim
2616
>BLOQUEAR 67N-2
(>BLOCK 67N-2)
67 Direct. O/C
SP
*
*
*
LED BI
BO
63
74
1
Sim
2621
>BLOQUEAR 67-1
(>BLOCK 67-1)
67 Direct. O/C
SP
*
*
*
LED BI
BO
63
1
1
Sim
2622
>BLOQUEAR 67-TOC
(>BLOCK 67-TOC)
67 Direct. O/C
SP
*
*
*
LED BI
BO
63
2
1
Sim
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
OUT
LED
50/51 Overcur.
Info.
Entrada Binária
Tipo
de
Função
Descrição
No.
515
Apêndice
*
*
*
LED BI
BO
63
3
1
Sim
2624
>BLOQUEAR 67N-TOC
(>BLOCK 67N-TOC)
67 Direct. O/C
SP
*
*
*
LED BI
BO
63
4
1
Sim
2628
Fase A Para frente
(Phase A forward)
67 Direct. O/C
OUT
on
*
*
LED
BO
63
81
1
Sim
2629
Fase B Para frente
(Phase B forward)
67 Direct. O/C
OUT
on
*
*
LED
BO
63
82
1
Sim
2630
Fase C Para frente
(Phase C forward)
67 Direct. O/C
OUT
on
*
*
LED
BO
63
83
1
Sim
2632
Fase A reversa
(Phase A reverse)
67 Direct. O/C
OUT
on
*
*
LED
BO
63
84
1
Sim
2633
Fase B reversa
(Phase B reverse)
67 Direct. O/C
OUT
on
*
*
LED
BO
63
85
1
Sim
2634
Fase C reversa
(Phase C reverse)
67 Direct. O/C
OUT
on
*
*
LED
BO
63
86
1
Sim
2635
Terra Para frente
(Ground forward)
67 Direct. O/C
OUT
on
*
*
LED
BO
63
87
1
Sim
2636
Terra reversa (Ground reverse)
67 Direct. O/C
OUT
on
*
*
LED
BO
63
88
1
Sim
2637
67-1 está BLOQUEADA
(67-1 BLOCKED)
67 Direct. O/C
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
63
91
1
Sim
2642
67 Direct. O/C
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
63
67
2
Sim
2646
Pickup de 67N-2
(67N-2 picked up)
67 Direct. O/C
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
63
62
2
Sim
2647
Tempo Expirado de 67-2
(67-2 Time Out)
67 Direct. O/C
OUT
*
*
*
LED
BO
63
71
2
Sim
2648
Tempo Expirado de 67N-2
(67N-2 Time Out)
67 Direct. O/C
OUT
*
*
*
LED
BO
63
63
2
Sim
2649
67 Direct. O/C
OUT
*
on
m
LED
BO
63
72
2
Sim
2651
67/67-TOC em OFF
(67/67-TOC OFF)
67 Direct. O/C
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
63
10
1
Sim
2652
67/67-TOC está BLOQUEADA
(67 BLOCKED)
67 Direct. O/C
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
63
11
1
Sim
2653
67/67-TOC está ATIVA
(67 ACTIVE)
67 Direct. O/C
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
63
12
1
Sim
2655
67-2 está BLOQUEADA
(67-2 BLOCKED)
67 Direct. O/C
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
63
92
1
Sim
2656
67N/67N-TOC em OFF OFF
(67N OFF)
67 Direct. O/C
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
63
13
1
Sim
2657
67N/67N-TOC está
BLOQUEADA (67N BLOCKED)
67 Direct. O/C
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
63
14
1
Sim
2658
67N/67N-TOC está ATIVA
(67N ACTIVE)
67 Direct. O/C
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
63
15
1
Sim
2659
67N-1 está BLOQUEADA
(67N-1 BLOCKED)
67 Direct. O/C
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
63
93
1
Sim
2660
67 Direct. O/C
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
63
20
2
Sim
2664
Tempo Expirado de 67-1
(67-1 Time Out)
67 Direct. O/C
OUT
*
*
*
LED
BO
63
24
2
Sim
2665
67 Direct. O/C
OUT
*
on
m
LED
BO
63
25
2
Sim
516
SP
Relé
67 Direct. O/C
Função Chave
>BLOQUEAR 67N-1
(>BLOCK 67N-1)
Entrada Binária
2623
Info.
Unidade de Dados
IEC 60870-5-103
Tipo
LED
Tipo
de
Função
Descrição
No.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
Tipo
de
Unidade de Dados
On
Off
On
Off
*
LED
BO
63
94
1
Sim
2669
67-TOC está BLOQUEADA
(67-TOC BLOCKED)
67 Direct. O/C
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
63
95
1
Sim
2670
Pickup de 67-TOC (67-TOC pickedup)
67 Direct. O/C
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
63
30
2
Sim
2674
Tempo Expirado de 67-TOC
(67-TOC Time Out)
67 Direct. O/C
OUT
*
*
*
LED
BO
63
34
2
Sim
63
35
2
Sim
63
96
1
Sim
2675
TRIP de 67-TOC (67-TOC TRIP) 67 Direct. O/C
OUT
*
on
m
LED
BO
2676
Emulação de disco de 67-TOC
está ATIVA (67-TOC DiskPU)
67 Direct. O/C
OUT
*
*
*
LED
BO
2677
67N-TOC está BLOQUEADA
(67N-TOC BLOCKED)
67 Direct. O/C
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
OUT
Relé
67 Direct. O/C
Função Chave
67N-2 está BLOQUEADA
(67N-2 BLOCKED)
Entrada Binária
2668
Info.
IEC 60870-5-103
Tipo
LED
Função
Descrição
No.
2679
67 Direct. O/C
OUT
*
on
m
LED
BO
63
64
2
Sim
2681
Pickup de 67N-1
(67N-1 picked up)
67 Direct. O/C
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
63
41
2
Sim
2682
Tempo Expirado de 67N-1
(67N-1 Time Out)
67 Direct. O/C
OUT
*
*
*
LED
BO
63
42
2
Sim
2683
67 Direct. O/C
OUT
*
on
m
LED
BO
63
43
2
Sim
2684
Pickup de 67N-TOC
(67N-TOCPickedup)
67 Direct. O/C
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
63
44
2
Sim
2685
Tempo Expirado de 67N-TOC
(67N-TOC TimeOut)
67 Direct. O/C
OUT
*
*
*
LED
BO
63
45
2
Sim
2686
TRIP de 67N-TOC
(67N-TOC TRIP)
67 Direct. O/C
OUT
*
on
m
LED
BO
63
46
2
Sim
2687
Emulação de disco de 67N-TOC
está ATIVA (67N-TOC Disk PU)
67 Direct. O/C
OUT
*
*
*
LED
BO
2691
Pickup de 67/67N (67/67N picke- 67 Direct. O/C
dup)
OUT
*
On
Off
m
LED
BO
63
50
2
Sim
2692
Pickup de 67/67-TOC Fase A
(67 A picked up)
67 Direct. O/C
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
63
51
2
Sim
2693
Pickup de 67/67-TOC Fase B
(67 B picked up)
67 Direct. O/C
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
63
52
2
Sim
2694
Pickup de 67/67-TOC Fase C
(67 C picked up)
67 Direct. O/C
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
63
53
2
Sim
2695
(67N picked up)
67 Direct. O/C
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
63
54
2
Sim
2696
TRIP de 6 7/67N (67/67N TRIP)
67 Direct. O/C
OUT
*
on
m
LED
BO
63
55
2
Sim
2701
>79 ON (>79 ON)
79M AutoRecll.
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
40
1
1
Sim
2702
>79 OFF (>79 OFF)
79M AutoRecll.
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
40
2
1
Sim
2703
79M AutoRecll.
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
40
3
1
Sim
2711
>79 Partida Externa de AR
interno (>79 Start)
79M AutoRecl..
SP
*
On
Off
*
LED BI
BO
2715
>Inicia programa à terra de 79
(>Start 79 Gnd)
79M AutoRecl..
SP
*
on
*
LED BI
BO
40
15
2
Sim
2716
>Inicia programa de Fase de 79
(>Start 79 Ph)
79M AutoRecl.
SP
*
on
*
LED BI
BO
40
16
2
Sim
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
517
Apêndice
Tipo
de
On
Off
*
*
LED BI
BO
2722
>Ligar coordenação de sequência de zona (>ZSC ON)
79M AutoRecl.
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
2723
>Desligar coordenação de
sequência de zona
(>ZSC OFF)
79M AutoRecl.
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
2730
>Disjuntor PRONTO para
religamento (>CB Ready)
79M AutoRecl.
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
2731
>79: Liberação de sincronização 79M AutoRecl.
de sync.-check externa
>Sync.release)
SP
*
on
*
LED BI
BO
2753
79: Temporização Máxima de
Tempo Morto expirada (79 DT
delay ex.)
79M AutoRecl.
OUT
on
*
*
LED
BO
2754
>79: Temporização de Tempo
Morto (>79 DT St.Delay)
79M AutoRecl.
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
2781
79 Auto-religamento está OFF
(79 OFF)
79M AutoRecl.
OUT
on
*
*
LED
2782
79 Auto-religamento está ON
(79 ON)
79M AutoRecl.
IntSP
On
Off
*
*
2784
79 Auto-religamento NÃO está
pronta (79 is NOT ready)
79M AutoRecl.
OUT
On
Off
*
2785
79 - Auto-religamento está
dinamicamente BLOQUEADA
(79 DynBlock)
79M AutoRec..
OUT
On
Off
2788
79: Janela de monitoramento de
prontidão do disjuntor expirada
(79 T-CBreadyExp)
79M AutoRec..
OUT
2801
79 - em progresso
(79 in progress)
79M AutoRec..
2808
79: Disjuntor aberto sem trip
(79 BLK: CB open)
Unidade de Dados
1
Sim
40
30
1
Sim
BO
40
81
1
Sim
LED
BO
160
16
1
Sim
*
LED
BO
160
130
1
Sim
on
*
LED
BO
40
85
1
Sim
on
*
*
LED
BO
OUT
*
on
*
LED
BO
40
101
2
Sim
79M AutoRecl.
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
2809
79: Sinal de partida do tempo de 79M AutoRecl.
monitoramento expirado
(79 T-Start Exp)
OUT
on
*
*
LED
BO
2810
79: Tempo morto máximo
expirado (79 TdeadMax Exp)
79M AutoRecl..
OUT
on
*
*
LED
BO
2823
79: nenhuma iniciador
configurado (79 no starter)
79M AutoRecl.
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
2824
79: nenhum ciclo configurado
(79 no cycle)
79M AutoRecl.
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
2827
79: bloqueio devido a trip
(79 BLK by trip)
79M AutoRecl.
OUT
on
*
*
LED
BO
2828
79: bloqueio devido a pickup trifá- 79M AutoRecl.
sico (79 BLK:3ph p.u.)
OUT
on
*
*
LED
BO
2829
79: tempo de ação expirado
antes do trip (79 Tact expired)
79M AutoRecl..
OUT
on
*
*
LED
BO
2830
79: max. número de ciclos
excedido (79 Max. No. Cyc)
79M AutoRecl.
OUT
on
*
*
LED
BO
2844
(79 1stCyc. run.)
79M AutoRecl.
OUT
*
on
*
LED
BO
518
Relé
20
Função Chave
40
Entrada Binária
IEC 60870-5-103
Tipo
SP
>Habilitada 50/67-(N)-2 (bloqueia P. Sys. Data 2
sobrealcance de 79)
(>Enable ANSI#-2)
2720
Info.
Função
LED
Descrição
No.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
*
on
*
LED
BO
2846
(79 3rdCyc. run.)
79M AutoRecl.
OUT
*
on
*
LED
BO
2847
79 4º ciclo ou superior em
progresso (79 4thCyc. run.)
79M AutoRecl.
OUT
*
on
*
LED
BO
2851
79 - Comando de fechamento
(79 Close)
79M AutoRecl.
OUT
*
on
m
LED
BO
160
128
2
Não
2862
79 - ciclo bem sucedido
(79 Successful)
79M AutoRecl.
OUT
on
on
*
LED
BO
40
162
1
Sim
2863
79 - Bloqueado (79 Lockout)
79M AutoRecl.
OUT
on
on
*
LED
BO
40
163
2
Sim
2865
79: Solicitação de Synchro-check 79M AutoRecl.
(79 Sync.Request)
OUT
*
on
*
LED
BO
2878
79-sequência de religamento mo- 79M AutoRecl.
nofásico de AR
(79 L-N Sequence)
OUT
*
on
*
LED
BO
40
180
2
Sim
2879
79-sequência de religamento
multifásico de AR
(79 L-L Sequence)
79M AutoRecl.
OUT
*
on
*
LED
BO
40
181
2
Sim
2883
Sequenciamento de Zona está
ATIVA (ZSC active)
79M AutoRecl.
OUT
On
Off
on
*
LED
BO
2884
Zona está em ON (ZSC ON)
79M AutoRecl.
OUT
on
*
*
LED
BO
2885
Zona está em OFF (ZSC OFF)
79M AutoRecl.
OUT
on
*
*
LED
BO
2889
79 Liberação de prolongamento
de zona do 1º ciclo
(79 1.CycZoneRel)
79M AutoRecl.
OUT
*
*
*
LED
BO
2890
(79 2.CycZoneRel)
79M AutoRecl.
OUT
*
*
*
LED
BO
2891
(79 3.CycZoneRel)
79M AutoRecl.
OUT
*
*
*
LED
BO
2892
(79 4.CycZoneRel)
79M AutoRecl.
OUT
*
*
*
LED
BO
2896
Número de comandos CLOSE do Statistics
1º ciclo de AR, tripolar
(79 #Close1./3p=)
VI
2898
Número de comandos CLOSE do Statistics
ciclo mais alto de AR, tripolar
(79 #Close2./3p=)
VI
2899
79: Solicitação de fechamento
para Função de Controle
(79 CloseRequest)
79M AutoRecl.
OUT
*
on
*
LED
BO
4601
>contato 52-a (ABERTO, se o
disjuntor está aberto) (>52-a)
P. Sys. Data 2
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
4602
>contato 52-b (ABERTO, se o
disjuntor está fechado) (>52-b)
P. Sys. Data 2
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
70
126
1
Sim
5143
46 Negative Seq.
SP
*
*
*
LED BI
BO
5145
>Rotação de Fase Reversa
(>Reverse Rot.)
P. Sys. Data 1
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
OUT
Relé
79M AutoRecl.
Função Chave
(79 2ndCyc. run.)
Entrada Binária
2845
Info.
Unidade de Dados
IEC 60870-5-103
Tipo
LED
Tipo
de
Função
Descrição
No.
519
Apêndice
IEC 60870-5-103
*
LED
BO
70
128
1
Sim
5148
Rotação de Fase ACB
(Rotation ACB)
P. Sys. Data 1
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
70
129
1
Sim
5151
46: em OFF (46 OFF)
46 Negative Seq.
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
70
131
1
Sim
5152
46 está BLOQUEADA (46 BLOCKED)
46 Negative Seq.
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
70
132
1
Sim
5153
46 está ATIVA (46 ACTIVE)
46 Negative Seq.
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
70
133
1
Sim
5159
46 Negative Seq.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
70
138
2
Sim
5165
46 Negative Seq.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
70
150
2
Sim
5166
Pickup de 46-TOC
(46-TOC pickedup)
46 Negative Seq.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
70
141
2
Sim
5170
TRIP de 46 (46 TRIP)
46 Negative Seq.
OUT
*
on
m
LED
BO
70
149
2
Sim
5171
Pickup de Emulação de Disco de 46 Negative Seq.
46 (46 Dsk pickedup)
OUT
*
*
*
LED
BO
5203
>BLOQUEAR 81O/U
(>BLOCK 81O/U)
81 O/U Freq.
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
70
176
1
Sim
5206
>BLOQUEAR 81-1
(>BLOCK 81-1)
81 O/U Freq.
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
70
177
1
Sim
5207
>BLOQUEAR 81-2
(>BLOCK 81-2)
81 O/U Freq.
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
70
178
1
Sim
5208
>BLOQUEAR 81-3
(>BLOCK 81-3)
81 O/U Freq.
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
70
179
1
Sim
5209
>BLOQUEAR 81-4
(>BLOCK 81-4)
81 O/U Freq.
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
70
180
1
Sim
5211
81 em OFF (81 OFF)
81 O/U Freq.
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
70
181
1
Sim
5212
81 BLOQUEADA (81 BLOCKED) 81 O/U Freq.
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
70
182
1
Sim
5213
81 ATIVA (81 ACTIVE)
81 O/U Freq.
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
70
183
1
Sim
5214
81 Bloqueio de Subtensão
(81 Under V Blk)
81 O/U Freq.
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
70
184
1
Sim
5232
81 O/U Freq.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
70
230
2
Sim
5233
81 O/U Freq.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
70
231
2
Sim
5234
81 O/U Freq.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
70
232
2
Sim
5235
81 O/U Freq.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
70
233
2
Sim
5236
81 O/U Freq.
OUT
*
on
m
LED
BO
70
234
2
Sim
5237
81 O/U Freq.
OUT
*
on
m
LED
BO
70
235
2
Sim
5238
81 O/U Freq.
OUT
*
on
m
LED
BO
70
236
2
Sim
5239
81 O/U Freq.
OUT
*
on
m
LED
BO
70
237
2
Sim
5951
>BLOQUEAR 50 1Fase
(>BLK 50 1Ph)
50 1Ph
SP
*
*
*
LED BI
BO
520
*
Relé
On
Off
Função Chave
OUT
Entrada Binária
P. Sys. Data 1
Rotação de Fase ABC
(Rotation ABC)
5147
Info.
Unidade de Dados
Tipo
de
Tipo
Função
LED
Descrição
No.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
5952
>BLOQUEAR 50 1Fase1
(>BLK 50 1Ph-1)
50 1Ph
SP
*
*
*
LED BI
BO
5953
>BLOCK 50 1 Fase 2
(>BLK 50 1Ph-2)
50 1Ph
SP
*
*
*
LED BI
BO
5961
50 1 Fase está OFF
(50 1Ph OFF)
50 1Ph
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
5962
50 1 Fase está BLOQUEADA
(50 1 Ph BLOCKED)
50 1Ph
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
5963
50 1 Fase está ATIVA
(50 1Ph ACTIVE)
50 1Ph
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
5966
50 1 Fase-1 está BLOQUEADA
(50 1Ph-1 BLK)
50 1Ph
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
5967
50 1 Fase-2 está BLOQUEADA
(50 1Ph-2 BLK)
50 1Ph
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
5971
Pickup de 50 1 Fase (50 1Ph
Pickup)
50 1Ph
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
Unidade de Dados
OUT
*
on
*
LED
BO
Pickup de 50 1 Fase1
(50 1Ph-1 PU)
50 1Ph
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
5975
50 1 Fase1 TRIP
(50 1Ph-1 TRIP)
50 1Ph
OUT
*
on
*
LED
BO
5977
Pickup de 50 1Fase 2
(50 1Ph-2 PU)
50 1Ph
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
5979
TRIP de 50 1 Fase 2
(50 1Ph-2 TRIP)
50 1Ph
OUT
*
on
*
LED
BO
5980
50 1 fase: I em pickup (50 1Ph I:) 50 1Ph
VI
*
On
Off
6503
>BLOQUEAR 27 proteção de
subtensão (>BLOCK 27)
27/59 O/U Volt.
SP
*
*
*
LED BI
BO
74
3
1
Sim
6505
>Ligar Supervisão de corrente 27 27/59 O/U Volt.
(>27 I SUPRVSN)
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
74
5
1
Sim
6506
>BLOQUEAR 27-1 Proteção de
subtensão (>BLOCK 27-1)
27/59 O/U Volt.
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
74
6
1
Sim
6508
>BLOQUEAR 27-2 Proteção de
subtensão (>BLOCK 27-2)
27/59 O/U Volt.
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
74
8
1
Sim
6509
>Falha: TP do Alimentador
(>FAIL:FEEDER VT)
Measurem.Superv
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
74
9
1
Sim
6510
>Falha: TP do Barramento
(>FAIL: BUS VT)
Measurem.Superv
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
74
10
1
Sim
6513
>BLOQUEAR 59 Proteção de
Subtensão (>BLOCK 59)
27/59 O/U Volt.
SP
*
*
*
LED BI
BO
74
13
1
Sim
6530
27 Proteção de Subtensão está
OFF (27 OFF)
27/59 O/U Volt.
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
74
30
1
Sim
6531
BLOQUEADA (27 BLOCKED)
27/59 O/U Volt.
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
74
31
1
Sim
6532
ATIVA (27 ACTIVE)
27/59 O/U Volt.
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
74
32
1
Sim
6533
27-1 Pickup de Subtensão
(27-1 picked up)
27/59 O/U Volt.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
74
33
2
Sim
6534
27-1 PICKUP de Subtensão com 27/59 O/U Volt.
supervisão de corrente
(27-1 PU CS)
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
74
34
2
Sim
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Relé
TRIP de 50 1 Fase (50 1Ph TRIP) 50 1Ph
5974
Função Chave
5972
Entrada Binária
IEC 60870-5-103
Tipo
Info.
LED
Tipo
de
Função
Descrição
No.
521
Apêndice
Tipo
de
*
LED
BO
74
37
2
Sim
6538
27-2 PICKUP de Subtensão com 27/59 O/U Volt.
supervisão de corrente
(27-2 PU CS)
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
74
38
2
Sim
6539
27-1 TRIP deSubtensão
(27-1 TRIP)
27/59 O/U Volt.
OUT
*
on
m
LED
BO
74
39
2
Sim
6540
27-2 TRIP de Subtensão
(27-2 TRIP)
27/59 O/U Volt.
OUT
*
on
*
LED
BO
74
40
2
Sim
6565
59-Proteção de Sobretensão
está OFF (59 OFF)
27/59 O/U Volt.
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
74
65
1
Sim
6566
está BLOQUEADA (59 BLOCKED)
27/59 O/U Volt.
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
74
66
1
Sim
6567
está ATIVA (59 ACTIVE)
27/59 O/U Volt.
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
74
67
1
Sim
6568
59-1 Pickup de Sobretensão V>
(59-1 picked up)
27/59 O/U Volt.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
74
68
2
Sim
6570
59-1 TRIP de Sobretensão V>
(59-1 TRIP)
27/59 O/U Volt.
OUT
*
on
m
LED
BO
74
70
2
Sim
6571
59-2 Pickup de Sobretensão V>> 27/59 O/U Volt.
(59-2 picked up)
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
6573
59-2 TRIP de Sobretensão V>>
(59-2 TRIP)
27/59 O/U Volt.
OUT
*
on
*
LED
BO
6851
>BLOQUEAR 74TC
(>BLOCK 74TC)
74TC TripCirc.
SP
*
*
*
LED BI
BO
6852
>Supervisão do circuito de trip
74TC TripCirc.
74TC: relé de trip (>74TC trip rel.)
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
170
51
1
Sim
6853
>Supervisão do circuito de trip
74TC.: relé bkr (>74TC brk rel.)
74TC TripCirc.
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
170
52
1
Sim
6861
74TC está OFF (74TC OFF)
74TC TripCirc.
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
170
53
1
Sim
6862
Supervisão do circuito de
trip74TC está BLOQUEADA
(74TC BLOCKED)
74TC TripCirc.
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
153
16
1
Sim
6863
74TC está ATIVA (74TC
ACTIVE)
74TC TripCirc.
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
153
17
1
Sim
6864
Bloqueada 74TC . Entrada Biná- 74TC TripCirc.
ria não está ajustada
(74TC ProgFail)
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
170
54
1
Sim
6865
74TC: Falha do Circuito de Trip
(74TC Trip cir.)
74TC TripCirc.
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
170
55
1
Sim
7551
Pickup de Inrush de 50-1
(50-1 InRushPU)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
80
2
Sim
7552
Pickup de Inrush de 50N-1
(50N-1 InRushPU)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
81
2
Sim
7553
Pickup de Inrush de 51
(51 InRushPU)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
82
2
Sim
7554
Pickup de Inrush de 51N
(51N InRushPU)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
83
2
Sim
7556
InRush OFF (InRush OFF)
50/51 Overcur.
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
60
92
1
Sim
522
On
Off
Relé
*
Função Chave
OUT
Entrada Binária
27/59 O/U Volt.
27-2 Pickup de Subtensão
(27-2 picked up)
6537
Info.
IEC 60870-5-103
Unidade de Dados
Tipo
Função
LED
Descrição
No.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
On
Off
On
Off
*
LED
BO
60
93
1
Sim
7558
Detectada InRush à Terra
(InRush Gnd Det)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
94
2
Sim
7559
Pickup de InRush de 67-1
(67-1 InRushPU)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
84
2
Sim
7560
Pickup de InRush de 67N-1
(67N-1 InRushPU)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
85
2
Sim
7561
Pickup de InRush de 67-TOC
(67-TOC InRushPU)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
86
2
Sim
7562
Pickup de InRush de 67N-TOC
(67N-TOCInRushPU)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
87
2
Sim
7563
>BLOQUEAR InRush
(>BLOCK InRush)
50/51 Overcur.
SP
*
*
*
LED BI
BO
7564
Pickup de InRush à Terra
(Gnd InRush PU)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
88
2
Sim
7565
Pickup de InrRush Fase A
(Ia InRush PU)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
89
2
Sim
7566
Pickup de InrRush Fase B
(Ib InRush PU)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
90
2
Sim
7567
Pickup de InrRush Fase C
(Ic InRush PU)
50/51 Overcur.
OUT
*
On
Off
*
LED
BO
60
91
2
Sim
10034
50-3 BLOQUEADO
(50-3 BLOCKED)
50/51 Overcur.
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
60
169
1
Sim
10035
50N-3 BLOQUEADO
(50N-3 BLOCKED)
50/51 Overcur.
OUT
On
Off
On
Off
*
LED
BO
60
170
1
Sim
10036
Malparameteriz. Capacidade de
Divisor de tensão
(Capac.Par.Fail.)
P. Sys. Data 1
OUT
On
Off
LED
BO
10080
Extensão de erro I/O
(Error Ext I/O)
Device, General
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
10081
Erro Ethernet (Error Ethernet)
Device, General
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
10082
Erro Terminal de Corrente
(Error Terminal)
Device, General
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
10083
Erro Básico I/O (Error Basic I/O)
Device, General
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
16001
Exponenciação da Corrente de
Statistics
Soma Fase A para Ir^x (ΣI^x A=)
VI
16002
Statistics
Soma Fase B para Ir^x (ΣI^x B=)
VI
16003
Statistics
Soma Fase C para Ir^x (ΣI^x C=)
VI
16005
Excedido limite Exponencial da
Corrente de Soma
(Threshold ΣI^x>)
SetPoint (Stat.)
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
16006
Duração Residual Fase A (Resid.Endu. A=)
Statistics
VI
16007
Duração Residual Fase B (Resid.Endu. B=)
Statistics
VI
16008
Duração Residual Fase C (Resid.Endu. C=)
Statistics
VI
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
OUT
Relé
50/51 Overcur.
Função Chave
InRush BLOQUEADA
(InRush BLK)
Entrada Binária
7557
Info.
Unidade de Dados
IEC 60870-5-103
Tipo
LED
Tipo
de
Função
Descrição
No.
523
Apêndice
*
*
LED
BO
SP
On
Off
*
*
LED BI
BO
52 Bloqueado Desgaste do
P. Sys. Data 2
Disjuntor pela Falha de Ajuste de
Tempo
(52 WearSet.fail)
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
16027
52 Lógica de desgaste do
P. Sys. Data 2
Disjuntor bloqueada
Ir-CB>=Isc-CB (52WL.blk I PErr)
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
16028
52 Lógica de Desgaste do
Disjuntor bloqueada SwCyc.Isc>=SwCyc.Ir
(52WL.blk n PErr)
P. Sys. Data 2
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
16029
BLOQUEADO Erro de ajuste de
Falta à Terra Sensitiva 51Ns
(51Ns BLK PaErr)
Sens. Gnd Fault
OUT
On
Off
*
*
LED
BO
16030
(ϕ(3Vo,INs) =)
Sens. Gnd Fault
VI
30053
Gravação de Falta em Progresso Osc. Fault Rec
(Fault rec. run.)
OUT
*
*
LED
BO
31000
Contador de operação Q0 =
(Q0 OpCnt=)
Control Device
VI
*
31001
(Q1 OpCnt=)
Control Device
VI
*
31008
(Q8 OpCnt=)
Control Device
VI
*
VI
16012
Número de trips mecânicos Fase Statistics
B (mechan.TRIP B=)
VI
16013
C (mechan.TRIP C=)
VI
16014
Integral da Corrente do Quadrado da Soma Fase A (ΣI^2t A=)
Statistics
VI
16015
Integral da Corrente do Quadrado da Soma Fase B (ΣI^2t B=)
Statistics
VI
16016
Integral da Corrente do Quadrado da Soma Fase C (ΣI^2t C=)
Statistics
VI
16018
Limite da Int. da Corrente do
Quadrado da Soma excedido
(Thresh. ΣI^2t>)
SetPoint (Stat.)
16019
>52 Critério de Inicio de
Desgaste do Disjuntor
(>52 Wear start)
P. Sys. Data 2
16020
524
On
Off
A (mechan.TRIP A=)
Relé
OUT
16011
Função Chave
BO
Entrada Binária
LED
*
OUT
Caiu Abaixo do do Limite de
Duração Residual do Disjuntor
(Thresh.R.Endu.<)
*
SetPoint (Stat.)
16010
On
Off
Info.
IEC 60870-5-103
Unidade de Dados
Tipo
Tipo
de
Função
LED
Descrição
No.
On
Off
*
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
A.10 Grupo de Alarmes
A.10
Grupo de Alarmes
No.
Descrição
Função No.
Descrição
140
Error Sum Alarm (Alarme de 177
Erro de Soma)
178
10080
10081
10082
10083
191
193
Falha de Bateria
Erro da Placa I/O
Erro Externo I/O
Erro Ethernet
Erro de Terminal
Erro Básico de I/O
Erro de Offset
Alarme SEM Calibração
160
Alarm Sum Event (Alarmede 162
Evento de Soma)
163
167
175
176
Falha Σ I
Falha de Equilíbrio de I
Falha de Equilíbrio de V
Falha de Sequência de FaseI
Falha de Sequência de
FaseV
161
Fail I Superv. (Falha de
Supervisão de I)
162
163
Falha Σ I
Falha de Equilíbrio de I
171
Fail Ph. Seq. (Falha de
Sequência de Fase.
175
176
Falha de Sequência de FaseI
Falha de Sequência de
FaseV
501
Relay PICKUP (PICKUP do
relé)
1517
5159
5165
5166
5971
5974
5977
1761
2691
1224
1221
1215
Enrolamento O/L 49 L
PICKUP 46-2
PICKUP de 46-1
PICKUP de 46-TOC
PICKUP de 50 1 Fase
PICKUP de 50 1 Fase 1
PICKUP de 50 1 Fase 2
PICKUP de50 (N)/51(N) PU
PICKUP de 67/67N
PICKUP de 50Ns-1
PICKUP de 50Ns-2
PICKUP de 64
511
Relay TRIP (TRIP do relé)
1521
5170
5972
5975
5979
1791
2696
1226
1223
1217
TRIP de Sobrec. Térmica 49
TRIP de 46
TRIP de 50 1 Fase
TRIP de 50 1 Fase 1
TRIP de 50 1 Fase 2
TRIP de 50 (N)/51(N)
TRIP de 67/67N
TRIP de 50Ns-1
TRIP de 50Ns-2
TRIP de 64
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
525
Apêndice
A.11 Valores Medidos
Valores Medidos
Statistics
-
Número de TRIPs= (#de TRIPs=)
-
-
-
-
-
CFC
-
Horas de Operação maior do que (OpHour>) SetPoint(Stat.)
-
-
-
-
-
CFC
170.2050
V1 = (V1 =)
SYNC function 1
130
1
Não
9
1
CFC
170.2051
f1 = (f1 =)
SYNC function 1
130
1
Não
9
4
CFC
170.2052
V2 = (V2 =)
SYNC function 1
130
1
Não
9
3
CFC
170.2053
f2 = (f2 =)
SYNC function 1
130
1
Não
9
7
CFC
170.2054
dV = (dV =)
SYNC function 1
130
1
Não
9
2
CFC
170.2055
df = (df =)
SYNC function 1
130
1
Não
9
5
CFC
170.2056
dalpha = (dα =)
SYNC function 1
130
1
Não
9
6
CFC
601
Ia (Ia =)
Measurement
134
157
Não
9
1
CFC
602
Ib (Ib =)
Measurement
160
145
Sim
3
1
CFC
Measurement
134
157
Não
9
2
603
Ic (Ic =)
Measurement
134
157
Não
9
3
CFC
604
In (In =)
Measurement
134
157
Não
9
4
CFC
605
I1 (sequência positiva) (I1 =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
606
I2 (sequência negativa) (I2 =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
621
Va (Va =)
Measurement
134
157
Não
9
6
CFC
622
Vb (Vb =)
Measurement
134
157
Não
9
7
CFC
623
Vc (Vc =)
Measurement
134
157
Não
9
8
CFC
624
Va-b (Va-b=)
Measurement
160
145
Sim
3
2
CFC
Measurement
134
157
Não
9
9
625
Vb-c (Vb-c=)
Measurement
134
157
Não
9
10
626
Vc-a (Vc-a=)
Measurement
134
157
Não
9
11
CFC
627
VN (VN =)
Measurement
134
118
Não
9
1
CFC
629
V1 (sequência positiva) (V1 =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
630
V2 (sequência negativa) (V2 =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
632
Vsync (sincronismo) (Vsync =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
641
P (potência ativa) (P =)
Measurement
134
157
Não
9
12
CFC
642
Q (potência reativa) (Q =)
Measurement
134
157
Não
9
13
CFC
644
Frequência (Freq=)
Measurement
134
157
Não
9
5
CFC
645
S (potência aparente) (S =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
680
Ângulo Va-Ia (Phi A =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
681
Ângulo Vb-Ib (Phi B =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
682
Ângulo Vc-Ic (Phi C =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
701
Corrente à terra resistiva em sistemas
isolados (INs Real)
Measurement
134
157
Não
9
15
CFC
702
Corrente à terra reativa em sistemas
isolados (INs Reac)
Measurement
134
157
Não
9
16
CFC
807
Sobrecarga Térmica (Θ/Θtrip)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
830
Corrente de Falta à Terra Sensitiva INs
(INs =)
Measurement
134
118
Não
9
3
CFC
Display Padrão
CFC
831
3Io (sequência zero) (3Io =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
832
Vo (sequência zero) (Vo =)
Measurement
134
118
Não
9
2
CFC
833
Demanda de I1 (sequência positiva)
(I1 dmd=)
Demand Meter
-
-
-
-
-
CFC
526
Display de Controle
CFC
Posição
IEC 60870-5-103
Unidade de Dados
Função
Compatibilidade
Descrição
Tipo
No.
A.11
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Apêndice
834
Demanda de Potência Ativa (P dmd =)
Demand Meter
-
-
-
-
-
CFC
835
Demanda de Potência reativa (Q dmd =)
Demand Meter
-
-
-
-
-
CFC
836
Demanda de Potência Aparente (S dmd =)
Demand Meter
-
-
-
-
-
CFC
837
Demanda Mínima de I A (IAdmdMin)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
838
Demanda Máxima de I A (IAdmdMax)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
839
Demanda Mínima de I B (IBdmdMin)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
840
Demanda Máxima de I B (IBdmdMax)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
841
Demanda Mínima de I C (ICdmdMin)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
842
Demanda Máxima de I C (ICdmdMax)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
843
Demanda Mínima de I1 (sequência positiva) Min/Max meter
(I1dmdMin)
-
-
-
-
-
CFC
844
Demanda Máxima de I1 (sequência positiva) Min/Max meter
(I1dmdMax)
-
-
-
-
-
CFC
845
Demanda Mínima de potência Ativa
(PdMin=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
846
Demanda Máxima de Potência Ativa
(PdMax=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
847
Demanda Mínima de Potência Reativa
(QdMin=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
848
Demanda Máxima de Potência Reativa
(QdMax=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
849
Mínima Potência Aparente (SdMin=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
850
Máxima Potência Aparente (SdMax=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
851
Ia Min (Ia Min=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
852
Ia Max (Ia Max=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
853
Ib Min (Ib Min=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
854
Ib Max (Ib Max=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
855
Ic Min (Ic Min=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
856
Ic Max (Ic Max=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
857
Mínima I1 (sequência positiva) (I1 Min=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
858
Máxima I1 (sequência positiva) (I1 Max=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
859
Va-n Min (Va-nMin=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
860
Va-n Max (Va-nMax=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
861
Vb-n Min (Vb-nMin=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
862
Vb-n Max (Vb-nMax=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
863
Vc-n Min (Vc-nMin=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
864
Vc-n Max (Vc-nMax=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
865
Va-b Min (Va-bMin=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
867
Va-b Max (Va-bMax=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
868
Vb-c Min (Vb-cMin=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
869
Vb-c Max (Vb-cMax=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
870
Vc-a Min (Vc-aMin=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
871
Vc-a Max (Vc-aMax=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
872
V neutra Min (Vn Min =)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
873
V neutra Max (Vn Max =)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
874
Tensão Mínima V1 (sequência positiva)
(V1 Min =)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
875
Tensão Máxima V1 (sequência positiva)
(V1 Max =)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
876
Mínima Potência Ativa (Pmin=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Display Padrão
Display de Controle
CFC
Posição
Unidade de Dados
IEC 60870-5-103
Compatibilidade
Função
Descrição
Tipo
No.
527
Apêndice
877
Máxima Potência Ativa (Pmax=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
878
Mínima Potência Reativa (Qmin=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
879
Máxima Potência Reativa (Qmax=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
880
Mínima Potência Aparente (Smin=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
881
Máxima Potência Aparente (Smax=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
882
Frequência Mínima (fmin=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
883
Frequência Máxima (fmax=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
884
Máximo Fator de Potência (PF Max=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
885
Mínimo Fator de Potência (PF Min=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
888
Energia Wp Pulsada (ativa) (Wp(puls))
Energy
133
55
Não
205
-
CFC
889
Energia Wq Pulsada (reativa) (Wq(puls))
Energy
133
56
Não
205
-
CFC
901
Fator de Potência (PF =)
Medição
134
157
Não
9
14
CFC
924
Wp Para frente (WpForward)
Energy
133
51
Não
205
-
CFC
925
Wq Para frente (WqForward)
Energy
133
52
Não
205
-
CFC
928
Wp Reversa (WpReverse)
Energy
133
53
Não
205
-
CFC
929
Wq Reversa (WqReverse)
Energy
133
54
Não
205
-
CFC
963
Demanda de I A (Ia dmd=)
Demand Meter
-
-
-
-
-
CFC
964
Demanda de I B (Ib dmd=)
Demand Meter
-
-
-
-
-
CFC
965
Demanda de I C (Ic dmd=)
Demand Meter
-
-
-
-
-
CFC
1058
Medidor de Sobrecarga Máxima
(Θ/ΘTrpMax=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
1059
Medidor de Sobrecarga Mínima
(Θ/ΘTrpMin=)
Min/Max meter
-
-
-
-
-
CFC
16004
Limite da Exponenciação da Corrente de
Soma (ΣI^x>)
SetPoint (Stat.)
-
-
-
-
-
CFC
16009
Limite Inferior da Duração Residual do
disjuntor (Resid.Endu. <)
SetPoint (Stat.)
-
-
-
-
-
CFC
16017
Limite da Integral da Corrente do Quadrado SetPoint (Stat.)
da Soma (ΣI^2t>)
-
-
-
-
-
CFC
16031
Ângulo entre 3Vo e INsens. (ϕ(3Vo,INs) =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
30701
Pa (potência ativa, fase A) (Pa =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
30702
Pb (potência ativa, fase B) (Pb =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
30703
Pc (potência ativa, fase C) (Pc =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
30704
Qa (potência reativa, fase A) (Qa =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
30705
Qb (potência reativa, fase B) (Qb =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
30706
Qc (potência reativa, fase C) (Qc =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
30707
Fator de Potência, fase A (PFa =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
30708
Fator de Potência, fase B (PFb =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
30709
Fator de Potência, fase C (PFc =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
30800
Tensão VX (VX =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
30801
Tensão fase-neutro (Vph-n =)
Measurement
-
-
-
-
-
CFC
Display Padrão
Display de Controle
CFC
Posição
Unidade de Dados
IEC 60870-5-103
Compatibilidade
Função
Descrição
Tipo
No.
■
528
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Literatura
/1/
SIPROTEC 4 System Description (EN); E50417-H1176-C151-A9
/2/
SIPROTEC DIGSI 4, Start UP (EN); E50417-G1176-C152-A5
/3/
DIGSI CFC, Manual (EN); E50417-H1176-C098-A9
/4/
SIPROTEC SIGRA 4, Manual (EN); E50417-H1176-C070-A4
/5/
Additional Information on the Protection of Explosion-Protected Motors of Protection Type Increased
Safety “e” (Informação adicional quanto à Proteção de Motores Protegidos de Explosão de Tipo de
Proteção Aumentada “e”) (DE/EN); C53000–B1174–C157
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
529
Literatura
530
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Glossário
Ajuste de parâmetro
Ajuste de parâmetro é o ajuste de todos os parâmetros que podem ser feitos para um dispositivo SIPROTEC 4.
Arquivo RIO
Formato de intercâmbio de dados do relé pela Omicron.
Aterramento
Aterramento significa que uma parte condutiva está conectada por meio de um sistema de aterramento à →
terra.
Aterramento
Aterramento é o total de todos os meios e medidas usados para aterramento.
Barramento de processo
Dispositivos com recurso de interface de barramento de processo podem comunicar-se diretamente com os
módulos SICAM HV. A interface de barramento de processo está equipada com um módulo Ethernet.
Bateria
A bateria de buffer assegura que áreas específicas de dados, marcações, temporizadores e contadores sejam
retentivamente conservados.
Blocos CFC
Blocos são partes do programa do usuário delimitadas por suas funções , estruturas ou seus propósitos.
Bloqueio de vibração
Uma entrada rapidamente intermitente (por exemplo, devido a uma falta de contato do relé) é desligada após
um tempo de monitoramento configurável e pode assim não gerar quaisquer outras mudanças de sinal.
A função previne sobrecarga do sistema quando aparece uma falta.
BP_xx
→ Indicação de padrão de bit (Bitstring Of x Bit), x designa a extensão em bits (8, 16, 24 ou 32 bits).
C_xx
Comando sem feedback.
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
531
Glossário
CF_xx
Command with feedback.
CFC
Gráfico de Fução Contínua (Function Chart). CFC é um editor gráfico com o qual um programa pode ser criado
e configurado pelo uso de blocos já formatados.
Comando duplo
Comandos duplos são saídas de processo que indicam 4 estados de processo em 2 saídas: 2 definidos
(por exemplo, ON/OFF)e 2 estados indefinidos (por exemplo, para posições intermediárias).
Comando simples
Comandos simples são saídas de processo que indicam 2 estados de processo (por exemplo, ON/OFF) em
uma saída.
Combinação IRC
Comunicação Inter-Relé (Inter Relay Communication), IRC, é usada para troca de informações de processamento diretamente entre dispositivos SIPROTEC 4. Você necessita um objeto do tipo combinação IRC para
configurar uma comunicação inter-relé. Cada usuário da combinação e todos os parâmetros de comunicação
necessários são definidos neste objeto. O tipo e escopo da troca de informações entre os usuários também
são armazenadas neste objeto.
Compatibilidade eletromagnética
Compatibilidade eletromagnética (EMC) é a habilidade de um aparelho elétrico funcionar livre de falta em um
ambiente específico sem influenciar o ambiente como um todo.
COMTRADE
Common Format for Transient Data Exchange (Formato Comum para Troca de Dados Transiente), formato
para gravações de faltas.
Comunicação inter-relé
→ Combinação IRC
Conexão de modem
Este tipo de objeto contém informações de ambos os parceiros de uma conexão de modem, o modem local e
remoto.
Container
Se um objeto pode conter outros objetos, ele é chamado container. A Pasta objeto é um exemplo de container.
Controladores de Bay
Controladores de Bay são dispositivos com funções de controle e monitoramento sem funções de proteção.
532
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Glossário
DCF77
O tempo oficial extremamente preciso é determinado na Alemanha pelo "Physikalisch-Technischen-Bundesanstalt PTB" em Braunschweig. A unidade de relógio atômico do PTB transmite esse tempo via transmissor
de sinal de ondas longas em Mainflingen próximo de Frankfurt/Main. O sinal de tempo emitido pode ser recebido dentro de um raio de aproximadamente 1500 km de Frankfurt/Main.
Descrição de campo HV
O arquivo de descrição de projeto HV contém detalhes de campos que existem em um projeto ModPara.O
campo real de informações de cada campo é memorizado em um arquivo de descrição de campo HV. Dentro
do arquivo de descrição de projeto HV, cada campo está alocado como arquivo de descrição de campo HV
por uma referência ao nome do arquivo.
Descrição de projeto HV
Todos os dados são exportados uma vez que tenham sido completadas a configuração e parametrização das
CPUs e Sub-módulos usando ModPara. Esses dados são distribuidos em vários arquivos. Um arquivo contém
detalhes sobre a estrutura do projeto fundamental. Isso inclui também, quais os campos existentes nesse
projeto. Esse arquivo é chamado de arquivo de descrição de projeto HV.
Display de Controle
A imagem que é mostrada nos dispositivos com um grande display (gráfico) após pressionar a tecla de controle é chamada de display de controle. Ela contem os dispositivos de controle que podem ser controlados no
alimentador com display do status. É usado para executar operações de comutação. A definição desse diagrama é parte da configuração.
Dispositivo Conteiner
Na Visão de Componente, todos os dispositivos SIPROTEC 4 são designados para um objeto do tipo dispositivo conteiner. Esse objeto é um objeto especial do DIGSI Manager. Entretanto, uma vez que não exista
nenhuma visão de componente no DIGSI Manager, esse objeto só se torna visível em conjunto com o STEP 7.
Dispositivos de campo
Têrmo genérico para todos os dispositivos projetados para nível de campo: Dispositivos de proteção,
dispositivos de combinação, controladores de bay.
Dispositivos de combinação
Dispositivos de combinação são dispositivos de bay com funções de proteção e um display de controle.
Dispositivos de proteção
Todos os dispositivos com uma função de proteção e sem display de controle.
Dispositivo SIPROTEC 4
Este tipo de objeto representa um dispositivo SIPROTEC 4 real com todos os valores de ajustes e dados de
processo que contém.
DP
→ Indicação de ponto-duplo
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
533
Glossário
DP_I
→ Indicação de ponto-duplo, posição intermediária 00
Drag-and-drop (Clique e Arraste)
Copiar, mover, função de link, usadas nas interfaces gráficas do usuário. Objetos são selecionados com o
mouse, seguros e movidos de uma área de dados para outra.
EMC
→ Compatibilidade eletromagnética
Endereço de Link
O endereço de link fornece o endereço de um dispositivo V3/V2.
Endereço do Usuário
Um endereço de usuário compreende o nome da estação, o código nacional, o código de área e o número de
telefone específico do usuário.
Endereço IEC
Dentro de um barramento IEC um único endereço IEC tem que ser designado para cada dispositivo
SIPROTEC 4. Um total de 254 endereços IEC estão disponíveis para cada barramento IEC.
Endereço VD
O endereço VD é designado automaticamente pelo DIGSI Manager.Ele existe somente uma vez no projeto
completo e serve assim para identificar de forma clara um dispositivo SIPROTEC 4 real. O endereço VD
designado pelo DIGSI Manager precisa ser transferido para o dispositivo SIPROTEC 4 de forma a permitir a
comunicação com o DIGSI Device Editor.
ExBPxx
Indicação de padrão de bit externo via uma conexão ETHERNET , específica do dispositivo → Indicação de
padrão de Bit
ExC
Comando externo sem feedback via uma conexão ETHERNET, específica do dispositivo.
ExCF
Comando externo com feedback via uma conexão ETHERNET, específica do dispositivo.
ExDP
Indicação de ponto-duplo externo via uma conexão ETHERNET, específica do dispositivo → Indicação de
ponto-duplo
ExDP_I
Indicação de ponto duplo externa via uma conexão ETHERNET , posição intermediária 00, → Indicação de
ponto duplo
534
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Glossário
ExMV
Valor medido externo via uma conexão ETHERNET, específica do dispositivo.
ExSI
Indicação de ponto simples via uma conexão ETHERNET, específica do dispositivo → Indicação de ponto
simples
ExSI_F
Indicação de ponto simples externa via uma conexão ETHERNET, específica do dispositivo, → Indicação
passageira, → Indicação de ponto simples
Flutuante
→ Sem conexão elétrica à → terra.
GPS
Global Positioning System. Satélites com relógios atômicos fazem órbita da terra duas vezes por dia em locais
diferentes, em aproximadamente 20,000 km. Eles transmitem sinais que também contem a hora universal
GPS. O receptor GPS determina sua própria posição a partir dos sinais recebidos. De sua posição, ele pode
derivar a hora em andamento de um satélite e assim corrigir a hora universal GPS transmitida.
ID
Indicação de ponto duplo interna → Indicação de ponto duplo
ID_S
Posição intermediária 00 de indicação de ponto duplo interna → Indicação de ponto duplo
IEC
Comissão Eletrotécnica Internacional (International Electrotechnical Commission).
IEC61850
Padrão mundial de comunicação em subestações. Esse padrão permite dispositivos de diferentes fabricantes
inter-operarem no barramento da estação. A transferência de dados é acompanhada através de uma rede
Ethernet.
Indicação de padrão de Bit
Indicação de padrão de bit é uma função de processamento por meio da qual ítens de informação de processo
digital aplicados sobre várias entradas podem ser detectados em conjunto em paralelo e processados.
A extensão do padrão de bit pode ser especificada como 1, 2, 3 ou 4 bytes.
Indicação de ponto-duplo
Indicações de ponto-duplo são ítens de informação do processo que indicam 4 estados de processo em
2 entradas: 2 definidos (por exemplo, ON/OFF) e 2 estados indefinidos (por exemplo, para posições
intermediárias).
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
535
Glossário
Indicação de ponto simples
Indicações simples são ítens de informações do processo que indicam 2 estados de processo (por exemplo
ON/OFF) em uma saída.
Indicação de Tap de Transformador
Indicação de Tap do Transformador é uma função de processamento no DI por meio da qual o Tap do
comutador de tap do transformador pode ser detectado junto em paralelo e processada posteriormente.
Informação transiente
Uma informação transiente é um transiente breve → indicação de ponto simples na qual somente o sinal de
recebimento do processo é detectado e imediatamente processado.
Interface RSxxx
Interfaces seriais RS232, RS422/485.
Interface SCADA
Interface serial traseira nos dispositivos para conexão a um sistema de controle via IEC ou PROFIBUS.
Interrogação Geral (GI)
Durante a partida do sistema o estado de todas as entradas de processo, do status e da imagem de falta são
amostradas. Essa informação é usada para atualizar a imagem do processo de finalização do sistema. O
estado do processo real também pode ser amostrado após uma perda de dados por meio de uma GI.
IRIG-B
Código de sinal de tempo do Grupo de Instrumentação Inter-Faixa (Inter-Range Instrumentation Group).
IS
Indicação de ponto simples interna → Indicação de ponto simples
IS_F
Flutuação de indicação interna → Indicação de flutuação, → Indicação de ponto simples
ISO 9001
A faixa de padrões ISO 9000 ff define medidas usadas para assegurar a qualidade de um produto desde o
desenvolvimento até a fabricação.
Janela de dados
→ A área da direita da janela do projeto mostra o conteúdo da área selecionada na → janela de navegação,
por exemplo, indicações, valores medidos, etc. , das listas de informações da seleção de função para a
configuração do dispositivo.
Janela de navegação
A parte da direita da janela de um projeto mostra os nomes e símbolos de todos os containers de um projeto
na forma de uma árvore de pastas.
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E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
Glossário
Lista telefônica
Endereços de usuários para uma conexão de modem são salvos neste tipo de objeto.
LV
Valor limite.
LVU
Valor limite, definido pelo usuário.
Matriz de combinação
DIGSI V4.6 e superior, permite até 32 dispositivos SIPROTEC 4 compatíveis comunicarem-se entre si em uma
rede de comunicação inter-relé (IRC). A matriz de comunicação define quais dispositivos trocam qual tipo de
informação.
Mensagem GOOSE
Mensagens GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) de acordo com IEC 61850 são pacotes de
dados que são transmitidos ciclicamente e de eventos controlados via sistema de comunicação Ethernet.
Servem para troca direta de informações entre os relés. Esse mecanismo facilita a comunicação cruzada entre
dispositivos de bay.
Mestre
Mestres podem enviar dados para outros usuários e solicitar dados de outros usuários. DIGSI opera como
mestre.
MLFB
MLFB é o acrônimo de "MaschinenLesbare FabrikateBezeichnung" (designação de produto lido da máquina).
É equivalente ao número de pedido. O tipo e versão de um dispositivo SIPROTEC 4 estão codificados pelo
número de pedido.
Nível hierárquico
Dentro de uma estrutura com objetos em nível-elevado e nível mais baixo um nível de hierarquia é um
container de objetos equivalentes.
Objeto
Cada elemento da estrutura de um projeto é chamado de objeto no DIGSI.
Off-line
No modo off-line um link com o dispositivo SIPROTEC 4 não é necessário. Você trabalha com dados que estão
armazenados em arquivos.
OI_F
Flutuação de indicação de saída → Informação transiente
E50417-G1179-C343-A1, Publicação 05.2009
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Glossário
On-line
Quando trabalhar no modo online, existe um link físico com um dispositivo SIPROTEC 4 que pode ser
implementado de várias maneiras. Esse link pode ser implementado como uma conexão direta, como um
modem ou com

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Transcrição

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